美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区,20549
表格
(标记一)
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根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止
或
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根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
的过渡期 至
委托文件编号:
(注册人的确切姓名载于其章程)
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(法团或组织的州或其他司法管辖区) |
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(税务局雇主身分证号码) |
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(主要行政办公室地址) |
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(邮政编码) |
注册人的电话号码,包括区号
(
根据该法第12(B)条登记的证券:
每个班级的标题 |
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交易符号 |
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注册的每个交易所的名称 |
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根据该法第12(G)条登记的证券:无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人,请用复选标记表示。
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告,以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。
用复选标记表示注册人是否已经以电子方式提交了根据S-T规则405规定需要提交的每个交互数据文件 在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类档案的较短期限内)。
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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☒ |
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规模较小的报告公司 |
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加速文件管理器 |
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☐ |
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新兴成长型公司 |
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非加速文件服务器 |
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☐ |
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如果是一家新兴的成长型公司,用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则:☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告,证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编,第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估,该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是
截至2020年6月30日,非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值为$
截至2021年2月19日,有
以引用方式并入的文件
牧场资源公司
除非上下文另有说明,本报告中提及的“Range”、“We”、“Us”或“Our”均指Range Resources Corporation及其直接和间接拥有的子公司。除非另有说明,报告中有关天然气、天然气液体和原油储量的所有信息以及可归因于这些储量的估计未来净现金流均基于估计,并为我们的利息净额。如果您不熟悉本报告中使用的石油和天然气术语,请参阅本报告第一项和第二项“业务和财产”中“某些已定义术语的词汇表”中对这些术语的解释。
目录
第一部分 |
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页面 |
第1及2项。 |
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企业和物业 |
2 |
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一般信息 |
2 |
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2020年执行摘要 |
2 |
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可用信息 |
3 |
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我们的业务战略 |
3 |
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2020年取得重大成就 |
4 |
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细分市场和地理信息 |
5 |
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展望2021年 |
5 |
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已探明储量 |
6 |
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属性概述 |
8 |
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资产剥离 |
10 |
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生产井 |
10 |
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钻探活动 |
11 |
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毛面积和净面积 |
11 |
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未开发的土地面积到期 |
12 |
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物业的标题 |
12 |
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交付承诺 |
12 |
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人力资本管理 |
12 |
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竞争 |
13 |
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市场营销和客户 |
14 |
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业务的季节性 |
14 |
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市场 |
14 |
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政府监管 |
14 |
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环境和职业健康及安全事宜 |
17 |
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某些定义术语的词汇表 |
21 |
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第1A项。 |
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风险因素 |
22 |
项目1B。 |
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未解决的员工意见 |
34 |
第三项。 |
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法律诉讼 |
34 |
第四项。 |
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煤矿安全信息披露 |
35 |
第II部
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第五项。 |
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注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 |
36 |
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普通股市场 |
36 |
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纪录持有人 |
36 |
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分红 |
36 |
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股东回报业绩展示 |
37 |
i
目录(续)
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页面 |
第7项。 |
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管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 |
38 |
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我们的业务概述 |
38 |
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管理层对经营成果的讨论与分析 |
40 |
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管理层对财务状况、现金流、资金来源和流动性的探讨与分析 |
50 |
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管理层对关键会计估计的探讨 |
55 |
第7A项。 |
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关于市场风险的定量和定性披露 |
60 |
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市场风险 |
60 |
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商品价格风险 |
61 |
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其他商品风险 |
61 |
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商品敏感性分析 |
62 |
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利率风险 |
62 |
第八项。 |
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财务报表和补充数据 |
F-1 |
第九项。 |
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会计与财务信息披露的变更与分歧 |
63 |
第9A项。 |
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控制和程序 |
63 |
项目9B。 |
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其他信息 |
63 |
第三部分 |
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第10项。 |
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董事、高管与公司治理 |
64 |
第11项。 |
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高管薪酬 |
64 |
第12项。 |
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某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 |
64 |
第13项。 |
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某些关系和相关交易,以及董事的独立性 |
64 |
第14项。 |
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首席会计师费用及服务 |
64 |
第四部分 |
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第15项。 |
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展品和财务报表附表 |
65 |
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签名 |
69 |
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II
关于前瞻性陈述的披露
这份10-K表格年度报告包含符合1933年证券法(“证券法”)第27A节和1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E节的含义的前瞻性陈述。除对历史事实的陈述外,这些陈述都是对未来事件的当前预期或预测,包括但不限于:钻井计划;计划的油井;钻机数量;我们2021年的资本预算及其计划分配;储量估计;对未来经济和市场状况及其影响(包括全球流行病的经济影响)的预期;我们的财务和运营前景以及实现该前景的能力;我们的财务状况、资产负债表、流动性和资本资源及其好处。这些陈述通常包含“可能”、“预期”、“相信”、“估计”、“预期”、“计划”、“预测”、“目标”、“项目”、“应该”、“将”或类似的词语,表明未来的结果是不确定的。根据1995年“私人证券诉讼改革法”的“安全港”条款,这些陈述伴随着确定重要因素的警告性语言,尽管不一定是所有可能导致未来结果与前瞻性陈述中陈述的结果大不相同的因素。
虽然我们认为这些前瞻性陈述在作出时是合理的,但不能保证影响我们的未来事态发展将是我们预期的。有关可能导致我们的实际结果与前瞻性陈述中的结果不同的已知重要因素的说明,见项目1A中讨论的其他因素。风险因素。
由于许多因素,实际结果可能与预期大不相同,包括:
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• |
石油和天然气行业的状况,包括天然气、原油和天然气液体(“NGL”)的供求水平及其对价格的影响; |
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• |
证券、资本或信贷市场的可用性和波动性,以及为我们的运营和业务战略提供资金的成本; |
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• |
由于法规、储集层性能或大宗商品价格持续低迷,我们储量估计的准确性和波动; |
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• |
不能或无法使用管道或其他运输方式; |
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• |
开发现有储量或获得新储量的能力; |
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|
• |
钻井和操作风险; |
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• |
良好的生产时机; |
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• |
我们主要经营市场的政治或经济状况的变化; |
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• |
商品和服务的价格和可获得性,包括第三方基础设施; |
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• |
天气状况、战争行为或恐怖行为等不可预见的危险; |
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• |
电子、网络或物理安全漏洞; |
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• |
安全、健康、环境、税收和其他法规或要求或倡议的变化,包括应对全球气候变化、空气排放或水管理的影响的法规或要求或倡议; |
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• |
其他地质、运营和经济方面的考虑; |
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• |
现有或潜在贷款人、衍生品合同对手方、客户和工作权益所有人履行其对我们的义务或在未来以我们可以接受的条款与我们进行交易的能力和意愿;或 |
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• |
项目1和2中讨论的其他因素。商业和财产,项目1A。风险因素,项目7.财务状况和经营结果的管理讨论和分析,项目7A。关于市场风险的定量和定性披露以及本报告中的其他内容。 |
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告诫读者不要过度依赖前瞻性陈述,这些陈述仅说明截止到本文发布之日。我们没有义务在任何前瞻性陈述发表后公开更新或修改它们,无论是由于新信息、未来事件或其他原因,除非法律要求。可归因于我们或代表我们行事的人的所有随后的书面和口头前瞻性陈述,都明确地受到本报告全文所载警告性陈述的限制。
1
第一部分
项目1和2.业务和财产
一般信息
Range Resources Corporation是特拉华州的一家公司,是一家总部位于德克萨斯州沃斯堡的独立天然气、NGL和石油公司,从事美国天然气和石油资产的勘探、开发和收购。我们的主要作业区域是宾夕法尼亚州的马塞卢斯页岩。我们的公司办公室位于德克萨斯州沃斯堡76102号Throckmorton Street 100 Suite1200。我们还在我们的业务区设有外地办事处。我们的普通股在纽约证券交易所上市交易,股票代码为“RRC”。Range Resources Corporation成立于1980年。截至2020年12月31日,我们有2.564亿股流通股。
截至2020年底,我国已探明储量具有以下特点:
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17.2 Tcfe探明储量; |
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天然气占65%,天然气占33%,原油和凝析油占2%; |
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57%被证明是发达的; |
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几乎100%手术; |
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大约22年的储备寿命指数(以2020年第四季度产量为基础); |
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未来净现金流的税前现值为30亿美元,按10%的年利率(“PV-10”)贴现(a));及 |
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• |
对28亿美元的未来净现金流进行贴现的标准化税后衡量标准。 |
(a) |
PV-10被认为是美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)定义的非公认会计准则财务指标。我们认为,PV-10的列报对于我们的投资者来说是相关和有用的,作为标准化衡量标准或税后金额的补充披露,因为它在考虑未来的公司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备的贴现未来现金流量净额。虽然标准化的衡量标准取决于每家公司的独特税务情况,但PV-10是基于所有公司一致的价格和折扣因素。正因为如此,PV-10可用于行业内部以及债权人和证券分析师在更具可比性的基础上评估已探明储量的估计净现金流。标准化措施和PV-10金额之间的差额是截至2020年12月31日的贴现估计未来所得税1.344亿美元。2020年12月31日的PV-10是使用NYMEX的基准价格确定的,天然气每mcf 1.98美元,石油每桶39.77美元。 |
我们估计的已探明储量从2019年12月3日的18.2Tcfe下降到2020年12月31日的17.2Tcfe,降幅为5%。来自延伸和发现的储量增加是成功的开发计划和完井优化的结果,这些优化导致了油井性能的改善。2020年新增储量被2020年816.5 Bcfe的产量、出售我们北路易斯安那州828.1 Bcfe的物业、较低的大宗商品价格以及961.1 Bcfe的储量重新归类为未探明储量所抵消,这是因为之前计划的油井预计不会在最初的五年开发期限内钻探。我们相信,随着这些地点被重新纳入我们的五年发展计划,这些未探明储量可以包括在我们未来的已探明储量中。
我们2020年的制作亮点包括:
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总计生产574.5桶天然气、3750万桶天然气和280万桶原油和凝析油; |
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日均产量为2.23 Bcfe,较2019年下降2%,反映了剥离我们北路易斯安那州物业的影响; |
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不包括我们在2020年和2019年生产的北路易斯安那州物业,总产量增长了3%; |
2020年执行摘要
由于我们的产量约有70%是天然气,天然气价格通常是我们经营业绩的主要变量。在过去的几年里,纽约商品交易所(NYMEX)的天然气价格一直波动不定。自2018年初以来,天然气价格低至1.50美元/mcf,高达4.72美元/mcf。我们收到的所有产品的价格主要是基于当前的市场价格,这不是我们所能控制的,但通过我们销售协议的多样性和积极的大宗商品价格对冲计划进行管理。在过去的几年里,我们把重点放在了我们可以控制的领域。目前,我们的重点是通过降低成本和提高运营效率来提高现金流,同时加强我们的资产负债表,而不是扩张和增长。2020年,我们:
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寻求使我们的年度资本支出与内部产生的现金流保持一致; |
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收到资产出售收益2.461亿美元; |
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发行本金总额8.5亿美元,2026年到期的新9.25%优先债券; |
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使用出售我们新的9.25%优先票据的收益和出售我们北路易斯安那州资产的收益,回购了2021年、2022年和2023年到期的各种高级和高级次级票据12亿美元; |
2
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维持我们的银行承诺借款能力 在…24亿美元; |
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比我们2020年的初始资本预算5.20亿美元少花了大约1.093亿美元; |
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回购820万股普通股; |
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直接运营费用减少4410万美元,比2020年减少32%,反映出剥离了运营成本较高的物业; |
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2020年一般和行政费用减少2170万美元,比2019年减少12%,反映了人员的减少以及我们为提高盈利能力和弹性而降低成本的努力; |
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从2019年起,我们的每MCFE的损耗、折旧和摊销比率降低了27%; |
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截至2020年12月31日,我们对已探明储量的估计从2019年12月31日的18.2Tcfe降至17.2Tcfe,这反映了我们北路易斯安那州资产的出售。不包括2019年年底以来的北路易斯安那州储量,已探明储量下降不到1%,原因是储量被重新归类为未探明储量,因为之前计划的油井预计不会在最初的五年开发期限内钻探; |
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继续降低我们的钻井和完井成本,现在每英尺不到600美元; |
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发布了我们的第二份正式企业可持续发展报告,其中讨论了我们对环境和我们工作所在社区的持续关注和承诺,并宣布了到2025年实现净直接零排放的目标; |
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继续我们的创新水回收计划; |
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继续使用电动压裂舰队; |
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与2019年相比,2020年排放量减少,泄漏检测检查频率增加; |
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与2019年相比,承包商OSHA可记录的伤害减少了68%;以及 |
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与2019年相比,可预防的车辆事故数量减少了64%。 |
可用信息
我们的公司网站是http://Www.rangeresources.com。我们网站上包含的或与我们网站相关的信息不会以引用方式并入本10-K表格中,因此不应被视为本报告或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他文件的一部分。我们在向美国证券交易委员会提交报告后,在合理可行的范围内尽快在我们的网站上免费提供Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的修正。其他信息,如演示文稿、公司责任文化、公司治理准则、审计委员会章程、薪酬委员会、股息委员会、治理和提名委员会以及商业行为和道德准则,都可以在我们的网站上获得,任何向公司秘书提出书面请求的股东都可以在我们的网站上获得书面请求,地址为德克萨斯州沃斯堡76102号Suite1200。我们的商业行为和道德准则适用于所有董事、高级管理人员和员工,包括我们的总裁以及首席执行官和首席财务官。
美国证券交易委员会建立了一个互联网站,其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人的信息,包括范围。公众可以获得我们向美国证券交易委员会提交的任何文件Www.sec.gov。
我们的业务战略
我们的总体业务目标是通过专注于回报的天然气资产开发来建立股东价值。我们实现业务目标的战略是通过内部产生的钻井项目以及偶尔收购和剥离非核心资产或核心资产,从储量和生产中产生持续的现金流。此外,我们的目标是为我们的资本支出提供等于或低于运营现金流的资金。我们的战略要求我们在技术人员、种植面积、地震数据、钻井和完井技术以及收集和运输安排方面做出重大投资和财务承诺,以建立钻井库存和营销我们的产品。我们的战略有以下几个关键要素:
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致力于环境保护、工人和社区安全; |
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专注于我们的核心运营区域; |
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注重成本效益; |
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保持高质量的多年钻井库存; |
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保持低基数下降率的长寿储备基数; |
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以各种商业条款向不同市场的大量客户推销我们的产品; |
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保持业务和财务灵活性;以及 |
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提供符合利益相关者利益的员工股权和激励性薪酬。 |
这些元素是由我们在位于宾夕法尼亚州的马塞卢斯页岩的权益所支撑的,该页岩的剩余生产寿命超过50年。
3
致力于环境保护、工人和社区安全。我们努力实施技术和商业实践,以最大限度地减少物业开发对环境、工人健康和安全以及我们运营的社区的安全的潜在不利影响。我们通过与同行公司、监管机构、非政府组织、与石油和天然气行业无关的行业以及其他参与的利益相关者合作,分析和审查业绩,同时努力实现持续改进。我们希望每位员工保持安全运营,最大限度地减少对环境的影响,并以最高的道德标准开展日常业务。
集中在我们的核心作业区。我们目前在一个地区开展业务:宾夕法尼亚州。集中我们的钻探和生产活动使我们能够开发解释特定地质和运营条件所需的区域专业知识,并发展规模经济。在我们的核心区域运营也使我们能够追求以诱人的回报实现持续生产的目标。我们打算通过使用技术和对我们的物业进行详细的分析,进一步扩大我们的种植面积,并改善我们的运营和财务业绩。我们定期评估和寻求收购机会(包括收购特定天然气和石油资产或拥有天然气和石油资产的实体的机会),在任何给定时间,我们可能处于评估此类机会的不同阶段。
注重成本效益. 我们集中在我们认为拥有可观碳氢化合物储量的地区,这些地区将在控制成本的同时实现经济生产。由于商品生产者几乎没有长期具有竞争力的销售价格优势,因此发现、开发和生产一种商品的成本对组织的可持续性和长期股东价值创造至关重要。我们努力控制成本,使我们发现、开发和生产天然气、天然气和石油的成本成为行业中最低的成本之一。我们运营着几乎所有的净产量,并相信我们对所运营地区的地质和运营条件的广泛了解为我们提供了实现运营效率的能力。
保持高质量的多年钻井库存.我们专注于具有多个前瞻性和生产性视野和发展机会的领域。我们使用我们的技术专业知识来建立和维护多年的钻井库存。我们相信,大量、高质量的多年钻井项目库存提高了我们有效规划经济生产的能力。目前,我们有超过3500个 库存中已探明和未探明的钻探地点。
保持低基数递减率的长寿储备基数。长寿命的天然气和石油储量提供了一个比短寿命储量更稳定的平台。长期储备降低了再投资风险,因为它们减少了每年为取代生产而部署的再投资资本额。长寿命的天然气和石油储备也有助于我们将成本降至最低,因为稳定的生产使建立和维持运营规模经济变得更容易。长寿命储备也提供了技术改进的好处。
根据各种商业条款,在不同的市场上向大量客户推销我们的产品。我们向国内和国际市场的大量客户销售我们的天然气、天然气、原油和凝析油,以实现现金流最大化和分散风险。我们在多条管道上持有大量可靠的运输合同,使我们能够在中西部、墨西哥湾沿岸、东南部、东北部和国际市场运输和销售天然气和天然气。我们以各种价格指数和价格公式销售我们的产品,这有助于我们优化地区价格差异和大宗商品价格波动。
保持运营和财务灵活性. 由于钻探涉及的风险,加上大宗商品价格的变化,我们灵活地调整了全年的资本预算。如果某些领域产生的回报高于预期,我们可以加快这些领域的发展,减少其他方面的支出。我们还相信保持充足的流动性,使用大宗商品衍生品来帮助稳定我们实现的价格,并专注于金融纪律。我们相信,这提供了更可预测的现金流和财务结果。 我们定期审查我们的资产基础,以确定非战略性资产,这些资产的处置预计将增加可用于其他活动的资本资源,并创造组织和运营效率。
提供符合利益相关者利益的员工股权所有权和激励性薪酬。我们希望我们的员工能像企业主一样思考和行动。为了实现这一目标,我们通过持有Range的股权来奖励和鼓励他们。所有全职员工都有资格获得股权赠款。截至2020年12月31日,我们的员工和董事在我们的福利计划(既得和未得利)中拥有股权证券,总市值约为104.5美元 百万美元。我们寻求使我们的激励性薪酬与利益相关者的利益和关键业务目标保持一致,我们的董事会经常与股东接触,告知年度激励性薪酬框架。
2020年取得重大成就
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已探明储量-2020年总探明储量比2019年下降5%,从18.2 Tcfe降至17.2 Tcfe,反映了出售我们北路易斯安那州资产的影响。不包括此次出售,已探明储量较2019年下降不到1%,主要是由于储量重新归类为未探明储量。这一成就是现有优质生产和高效发展的结果。我们相信,我们技术团队的质量和我们对高质量Marcellus页岩钻探地点的大量库存为未来已探明的储量和产量提供了基础。 |
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4
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生产 – In 2020,我们的产量平均2.23 B每天CFE,aDe折痕2从201%9反映了出售我们北路易斯安那州属性. 不包括制作自这些北路易斯安那州属性,我们的产量比2019年增长了3%。我们的资本计划旨在根据收益最大化的项目分配投资,同时将与生产活动相关的可控成本降至最低。我们打算继续对我们的马塞卢斯页岩资产进行有纪律的投资。 |
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注重财务灵活性-截至2020年12月31日,我们保持了40亿美元的银行信贷安排,借款基数为30亿美元,承诺借款能力为24亿美元。我们努力保持强大的流动性状况。2020年,我们的债务本金总额减少了8600万美元。年内,我们通过再融资和公开市场债券回购显著改善了我们的近期到期日。此外,在2021年1月初,我们发行了价值6.0亿美元的2029年到期的新优先票据。我们于年初制定的2020年资本预算最初为5.2亿美元,2020年的实际支出约为1.093亿美元。正如我们历史上所做的那样,我们可能会调整我们的资本计划,剥离资产,并使用衍生品来保护我们未来现金流的一部分,使其不受大宗商品价格波动的影响,以降低投资回报的风险,并保持充足的流动性。 |
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成功的钻井计划-2020年,我们钻探了52 总气井和我们的整体钻探成功率为100%。我们继续保持和优化充足的钻井横向进尺库存,这对我们以具有成本效益和效率的基础上持续维持每年的生产至关重要。控制发现、开发和生产天然气、天然气和石油的成本,对于创造长期股东价值至关重要。我们的重点区域的特点是大面积、连续的种植面积和多个堆叠的地质层位。2020年,我们通过更快的钻井时间、更长的侧向和创新的完井优化,继续降低每英尺钻井的平均成本。 |
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巨大的资源潜力-保持对大量低成本潜在资源的敞口是重要的。2020年,我们维持并继续发展我们的页岩业务。我们在宾夕法尼亚州有三个大型的非常规和有前景的项目:马塞卢斯页岩、尤蒂卡页岩和上泥盆统页岩。这些业务覆盖了广阔的地区,提供了多年的钻探机会,在许多情况下是累积的报酬,总体上具有可持续的较低风险概况。 |
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处置已完成-在2020年第三季度,我们出售了北路易斯安那州的资产,获得了2.45亿美元的现金收益(在正常的关闭调整之前),扣除关闭调整和交易费用后,我们记录了950万美元的税前亏损。这一处置所得款项用于偿还债务。 |
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细分市场和地理信息
我们的业务由一个可报告的部门组成。我们有一个单一的全公司管理团队,将所有物业作为一个整体进行管理,而不是按独立的运营部门进行管理。我们只按区域跟踪基本运营数据。我们不按地区保存完整的单独财务报表信息。我们把财务业绩作为单个企业来衡量,而不是按地区来衡量。我们的勘探和生产业务仅限于美国陆上。
展望2021年
2021年,我们为天然气、天然气液化天然气、原油和凝析油相关活动制定了4.25亿美元的资本预算,不包括我们没有预算的已探明财产收购。这一预算包括4.011亿美元的钻探费用、2000万美元的种植面积和390万美元的其他支出。按照我们的历史惯例,我们将定期审查全年的资本支出,并可能根据大宗商品价格、钻井成功和其他因素调整预算。全年,我们在逐个项目的基础上分配资本。我们对2021年的预期是,我们的资本支出计划将在运营现金流中获得资金。然而,如果我们2021年的资本需求可能超过我们内部产生的现金流,我们可能会减少资本预算或使用资产出售所得,利用我们在银行信贷安排下的承诺能力,和/或债务或股权融资可能为这些要求提供资金。我们收到的天然气、NGL和石油生产的价格主要是基于当前的市场价格,这超出了我们的控制范围。2021年我们预测的部分天然气、NGL和石油产量的价格风险通过大宗商品衍生品合约得到缓解,我们打算继续进行这些交易。
我们近期的主要关注点包括:
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• |
安全高效地运营; |
|
• |
将资本支出限制在现金流或以下的目标; |
|
• |
减少直接排放,到2025年实现净零直接排放的目标; |
|
• |
实现有竞争力的投资回报; |
|
• |
保持流动性,提高财政实力; |
|
• |
通过有纪律的资本投资专注于有机机会; |
5
|
• |
提高经营效率和经济效益; |
|
• |
将资本支出限制在现金流或以下的目标; |
|
• |
吸引和留住优质员工;以及 |
|
• |
使激励措施与我们股东的利益和关键业务目标保持一致。 |
已探明储量
下表列出了根据美国证券交易委员会规则,基于给定历年每个月第一天的平均价格,我们对截至2020、2019和2018年的年度的已探明储量的估计。石油既包括原油,也包括凝析油。我们没有来自非传统来源的天然气、天然气或石油储备。此外,我们不提供可能或可能储量的选择性披露。
|
|
截至年底的石油和天然气储量摘要 |
|
|||||||||||||||||
储备类别 |
|
天然气 |
|
|
NGL |
|
|
油 |
|
|
总计 |
|
|
% |
|
|||||
2020: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
证明了 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
开发 |
|
|
6,350,057 |
|
|
|
550,771 |
|
|
|
22,976 |
|
|
|
9,792,540 |
|
|
|
57 |
% |
未开发 |
|
|
4,798,503 |
|
|
|
400,695 |
|
|
|
34,650 |
|
|
|
7,410,574 |
|
|
|
43 |
% |
已证明的总数 |
|
|
11,148,560 |
|
|
|
951,466 |
|
|
|
57,626 |
|
|
|
17,203,114 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2019: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
证明了 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
开发 |
|
|
6,486,211 |
|
|
|
535,007 |
|
|
|
34,369 |
|
|
|
9,902,468 |
|
|
|
54 |
% |
未开发 |
|
|
5,628,766 |
|
|
|
403,229 |
|
|
|
40,163 |
|
|
|
8,289,115 |
|
|
|
46 |
% |
已证明的总数 |
|
|
12,114,977 |
|
|
|
938,236 |
|
|
|
74,532 |
|
|
|
18,191,583 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2018: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
证明了 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
开发 |
|
|
6,451,012 |
|
|
|
512,318 |
|
|
|
38,658 |
|
|
|
9,756,870 |
|
|
|
54 |
% |
未开发 |
|
|
5,576,690 |
|
|
|
409,276 |
|
|
|
47,198 |
|
|
|
8,315,536 |
|
|
|
46 |
% |
已证明的总数 |
|
|
12,027,702 |
|
|
|
921,594 |
|
|
|
85,856 |
|
|
|
18,072,406 |
|
|
|
100 |
% |
(a) |
根据石油和天然气的相对能量含量,石油和天然气的体积以一桶等于六mcf的速率转换为mcfe,这并不能表明石油和天然气价格之间的关系。 |
下表列出了截至2020年12月31日估计探明储量的按地区分列的汇总信息:
|
储备量 |
|
|
PV-10 (a) |
|
||||||||||||||||||||||
|
天然气 |
|
|
NGL |
|
|
油 |
|
|
总计 |
|
|
% |
|
|
金额 |
|
|
% |
|
|||||||
阿巴拉契亚地区 |
|
11,148,359 |
|
|
|
951,466 |
|
|
|
57,602 |
|
|
|
17,202,765 |
|
|
|
100 |
% |
|
$ |
2,980,242 |
|
|
|
100 |
% |
其他 |
|
201 |
|
|
|
— |
|
|
|
24 |
|
|
|
349 |
|
|
|
— |
% |
|
|
524 |
|
|
|
— |
% |
总计 |
|
11,148,560 |
|
|
|
951,466 |
|
|
|
57,626 |
|
|
|
17,203,114 |
|
|
|
100 |
% |
|
$ |
2,980,766 |
|
|
|
100 |
% |
(a) |
PV-10是使用2020年12个月平均价格编制的,年利率为10%。年终PV-10是美国证券交易委员会定义的非公认会计准则财务指标。我们相信,PV-10的列报对于我们的投资者来说是相关和有用的,作为标准化计量或税后金额的补充披露,因为它在考虑未来的公司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备的贴现未来现金流量净额。虽然标准化的衡量标准取决于每家公司的独特税务情况,但PV-10是基于所有公司一致的价格和折扣因素。正因为如此,PV-10可用于行业内部以及债权人和证券分析师在更具可比性的基础上评估已探明储量的估计净现金流。截至2020年12月31日,我们的总标准化衡量标准为28亿美元。标准化措施和PV-10金额之间的差额是截至2020年12月31日的贴现估计未来所得税1.344亿美元。在30亿美元的税前PV-10中,有27亿美元与已探明的已开发储量有关。 |
6
储量估算
本报告中的所有储量信息都是基于我们的石油工程人员准备的估计数,并由管理层负责。我们已对储量估算流程和程序建立了内部控制,以支持根据美国证券交易委员会要求准确、及时地编制和披露储量估算。我们还让独立石油咨询公司荷兰Sewell&Associates,Inc.对我们在阿巴拉契亚地区的2020年底储量进行了审计。这次审计的目的是为内部编制的储备金估计数的合理性提供额外的保证。这家工程公司之所以被选中,是因为它的地理专业知识和在某些物业工程方面的历史经验。2020年、2019年和2018年进行的探明储量审计合计占我们已探明储量的97%、90%和94%。于2020、2019及2018年度进行的储量审计合计占我们2020、2019及2018年已探明储量相关税前现值的99%、94%及96%,折现率为10%。由我们的独立石油顾问编写的储量摘要报告的副本作为本年度报告的附件以Form 10-K形式提供。我们独立石油咨询公司负责审核本文所述储量估算的技术人员符合石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计与审计准则》中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。我们拥有由石油工程师和地学专业人员组成的内部工作人员,他们与我们的独立石油顾问密切合作,以确保在储量审计过程中提供的数据的完整性、准确性和及时性。全年, 我们的技术团队定期与我们的独立石油顾问的代表会面,以审查资产并讨论方法和假设。虽然我们没有专门指定的正式委员会来审查储量报告和储量估计过程,但我们的高级管理层审查和批准我们已探明储量的重大变化。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、天然气和石油产量、油井测试数据、大宗商品价格以及运营和开发成本。我们的顾问进行独立的分析,并与我们的油藏工程和经济学教授高级副总裁一起审查差异。在某些情况下,还会举行额外的会议,以审查已查明的储备差额。我们的储备审计师对已探明储量的估计以及按10%折现的该等储量的税前现值与我们的估计总体上相差不超过10%。然而,在逐个租赁、逐个油田或逐个区域进行比较时,我们的一些估计可能高于我们审计师的估计,而另一些可能低于储备审计师的估计。当该等差额合计不超过10%时,我们的储备核数师信纳按10%折现的已探明储备及该等储备的税前现值是合理的,并将出具无保留意见。由于继续进行此类分析的成本效益有限,剩余的差异(如果有的话)不会得到解决。
我们的储量估计与我们的独立石油顾问的总体估计之间的历史差异一直不到5%。我们所有的储量估计都是由我们的油藏工程和经济学高级副总裁先生审核和批准的,他直接向我们的总裁和首席执行官汇报工作。我们的高级副总裁(音译)拥有宾夕法尼亚州立大学电气工程理学学士学位。在加入Range之前,他在Amoco、Hunt Oil和Union Pacific Resources担任过各种技术和管理职位,并在石油和天然气行业拥有40多年的工程经验。年内,我们的储备组亦可能对重大收购或有问题指标的物业(例如使用年限过长、业绩突然变化或经济或营运状况变化)的储量估计进行单独而详细的技术审查。在截至2020年12月31日的一年中,我们没有就我们对天然气和石油储量的估计向任何联邦当局或机构提交任何报告。
储备技术
探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析,可以合理确定地估计出,在现有经济条件、运营方法和政府法规的情况下,从给定日期起,从已知的储集层中可以经济地生产的天然气、天然气液化天然气和石油的数量。“合理确定”一词意味着高度相信实际回收的天然气、天然气和石油的数量将等于或超过估计的数量。为了实现合理的确定性,我们的内部技术人员采用了已经证明能够产生一致性和可重复性的结果的技术。用于评估我们已探明储量的技术和经济数据包括但不限于通过钻井结果和油井动态的经验证据、递减曲线分析、测井记录、地质图和现有的井下和生产数据、地震数据、试井数据、油藏模拟建模和增强数据分析的实施和应用。
已探明的未开发储量(或“PUD”)包括预计将从未钻探面积上的新油井或需要重大支出才能完成的现有油井中开采的储量。PUD储量可归类为未钻探面积上的探明储量,直接抵消了在钻探时可合理确定产量的开发区,或可靠技术可提供合理经济产量确定性的开发区。只有在具备在五年内钻探储量的能力和意图的情况下,未钻探的地点才可被归类为拥有PUD储量,除非具体情况需要更长的时间段。
7
关于天然气液体的报告
我们生产NGL,作为我们天然气加工的一部分。在天然气加工过程中提取天然气液化石油气减少了可供销售的天然气数量。截至2020年12月31日,按Mcf当量计算,NGL约占我们已探明总储量的33%。NGL是按加仑(和按桶)出售给我们的客户的产品。在报告已探明储量和NGL产量时,我们已将产量和储量包括在桶中。2020年,每桶天然气的平均价格约为同等体积石油平均价格的51%。我们报告了所有与天然气有关的生产信息,不包括天然气加工所导致的天然气产量减少的影响。我们目前在已探明的储量中包括乙烷,这些储量与我们现有的长期、可延长的乙烷合同下将交付的数量相匹配。
已探明未开发储量
截至2020年12月31日,我们的PUD总计34.7百万桶原油,400.7百万桶天然气和4.8Tcf天然气,总计7.4Tcfe。2020年与开发PUD有关的费用约为3.41亿美元。所有PUD钻探地点计划在2025年底之前完成钻探。截至2020年12月31日,我们有62个Bcfe储量从最初的预订日期起报告了五年以上,所有这些储量都在完成过程中,预计将在2021年转为销售。PUD在这一年中发生的变化是由于:
|
• |
将约1.3Tcfe的PUFE转化为已探明的已开发储量; |
|
• |
新增钻井泥浆1.2Tcfe; |
|
• |
675.1 Bcfe净修正,961.1 Bcfe储量重新归类为未探明,原因是先前计划的油井预计不会在最初的五年开发期限内钻探,部分被286.0 Bcfe的正业绩修正所抵消;以及 |
|
• |
从出售财产中减少175.3 Bcfe。 |
有关2020年PUD变化的更多说明,请参阅我们的合并财务报表附注19。我们相信,我们重新归类为未探明的PUD可以包括在我们未来已探明的储量中,因为这些地点将重新纳入我们的五年发展计划。
探明储量(PV-10)
下表列出了已探明储量的估计未来现金流量净额(不包括未平仓衍生合约)、按10%(PV-10)折现率折现的现金流量净额的现值,以及过去五年用于预测现金流量净额的预期基准价和现场平均价格。我们的储量估计不包括任何可能或可能的储量(单位为百万,价格除外):
|
|
2020 |
|
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
|
2017 |
|
|
|
2016 |
|
未来净现金流 |
$ |
9,795 |
|
|
$ |
22,179 |
|
|
$ |
34,836 |
|
|
$ |
21,469 |
|
|
$ |
10,301 |
|
现值: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
所得税前 |
|
2,981 |
|
|
|
7,561 |
|
|
|
13,173 |
|
|
|
8,147 |
|
|
|
3,727 |
|
所得税后(标准化计量) |
|
2,846 |
|
|
|
6,629 |
|
|
|
11,116 |
|
|
|
7,165 |
|
|
|
3,452 |
|
基准价格(NYMEX): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
汽油价格(每Mcf) |
|
1.98 |
|
|
|
2.58 |
|
|
|
3.10 |
|
|
|
2.98 |
|
|
|
2.48 |
|
油价(每桶) |
|
39.77 |
|
|
|
55.73 |
|
|
|
65.55 |
|
|
|
51.19 |
|
|
|
42.68 |
|
井口价格: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
汽油价格(每Mcf) |
|
1.68 |
|
|
|
2.38 |
|
|
|
2.98 |
|
|
|
2.60 |
|
|
|
2.07 |
|
油价(每桶) |
|
30.13 |
|
|
|
49.24 |
|
|
|
59.96 |
|
|
|
45.73 |
|
|
|
37.41 |
|
NGL价格(每桶) |
|
16.14 |
|
|
|
17.32 |
|
|
|
25.22 |
|
|
|
17.84 |
|
|
|
13.44 |
|
未来净现金流是指出售已探明储量的预计收入,扣除生产和开发成本(包括运输和收集费用、运营费用和生产税)。收入是基于每月第一天的12个月未加权平均值定价的,没有升级。未来现金流减去估计生产成本、行政成本、开发及生产已探明储量的成本及废弃成本,所有这些均基于每年年底的当前经济状况。不能保证已探明的储量将在未来生产,也不能保证价格、生产或开发成本保持不变。在估计储量和相关信息时,存在许多固有的不确定性,不同的油藏工程师往往对相同的资产得出不同的估计。
属性概述
目前,我们的天然气和石油业务集中在美国阿巴拉契亚地区,位于宾夕法尼亚州的马塞卢斯页岩。我们的资产包括在已开发和未开发的天然气和石油租赁中的权益。这些利益
8
使我们有权在特定地区钻探和生产天然气、天然气、原油和凝析油。我们的利益主要以工作利益的形式存在,其次是版税和凌驾于版税之上的利益。我们有一个单一的全公司管理团队,将所有物业作为一个整体进行管理。我们只按区域跟踪基本运营数据。我们不按地区保存完整的单独财务报表信息。我们把财务业绩作为单个企业来衡量,而不是按地区来衡量。下表汇总了截至20年12月31日的年度运营数据20.
区域 |
|
|
平均值 |
|
|
|
生产 |
|
|
|
百分比 |
|
|
|
证明了 |
|
|
|
百分比 |
|
阿巴拉契亚山脉 |
|
|
2,126,875 |
|
|
|
778,436 |
|
|
|
95 |
% |
|
|
17,202,765 |
|
|
|
100 |
% |
北路易斯安那州(1) |
|
|
103,802 |
|
|
|
37,991 |
|
|
|
5 |
% |
|
|
— |
|
|
|
|
% |
其他 |
|
|
76 |
|
|
|
28 |
|
|
|
— |
% |
|
|
349 |
|
|
|
— |
% |
总计 |
|
|
2,230,753 |
|
|
|
816,455 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
17,203,114 |
|
|
|
100 |
% |
(1)我们的北路易斯安那州资产于2020年第三季度出售。
下表汇总了我们在截至2020年12月31日的一年中产生的成本(单位:千):
区域 |
|
|
种植面积 |
|
|
|
发展 |
|
|
|
探索 |
|
|
|
采集 |
|
|
|
资产 |
|
|
|
总计 |
|
阿巴拉契亚山脉 |
|
$ |
26,185 |
|
|
$ |
368,040 |
|
|
$ |
40,250 |
|
|
$ |
2,760 |
|
|
$ |
2,525 |
|
|
$ |
439,760 |
|
北路易斯安那州(1) |
|
|
(19 |
) |
|
|
1,053 |
|
|
|
114 |
|
|
|
934 |
|
|
|
85 |
|
|
|
2,167 |
|
已发生的总成本 |
|
$ |
26,166 |
|
|
$ |
369,093 |
|
|
$ |
40,364 |
|
|
$ |
3,694 |
|
|
$ |
2,610 |
|
|
$ |
441,927 |
|
(1)我们的北路易斯安那州资产于2020年第三季度出售。
截至2020年12月31日,我们已探明的储量几乎完全位于阿巴拉契亚地区的马塞卢斯页岩。该区块拥有大量的钻探机会,因此在马塞卢斯、尤蒂卡和上泥盆统地层中拥有巨大的未被预订的资源潜力。下表列出了我们在Marcellus页岩油田的油井的年产量、平均销售价格和生产成本数据,该油田是我们储量超过总已探明储量15%的唯一油田。
|
马塞卢斯页岩 |
|
|||||||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|||
生产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气(Mmcf) |
|
544,079 |
|
|
|
516,031 |
|
|
|
458,406 |
|
NGL(Mbbls) |
|
36,185 |
|
|
|
36,013 |
|
|
|
34,181 |
|
原油和凝析油(MBBLS) |
|
2,599 |
|
|
|
3,199 |
|
|
|
3,452 |
|
Mmcfe合计(a) |
|
776,786 |
|
|
|
751,299 |
|
|
|
684,205 |
|
售价:(b) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气(单位:Mcf) |
$ |
0.49 |
|
|
$ |
1.13 |
|
|
$ |
1.77 |
|
NGL(每桶) |
|
4.91 |
|
|
|
7.12 |
|
|
|
13.08 |
|
原油和凝析油(每桶) |
|
29.24 |
|
|
|
49.73 |
|
|
|
59.76 |
|
总计(每Mcfe)(a) |
|
0.67 |
|
|
|
1.33 |
|
|
|
2.14 |
|
生产成本: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
租赁经营(按MCFE) |
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.11 |
|
生产税和从价税(按mcfe)(c) |
|
0.02 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
0.05 |
|
(a) |
石油和天然气的体积以一桶等于6mcf的速率换算,这是根据石油和天然气的大致相对能量含量计算的,这并不能反映石油和天然气价格之间的关系。 |
(b) |
我们不记录衍生品或现场层面的衍生品结果。包括扣除第三方运输、收集和压缩费用。 |
(c) |
包括宾夕法尼亚州撞击费。 |
9
阿巴拉契亚地区
截至2020年12月底,我们的所有物业基本上都位于美国东北部的阿巴拉契亚盆地。目前,我们的储量主要在马塞卢斯页岩层,但也包括尤蒂卡和上泥盆纪地层,这些地层主要在6,000英尺至11,500英尺的深度生产。我们拥有1310口净生产油井,几乎所有的油井都是我们运营的。我们在该地区的平均工作兴趣为94%。截至2020年12月31日,我们约有886,000英亩(净额781,000英亩)在租。
2004年,我们开始在宾夕法尼亚州的马塞卢斯页岩地区作业。马塞卢斯页岩是一种非常规储集层,生产天然气、天然气和凝析油。在过去十年里,这一直是我们最大的投资领域,我们将继续采取措施,提高钻井和完井效率,降低成本。我们2020年马塞卢斯页岩的产量比2019年增加了3%。在2020年间,我们在现场大约有两个钻机,预计在整个2021年平均运行两个钻机。
截至2020年12月31日的储量为17.2Tcfe,较2019年减少122.3 Bcfe,降幅不到1%.钻探增加1.3Tcfe和420.9 Bcfe业绩的有利储量修订部分被产量、负面定价修订和已探明未开发储量下调所抵消,这些已探明未开发储量在我们目前961.1 Bcfe的五年计划中不再存在。年产量比2019年增长了3%。2020年间,我们在该地区花费3.68亿美元钻探了52口(51.4口净额)开发井,所有这些井都是高产的。截至2020年12月31日,我们在阿巴拉契亚地区拥有超过3500个已探明钻探地点的库存。年内,我们在阿巴拉契亚地区钻探了66个已探明地点,新增了60个已探明钻探地点,并删除或出售了76个已探明钻探地点,其中已删除的储量重新归类为未探明储量,原因是矿藏较长且未来资本支出较低,以应对大宗商品价格走低。年内,我们取得了100%的钻井成功率。
我们与第三方签订了长期协议,在马塞卢斯页岩提供收集和加工服务以及基础设施资产,包括收集和残渣天然气管道、压缩、低温处理、脱乙烷化和NGL分馏。我们在宾夕法尼亚州西南部有一份乙烷销售合同,根据该合同,第三方从第三方加工和分馏设施的后门购买乙烷,并将其运输到国际边境,以便进一步运往加拿大。我们还达成了将乙烷运往墨西哥湾沿岸的协议。2012年,我们签订了一项为期15年的协议,将乙烷和丙烷从第三方加工厂的后门运输到费城附近的码头和码头设施,销售给国内和国际客户。同样在2012年,我们签署了一份为期15年的协议,涉及费城附近那个码头的乙烷销售。该码头的丙烷和乙烷作业于2016年初开始。
北路易斯安那州
由于收购了一家企业,我们于2016年9月开始在北路易斯安那州运营。截至2020年第三季度,我们出售了这些业务。
资产剥离
在过去三年中,我们剥离了超过14亿美元的资产,以增加可用于其他活动的资本资源,降低我们的单位成本结构,创造组织和运营效率,并增加财务灵活性。2020年,我们出售了以下资产:
北路易斯安那州。2020年第三季度,我们出售了北路易斯安那州的资产,获得2.45亿美元的现金收益,之后进行了正常的收盘调整。
宾夕法尼亚州。2020年第一季度,我们以100万美元的价格完成了宾夕法尼亚州西北部房产的销售。我们保留了这一地区的深层权利。
其他的。在截至2020年12月31日的年度内,我们出售了各种未经证实的财产、库存和其他资产,收益为127,000美元。
生产井
下表列出了2020年12月31日与生产井相关的信息。如果我们同时拥有一口油井的特许权使用费和工作权益,则该权益包括在下表中。根据油井的主要生产流程,油井可分为天然气或原油。我们没有很大数量的双重完成。
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平均值 |
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总井数 |
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劳作 |
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毛收入 |
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网络 |
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利息 |
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天然气 |
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1,393 |
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1,309 |
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94% |
|
原油 |
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3 |
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1 |
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34% |
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总计 |
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1,396 |
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1,310 |
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94% |
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10
生产井是指生产井和机械采油井。天然气和石油资产的日常运营由汇集或运营协议中指定的运营商负责。操作员监督生产,维护生产记录,雇用或与现场人员签订合同,并履行其他职能。运营商在履行职责时发生的直接费用以及每月每口井的生产和钻井管理费用按非关联第三方通常收取的费率获得补偿。费用通常会随着正在作业的井的深度和位置而变化。
钻探活动
下表总结了过去三年的钻探活动。总油井反映了我们拥有权益的所有油井的总和。净油井反映了我们在总油井中的工作利益的总和。这一信息不应预示未来的业绩,也不应假定生产井的数量与由此产生的天然气和石油储量之间存在任何关联。截至2020年12月31日,我们有40.0口油井处于钻井过程或活跃完井阶段。此外,截至2020年底,有33.0口油井正在等待完工或等待管道。
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2020 |
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2019 |
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2018 |
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毛收入 |
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网络 |
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毛收入 |
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网络 |
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毛收入 |
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网络 |
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开发井 |
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多产 |
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52.0 |
|
|
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51.4 |
|
|
|
94.0 |
|
|
|
92.6 |
|
|
|
104.0 |
|
|
|
101.7 |
|
干的 |
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— |
|
|
|
— |
|
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|
— |
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— |
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— |
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— |
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探井 |
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多产 |
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— |
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— |
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— |
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— |
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— |
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— |
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干的 |
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— |
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— |
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— |
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— |
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— |
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— |
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总井数 |
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|
多产 |
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52.0 |
|
|
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51.4 |
|
|
|
94.0 |
|
|
|
92.6 |
|
|
|
104.0 |
|
|
|
101.7 |
|
干的 |
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— |
|
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|
— |
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|
|
— |
|
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|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
总计 |
|
52.0 |
|
|
|
51.4 |
|
|
|
94.0 |
|
|
|
92.6 |
|
|
|
104.0 |
|
|
|
101.7 |
|
成功率 |
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100 |
% |
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100 |
% |
|
|
100 |
% |
|
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100 |
% |
|
|
100 |
% |
|
|
100 |
% |
毛面积和净面积
我们在已开发和未开发的天然气和石油种植面积中拥有权益。这些所有权权益通常采取石油和天然气租约中具有不同期限的工作权益的形式。已开发面积包括分配给或可分配给生产井或能够生产的油井的租赁面积,即使较浅或较深的油层可能尚未完全勘探。未开发面积包括租赁的英亩土地,这些土地上的油井尚未钻探或完成到允许生产商业数量的天然气或石油的地步,无论该面积是否包含已探明的储量。下表列出了截至2020年12月31日我们拥有工作权益的已开发和未开发面积的某些信息。与期权面积、特许权使用费、优先特许权使用费和其他类似权益相关的面积不包括在本摘要中:
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已开发英亩 |
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未开发的英亩 |
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总英亩 |
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毛收入 |
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网络 |
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毛收入 |
|
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|
网络 |
|
|
|
毛收入 |
|
|
|
网络 |
|
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密西根 |
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111 |
|
|
|
111 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
111 |
|
|
|
111 |
|
纽约 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
2,265 |
|
|
|
567 |
|
|
|
2,265 |
|
|
|
567 |
|
俄克拉荷马州 |
|
21,867 |
|
|
|
9,329 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
21,867 |
|
|
|
9,329 |
|
宾夕法尼亚州 |
|
798,538 |
|
|
|
701,007 |
|
|
|
79,694 |
|
|
|
74,418 |
|
|
|
878,232 |
|
|
|
775,425 |
|
德克萨斯州 |
|
6,242 |
|
|
|
4,322 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
6,242 |
|
|
|
4,322 |
|
西弗吉尼亚州 |
|
5,876 |
|
|
|
5,197 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
5,876 |
|
|
|
5,197 |
|
怀俄明州 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
3,121 |
|
|
|
1,316 |
|
|
|
3,121 |
|
|
|
1,316 |
|
|
|
832,634 |
|
|
|
719,966 |
|
|
|
85,080 |
|
|
|
76,301 |
|
|
|
917,714 |
|
|
|
796,267 |
|
平均工作利息 |
|
|
|
|
|
86 |
% |
|
|
|
|
|
|
90 |
% |
|
|
|
|
|
|
87 |
% |
11
未开发的地区GE到期
下表按年汇总了我们计划在未来五年内到期的未开发面积。
截至12月31日, |
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英亩 |
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占总数的百分比 |
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|
毛收入 |
|
网络 |
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未开发 |
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|
||
2021 |
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22,132 |
|
19,333 |
|
|
25% |
|
|
2022 |
|
15,113 |
|
14,476 |
|
|
19% |
|
|
2023 |
|
19,818 |
|
19,013 |
|
|
25% |
|
|
2024 |
|
14,291 |
|
12,871 |
|
|
17% |
|
|
2025 |
|
9,612 |
|
8,219 |
|
|
11% |
|
在所有情况下,商业油井的钻探面积都将超过租约到期日。我们租赁的土地,如果最初的油井没有在规定的时间内钻探,租约到期,一般在三到五年之间。然而,我们过去和将来都能够延长其中一些租约的租期,并与其他公司出售或交换其中一些租约。上表所列的期满数字并未计入我们可能会延长租期的因素。我们预计不会因为资金、设备或人员不足而导致钻探失败而损失大量租赁面积。然而,基于我们对未来经济的评估,我们已经允许种植面积到期,我们预计未来还会允许更多的种植面积到期。我们目前并无已探明的未开发储备地点计划于租约到期后进行钻探。
物业的标题
我们相信,根据公认的行业标准,我们对我们所有的生产物业拥有令人满意的所有权。按照行业惯例,在未开发物业的情况下,往往在获得租赁时对记录所有权进行最低限度的调查。在完成对生产物业的收购之前和在对未开发物业开始钻探作业之前进行调查。个别物业可能会承受我们认为不会对物业的使用或价值造成重大影响的负担。物业的负担可能包括:
|
• |
习惯版税或凌驾于版税利益之上的; |
|
• |
对经营协议和当期税收的附带留置权; |
|
• |
适用法律规定的义务或义务; |
|
• |
石油和天然气租约规定的发展义务;或 |
|
• |
净利润利息。 |
交付承诺
关于我们交付承诺的讨论,见项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--交付承诺.
人力资本管理
我们相信我们的员工是我们成功的基础。我们战略的成功执行有赖于吸引、培养和留住我们的熟练员工和管理团队成员。我们员工的能力、经验和行业知识显著有利于我们的运营和业绩,为了最大限度地发挥员工的贡献,我们不断评估、修改和改进我们的政策和做法,包括薪酬,以提高员工的敬业度、生产率和效率。截至2021年1月1日,我们有533名全职员工,他们目前都不在工会或其他集体谈判安排的覆盖范围内。
我们有几种方法来吸引、培养和留住高素质的人才,包括:
|
• |
我们员工的安全和健康是重中之重。我们力争实现零工伤。 |
|
• |
员工教育和培训被用来强化我们的核心价值观。我们在2020年为大约7,000人(包括Range员工和承包商)进行了现场安全指导。我们有一个教育报销计划,以鼓励继续取得学业成就,我们提供内部培训,并在许多领域支付外部培训的费用。 |
|
• |
我们强调员工发展,并提供广泛的机会、技能和资源来帮助我们的员工取得成功,包括通过我们的领导力卓越与发展(LEAD)计划等计划,为表现优异的员工提供特别的管理准备培训和发展。 |
12
|
• |
我们努力在我们组织的各个层面加强多样性和包容性。2020年,我们成立了一个面向妇女的自愿员工资源小组,以促进包容和归属感。 |
我们的薪酬计划包括让所有全职员工有资格获得股权奖励,我们认为这在我们的同行中是独一无二的,并鼓励每一名员工像企业所有者一样思考,并分享企业的成功。我们有一个健全的人才和继任规划流程,并支持发展我们的关键职位的人才渠道。
注册人的行政人员
截至2021年2月1日,Range Resources的高管及其年龄如下:
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年龄 |
|
职位 |
杰弗里·L·文图拉 |
|
63 |
|
首席执行官兼总裁 |
马克·S·斯卡奇 |
|
43 |
|
高级副总裁-首席财务官 |
丹尼斯·L·德格纳 |
|
48 |
|
高级副总裁-首席运营官 |
多里·A·吉恩 |
|
63 |
|
高级副总裁-主计长兼首席会计官 |
David P.普尔 |
|
58 |
|
高级副总裁-总法律顾问兼公司秘书 |
杰弗里·L·文图拉首席执行官总裁于2003年加入Range担任首席运营官,2005年成为董事的一员。文图拉先生被任命为总裁,自2008年5月起生效,并自2012年1月起担任首席执行官。在此之前,文图拉曾在1997年加入的斗牛士石油公司担任总裁兼首席运营官。在为斗牛士服务之前,Ventura先生在Maxus Energy Corporation工作了八年,负责管理各种工程、勘探和开发业务,并负责工程技术的协调。此前,文图拉在田纳科石油勘探和生产公司工作,在那里他担任过各种工程和运营职位。文图拉先生拥有宾夕法尼亚州立大学石油和天然气工程学士学位。文图拉先生是石油工程师协会、美国石油地质学家协会和德克萨斯州专业工程师协会的成员。
马克·S·斯卡奇高级副总裁-首席财务官。2018年,斯库奇被任命为首席财务官高级副总裁。斯库奇于2008年加入Range。此前,斯库奇曾担任总裁副财务兼财务主管。在加入Range之前,Scucchi先生在摩根大通证券公司工作,为中小型科技公司提供商业和投资银行服务。在加入摩根大通证券公司之前,斯库奇先生曾在安永律师事务所从事多年的审计工作。Scucchi先生在乔治城大学获得工商管理理学学士学位,在圣母大学获得会计学理学硕士学位。斯库奇先生是CFA特许持有人,也是德克萨斯州的注册会计师。
丹尼斯·L·德格纳运营部的高级副总裁2010年加入Range。德格纳于2018年被任命为运营总监高级副总裁,并于2019年5月被任命为首席运营官。此前,德格纳曾担任阿巴拉契亚地区的总裁副手。德格纳拥有20多年的石油和天然气经验,曾在德克萨斯州、路易斯安那州、怀俄明州、科罗拉多州和宾夕法尼亚州等美国各地担任过各种技术和管理职位。在加入Range之前,德格纳先生曾在Encana、Sierra Engineering和哈里伯顿担任过职务。德格纳先生是石油工程师协会的成员。德格纳先生拥有德克萨斯农工大学农业工程理学学士学位。
多里·A·吉恩,高级副总裁-财务总监兼首席会计官,2001年加入Range。吉恩女士曾任财务报告经理、副总裁、主计长,2009年9月当选为主计长。在加入Range之前,她曾在多斯科西制造公司和德克萨斯石油天然气公司担任过各种会计职位。吉恩女士拥有德克萨斯大学阿灵顿分校的会计学工商管理学士学位。她是一名在德克萨斯州注册的注册会计师。
David·P·普尔高级副总裁-总法律顾问兼公司秘书,于2008年6月加入Range。普尔先生拥有30多年的法律经验。从2004年5月到2008年3月,他在TXU公司任职,最后担任执行副总裁总裁-法律和总法律顾问。在加入TXU之前,普尔先生在Hunton&Williams LLP及其前身工作了16年,在那里他是合伙人,最后担任达拉斯办事处的管理合伙人。普尔先生毕业于德克萨斯理工大学,拥有石油工程学士学位,并以优异的成绩获得了德克萨斯理工大学法学院的法学博士学位。
竞争
石油和天然气行业的所有部门都存在竞争,尤其是在开发和收购天然气和石油资产、保护和留住人员、进行钻井和现场作业以及销售生产方面,我们遇到了激烈的竞争。勘探、开发、收购和生产方面的竞争对手包括大型石油和天然气公司以及许多独立的石油和天然气公司、个人所有者和其他公司。虽然我们相当大的种植面积和核心区
13
集中度提供了一些竞争优势,许多竞争对手的财务和其他资源大大超过了我们。因此,竞争对手可能会为理想的租赁支付更高的价格,并评估、竞标和购买比我们的财力或人力资源允许的更多数量的物业或前景。我们面临着管道和其他服务的竞争,以将我们的产品运往市场,特别是在美国东北部地区。油气勘探开发行业通过聘用训练有素、经验丰富的人员,根据管理方向做出谨慎的资本投资决策,拥抱技术创新,专注于价格和成本管理,从而获得竞争优势。我们拥有一支敬业的员工团队,他们代表了我们认为必要的专业学科和科学,使我们能够最大限度地提高我们有形资产所固有的长期盈利能力和净资产价值。有关更多信息,请参阅第1A项。风险因素。
市场营销和客户
我们的大部分天然气、NGL、原油和凝析油生产来自我们为我们的利益和其他工作利益所有者运营的资产。我们从可归因于我们工作利益的销售中向特许权使用费所有者支付费用。天然气、NGL和石油采购商是根据价格、信用质量和服务可靠性来选择的。有关占综合收入10%或以上的天然气、天然气和石油产量的购买者的摘要,请参阅我们综合财务报表的附注2。由于天然气和石油的替代购买者通常很容易获得,我们相信失去这些购买者中的任何一个都不会对我们的运营产生实质性的不利影响。我们酒店的产品以符合行业惯例的方法进行销售。天然气、天然气和石油生产的销售价格是根据行业通常考虑的因素进行谈判的,例如指数或现货价格、从油井到管道的距离、商品质量和当前的供需状况。我们的天然气产品销售给公用事业、营销和中游公司以及工业用户。我们的NGL产品通常销售给石化最终用户、营销者/贸易商(国内和国际)和天然气加工商。我们的石油和凝析油产品出售给原油加工商、运输商以及炼油和营销公司。
我们与非关联第三方就我们生产的不同部分进行衍生品交易,以实现更可预测的现金流,并减少我们对天然气、NGL和石油价格短期波动的敞口。有关更详细的讨论,请参阅 项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析以及项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。
我们将生产从井口、储罐和加工厂转移到买方指定的交货点会产生收集和运输费用。这些费用各不相同,主要根据数量、运输距离和第三方采集者和运输者收取的费用计算。我们也有基于收益百分比的合同。这些集输系统和管道的运输能力有时会受到限制。我们的阿巴拉契亚生产是通过第三方管道运输的,在大多数情况下,我们在这些管道上拥有长期合同产能。我们试图平衡销售、储存和运输头寸,包括从第三方购买商品转售,以满足运输承诺。
到目前为止,我们在为我们所有的产品找到市场方面没有遇到重大困难,或者在将我们的产品运输到这些市场方面;然而,我们不能保证我们总是能够运输和销售我们的所有产品或获得有利的价格。我们已经签订了几项乙烷协议,出售或运输我们马塞卢斯页岩区的乙烷。有关更多信息,请参阅第1A项。风险因素-我们的业务依赖于天然气和石油运输以及NGL加工设施,其中大部分为他人所有,我们依赖于与这些各方签订合同的能力。
业务的季节性
一般来说,天然气和丙烷的需求在春季和秋季减少,冬季增加,在某些地区夏季也增加。温和的冬季或炎热的夏季等季节性异常也可能影响这一需求。此外,管道、公用事业公司、当地配电公司和工业终端用户使用天然气储存设施,并在夏季购买一些预期的冬季需求。这也会影响需求的季节性。
市场
我们生产和销售天然气、NGL和石油的能力有利可图,取决于许多我们无法控制的因素。这些因素的影响是无法准确预测或预期的。虽然我们无法预测可能影响商品价格的事件的发生或商品价格将受到影响的程度,但我们生产的任何商品的价格通常都会接近生产地理区域的当前市场价格。
政府监管
在公开市场销售证券的企业受到美国证券交易委员会等联邦机构的监管。纽约证券交易所是一家私营证券交易所,也要求我们遵守普通股的上市要求。这一监管监督
14
规定我们有责任建立和维持财务报告的披露控制程序和内部控制程序,并确保提交给美国证券交易委员会的财务报表和其他信息不包含对重大事实的虚假陈述,或遗漏陈述必要的重大事实,以使此类报告中的陈述不具误导性。如果不遵守纽约证券交易所上市规则和美国证券交易委员会的规定,我们可能会面临公共或私人原告的诉讼。不遵守纽约证券交易所的规则可能会也导致我们的普通股退市,这可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。遵守其中一些规则和条例的成本很高,条例可能会发生变化或重新解释。
勘探和开发以及石油和天然气的生产和销售受到广泛的联邦、州和地方法规、授权和贸易协定的约束。影响能源行业的政府政策,如税收、关税、关税、价格管制、补贴、奖励措施、汇率和进出口限制,可影响某些商品的生产可行性和数量、进出口的数量和类型,无论是交易未经加工或加工的商品产品,以及行业盈利能力。例如,美国政府决定对从中国进口的某些商品征收关税,中国政府随后对美国出口的液化天然气征收25%的关税进行报复,扰乱了能源市场的某些方面。尽管与中国在2020年1月宣布了一项贸易协议,但中国对进口美国液化天然气征收25%的关税预计将暂时保持不变,但如果正在进行的谈判进入第二阶段协议,最终可能会得到缓解。这种中断和不确定性可能会影响石油和天然气的价格,并可能导致我们改变勘探和生产水平的计划。下文概述了相关的联邦、州和地方法规。我们相信,我们基本上遵守了目前适用的法律和法规,继续大量遵守现有要求不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大不利影响。然而,当前的监管要求可能会发生变化,可能会发生当前不可预见的环境事件,或者可能会发现过去不遵守环境法律或法规的情况。见第1A项。风险因素 – 天然气行业受到广泛的监管。我们认为,我们受到这些法规的影响与业内其他公司没有什么不同。
概述。我们的石油和天然气业务受各种联邦、州和地方法律法规的约束。一般而言,这些规例涉及的事项包括但不限于:
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• |
租约; |
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• |
地震数据采集; |
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• |
井、垫、路、蓄水池、设施、通行权的位置; |
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• |
钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小; |
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• |
在一个单元内可钻的井的数量; |
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• |
油气性质的单位化或汇聚; |
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• |
钻井、套管和完井; |
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• |
发放与勘探、钻井、生产、采集、加工和运输有关的许可证; |
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• |
做好生产、维护、运营和安全工作; |
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• |
溢油预防和遏制计划; |
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• |
排放许可或限制; |
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• |
保护濒危物种; |
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• |
使用、运输、储存和处置石油和天然气作业附带的危险废物、液体和材料; |
|
• |
地面使用和恢复已钻过井的属性; |
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计算和支付特许权使用费和生产税; |
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堵井、弃井; |
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水力压裂; |
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取水; |
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地下注水井作业,处理采出水和其他液体; |
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产品的市场化; |
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产品的运输;以及 |
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员工和合同服务提供商的健康和安全。 |
2005年8月,美国国会(“国会”)颁布了“2005年能源政策法案”(“EPAct 2005”)。除其他事项外,EPAct 2005修订了天然气法案(NGA),规定“任何实体”,包括其他非管辖权生产商,如Range,使用与购买或销售天然气或受联邦能源管理委员会(FERC)监管的运输服务有关的任何欺骗性或操纵性装置或装置,违反FERC规定的规则,都是非法的。2006年1月,FERC发布了实施规则
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这项规定。这些规则规定,任何实体直接或间接使用或使用任何装置、计划或诡计进行欺诈;对重大事实作出任何不真实的陈述或遗漏任何使陈述不具误导性所必需的陈述;或从事任何欺诈或欺骗任何人的行为或做法,均属违法。EP2005法案还授权FERC对违反NGA的行为进行民事处罚。在1月8, 2021,FERC发布最终规则,将违反NGA的最高民事罚款从1,2美元提高到91,894每一次违规每天增加到1美元,307,164根据2015年《联邦民事处罚通货膨胀调整改进法案》,每一次违规行为都要考虑通货膨胀。反操纵规则不适用于仅与州内或其他非管辖范围内的销售或收集有关的活动,但适用于活动或其他非管辖实体,只要这些活动是在受FERC管辖权(包括第704号命令(定义和描述如下)下的报告要求)的范围内进行的天然气销售、购买或运输。因此,2005年EPAct是对FERC执法权力的一次重大扩展。Range受到这项法案的影响与其他任何天然气生产商没有什么不同。不遵守与2005年EPAct有关的适用法律和条例可能导致重大处罚,该行业的监管负担增加了经营成本,并影响了盈利能力。尽管我们认为我们基本上遵守了与EP2005法案相关的所有适用法律和法规,但此类法律和法规经常被修改或重新解释。因此,我们无法预测合规的未来成本或影响。国会、各州、FERC、其他联邦监管实体和法院定期考虑影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何这样的提议何时或是否会生效。
2007年12月,FERC发布了关于年度天然气交易报告要求的最终规则,经随后的重审命令修订(“第704号命令”)。根据第704号命令,上一历年实际天然气超过220万MMBtus的批发买家和卖家,包括天然气采集商和营销商,必须在每年5月1日向FERC报告上一历年批发购买或销售的天然气总量,只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第704号命令的指导确定应报告哪些个别交易。第704号命令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数出版商报告价格,如果是,他们的报告是否符合FERC关于价格报告的政策声明。
州内天然气管道运输费率受州监管委员会的监管。州内天然气管道监管的基础,以及对州内天然气管道费率的监管和审查程度,因州而异。国会、FERC、州监管机构和法院不时会考虑可能影响天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类提议何时或是否会生效,也无法预测它们是否会对我们的业务产生影响。我们相信,对州内天然气管道运输率的监管不会以任何与其对类似竞争对手的影响有实质性不同的方式影响我们的运营。
天然气加工。我们依赖于由第三方拥有和运营的天然气加工业务。不能保证这些加工操作在未来将继续不受监管。然而,尽管加工设施可能没有直接关系,但其他法律法规可能会影响可供加工的天然气,如国家对气井允许的生产率和最大日产量的监管,这可能会影响我们的加工。
天然气收集。NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC管辖。我们相信,我们的收集设施符合FERC传统上用来确立管道系统作为非司法管辖区采集者的地位的测试。然而,没有明确的测试来确定管道设施的管辖权地位。此外,FERC监管的传输服务和联邦政府不受监管的收集服务之间的区别不时会引发诉讼,因此我们一些收集设施的分类和监管可能会根据FERC和法院未来的裁决而发生变化。因此,我们不能保证我们的天然气收集设施的管辖地位不会改变。
我们依赖由第三方拥有和运营的收集设施来收集我们的物业,因此我们受到这些第三方收取的收集服务费用的影响。如果联邦或州法规的变化会影响在这些第三方设施收集服务的收费,我们也可能会受到这些变化的影响。我们预计,我们受到的影响不会与处境相似的天然气生产商不同。
对石油和天然气液体(“NGL”)的运输和销售的监管。州际液体管道运输费率、条款和条件受到众多联邦、州和地方当局的监管,在许多情况下,在州际管道上运输和销售此类产品的能力取决于根据州际商法(“ICA”)也受FERC管辖的管道。我们不认为这些规定对我们的影响与其他生产商不同。
ICA要求管道在向FERC备案时保持关税。关税规定了既定的费率以及管理这项服务的规则和条例。ICA要求,除其他事项外,州际公共运输管道的费率和服务条款与条件必须“公正、合理”。这类管道还必须以不过分歧视或不适当优惠的方式提供司法服务。托运人有权向FERC挑战新的和现有的费率以及服务条款和条件。
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联邦能源监管委员会目前主要通过年度指数化方法来管理州际液体管道的费率,根据该方法,管道根据联邦能源监管委员会规定的指数调整来增加或降低其费率。从2016年7月开始的五年期间,FERC设定了年度指数调整,相当于制成品生产者价格指数的变化加1.23%。这项调整每五年进行一次审查。从2021年7月开始的五年期间,FERC有确定了年度指数调整等于产成品生产者价格指数加0.78%。根据FERC的规定,液体管道可以通过使用服务成本法申请超过通过应用索引方法获得的费率的增加,但前提是管道确定存在显著的分歧s管道所经历的实际费用与采用索引方法所产生的费率之间的差异。液体运输费的增加可能会导致收入和现金流下降。
此外,由于液体管道的共同承运人监管义务,在现有托运人的提名超过能力或新托运人提出能力请求的情况下,必须以公平的方式在托运人之间按比例分配能力。因此,新的托运人或现有托运人增加的数量可能会减少我们可用的运力。我们所依赖的液体运输管道运营的任何长期中断或可用能力的削减,都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
环境和职业健康及安全事宜
我们的运营受到许多联邦、州和地方法律和法规的约束,这些法规涉及职业健康和安全、向环境排放材料或其他与环境保护有关的法律和法规,其中一些法规如果不遵守,将受到重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律法规可能包括但不限于:
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在开工前取得许可证; |
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限制在钻探、生产和通过管道运输时可排放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度; |
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管理钻井和完井过程中使用的水的来源和处置; |
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限制或禁止在荒野、湿地、边疆和其他保护区内的某些土地上进行钻探活动; |
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要求采取某种形式的补救行动,以防止或减轻现有和以前的作业造成的污染,如封堵废弃的油井或关闭土塘;以及 |
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对运营或未遵守监管备案文件造成的污染承担重大责任。 |
这些法律法规也可能会限制生产率。此外,环境法律和法规经常发生变化,任何导致更严格和成本更高的油井建设、钻井、水管理或完井活动,或对我们运营中使用或生产的任何物质的废物处理、储存、运输、处置或清理要求更具限制性的变化,都可能对我们的运营和财务状况以及整个石油和天然气行业产生重大不利影响。
石油和天然气活动越来越多地受到环境组织的反对,在某些领域,政府当局出于对防止污染或保护环境的关切而限制或禁止石油和天然气活动。此外,一些环境法律和法规可能会施加严格的责任,而不考虑过错或知情,这可能会使我们对发生时合法的行为或之前的运营商或第三方在我们目前拥有的场地或我们已将废物送去处置的地点造成的行为或条件承担责任。如果未来实施法律或法规,或采取其他政府行动禁止、限制或大幅增加钻探成本,或实施环境保护要求,导致石油和天然气行业总体成本增加,我们的业务和财务业绩可能会受到不利影响。以下是我们的运营所受的一些环境法的摘要。
综合环境响应、赔偿和责任法。经修订的《综合环境反应、补偿和责任法》(CERCLA),也被称为“超级基金”法和类似的州法律,对被认为对向环境中释放或威胁释放“危险物质”负有责任的某些类别的人施加责任,而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人可包括发生危险物质泄漏的一个或多个处置场的所有者或经营者,以及在发生泄漏的地点处置或安排处置危险物质的公司。根据《环境与环境保护法》,所有这些人都可能承担连带责任,支付清理已排放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用。此外,根据环境法或普通法或两者兼而有之,邻近的土地所有者和其他第三方就据称因向环境中排放危险物质或其他污染物而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。尽管石油,包括原油和天然气,在《环境与环境影响报告法》中不是“危险物质”,但至少有两家法院裁定,与生产原油有关的某些废物可能被归为“环境与环境影响报告书”下的“危险物质”,因此,这种废物的排放可能会引起根据“环境、环境、责任和环境法”承担的责任。当我们在我们的过程中产生材料时
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对于可能被监管为危险物质的作业,我们没有收到通知,我们可能需要根据《环境、环境、健康和环境保护法案》承担清理费用。此外,某些州的法律还对石油和天然气废物的处理进行了管理。可能对我们产生重大不利影响的新的州和联邦监管倡议可能会定期提出并实施。
废物处理。我们还可能根据修订后的《资源保护和回收法》(RCRA)和类似的州法律承担责任,这些法律对非危险固体废物和危险废物的处理和处置施加了相关要求。与勘探、开发或生产原油、天然气或地热能相关的钻井液、产出水和其他废物目前由美国环境保护局(EPA)和各州机构根据RCRA不那么严格的非危险固体废物条款进行监管。这些固体废物有可能在未来被重新归类为危险废物,无论是通过修订RCRA还是通过新的法律,这可能会大大增加我们管理和处置这类废物的成本。此外,普通工业废物,如油漆废物、废溶剂、实验室废物和废压缩机油,可被管制为危险废物。尽管管理被归类为危险废物的废物的成本可能很高,但我们预计不会经历比我们行业中类似情况的公司更沉重的成本。2016年12月,美国环保署在一项同意法令中同意审查其对石油和天然气废物的监管。因此,2019年4月23日,环保局决定保留其目前根据RCRA对石油和天然气废物进行监管的立场。然而,未来法律和法规的任何变化都可能对我们的资本支出和运营费用产生重大不利影响。
我们目前拥有或租赁,并在过去拥有或租赁多年来用于勘探和生产原油和天然气的物业。石油碳氢化合物或废物可能已被处置或释放在我们拥有或租赁的物业上或之下,或被带去处置此类材料的其他地点或之下。此外,其中一些物业是由第三方经营的,这些第三方对石油碳氢化合物和废物的处理、处置或排放不受我们的控制。这些财产和在其上处置或释放的材料可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律法规的约束。根据这些法律和法规,我们可能被要求清除或补救以前处置的废物或财产污染,或进行补救活动,以防止未来的污染。
水的排放和使用。经修订的《联邦水污染控制法》(“CWA”)和类似的州法律对向联邦和州水域排放污染物,包括产出水和其他石油和天然气废物,施加了限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物,除非符合环境保护局或国家颁发的许可证条款。这些法律还禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚和填埋材料,除非获得许可。这些法律和任何执行条例规定了对未经许可排放可报告数量的石油和其他物质的行政、民事和刑事处罚,并可能对清除、补救和损害费用施加巨大的潜在责任。根据这些法律和法规,我们可能被要求获得和维持废水或暴雨水排放的批准或许可,并被要求制定和实施与现场储存超过阈值数量的石油有关的泄漏预防、控制和对策计划,也称为“SPCC计划”。我们定期审查我们的天然气和石油资产,以确定是否需要SPCC新的或更新的计划,如有必要,我们将制定或升级此类计划,预计成本不会很高。
经修订的1990年《石油污染法》(下称《OPA》)载有许多关于防止和应对漏油进入美国水域的要求。OPA要求设施所有者对石油泄漏引起的所有遏制和清理费用以及某些其他损害承担严格、连带和连带的责任,包括但不限于应对石油泄漏到地表水的费用。虽然我们认为我们基本上遵守了OPA,但不遵守可能会导致不同的民事和刑事处罚和责任。
《安全饮用水法》授权的地下注水控制方案禁止任何地下注水,除非获得许可。在我们的运营中,Range可能会在地下油井中处理产出的水,这些井的设计和允许将水放入与淡水水源隔离的深层地质地层中。然而,由于一些州已经开始担心,在某些情况下,产出水的处置可能会导致地震活动,它们已经通过或正在考虑通过关于这种处置的额外规定。例如,2018年2月,该州石油和天然气行业监管机构俄克拉荷马州公司委员会颁布了更严格的注水井法规,旨在减少勺子和堆叠页岩中的地震活动。同样,2019年2月,俄亥俄州议员提出了新的立法,通过禁止将石油或天然气钻探、勘探或生产产生的盐水或其他废物注入地下地层,明确禁止完全禁止石油和天然气注入井。如果在Range有大量业务的地区实施与地下油井相关的类似繁琐的法规或禁令,可能会对Range的运营能力产生影响。我们目前在宾夕法尼亚州的业务中不使用地下注入。
水力压裂。水力压裂已被该行业使用了60多年,是从致密的地下岩层中刺激天然气和/或石油生产的一种重要和常见的做法。水力压裂过程包括在压力下向目标地下地层注入水、沙子和化学物质,以压裂围岩并刺激生产。我们经常应用水力压裂技术作为我们行动的一部分。这一过程通常由州环境机构以及石油和天然气委员会监管;然而,几个联邦机构断言
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对该过程的某些方面的监管权力。例如,环保局已经发布了最终的《条例》下的规例管理性能标准的《清洁空气法》(定义见下文),包括捕获水力压裂过程中释放的空气排放的标准;拟议的流出限制准则,规定页岩气开采作业的废水在排放到处理厂之前必须达到该准则;并于2014年5月发布了关于拟议制定有毒物质控制法的预先通知,其中报告了水力压裂中使用的化学物质和混合物。此外,尽管联邦土地管理局(BLM)于2015年3月发布了一项最终规则,规定了联邦土地上水力压裂的披露要求和其他监管任务,但2017年12月29日,美国内政部废除了2015年的规则,该规则将对公共土地上的水力压裂或水力压裂设置新的环境限制,因为它认为2015年的规则施加了不合理的行政负担和合规成本。此外,国会不时考虑通过立法,旨在规定水力压裂的联邦法规,并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。除了国会采取的任何行动外,我们开展业务的某些州,包括宾夕法尼亚州,已经通过了或其他州正在考虑通过法规,对水力压裂作业实施或可能施加新的或更严格的许可、公开披露或油井建设要求。各州也可以选择完全禁止水力压裂,例如在华盛顿,纽约、佛蒙特州和马里兰州。地方政府还可寻求在其管辖范围内通过法令,规定一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点或方式。如果在我们目前或未来计划运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制,我们可能会产生额外的、更大的成本来遵守这些要求。因此,我们还可能在勘探、开发或生产活动的追求中受到额外的许可要求和经历额外的延迟或削减。
此外,某些政府审查正在进行中,重点是水力压裂实践的环境方面。2016年12月,美国环保署发布了关于水力压裂通过抽水、泄漏、直接压裂进入此类资源、液体和气体在地下迁移以及废水处理和排放不足而影响饮用水资源的最终报告,但没有发现这些机制对饮用水资源造成广泛、系统影响的证据。然而,环保局的报告确实确定了未来可以采取的努力,以进一步了解水力压裂对饮用水资源的影响,包括对水力压裂油气井地区的地下水和地表水进行监测。根据EPA的研究、现有法规和我们的做法,我们认为我们的水力压裂作业不太可能影响饮用水资源,但EPA的研究可能导致根据联邦安全饮用水法案或其他监管机制进一步监管水力压裂的举措。
我们相信,我们的水力压裂活动遵循适用的行业惯例和地下水保护的法律要求,我们的水力压裂作业不会导致重大环境责任。我们并不维持只为水力压裂作业的损失提供保险的保单;但我们相信,我们现有的保单将承保因水力压裂造成的任何指称的第三方人身伤害和财产损失,包括突发性和意外污染保险。
空气排放。经修订的1963年《清洁空气法》(简称《清洁空气法》)和类似的州法律限制许多来源的空气污染物的排放,包括压缩机站。这些法律和任何实施条例可能要求我们在建设或修改某些预计会产生空气排放的项目或设施、实施严格的空气许可要求或使用特定设备或技术控制排放时,必须事先获得批准。我们可能需要在未来几年为空气污染控制设备支付某些资本支出,以维持或获得经营许可证和污染物排放的批准。例如,根据2015年8月时任总裁·奥巴马的甲烷减排战略,环保局提出了新的法规,将为新的和改装的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施设定甲烷排放标准。环保局于2016年6月3日敲定了这些新规定,将于2016年8月2日生效;然而,2017年6月12日,环保局宣布提议将这些逃逸排放标准暂缓两年,“同时该机构将重新考虑这些标准”。2019年9月24日,美国环保署在一项拟议的规则中确定,2016年条例和其他先前规则下的一些要求是不合适的,因为它们影响的是没有被适当确定为受监管来源类别的一部分的来源,而且因为它们施加了多余的要求而不必要。因此,环保局建议取消不适当和多余的要求,同时保持对受监管来源类别中适当确定的排放源的健康和环境保护。这些标准何时以及是否可以实施,以及它们将具体要求什么,目前尚不清楚。在另一个例子中,在2015年10月, 环保局颁布了一项最终规则,将国家臭氧环境空气质量标准修订为8小时一级和二级标准的百万分之70。此外,2018年6月,宾夕法尼亚州环保部(“PDEP”)对宾夕法尼亚州新建、改造或运营的所有新获准或改装的天然气压缩机站、加工厂和传输站通过了更高的许可条件,以努力监管这些地点的温室气体排放。为进一步履行监管甲烷排放的使命,2019年12月,环保局提出了一项规则,以监管现有井场和压缩机站的挥发性有机化合物(包括甲烷)的排放,其中一项义务是要求天然气运营商进行季度泄漏检测和补救。宾夕法尼亚州总检察长办公室对拟议的规则进行了审查,随后进行了60天的公众评议期。此后,宾夕法尼亚州环境质量委员会(“PEQB”)于2020年7月27日通过了拟议的规则制定和额外的公众评议期。宾夕法尼亚州空气质量局目前正在编写一份评论和答复文件,反映在这一额外期间收到的评论意见。
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由于这项提议规则制定不是最终的,对我们的影响目前还不确定。遵守这些或任何类似的后来颁布的监管措施可能会直接影响我们,因为我们需要在一些设备上安装新的排放控制,导致许可时间更长,并大幅增加我们的资本支出和运营成本,这可能会对我们的业务产生不利影响。
气候变化。2009年,美国环保署公布了其调查结果,即二氧化碳、甲烷和其他温室气体(温室气体)的排放对公众健康和环境构成威胁,因为根据环保局的说法,这些气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候条件。根据这些发现,环境保护局通过了现行《清洁空气法》下的法规,确立了第五章和防止显著恶化(PSD),允许对某些大型固定污染源的温室气体排放进行审查,这些污染源已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。我们可能会受到这些标题V和私营部门司许可审查的约束,并被要求安装“最佳可用控制技术”,以限制我们未来可能寻求建造的任何新设施或重大改装设施的温室气体排放,如果这些设施的温室气体排放量超过阈值许可水平。环保局还通过了规则,要求每年报告美国特定排放源的温室气体排放量,包括某些石油和天然气生产设施,其中包括我们的几个设施。我们认为,我们的监测活动和报告基本上遵守了适用的义务。
国会不时审议减少温室气体排放的立法,近年来已有一些联邦监管举措来解决温室气体排放问题,如上文更详细描述的那样,设立了第五章和私营部门司,允许审查温室气体排放。此外,已经出现了一些州和地区的努力,旨在通过限额和交易计划跟踪和/或减少温室气体排放,这些计划通常要求主要的温室气体排放源,如发电厂,获得并交出排放限额,以换取这些温室气体的排放。
虽然目前还无法预测可能通过的应对温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们的业务,但任何此类未来的联邦或州法律法规或国际契约可能会要求我们产生更高的运营成本,如购买和运营排放控制系统的成本,以获得排放限额或遵守新的监管或报告要求。在国际层面上,美国是2015年12月在法国巴黎达成国际气候变化协议的近200个国家之一,该协议呼吁各国设定自己的温室气体排放目标,并对每个国家将用来实现其温室气体排放目标的措施保持透明,该协议于2016年11月4日正式生效。虽然美国在2016年9月正式接受了该协议,但在2017年6月1日,总裁·特朗普决定让美国退出《巴黎协定》。根据《巴黎协定》的条款,美国退出的最早可能生效日期是2020年11月4日。然而,2021年1月20日,总裁·拜登签署了一项行政命令,指示美国重新加入《巴黎协定》,这一过程应该需要30天才能正式生效。目前,美国可能重新加入《巴黎协定》或单独谈判的协议的条款尚不清楚。由于这种不确定性,我们无法确定《巴黎协定》或任何单独谈判达成的协议会对我们产生怎样的影响。
总裁·拜登在2021年1月上任后宣布,他将要求国会在其总统任期的第一年制定立法,以(I)不迟于2025年他的第一个任期结束时建立里程碑式的环境目标,(Ii)在清洁能源和气候研究与创新方面投入大量资金,(Iii)激励整个经济领域,尤其是受气候变化影响最大的社区,快速发展清洁能源创新。例如,2021年1月28日,总裁·拜登发布了旨在应对气候变化的行政命令,包括暂停联邦土地上新的油气租赁,以及削减化石燃料补贴。最后,应当指出,一些科学家的结论是,地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化,例如风暴、干旱和洪水以及其他气候事件的频率和严重程度增加。如果发生任何此类影响,可能会对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
我们相信,我们基本上遵守了当前适用的环境法律和法规。虽然我们没有因为遵守环境要求而经历任何实质性的不利影响,但不能保证这种情况会继续下去。我们在2020年没有任何与遵守环境法或环境补救事项有关的物质资本或其他非经常性支出,我们也预计2021年此类支出将不会是实质性的。然而,我们经常为遵守环境法而产生支出,我们预计这些成本将在未来继续发生。
职业健康和安全。我们还必须遵守修订后的联邦《职业安全与健康法》(下称《职业安全与健康法》)的要求,以及监管员工健康和安全保护的类似州法律。此外,OSHA的危险通信标准要求维护有关在我们的运营中使用或生产的危险材料的信息,并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局和公民。我们相信,我们的业务基本上符合OSHA的要求。
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Certa词汇表在定义的术语中
本报告使用了本词汇表中定义的术语。
Bbl。一个储油桶,或42美国加仑液体体积,这里指的是原油或其他液态碳氢化合物。
Bcf。10亿立方英尺的天然气。
Bcfe.10亿立方英尺天然气当量,基于每桶石油或NGL的6mcf的比率,这反映了相对的能量含量。
BTU。一英制热量单位,一种能量当量单位。英制热量单位是将一磅水的温度从58.5华氏度提高到59.5华氏度所需的热量。
发展良好。在石油或天然气储集层的探明区域内钻到已知可生产的地层层位深处的井。
干井。不能生产足够经济数量的石油或天然气的油井。
探井。在未探明的地区发现石油或天然气,在现有油田中发现新的油气藏,或扩大已知油气藏的井。
总英亩或总井。一块土地或一口井的总面积(视属何情况而定),其中有一块土地或一口井。
Henry Hub价格。以结算日平均报价的天然气基准价。
Mbbl.1000桶原油或其他液态碳氢化合物。
麦克夫。一千立方英尺的天然气。
每天的MCF。每天1000立方英尺的天然气。
麦克菲。1000立方英尺天然气当量,基于每桶石油或NGL的6mcf的比率,这反映了相对的能量含量。
MMbbl.100万桶原油或其他液态碳氢化合物。
MMBtu.百万英制热量单位。
MMcf.100万立方英尺的天然气。
麦克菲先生。一百万立方英尺的气体当量。
NGL。天然气液体是在天然气中发现的自然存在的物质,包括乙烷、丁烷、异丁烷、丙烷和天然气汽油,可以从生产的天然气中集体去除,分离成这些物质并出售。
净英亩或净井。在总英亩或总油井中拥有的零碎工作权益的总和。
纽约商品交易所。纽约商品交易所。
现值(PV)。未来现金流量净额的现值,使用10%的贴现率,使用报告日期生效的不变价格和成本从估计的已探明储量中扣除(除非此类价格或成本根据合同规定发生变化)。税后现值是标准化计量。
多产井。正在生产石油或天然气或有能力生产的油井。
已探明已开发的未动用储量。储量包括:(一)已完成和测试的油井的已探明储量,但由于缺乏市场或较小的完井问题而没有生产,预计将得到纠正和(二)已探明的储量
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这些储量目前位于现有油井的管子后面,由于测井特征和邻近油井的类似产量,预计这些储量将达到产能。
探明的已开发储量。预期可回收的已探明储量:(I)通过现有设备和作业方法的现有油井,或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小;及(Ii)如果开采方式不涉及油井,则可通过已安装的开采设备和储量估计时运行的基础设施进行开采。
已探明储量。地质和工程数据可以合理确定地估计,在提供经营权的合同到期之前的一段合理时间内,在现有经济、运营和监管条件下,从已知油气藏经济上可以生产的原油、天然气和天然气的数量,除非有证据表明续签是合理确定的。
已探明的未开发储量。已探明储量,预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。
重新完成。在先前完井的地层之外的另一个地层中完成现有井筒的生产。
储备寿命指数。某一时间点的探明储量除以当时的产量(每年或每季度)。
版税面积。指的是一种费用、矿产或特许权使用费权益,使所有者有权免费获得所生产的石油和天然气的特定部分或这种生产的价值的特定部分,且无需支付所有生产成本。
版税利益。在石油和天然气财产中的权益,使所有者有权分享石油和天然气生产,而不必支付生产成本。
标准化测量。根据委员会关于在提交委员会的财务报表中列入石油和天然气储量信息的规则,所得税后估计探明储量的未来净现金流的现值以10%的折现率计算,持有价格和成本按报告日期的有效金额不变(除非此类价格或成本根据合同规定可能发生变化)。
Tcfe.一 万亿立方英尺天然气当量,一桶天然气或原油相当于6000立方英尺天然气。
未经证实的财产。没有探明储量的物业。
工作兴趣。使所有者有权钻探、生产和在该财产上进行经营活动和分享生产的经营利益,但须缴纳所有特许权使用费、凌驾于特许权使用费和其他负担、勘探、开发和运营的所有成本以及与此相关的所有风险。
非常规的游戏。石油和天然气行业中使用的一个术语,指的是目标油藏通常分为三类:(1)致密砂岩、(2)煤层或(3)页岩。储集层往往覆盖很大面积,缺乏通常定义常规储集层的明显圈闭、盖层和离散的碳氢化合物-水边界。这些油藏通常需要压裂增产或其他特殊开采工艺才能达到经济流量。
第1A项。风险因素
虽然我们利用强大的流程和资源来识别和管理风险,但我们在业务过程中面临各种风险和不确定性,其中一些风险与任何业务面临的风险相当,一些风险是我们公司运营所独有的。以下概述了可能对我们的业务、财务状况或经营结果产生不利影响的已知重大风险和不确定性。在考虑进行或维持对我们证券的投资时,您应仔细考虑以下包括的风险因素,以及题为“有关前瞻性陈述的披露”一节所提及的事项,以及通过引用方式包含在本Form 10-K年度报告中的其他信息。这些风险并不是我们面临的唯一风险。我们的业务还可能受到其他风险和不确定性的影响,这些风险和不确定性目前我们不知道,或者根据我们目前掌握的信息,我们认为这些风险和不确定性不是实质性的。如果以下描述为风险的任何事件实际发生,可能会对我们的业务、财务状况或运营结果造成重大损害,或损害我们执行业务计划或完成预期发展活动的能力。在这种情况下,我们普通股的市场价格可能会下跌,如果足够严重,我们证券投资的全部价值可能会变得一文不值。
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经济上的与我们的业务相关的风险
天然气、天然气和石油价格的波动严重影响了我们的现金流和资本资源,并可能阻碍我们的经济运营能力。天然气、天然气和石油价格波动很大,价格下跌对我们的盈利能力和财务状况产生了不利影响。作为一项大宗商品业务,石油和天然气行业通常是周期性的,我们预计这种波动将持续下去。天然气价格对我们的影响可能比石油价格更大,因为截至2020年12月31日,我们已探明储量的大约65%是天然气,而且有时天然气价格与我们的生产成本相比一直很低。 天然气、天然气和石油价格随着供需变化、市场不确定性和其他我们无法控制的因素而波动。这些因素包括:
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影响国内外天然气、天然气和石油供应和需求的事件,包括来自全球卫生流行病和相关关切的影响; |
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天气状况; |
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影响能源消费、储存和能源供应的技术进步; |
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非欧佩克国家的产量水平,包括美国页岩的产量水平; |
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美国国内和世界经济状况; |
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替代燃料的价格、可获得性和需求; |
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世界范围内节能努力的效果; |
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欧佩克成员国和其他出口国共同努力商定和维持油价和生产控制的能力; |
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天然气和石油产区的军事、经济和政治条件; |
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勘探、开发、生产、运输和销售天然气、天然气和石油的成本;以及 |
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国内(联邦、州和地方)和外国政府的法规和税收,包括要求、补贴或为使用替代能源和燃料提供税收优惠的进一步立法。 |
这些因素和其他因素对天然气、天然气和石油价格的长期影响是不确定的。最近的天然气和NGL大宗商品价格通过以下方式对我们的业务产生了不利影响:
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减少我们的收入、营业收入和现金流; |
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减少我们可以经济地生产的天然气、天然气和石油的数量; |
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增加获得资本的成本,如股权和债务;以及 |
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减少与天然气、天然气液化天然气和石油有关的未来现金流贴现的标准化衡量标准。 |
如果对天然气、NGL和石油的需求减少,我们收到的价格以及我们营销和生产天然气、NGL和石油的能力可能会受到负面影响。天然气、天然气和石油市场的波动性以及我们产品的价格在很大程度上是由我们无法控制的各种因素决定的。由于缺乏当地市场需求以及运输和储存能力,美国一些地理区域的天然气和油井的产量已经或可能在相当长的一段时间内减产。最近,由于大宗商品价格较低,我们暂时关闭了油井,如果对我们产品的需求减少和/或价格下降,我们的一些油井可能会在未来关闭,或者销售条款可能不如其他方式获得的优惠。市场竞争一直很激烈,买家将支付的价格或是否有足够的存储空间仍存在不确定性,所有这些都可能对我们的现金流、运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
我们的负债可能会限制我们成功经营业务的能力。与我们的收益相比,我们的债务与一些同行相比相对较高。我们的勘探和开发计划将需要大量的资本资源,这取决于钻探水平和预期的服务成本。现有的业务需要持续的资本支出,我们的债务数额可能会限制我们的财务灵活性和为我们的业务提供资金的能力。
我们的负债程度可能会产生其他重要后果,包括以下几点:
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我们可能被要求将运营现金流的很大一部分用于偿还债务,从而减少了可用于运营的资金; |
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我们一部分借款的利率是浮动的,这使得我们很容易受到利率上升的影响; |
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我们的杠杆程度可能使我们更容易受到大宗商品价格或整体经济进一步低迷的影响; |
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我们现有的债务协议中包含许多金融和其他限制性契约,这些契约限制了我们从事某些活动的能力,可能会限制我们的增长,而违反这些契约可能会对我们作为持续经营企业继续经营的能力造成实质性和不利的影响; |
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我们的债务水平可能会限制我们的灵活性维护或发展我们的业务,并为我们的业务和我们所在行业的变化做出计划或反应;以及 |
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我们未来可能会在借钱方面遇到困难。 |
如果我们产生额外的债务,上述风险可能会进一步增加。除了上述风险外,我们可能无法以可接受的条件获得资金。
从历史上看,我们通过运营现金流、银行信贷安排以及债务和股权发行为资本支出提供资金。我们还从事资产货币化交易;然而,如果无法通过债务或股票市场或通过额外的银行债务获得资本,我们可能会被迫出售资产。未来的现金流受到许多变量的影响,例如现有油井的产量水平、天然气、天然气和石油的价格,以及我们开发和生产储量的成功与否。如果我们获得资本的渠道因各种因素而受到限制,这些因素可能包括天然气、NGL和石油价格下降导致的收入减少,或者产量减少或信贷和资本市场恶化,我们为我们的运营提供资金和更换储备的能力将降低,导致我们的财务灵活性进一步受到压力。
根据我们的银行信贷安排可供借款的金额受借款基数的影响,借款基数由我们的贷款人在考虑我们的估计已探明储备后确定,并会根据贷款人当时确定的定价模型定期重新确定。天然气、NGL和石油价格的下跌对我们的估计已探明储量的价值产生了不利影响,进而影响了我们的贷款人用来确定我们的借款基础的市场价值,并可能导致我们决心降低我们的借款基础,从而降低我们的财务灵活性。
任何不能履行债务义务的行为都可能损害我们的业务、财务状况和经营业绩。。由于大宗商品价格的可变性质,我们的收益和现金流将每年都会波动。如果我们的现金流和资本资源不足以为我们的债务提供资金,我们可能会被迫出售资产、寻求额外的股本或重组债务。我们重组债务的能力将取决于当时资本市场的状况和我们的财务状况,除非根据破产法第11章的规定,否则我们可能无法重组债务。任何债务重组都可能以更高的利率进行,并可能要求我们遵守更繁琐的公约,这可能会进一步限制我们的运营和财务灵活性。现有或未来债务工具的条款可能会限制我们采用其中一些替代方案。此外,我们的现金流和资本资源可能不足以支付我们未来债务的利息和本金,以及任何未能按计划支付我们未偿债务的利息和本金的情况可能会导致我们的信用评级被下调,这可能会损害我们以可接受的条款产生额外债务的能力,并将导致在我们不太可能有能力偿还债务的时候加快偿还债务的义务。
我们获得了美国主要信用评级机构的债务评级。可能影响我们信用评级的因素包括债务水平、计划中的资产购买或出售以及相对于债务余额的短期和长期现金流。评级机构还会考虑流动性、资产质量、成本结构、产品组合(天然气、天然气和石油)以及预计的大宗商品定价水平。评级下调可能会对我们未来进入债务市场的能力产生不利影响,增加未来债务的成本,并可能要求我们为某些债务提供信用证或其他形式的抵押品。由于大宗商品价格持续低迷及其对我们财务业绩的影响,穆迪和标准普尔在2020年下调了我们的评级,同时进行了全行业的重新评级过程。2021年1月初,穆迪上调了我们的评级。我们不能保证我们目前的评级将在任何给定的时间段内保持有效,也不能保证评级不会进一步下调。
由于我们借款安排中的交叉违约条款,如果我们发生违约,我们可能无法偿还所有未偿债务。我们优先债务的条款,包括我们的循环信贷安排,包含交叉违约条款,这些条款规定,如果我们的契约或其他贷款协议下发生某些违约,我们将在此类协议下违约。因此,如果根据这些协议中的任何一项,违约事件发生在某些门槛以上,我们将面临根据所有债务协议违约的前景,在这种情况下,我们有义务偿还所有未偿债务,但很可能无法同时偿还所有未偿债务。在这种情况下,我们可能无法获得替代融资,或者,如果我们能够获得此类融资,我们可能无法以我们可以接受的条款获得融资,这将对我们继续执行业务计划、进行资本支出和为我们的运营提供资金的能力产生负面影响。
我们面临融资和利率风险。。我们的业务和经营业绩可能会受到资金可获得性、条款和成本、利率上升或信用评级下调等因素的影响。这些变化可能会导致我们的业务成本增加,限制我们寻求收购机会的能力,减少用于钻探的现金流,并使我们处于竞争劣势。例如,截至2020年12月31日,我们大约77%的债务是固定利率的,其余23%的债务是浮动利率。2021年1月,我们发行了本金总额为8.25%的优先票据,本金总额为6.0亿美元,2029年到期,所得资金用于减少我们的银行信贷安排。
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根据我们的信贷安排,向我们提供的贷款可以是基本利率贷款或伦敦银行同业拆借利率贷款。T负责监管伦敦银行间同业拆借利率的英国金融市场行为监管局宣布,打算在2021年底之前逐步取消伦敦银行间同业拆借利率。美国联邦储备委员会(Federal Reserve)已开始发布有担保的隔夜融资利率(SOFR),旨在取代美元LIBORp局域网和其他货币的替代参考利率也已公布。SOFR是隔夜利率,而不是定期利率,这使得SOFR不能准确地取代LIBOR,而且还没有一个既定的过程来创建稳健的、前瞻性的SOFR定期利率。目前,我们无法预测市场将如何应对这些拟议的替代利率,也无法预测LIBOR的任何变化或终止的影响。我们的信贷安排提供了一种机制,在与逐步淘汰LIBOR相关的某些事件发生时,解决建立替代利率的问题。然而,我们还没有寻求任何改变来解决这个问题。如果LIBOR不再可用,或者如果我们的贷款人由于LIBOR的变化而增加了成本,我们可能会遇到可变利率债务利率的潜在上升,这可能会对我们的利息支出、运营结果和现金流产生不利影响。
全球金融市场的中断或波动可能会导致信贷供应收缩,影响我们为业务融资的能力。目前,我们需要继续获得资本。运营现金流的大幅减少或信贷的可获得性可能会对我们进行计划的运营的能力产生实质性的不利影响。我们还面临与我们的银行信贷安排相关的一些信用风险,如果我们的一个或多个贷款人出现流动性问题,我们的一个或多个贷款人可能无法根据我们现有的循环信贷额度向我们提供必要的资金。
衍生产品交易可能会限制我们的潜在收益,并涉及其他风险。。为管理我们对大宗商品价格波动的风险敞口,我们目前及未来可能会订立衍生品安排,就我们未来生产的一部分利用大宗商品衍生品(“对冲”)。套期保值通常旨在锁定大宗商品价格,以限制波动性并提高现金流的可预测性。如果天然气、天然气液化天然气和石油价格高于对冲设定的价格,这些对冲交易可能会限制我们的潜在收益。此外,衍生品交易在某些情况下可能使我们面临财务损失的风险,包括在以下情况下:
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我们的产量低于预期; |
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我们期货合约的交易对手未能履行其合约义务;或 |
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一个事件对天然气、NGL或石油价格或对冲价格指数与我们收到的天然气或石油销售价格之间的关系产生重大影响。 |
我们不能确定我们可能达成的任何衍生品交易是否足以保护我们免受天然气、NGL或石油价格下跌的影响。此外,如果我们未来选择不从事衍生品交易,我们可能会比利用衍生品交易的竞争对手更受天然气、天然气和石油价格下跌的不利影响。长期而言,较低的天然气、天然气和石油价格也将对我们以高于生产成本的价格签订衍生品合同的能力产生负面影响。
如果交易对手未能履行衍生品合同,我们将面临财务损失的风险。我们无法预测交易对手的信誉或履约能力的突然变化。即使我们确实准确地预测了这些变化,我们缓解风险的能力也可能是有限的,这取决于市场状况。此外,如果我们的一个或多个对冲交易对手破产,或其他类似的程序或流动性限制,我们将不太可能收回陷入困境的一个或多个实体欠我们的全部或很大一部分金额。在大宗商品价格下跌期间,我们的衍生品应收账款头寸增加,这增加了我们对交易对手的风险敞口。如果我们交易对手的信誉恶化,导致他们无法履行,我们可能会招致重大损失。
我们可能无法以有吸引力的条款处置非战略性资产,并可能被要求保留某些事项的负债。我们定期审查我们的财产基础,以确定非战略性资产,处置这些资产将增加可用于其他活动的资本资源,并创造组织和运营效率。我们还偶尔出售某些核心资产的权益,以加快发展和提高其他核心资产的效率。各种因素可能会对我们处置非战略性资产或完成已宣布处置的能力产生重大影响,包括是否有买家愿意以我们可以接受的价格购买非战略性资产,以及由于之前的此类资产出售,我们几乎没有剩余的非战略性资产可以出售。此外,此类交易中的卖家通常会保留对某些事项的责任。例如,与出售我们的北路易斯安那州资产有关,我们在2030年前保留了某些中游收集、运输和加工义务。任何此类留存责任或赔偿义务的规模在交易时可能难以量化,最终可能是实质性的。此外,第三方通常不愿意解除我们在出售剥离资产之前提供的担保或其他信贷支持。因此,在出售后,如果资产的买方未能履行这些义务,我们可能仍然对担保或支持的义务承担次要责任。
如果大宗商品价格上涨,我们可能会经历成本上升的时期。这些增长可能会降低我们的盈利能力、现金流和按计划进行开发活动的能力。从历史上看,在石油、天然气和天然气价格上涨的时期,我们的资本和运营成本都会上升。这些成本增加是由我们无法控制的各种因素造成的,例如我们和我们的供应商所依赖的电力、钢铁和其他原材料成本的增加;对劳动力、服务和服务的需求增加
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材料作为钻探和完成度经济活动增加;税收增加。天然气和石油行业钻探活动的增加可能导致一些钻探设备、材料和供应的成本增加。此类成本的增长速度可能快于我们收入的增长速度,从而对我们的盈利能力、现金流和合作能力产生负面影响。产品发展活动,如计划的而且在预算之内。
与我们的运营相关的风险
钻探是一项不确定且代价高昂的活动。。钻井、完井和运营一口井的成本往往是不确定的,许多因素可能会对一口井的经济产生不利影响。如果我们钻探干井或油井,但在钻探、运营和其他成本之后,我们生产的天然气、天然气和石油不足以在商业上可行,那么我们的努力将是不经济的。没有办法在钻探和测试之前确定是否有任何特定的勘探将以商业上可行的数量生产天然气、NGL或石油。此外,我们的钻探和生产作业可能会因各种因素而被削减、推迟或取消,包括但不限于:
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钻机、设备、水力压裂用水、人工或其他服务的成本增加、短缺或交货延误; |
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意外的作业事件和钻井条件; |
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降低天然气、天然气或石油价格; |
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天然气、天然气或石油市场的局限性; |
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不利的天气条件和天气模式的变化; |
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设施或设备故障或操作员错误; |
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设备故障或事故; |
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所有权丧失和其他与所有权有关的问题; |
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管子或水泥失效和套管坍塌; |
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遵守或改变环境、税收和其他政府要求; |
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环境危害,如天然气泄漏、石油泄漏、管道和储罐破裂,以及未经授权排放有毒气体; |
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油田钻井和维修工具遗失、损坏的; |
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异常或意想不到的地质构造; |
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钻井液漏失; |
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地质构造中的压力或不规则; |
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火灾; |
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自然灾害; |
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表面凹陷和爆炸; |
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石油、天然气或井液无法控制的流动; |
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提供并及时发放所需的政府许可证和许可证;以及 |
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内乱或抗议活动。 |
如果这些因素中的任何一个发生,我们可能会失去全部或部分投资,或者我们可能无法实现预期的收益,这两者中的任何一个都可能对我们的收入和盈利产生实质性的不利影响。我们的业务包括利用我们和我们的服务提供商开发的钻井和完井技术。我们在钻水平井时面临的风险包括但不限于以下几点:
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将井筒降落在所需的钻探区; |
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将井筒钻至计划的全部长度; |
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在地层中水平钻进时留在所需的钻井区; |
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下完整个井筒长度的套管;以及 |
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能够在水平井井筒中稳定地送入工具和其他设备。 |
我们在完成水平井时面临的风险包括但不限于以下几点:
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骨折的能力刺激了计划的阶段数; |
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能够在完井作业期间将工具送入井筒的整个长度;以及 |
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在最后一次压裂增产阶段完成后成功清理井筒的能力。 |
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我们确定的钻探地点计划在数年内进行,这使得它们容易受到不确定性的影响,这些不确定性可能会实质性地改变其钻探的发生或时机。。我们的管理团队已经特别确定并安排了某些钻井地点为未来在我们现有土地上的多年钻探活动。这些钻探地点是我们发展战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于一些不确定因素,包括天然气和石油价格、资金的可获得性和成本、钻探和生产成本。vt.的.钻井服务和设备的可获得性、钻井结果、租约到期、运输限制、监管和分区批准以及其他因素。由于这些不确定的因素,我们不知道所有的我们已经确定的众多钻探地点将永远被钻探。此外,除非在覆盖未开发英亩的间隔单位内建立生产为如果获得了某些钻探地点,则该区域的租约将到期。在勘探和开发活动步伐放缓的地区,这些风险有时会更大。因此,我们的实际钻探活动可能与目前的情况有很大不同确认身份。此外,我们将需要大量资本在较长的时间内进行这些地点的发展,而我们可能无法筹集或产生所需的资本。我们能够在这些地点进行的任何钻探活动都可能不成功,或导致我们有能力将已探明储量增加到我们的总已探明储量,或可能导致我们的估计已探明储量向下修正,这可能对我们的业务和运营业绩产生重大不利影响。和财务状况。
我们的业务受到经营风险的影响,这些风险可能会导致我们的保单可能无法完全覆盖的重大损失或债务。。虽然我们有降低运营风险的流程和程序,但天然气、天然气和石油业务面临许多风险,包括井喷、弹坑、爆炸、石油、天然气或井液的失控流动(尤其是到达地表水或地下水的井液)、火灾、管道或水泥故障、管道破裂或泄漏、破坏、污染、有毒气体释放、具有异常或意外压力的地质构造、不利天气条件或自然灾害以及其他环境危害和风险。此外,我们的业务有时靠近人口稠密的商业区或住宅区。如果这些危险中的任何一种发生,我们可能会因以下原因而遭受重大损失:
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人身伤害或者生命损失的; |
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损坏或毁坏财产、自然资源和设备; |
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污染或者其他环境损害的; |
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调查和清理责任; |
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监管调查和处罚或诉讼; |
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监管机构暂停运营;以及 |
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维修和补救,以恢复运营。 |
我们根据我们认为是行业惯例的做法,按照我们认为审慎且在商业上可行的金额和成本,为我们的业务产生的许多(但不是全部)潜在损失或责任提供保险。我们的保险包括在恢复之前必须满足的免赔额,以及次级限额和/或自我保险。另外,我们的保险是有免责条款和限制的。我们的保险并不涵盖与我们的业务相关的所有潜在风险,包括可能造成的重大收入损失。我们不能保证我们的保险范围将充分保护我们免受所有潜在后果、损害和损失的责任。
我们可以选择不购买保险,如果我们确定可用保险的成本相对于我们认为的风险过高。然而,这样的判断可能被证明是不正确的。此外,一些形式的保险可能在未来变得不可用。如果我们因重大事件而承担责任,而损害不在保险范围内或超过保单限额,则我们可用于运营的收入和资金将减少,这反过来可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
此外,我们在很大程度上依赖于由第三方拥有和运营的设施,特别是天然气运输和加工设施,这些第三方设施的损坏或破坏可能会影响我们加工、运输和销售我们产品的能力。在有限的范围内,我们维持与宾夕法尼亚州的两个第三方加工厂和连接线相关的业务中断保险,我们在那里为加工厂的承保损失或损坏造成的生产中断造成的潜在灾难性损失投保;然而,此类保险是有限的,可能不足以保护我们免受所有潜在后果、损害和损失的影响。
我们的生产资产基本上集中在阿巴拉契亚盆地的宾夕法尼亚州部分,这使得我们很容易受到在一个地理和政治区域运营的风险的影响。随着我们在2020年第三季度剥离北路易斯安那州的资产,我们估计的已探明储量总额的基本上100%现在归因于位于阿巴拉契亚盆地的物业,这些物业都位于宾夕法尼亚州。由于这种显著的集中度,我们特别容易受到地区供需因素对我们部分产品的影响。此外,我们的产品还容易受到加工和运输限制的影响。例如,我们的NGL的很大一部分是通过某些管道在宾夕法尼亚州运输的,这些管道一直是并将继续成为州和地方审查和调查的主题,监管机构的建设和流动停顿、诉讼以及各种罚款和处罚。我们也更多地接触到广泛和不断发展的
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宾夕法尼亚州的监管环境哪一个可能会导致我们油井建设、开发和生产的延误或中断. S另请参阅在下面 天然气行业是受到广泛的监管。此外,宾夕法尼亚州的地方政府有权通过和实施条例和强加某些关于我们的井场、油罐区和其他相关设施的选址限制。来自一个或多个地方政府机构的批准,一些在公开听证会之后,可能需要在开始施工之前我们的可能导致延误的设施,增加开支,或在某些情况下,阻碍发展。此外,新的倡议或条例可能包括对我们进行某些操作的能力的限制,例如水力压裂或处置的 我们的运营产生的物质,包括但不限于、采出水、钻井液和其他与我们的运营相关的废物。目前有几个州已经选择完全禁止水力压裂,包括 华盛顿,纽约、马里兰州和佛蒙特州; 应该宾夕法尼亚州或联邦政府将禁止水力压裂,这将阻碍我们马塞卢斯页岩储量的经济发展,给我们带来严重的财务后果.
我们在水力压裂作业中使用了大量的水。我们无法找到足够数量的水,也无法处理或回收我们运营中使用的水,这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。水是我们钻井和水力压裂过程的重要组成部分。限制或限制我们获得足够水量的能力(包括干旱等自然原因造成的限制)可能会影响我们的行动。如果我们无法从当地来源获得用于我们行动的水,我们可能需要从新的来源获得水,并将水运输到钻探地点,从而导致成本增加。我们必须处理或回收我们行动中使用的水。遵守有关提取、储存和使用地表水或地下水的环境和许可要求可能会增加成本,并导致我们的业务延误、中断或终止。
我们的业务依赖于天然气和石油运输以及NGL加工设施,这些设施由其他公司所有,取决于我们与这些公司签订合同的能力。我们出售天然气、NGL和石油生产的能力在一定程度上取决于第三方拥有的管道系统和加工设施的可用性、邻近程度和能力,以及我们与这些第三方签订合同的能力。这些系统和设施缺乏可用能力,可能导致生产井关闭或物业开发计划延迟或中断。另请参阅上文我们的生产资产仅集中在阿巴拉契亚盆地的宾夕法尼亚州部分 使我们容易受到与在一个地理和政治区域开展业务相关的风险的影响。虽然我们对产品的运输有一定的合同控制权,但这些业务关系的重大变化,包括合同对手方的财务状况,可能会对我们的运营产生实质性影响。在某些情况下,我们不在第三方设施上购买确定的运输,因此,我们的生产运输可能会被那些有确定安排的人中断。在其他情况下,我们已经达成了确定的运输安排,无论实际吞吐量如何,我们都有义务支付最低运量的费用。如果由于开发活动减少或延迟而导致产量下降,考虑到当前的大宗商品价格环境、生产相关困难或其他因素,我们可能无法利用现有确定运输合同下的所有权利,导致我们有义务支付费用而不从销售中获得收入,该等费用可能会很大,并可能对我们的运营产生重大不利影响。我们还与第三方签订了长期协议,提供天然气收集和加工服务。在某些情况下,收集系统和输送管道的能力可能不足以容纳现有油井和新油井的产量。联邦和州对天然气和石油生产和运输的监管、税收和能源政策、供需变化、管道压力、管道的损坏或破坏以及总体经济状况可能会对我们生产、收集和运输天然气、NGL和石油的能力产生不利影响。如果这些第三方管道或其他设施中的任何一个部分或完全无法运输或加工我们的产品, 或者,如果天然气管道或设施的天然气质量规格发生变化,以限制我们通过这些管道或设施运输天然气的能力,我们的收入可能会受到不利影响。
由于维护、机械故障、事故、天气和/或其他原因导致的第三方设施中断可能会对我们营销和交付产品的能力造成负面影响。特别是,我们位于宾夕法尼亚州西南部核心作业区的某些第三方天然气加工设施的中断可能会对我们在该地区营销和交付天然气生产的能力造成重大影响,特别是如果这种中断持续的时间超过短期,可能导致我们必须大幅削减产量。我们无法控制何时或是否恢复这些设施,而且通常也无法控制将收取的价格。由于缺乏现金流,全面停产将对我们造成重大影响,如果很大一部分产量以低于市场价格的价格进行对冲,我们在该等财务对冲下对交易对手的义务将不得不通过借款支付,从而进一步影响我们的财务状况。
与我们经营的行业相关的风险
天然气行业受到广泛的监管。天然气、NGL、凝析油和其他碳氢化合物,以及我们生产这些产品的业务,都受到联邦、州和地方各级广泛的法律、法规和法令的约束。此外,当局亦不断检讨影响业界的新法例、拟议规则制定和条例修订,以期对我们的产品和业务提出更广泛的要求和规则。遵守众多政府部门和机构的新法律和不断扩大的法律往往会增加我们的业务成本,延误我们的运营,并减少我们的
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盈利能力。某些潜在的立法,如禁止水力压裂,甚至可能使我们无法经济地开发我们的储量。
影响我们业务的法律和法规制约的事项包括但不限于:可能向环境排放的物质和材料的数量和类型,包括温室气体;对意外向环境释放的受管制物质或材料的反应;钻井和完井过程中用水的来源和处置;有关钻井、完井和生产作业的许可证、性能规则和报告义务;受威胁或濒危物种和水道保护工作;以及与气候相关的举措。
环境法规和污染责任可能使我们面临巨大的成本和处罚。我们可能会因遵守现有或未来的环境法律、法规和执法政策或倡议而招致巨大的成本和责任。其中一些环境法律和法规可能会施加严格的、连带的责任,而不考虑过错或知情,这可能会使我们对发生时合法的行为承担责任,或由先前的所有者或运营商造成的条件,或与我们将材料用于回收或处置的第三方场地有关的责任。宾夕法尼亚州的法律还规定,无论过错或意图如何,某些物质的释放都要承担刑事责任。不遵守这些法律和法规可能会导致我们的项目或其他业务的批准或执行出现延误、取消或限制,并使我们受到行政、民事和/或刑事处罚、纠正行动以及禁止我们的部分或全部业务的命令。我们的运营可能会受到新的和修订的法律法规以及对现有法律法规的重新解释或政府加强与环境法相关的执法的影响。例如,经过适当处理的钻井液和产出水目前不受RCRA规定的危险废物的监管,而是受RCRA的非危险废物条款监管。环保局未来可能会提议制定规则,将此类废物指定为危险废物而不是非危险废物,并可能在州一级做出类似的指定。如果这种情况发生在联邦和/或州一级,可能会导致获得和维持遵约的巨大成本。
我们还可能面临与我们的运营和废物处理实践相关的碳氢化合物、空气排放和废水或其他液体排放的责任和成本。根据环境法和法规,我们、我们的承包商或我们的运营导致的危险或受管制物质的泄漏或其他未经授权的泄漏可能使我们面临重大损失、支出和民事和刑事责任,我们目前和过去都参与了此类调查、补救和监测活动。例如,在2020年,宾夕法尼亚州总检察长对我们提出了轻罪刑事指控,原因是我们在PDEP的指导下报告和补救了某些释放和泄漏。虽然我们已经解决了这些指控,宾夕法尼亚州总检察长已经公开宣布了额外的调查和指控,通常与我们在宾夕法尼亚州的行业有关。此外,邻近的土地所有者和其他第三方可能会对我们提出索赔或提起诉讼,指控我们因向环境中排放物质而造成人身伤害和/或财产损失,无论是否有证据表明我们的运营产生了影响,所有这些都可能导致重大的诉讼或和解费用以及声誉损害。
有关受威胁和濒危物种以及航道保护的法律法规可能会延误或限制我们的行动,并导致我们招致巨额成本。各种联邦和州法规禁止对濒危或受威胁物种及其栖息地产生不利影响的行动或行动。这些法规包括1973年的联邦濒危物种法案、候鸟条约法案、CWA、CERCLA和类似的州计划。美国鱼类和野生动物管理局(FWS)可能会指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地。一个关键的栖息地或合适的栖息地指定可能会导致对土地使用的实质性限制,并延误、限制甚至阻止我们的行动。虽然目前FWS所列的濒危或濒危物种均未对我们的业务产生重大影响,但未来在我们开展业务的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加,和/或限制或阻止我们的业务能力,这可能会对我们开发和生产储量的能力产生不利影响。
此外,根据《公约》的范围及其对美国水域的保护,湿地或其他环境敏感地区的存在可能会影响作业。虽然2020年6月22日环保局最终规则中对“美国水域”定义的修订缩小了CWA的范围,但该规则受到了法律挑战,这可能导致EPA或州机构对各自的执法角色采取更广泛的看法来扩大CWA。此外,环保局未来可能会改变其规则。如果法律挑战或任何进一步的规则制定扩大了CWA的管辖权,我们可能会招致更多的成本和限制,和/或许可或项目的延误或取消,这可能会导致重大成本和责任或财务损失。
与气候有关的法规和倡议可能使我们面临巨大的成本和业务限制。关于我们的气候变化的程度、气候变化的潜在原因及其潜在影响,公众正在进行一场辩论。作为这场辩论的一部分,人们还普遍认为,包括二氧化碳和甲烷在内的温室气体水平的增加已经并将继续促进气候变化,气候变化已导致与化石燃料的生产和温室气体排放相关的许多监管、政治、诉讼和金融风险。
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联邦和州政府s时不时地考虑立法和法规减少温室气体排放,包括但不限于实施天然气行业的温室气体监测和报告其中包括我们的某些行动。这个美国环保局试图根据《清洁空气法》实现这些减排和新的源代码性能标准,旨在挥发性有机化合物(“VOCs“)包括石油和天然气来源的甲烷排放. 在宾夕法尼亚州,监管机构已经实施了井场作业、压缩机、加工厂和其他下游设施的作业许可和排放限制直接影响到我们的运营. 这个PDEP继续追求要限制的新法规和附加法规VOC来自石油和天然气行业的现有来源。也有一种国家和区域努力的数量那已经出现了寻觅通过总量管制和交易计划跟踪和减少温室气体排放,要求排放者获得并交出排放限额,以换取排放温室气体。2020年9月,宾夕法尼亚州环境质量委员会PEQB”)批准了一项决议草案,以加入区域温室气体倡议(RGGI),这是康涅狄格州、特拉华州、缅因州、马里兰州、马萨诸塞州、新罕布夏州、新泽西州、纽约州、罗德岛州和佛蒙特州之间的合作努力,以限制和减少电力部门CO2化石燃料发电厂排放的废气.PEQBa不包括边公众对加入RGGI的意见将持续到2021年1月14日。除了RGGI,PDEP正在评估其他法规,以实现减排。我们已经启动了自己的内部目标,以减少我们业务活动的温室气体排放,例如,设定到2025年实现净直接排放为零的目标;然而,,有多种因素可能会阻碍我们实现这一目标,包括但不限于运营故障、设备和服务的可用性、工程结果、资本限制以及碳抵消计划的可用性和成功。
应对全球气候变化的联邦、州和地区行动的结果可能导致各种新的法律和法规来控制或限制排放,包括阻止或限制温室气体排放的税收或其他收费。这也可能取决于政治结果,因为已经有一些候选人寻求竞选各州和联邦政府的职位,包括总裁·拜登,他们承诺限制温室气体排放,禁止水力压裂油井和天然气井,并禁止在联邦土地上新的石油和天然气生产租约。我们的发展严重依赖水力压裂的使用,如果不使用这种技术(我们认为这种技术已经安全地进行了几十年),我们就无法在经济上开发我们的任何储量,禁止这种技术将给我们带来实质性的经济损害。
与气候变化担忧相关的诉讼风险也在增加,因为一些城市和地方政府已在州和联邦法院对化石燃料生产公司提起诉讼,并声称要求赔偿公共滋扰和气候变化对道路和基础设施的影响。这类诉讼还声称,化石燃料生产商已经意识到气候变化的不利影响,并通过未能充分披露这些影响来欺骗投资者。
包括天然气生产商在内的化石燃料能源公司的财务风险也在上升,因为担心化石燃料对气候变化潜在影响的股东和债券持有人可能会选择将部分或全部投资从基于化石燃料的能源转移出去。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款机构也一直受到维权人士的压力,并成为游说的对象,要求它们不要为化石燃料生产提供资金。其中一些机构贷款人可能会选择不为我们提供资金,这可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消,或损害我们经营经济运营的能力。
目前,我们无法预测此类法律、法规、地区性或国际性举措或契约、诉讼、融资限制对我们未来综合财务状况、经营业绩或现金流的潜在影响;然而,这些影响可能是实质性的,并对我们的业务产生实质性的负面影响。
有关我们的储备和未来净现金流的信息是估计的,并不一定与我们的结果相符。在估计已探明的天然气和石油储量及其价值时,存在许多固有的不确定性,包括许多我们无法控制的因素。对已探明储量的估计取决于与当前和未来经济状况、商品价格以及我们油井的预计生产率有关的许多假设。如果我们经历了大宗商品价格持续下跌的时期,我们已探明储量的一部分可能被视为不经济的,不再被归类为已探明储量。尽管我们使用稳健的流程和程序来评估和估计我们的储量,但它们都是估计的,而开发我们的估计储量的实际产量、收入和成本将与估计不同,这些差异可能是重大的和/或负的。
储量估算是一个主观的过程,涉及估算从无法直接测量的天然气和石油地下储量中回收的量。因此,不同的石油工程师,各自使用业界公认的地质和工程实践以及科学方法,可能会根据相同的可用数据计算不同的储量估计和未来净现金流。由于工程原理主观上适用于天然气、NGL和石油储量估计,下列各项可能与估计的数量或其他因素有很大不同:
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天然气、天然气和石油生产的数量和时间; |
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与该生产相关的收入和成本; |
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未来发展支出的数额和时间;以及 |
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未来的大宗商品价格。 |
30
我们已探明储量的贴现未来净现金流量包括在本报告中是不与相同可归因于我们物业的储备的市值。根据美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)的要求,我们已探明储量的估计贴现未来净收入是基于12个月平均价格(每月1日),而成本估计是基于当前的年终经济状况。未来的实际价格和成本可能会大幅上升或下降。此外,根据美国公认会计原则,用于计算贴现未来净现金流量的10%贴现率不一定是基于资本成本的最合适的贴现率,各有不同不时,以及与我们的业务和整个石油和天然气行业相关的风险。
我们可能面临与反对石油和天然气勘探和开发活动的长期趋势有关的各种风险。随着时间的推移,对石油和天然气钻探和开发活动的反对声音一直在增长。石油和天然气行业的公司经常成为个人和非政府组织推迟或阻止石油和天然气开发的活动人士的目标,他们利用安全、环境合规和商业惯例来支持他们对石油和天然气钻探的反对。反发展活动人士正在努力减少联邦和州政府土地的使用,推迟或取消某些项目,如石油和天然气钻探的开发,以及运输和加工石油和天然气生产所需的管道基础设施。例如,环保活动人士继续倡导在美国加强对页岩钻探和水力压裂的监管或禁令,即使是在宾夕法尼亚州这样的司法管辖区,这些司法管辖区对页岩钻探和水力压裂的监管也是最严格的。这种激进的努力可能会导致以下结果:
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拖延或拒绝发放钻探许可证; |
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缩短租赁期限,减少租赁规模; |
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限制或防止安装或操作生产、收集或加工设施; |
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限制或防止使用某些作业方法,如水力压裂,或处置有关材料,如水力压裂液和采出水; |
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增加遣散费和/或其他税收; |
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网络攻击; |
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法律挑战或诉讼; |
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对我们的业务或整个石油天然气行业的负面宣传; |
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做生意的成本增加; |
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减少对我们产品的需求;以及 |
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对我们开发物业和扩大生产能力的其他不利影响。 |
我们可能需要产生与响应这些倡议相关的巨额成本,这些行动可能会对我们的财务业绩产生实质性的不利影响。遵守任何由此产生的重大或阻碍我们活动的额外法律或法规要求,可能会对我们的业务、财务状况、现金流和运营结果产生实质性的不利影响。
保护措施和技术进步可能会减少对石油和天然气的需求。燃料节约措施、替代燃料要求、政府对可再生能源的要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃料经济性方面的技术进步以及能源生产或储存设备(如电池技术)可能会减少对石油和天然气的需求。石油和天然气服务和产品需求变化的影响可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
31
法律,税收和监管风险
目前与天然气和石油勘探和开发有关的某些联邦所得税减免可能会被取消或推迟,并可能对天然气开采征收额外的联邦或州税收或费用。此前曾有人提出立法,如果成为法律,将对美国联邦所得税法进行重大修改,包括取消目前石油和天然气勘探和生产公司享有的某些美国联邦所得税优惠。这些变化包括但不限于:(I)取消石油和天然气资产的百分比损耗拨备;(Ii)取消目前无形钻探和开发费用的扣除额;(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。然而,目前尚不清楚是否会颁布任何此类变化,如果通过,这些变化将在多长时间内生效。此外,可以制定立法,对石油和天然气开采征收新的费用或增加税收,这可能会导致运营成本增加和/或消费者对我们产品的需求减少。任何此类立法的通过或美国联邦所得税法的任何其他类似变化可能会增加成本,或者取消或推迟目前与天然气和石油勘探和开发有关的某些税收减免,任何此类变化都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。截至2020年12月31日,我们与上年资本化无形钻探成本相关的税基为6.239亿美元,这些成本将在未来五年摊销。
2012年2月,宾夕法尼亚州立法机构通过立法,制定了一项名为天然气影响费的税收,适用于我们所有种植面积所在的宾夕法尼亚州的生产。该立法规定,天然气和石油运营商在15年内每钻一口井每年都要缴纳一笔费用。就像遣散税一样,这笔费用是由宾夕法尼亚州公用事业委员会设定的浮动比例,基于两个因素:消费者价格指数的变化和纽约商品交易所天然气交易所每月最后一天的平均价格。影响费用增加了我们在马塞卢斯页岩业务的财务负担。不能保证影响费将保持目前的结构,也不能保证不会征收额外的税。宾夕法尼亚州州长和多名宾夕法尼亚州议员不时提出立法,以制定遣散税,以取代或补充已经存在的影响费。例如,2021年1月下旬,宾夕法尼亚州州长宣布,他将重新提出立法,制定遣散费税,为新冠肺炎的救济措施提供资金。目前无法估计任何额外税收负担的结构和最终影响,但可能是实质性的。
我们在使用净营业亏损、税收抵免和扣除业务利息支出方面可能会受到限制。如本10-K表格所附财务报表所示,我们有大量净营业亏损(“NOL”)。这些NOL的使用和业务利息费用的扣除取决于许多因素,包括公司未来的应纳税所得额。我们利用递延税项资产的能力取决于我们通过我们的业务或出售资产能够产生的未来税前收入。正如其他地方讨论的那样,未来的资产出售可能完成,也可能不完成,根据大宗商品价格的不同,我们可能不会产生应税收入。如果管理层得出结论认为递延税项资产的部分或全部收益更有可能无法实现,将在得出这一结论的期间确认估值备抵。此外,在控制发生变化的情况下,这些NOL的使用可能存在限制。在任何一种情况下,估值津贴的影响都将对我们的财务报表产生负面影响。
对我们提出的法律诉讼可能会导致重大的法律责任,并对我们的财务状况造成重大和不利的影响。。像许多石油和天然气公司一样,我们参与了各种法律程序,包括威胁索赔,如所有权、特许权使用费和合同纠纷。和解法律程序(声称或非声称)的成本或履行在该等法律程序中对我们不利的任何判决的成本可能会导致重大负债或利益损失,这可能会对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。确定与法律诉讼有关的应计项目或损失范围的判决和估计数可能在不同时期发生变化,这种变化可能是实质性的。目前的应计项目可能不足以满足任何此类判断。法律诉讼也可能导致对Range的负面宣传。此外,法律程序分散了管理层和其他人员对其主要责任的注意力。目前,根据管理层掌握的信息,似乎没有可能造成重大财务影响的未决索赔或诉讼。然而,管理层对未决索赔和诉讼的评估可能不准确,后续事件可能导致此类索赔或诉讼的重大责任。
我们的成功取决于我们管理层的关键成员,以及我们吸引和留住经验丰富的技术人员和其他专业人员的能力。我们的高级管理团队或任何其他官员都不受雇佣协议的约束,因此,保留他们作为雇员的可能性低于他们是否签署了雇佣协议。失去这些人中的一人或多人,特别是关于我们的首席执行官、首席财务官和首席运营官,可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。此外,在我们的核心运营领域拥有丰富经验的关键技术专业人员的流失可能很难被替代,如果他们离开,该等员工的流失可能会对钻井、完成和运营油井的成本产生不利影响。
32
与我们普通股相关的风险
如果增发普通股,普通股股东将被稀释。为了协调利益和鼓励所有权,我们向员工和董事发行限制性股票和绩效股,作为他们薪酬的一部分。此外,我们可能会发行额外的普通股、额外的次级票据或其他可转换为普通股的证券或债务,以延长到期日或为资本支出提供资金,包括收购。增发普通股会稀释现有股东的利益。扭转稀释影响的一种方法是收购我们的股票。然而,我们用现金回购证券的能力受到我们银行信贷安排的限制。
股息限制。支付股息和其他限制性付款的限额(如我们的银行信贷安排所定义)是根据我们的银行信贷安排规定的。在某些情况下,这些限制可能会限制或阻止股息的支付。2020年1月,我们宣布董事会暂停了我们普通股的分红,不能保证董事会未来会恢复分红。
我们的股价可能会波动,股东可能无法以或高于他们支付的价格转售我们普通股的股份。。我们普通股的价格波动很大,这可能会给投资者造成损失。我们普通股的市场价格一直不稳定。从2018年1月1日到2020年12月31日,纽约证券交易所公布的我们普通股的价格从每股1.64美元的低点到18.59美元的高点不等。从2021年1月1日到2021年2月19日,我们的普通股从每股6.78美元的低点到每股11.59美元的高点不等。我们预计我们的股价将继续受到各种因素的影响,包括我们无法控制的因素。这些因素包括:
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最重要的是,天然气、天然气和石油价格的变化; |
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钻井、完井、收购和经营结果的变化; |
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政府监管和/或税收的变化; |
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证券分析师财务估计的变动; |
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可比公司市场估值的变化; |
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对我们资本计划的期望,包括董事会关于回购股票或支付股息的任何决定; |
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关键人员变动;或 |
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未来出售更多股票和我们资本结构的变化。 |
我们可能在未来的某个时候达不到我们股东或证券分析师的期望,我们的股价可能会因此下跌。
我们发现我们在财务报告的内部控制方面存在重大缺陷,如果不加以补救,可能会对我们的业务产生不利影响。
我们对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述,因为其固有的局限性,包括人为错误的可能性,规避或凌驾于控制或欺诈。即使是有效的内部控制,也只能在编制和公平列报财务报表方面提供合理的保证。如果我们未能保持内部控制的充分性,包括未能实施所需的任何新的或改进的控制措施,或者如果我们在实施这些控制措施方面遇到困难,我们的业务和财务业绩可能会受到损害,我们可能无法履行我们的财务报告义务。作为编制2020年合并财务报表的一部分,我们在管理层关于递延税项资产变现的结论中发现了一个错误,这是由于根据冠状病毒援助、救济和经济安全法(也称为CARE法案)对税法的修改导致了我们之前报告的2020年季度运营报表中的错误。进一步资料见第二部分--项目8.财务报表和补充数据,附注18。如果我们采取的措施不能及时纠正重大缺陷,我们可能无法在未来得出结论,我们对财务报告保持有效的内部控制。
一般风险因素
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。作为天然气和石油生产国,我们面临着各种安全威胁,包括:
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网络安全威胁,以获得对敏感信息的未经授权的访问或使数据或计算机系统无法使用; |
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对我们的有形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)的安全或运营构成威胁;或 |
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来自恐怖主义行为的威胁。 |
33
计算机和电信系统是我们业务不可分割的一部分,用于支持我们的勘探、开发和生产活动以及我们的主要会计和财务报告职能。我们使用这些系统来分析和存储财务和运营数据,并与内部和外部业务合作伙伴进行沟通。网络攻击可能会危害我们的计算机和电信系统,并导致我们的业务运营中断或我们的数据和专有信息丢失。此外,计算机控制着全球的石油和天然气生产、加工设备和分配系统,是将我们的产品推向市场所必需的。针对这些操作系统或它们所依赖的网络和基础设施的网络攻击,可能会破坏关键的生产、分销和/或存储资产,延迟或阻止向市场交付,导致意外排放和/或使准确解释生产和结算交易变得困难或不可能。对供应商或服务提供商的网络攻击可能导致供应链中断,这可能会推迟或停止开发项目。如果我们的会计或人力资源系统受到网络攻击,如果个人信息被获取,我们可能会承担责任。
安全威胁使我们的运营面临更大的风险,这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。特别是,我们实施各种程序和控制措施,以监测和减轻安全威胁,并加强我们的人员、信息、设施和基础设施的安全,可能会导致资本和运营成本增加。此外,不能保证这些程序和控制措施足以防止安全漏洞的发生。如果发生任何此类安全漏洞,可能会对我们的员工造成伤害或敏感信息的丢失,对我们的运营至关重要的关键基础设施或能力的损失,并可能对我们的声誉、财务状况以及运营或现金流的结果产生重大不利影响。尤其是网络攻击正变得更加复杂,包括但不限于恶意软件、网络钓鱼、勒索软件、试图未经授权访问数据,以及其他电子安全漏洞,这些漏洞可能导致关键系统中断、未经授权发布机密或其他受保护的信息以及损坏数据。这些事件可能损害我们的声誉,并导致未经授权支付资金、补救行动、业务损失和/或潜在责任造成的财务损失。此外,持续和不断变化的网络安全攻击威胁导致法律和合规问题的演变,包括监管对预防的关注增加,这可能需要我们花费大量额外资源来满足这些要求。虽然我们使用我们认为适当的广泛程序和程序来应对网络安全风险,迄今尚未遭受与此类攻击有关的任何重大损失,但不能保证我们未来不会遭受此类损失。
恐怖袭击和恐怖袭击的威胁,无论是国内还是国外的袭击,以及为应对这些行为而采取的军事或其他行动,都可能造成全球金融和能源市场的不稳定。中东持续的敌对行动以及美国或其他国家发生或威胁发动恐怖袭击,可能会以不可预测的方式对全球经济产生不利影响,包括能源供应和市场中断、商品价格波动加剧,或者我们所依赖的基础设施可能成为恐怖主义行为的直接目标或间接受害者,进而对我们的业务和业务结果产生重大不利影响。
我们面临着与新型冠状病毒(新冠肺炎)相关的风险,这可能会严重扰乱我们的运营。虽然到目前为止,我们的业务还没有因为新冠肺炎疫情而受到实质性影响,但我们的业务可能会受到新冠肺炎疫情的不利影响。我们的业务以及我们业务对手的业务都受到政府对新冠肺炎的不同回应,例如业务关闭、居家指示、旅行限制和其他与健康有关的旅行或健康限制,以及可能的缺勤、隔离、自我隔离、办公室和设施关闭、交货延迟和港口、制造设施、管道、炼油厂和其他与我们业务不可或缺的设施中断。此外,由于新冠肺炎对需求水平的影响,我们的客户可能会推迟或减少从我们这里购买。
此外,新冠肺炎还影响了对石油和天然气的需求,从而对商品价格产生不利影响,并可能在较长期内对经济和金融市场产生不利影响,导致经济大幅下滑。此外,如果新冠肺炎疫情或由此导致的全球商业和经济环境的恶化对我们的业务和财务业绩产生不利影响,它也可能会加剧或加剧本年度报告Form 10-K中所述的许多其他风险。
目前,我们无法预测新冠肺炎由于各种不确定性和未来发展而产生的全部影响,包括病毒的最终传播、疾病的严重性、爆发的持续时间、其他流行病的发生、相关公共卫生措施的实施以及旅行和商业限制或政府当局可能采取的其他行动,试图控制或治疗病毒,所有这些都可能对我们的运营、现金流、财务状况产生实质性的不利影响,并对我们的股票价格产生负面影响。
项目1B。 |
未解决的员工意见 |
没有。
第三项。 |
法律程序 |
我们是在正常过程中产生的许多未决或威胁的法律行动和索赔的标的或一方
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我们的生意。虽然许多该等事项涉及固有的不确定性,但我们相信,最终因法律程序或索偿而产生的负债金额(如有)不会对我们整体的综合财务状况或我们的流动资金、资本资源或未来的年度营运业绩产生重大不利影响。我们将继续每季度评估我们的诉讼,并将适当地建立和调整任何诉讼储备,以反映我们对当时诉讼状况的评估。
环境诉讼程序
我们的子公司Range Resources-Appalachia,LLC接到《清洁水流法》和2012年《石油和天然气法》的通知,表示打算根据《清洁溪流法》和《2012年石油和天然气法》对莱康姆县的一口油井进行民事处罚,并命令我们进行一定的补救工作和监测,以防止甲烷和其他物质据称从气井泄漏到周围环境,包括进入土壤、地下水、溪流和其他周围水源。PDEP最初于2015年5月11日向子公司发布了一项命令,明确了其要求。我们对该命令提出上诉,上诉随后得到解决并中止,于是我们同意在一口井进行某些有限的补救工作,并继续监测该地区的水源,当时PDEP没有评估任何罚款。此后,2020年1月13日,PDEP就莱康明县的同一口油井发布了一项新的命令,提出了如上所述的类似指控和要求。尽管在调查过程中向PDEP提交了大量数据和证据,但仍发布了这一新命令,即这一口井过去不是,目前也不是环境中甲烷的来源,也不是任何供水来源,而是在我们开始作业之前环境中存在的甲烷。我们对2020年1月的命令提出上诉,并打算对PDEP声称的指控进行有力辩护;然而,此事的解决可能会导致超过25万美元的罚款。
第四项。 |
煤矿安全信息披露 |
不适用。
35
第II部
第五项。 |
注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券 |
普通股市场
我们的普通股在纽约证券交易所上市,代码为“RRC”。2020年间,日均成交量约为930万股。
纪录持有人
根据我们转让代理的记录,截至2021年2月19日,大约有944名我们普通股的记录持有人。
分红
股息的支付须经董事会宣布,并取决于收益、资本支出和各种其他因素。董事会宣布2019年和2018年四个季度的季度股息为每股普通股0.02美元。银行信贷安排允许支付普通股和优先股息,但受某些限制。2020年1月,我们宣布董事会暂停我们普通股的分红。未来宣布和支付的股息数额(如果有的话)由我们的董事会全权决定,并将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、负债水平和董事会认为相关的其他因素。更多信息见项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。
股权薪酬计划信息
本项目所需信息参考2021年委托书并入本文,委托书将于2020年12月31日后不迟于120日提交给美国证券交易委员会。
发行人及关联购买人购买股权证券
购买我们普通股的情况如下:
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截至2020年12月31日的三个月 |
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期间 |
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总数 的股份 购得 |
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平均价格 按股支付 |
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总数 作为公开购买的一部分购买的股票 已宣布的计划 或程序 |
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根据计划或计划可能尚未购买的股票的大约美元金额(a) |
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2020年10月 |
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— |
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$ |
— |
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— |
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$ |
70,099,593 |
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2020年11月 |
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— |
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$ |
— |
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— |
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$ |
70,099,593 |
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2020年12月 |
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— |
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$ |
— |
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— |
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$ |
70,099,593 |
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— |
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— |
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(a)2019年10月,我们的董事会批准了一项1亿美元的普通股回购计划。截至2020年12月31日,我们已回购了1000万股普通股,成本约为3000万美元,不包括手续费和佣金。截至2020年12月31日,这些股份以库存股形式持有。
36
股东回报业绩演示*
下图为按照美国证券交易委员会高管薪酬披露规则绘制的图表。这种历史性的股价表现并不一定预示着未来的股票表现。该图表比较了Range普通股、ISE Revere天然气指数、道琼斯美国勘探和生产指数、标准普尔400中型股指数和标准普尔小型股600指数在截至2020年12月31日的五年中的累计总回报变化。该图表假设在2015年12月31日,100美元投资于该公司的普通股和每个指数,股息进行了再投资。
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2015 |
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2016 |
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2017 |
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2018 |
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2019 |
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2020 |
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Range Resources公司 |
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100 |
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$ |
140 |
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$ |
70 |
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$ |
39 |
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$ |
20 |
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$ |
28 |
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标准普尔中型股400指数 |
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100 |
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121 |
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140 |
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125 |
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157 |
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179 |
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标准普尔小型股600指数 |
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100 |
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126 |
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143 |
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131 |
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161 |
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179 |
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道琼斯美国勘探与生产公司 |
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100 |
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124 |
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126 |
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104 |
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116 |
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77 |
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ISE Revere天然气指数 |
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100 |
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120 |
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107 |
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70 |
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59 |
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44 |
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*本节中包含的业绩图表和信息不是“征集材料”,没有向美国证券交易委员会“提供”,也不会通过引用的方式并入我们根据证券法或交易法提交的任何文件中,无论这些文件是在本文件日期之前或之后作出的,也不会考虑此类文件中包含的任何一般注册语言。
37
项目7. |
管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析 |
以下讨论旨在帮助您了解我们的业务和经营结果以及我们目前的财务状况,并应与第8项下的信息一起阅读。财务报表和补充数据以及本表格10-K其他部分的其他财务信息。另请参阅上文“关于前瞻性陈述的披露”一节中提及的事项。
以下表格和讨论列出了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度的主要业务和财务数据。关于截至2019年12月31日的年度与2018年12月31日业绩的类似讨论,请参阅项目7。在我们于2020年2月27日提交给美国证券交易委员会的截至2019年12月31日的年度报告Form 10-K中的第二部分中,包含了管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析。
我们的业务概述
我们是一家独立的天然气、天然气液体(“NGL”)原油和凝析油公司,从事勘探、开发和收购位于美国阿巴拉契亚地区的天然气和原油资产。我们在一个部门运营,拥有一个全公司范围的管理团队,将所有物业作为一个整体进行管理,而不是通过独立的运营部门进行管理。我们只按区域跟踪基本运营数据。我们不按地区保存完整的单独财务报表信息。我们把财务业绩作为单个企业来衡量,而不是按地区来衡量。
我们的总体业务目标是通过专注于回报的天然气资产开发来建立股东价值。我们实现业务目标的战略是通过内部产生的钻井项目,偶尔加上对非核心资产或有时核心资产的互补性收购和剥离,从储量和生产中产生持续的现金流。目前,我们的投资组合集中在宾夕法尼亚州的高质量天然气资产上。我们的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于天然气、天然气液化石油气、原油和凝析油的现行价格,以及我们经济地发现、开发、收购和生产天然气、天然气液化石油气和石油储量的能力。
大宗商品价格一直不稳定,预计也将继续波动。我们相信,通过以下方式,我们能够很好地应对如此动荡的定价环境带来的挑战:
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在我们的资本计划中执行纪律,因为我们的目标是在运营现金流中为我们的资本支出提供资金,如果需要,还可以通过我们的银行信贷安排借款; |
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继续优化钻井、完井和作业效率; |
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继续专注于改善我们的成本结构; |
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继续出售资产以减少债务; |
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继续通过我们的生产对冲来管理价格风险;以及 |
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• |
继续管理我们的资产负债表。 |
天然气、天然气、原油和凝析油的价格波动很大,并影响到:
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我们的收入、盈利能力和现金流; |
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我们可以经济地生产的天然气、天然气和石油的数量; |
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显示为探明储量的天然气、天然气和石油的数量; |
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我们可用于资本支出的现金流数额;以及 |
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• |
我们借贷和筹集额外资本的能力。 |
我们根据美国公认会计原则编制财务报表,这要求我们做出影响我们报告的运营结果以及我们报告的资产、负债和已探明天然气、NGL和石油储量的金额的估计和假设。我们使用成功的努力方法来核算我们的天然气、NGL和石油活动。我们的公司总部设在德克萨斯州的沃斯堡。
2020年的主要亮点包括:
简化和集中我们的投资组合
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• |
2020年第三季度,我们出售了北路易斯安那州的资产,获得2.45亿美元的现金收益(正常结账调整前),在结账调整后,我们确认了950万美元的税前亏损。 |
38
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• |
在2020年第一季度,我们将完整的出售我们的宾夕法尼亚州西北部浅薄的遗留资产,收益为100万美元,确认税前收益为1.225亿美元主要是由于取消了与这些财产相关的资产报废债务。 |
加强我们的资产负债表和流动性
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• |
在2020年第一季度和第三季度,我们发行了本金总额为8.5亿美元的2026年到期的新优先票据,并将所得资金用于赎回2021年、2022年和2023年到期的各种高级和高级次级票据。此外,全年我们在公开市场购买了各种高级和高级次级票据,2021年、2022年、2023年到期,从中获利。这些交易的影响极大地改变了我们的近期到期日。此外,在2021年1月初,我们额外发行了本金总额为6.0亿美元的2029年到期的新优先票据,并将这些收益用于减少我们的银行信贷安排的未偿还余额。下表详细说明了2019年12月31日至2020年12月31日期间我们的未偿债务本金余额的变化情况(单位:千): |
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2019年12月31日 |
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变化 |
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十二月三十一日, 2020 |
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银行债务 |
$ |
477,000 |
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$ |
225,000 |
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$ |
702,000 |
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高级笔记 |
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2021年到期的5.75%优先债券 |
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374,139 |
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(348,643 |
) |
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25,496 |
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2022年到期的5.00%优先债券 |
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511,886 |
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(342,297 |
) |
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169,589 |
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2022年到期的5.875厘优先债券 |
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297,617 |
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(249,089 |
) |
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48,528 |
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2023年到期的5.00%优先债券 |
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741,531 |
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(209,196 |
) |
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532,335 |
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2025年到期的4.875厘优先债券 |
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750,000 |
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— |
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750,000 |
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2026年到期的9.25%优先债券 |
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— |
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850,000 |
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|
850,000 |
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其他高级笔记 |
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590 |
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(100 |
) |
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490 |
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高级票据合计 |
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2,675,763 |
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(299,325 |
) |
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2,376,438 |
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高级附属票据 |
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2021年到期的5.75%优先次级债券 |
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22,214 |
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(2,318 |
) |
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19,896 |
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2022年到期的5.00%优先次级债券 |
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19,054 |
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(9,324 |
) |
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9,730 |
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2023年到期的5.00%优先次级债券 |
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7,712 |
|
|
|
— |
|
|
|
7,712 |
|
高级附属票据合计 |
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48,980 |
|
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|
(11,642 |
) |
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37,338 |
|
债务总额 |
$ |
3,201,743 |
|
|
$ |
(85,967 |
) |
|
$ |
3,115,776 |
|
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• |
在2020年9月完成半年一次的借款基数重新确定后,我行的承诺借款能力保持在24亿美元。 |
财务和运营业绩
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• |
继续提供我们强大的运营执行力,同时专注于成本控制,这将改善我们当前和未来运营的成本结构,同时强调安全和环境保护。 |
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• |
专注于资本效率,从而降低了油井成本,并推动总资本支出比当年的原始预算减少了1.093亿美元。 |
新冠肺炎大流行的影响
新冠肺炎大流行已导致全球经济衰退,大流行病对金融和商品市场的长期经济影响仍然存在相当大的不确定性。新冠肺炎的影响之一是原油需求大幅下降,天然气需求也在较小程度上下降。
在度过这段持续的动荡和不确定时期时,我们有三个优先事项:
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• |
第一,确保我们的员工和为我们提供服务的承办商的健康和安全; |
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• |
第二,继续监测这场大流行对我们产品需求和相关商品价格的影响; |
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• |
第三,确保射程适应并在尽可能强大的地位下从这一事件中脱颖而出。当疫情结束时,我们的目标和重点是在继续推动我们的长期战略的同时,成为一家更好的公司。 |
39
这场疫情可能会影响我们的运营、主要设施或员工的健康;然而,截至本文件提交之日,我们的运营尚未经历重大中断,我们已经实施了预先存在的应急计划,许多员工在可能的情况下远程工作,以遵守政府的限制和疾控中心的最佳实践。我们有一个危机小组,监测迅速发展的局势并建议缓解风险的行动;我们实施了旅行限制和访客协议;我们正在我们的办公室和其他工作地点遵循蒙面和社交距离做法。我们的大部分来源材料的供应没有受到实质性影响,只要这种影响已经实现或预期,就已经启动了连续性计划。我们还与我们的加工和管道运输合作伙伴密切合作,以预测对我们持续运营的可能影响。我们为应对这一大流行病带来的挑战所作的努力有助于最大限度地减少这一大流行病的影响。在……上面我们的业务和运营。
新冠肺炎对我们的业务、现金流、流动性、财务状况和经营业绩的影响将取决于未来的发展,其中包括但不限于病毒的最终地理传播和严重程度;新冠肺炎传播和感染的任何死灰复燃;旨在缓解病毒传播和缓解医疗系统压力的政府和其他措施的后果;有效治疗方法的开发;客户、供应商和其他第三方采取的措施;劳动力的可用性;以及正常经济和运营条件恢复的时间和程度。
管理层对经营成果的讨论与分析
大宗商品价格一直波动不定。与2019年相比,2020年天然气、石油和NGL基准有所下降。因此,我们的价格变现大幅下降。虽然在大宗商品价格较低的环境下运营,但我们在2020年取得了许多运营、财务和战略上的成功,因为我们继续专注于提高利润率和回报、提高运营效率、简化我们的投资组合和保持流动性。我们相信,通过天然气和石油大宗商品周期,我们已经为长期成功做好了准备。
2020年成果总览
截至2020年12月31日止年度,由于已实现净价(包括我们支付的所有衍生产品结算及第三方运输成本的平均价格)下降31%,以及产量较2019年下降2%,我们来自天然气、NGL和石油销售的收入下降。2020年的平均日产量为2.2 Bcfe,而2019年的日均产量为2.3 Bcfe,这反映了我们出售北路易斯安那州物业的影响。与2019年相比,平均天然气差价低于NYMEX,而运营成本较低,这部分抵消了已实现价格的显着下降。
2020年,我们确认净亏损7.118亿美元,或每股稀释后普通股亏损2.95美元,而2019年净亏损17亿美元,或每股稀释后普通股亏损6.92美元。与2019年12月31日相比,截至2020年12月31日止年度的净亏损有所改善,这是由于前一年与我们的北路易斯安那州资产相关的已证实和未经证实的减值费用大幅减少,以及资产销售收益增加,部分抵消了显著较低的已实现净价、与出售北路易斯安那州资产相关的剥离合同债务的应计费用以及衍生公允价值收入的减少。
在2020年间,我们实现了以下财务和经营业绩:
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• |
从处置资产中获得2.461亿美元的现金收益,主要来自出售我们的北路易斯安那州资产; |
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• |
通过出售资产以及再融资交易和债务管理举措,将到2023年的近期债务到期日减少了约12亿美元; |
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|
• |
我们的马塞卢斯页岩资产自2019年以来实现了3%的产量增长; |
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|
• |
经出售北路易斯安那州资产调整后,已探明储量下降不到1%。与2019年相比,对未来现金流量贴现的税后标准化计量有所减少,主要原因是价格下降、资产出售以及准备金重新归类为未证实准备金; |
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• |
资本支出比我们2020年最初的资本预算5.2亿美元减少了1.093亿美元; |
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• |
打净井51.4口,成功率100%; |
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|
• |
继续扩大我们在马塞卢斯页岩的活动,增加产量,探明种植面积,并获得更多未探明的种植面积; |
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• |
从2019年开始,每个MCFE的直接运营费用减少了31%; |
|
|
• |
从2019年起,每个MCFE的一般和行政费用减少9%; |
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• |
从2019年起,我们每MCFE的DD&A费率降低了27%; |
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• |
使我们的本金债务余额总额减少8600万美元; |
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|
• |
签订了2021年至2024年的额外商品衍生品合同; |
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• |
实现经营活动现金流2.687亿美元;以及 |
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40
|
• |
年末股东权益为#美元。1.6十亿美元。 |
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在出售北路易斯安那州资产的同时,我们保留了某些中游收集、运输和加工义务,直至2030年。我们确定这些债务在出售结束日的公允价值为479.8美元 百万美元,使用概率加权贴现现金流模型。保留债务本身存在不确定性,因此,确定应计债务需要作出重大判断和估计。实际的和解金额和时间可能与我们的估计不同。
2020年,我们从经营活动中产生了2.687亿美元的现金流,比2019年减少了4.132亿美元,这反映出实现价格显著下降、生产量略有下降以及相对营运资本流出增加(53.9美元 2020年流出100万美元,而2019年流入250万美元)。2020年底,我们有14亿美元的可用承诺借款能力,还有6.0亿美元的借款基础能力可用。
收购
2020年,我们花费了2620万美元收购未经探明的土地,而2019年的支出为5730万美元。我们继续有选择地进行面积租赁和续租,以巩固我们在宾夕法尼亚州马塞卢斯页岩业务中的面积地位。
资产剥离
我们出售资产的收益(亏损)主要归因于以下资产剥离(以千计):
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出售的资产 |
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完工日期 |
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出售资产的损益 |
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截至2020年12月31日的年度: |
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北路易斯安那州资产 |
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2020年8月 |
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$ |
(9,503 |
) |
宾夕法尼亚州西北部的浅薄遗产资产 |
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2020年3月 |
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$ |
122,506 |
|
其他 |
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五花八门 |
|
|
$ |
(2,212 |
) |
|
|
|
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截至2019年12月31日的年度: |
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|
覆盖宾夕法尼亚州的版税(三笔交易) |
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2020年9月 |
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|
$ |
(36,460 |
) |
未经证实的宾夕法尼亚州资产 |
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2020年6月 |
|
|
$ |
5,866 |
|
其他 |
|
|
五花八门 |
|
|
$ |
338 |
|
2021年展望
进入2021年,我们相信我们将取得可持续的长期成功。2021年,我们的董事会批准了4.25亿美元的资本预算,用于天然气、NGL、原油和凝析油相关活动,不包括我们没有预算的已探明财产收购。按照我们的历史惯例,我们将定期审查全年的资本支出,并可能根据大宗商品价格、钻井成功和其他因素调整预算。我们预计2021年的资本预算将实现与2020年产量类似的产量,因为我们的目标是将资本支出限制在现金流或以下。我们的2021年资本预算旨在专注于继续提高公司回报和产生自由现金流。如果大宗商品价格下跌,我们可能会削减资本预算,目的是将资本支出限制在现金流或以下。我们收到的天然气、NGL和石油生产的价格主要是基于当前的市场价格,这超出了我们的控制范围。我们2021年预测的部分天然气、NGL和石油产量的价格风险通过签订大宗商品衍生品合同得到部分缓解,我们打算继续签订这些类型的合同。我们认为,大宗商品价格很可能在2021年期间继续波动。
市况
我们生产的天然气、天然气和石油的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。碳氢化合物等大宗商品的价格本质上是不稳定的。与2019年同期相比,2020年天然气和石油基准有所下降,因此,我们的价格变现大幅下降。2020年3月,沙特和俄罗斯就产量水平发生争执,导致全球油价以历史性的速度下跌。2020年4月9日,欧佩克与俄罗斯达成原油减产9.7%的协议 每天MMbbl。随着我们继续关注欧佩克和其他大型产油国行动的影响,俄罗斯和沙特阿拉伯之间关于产量水平的争端,以及新冠肺炎影响的需求水平,我们预计我们生产的部分或全部大宗商品的价格将保持波动。纽约商品交易所天然气期货显示出一些改善,因为市场预期,由于美国各地油盆地作业的减少以及较冷天气对天然气储存库存的影响,未来天然气供应的下降将超过新冠肺炎疫情导致的需求下降。
41
我们生产的各种天然气、天然气和石油的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。碳氢化合物等大宗商品的价格本质上是不稳定的。最近,天然气价格比12月20日有所下降20,纽约商品交易所天然气月平均结算价降至1美元2.76202年2月的每份Mcf1. 然而,最近天气变冷导致了我证明的定价和应收账款删除线输入 天然气储气库库存。原油价格已经 在……里面折痕,与12月20日相比20, to $52.10按桶计算,在202年1月1。下表列出了截至20年12月31日的天然气、石油和天然气液化石油气综合价格的相关基准20和 2019.
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2020 |
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2019 |
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基准: |
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纽约商品交易所平均价格(a) |
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|
天然气(单位:Mcf) |
$ |
2.06 |
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|
$ |
2.62 |
|
石油(每桶) |
$ |
39.66 |
|
|
$ |
57.21 |
|
Mont Belvieu NGL复合材料(每加仑)(b) |
$ |
0.37 |
|
|
$ |
0.45 |
|
(a)基于纽约商品交易所(“NYMEX”)的出价周即期月平均价格。
(b) 根据我们估计的每桶NGL产品组成。
我们的价格变现(不包括我们衍生品的影响)可能由于许多原因而与基准不同,包括质量、位置或以不同指数出售的产量。
天然气、天然气和石油销售、产量和已实现价格计算
由于已实现的商品价格和生产量的变化,我们的收入每年都不同。2020年,天然气NGL和石油销售额较2019年下降29%,产量下降2%,实现价格下降27%(不包括我们衍生品的现金结算)。下表说明了过去两年天然气、天然气、原油和凝析油销售的主要组成部分(以千计):
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2020 |
|
|
2019 |
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天然气、天然气和石油销售 |
|
|
|
|
|
|
|
天然气 |
$ |
943,740 |
|
|
$ |
1,388,838 |
|
NGL |
|
578,454 |
|
|
|
681,134 |
|
石油和凝析油 |
|
85,519 |
|
|
|
185,453 |
|
天然气、天然气和石油销售总额 |
$ |
1,607,713 |
|
|
$ |
2,255,425 |
|
我们通过钻探成功维持产量,因为我们将新油井投入生产,这部分被我们通过生产和资产出售而导致的天然气和石油储量的自然下降所抵消。2020年,我们在阿巴拉契亚地区的产量比2019年增长了3%。我们北路易斯安那州物业的产量在2020年为38.0 Bcfe,而2019年为76.5 Bcfe,这些物业的销售于2020年8月完成。我们过去两年的生产情况如下表所示:
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2020 |
|
|
|
2019 |
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生产(a) |
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|
|
|
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|
|
天然气(Mcf) |
|
574,529,290 |
|
|
|
578,114,351 |
|
NGL(BBLS) |
|
37,491,546 |
|
|
|
38,850,130 |
|
原油和凝析油(BBLS) |
|
2,829,495 |
|
|
|
3,689,805 |
|
总计(Mcfe)(b) |
|
816,455,536 |
|
|
|
833,353,961 |
|
日均产量(a) |
|
|
|
|
|
|
|
天然气(Mcf) |
|
1,569,752 |
|
|
|
1,583,875 |
|
NGL(BBLS) |
|
102,436 |
|
|
|
106,439 |
|
原油和凝析油(BBLS) |
|
7,731 |
|
|
|
10,109 |
|
总计(Mcfe)(b) |
|
2,230,753 |
|
|
|
2,283,162 |
|
(a) |
表示无论何时生产的销售量。 |
|
(b) |
根据石油和天然气的大约相对能量含量,石油和天然气的体积以一桶等于六mcf的速率转换为mcfe,这并不能表明石油和天然气价格之间的关系。 |
|
42
我们在20年内收到的平均实现价格(包括所有衍生品结算和按范围支付的第三方运输成本)20是$1.03每Mcfe为1美元。4201年每公积金9宗9。由于我们按照美国公认会计原则的要求在两个不同的基础上记录运输成本,我们认为计算的最终实现价格应该包括运输、收集、加工和压缩费用的影响。平均销售价格(不包括衍生结算)不包括任何衍生结算或第三方运输成本,这些成本在所附合并报表的运输、收集和压缩费用中报告s行动计划。平均销售价格(不包括衍生品结算)确实包括我们从买家那里获得净收益的运输成本。我们的平均实现价格(包括所有衍生品结算和按范围支付的第三方运输成本)计算包括所有衍生品现金结算。最近一年的平均实现价格计算我是说年份如下:
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2020 |
|
|
2019 |
|
||
平均价格 |
|
|
|
|
|
|
|
平均销售价格(不包括衍生品结算): |
|
|
|
|
|
|
|
天然气(单位:Mcf) |
$ |
1.64 |
|
|
$ |
2.40 |
|
NGL(每桶) |
|
15.43 |
|
|
|
17.53 |
|
原油(每桶) |
|
30.22 |
|
|
|
50.26 |
|
总计(每Mcfe)(a) |
|
1.97 |
|
|
|
2.71 |
|
平均实现价格(包括所有衍生品结算): |
|
|
|
|
|
|
|
天然气(单位:Mcf) |
$ |
2.09 |
|
|
$ |
2.64 |
|
NGL(每桶) |
|
15.73 |
|
|
|
18.85 |
|
原油(每桶) |
|
48.79 |
|
|
|
49.74 |
|
总计(每Mcfe)(a) |
|
2.36 |
|
|
|
2.93 |
|
平均实现价格(包括所有衍生产品结算 |
|
|
|
|
|
|
|
天然气(单位:Mcf) |
$ |
0.96 |
|
|
$ |
1.36 |
|
NGL(每桶) |
|
4.06 |
|
|
|
7.03 |
|
原油(每桶) |
|
48.46 |
|
|
|
49.74 |
|
总计(每Mcfe)(a) |
|
1.03 |
|
|
|
1.49 |
|
(a) |
石油和天然气的体积以一桶等于6mcf的速率换算,这是根据石油和天然气的大致相对能量含量计算的,这并不能反映石油和天然气价格之间的关系。 |
已实现价格包括基差和从我们的基差对冲中实现的收益或损失的影响。由于交货地点、相对质量和其他因素的调整,我们收到的天然气价格可能高于或低于纽约商品交易所的价格。下表按Mcf提供了这一影响:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
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2020 |
|
|
|
2019 |
|
天然气平均价差低于纽约商品交易所 |
$ |
(0.42 |
) |
|
$ |
(0.22 |
) |
基差套期保值已实现收益 |
$ |
0.06 |
|
|
$ |
0.03 |
|
下表反映了我们的生产和平均已实现商品价格(不包括衍生品结算和按范围支付的第三方运输成本)(单位为千,价格除外):
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
卷 方差 |
|
|
|
2020 |
|
|
天然气 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
价格(每Mcf) |
$ |
2.40 |
|
|
$ |
(0.76 |
) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
1.64 |
|
|
制作(Mmcf) |
|
578,114 |
|
|
|
— |
|
|
|
(3,585 |
) |
|
|
574,529 |
|
|
天然气销售 |
$ |
1,388,838 |
|
|
$ |
(436,485 |
) |
|
$ |
(8,613 |
) |
|
$ |
943,740 |
|
|
43
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
卷 方差 |
|
|
|
2020 |
|
|
NGL |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
价格(每桶) |
$ |
17.53 |
|
|
$ |
(2.10 |
) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
15.43 |
|
|
生产(Mbbls) |
|
38,850 |
|
|
|
— |
|
|
|
(1,358 |
) |
|
|
37,492 |
|
|
NGLS销售 |
$ |
681,134 |
|
|
$ |
(78,861 |
) |
|
$ |
(23,819 |
) |
|
$ |
578,454 |
|
|
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
卷 方差 |
|
|
|
2020 |
|
|
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
价格(每桶) |
$ |
50.26 |
|
|
$ |
(20.04 |
) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
30.22 |
|
|
生产(Mbbls) |
|
3,690 |
|
|
|
— |
|
|
|
(861 |
) |
|
|
2,829 |
|
|
原油销售 |
$ |
185,453 |
|
|
$ |
(56,694 |
) |
|
$ |
(43,240 |
) |
|
$ |
85,519 |
|
|
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
||||||||||||
|
|
2019 |
|
|
|
价格 方差 |
|
|
|
卷 方差 |
|
|
|
2020 |
|
|
已整合 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
价格(每Mcfe) |
$ |
2.71 |
|
|
$ |
(0.74 |
) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
1.97 |
|
|
制作(Mmcfe) |
|
833,354 |
|
|
|
— |
|
|
|
(16,898 |
) |
|
|
816,456 |
|
|
天然气、天然气和石油销售总额 |
$ |
2,255,425 |
|
|
$ |
(601,977 |
) |
|
$ |
(45,735 |
) |
|
$ |
1,607,713 |
|
|
运输、收集、加工和压缩 2020年的支出为11亿美元,而2019年为12亿美元。由于出售我们北路易斯安那州资产的影响,这些第三方成本较低。我们已将这些成本计入平均实现价格的计算中(包括所有衍生产品结算和按Range支付的第三方运输费用)。下表汇总了过去两年的运输、收集、加工和压缩费用(以千计),并按每桶和每桶计算:
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||
天然气 |
$ |
650,071 |
|
|
$ |
740,061 |
|
NGL |
|
437,474 |
|
|
|
459,236 |
|
油 |
|
945 |
|
|
|
— |
|
总计 |
$ |
1,088,490 |
|
|
$ |
1,199,297 |
|
天然气(单位:Mcf) |
$ |
1.13 |
|
|
$ |
1.28 |
|
NGL(每桶) |
$ |
11.67 |
|
|
$ |
11.82 |
|
石油(每桶) |
$ |
0.33 |
|
|
$ |
— |
|
衍生公允价值收益(损失)2020年的收入为1.877亿美元,而2019年为2.267亿美元。我们所有的衍生品都是按市值计价的会计方法。按市值计价的会计处理造成了我们收入的波动,因为衍生品的未实现收益和损失包括在总收入中。随着大宗商品价格的上涨或下跌,这种变化将对我们衍生品的市值产生相反的影响。我们衍生品的收益通常表明未来井口收入较低,而亏损表明未来井口收入较高。于2020年12月31日,我们的商品衍生合约按其公允价值入账,净衍生负债为1,800万美元,较截至2019年12月31日录得的1.267亿美元净衍生资产减少1.447亿美元。我们还签订了基差互换协议,以限制因NYMEX和收到的地区价格之间的差异变化而导致的波动。这些基差互换按市值计价,我们确认截至2020年12月31日的净衍生品资产为370万美元,而截至2019年12月31日的净衍生品资产为940万美元。截至2020年12月31日,我们有丙烷基差互换,以限制因Mont Belvieu和国际丙烷指数之间的差异变化而导致的波动性,截至2020年12月31日,丙烷指数被确认为净衍生资产794,000美元,而截至2019年12月31日的净衍生负债为1,410万美元。关于我们的国际丙烷掉期,我们还有运费掉期合约,锁定波罗的海交易所特定贸易路线的运费。截至2020年12月31日,这些合约被确认为净衍生资产110万美元,而截至12月31日净衍生资产为150万美元。, 2019年。下表汇总了过去两年我们的大宗商品衍生品的影响(单位:千):
44
|
|
2020 |
|
|
|
2019 |
|
合并后派生公允价值收益 营运说明书 |
$ |
187,711 |
|
|
$ |
226,681 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
非现金公允价值(亏损)收益:(1) |
|
|
|
|
|
|
|
天然气衍生品 |
$ |
(132,978 |
) |
|
$ |
135,012 |
|
石油衍生品 |
|
519 |
|
|
|
(35,950 |
) |
NGLS衍生物 |
|
(3,004 |
) |
|
|
(62,856 |
) |
运费衍生品 |
|
(425 |
) |
|
|
2,091 |
|
或有对价 |
|
970 |
|
|
|
— |
|
非现金公允价值(亏损)收益总额(1) |
$ |
(134,918 |
) |
|
$ |
38,297 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生工具结算的现金净收(付): |
|
|
|
|
|
|
|
天然气衍生品 |
$ |
258,797 |
|
|
$ |
139,253 |
|
石油衍生品 |
|
52,544 |
|
|
|
(1,937 |
) |
NGLS衍生物 |
|
11,288 |
|
|
|
51,068 |
|
现金净收据合计 |
$ |
322,629 |
|
|
$ |
188,384 |
|
|
(1) |
商品衍生品的非现金公允价值调整是一项非公认会计准则的衡量标准。商品衍生品的非现金公允价值调整仅代表商品衍生品头寸的公允市值在期间之间的净变动,不包括期内结算对商品衍生品的影响。吾等认为,商品衍生工具的非现金公允价值调整是一项有用的补充披露,以区分期内非现金公平市场价值调整与商品衍生工具结算。商品衍生工具的非现金公允价值调整并非根据公认会计原则衡量财务或经营业绩,也不应被视为替代我们综合经营报表中报告的衍生工具公允价值收益或亏损。 |
经纪天然气、营销和其他2020年的收入为1.733亿美元,而2019年为3.455亿美元。我们与第三方达成采购交易,并在不同时间与第三方单独进行销售交易,以满足未使用的管道能力承诺。2020年期间包括与我们的生产无关的天然气销售收入1.601亿美元(经纪),以及与我们的生产无关的天然气销售收入380万美元。2019年期间包括3.32亿美元的天然气中间人销售收入和170万美元的与我们的生产无关的NGL销售收入。与2019年相比,这些收入都有所下降,原因是代理量和销售价格下降。
每个mcfe的成本和费用
我们认为,我们的一些费用波动最好是以生产单位或按MCFE为基础进行分析。以下是关于过去两年我们按MCPFE计算的某些费用的信息:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
直接运营费用 |
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.16 |
|
|
$ |
(0.05 |
) |
|
|
(31 |
%) |
生产和从价税费 |
|
0.03 |
|
|
|
0.05 |
|
|
|
(0.02 |
) |
|
|
(40 |
%) |
一般和行政费用 |
|
0.20 |
|
|
|
0.22 |
|
|
|
(0.02 |
) |
|
|
(9 |
%) |
利息支出 |
|
0.24 |
|
|
|
0.23 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
4 |
% |
损耗、折旧和摊销费用 |
|
0.48 |
|
|
|
0.66 |
|
|
|
(0.18 |
) |
|
|
(27 |
%) |
直接运营 2020年的支出为9220万美元,而2019年为1.363亿美元。直接运营费用包括运营和生产油井的正常经常性费用、非经常性修井和与维修相关的费用。在绝对基础上,我们2020年的直接运营费用比前一年下降了32%,这主要是由于出售我们的北路易斯安那州资产和出售宾夕法尼亚州各种运营成本较高的遗留物业、修井和水处理/运输成本降低的影响。我们在2020年产生了730万美元的修井成本,而2019年的修井成本为2430万美元。
45
在每个mcfe的基础上,运营费用为20%20减少了$0.05,或31201年同期的%9,减少的原因是影响的这个出售运营成本较高的物业(包括我们的北路易斯安那州和宾夕法尼亚州东北部资产)和更低的修井成本。基于股票的薪酬支出是作为外地雇员薪酬的一部分摊销的股权赠款。下表汇总了最近一年每个mcfe的直接运营费用。我是说年份:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
租赁经营费用 |
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.13 |
|
|
$ |
(0.03 |
) |
|
|
(23 |
%) |
修井 |
|
0.01 |
|
|
|
0.03 |
|
|
|
(0.02 |
) |
|
|
(67 |
%) |
基于股票的薪酬 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
直接运营总费用 |
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.16 |
|
|
$ |
(0.05 |
) |
|
|
(31 |
%) |
生产税和从价税 是根据市场价格支付的,而不是对冲价格。这一费用类别还包括宾夕法尼亚州的影响费用。2012年2月,宾夕法尼亚州联邦颁布了一项针对包括马塞卢斯页岩在内的非常规天然气和石油生产的“影响费”。影响费用基于钻井年份,费用根据天然气价格变化,就像遣散税一样。截至2020年12月31日的年度包括1,770万美元的影响费用,而截至2019年12月31日的年度为2,590万美元,下降主要是由于天然气价格下降。2020年,生产税和从价税(不包括影响费)为700万美元,而2019年为1200万美元,下降也是由于天然气价格下降和出售我们的北路易斯安那州资产。下表汇总了过去两年每个mcfe的生产税和从价税:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
生产税 |
$ |
0.01 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
从价税 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
撞击费 |
|
0.02 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
(0.02 |
) |
|
|
(50 |
%) |
总产量和从价计价 |
$ |
0.03 |
|
|
$ |
0.05 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(40 |
%) |
一般和行政 2020年的支出为1.594亿美元,而2019年为1.811亿美元。与2019年相比,2020年的减少主要是由于工资和福利减少430万美元、坏账支出减少390万美元、基于股票的薪酬减少220万美元、咨询费用减少190万美元、钻井平台释放罚金减少140万美元以及差旅和一般办公费用(包括技术成本)减少。截至2020年12月31日,与2019年12月31日相比,一般和行政员工数量减少了20%。
按MCFE计算,2020年的一般和行政费用比2019年同期减少9%,原因是薪金和福利减少、坏账费用减少以及差旅和一般办公费用(包括技术费用)减少。基于股票的薪酬支出是指作为薪酬的一部分,向我们的员工和非员工董事发放的基于股票的薪酬奖励的摊销。下表汇总了过去两年每个MCFE的一般和行政费用:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
一般和行政 |
$ |
0.16 |
|
|
$ |
0.18 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(11 |
%) |
基于股票的薪酬 |
|
0.04 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
一般和行政费用总额 |
$ |
0.20 |
|
|
$ |
0.22 |
|
|
$ |
(0.02 |
) |
|
|
(9 |
%) |
46
利息支出 是$192.720个百万美元20与美元相比194.3201百万美元9。下表列出了最近一年每个mcfe的利息支出信息。我是说年份:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||
银行信贷安排 |
$ |
0.03 |
|
|
$ |
0.04 |
|
高级笔记 |
|
0.20 |
|
|
|
0.18 |
|
摊销递延融资成本和其他 |
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
利息支出总额 |
$ |
0.24 |
|
|
$ |
0.23 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
平均未偿债务(千) |
$ |
3,239,784 |
|
|
$ |
3,640,819 |
|
平均利率(a) |
|
5.7 |
% |
|
|
5.1 |
% |
|
(a) |
包括承诺费,但不包括债务发行成本的摊销和折价的摊销。 |
在绝对基础上,2020年利息支出较2019年同期减少,主要是由于平均未偿债务余额减少,但平均利率略有上升,部分抵消了这一影响。有关更多信息,请参阅我们的合并财务报表附注8。2020年银行信贷安排的平均未偿债务为6.68亿美元,而2019年为7.721亿美元;2020年银行信贷安排的加权平均利率为2.6%,2019年为3.8%。
损耗、折旧和摊销(“DD&A”)在2020年为3.943亿美元,而2019年为5.488亿美元。与2019年相比,2020年的下降是由于消耗率下降了25%,生产量下降了2%。
在每个mcfe的基础上,DD&A在2020年降至0.48美元,而2019年为0.66美元。消耗费用是DD&A的最大组成部分,2020年为每mcfe 0.47美元,而2019年为每mcfe 0.63美元。我们历来根据年终储备报告,在每年第四季度调整我们的损耗率,并在年内其他情况表明储备或成本发生重大变化的时候进行调整。根据我们目前的产量估计,我们目前预计2021年的DD&A费率约为每Mcfe 0.47美元。在我们正在积极钻探的地区,我们2020年第四季度调整后的损耗率低于2019年第四季度。与2019年相比,2020年每Mcfe的DD&A减少是由于我们的物业的生产与较低的损耗率和资产出售的组合。下表汇总了过去两年每个MCFE的DD&A费用:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
损耗和摊销 |
$ |
0.47 |
|
|
$ |
0.63 |
|
|
$ |
(0.16 |
) |
|
|
(25 |
%) |
折旧 |
|
— |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(100 |
%) |
吸积作用和其他 |
|
0.01 |
|
|
|
0.02 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(50 |
%) |
DD&A费用总额 |
$ |
0.48 |
|
|
$ |
0.66 |
|
|
$ |
(0.18 |
) |
|
|
(27 |
%) |
其他运营费用
我们的总运营费用还包括通常与生产不同的其他费用。这些支出包括股票补偿、经纪天然气和营销、勘探、未探明财产的放弃和减值、退出和终止成本、递延补偿计划、提前清偿债务的收益以及已探明财产和其他资产的减值。
下表详细说明了过去两年分配给职能费用类别的基于库存的报酬(以千为单位):
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||
直接运营费用 |
$ |
1,078 |
|
|
$ |
1,928 |
|
经纪天然气和营销费用 |
|
1,416 |
|
|
|
1,856 |
|
勘探费 |
|
1,279 |
|
|
|
1,566 |
|
一般和行政费用 |
|
32,905 |
|
|
|
35,061 |
|
终止费 |
|
2,165 |
|
|
|
1,971 |
|
基于股票的薪酬总额 |
$ |
38,843 |
|
|
$ |
42,382 |
|
基于股票的薪酬包括摊销限制性股票和PSU赠款。
47
经纪天然气与市场营销 费用是$188.320年内达到100万20与美元相比359.9201年达到100万9。我们与第三方进行采购交易,并在不同时间与第三方单独进行销售交易,以满足未使用的产能承诺。这个De这些成本的增加反映了较低经纪人采购量和低呃收购价格。下表详细说明了我们经纪的天然气、营销和其他净利润率,其中包括这三分之一的净影响。-交易方交易为T型我是说-截至20年12月31日20(单位:千):
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||
经纪销售天然气 |
$ |
160,122 |
|
|
$ |
332,006 |
|
经纪销售NGL |
|
3,776 |
|
|
|
1,661 |
|
其他营销收入 |
|
9,375 |
|
|
|
11,842 |
|
中间人购买和运输天然气 |
|
(175,039 |
) |
|
|
(347,448 |
) |
中间人购买NGL |
|
(4,691 |
) |
|
|
(1,592 |
) |
其他营销费用 |
|
(8,586 |
) |
|
|
(10,852 |
) |
净经纪天然气和营销净利润率 |
$ |
(15,043 |
) |
|
$ |
(14,383 |
) |
探索 2020年的支出为3,270万美元,而2019年为3,670万美元。由于延迟租金和其他成本较低,以及人员成本较低,2020年的勘探费用较前一年有所下降。以股票为基础的薪酬是指作为我们勘探员工薪酬的一部分的股权赠与的摊销。下表详细说明了我们过去两年的勘探相关费用(以千为单位):
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
地震 |
$ |
1,761 |
|
|
$ |
(482 |
) |
|
$ |
2,243 |
|
|
|
465 |
% |
延迟租赁和其他 |
|
21,187 |
|
|
|
26,137 |
|
|
|
(4,950 |
) |
|
|
(19 |
%) |
人事费 |
|
7,539 |
|
|
|
9,473 |
|
|
|
(1,934 |
) |
|
|
(20 |
%) |
基于股票的薪酬费用 |
|
1,279 |
|
|
|
1,566 |
|
|
|
(287 |
) |
|
|
(18 |
%) |
勘探干井费用 |
|
888 |
|
|
|
(11 |
) |
|
|
899 |
|
|
|
NM |
|
勘探总费用 |
$ |
32,654 |
|
|
$ |
36,683 |
|
|
$ |
(4,029 |
) |
|
|
(11 |
%) |
未探明财产的遗弃和减值2020年为1930万美元,而2019年为12亿美元。2019年,与我们的北路易斯安那州未经证实的财产价值分配给以前获得的可能和可能的储量相关的减值12亿美元,我们不再打算基于资本分配的变化而钻探,这对我们的钻探库存产生了重大影响。我们的北路易斯安那州资产于2020年8月出售。个别微不足道的未探明物业的减值乃根据我们的平均持有期、预期没收比率及预期钻探成功程度按合计基准进行评估及摊销。我们按季度评估个别重大未经证实物业的减值,并在情况显示减值的情况下确认亏损。在确定重大未探明财产是否受损时,我们会考虑许多因素,包括但不限于当前勘探计划、正在评估的财产和/或邻近财产的有利或不利活动、我们的地质学家对财产的评估以及财产租赁期的剩余几个月。在某些情况下,我们未来开发种植面积的计划可能会加速我们的减损。
退出和终止成本2020年为5.474亿美元,而2019年为950万美元。2020年8月,我们在一笔交易中完成了对我们北路易斯安那州业务的出售,其中包括保留某些相关的收集、运输和加工义务,延长至2030年。这些估计未来债务的现值总计4.798亿美元,并于2020年第三季度入账。此外,我们同意向一家中游公司支付2850万美元,以减少与该资产相关的最低数量承诺相关的财务义务。在2020年第二季度,我们就宾夕法尼亚州某些运输管道的运力释放进行了谈判,我们记录了1040万美元的退出成本,这是我们剩余债务的贴现现量。下表详细说明了我们过去两年的退出和终止成本(以千为单位):
48
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||
遣散费 |
$ |
5,909 |
|
|
$ |
7,535 |
|
运输合同运力释放(含增加折扣) |
|
10,900 |
|
|
|
— |
|
资产剥离合同义务(包括贴现的增加) |
|
499,935 |
|
|
|
— |
|
一次性最低承诺量合同付款 |
|
28,500 |
|
|
|
— |
|
基于股票的薪酬 |
|
2,165 |
|
|
|
1,971 |
|
|
$ |
547,409 |
|
|
$ |
9,506 |
|
递延补偿计划 2020年的支出为亏损1250万美元,而2019年的收益为1550万美元。我们的股价从2019年12月31日的4.85美元上涨到2020年12月31日的6.70美元。这一非现金项目涉及在我们的递延补偿计划中归属和持有的与我们普通股相关的负债的价值增加或减少。递延补偿负债通过计入递延补偿计划支出的费用或贷项调整为公允价值。普通股在授予时被置于递延补偿计划中。
提前清偿债务的收益2020年为1410万美元,而2019年为540万美元。2020年,我们以现金购买了10亿美元的各种高级和高级次级票据的本金总额。债券持有人在十个营业日的要约期内投标,提早以现金投标2,040万元。我们记录了提前清偿债务的亏损2,550万美元,扣除交易催缴保费成本和回购债务的剩余递延融资成本支出。同样在2020年,我们在公开市场购买了本金1.61亿美元的各种高级和高级次级票据。我们通过提前清偿债务录得3,960万美元的收益,扣除交易成本和剩余递延融资成本的支出。2019年,我们以折扣价回购了2021年到期的5.75%优先票据、2022年到期的5.875%优先票据和2022年到期的5.00%优先票据的面值2.016亿美元,并通过提前清偿债务、扣除交易成本和支出剩余的递延融资成本获得了540万美元的收益。
已证实的财产和其他财产的减值 2020年降至7900万美元,而2019年为11亿美元。当事件或情况表明账面价值可能无法收回时,我们就会评估我们的长期资产。公允价值一般采用基于对未来产量水平、价格、钻井和运营成本以及贴现率的内部估计的收益法来确定。在某些情况下,我们也可以使用市场方法,基于预期销售收入减去销售成本或市场可比销售价格。截至2019年12月31日的年度包括与我们的北路易斯安那州资产相关的11亿美元减值,原因是管理层采用的业务战略发生转变,以及剥离这些资产的可能性。于2020年初,我们确认与这些北路易斯安那州资产相关的额外减值费用7,700万美元,这降低了账面价值至预期销售收益,这是一种市场方法。有关更多详情,请参阅我们的综合财务报表附注11。
所得税(福利)费用 与2019年的5.03亿美元相比,2020年的收益为2560万美元。2020年的下降反映了与2019年相比,我们的所得税前运营亏损改善了15亿美元。2020年的有效税率为3.5%,而2019年为22.6%。由于国家所得税和其他离散税目的原因,2020和2019年的有效税率与法定税率不同,详情如下。截至2019年12月31日的年度,当期所得税支出与州所得税有关。下表汇总了我们过去两年的税务活动(以千为单位):
|
|
2020 |
|
|
|
2019 |
|
|
所得税前总亏损 |
$ |
(737,329 |
) |
|
$ |
(2,216,588 |
) |
|
美国联邦法定利率 |
|
21 |
% |
|
|
21 |
% |
|
按法定税率计算的税收优惠总额 |
|
(154,839 |
) |
|
|
(465,483 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
扣除联邦福利后的州和地方所得税 |
|
(38,413 |
) |
|
|
(83,348 |
) |
|
国家利率和法律的变化 |
|
(31,469 |
) |
|
|
(40,574 |
) |
|
不可扣除的高管薪酬 |
|
474 |
|
|
|
474 |
|
|
税额低于账面权益薪酬 |
|
4,933 |
|
|
|
4,625 |
|
|
更改估值免税额: |
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦估价免税额及其他 |
|
124,631 |
|
|
|
27,922 |
|
|
国家估价免税额及其他 |
|
68,836 |
|
|
|
56,925 |
|
|
永久性分歧和其他 |
|
295 |
|
|
|
(832 |
) |
|
所得税总收益 |
$ |
(25,552 |
) |
|
$ |
(500,291 |
) |
|
实际税率 |
|
3.5 |
% |
|
|
22.6 |
% |
|
49
我们通过分析暂时性差异、亏损结转期和宾夕法尼亚州净营业亏损结转限制的逆转模式,来评估我们利用递延税项资产的能力。未来商品价格等不确定因素可能会影响我们的计算,而在使用前结转的亏损到期可能会导致计入部分而不是全部估值拨备。
管理层对财务状况、现金流、资金来源和流动性的探讨与分析
现金流
下表列出了过去两年现金和现金等价物的来源和用途(以千计):
|
|
2020 |
|
|
|
2019 |
|
现金和现金等价物的来源 |
|
|
|
|
|
|
|
经营活动 |
$ |
268,680 |
|
|
$ |
681,843 |
|
资产的处置 |
|
246,127 |
|
|
|
784,937 |
|
信贷借贷便利 |
|
2,076,000 |
|
|
|
2,311,000 |
|
新高级票据 |
|
850,000 |
|
|
|
— |
|
其他 |
|
23,045 |
|
|
|
22,672 |
|
现金和现金等价物的总来源 |
$ |
3,463,852 |
|
|
$ |
3,800,452 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金和现金等价物的使用 |
|
|
|
|
|
|
|
天然气和石油性质的附加物 |
$ |
(405,617 |
) |
|
$ |
(687,277 |
) |
种植面积购买 |
|
(26,816 |
) |
|
|
(59,986 |
) |
其他财产 |
|
(2,873 |
) |
|
|
(1,162 |
) |
偿还信贷安排 |
|
(1,851,000 |
) |
|
|
(2,777,000 |
) |
优先票据的偿还 |
|
(1,120,634 |
) |
|
|
(195,432 |
) |
已支付的股息 |
|
— |
|
|
|
(20,070 |
) |
库存股回购 |
|
(22,992 |
) |
|
|
(6,908 |
) |
其他 |
|
(34,008 |
) |
|
|
(52,616 |
) |
现金和现金等价物的使用总额 |
$ |
(3,463,940 |
) |
|
$ |
(3,800,451 |
) |
经营活动的现金流主要受生产量和大宗商品价格的影响,扣除我们衍生品结算的影响。我们经营活动的现金流也受到营运资本变化的影响。我们通常保持较低的现金和现金等价物余额,因为我们使用可用资金来减少银行债务。短期流动资金需求通过我们银行信贷安排下的借款来满足。因此,由于我们运营现金流的主要来源(将在下一年生产的已探明储量)不能报告为营运资本,我们的营运资本经常较低或为负值。我们根据浮动市场合同在井口出售一部分产品。我们不时订立各种衍生工具合约,以提供经济上的对冲,以对冲与预期未来天然气、天然气及石油生产有关的大宗商品价格风险。我们对冲的产量已经并将继续每年变化,这取决于我们对未来大宗商品价格的预期等。自2020年底以来,我们已在2021年进行了额外的天然气和NGL对冲。根据我们的衍生产品合同向交易对手支付的任何款项,最终应由出售我们的产品所收到的价格提供资金。然而,生产收据往往滞后于向交易对手付款。任何临时现金需求都由银行信贷安排下的借款提供资金。截至2020年12月31日,我们已签订了涵盖2021年419.8 Bcfe的衍生品协议,不包括我们的基差互换。
2020年经营活动提供的净现金为2.687亿美元,而2019年为6.818亿美元。经营活动提供的现金减少是由于平均实现价格(包括所有衍生品结算和第三方运输成本)下降31%和生产量下降2%的结果。业务活动提供的现金净额也受到周转资金变动或现金收入和支出时间的影响。2020年营运资本变动(反映在我们的综合现金流量表中)为流出53.9美元 百万 相比之下,2019年的资金流入为250万美元。
资产的处置2020年包括2.461亿美元的收益,主要来自出售我们的北路易斯安那州资产。2019年处置的资产包括在三笔单独的交易中出售我们宾夕法尼亚州华盛顿县2.5%的优先特许权使用费的收益7.5亿美元,以及出售宾夕法尼亚州未经证实的财产的收益3400万美元。
50
天然气和石油性质的附加物是我们对现金和现金等价物最重要的使用。这些现金支出与我们的钻井和完井资本预算计划相关。下表显示了各地区的资本支出,并与我们合并报表中显示的天然气和石油资产的增加进行了核对s最后一年的现金流我是说年(以千为单位):
|
|
2020 |
|
|
|
2019 |
|
|
阿巴拉契亚山脉 |
$ |
378,509 |
|
|
$ |
604,721 |
|
|
北路易斯安那州 |
|
1,987 |
|
|
|
65,846 |
|
|
总计 |
|
380,496 |
|
|
|
670,567 |
|
|
已探明物业的应计资本开支变动 |
|
25,121 |
|
|
|
16,710 |
|
|
天然气和石油性质的附加物 |
$ |
405,617 |
|
|
$ |
687,277 |
|
|
优先票据的偿还2020年包括公开市场购买2021年、2022年和2023年到期的各种高级和高级次级票据的本金总额1.61亿美元。此外,2020年还包括两笔交易,我们回购了2021年、2022年和2023年到期的各种高级和高级次级票据的本金总额为10亿美元,我们向在十个工作日要约期内提交票据的票据持有人提前支付了现金投标。相比之下,2019年包括公开市场购买2021年到期的5.75%优先债券本金1.018亿美元,2022年到期的5.00%优先债券本金6810万美元,以及2022年到期的5.875优先债券本金3,160万美元。
流动性与资本资源
基于目前的大宗商品价格环境,我们相信我们有足够的流动性和资本资源来执行我们在可预见的未来的业务计划。我们继续管理我们的钻井和完井承诺的持续时间和水平,以便在我们的活动水平和资本支出方面保持灵活性。
现金来源
我们目前预计,我们的2021年资本计划将由运营现金流提供资金,任何剩余需求将通过我们信贷安排下的借款提供资金。在截至2020年12月31日的一年中,我们从经营活动中产生了2.687亿美元的现金流。截至2020年12月31日,我们的银行信贷安排下剩余的可用借款能力为14亿美元;然而,我们的借款基数可以随着大宗商品价格的变化、收购或剥离已探明财产或融资活动而进行调整。2021年1月初,我们发行了本金总额为6.00亿美元的2029年到期的新优先票据,所得资金用于减少我们的银行信贷安排余额。
尽管我们预计现有信贷安排下的现金流和能力足以为我们预期的2021年资本计划提供资金,但我们也可能选择通过新的债券或股票发行或其他融资来源筹集资金。未来我们信用评级的下调可能会使我们更难或更昂贵地借入更多资金。我们所有的流动性来源都会受到更广泛的经济状况、不可抗力事件和大宗商品价格波动、运营成本和产量的影响,所有这些都会影响我们和我们的行业。我们无法控制天然气、NGL或石油的市场价格,尽管我们可能能够通过使用衍生品合约作为我们大宗商品价格风险管理的一部分来影响已实现收入的金额。
银行信贷安排
我们的银行信贷安排以我们几乎所有的资产为抵押,到期日为2023年4月13日。截至2020年12月31日,我们的借款基数为30亿美元,贷款人承诺总额为24亿美元。我们还有3.346亿美元的未开出信用证。
借款基数每半年定期重新确定一次,并取决于许多因素,但主要是贷款人对未来现金流的评估。下一次预定的借款基数重新确定是在2021年春季。此外,我们预计将于2022年第一季度完成新信贷安排的重新谈判,尽管我们有信心能够获得适当规模的安排,为我们提供足够的流动性,但新信贷安排的新条款或规模尚不确定。我们必须遵守某些金融和非金融契约,包括限制股息支付、债务发生和要求我们保持一定的财务比率(如我们的银行信贷协议中所定义的)。截至2020年12月31日,我们遵守了所有这些公约。
截至2020年12月31日的一年,我们的每日加权平均银行信贷安排债务余额为6.567亿美元,而截至2019年12月31日的一年为7.632亿美元。银行信贷安排下的借款可以是备用基本利率(“ABR”,定义见银行信贷安排协议)加0.25%至1.25%的利差,或LIBOR利率(定义见银行信贷安排协议)加1.25%至2.25%的利差。适用的利差取决于相对于借款基数的借款。我们可以随时选择将全部或部分LIBOR贷款转换为基本利率贷款,或将所有或任何基本利率贷款转换为LIBOR贷款。
51
使用s现金的价值
我们使用现金开发、勘探和收购天然气和石油资产,并支付收集、运输和加工费用、运营、一般和行政费用、税收和债务,包括利息。开发、勘探和收购天然气和石油资产的支出是我国资本资源的主要用途。2020年,我们在综合现金流量表中报告的资本支出为4.353亿美元。我们未来的资本支出数额将取决于许多因素,包括我们来自运营、投资和融资活动的现金流以及我们执行发展计划的能力。此外,初级商品价格对投资机会、资金的可获得性以及我们发展活动的时间和结果的影响可能会导致未来发展的资金需求发生变化。我们定期审查我们的预算,以评估当前和预计现金流、债务需求和其他因素的变化。
我们可能会不时回购或赎回全部或部分未偿还债务证券,以换取现金、交换其他证券或两者兼而有之。此类回购或赎回可能在公开市场交易中进行,并将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。涉及的金额可能很大。作为我们2021年战略的一部分,我们将继续专注于改善我们的债务指标。
已探明储量
为了维持和增长产量和现金流,我们必须继续开发现有的已探明储量,并找到或获得新的天然气、天然气和石油储量。以下是对已探明储量、储量补充和修订以及已探明储量未来净现金流的讨论。
|
年终十二月三十一日 |
|
|||||
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||
|
(MMcfe) |
|
|||||
已探明储量: |
|
|
|
|
|
|
|
年初 |
|
18,191,583 |
|
|
|
18,072,406 |
|
增加储备 |
|
1,264,283 |
|
|
|
1,161,274 |
|
储备修订 |
|
(608,211 |
) |
|
|
303,068 |
|
销售额 |
|
(828,085 |
) |
|
|
(511,811 |
) |
生产 |
|
(816,456 |
) |
|
|
(833,354 |
) |
年终 |
|
17,203,114 |
|
|
|
18,191,583 |
|
已探明的已开发储量: |
|
|
|
|
|
|
|
年初 |
|
9,902,467 |
|
|
|
9,756,870 |
|
年终 |
|
9,792,540 |
|
|
|
9,902,467 |
|
我们于2020年底的探明储量为17.2Tcfe,而于2019年底的探明储量为18.2Tcfe。截至2020年、2019年和2018年底,天然气约占我们已探明储量的65%。
储备的增加和修订。2020年,我们通过钻探活动和宾夕法尼亚州探明地区评估增加了1.3Tcfe的探明储量。2020年新增储量中约80%可归因于天然气。2020年已探明储量包括马塞卢斯页岩的乙烷储量总计509.9 MMblb(2,256 Bcfe),这意味着储量与我们现有的长期、可延长合同下交付的储量相当。对先前估计的负608.2 Bcfe的修订包括重新归类为未探明的961.1 Bcfe储量,原因是先前计划的油井不会在最初的五年开发期限内钻探,67.9Bcfe的负面定价修订被420.8 Bcfe的积极业绩修订部分抵消。2019年,我们通过钻探活动和马塞卢斯页岩探明区域评估增加了1.2Tcfe的探明储量。2019年新增储量中约83%可归因于天然气。2019年已探明储量包括马塞卢斯页岩中总计475.0 MMb的乙烷储量(2,102 Bcfe),这意味着储量与我们现有的长期可延长合同下交付的储量相匹配。对先前估计的303.1 Bcfe的修订包括对922.2 Bcfe的正面业绩修订,部分抵消了因钻探计划而重新归类为未探明储量的601.3 Bcfe储量和17.8Bcfe的负面定价修订。
销售。2020年,我们出售了与出售北路易斯安那州资产相关的828.1 Bcfe储量。2019年,我们在宾夕法尼亚州出售了511.8 Bcfe的储量。
未来净现金流。截至2020年12月31日,我们已探明储量的估计未来净现金流的现值(以10%折现)为30亿美元。截至2019年12月31日,我们估计的未来净现金流的现值为76亿美元。这一现值是根据美国证券交易委员会规则,根据储量有效期内前12个月未加权的每月首日石油和天然气价格持平计算得出的。截至2020年12月31日,我们已探明储量的估计未来净现金流的税后现值为28亿美元,而截至2019年12月31日为66亿美元。
52
未来净现金流的现值并不是对我们已探明储量的公平市场价值的估计。对公允价值的估计,除其他外,还将考虑到未来价格和成本的预期变化、超过已探明储量的储量的预期回收、更能代表对评估方的货币时间价值的贴现系数以及生产石油和天然气所固有的已知风险。
资本化和股息支付
截至2020年12月31日和2019年12月31日,我们的总债务和总资本如下(以千为单位):
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||
银行债务 |
$ |
693,123 |
|
|
$ |
464,319 |
|
高级笔记 |
|
2,355,223 |
|
|
|
2,659,844 |
|
高级附属票据 |
|
37,261 |
|
|
|
48,774 |
|
债务总额 |
|
3,085,607 |
|
|
|
3,172,937 |
|
股东权益 |
|
1,637,535 |
|
|
|
2,347,488 |
|
总市值 |
$ |
4,723,142 |
|
|
$ |
5,520,425 |
|
债务资本化比率 |
|
65.3 |
% |
|
|
57.5 |
% |
未来股息的数额以董事会宣布为准,主要取决于收益、资本支出和各种其他因素。2019年,我们向股东支付了2010万美元的股息(每股0.02美元)。2020年1月,我们宣布董事会暂停了我们普通股的股息。
现金合同债务
我们的合同义务包括长期债务、经营租赁、衍生债务、资产报废义务以及运输、收集和处理承诺。截至2020年12月31日,我们没有任何资本租赁或任何重大的表外债务或其他此类未记录债务,我们也没有为任何非关联方的债务提供担保。截至2020年12月31日,我们的银行信贷安排下的未偿还信用证总额为3.346亿美元。下表提供了我们根据2020年12月31日生效的协议有义务支付的未来付款时间的估计。除了下表所列的合同债务外,我们截至2020年12月31日的综合资产负债表还反映了我们银行债务的应计利息250万美元,这笔债务将于2021年第一季度支付。根据截至2020年12月31日的未偿还金额,我们预计将在每个票据到期日之前支付利息,5.75%优先和高级次级票据的未偿还金额为260万美元,5.00%优先和高级次级票据的利息为3,600万美元,4.875%优先票据的利息为3,660万美元,5.875%优先票据的利息为290万美元,9.25%优先票据的利息为7,860万美元。
53
以下是截至20年12月31日我们的合同财务义务摘要20以及他们未来的到期日。我们预计将用经营活动产生的现金、我们的银行信贷安排下的借款、额外的债务发行和资产出售的收益(以千计)为这些合同义务提供资金。
|
按期付款到期 |
|
|||||||||||||||||||||
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2021 |
|
|
2022 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
此后 |
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|
总计 |
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||||||
债务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2023年到期的银行债务(a) |
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
702,000 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
702,000 |
|
2021年到期的5.75%优先次级债券 |
|
19,896 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
19,896 |
|
2022年到期的5.0%优先次级债券 |
|
— |
|
|
|
9,730 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
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9,730 |
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2023年到期的5.0%优先次级债券 |
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— |
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— |
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7,712 |
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— |
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— |
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7,712 |
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2021年到期的5.75%优先债券 |
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25,496 |
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— |
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— |
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— |
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— |
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25,496 |
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2022年到期的5.00%优先债券 |
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— |
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169,589 |
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— |
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— |
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— |
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169,589 |
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2023年到期的5.00%优先债券 |
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— |
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|
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— |
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532,335 |
|
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|
— |
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|
— |
|
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532,335 |
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2022年到期的5.875厘优先债券 |
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— |
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49,018 |
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|
— |
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— |
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— |
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49,018 |
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2025年到期的4.875厘优先债券 |
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— |
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— |
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|
— |
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750,000 |
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— |
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750,000 |
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2026年到期的9.25%优先债券 |
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— |
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— |
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— |
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— |
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850,000 |
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850,000 |
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其他义务: |
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经营租赁,净额 |
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26,516 |
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20,757 |
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6,866 |
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12,936 |
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8,795 |
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75,870 |
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软件许可证和其他 |
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1,402 |
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943 |
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580 |
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— |
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— |
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2,925 |
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衍生债务(b) |
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26,707 |
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9,746 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
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36,453 |
|
运输和收集承诺(c) |
|
837,792 |
|
|
|
818,569 |
|
|
|
782,130 |
|
|
|
1,447,231 |
|
|
|
4,138,532 |
|
|
|
8,024,254 |
|
资产剥离合同义务(d) |
|
92,593 |
|
|
|
74,942 |
|
|
|
62,639 |
|
|
|
101,745 |
|
|
|
152,176 |
|
|
|
484,095 |
|
资产报废债务负债(d) |
|
6,689 |
|
|
|
52 |
|
|
|
11 |
|
|
|
— |
|
|
|
73,070 |
|
|
|
79,822 |
|
合同债务总额(e) |
$ |
1,037,091 |
|
|
$ |
1,153,346 |
|
|
$ |
2,094,273 |
|
|
$ |
2,311,912 |
|
|
$ |
5,222,573 |
|
|
$ |
11,819,195 |
|
(a) |
在我方银行信贷额度终止之日到期。假设利率或未偿还余额不变,我们的银行信贷安排每年支付的利息约为1580万美元。 |
(b) |
衍生工具负债是指根据商品衍生工具的主要净额结算安排厘定的净负债,该等商品衍生工具的估值截至2020年12月31日。我们的衍生品按公允价值计量和记录,并受到市场和信用风险的影响。最终清算价值将取决于未来的实际商品价格,该价格可能与用于确定截至2020年12月31日的公允价值的投入存在重大差异。见本公司合并财务报表附注10。 |
(c) |
根据这些合同的条款,上述义务是我们最低限度的财务承诺。我们的实际支出可能会超过这些最低承诺。 |
(d) |
以上金额为折现值。债务本身存在不确定性,实际金额和时间可能与我们的估计不同。见我们合并财务报表的附注9和附注15。 |
(e) |
该表不包括递延补偿计划的负债,因为这些债务将由现有计划资产提供资金,不包括对税务当局的债务。 |
除上表所列金额外,我们还签订了一项附加协议,该协议视某些管道改造和/或天然气日产量25,000 mcf的建设而定,预计将于2022年开始,期限为6年。
交付承诺
我们有与我们的马塞卢斯页岩资产相关的各种批量交付承诺。我们希望能够通过我们自己的生产来履行我们的合同义务;但是,如果出现承诺不足的情况,我们可能会购买第三方产品来履行我们的承诺,或者支付承诺不足的索要费用。截至2020年12月31日,我们到2031年的交付承诺如下:
年终 December 31, |
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天然气 |
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乙烷和丙烷 (BBLS/天) |
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2021 |
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476,877 |
|
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|
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35,000 |
2022 |
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|
477,679 |
|
|
|
|
35,000 |
2023 |
|
|
292,423 |
|
|
|
|
35,000 |
2024 |
|
|
211,216 |
|
|
|
|
35,000 |
2025 |
|
|
170,000 |
|
|
|
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35,000 |
2026 |
|
|
158,301 |
|
|
|
|
35,000 |
2027 |
|
|
100,000 |
|
|
|
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35,000 |
2028 |
|
|
100,000 |
|
|
|
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35,000 |
2029 |
|
|
100,000 |
|
|
|
|
20,000 |
2030-2031 |
|
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— |
|
|
|
|
20,000 |
54
除上表所列金额外,我们还与a管道公司y到2035年,我们的马塞卢斯页岩油井将提供乙烷产量。这些协议和相关费用视情况而定设施建设和/或改造,从2021年开始每天3000桶,并增加到18,0002027年每天BBLS增加到25,000BBLS/天 in 2029至2033并拒绝接受 在剩余的学期中,每天10,000桶。
其他
我们租赁的土地,如果最初的油井没有在规定的时间内钻探,通常会受到租赁到期的影响,通常在三到五年之间。我们预计不会因为资金、设备或人员不足而导致钻探失败而损失大量租赁面积。然而,基于我们对未来经济的评估,包括连接生产的基础设施成本,我们已经允许种植面积到期,并将允许更多的种植面积在未来到期。到目前为止,我们用于遵守环境或安全法规的支出并不是我们成本结构的重要组成部分,预计未来也不会很大。然而,新的法规、执法政策、损害索赔或其他事件可能会导致未来的巨额成本。
利率
截至2020年12月31日,我们有31亿美元的未偿债务。其中,24亿美元的固定利率平均为6.5%。总计7.02亿美元的银行债务按浮动利率计息,2020年底的平均利率为2.3%。2020年12月31日的30天LIBOR利率为0.1%。2020年12月31日未偿还浮动利率债务的短期利率每增加1%,我们每年将额外花费约700万美元的利息支出。
表外安排
我们目前没有利用与未合并实体的任何表外安排来增强我们的流动资金或资本资源状况。然而,按照天然气和石油行业的惯例,我们有各种合同工作承诺,上文在现金合同义务项下描述了这些承诺。
通货膨胀与物价变动
我们的收入、资产价值以及以有吸引力的条件获得银行贷款或额外资本的能力一直并将继续受到天然气、天然气和石油价格以及开采我们储量的成本变化的影响。天然气、天然气和石油价格会受到大幅波动的影响,这超出了我们的控制或预测能力。虽然我们的某些成本和支出会受到普遍通货膨胀的影响,但通货膨胀通常不会对我们的业务产生重大影响。我们预计,2021年的成本将继续成为供需关系的函数。天然气、天然气和石油价格一直波动不定,不可预测。然而,我们继续专注于改善我们的成本结构。
管理层对关键会计估计的探讨
我们对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析是基于我们的综合财务报表,这些报表是根据美国公认的会计原则编制的。在编制我们的财务报表时,我们需要作出估计和假设,以影响报告的资产和负债额、年终或有资产和负债的披露以及年内报告的收入和支出。在下列情况下,会计估计被视为关键:(1)由于对高度不确定的事项或该等事项对变化的敏感性所必需的主观性和判断水平,估计和假设的性质是重要的;及(2)估计和假设对财务状况或经营业绩的影响是重大的。实际结果可能与使用的估计和假设不同。
净储备量估计数
我们使用成功努力法来核算天然气和石油生产活动,而不是替代的可接受的全额成本法。我们认为,与完全成本法相比,按成功努力会计方法计量的净资产和净收益更为保守,尤其是在积极勘探期间。成功努力会计法与完全成本法的一个不同之处在于,在成功努力法下,所有勘探干井以及地质和地球物理成本都从其发生期间的收益中扣除;而在完全成本法中,这些成本作为资产资本化,与成功油井的成本汇集在一起,并作为耗竭费用的一个组成部分从未来期间的收益中扣除。在成功努力会计方法下,成功的勘探钻探成本和所有开发成本被资本化,这些成本按我们工程师估计并经独立工程师审计的已探明天然气和石油储量为基础的单位生产法系统地计入费用。在以下情况下,发现尚未被归类为已探明储量的探井所产生的成本将计入我们的资产负债表中:(1)该油井已发现足够的储量,证明其作为生产井的完成是合理的;(2)我们在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够进展。已探明物业租赁成本以总探明储量为基础,采用生产单位法摊销至费用。物业按情况需要评估减值(至少每年一次),价值减值计入费用。成功的努力方法内在地依赖于已探明储量的估算。, 包括已探明的已开发卷和已探明的未开发卷。
55
美国证券交易委员会将探明储量定义为,地质和工程数据合理证明,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天然气、液化石油气、凝析油和原油。已探明的已开发储量是指在现有设备和操作方法下,预计可通过现有油井开采的储量。已探明的未开发储量包括已通过开发计划的储量,表明每个地点计划在被登记为已探明储量之日起五年内进行钻探,除非具体情况需要更长的时间。尽管我们的工程师了解并遵循美国证券交易委员会建立的储量指导方针,但储量的估计需要工程师基于专业判断做出大量假设。储量估计至少每年更新一次,并考虑最近的产量水平和其他技术信息。估计储量往往会受到未来修订的影响,这可能是根据可获得的额外信息,包括储集层动态、新的地质和地球物理数据、额外的钻探、技术进步、价格和成本变化以及其他经济因素。天然气、NGL和石油价格的变化可能会导致决定开工或停产,这可能会导致对储量的修订。储备的调整反过来又会导致我们的损耗率发生调整。我们无法预测未来可能需要对准备金进行何种调整。储量估计是由我们的油藏工程和经济学的高级副总裁审查和批准的,他直接向我们的总裁和首席执行官汇报工作。为了进一步确保我们储量估计的可靠性,我们聘请独立的石油顾问来审计我们对已探明储量的估计。第三方编制的估算值可能高于或低于本文所包含的估算值。独立石油顾问约经审计9720%的储备20相比之下,90% in 2019。我们的储量估计与我们的顾问的总体估计之间的历史差异一直不到5%。本报告中包含的储量是我们石油工程人员估计的储量。有关其他讨论,请参阅项目1和项目2.业务和物业-已探明储量.
外汇储备以这12个月内大宗商品价格的加权平均为基础,使用美国证券交易委员会定义的每月1日的收盘价。在确定2020年12月31日每一处房产的探明储量时,基准价格会根据考虑到房产具体质量和位置差异的价差进行调整。如果未来平均价格低于2020年12月31日用于确定储量的价格,可能会对我们对已探明储量的估计产生不利影响。由于许多因素(包括大宗商品价格和业绩修正),很难估计任何潜在价格变化的幅度以及对已探明储量的影响。
损耗率是根据储量估计和生产物业的资本化成本确定的。随着估计储量的调整,假设产量或资本化成本不变,物业的消耗费用将发生变化。虽然物业寿命内的总耗损支出限于物业的总成本,但已探明储备的修订会导致确认耗损支出的时间发生变化。已探明储量的下修可能会导致减损费用的加速,而上修往往会降低减损费用的认知率。根据截至2020年12月31日的已探明储量,我们估计已探明储量每增加1%,2021年的耗竭费用将增加或减少约400万美元(根据当前产量估计)。估计准备金被用作计算房地产资产组的预期未来现金流量的基础,这些现金流量用于确定该房地产是否可能减值。储备亦用于估计我们综合财务报表附注19中有关天然气及石油生产活动的未来现金流量折现及储备量的标准化计量的补充披露。估计储量的变化被视为会计上估计的变化,并在预期基础上反映。不应假定标准化措施就是我们估计的已探明储量的当前市场价值。
公允价值估计
公允价值是指在计量日在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产所收到的价格或转移一项负债所支付的价格。计量资产负债公允价值的方法有三种:市场法、收益法和成本法,每一种方法都包括多种估值技术。市场法使用涉及相同或可比资产或负债的市场交易产生的价格和其他相关信息。收益法使用估值技术来计量公允价值,方法是根据当前市场对这些未来金额的预期,将未来金额(如现金流量或收益)转换为单一现值或一系列现值。成本法是根据目前替换一项资产的服务能力所需的数额。这通常被称为当前重置成本。成本法假设公允价值不会超过市场参与者获得或建造具有可比效用的替代资产的成本,并对过时进行调整。
公允价值会计准则没有规定在计量公允价值时应该使用哪种估值技术,也没有在这些技术中确定优先顺序。这些准则建立了公允价值层次结构,对应用各种估值技术时使用的投入进行了优先排序。投入广义上是指市场参与者用来做出定价决策的假设,包括对风险的假设。在公允价值层次结构中,第一级投入的优先级最高,而第三级投入的优先级最低。公允价值层次的三个层次如下:
|
• |
第1级-反映截至计量日期活跃市场上相同资产或负债的未调整报价的可观察投入。活跃市场是指资产或负债的交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。 |
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56
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• |
第2级--市场数据证实的可观察到的基于市场的投入或不可观察到的投入。这些是第一级所包括的活跃市场的报价以外的信息,在计量日期可以直接或间接观察到。 |
|
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• |
第3级-无法观察到的投入,被计量的资产或负债的市场活动很少(如果有的话)。这些投入反映了管理层对市场参与者在确定公允价值时将使用的假设的最佳估计。 |
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最大限度地利用可观察到的投入的估值技术受到青睐。资产和负债按对公允价值计量有重要意义的最低优先级别的投入进行整体分类。对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断,并可能影响资产和负债在公允价值层级中的配置。有关本公司公允价值计量的披露,请参阅综合财务报表附注11。
公允价值计量的重要用途包括:
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• |
对长期资产的减值评估, |
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• |
衍生工具的记录价值和 |
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• |
已记录的留存负债。 |
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对长期资产进行减值测试的必要性可以基于几个指标,包括大宗商品价格大幅下降、我们的资本预算减少、对储备的不利调整、预期生产时间的重大变化、合同的其他变化或物业所在监管环境的变化。
退出成本估算
我们的综合资产负债表包括主要与路易斯安那州保留的收集、加工和运输合同有关的应计退出成本负债。在计算与我们北路易斯安那州资产剥离相关的这些退出成本的公允价值时,存在许多假设和判断,包括要支付的最终金额、信贷调整后的贴现率、买方的开发计划以及我们对这些钻探计划的概率加权预测、市场状况以及买方对协议中包括的每个设施的最终使用情况。这项义务的很大一部分是天然气加工协议,其中包括在未达到最低产量承诺的情况下支付短缺款项,我们必须评估流向该设施的产量的可能性和数量。此外,我们的协议还包括额外的运输协议,这些协议基于适用于最低使用量的合同费率。我们已经就这些负债的时间和金额做出了重大判断和估计。我们的初始公允价值估计是基于我们认为合理且可能发生的假设。在我们的未贴现现金流计算中估计对假设变化的敏感性是不切实际的,因为有许多假设可能会影响我们的估计。例如,我们假设的变化,如处理能力利用率的降低,可能会导致更高的退出成本应计。我们继续定期监测我们的估计,未来可能需要根据事实和情况调整我们的估计。有关这些成本的进一步讨论,请参阅我们合并财务报表的附注11和附注16。
天然气和石油性质的减值评估
只要事实和情况的变化表明资产的账面价值可能无法收回,使用中的长期资产就会被评估减值。就减值评估而言,长期资产必须在可以确定独立现金流的最低水平进行分组,在某些情况下,通常是按资产的逻辑分组,如果存在重大的共享基础设施或合同条款,导致独立的、离散的领域之间的经济相互依存。如果资产组的使用及其最终处置产生的未贴现估计现金流量之和小于资产组的账面价值,则账面价值减记为估计公允价值。2019年,北路易斯安那州管理层采用的业务战略发生变化,以及剥离这些资产的可能性引发了对这些长期资产的减值评估。我们使用折现净现金流量模型或收益法估计了公允价值,并确认了减值。截至2020年12月31日,我们与剩余长期资产相关的预计未贴现现金流大大超过了它们的账面价值。有关过去三年入账减值及相关公允价值计量的讨论,请参阅综合财务报表附注11。
为测试我们的天然气和石油资产的减值而计算的公允价值是使用预期未来现金流现值法和适当时的比较市场价格来估计的。由于结果是基于预测假设,因此在执行这些公允价值估计时涉及重大判断。重要的假设包括:
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• |
未来原油和凝析油、天然气和天然气价格。我们对未来价格的估计是基于市场信息,包括公布的期货价格。尽管这些大宗商品价格在任何一年都可能经历极端波动,但我们认为,长期行业价格是由市场供求驱动的。我们在公允价值估计中使用的价格与我们在规划和资本投资审查中使用的价格一致。已经有了 |
57
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原油和凝析油、天然气和天然气价格的大幅波动,以及对这些未来价格的估计,本质上是不准确的。见第1A项。进一步讨论大宗商品价格的风险因素。 |
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• |
估计原油和凝析油、天然气和天然气的数量。这些数量是基于风险调整后的已探明和可能的储量和资源,因此组合数量代表最有可能的复苏预期。见第1A项。关于准备金的进一步讨论的风险因素。 |
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• |
预计的生产时间。产量预测是工程研究的结果,这些研究估计了储量以及预期的资本计划。生产的实际时间可能与预计的不同。由于货币的时间价值,在预测期较晚实现的现金流不如较早实现的现金流有价值。我们在公允价值估计中使用的预期生产时间与我们在规划和资本投资审查中使用的时间一致。 |
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• |
贴现率与涉及的风险相称。我们根据各种因素对我们的预期现金流应用贴现率,包括市场和经济状况、操作风险、监管风险和政治风险。较高的贴现率会降低现金流的净现值。 |
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• |
未来的资本要求。我们对未来资本需求的估计考虑了管理层用于内部规划和预算的假设。 |
我们根据我们认为合理可能发生的预计财务信息来估计我们的公允价值。由于有许多假设(例如储量、开发计划的速度和时间、商品价格、资本支出、运营成本、钻探和开发成本、通货膨胀和贴现率)可能对我们的估计产生重大影响,对我们的未贴现现金流计算中假设变化的敏感性进行估计是不可行的。对上述某些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。例如,大宗商品价格持续下跌对未来未贴现现金流的影响可能会被成本降低部分抵消。
衍生工具
所有衍生工具均按其公允价值作为资产或负债在我们的综合资产负债表上入账。我们所有衍生品的公允价值计量基于期权定价模型、期货、波动率、到期时间和信用风险等,并在我们的综合财务报表附注11中进行了讨论。我们定期通过审核交易对手声明、确认原始投入来源以及监控估值方法和假设的变化来验证我们的公允价值计量。有关衍生工具及其估值的其他资料,可参阅项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。
资产报废债务
我们有重大义务在天然气和石油生产作业结束时拆除有形设备并恢复地面。清除和修复义务主要与封堵和废弃油井有关。估计未来的资产转移成本是困难的,需要我们做出估计和判断,因为大多数转移义务是未来多年的,而且合同和法规往往对什么构成转移有模糊的描述。资产转移技术和成本在不断变化,监管、政治、环境、安全和公共关系方面的考虑也在不断变化。
公允价值计算中包含许多假设和判断,包括最终退休成本、通货膨胀因素、经信贷调整的贴现率、退休时间以及法律、法规、环境和政治环境的变化。若未来对该等假设的修订影响现有资产报废债务(“ARO”)的现值,则对天然气及石油财产结余作出相应调整。例如,当我们分析实际的堵塞和废弃信息时,我们可能会修改对当前成本的估计、成本的假设年通货膨胀和/或我们油井的假设生产寿命。有关我们的资产报废负债估计的披露,请参阅综合财务报表附注9。此外,由于时间推移而产生的折现ARO的增加反映为增值费用,这是消耗、折旧和摊销的一个组成部分,在所附的综合经营报表中反映出来。由于假设的主观性和我们大多数油井的相对较长的寿命,最终淘汰油井的成本可能与先前的估计有很大不同。估计用于记录这些负债的其他假设对业务结果的敏感性是不切实际的,因为必须评估的债务数量、基本假设的数量和可能的假设范围很大。
所得税
在我们经营的所有领域,我们都要缴纳所得税和其他税。就财务报告而言,我们按适用于适当税务管辖区的税率提供税项。对要记录的所得税数额的估计涉及对复杂税法的解释。
58
我们的综合资产负债表s包括递延税项资产。当费用在报税表中确认之前在财务报表中确认,或者当收入项目在财务报表中确认之前在纳税申报表中确认时,递延税项资产就产生了。当营业亏损或税收抵免可用来抵消未来几年到期的税款时,也会产生递延税项资产。最终,递延税项资产的实现取决于未来期间是否存在足够的应税收入,以吸收未来可扣除的暂时性差异、亏损、结转或抵扣。
在评估递延税项资产的潜在变现时,管理层必须考虑部分或全部递延税项资产是否更有可能(可能性超过50%)无法变现。管理层在决定是否需要计价津贴时,会考虑所有可用的证据(包括正面和负面)。该等证据包括递延税项负债的预定冲销、预计未来应课税收入及作出评估时的税务筹划策略,以及在考虑负面及正面证据的相对权重时所需作出的判断。我们会继续监察事实及情况,以重新评估营运亏损结转、抵免及其他递延税项资产在到期前使用的可能性。因此,我们可能决定应设立额外的递延税项资产估值免税额。在决定是否需要为我们的递延税项资产余额计提估值准备时,我们会考虑其他因素,包括当前的财务状况、经营业绩、预计未来的应纳税所得额、税务筹划策略和新法规。这一决定涉及重大判断,因为我们需要对未来大宗商品价格、预计产量、开发活动、未来业务战略的盈利能力以及石油和天然气行业的预测经济做出假设。此外,由于税法和我们的收益水平的变化而导致的有效税率的变化可能会限制递延税项资产的使用,并将影响未来递延税项余额的估值。关于递延税项资产未来变现的判断的改变可能导致全部或部分估值拨备的冲销。在作出决定的期间内, 我们的净收入将受益于较低的有效税率。
我们相信,在扣除估值扣除后,我们的递延税项净资产最终将实现。在2020年期间,我们将国家净营业亏损结转、基差和信贷的估值准备金从2019年12月31日的1.583亿美元增加到2020年12月31日的2.265亿美元。联邦估值津贴从2019年12月31日的3250万美元增加到2020年12月31日的1.525亿美元。有关所得税的进一步信息,请参阅我们的合并财务报表附注6。
考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设,对导致未来收入计算的假设变化的敏感性进行估计是不现实的。对一些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。例如,大宗商品价格持续下跌对未来应税收入的影响可能会被较低的资本支出部分抵消。
我们可能会受到税务当局在我们的各种所得税申报单中确认收入和扣除的金额和/或时间的挑战。虽然我们相信我们已为所有税项作足够的拨备,但由于估计或尚未解决的税务事项的变化,未来可能会出现收入或亏损。
或有负债
法律、环境和其他或有事项准备金在损失可能发生并且能够合理估计成本或成本范围时计入费用。通常需要判断来确定何时应记录法律、环境和或有事项的费用。此外,我们经常必须估计这种损失的数额。在许多情况下,我们的判决是基于我们法律顾问的投入和对法律法规的解释,这可能会被监管机构和/或法院做出不同的解释。由于许多原因,实际成本可能与估计不同。我们监测已知和潜在的法律、环境和其他或有事项,并根据现有信息对何时记录这些事项的损失做出最佳估计。尽管我们继续密切监测所有或有事项,特别是我们未决的诉讼,但我们目前没有或有负债的重大应计项目。我们一般将与这类或有事项有关的损失作为一般和行政费用记录在合并业务报表中。
59
基于股票的薪酬安排
基于业绩的股票奖励(其中业绩条件基于市场状况)的公允价值在授予之日使用蒙特卡洛模拟法进行估计。蒙特卡洛模拟模型利用多个输入变量来确定满足奖励中规定的市场条件的概率。在业绩条件基于内部业绩指标的情况下,限制性股票奖励和基于业绩的奖励的公允价值是根据授予日我们普通股的公平市场价值确定的。
我们在整个奖励的必要服务期内以直线为基础确认基于股票的薪酬支出。我们确认的费用是扣除估计没收的净额。我们根据以前的经验估计我们的罚没率,并在情况需要时进行调整。有关更多信息,请参阅我们的合并财务报表附注12。
尚未采用的会计准则
预计都不会产生实质性影响。
ITEM7A. |
关于市场风险的定量和定性披露 |
以下信息的主要目标是提供有关我们潜在的市场风险敞口的前瞻性、定量和定性信息。市场风险是指因天然气、天然气、石油价格和利率的不利变化而产生的损失风险。这些披露并不是对未来预期损失的准确指标,而是对合理可能的损失的指标。这些前瞻性信息为我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口提供了指标。我们所有对市场风险敏感的工具都是出于交易以外的目的订立的。所有账户都是以美元计价的。
市场风险
我们面临着与天然气、天然气和石油价格波动相关的市场风险,因为这些价格的波动继续影响着我们的行业。我们预计未来大宗商品价格将保持波动和不可预测。我们采用各种策略,包括使用商品衍生工具来管理与这些价格波动相关的风险。这些衍生工具适用于我们生产的不同部分,仅提供部分价格保护。这些安排限制了价格上涨对我们的好处,但在价格下跌时提供了保护。此外,如果我们的交易对手违约,这种保护可能是有限的,因为我们可能得不到衍生品的好处。我们面临所有衍生工具的公允价值变动的风险;然而,这种风险应通过与基础商品交易相关的价格变动来缓解。虽然衍生品工具的使用可能会对我们在特定季度或年度期间的经营业绩产生重大影响,但我们相信该等工具的使用不会对我们的财务状况或流动资金产生重大不利影响。已实现价格主要由全球石油价格和北美天然气生产的现货市场价格推动。天然气价格比石油价格对我们的影响更大,因为我们在2020年12月31日探明的储量中,约65%是天然气,相比之下,2%的探明储量是石油。我们还面临与利率变化相关的市场风险。从2019年12月31日到2020年12月31日,这些风险没有发生实质性变化。
在我们的马塞卢斯页岩业务中,丙烷是我们NGL生产的一大产品组成部分,我们认为NGL的价格具有一定的季节性。因此,NGL价格占NYMEX WTI(或西德克萨斯中质油)的百分比将因产品成分、季节性和地理供需而有所不同。我们在几个地区和国际市场销售NGL。如果我们无法销售或储存NGL,我们可能会被要求减产或将钻探活动转移到干气地区。
目前,阿巴拉契亚地区容纳乙烷的当地需求和基础设施有限。我们签订了协议,从马塞卢斯页岩区出售或运输乙烷。如果我们至少有一项协议不能销售乙烷,我们可能会被要求减产,这将对我们的收入和现金流产生不利影响。然而,就像我们过去所做的那样,我们也可以购买或改道天然气,与我们丰富的残渣气混合。
60
商品价格风险
我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理大宗商品价格波动的风险敞口。我们不会为投机或交易目的而订立这些安排。有时,我们的某些衍生品是掉期,在这种掉期中,我们会收到产品的固定价格,并向交易对手支付市场价格。我们的衍生品计划还可能包括项圈,它设定了最低底价和预先确定的最高价格。我们还签订了包含固定价格掉期和已售出期权的天然气衍生工具组合,以延长期限或扩大交易量(我们称为掉期)。掉期价格是在掉期合同签订时确定的固定价格。如果期权被行使,合同将成为与我们的固定价格掉期一致的掉期。我们的计划还可能包括三个选项的组合:卖出看跌期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。卖出看跌期权确定最高价格,而买入看跌期权确定底价,除非商品的市场价格低于卖出看跌期权股票价格。截至2020年12月31日,我们的衍生品计划包括掉期、掉期、项圈和看涨期权。这些合同按月到期,至2021年12月。其公允价值,由截至2020年12月31日立即清算时将实现的估计金额表示,与2019年12月31日的1.267亿美元的衍生品净资产相比,接近1800万美元的净衍生品负债。这一变化主要与2020年期间衍生品合约的结算以及截至2020年12月31日的天然气、天然气液化石油气和石油期货价格有关,这些价格与我们在2020年期间签订的2021年新商品衍生品合约有关。截至2020年12月31日,以下商品衍生品合约未平仓, 不包括我们的基差和运费掉期以及资产剥离或有对价,这些将在下面单独讨论:
期间 |
|
合同类型 |
|
带边框的体积 |
|
加权平均对冲价格 |
|
|
公平市场 价值 |
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||||||||
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|
交换 |
|
卖出卖权 |
|
地板 |
|
天花板 |
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(单位:千) |
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||
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天然气(1) |
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2021 |
|
掉期 |
|
550,000 MMBtu/天 |
|
$ |
2.77 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
23,439 |
|
|
2021年1月至10月 |
|
领子 |
|
342,237 MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
|
$ 2.51 |
|
$ 3.00 |
|
$ |
7,016 |
|
|
2021 |
|
三向领口 |
|
24万MMBtu/天 |
|
|
|
|
$ 1.99 |
|
$ 2.33 |
|
$ 2.60 |
|
$ |
(17,818 |
) |
|
|
|
|
|
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|
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|
原油 |
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
2021 |
|
掉期 |
|
3479桶/天 |
|
$ |
46.11 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(3,006 |
) |
|
|
|
|
|
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|
NGL(C3-丙烷) |
|
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|
|
|
|
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|
2021年1月至6月 |
|
掉期 |
|
6972桶/天 |
|
$ |
0.55/加仑 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(8,243 |
) |
|
2021年1月至6月 |
|
领子 |
|
5,000桶/天 |
|
|
|
|
|
|
每加仑0.5美元 |
|
每加仑0.6美元 |
|
$ |
(3,086 |
) |
|
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NGLS(NC4-正丁烷) |
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|
|
|
|
|
|
2021年1月至3月 |
|
掉期 |
|
2,000桶/天 |
|
$ |
0.71/加仑 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(651 |
) |
|
2021年1月至3月 |
|
领子 |
|
1,000桶/天 |
|
|
|
|
|
|
每加仑0.6美元 |
|
每加仑0.70美元 |
|
$ |
(401 |
) |
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
NGL(C5-天然汽油) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2021年1月至9月 |
|
掉期 |
|
2821桶/天 |
|
$ |
0.92/加仑 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(4,897 |
) |
|
2021年1月至3月 |
|
打电话 |
|
1,000桶/天 |
|
$ |
0.95/加仑 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(546 |
) |
|
(1)我们还出售天然气呼叫互换
其他商品风险
我们受到基差风险的影响,因为天然气交易价格往往基于行业参考价格,而行业参考价格可能与当地市场的价格不同。如果一个地区的大宗商品价格变动没有在其他地区得到反映,衍生品商品工具可能不再提供预期的对冲,导致基差风险增加。除上述衍生合约外,我们还签订了天然气基差互换协议。由于交割地点(“基差”)、相对质量和其他因素的调整,我们收到的天然气生产价格可能高于或低于NYMEX价格;因此,我们签订了基差互换协议,实际上锁定了基差调整。截至2024年12月31日,天然气基础掉期的公允价值为净衍生资产370万美元,交易量为180,510,000 MMBtu。
截至2020年12月31日,我们还拥有丙烷价差掉期合约,锁定了贝尔维尤山脉指数与国际丙烷指数之间的价差。这些合约于2021年按月结算,截至2020年12月31日,这些合约的公允价值为净衍生品资产79.4万美元。
在我们的国际丙烷掉期方面,在2020年12月31日,我们有运费掉期合约,锁定了波罗的海交易所特定贸易路线的运费。这些合同按月结算,2021年第二季度覆盖5000吨,今年剩余时间覆盖1万吨,2020年12月31日的公允价值净衍生资产为110万美元。
61
我们有权接收或有对价与出售我们北路易斯安那州高达9,000万美元的资产,基于已公布的指数和买方2021年、2022年和2023年的已实现NGL价格的未来天然气和石油价格。该工具于2020年12月31日的公允价值为1,600万美元的衍生资产。
商品敏感性分析
下表显示了我们衍生品合约的公允价值,以及2020年12月31日大宗商品价格变化10%和25%将导致的公允价值假设变化。我们仍然面临商品衍生工具市场价值可能发生变化的风险;然而,这种风险应该通过基础实物商品的价格变化来缓解(以千计):
|
|
|
|
公允价值假设变动 |
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||||||||||||||
|
|
|
|
增加 |
|
|
减少 |
|
|||||||||||
|
公允价值 |
|
|
10% |
|
|
25% |
|
|
10% |
|
|
25% |
|
|||||
掉期 |
$ |
6,642 |
|
|
$ |
(66,854 |
) |
|
$ |
(167,136 |
) |
|
$ |
66,854 |
|
|
$ |
167,136 |
|
打电话 |
|
(546 |
) |
|
|
(382 |
) |
|
|
(982 |
) |
|
|
333 |
|
|
|
529 |
|
领子 |
|
3,529 |
|
|
|
(20,466 |
) |
|
|
(53,988 |
) |
|
|
22,409 |
|
|
|
58,371 |
|
三向领口 |
|
(17,818 |
) |
|
|
(17,369 |
) |
|
|
(47,988 |
) |
|
|
15,152 |
|
|
|
33,871 |
|
基差互换 |
|
4,491 |
|
|
|
6,411 |
|
|
|
16,028 |
|
|
|
(6,411 |
) |
|
|
(16,028 |
) |
互换 |
|
(9,803 |
) |
|
|
(11,330 |
) |
|
|
(38,694 |
) |
|
|
6,046 |
|
|
|
9,201 |
|
运费掉期 |
|
1,104 |
|
|
|
464 |
|
|
|
1,161 |
|
|
|
(464 |
) |
|
|
(1,161 |
) |
资产剥离或有对价 |
|
15,960 |
|
|
|
5,850 |
|
|
|
14,650 |
|
|
|
(5,200 |
) |
|
|
(11,000 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
交易对手风险
我们的基于商品的合同使我们面临合同交易对手不履行合同的信用风险。我们在主要投资级金融机构和大宗商品交易商之间的风险敞口是多元化的,我们与大多数交易对手签订了总的净额结算协议,规定从单独的衍生品合同中抵消应收账款。我们的衍生品合约与多个交易对手签订,以将我们对任何单个交易对手的风险敞口降至最低。截至2020年12月31日,我们的衍生品交易对手包括20家金融机构,其中除5家外,其余都是我们银行信贷安排中的担保贷款人。在确定我们衍生品合同的公允价值时,交易对手信用风险被考虑在内。虽然交易对手是主要的投资级金融机构和大型大宗商品交易商,但我们的衍生品合约的公允价值已进行调整,以计入某些交易对手的违约风险,这是无关紧要的。我们在费城附近的马库斯·胡克工厂的丙烷销售是短期的,只卖给一个买家。马库斯·胡克的乙烷销售对象是信用评级类似于Range的单一国际客户。
利率风险
我们的银行债务面临利率风险。我们试图平衡浮动利率债务、固定利率债务和债务到期日,以管理利率成本、利率波动性和融资风险。这是通过固定利率上市交易债务和可变利率银行债务的组合来实现的。截至2020年12月31日,我们有31亿美元的未偿债务。其中,24亿美元的固定利率平均为6.5%。总计7.02亿美元的银行债务按浮动利率计息,截至2020年12月31日,浮动利率为2.3%。2020年12月31日,30天期LIBOR利率为0.1%。2020年12月31日未偿还浮动利率债务的短期利率每增加1%,我们每年将额外花费约700万美元的利息支出。只有当我们选择以不同于账面价值的价格回购或以其他方式注销固定利率债务时,我们对利率变动和固定利率债务公允价值相应变化的敏感度才会影响我们的运营结果和现金流。有关我们新的优先票据的更多信息,请参阅我们的合并财务报表的附注8。
62
我们的优先债务和次级债务的公允价值是以12月20日底为基础的。20报出市场价格。下表列出了有关这些公允价值的信息(以千为单位):
|
携带 |
|
|
公平 |
|
||
固定利率债务: |
|
|
|
|
|
|
|
高级次级票据将于2021年到期 |
$ |
19,896 |
|
|
$ |
19,589 |
|
(利率固定在5.75%) |
|
|
|
|
|
|
|
高级次级票据将于2022年到期 |
|
9,730 |
|
|
|
9,247 |
|
(利率定在5.00%) |
|
|
|
|
|
|
|
高级次级票据将于2023年到期 |
|
7,712 |
|
|
|
6,604 |
|
(利率定在5.00%) |
|
|
|
|
|
|
|
优先债券将于2021年到期 |
|
25,496 |
|
|
|
25,474 |
|
(利率固定在5.75%) |
|
|
|
|
|
|
|
优先债券将于2022年到期 |
|
169,589 |
|
|
|
170,128 |
|
(利率定在5.00%) |
|
|
|
|
|
|
|
优先债券将于2022年到期 |
|
49,018 |
|
|
|
48,961 |
|
(利率固定在5.875厘) |
|
|
|
|
|
|
|
优先债券将于2023年到期 |
|
532,335 |
|
|
|
521,699 |
|
(利率定在5.00%) |
|
|
|
|
|
|
|
优先债券将于2025年到期 |
|
750,000 |
|
|
|
707,918 |
|
(利率固定在4.875厘) |
|
|
|
|
|
|
|
优先债券将于2025年到期 |
|
850,000 |
|
|
|
888,208 |
|
(利率定在9.25%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
2,413,776 |
|
|
$ |
2,397,828 |
|
63
项目8.财务报表和补充数据
牧场资源公司
合并财务报表索引
|
页面 数 |
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|
|
管理层关于财务报告内部控制的报告 |
F–2 |
|
|
|
|
独立注册会计师事务所报告 |
F–3 |
|
|
|
|
截至2020年12月31日和2019年12月31日的合并资产负债表 |
F–6 |
|
|
|
|
截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的综合经营报表 |
F–7 |
|
|
|
|
截至2020年、2019年和2018年12月31日止年度的综合全面亏损表 |
F–8 |
|
|
|
|
截至2020年、2019年和2018年12月31日的合并现金流量表 |
F–9 |
|
|
|
|
截至2020年、2019年和2018年12月31日止年度股东权益综合报表 |
F–10 |
|
|
|
|
合并财务报表附注 |
F–11 |
|
|
|
|
F-1
管理层关于财务报告内部控制的报告
致Range Resources Corporation的股东:
管理层负责建立和维护适当的财务报告内部控制制度(如1934年《证券交易法》修订后的规则13(A)-15(F)所界定)。我们对财务报告的内部控制旨在为财务报告和综合财务报表的列报的可靠性提供合理的保证。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述,即使被确定为有效的,这些控制也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理的保证。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化或政策或程序的遵守程度恶化而使内部控制变得不充分。
管理层评估了截至2020年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性。这项评估是在管理层,包括首席执行官和首席财务官的监督和参与下进行的,管理层在进行评估时使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会(COSO)在#年提出的标准。《内部控制--综合框架(2013)》。作为我们年度评估的一部分,管理层得出的结论是,我们没有设计和保持有效的内部控制,以确保税法变化的会计核算的完整性和准确性。具体地说,我们没有设计控制措施来充分评估某些新税法,并准确地对我们的计算进行任何必要的修改。这导致我们的中期财务信息出现重大错误,这些信息在我们2020年的Form 10-Q季度报告中呈现并提交给我们。
重大缺陷是财务报告内部控制的缺陷或缺陷的组合,使得年度或中期财务报表的重大错报有合理的可能性无法及时防止或发现。我们已确定,我们在控制措施的设计上存在重大缺陷,无法充分审查对某些新税法的评估,并准确地对我们的计算进行任何必要的修改。
正如我们的综合财务报表附注18所述,在2020年中期报告期内,我们没有记录适当的季度递延所得税支出或收益以及对递延税项负债的相关影响,这导致了中期财务报表的错误。对我们之前记录的金额产生的影响载于附注18。
根据我们目前的评估,考虑到上述重大弱点,我们的管理层得出结论,我们对财务报告的内部控制于2020年12月31日无效。
管理部门的物质缺陷补救计划
针对上述重大弱点,在董事会审计委员会的监督下,管理层已更正其中期财务报表中的错误。管理层目前正在评估与我们的所得税程序相关的补救活动,这些活动将包括但不限于(I)加强和制定更全面的审查程序和监测与新税法或现有税法修改有关的控制措施,以及(Ii)继续为税务人员提供所得税培训和发展。
补救工作的目的既是为了解决已发现的重大弱点,也是为了改善我们的整体财务控制环境,并将接受持续的高级管理层审查和审计委员会的监督。我们计划尽快完成这一补救过程。管理层致力于持续改善我们的财务报告内部控制,并将继续勤奋地审查我们的财务报告内部控制。
我们的独立注册会计师事务所安永会计师事务所审计了本年度报告中包含的财务报表,并发布了截至2020年12月31日的财务报告内部控制证明报告。他们的报告出现在下一页。
发信人: |
|
/s/ 杰弗里·L·文图拉 |
|
发信人: |
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/s/ 马克·S·斯卡奇 |
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杰弗里·L·文图拉 |
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|
马克·S·斯卡奇 |
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首席执行官兼总裁 |
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高级副总裁和首席财务官 |
德克萨斯州沃斯堡
2021年2月23日
F-2
独立注册会计师事务所报告
致Range Resources Corporation股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013年框架)(COSO标准)中建立的标准,审计了Range Resources Corporation截至2020年12月31日的财务报告内部控制。我们认为,由于下文描述的重大弱点对控制标准目标的实现的影响,Range Resources Corporation(本公司)截至2020年12月31日尚未根据COSO标准对财务报告进行有效的内部控制。
重大缺陷是指财务报告的内部控制存在缺陷或缺陷的组合,使得公司年度或中期财务报表的重大错报有合理的可能性无法及时防止或发现。已查明并将以下重大缺陷纳入管理层的评估。管理层没有设计并保持对税法变化会计完整性和准确性的有效控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2020年12月31日和2019年12月31日的综合资产负债表,以及截至2020年12月31日的三个年度内各年度的相关综合经营报表、综合亏损、股东权益和现金流量以及相关附注。在决定我们对2020年综合财务报表进行审计时应用的审计测试的性质、时间和范围时,这一重大弱点已被考虑在内,本报告不影响我们于2021年2月23日发布的报告,该报告就此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制,并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》所载财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计,对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得合理的保证,以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制,评估存在重大弱点的风险,根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性,以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序,旨在根据公认的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序:(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录;(2)提供合理的保证,即交易被记录为必要的,以便按照公认的会计原则编制财务报表,公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行;(三)提供合理保证,防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/S/安永律师事务所
德克萨斯州沃斯堡
2021年2月23日
F-3
独立注册会计师事务所报告
致Range Resources Corporation股东和董事会
对财务报表的几点看法
我们已审计了Range Resources Corporation(本公司)于2020年12月31日及2019年12月31日所附的综合资产负债表、截至2020年12月31日止三个年度内各年度的相关综合经营报表、全面亏损、股东权益及现金流量,以及相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们认为,综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司于2020年12月31日和2019年12月31日的财务状况,以及截至2020年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量,符合美国公认会计原则。
我们还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框架)》中确立的标准和我们2月2月的报告,审计了公司截至2020年12月31日的财务报告内部控制 2021年23日对此表达了反对意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证,无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序,无论是由于错误还是欺诈,以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计,以及评价财务报表的整体列报。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期财务报表审计所产生的事项:(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露;(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见,我们也不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。
F-4
有关事项的描述
我们是如何在审计中解决这个问题的 |
已探明的天然气和石油资产的损耗、折旧和摊销 截至2020年12月31日,公司已探明的天然气和石油资产的账面净值总计为48亿美元,截至该年度的损耗、折旧和摊销费用(“DD&A”)为3.94亿美元。如附注2所述,已探明的天然气和石油属性按成功努力法核算。已探明物业的DD&A,包括与天然气和石油生产活动有关的集输管线等其他物业和设备,采用基于公司石油工程人员估计的已探明天然气和石油储量的生产单位提供。已探明的天然气和石油储量估计是基于对原地碳氢化合物储量的地质和工程评估。在评估已探明的天然气和石油储量时,公司的石油工程人员在评估地质和工程数据时需要做出重大判断。估计储量还需要选择投入,包括天然气和石油价格假设、未来运营和资本成本假设以及司法管辖区的税率等。由于估计天然气和石油储量涉及的复杂性,管理层使用独立石油顾问审计了该公司石油工程人员截至2020年12月31日编制的约97%的已探明储量估计。
审计公司的DD&A计算特别复杂,因为需要使用石油工程人员和独立石油顾问的工作,以及评估管理层对工程师在估计已探明天然气和石油储量时所使用的上述投入的确定。
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的财务数据的完整性和准确性的控制,以用于估计已探明的天然气和石油储量。
我们的审计程序包括评估主要负责监督石油工程人员和用于审计储量估计的独立石油顾问编制储量估计的个人的专业资格和客观性。此外,在评估我们是否可以使用工程师的工作时,我们评估了上述工程师在估计已探明的天然气和石油储量时使用的财务数据和输入的完整性和准确性,方法是同意它们的来源文件。我们识别和评估了佐证和相反的证据。对于已探明的未开发储量,我们通过评估开发预测与公司钻探计划的一致性以及相对于钻探计划的资金可用性,评估了管理层的开发计划是否符合美国证券交易委员会的规则,即未钻探地点计划在五年内钻探,除非特殊情况需要更长的时间。我们还测试了DD&A计算的数学准确性,包括将已探明的天然气和石油储量与公司的储量报告进行比较。 |
有关事项的描述
我们是如何在审计中解决这个问题的 |
资产剥离合同义务 如综合财务报表附注16所述,本公司完成出售其北路易斯安那州资产,并保留某些收集、运输和加工义务,直至2030年。该公司为剥离合同债务的估计公允价值记录了4.798亿美元的债务以及退出和终止费用。 审计公司对剥离合同债务的估值是复杂的,因为管理层需要进行重大估计来确定公允价值,而公允价值对重大潜在假设很敏感。该公司使用概率加权贴现现金流模型来确定剥离合同债务的公允价值,包括对未来市场和经济状况的假设以及关于买方发展计划的不可观察的假设。公司公允价值估计中使用的重要假设包括(I)信贷调整贴现率和(Ii)保留债务项下未来付款的时间和金额的估计,这是基于公司石油工程人员预测的买方未来产量、买方对加工设施的使用以及买方未来发展计划的概率加权结果。 我们获得了理解,评估了设计,并测试了控制公司流程的操作有效性,以确定负债的公允价值。这包括对管理层对公允价值确定所依据的重大假设的审查、对某些假设的敏感性的考虑以及在确定公允价值时使用的数据的完整性和准确性的控制。 我们的审核程序包括(其中包括)评估重大假设及测试用于计算公允价值的基础数据的完整性和准确性、评估计算与相关合同条款的一致性、识别与历史经验的确证对比和相反比较,以及对重大假设进行敏感性分析以评估假设变化将导致的公允价值估计的变化,并重新计算管理层的估计。我们考虑了主要负责监督石油工程人员在估价中使用的储量估计的准备工作的个人的专业资格和客观性。我们还请估值专家协助我们评估用于确定负债公允价值的信用调整贴现率。 |
/S/安永律师事务所
自2003年以来,我们一直担任本公司的审计师。
德克萨斯州沃斯堡
2021年2月23日
F-5
牧场资源公司
合并资产负债表
(单位:千,共享数据除外)
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十二月三十一日, |
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2020 |
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2019 |
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资产 |
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流动资产: |
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现金和现金等价物 |
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$ |
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应收账款减去坏账准备#美元 |
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衍生资产 |
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预付资产和其他流动资产 |
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流动资产总额 |
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衍生资产 |
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天然气和石油性质,成功的努力方法 |
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累计损耗和折旧 |
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( |
) |
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( |
) |
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其他财产和设备 |
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累计折旧和摊销 |
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( |
) |
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( |
) |
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经营性租赁使用权资产 |
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其他资产 |
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总资产 |
$ |
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$ |
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负债 |
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流动负债: |
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应付帐款 |
$ |
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|
$ |
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|
资产报废债务 |
|
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|
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|
应计负债 |
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应计利息 |
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|
衍生负债 |
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资产剥离合同义务 |
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— |
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长期债务当期到期日 |
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|
— |
|
流动负债总额 |
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银行债务 |
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高级笔记 |
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高级附属票据 |
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递延税项负债 |
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衍生负债 |
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递延补偿负债 |
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经营租赁负债 |
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资产报废债务和其他负债 |
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|
资产剥离合同义务 |
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|
— |
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总负债 |
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承付款和或有事项 |
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股东权益 |
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优先股,$ |
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普通股,$ |
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在2020年12月31日和 |
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国库持有的普通股,按成本价计算, |
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2019年12月31日的股票 |
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( |
) |
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( |
) |
额外实收资本 |
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累计其他综合损失 |
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( |
) |
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( |
) |
留存赤字 |
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( |
) |
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( |
) |
股东权益总额 |
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|
总负债和股东权益 |
$ |
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$ |
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|
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-6
牧场资源公司
合并业务报表
(单位为千,每股数据除外)
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2020 |
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2019 |
|
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2018 |
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收入和其他收入: |
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天然气、天然气和石油销售 |
$ |
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$ |
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$ |
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|
衍生公允价值收益(损失) |
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( |
) |
经纪天然气、营销和其他 |
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总收入和其他收入 |
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成本和支出: |
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直接运营 |
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运输、收集、加工和压缩 |
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生产税和从价税 |
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经纪天然气与市场营销 |
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探索 |
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未探明财产的遗弃和减值 |
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一般和行政 |
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退出和终止成本 |
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( |
) |
递延补偿计划 |
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( |
) |
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( |
) |
利息 |
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提前清偿债务的收益 |
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( |
) |
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( |
) |
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损耗、折旧和摊销 |
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已证实的财产和其他资产的减值 |
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商誉减值 |
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出售资产的(收益)损失 |
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( |
) |
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总成本和费用 |
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所得税前亏损 |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
所得税(福利)费用: |
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当前 |
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( |
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延期 |
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) |
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( |
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( |
) |
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( |
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净亏损 |
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( |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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普通股每股净亏损: |
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基本信息 |
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稀释 |
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$ |
( |
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$ |
( |
) |
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加权平均已发行普通股: |
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基本信息 |
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稀释 |
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附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-7
牧场资源公司
综合全面损失表
(单位:千)
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2020 |
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2019 |
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2018 |
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净亏损 |
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
其他全面亏损: |
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退休后福利: |
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精算损益 |
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( |
) |
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摊销以前的服务费用 |
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所得税(费用)福利 |
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( |
) |
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( |
) |
全面损失总额 |
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-8
牧场资源公司
合并现金流量表
(单位:千)
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2020 |
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2019 |
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2018 |
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经营活动: |
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净亏损 |
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
对净亏损与现金净额之间的调整 |
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经营活动: |
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递延所得税优惠 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
已探明财产的损耗、折旧、摊销和减值 |
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商誉减值 |
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勘探干井成本 |
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( |
) |
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未探明财产的遗弃和减值 |
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衍生公允价值(收益)损失 |
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( |
) |
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( |
) |
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衍生金融工具的现金结算 |
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( |
) |
资产剥离合同义务 |
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坏账准备 |
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( |
) |
摊销递延融资成本和其他 |
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递延和基于股票的薪酬 |
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出售资产的(收益)损失 |
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( |
) |
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提前清偿债务的收益 |
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( |
) |
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( |
) |
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营运资金变动: |
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应收账款 |
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( |
) |
库存和其他 |
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应付帐款 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
应计负债及其他 |
|
( |
) |
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( |
) |
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经营活动提供的现金净额 |
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投资活动: |
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天然气和石油性质的附加物 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
增加外地服务资产 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
种植面积购买 |
|
( |
) |
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( |
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( |
) |
处置资产所得收益 |
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购买递延补偿计划持有的有价证券 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
出售递延投资者持有的有价证券所得收益 |
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薪酬计划 |
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投资活动提供的现金净额(用于) |
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( |
) |
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融资活动: |
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信贷工具的借款 |
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偿还信贷安排 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
发行优先票据 |
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|
偿还高级或高级从属票据 |
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( |
) |
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( |
) |
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已支付的股息 |
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( |
) |
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购买国库股票 |
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发债成本 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
为代扣代缴的股票缴纳的税款 |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
现金透支的变动 |
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( |
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( |
) |
出售递延补偿计划持有的普通股所得收益 |
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用于融资活动的现金净额 |
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( |
) |
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( |
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(减少)现金及现金等价物增加 |
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年初现金及现金等价物 |
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|
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年终现金及现金等价物 |
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-9
牧场资源公司
合并股东权益报表
(单位为千,每股数据除外)
|
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累计 |
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|
|
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普通股 |
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|
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|
|
其他 |
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|
|
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普通股 |
|
|
持有者 |
|
|
额外支付- |
|
|
保留 |
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附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-10
牧场资源公司
合并财务报表附注
(1)组织机构及业务性质摘要
Range Resources Corporation(“Range”、“WE”、“Us”或“Our”)是一家总部位于德克萨斯州沃斯堡的独立天然气、天然气液体(NGL)、原油和凝析油公司,主要从事美国阿巴拉契亚地区天然气和石油资产的勘探、开发和收购。我们的目标是通过专注于回报的天然气和石油资产开发来建立股东价值。Range是一家特拉华州的公司,我们的普通股在纽约证券交易所上市和交易,代码为“RRC”。
(2)重要会计政策摘要
列报依据和合并原则
随附的综合财务报表(包括附注)是根据美国公认会计原则编制的,其中包括我们所有子公司的账目。所有重要的公司间余额和交易均已注销。对上期数额进行了某些重新分类,以符合本期的列报方式。
更正以前报告的2020年中期财务报表中的错误
与我们的年终财务结算程序及2020年年度报告Form 10-K的相关准备工作相关,在我们之前提交的2020年未经审计中期财务报表中发现了递延所得税的错误陈述。这一事件是由于管理层关于根据《冠状病毒援助、救济和经济保障法》(也称为《关注法》)修改税法而导致递延税项资产变现的错误结论的结果,并已导致递延税项支出(福利)的变化。有关更多信息,请参见附注18。
预算的使用
根据美国公认会计原则编制财务报表时,我们需要作出估计和假设,以影响截至合并财务报表日期的资产和负债额、或有资产和负债的披露,以及报告期内收入和支出的报告金额。实际结果可能与这些估计值不同,这些估计值中的变化在已知时会被记录下来。
天然气、天然气、原油和凝析油储量的估计数量是一个需要判断的重大估计。本10-K表中包含的所有储备数据均为估算值。油藏工程是估算天然气、天然气、原油和凝析油地下储量的主观过程。在估计已探明的天然气、天然气、原油和凝析油储量时,存在许多固有的不确定性。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。因此,储量估计可能与最终回收的天然气、天然气、原油和凝析油的数量不同。更多详情见附注19。
其他须予估计及假设的项目包括物业、厂房及设备的账面值、资产报废负债、衍生工具的估值、退出成本负债及递延所得税资产的估值免税额等。尽管我们认为这些估计是合理的,但实际结果可能与这些估计不同。
业务细分信息
我们评估了我们的组织和管理方式,只确定了一个运营部门,即在美国勘探和生产天然气、NGL、原油和凝析油。我们认为我们的收集、加工和营销职能是我们天然气、原油和凝析油生产活动不可或缺的组成部分。
我们有一个单一的全公司管理团队,将所有物业作为一个整体进行管理,而不是按独立的运营部门进行管理。我们只按区域跟踪基本运营数据。我们不按地区保存完整的单独财务报表信息。我们把财务业绩作为单个企业来衡量,而不是按地域或地区来衡量。我们所有的运营收入、运营收入和资产都来自美国。
收入确认、应收账款和天然气失衡
天然气、NGL和石油销售收入在产品控制权转移到客户手中并合理确保可收集性时确认。有关我们产品类型的更详细摘要,请参阅下面的内容。
天然气和天然气的销售
根据我们的天然气加工合同,我们将天然气输送到位于井口或进口的中游加工实体
F-11
中游处理实体的系统。中游加工实体对天然气进行加工,并将所得款项汇给我们,用于销售NGL和残渣气。在这些场景中,我们评估我们是交易中的委托人还是代理人。对于我们已经签订的那些合同,我们是E本金,终极三分之一交易方是我们的客户,我们在毛收入的基础上确认收入,包括海林、压缩、加工而交通费则作为一项费用列报。或者,对于我们认为自己是代理商的那些合同,中游加工实体是我们的客户,我们根据从中游加工实体收到的收益净额确认收入。
在某些天然气加工协议中,我们可能选择在中游实体加工厂的后门以实物形式携带我们的残余气和/或NGL,然后自行销售产品。通过营销过程,我们在合同约定的交货点将产品交付给最终的第三方购买者,并从购买者那里收到指定的指数价格。在这种情况下,当控制权在交货点转移给购买者时,我们根据从购买者那里收到的指数价格确认收入。天然气加工合同产生的收集、加工和压缩费用,以及为将产品交付给买方而产生的任何运输费用,均作为运输、收集、加工和压缩费用列报。
石油销售
我们的石油销售合同通常采用以下方式之一:
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我们在井口出售石油生产,并收取商定的指数价格,扣除买方的运输费用(即净额回扣安排)。在这种情况下,当控制权以收到的净价转让给井口的购买者时,我们确认收入。 |
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我们在合同约定的交货点向买方交付石油,买方在该地点获得产品的保管权、所有权和损失风险。在这种安排下,我们向第三方支付运输产品的费用,并从购买者那里获得指定的指数价格,不扣除任何费用。在这种情况下,当控制权在交货点根据从购买者那里收到的价格转移给购买者时,我们确认收入。第三方成本记为运输、收集、加工和压缩费用。 |
经纪天然气、营销和其他
我们利用单独的购买交易(通常是与单独的交易对手)购买天然气或NGL,然后根据我们的现有合同出售这些天然气或NGL,以履行我们的合同承诺或利用现有的基础设施合同经济地履行可用产能,从而实现经纪利润率。在这些安排中,我们根据我们与另一家交易对手签订的现有天然气合同,控制在输送天然气之前购买的天然气。根据适用的会计准则,与天然气经纪业务有关的收入和费用作为收入和费用的一部分列报毛额。当我们确定不再是这种安排的主要义务人时,将多余的公司运输出售给第三方所产生的收益也包括在这里。我们的经纪利润净额为亏损$。
对衍生工具收益或损失的确认不被视为与客户签订合同的收入。我们可以使用被视为衍生品的金融或实物合约作为经济对冲来管理与正常销售相关的价格风险,或者在有限的情况下,可能将它们用于我们打算实物结算但不符合被视为正常销售的所有标准的合约。
应收帐款
我们的应收账款主要包括石油和天然气购买者和我们经营物业的共同权益所有者的应收账款。尽管应收账款集中在石油和天然气行业,但我们并不认为这是一种不寻常的信用风险。然而,这种集中度有可能影响我们的整体信用风险敞口,因为我们的客户可能会受到经济和金融状况、大宗商品价格或其他条件变化的类似影响。于每一报告期内,我们会根据历史数据、当前市况及对未来经济状况的合理及有根据的预测,评估应收账款的可收回程度,以确定其预期可收回的程度。当根据管理层的判断,应计重大应收账款的预期信贷损失拨备以反映应收回的净额时,采用违约损失法。在某些情况下,我们要求购买者邮寄备用信用证。对于共同权益所有人的应收账款,我们可能有能力扣留未来的收入支出,以追回任何未支付共同利息账单的款项。我们定期审查可收集性,并根据需要建立或调整我们的津贴。我们对与勘探和生产有关的应收账款计提了坏账准备#美元。
F-12
现金和现金等价物
现金和现金等价物包括手头现金和存款,以及对三个月或以下期限的高流动性债务工具的投资。超过存款资金的未付支票计入综合资产负债表上的应付帐款,这种透支的变化被归类为综合现金流量表上的融资活动。
有价证券
在我们的递延补偿计划中持有的非关联股权证券的投资符合交易证券的资格,并按公允价值记录。递延补偿计划中持有的投资包括各种公开交易的共同基金。这些基金包括股票、证券和货币市场工具,并在随附的综合资产负债表中在其他资产中列报。
天然气和石油性质
物业购置成本。我们使用成功努力法对天然气和石油生产活动进行核算。钻探未发现已探明储量的探井的成本、地质和地球物理成本、延迟租金以及携带和保留未探明资产的成本被计入费用。发现尚未被归类为已探明储量的探井所产生的成本,在下列情况下予以资本化:(A)该油井已发现足够的储量,足以证明其作为生产井完工是合理的;(B)我们在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展。
折旧、损耗和摊销。已探明财产的折旧、耗尽和摊销,包括与天然气和石油生产活动有关的集输管线等其他财产和设备,按生产方式单位计提。从历史上看,我们在每年第四季度根据年终储备报告调整我们的损耗率,并在年内情况表明储备或成本发生重大变化的其他时间调整我们的损耗率。
减值。我们已探明的天然气及石油资产会按年及定期检讨减值情况,因事件或环境变化显示资产的账面价值可能无法收回。对这些资产的潜在减值以最低水平进行审查,即存在基本上独立于其他资产类别的可识别现金流,这是计算损耗的水平。审核是通过确定已探明物业的历史成本减去适用的累计折旧、损耗和摊销是否少于估计的预期未贴现未来现金流量来进行的。预期的未来净现金流是根据我们生产和开发储量的计划进行估计的。出售已生产储量的预期未来现金净流入是根据估计的未来价格和估计的运营和开发成本计算的。我们根据市场相关信息估计价格,包括公布的期货价格。基于已探明及风险调整后的可能及可能储量(视情况而定)的估计未来产量水平,已围绕未来价格及成本水平、油田递减率、市场供求以及经济及监管环境作出假设。在某些情况下,我们在估计现金流时也会考虑将物业出售给第三方的可能性。当账面价值超过未贴现的未来现金流量净额的总和时,减值损失被确认为估计公平市场价值之间的差额,该估计公平市场价值是通过使用与市场参与者使用的贴现率类似的贴现未来现金流量来确定的。, 或可比市值(如有)以及资产的账面价值。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涉及大量的判断。这些事件包括对未来天然气和石油价格的预测,对一个资产集团将生产的天然气和石油储量的最终数量的估计,未来生产的时间,未来的生产成本,未来的废弃成本和未来的通胀。我们无法预测未来是否需要减值费用。如果天然气、NGL和石油价格下降,或者钻探工作不成功,我们可能需要记录额外的减值。有关已证实的财产减值的更多信息,请参见附注11。
我们定期评估我们未经证实的房地产投资的减值。这些费用中的大部分一般与租赁成本的购置有关。成本根据经济因素带来的变化和管理层所采用的业务战略的潜在变化(可能影响我们打算钻探的钻探地点的数量)进行资本化和评估(至少每季度一次)。我们大部分未探明物业的减值乃根据我们的平均持有期、预期没收比率及预期钻探成功程度进行综合评估及摊销。诸如油藏动态或未来开发面积计划等信息也被考虑在内。个别重大未探明物业之减值乃按物业评估,并综合考虑时间、地质及工程因素。在某些情况下,我们未来开发种植面积的计划可能会加速我们的减损。未经证实的财产的账面净值为#美元。
F-13
性情。出售属于摊销基数一部分的天然气和产油资产的收益计入摊销组的账面净值,对收入没有直接影响。然而,如果处置的重大程度足以对摊销基数中剩余物业的损耗率产生重大影响,则确认损益。处置被记为出售资产。有关我们处置的其他信息,请参阅附注4.
其他财产和设备
其他财产和设备包括建筑物、家具和固定装置、实地设备、租赁改进以及数据处理和通信设备等资产。这些项目一般按个别部件在其经济使用年限内按直线折旧,经济使用年限一般为
租契
我们在安排开始时确定安排是否为租约。在我们确定一项安排代表租赁的程度上,我们将该租赁分类为经营租赁或融资租赁。我们目前没有任何实质性的融资租赁。我们通过使用权(“ROU”)资产和相应的租赁负债在综合资产负债表上对经营租赁进行资本化。ROU资产代表我们在租赁期内使用标的资产的权利,租赁负债代表我们支付租赁产生的租赁款项的义务。初始期限为
我们的经营租赁在我们的综合资产负债表上反映为经营租赁ROU资产、应计负债-流动负债和经营租赁负债。经营租赁ROU资产及负债于安排开始之日根据租赁期内租赁付款的现值确认。除租赁付款现值外,经营租赁ROU资产还包括在租赁开始前向出租人支付的任何租赁付款减去任何租赁激励措施和产生的初始直接成本。经营租赁支付的租赁费用在租赁期内以直线法确认。
我们租赁的资产可用于与其他工作权益所有者的联合石油和天然气业务。只有当我们作为共同财产的经营者签订合同时,我们才会确认租赁负债和ROU资产。此类租赁负债和ROU资产是根据合同总义务确定和披露的。我们的租赁成本也是以总合同为基础列报的。
租契的性质
我们以可取消和不可取消的租赁方式租赁某些办公空间、现场设备、车辆和其他设备,以支持我们的运营。我们的某些租赁协议包括租赁和非租赁部分。我们将这些组成部分作为单一租约进行核算。
租赁使用权资产及负债于租赁开始日按租赁期内租赁付款的现值初步入账。由于我们的大多数租赁合同不提供隐性贴现率,我们使用递增借款利率,该利率是根据租赁开始日的信息确定的。租赁可以包括续签、购买或终止选项,这些选项可以延长或缩短租赁期限。这些选择权的行使由我们酌情决定,并在合同开始时和整个合同期间进行评估,以确定是否需要修改租赁期限。租期为12个月或以下的租约不计入使用权资产和负债。
其他资产
截至2020年12月31日的其他资产包括
基于股票的薪酬安排
我们按照公允价值会计方法对股票薪酬进行核算。我们提供各种基于股票的奖励,包括限制性股票和基于业绩的奖励。我们的限制性股票奖励和我们的业绩奖励(其中业绩条件基于内部业绩衡量标准)的公允价值是基于授予之日我们普通股的市场价值。我们的绩效奖励的公允价值是使用蒙特卡洛模拟方法估计的,其中绩效条件是基于市场条件的。
我们在整个奖励的必要服务期内以直线为基础确认基于股票的薪酬支出。我们确认的费用是扣除估计没收的净额。我们根据以前的经验估计我们的罚没率,并在情况需要时进行调整。如果实际没收不同于预期,未来可能需要调整以确认费用
F-14
句号。在可能的范围内,我们通过用现金满足预扣税要求来限制为这些奖励而发行的股票数量。所有奖励均按授予时的现行市场价格发放,这些奖励的归属是基于员工是否继续受雇于我们,但因死亡、残疾或退休而终止雇佣关系的情况除外。有关库存的更多信息-基于薪酬,见附注12.
衍生金融工具
我们发行的所有大宗商品衍生工具都是为了管理我们预期的天然气、NGL和石油生产所带来的价格风险。尽管存在天然气、NGL和油价上涨带来的财务利益可能得不到的风险,但我们认为稳定和可预测的现金流的好处更为重要。这些好处包括更有效地利用现有人员和规划未来的员工增加,灵活地进入需要大量承诺资本的长期项目,更顺利和更有效地执行我们正在进行的开发钻探和增产计划,更一致的投资资本回报,以及更好地进入银行和其他资本市场。所有未结算商品衍生工具均按其公允价值作为资产或负债在随附的综合资产负债表中入账。在大多数情况下,当我们的衍生品受主净额结算协议管辖时,经纪公司以净额为基础反映在我们的综合资产负债表上,主净额结算协议允许我们在违约交易对手的应付款和应收账款之间进行抵销。衍生产品公允价值的变动在收益中确认。衍生工具合约结算所产生的现金流量反映在经营活动中,并于随附的综合现金流量表中反映。
衍生工具的所有已实现和未实现损益均采用按市价计价的会计方法核算。我们在随附的综合经营报表中以衍生公允价值确认每一期间与该等合约有关的所有未实现及已实现损益。我们的某些大宗商品衍生品是掉期交易,在这种掉期交易中,我们会收到产品的固定价格,并向交易对手支付市场价格。我们也有设定最低底价和预定最高价格的衣领。我们还签订了基差互换协议。由于交割地点(“基差”)、相对质量和其他因素的调整,我们收到的天然气生产价格可能高于或低于NYMEX价格;因此,我们签订了天然气基差互换协议,有效地确定了我们的基差调整。我们已经签订了丙烷基差掉期合约,锁定了贝尔维尤山脉指数与国际丙烷指数之间的价差。我们还签订了包含固定价格掉期和已售出期权的天然气衍生工具组合,以延长期限或扩大交易量(我们称为掉期)。掉期价格是在掉期合同签订时确定的固定价格。如果期权被行使,合同将成为与我们的固定价格掉期一致的掉期。我们还有权获得与出售我们的北路易斯安那州资产有关的或有对价。该衍生金融工具在随附的综合资产负债表中作为资产入账。这种或有考虑是基于未来的天然气、NGL和石油价格,主要是基于已公布的指数。有关我们的衍生工具的更多信息,请参阅附注10。
吾等可不时订立衍生合约,并于衍生合约开始时支付或收取相当于合约开始时公允价值的保费付款。这些金额将包括在我们合并资产负债表上的净衍生资产或负债中。支付或收到的衍生工具保费减少或增加了在衍生工具合约结算时在每一期间记入收益的损益金额。于2020年内,我们并无对任何现有衍生工具合约作出重大修改。
信用风险的集中度
截至2020年12月31日,我们的信用风险主要集中在催收应收账款的风险和交易对手未能根据衍生品合同履行的风险。我们的大部分应收账款来自不同的公司集团,包括主要能源公司、管道公司、当地分销公司、金融机构、大宗商品交易商和不同行业的最终用户,这些应收账款通常是无抵押的。我们客户业务的性质可能会对我们的整体信用风险产生积极或消极的影响,因为这些实体可能会受到经济或其他条件变化的类似影响。为了管理应收账款的收回风险,我们监控交易对手的财务实力和/或信用评级,并在我们认为必要的情况下,获得母公司担保、预付款、信用证或其他信用增强措施,以降低损失风险。我们预计,由于第三方表现不佳,不会对我们的财务业绩产生实质性影响。
在截至2020年12月31日的一年中,我们拥有
吾等已与交易对手签署国际掉期交易商协会总协议(“ISDA协议”),以订立衍生工具合约。为了管理与我们的衍生品相关的交易对手风险,我们根据对交易对手的财务实力和/或信用评级的评估来选择和监控交易对手。我们还可以限制与任何单一交易对手的风险敞口水平。此外,我们的ISDA协议条款为我们和我们的交易对手提供净额结算权利,以便我们可以根据单独的衍生品合同与交易对手进行应收账款抵销。我们的ISDA协议通常也包含抵销权,这样,当我们或衍生品合同的交易对手发生明确的违约行为时,非违约方可以将所有衍生品合同下的应收款与其他协议的应收款进行抵销。
F-15
和那个对手方。无我们的衍生品合约中a保证金要求或抵押品条款,要求我们在预定的现金结算日之前提供资金或提供额外的抵押品。
截至2020年12月31日,我们的衍生品交易对手包括
资产报废债务
如果能够对公允价值作出合理估计,资产报废债务的公允价值在发生期间确认。资产报废债务主要涉及放弃天然气和石油生产设施,包括拆除和搬迁或处置生产平台、收集系统、油井和相关结构的费用。估计是基于封堵和废弃油井的历史经验、基于储量估计的这些油井的剩余寿命估计、对未来封堵和废弃油井成本的外部估计以及联邦和州监管要求。资本化资产报废成本的折旧一般将以生产单位为基础确定,而待确认的增值将在生产资产的使用年限内逐步增加。有关更多信息,请参见注释9。
退出成本
我们确认负债在发生负债期间的退出成本的公允价值。对退出成本负债的确认和公允价值估计要求管理层考虑到某些估计和假设。公允价值估计基于履行债务所需的未来贴现现金流出。在初始计量之后的期间,退出成本负债的变化,包括因修订未来合同期间的估计现金流量的时间或金额而产生的变化,被确认为利用初始贴现率对变化期间的负债进行的调整。这些成本,包括相关的增值费用,计入随附的合并经营报表中的退出和终止成本。有关其他信息,请参阅附注16。
或有事件
我们受到法律程序、索赔、债务和在正常业务过程中出现的环境问题的影响。当这种损失被认为是可能的,并且损失金额可以合理估计时,我们就应计损失。有关我们的意外情况的更详细讨论,请参见附注15。
环境成本
如果成本减轻或防止了未来的污染,或者如果成本改善了环境安全或现有资产的效率,则环境支出被资本化。支出与过去业务造成的现有状况有关,但没有未来的经济利益。
递延税金
递延税项资产及负债于本公司向有关税务机关提交的文件中所报告的资产及负债账面金额与其课税基础之间的差额所导致的估计未来税务后果中确认。递延税项资产在它们更有可能变现的时候被记录下来。递延税项资产的变现根据几个相互关联的因素进行定期评估。这些因素可能包括我们期望在税项抵免和营业亏损结转到期前产生足够的应税收入。在我们的综合资产负债表上,所有递延税项都被归类为长期税项。
库存股
美国财政部的股票购买按成本入账。再发行时,持有库存股的成本减去所持库存股每股平均买入价。
(3)会计准则
最近采用的
金融工具--信贷损失
2016年9月,发布了会计准则更新,改变了应收贸易账款、租赁净投资、债务证券、贷款和某些其他工具的减值模式。标准更新要求使用前瞻性的
F-16
“预期损失”模型,而不是当前的“已发生损失”模型。这一新的标准更新于2020年第一季度对我们生效。此次准则更新的采用并未对我们的财务报表产生实质性影响。
公允价值计量
2018年8月,发布了会计准则更新,为公允价值计量提供了额外的披露要求。这项新的准则更新取消了披露公允价值层次结构第1级和第2级之间的转移的要求,并为第3级公允价值计量规定了额外的披露。这一新的标准更新于2020年第一季度对我们生效。此次准则更新的采用并未对我们的财务报表产生实质性影响。
尚未被采用
预计都不会产生实质性影响。
(4) |
性情 |
我们确认了出售资产的税前净收益为#美元。
2020年处置
路易斯安那州北部。2020年第三季度,我们完成了对北路易斯安那州资产的出售,总对价估计公允价值为$
|
• |
或有对价。我们有权在2023年之前每年获得高达$的或有对价 |
|
• |
资产剥离合同义务。作为此次出售的一部分,我们在2030年前保留了某些中游收集、运输和加工义务。我们确定这些债务在出售结束日的公允价值为$ |
|
• |
创新衍生品。于二零二零年第三季度,吾等持有若干天然气衍生产品仓位,其后于完成销售时向买方更新。在出售结束时,这些衍生工具的未实现公允价值为净负债#美元。 |
宾夕法尼亚州。2020年第一季度,我们完成了对宾夕法尼亚州西北部浅层遗留资产的出售,所得收益为
其他。2020年,我们出售了杂项材料、用品和其他资产,收益为#美元。
2019年处置
宾夕法尼亚州。在2019年第三季度,我们在三笔独立的交易中按比例减少了
F-17
其他的。 2019年,我们出售了杂项探明财产、材料和用品、设备和其他资产,收益为#美元。
2018年处置
宾夕法尼亚州。2018年第4季度,我们按比例减少了
俄克拉荷马州北部。2018年第三季度,我们出售了北俄克拉荷马州的物业,收益为
其他的。2018年,我们出售了杂项已探明的财产、材料和用品以及其他资产,收益为#美元。
(5) |
与客户签订合同的收入 |
收入的分类
我们已经确定了
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2020 |
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2019 |
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2018 |
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天然气销售 |
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$ |
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|
$ |
|
|
|
$ |
|
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NGLS销售 |
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石油销售 |
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天然气、天然气和石油销售总额 |
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购进天然气销售情况 |
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购买的NGL的销售情况 |
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其他营销收入 |
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总计 |
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$ |
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|
$ |
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|
$ |
|
|
履约义务和合同余额
我们相当多的产品销售是短期的,合同期限为一年或更短时间。我们通常在控制权转移时履行我们的履约义务,并在生产交付给买方的月份记录收入。某些天然气和NGL销售的结算声明可能会在生产交付日期后30至90天收到,因此,我们需要估计交付给买方的生产数量和销售产品将收到的价格。在收到买方付款的当月,我们会记录产品销售额的估计值和实际销售量之间的差额。我们对我们的估计过程进行了内部控制,我们的收入估计与历史上收到的实际收入之间的任何已确定的差异都不是很大。截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日止三个年度,于报告期内确认的与前几个报告期已履行的履约义务有关的收入并不重要。根据我们的销售合同,一旦履行了我们的履约义务,我们就向客户开发票,在这一点上,付款是无条件的。因此,我们的产品销售合同不会产生合同资产或负债。我们与客户签订的收入合同的应收账款为$
F-18
(6) |
所得税 |
我们的所得税优惠是$
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||
|
2020 |
|
2019 |
|
|
2018 |
|
||
联邦法定税率 |
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% |
|
|
% |
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|
% |
州,扣除联邦福利的净额 |
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( |
) |
国家利率和法律的变化 |
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估值免税额 |
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( |
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不可扣除的股权薪酬 |
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( |
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( |
) |
商誉减值 |
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( |
) |
合并有效税率 |
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% |
|
|
% |
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|
% |
可归因于所得税前收入(亏损)的所得税(福利)费用包括以下各项(以千为单位):
|
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2020 |
|
|
|
2019 |
|
|
|
2018 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
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当前 |
|
|
延期 |
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|
总计 |
|
|
当前 |
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延期 |
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|
总计 |
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|
当前 |
|
|
延期 |
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|
总计 |
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美国联邦政府 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
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美国各州和地方 |
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( |
) |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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总计 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
递延税项资产和负债的重要组成部分如下:
|
十二月三十一日, |
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2020 |
|
|
2019 |
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(单位:千) |
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递延税项资产: |
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净营业亏损结转 |
$ |
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$ |
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|
资产剥离合同义务 |
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|
递延补偿 |
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|
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股权补偿 |
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资产报废债务 |
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利息支出结转 |
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|
租赁递延税项资产 |
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累计按市值计价损失 |
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其他 |
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估值免税额: |
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联邦制 |
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( |
) |
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( |
) |
州,扣除联邦福利的净额 |
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( |
) |
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( |
) |
递延税项资产总额 |
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|
递延税项负债: |
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折旧和损耗 |
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( |
) |
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( |
) |
累计按市值计价收益 |
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( |
) |
租赁递延税项负债 |
|
( |
) |
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( |
) |
其他 |
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( |
) |
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递延税项负债总额 |
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( |
) |
|
|
( |
) |
递延税项净负债 |
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
截至2020年12月31日,递延税项负债比递延税项资产多出1美元
F-19
西弗吉尼亚州。截至20年12月31日20,我们有联邦估值免税额为$
我们的递延税项资产估值免税额的变化如下(以千计):
|
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2020 |
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2019 |
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2018 |
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年初余额 |
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
计入所得税拨备: |
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结转国有净营业亏损 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
联邦净营业亏损结转 |
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( |
) |
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不可收回的递延税项资产 |
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( |
) |
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( |
) |
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其他国家估价免税额 |
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( |
) |
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( |
) |
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其他联邦估价津贴 |
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其他 |
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年终结余 |
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
在2020年12月31日,我们有联邦NOL结转$
(7) |
每股普通股净收益(亏损) |
普通股股东应占每股基本收益或亏损的计算方法为:(1)普通股股东应占收益或亏损;(2)减去可分配给参与证券的收入;(3)除以加权平均基本流通股。普通股股东应占稀释收益或每股亏损的计算方法为:(I)普通股股东应占基本收益或亏损;(Ii)加上可分配给参与证券的收益的稀释调整;(Iii)除以加权平均稀释已发行股份。稀释每股净收益(亏损)分别用两类法和库存股方法计算,并给出了两种计算方法中稀释程度较大的一种。下表列出了净收益或亏损与普通股股东应占基本收益或亏损以及普通股股东应占稀释收益或亏损(除每股金额外,以千计)的对账:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
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2020 |
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2019 |
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2018 |
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净亏损,如报告 |
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
参股基本收入(a) |
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— |
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( |
) |
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( |
) |
普通股股东应占基本净亏损 |
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( |
) |
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|
( |
) |
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( |
) |
参与收益的重新分配(a) |
|
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普通股股东摊薄净亏损 |
$ |
( |
) |
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$ |
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普通股每股净亏损: |
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基本信息 |
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稀释 |
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( |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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(a) |
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F-20
下表详细说明了基本加权平均流通股和稀释加权平均流通股(千股):
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2020 |
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2019 |
|
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2018 |
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分母: |
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加权平均已发行普通股-基本普通股和稀释普通股 |
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加权平均普通股-基本不包括
(8)负债
截至以下日期,我们有以下未偿债务(以千为单位)(括号中显示了2020年12月31日的银行债务利率)。发行债务的费用被资本化,并作为债务减少计入随附的综合资产负债表。这些成本在相关工具的预期寿命内摊销。当债务在到期前报废,或修改显著改变现金流时,相关的未摊销成本将计入费用。
|
|
十二月三十一日, 2020 |
|
|
|
十二月三十一日, 2019 |
|
银行债务 ( |
$ |
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$ |
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高级笔记 |
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2022年到期的其他优先票据 |
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高级票据合计 |
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高级附属票据 |
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高级附属票据合计 |
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债务总额 |
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未摊销保费 |
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未摊销债务发行成本 |
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( |
) |
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( |
) |
债务总额(扣除债务发行成本) |
$ |
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|
|
$ |
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|
银行债务
2018年4月,我们签订了一项经修订和重述的循环银行贷款,我们将其称为我们的银行债务或银行信贷贷款,该贷款以我们几乎所有的资产为抵押,到期日为
F-21
贷款向伦敦银行同业拆借利率贷款。加权平均利率为
2020年12月31日,银行承诺总额为
新高级票据
2020年1月,我们发行了美元
2020年9月,我们额外发放了1美元
2021年1月,我们发行了$
提前清偿债务
2020年9月,我们以现金购买了$
F-22
2020年1月,我们以现金购买$
2020年,我们在公开市场上购买了
2019年,我们在公开市场购买了
高级债券及高级附属债券
如果我们的控制权发生变化,票据持有人可能会要求我们回购全部或部分优先次级票据和优先票据,地址为
担保
Range Resources Corporation是一家控股公司,不拥有任何运营资产,也没有独立于其子公司的重大业务。我们的全资附属公司(由Range直接或间接拥有)对我们的优先票据、我们的优先附属票据和我们的银行信贷安排的担保是全面的、无条件的和连带的,但须遵守某些惯常的免除条款。子担保人可以免除其在担保项下的义务:
|
• |
在出售或以其他方式处置附属担保人的全部或几乎所有资产,或出售或以其他方式处置附属担保人的所有股本的情况下,以合并、合并或其他方式将附属担保人的所有股本出售或以其他方式出售给任何公司或其他人(包括Range的不受限制的子公司);或 |
|
|
• |
如果根据契约条款,Range指定作为担保人的任何受限子公司为非受限子公司。 |
|
F-23
债务契约和期限
我们的银行信贷安排包含负面条款,这些条款限制了我们支付现金股息、产生额外债务、出售资产、签订某些套期保值合同、改变我们业务或运营的性质、合并、合并或进行某些投资的能力。此外,我们必须保持EBITDAX(如信贷协议中的定义)与现金利息支出的比率等于或大于
以下是截至2020年12月31日我们的长期未偿债务的本金到期日(单位:千):
|
截至的年度 |
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2021 |
$ |
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2022 |
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2023 |
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2024 |
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2025 |
|
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|
此后 |
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|
|
|
$ |
|
|
(9) |
资产报废债务 |
我们的资产报废债务(“ARO”)主要代表我们将产生的用于堵塞、废弃和修复我们的生产资产在其生产寿命结束时的估计金额的现值。在确定此类义务时使用的重要投入包括对封堵和废弃成本的估计、估计的未来通货膨胀率和良好生活。投入是根据历史数据和当前估计成本计算的。
|
2020 |
|
|
2019 |
|
||
期初 |
$ |
|
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$ |
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|
已发生的负债 |
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收购 |
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已结清的债务 |
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( |
) |
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( |
) |
水井的处置 |
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( |
) |
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( |
) |
吸积费用 |
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预算的更改 |
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期末 |
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较小电流部分 |
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( |
) |
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( |
) |
长期资产报废债务 |
$ |
|
|
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$ |
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|
增值费用在随附的综合经营报表中确认为折旧、损耗和摊销费用的增加。
F-24
(10) |
衍生活动 |
我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理对大宗商品价格波动的敞口。我们不会为投机或交易目的而订立这些安排。我们不使用复杂的衍生品,因为我们通常使用大宗商品掉期、看涨期权、掉期合约或套头合约来(1)减少我们生产和销售的大宗商品价格波动的影响,(2)支持我们的年度资本预算和支出计划。每项衍生工具均须在我们的综合资产负债表上以资产或负债的形式记录,并以其公允价值计量。它们的公允价值是根据合同价格和参考价格(天然气和原油一般为NYMEX或NGL为Mont Belvieu)的比较得出的终止后将实现的估计金额,接近净衍生负债#美元。
期间 |
|
合同类型 |
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带边框的体积 |
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加权平均对冲价格 |
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交换 |
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卖出卖权 |
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地板 |
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天花板 |
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天然气(1) |
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2021 |
|
掉期 |
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$ |
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2021年1月至10月 |
|
领子 |
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|
$ |
|
$ |
2021 |
|
三向领口 |
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$ |
|
$ |
|
$ |
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原油 |
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2021 |
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掉期 |
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$ |
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NGL(C3-丙烷) |
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2021年1月至6月 |
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掉期 |
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$ |
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2021年1月至6月 |
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领子 |
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$ |
|
$ |
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NGLS(NC4-正丁烷) |
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2021年1月至3月 |
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掉期 |
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|
$ |
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|
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|
|
|
|
2021年1月至3月 |
|
领子 |
|
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|
$ |
|
$ |
|
|
|
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NGL(C5-天然汽油) |
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2021年1月至9月 |
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掉期 |
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|
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$ |
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|
|
|
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|
2021年1月至3月 |
|
打电话 |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
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(1)
基差互换合约
除了上述掉期、套圈和掉期外,截至2020年12月31日,我们还签订了天然气基差掉期合同,锁定了NYMEX与我们在阿巴拉契亚的某些实物定价点之间的差价。这些合约按月结算,至2024年12月结束,包括
在2020年12月31日,我们也有丙烷价差掉期合约,锁定了贝尔维尤山脉和国际丙烷指数之间的价差。这些合同将在2021年按月结算。这些合约的公允价值为净衍生资产#美元。
运费掉期合约
在我们的国际丙烷销售中,我们利用丙烷互换。为了进一步对冲我们的丙烷价格,在2020年12月31日,我们有运费掉期合约,锁定了波罗的海交易所特定贸易路线的运费。这些合同按月结算,包括
资产剥离或有对价
除上述衍生品外,我们出售北路易斯安那州资产时获得或有对价的权利被确定为衍生金融工具,未被指定为对冲工具。最高可达$的或有对价
F-25
导数A设置和L能力
截至2020年12月31日和2019年12月31日,随附的综合资产负债表中包括的衍生品的合并公允价值摘要如下(以千为单位)。截至2020年12月31日,我们正在与20个交易对手进行衍生品活动,其中除5个交易对手外,其余都是我们银行信贷安排中的担保贷款人。我们认为,所有这些交易对手都是可以接受的信用风险。有时,此类风险可能集中在某些交易对手身上。我们的交易对手的信誉将受到定期审查。当持有损益头寸的衍生品由单一交易对手持有,且我们有总的净额结算安排时,资产和负债就进行了净额结算。
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|
2020年12月31日 |
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毛收入 数额: 公认的 资产 |
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总金额 资产负债表中的抵销 |
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净额 列报的资产 资产负债表 |
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衍生资产: |
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天然气 |
-掉期 |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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原油 |
-掉期 |
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NGL |
-C3丙烷涂布 |
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-C3丙烷环 |
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( |
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运费 |
-掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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( |
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$ |
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F-26
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2020年12月31日 |
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||||||||||
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|
|
毛收入 数额: 已确认(负债) |
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总金额 |
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净额 (负债)载于 资产负债表 |
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衍生工具(负债): |
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天然气 |
-掉期 |
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$ |
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-交换 |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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原油 |
-掉期 |
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NGL |
-C3丙烷涂布 |
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-C3丙烷互换 |
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-C3丙烷环 |
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-C5天然汽油掉期 |
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-C5天然汽油呼叫 |
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-NC4丁烷掉期 |
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-NC4丁烷环 |
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运费 |
-掉期 |
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$ |
( |
) |
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$ |
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|
$ |
( |
) |
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2019年12月31日 |
|
|||||||||
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|
|
毛收入 数额: 公认的 资产 |
|
|
总金额 资产负债表中的抵销 |
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|
净额 列报的资产 资产负债表 |
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衍生资产: |
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天然气 |
-掉期 |
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$ |
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-交换 |
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--基差互换 |
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原油 |
-掉期 |
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( |
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-交换 |
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( |
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( |
) |
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-呼叫 |
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( |
) |
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( |
) |
NGL |
-C3丙烷价差掉期 |
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( |
) |
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-NC4丁烷掉期 |
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-C5天然汽油掉期 |
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( |
) |
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( |
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运费 |
-掉期 |
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$ |
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|
$ |
( |
) |
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$ |
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F-27
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2019年12月31日 |
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毛收入 数额: 已确认(负债) |
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总金额 |
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净额 (负债)载于 资产负债表 |
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衍生工具(负债): |
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天然气 |
-掉期 |
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$ |
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-交换 |
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--基差互换 |
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原油 |
-掉期 |
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( |
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-交换 |
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( |
) |
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( |
) |
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-呼叫 |
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( |
) |
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NGL |
-C3丙烷价差掉期 |
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-C5天然汽油掉期 |
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运费 |
-掉期 |
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( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
我们的衍生品对我们过去三年的综合经营报表的影响概述如下(以千计)。
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衍生公允价值 收入(亏损) |
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|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2020 |
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2019 |
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2018 |
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大宗商品掉期 |
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( |
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互换 |
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( |
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领子 |
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( |
) |
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三向领口 |
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基差互换 |
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( |
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打电话 |
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( |
) |
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( |
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运费掉期 |
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( |
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( |
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资产剥离或有对价 |
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总计 |
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$ |
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$ |
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$ |
( |
) |
(11) |
公允价值计量 |
公允价值是指在计量日在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产所收到的价格或转移一项负债所支付的价格。计量资产负债公允价值的方法有三种:市场法、收益法和成本法,每一种方法都包括多种估值技术。市场法使用涉及相同或可比资产或负债的市场交易产生的价格和其他相关信息。收益法使用估值技术来计量公允价值,方法是根据当前市场对这些未来金额的预期,将未来金额(如现金流量或收益)转换为单一现值金额。成本法是根据目前替换一项资产的服务能力所需的数额。这通常被称为当前重置成本。成本法假设公允价值不会超过市场参与者获得或建造具有可比效用的替代资产的成本,并对过时进行调整。
公允价值会计准则没有规定在计量公允价值时应该使用哪种估值技术,也没有在各种技术中确定优先顺序。这些准则建立了公允价值层次结构,对应用各种估值技术时使用的投入进行了优先排序。投入广义上是指市场参与者用来做出定价决策的假设,包括对风险的假设。在公允价值层次结构中,第一级投入的优先级最高,而第三级投入的优先级最低。公允价值层次的三个层次如下:
|
• |
第1级--反映截至报告日期活跃市场上相同资产或负债的未调整报价的可观察投入。活跃市场是指资产或负债的交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。 |
|
F-28
|
• |
第2级--市场数据证实的可观察到的基于市场的投入或不可观察到的投入。这些是第一级所包括的活跃市场的报价以外的信息,在报告日期可直接或间接观察到。 |
|
|
• |
第3级-无法观察到的投入,被计量的资产或负债的市场活动很少(如果有的话)。这些投入反映了管理层对市场参与者在确定公允价值时将使用的假设的最佳估计。我们的3级计量包括使用标准定价模型和其他估值方法的工具,这些方法利用对整体价值具有重要意义的不可观察的定价输入。 |
|
最大限度地利用可观察到的投入的估值技术受到青睐。资产和负债按对公允价值计量有重要意义的最低优先级别的投入进行整体分类。对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断,并可能影响资产和负债在公允价值层级中的配置。当在不同级别之间发生转移时,我们的政策是假定转移发生在导致转移的事件或情况变化的日期。
公允价值--经常性
|
2020年12月31日的公允价值计量使用: |
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||||||||||||||
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报价 |
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意义重大 |
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意义重大 |
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总计 |
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交易递延补偿计划中持有的证券 |
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$ |
— |
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$ |
— |
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$ |
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衍生品 |
-掉期 |
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— |
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— |
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-呼叫 |
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— |
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( |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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-交换 |
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衍生品-运费掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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2019年12月31日的公允价值计量使用: |
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报价 |
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意义重大 |
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意义重大 |
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总计 |
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交易递延补偿计划中持有的证券 |
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$ |
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$ |
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衍生品 |
-掉期 |
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-呼叫 |
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--基差互换 |
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) |
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-交换 |
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衍生品 |
-运费互换 |
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|
我们的一级交易证券是交易所交易的,并以公允价值计量,采用市场方法,使用2020年12月31日的市值。第二级衍生工具以公允价值计量,采用第三方定价服务的市场方法,这已得到活跃市场或经纪商报价的数据证实。第三级衍生工具以公允价值计量,采用第三方定价服务的市场方法,这已得到活跃市场或经纪商报价的数据证实。截至2020年12月31日,我们的部分天然气衍生工具包含掉期交易,交易对手有权但没有义务在预定的日期达成固定价格的掉期交易。除了我们在2020年12月31日的第三级交换外,我们还有丙烷和丁烷环以及天然汽油呼叫。波动率因素的主观性可能会导致我们在第3级衍生品的公允价值计量发生重大变化。对于我们的掉期交易,我们使用了加权平均隐含波动率
F-29
加权平均隐含波动率约为
|
|
截至的年度 十二月三十一日, 2020 |
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2019年12月31日的余额 |
$ |
( |
) |
总收益(亏损): |
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包括在收入中 |
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( |
) |
定居点,净值 |
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调入和/或调出3级 |
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2020年12月31日余额 |
$ |
( |
) |
我们在递延补偿计划中持有的交易证券采用按市值计价的会计方法入账,并计入随附的综合资产负债表中的其他资产。我们选择采用公允价值选项,以简化我们递延薪酬计划中投资的会计处理。利息、股息和按市价计价的损益包括在随附的综合经营报表中的递延补偿计划费用中。截至2020年12月31日止年度的利息及股息为$
资产剥离或有对价。2020年8月,我们完成了北路易斯安那州资产的出售,我们有权获得高达$的或有对价
公允价值--非经常性
由于过去三年大宗商品价格和估计储量下降,有迹象表明我们某些天然气和石油资产的账面价值可能会减值,归因于这些资产的未贴现未来现金流表明其账面价值预计无法收回。其公允价值一般以内部估计未来产量水平、价格、钻探及营运成本及贴现率为基础,采用收益法计量,为第三级投入。在某些情况下,我们还考虑了这些物业的潜在销售潜力和可比较的市值(如果有)。2019年第四季度,有迹象表明,由于管理层采用的业务战略转变以及剥离这些资产的可能性,我们北路易斯安那州物业的账面价值可能会受到损害。作为减值评估的结果,我们使用收益法,也称为贴现现金流量模型来评估公允价值,我们记录了#美元的减值。
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||||||||||
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2020 |
|
|
2019 |
|
|
2018 |
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公允价值 |
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减损 |
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公允价值 |
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减损 |
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公允价值 |
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减损 |
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天然气和石油性质 |
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$ |
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$ |
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$ |
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|
$ |
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北路易斯安那州资产剥离。我们已经记录了与出售我们的北路易斯安那州资产相关的剥离合同义务。这项债务的公允价值是根据概率加权预测使用第三级投入确定的,该预测考虑了历史结果、市场状况和买方的各种潜在发展计划,以得出未来付款的估计现值。这种公允价值计算固有了许多其他假设和判断,包括信用调整后的贴现率以及买方的发展计划和我们的概率加权。
F-30
对这些钻探计划的预测、市场状况以及协议中包括的每个设施的买家最终使用情况,所有这些都具有内在的不确定性,可能会改变未来付款的金额和时间。这项义务的很大一部分是天然气加工协议,其中包括在未达到最低产量承诺的情况下支付缺额款项。该协议还包括基于适用于最低使用量的合同费率的其他运输协议。未来现金付款的现值是使用
租约。作为我们因商品价格环境下降以及出售北路易斯安那州资产而减少一般和行政费用的持续努力的一部分,我们在沃斯堡总部腾出了一层楼。我们已经记录了与这份租约有关的减值#美元
公允价值--报告
下表列出了截至2020年12月31日和2019年12月31日我们的金融工具的账面价值和公允价值(以千为单位):
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2020年12月31日 |
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2019年12月31日 |
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携带 |
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公平 |
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携带 |
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公平 |
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资产: |
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商品掉期、套头、期权和基差掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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有价证券(a) |
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(负债): |
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商品掉期、套头、期权和基差掉期 |
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银行信贷安排(b) |
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( |
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( |
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( |
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( |
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2022年到期的其他优先票据(b) |
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( |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
递延补偿计划(c) |
|
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( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
(a) |
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(b) |
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(c) |
|
我们的流动资产和负债包含金融工具,其中最重要的是贸易应收账款和应付账款。我们认为我们流动资产和负债的账面价值接近公允价值。我们的公允价值评估包含多种考虑因素,包括(1)工具的短期存续期和(2)我们历史上发生的坏账支出和预期的未来微不足道的坏账支出。非金融负债最初按公允价值计量,包括资产报废负债、经营租赁负债和剥离合同负债。
F-31
(12) |
基于股票的薪酬计划 |
图则说明
我们有
基于股票的薪酬总支出
基于股票的薪酬支出是指限制性股票和业绩单位的摊销。
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2020 |
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
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直接运营费用 |
$ |
|
|
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$ |
|
|
|
$ |
|
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||||||||
经纪天然气和营销费用 |
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勘探费 |
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一般和行政费用 |
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终止费 |
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基于股票的薪酬总额 |
$ |
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|
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$ |
|
|
|
$ |
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|
与上述其他形式的基于股票的薪酬支出不同,我们递延薪酬计划中与既有限制性股票相关的负债按市值计价直接与我们股价的变化挂钩,而与职能支出没有直接关系。因此,与我们的递延补偿计划中持有的既得限制性股票相关的负债没有分配到职能类别,而是在随附的综合经营报表中报告为递延补偿计划费用。
在2020年,我们记录了
基于股票的奖励
限制性股票奖。我们在基于股权的股票补偿计划下授予限制性股票单位。这些限制性股票单位,我们称为限制性股票奖励,通常授予 在这段时期内,并视受助人是否继续受雇而定。这些奖励是通过预扣股份净额结算的,以满足归属时应支付的所得税预扣款项。剩余的股票将汇到个人经纪账户。授予日股权奖励的公允价值以授予日我们普通股的公平市值为基础。归属时将交付的股份可以从授权但未发行的股份或作为库存股持有的股份中获得。
薪酬委员会还向董事会的某些员工和非员工董事授予限制性股票,作为他们薪酬的一部分。我们还向某些员工授予限制性股票以留住员工。薪酬支出在转让期的剩余部分确认,转让期通常为员工授予的三年和非雇员董事的立即转归。2020年5月,非雇员董事的归属改为授予日期后一年。所有限制性股票奖励均按授予时的现行市场价格发行,归属基于员工继续受雇于我们。在授予之前,所有限制性股票奖励都有权(由受托人)投票并获得股息。在授予这些限制性股票(我们称为限制性股票责任奖励)时,这些股票中的大多数通常被置于我们的递延补偿计划中,并且在归属时,允许以现金或股票的形式提取。这些责任奖励被归类为负债,并在每个报告期按公允价值重新计量。这一按市价计价的金额在随附的综合经营报表中的递延补偿计划费用中报告。从历史上看,我们在授予限制性股票时使用的是授权但未发行的股票。然而,我们也可以利用库藏股,如果可以的话。
基于股票的业绩单位.我们同意
F-32
在授权日,每个单位代表
限制性股票--股权奖
在2020年,我们授予了
限制性股票责任奖
在2020年,我们授予了
|
限制性股票 |
|
|
限制性股票 |
|
||||||||||
|
股票 |
|
|
加权 |
|
|
股票 |
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|
加权 |
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截至2019年12月31日未偿还 |
|
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$ |
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$ |
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|
授与 |
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既得 |
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( |
) |
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( |
) |
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被没收 |
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( |
) |
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( |
) |
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|
|
|
截至2020年12月31日未偿还 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
F-33
股票-B基本性能单位
生产增长奖和储备增长奖。PG-PSU和RG-PSU归于
|
|
|
|
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|
数量 |
|
|
|
加权 平均值 格兰特 约会集市 价值 |
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|
截至2019年12月31日未偿还 |
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$ |
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|
已批出单位(a) |
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既得 |
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( |
) |
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被没收(b) |
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( |
) |
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|
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|
截至2020年12月31日未偿还 |
|
|
|
|
$ |
|
|
(a)
(b)
我们记录的PG/RG-RSU补偿费用为$
TSR大奖。授予的TSR-PSU是根据Range的普通股在三年业绩期间相对于同行集团中预定的一组公司的比较表现来赚取的或不赚取的。TSR-PSU的公允价值是在授予之日使用蒙特卡洛模拟模型估计的,该模型利用多个输入变量来确定满足授予中规定的市场条件的概率,并计算授予的公允价值。公允价值确认为基于股票的薪酬支出
|
|
截至2019年12月31日的年度 |
|
|||||||||
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
|
2018 |
|
|||
无风险利率 |
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% |
|
|
|
% |
|
|
|
% |
预期年度波动率 |
|
|
|
% |
|
|
|
% |
|
|
|
% |
授予日期每单位公允价值 |
|
$ |
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|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
以下是我们非既得TSR的摘要–PSU颁奖活动:
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|
|
加权 |
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||
截至2019年12月31日未偿还 |
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$ |
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授与(a) |
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已归属并已发行(b) |
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( |
) |
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被没收 |
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( |
) |
|
|
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截至2020年12月31日未偿还 |
|
|
|
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|
$ |
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|
(a)
(b)
我们记录的TSR-PSU补偿费用为#美元
F-34
401(K)计划
我们维持401(K)福利计划,允许员工缴纳最高
递延薪酬计划
我们的递延薪酬计划使董事、高级管理人员和关键员工能够推迟他们的全部或部分工资和奖金,并根据个人的判断投资于Range普通股或进行其他投资。Range提供部分匹配的贡献,该贡献归属于
其他退休后福利
我们有退休后福利计划,以协助在职人员(包括其配偶)获得健康护理,并已符合某些年龄和服务要求。这些福利不是预先提供的,直到65岁或在他们有资格享受联邦医疗保险之日提供,取决于各种费用分担功能。
福利义务的变化: |
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年初的福利义务 |
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$ |
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$ |
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服务成本 |
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利息成本 |
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精算(收益)损失 |
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( |
) |
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已支付的福利 |
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( |
) |
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( |
) |
年终福利义务 |
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$ |
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$ |
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在综合资产负债表中确认的金额: |
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长期负债 |
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$ |
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|
$ |
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退休后福利净成本的构成: |
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服务成本 |
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$ |
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$ |
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利息成本 |
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摊销先前服务费用 |
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|
退休后定期费用净额(在一般和行政费用中确认) |
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$ |
|
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$ |
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|
其他全面收益(亏损)中福利义务的其他变化: |
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净(得)损 |
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$ |
( |
) |
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$ |
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前期服务成本 |
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摊销先前服务费用 |
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( |
) |
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( |
) |
在其他综合(亏损)收入中确认的总额 |
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$ |
( |
) |
|
$ |
|
|
在净定期收益成本和其他综合收益中确认的总额 |
|
$ |
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|
|
$ |
|
|
F-35
以下汇总了用于确定2020年12月31日和2019年12月31日福利义务的假设:
|
|
十二月三十一日, 2020 |
|
|
|
十二月三十一日, 2019 |
|
||
用于确定福利义务的加权平均假设: |
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贴现率 |
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% |
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% |
假定的加权平均医疗成本趋势比率: |
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初始医疗保健趋势率 |
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% |
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% |
最终趋势率 |
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% |
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% |
年度最终趋势率已达 |
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|
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|
|
根据我们未来十年的退休后福利计划,预计未来的福利支付为$
(13) |
股本 |
我们的法定股本为
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|
||||||||
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2020 |
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2019 |
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期初余额 |
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限制性股票授予 |
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归属的限制性股票单位 |
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已发行的绩效股票单位 |
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业绩股票股利 |
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国库股 |
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( |
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( |
) |
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期末余额 |
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|
普通股分红
董事会宣布季度股息为#美元。
股票回购计划
2019年10月,董事会批准了一项新的股票购买计划,收购金额最高可达
|
|
|||||||||
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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|
|
||||||
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2020 |
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2019 |
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期初余额 |
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分配和/或出售的拉比信托股份 |
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) |
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) |
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回购股份 |
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期末余额 |
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F-36
(14) |
补充现金流信息 |
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2020 |
|
|
2019 |
|
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2018 |
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|
(单位:千) |
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经营活动提供的现金净额包括: |
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税务机关退还的所得税 |
$ |
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$ |
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$ |
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支付的利息 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
非现金投资和融资活动包括: |
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资产报废成本资本化,净额 |
$ |
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$ |
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|
$ |
|
|
应计资本支出减少 |
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( |
) |
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|
( |
) |
|
|
( |
) |
(15) |
承付款和或有事项 |
诉讼
我们是在正常业务过程中出现的许多未决或威胁的法律诉讼和行政诉讼的主体或当事人,包括但不限于特许权使用费索赔、合同索赔和环境索赔。虽然许多该等事项涉及固有的不确定性,但我们相信,最终因法律程序或索偿而产生的负债金额(如有)不会对我们整体的综合财务状况或我们的流动资金、资本资源或未来的年度营运业绩产生重大不利影响。
当我们认为有必要时,我们会为某些法律程序建立准备金。建立准备金的依据是估算过程,其中包括法律顾问的咨询意见和管理层的主观判断。虽然管理层相信这些准备金是足够的,但我们有可能在已建立准备金的事项上产生额外的损失。我们将继续按季度评估我们的诉讼,并将适当地建立和调整任何诉讼储备,以反映我们对当时诉讼现状的评估。
由于环境法律和法规,我们已经并将继续产生资本、运营和补救支出。截至2020年12月31日和2019年12月31日,补救责任不是实质性的。截至2020年12月31日,我们不知道有任何环境索赔尚未拨备,或将对我们的财务状况或运营结果产生实质性影响。环境责任通常涉及在最终解决、和解或补救发生之前可能会进行修订的估计数。
资产剥离后的债务
在剥离我们的北路易斯安那州资产后,我们保留了某些合同义务。这些义务主要涉及收集、加工和运输协议,包括某些最低数量的承诺。更多信息见附注4、附注11和附注16。
租赁承诺额
在截至2020年12月31日的两年中,我们总租赁费用的构成如下(以千计),其中大部分包括一般和行政费用:
|
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2020 |
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2019 |
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|
经营租赁成本 |
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$ |
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|
$ |
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|
可变租赁费用(1) |
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|
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短期租赁费用(2) |
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|
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转租收入 |
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( |
) |
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( |
) |
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租赁总费用 |
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$ |
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$ |
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|
|
短期租赁成本(3) |
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$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
(1)
(2)
(3)
F-37
与我们的经营租赁相关的补充现金流信息包括在下表中(以千为单位):
|
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
|
||||
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|
2020 |
|
|
|
2019 |
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|
|
|
为计入租赁负债的金额支付的现金 |
$ |
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$ |
|
|
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|
|
为换取租赁义务而增加的ROU资产 |
$ |
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|
$ |
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|
与我们的经营租赁相关的补充资产负债表信息包括在下表中(以千为单位):
|
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|
||||
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|
2020 |
|
|
|
2019 |
|
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|
经营租赁ROU资产 |
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
应计负债--流动负债 |
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
|
经营租赁负债--长期 |
$ |
( |
) |
|
$ |
( |
) |
|
由于商品价格环境下降以及出售北路易斯安那州资产,我们正在努力减少一般和行政费用,作为这一努力的一部分,我们腾出了沃斯堡总部的一层楼。我们记录了与这份租约有关的减值#美元
我们经营租赁的加权平均剩余租期和加权平均贴现率如下:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||
|
|
2020 |
|
|
2019 |
|
加权平均剩余租期 |
|
|
|
|
|
|
加权平均贴现率 |
|
|
|
|
|
|
合同期限超过一年的租赁债务到期情况如下(以千计):
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|
运营中 租契 |
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2021 |
$ |
|
|
2022 |
|
|
|
2023 |
|
|
|
2024 |
|
|
|
2025 |
|
|
|
此后 |
|
|
|
租赁付款总额 |
|
|
|
折扣的影响较小 |
|
( |
) |
租赁总负债 |
$ |
|
|
F-38
运输、收集和加工合同
我们已经与各种管道承运商签订了确定的运输和收集合同,未来将从我们在宾夕法尼亚州的物业运输和收集天然气、天然气和石油生产。根据这些合同,我们有义务运输、加工或收集每日最低天然气产量,或按指定的预订费费率支付任何不足之处。我们承诺在这些管道上的产量目前预计将超过合同中规定的最低日产量。然而,如果我们未来未能交付承诺的数量,我们将在交付不足的期间确认欠款,并已招致相关责任。截至2020年12月31日,我们承诺的未来最低运输、加工和收集费用如下(单位:千):
|
交通, |
|
|
2021 |
$ |
|
|
2022 |
|
|
|
2023 |
|
|
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2024 |
|
|
|
2025 |
|
|
|
此后 |
|
|
|
|
$ |
|
|
(a)
除了上表中包括的金额外,我们还签订了一项附加协议,这取决于某些管道的改造和/或天然气产量的建设。
上表未包括我们对剥离北路易斯安那州资产后保留的某些债务的应计合同债务的估计。这些合同义务与收集、加工和运输协议有关,包括某些最低数量的承诺。保留债务本身存在不确定性,因此,确定应计债务需要作出重大判断和估计。实际的和解金额和时间可能与我们的估计不同。另见附注4和附注11。截至2020年12月31日,这项债务的账面价值为#美元
|
资产剥离 合同 义务 |
|
|
2021 |
$ |
|
|
2022 |
|
|
|
2023 |
|
|
|
2024 |
|
|
|
2025 |
|
|
|
此后 |
|
|
|
|
$ |
|
|
F-39
交付承诺
我们有与我们的马塞卢斯页岩资产相关的各种批量交付承诺。我们希望能够通过我们自己的生产来履行我们的合同义务;但是,如果出现承诺不足的情况,我们可能会购买第三方产品来履行我们的承诺,或者支付承诺不足的索要费用。截至2020年12月31日,我们到2031年的交付承诺如下:
截至十二月三十一日止的年度: |
|
天然气 |
|
乙烷和丙烷 (BBLS/天) |
|
|
2021 |
|
|
|
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|
2022 |
|
|
|
|
|
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2023 |
|
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2024 |
|
|
|
|
|
|
2025 |
|
|
|
|
|
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2026 |
|
|
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|
|
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2027 |
|
|
|
|
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2028 |
|
|
|
|
|
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2029 |
|
|
|
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2030-2031 |
|
|
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|
除了上表中所列的金额外,我们还与一家管道公司签订了到2035年从我们的马塞卢斯页岩油井输送乙烷产量的合同。这些协议和相关费用取决于设施建设和/或修改,用于
其他
我们也有租赁面积,如果最初的油井没有在规定的时间内钻探,通常是在3到3个月之间,通常是到期的
(16) |
退出和终止成本 |
退出成本
2020年8月,我们出售了北路易斯安那州的资产,并保留了某些收集、运输和加工义务,这些义务将持续到2030年。在这些合同中,我们不会实现任何未来的好处。估计债务计入我们综合资产负债表中的当期和长期资产剥离合同债务。我们估计债务的现值被记为退出成本,总额为#美元。
在2020年第二季度,我们就宾夕法尼亚州某些运输管道的运力释放进行了谈判,从2020年5月31日起生效,并延续到合同的剩余部分。由于这些释放,我们记录了$的退出成本
F-40
终止费
在2020年第三季度,我们完成了我们北路易斯安那州资产的出售,我们记录了
|
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
||||||||||
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2020 |
|
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2019 |
|
|
|
2018 |
|
|
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Severance costs |
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
( |
) |
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运输合同能力释放(包括 折扣) |
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|
|
资产剥离合同义务(包括贴现的增加) |
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一次性最低承诺量合同付款 |
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基于股票的薪酬和其他 |
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( |
) |
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|
$ |
|
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|
$ |
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$ |
( |
) |
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以下详细说明了2020年12月31日和2019年12月31日终了年度的应计离职和终止费用负债活动(单位:千):
|
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||
|
出口 费用 |
|
|
终端 费用 |
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|
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2018年12月31日的余额 |
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应计遣散费 |
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付款 |
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2019年12月31日的余额 |
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应计遣散费 |
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应计合同债务 |
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折扣的增加 |
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付款 |
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2020年12月31日余额 |
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(17) |
暂停的探井成本 |
我们对探井成本进行资本化,直到确定油井已发现已探明储量或已受损为止。资本化探井成本在随附的合并资产负债表中以天然气和石油属性列示。如果探井被确定为减损,则油井成本将在随附的综合经营报表中计入勘探费用。
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2020 |
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期初余额 |
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在确定探明储量之前增加资本化探井成本 |
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根据探明储量的确定对油井、设施和设备进行重新分类 |
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资本化探井成本,计入费用 |
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期末余额 |
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资本化期限不超过一年的探井成本较低 |
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资本化超过一年的探井成本 |
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F-41
(18)更正以前报告的2020年中期财务报表(未经审计)中的错误
与我们的年终财务结算程序及2020年年度报告Form 10-K的相关准备工作相关,在我们之前提交的2020年未经审计中期财务报表中发现了递延所得税的错误陈述。我们根据美国证券交易委员会第99号工作人员会计公告评估了这一错误的严重性,重要性并得出结论,我们在每一份2020年季度报告10-Q表中提交的中期财务信息应该重述。这一错误陈述是由于管理层根据《冠状病毒援助、救济和经济保障法》(也称为《关爱法案》)对税法的修改而得出的关于递延税项资产可变现的错误结论的结果,并导致递延税项支出(福利)的变更,已在下表中更正。这项更正还包括以前在这些期间发现的非实质性错误,这也与所得税的会计有关。经营活动、投资活动或融资活动对我们的净现金流没有影响。截至2020年12月31日,我们拥有
这一错误对我们之前报告的2020年季度运营报表的影响如下(除每股数据外,以千计):
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最初报道 |
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调整 |
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重述 |
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总成本和费用 |
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以前的收入(亏损) 所得税 |
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所得税(福利)费用 |
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当前 |
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全面 收入(亏损) |
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这一错误对我们之前报告的2020年季度运营报表的影响如下(单位为千,不包括每股数据):
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最初报道 |
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调整 |
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重述 |
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Q1 |
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Q3 |
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Q3 |
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Q1 |
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总收入和其他 收入 |
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总成本和费用 |
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以前的收入(亏损) 所得税 |
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F-42
这一错误对我们之前报告的2020年季度资产负债表的影响如下(以千为单位):
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最初报道 |
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调整 |
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重述 |
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Q1 |
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Q3 |
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Q2 |
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Q3 |
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Q1 |
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Q2 |
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Q3 |
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(19) |
关于天然气和石油勘探、开发和生产活动的补充资料(未经审计) |
我们的天然气和石油生产活动在美国大陆的陆上进行,我们所有已探明的储量都位于美国境内。
资本化成本和累计折旧、损耗和摊销(a)
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十二月三十一日, |
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天然气和石油属性: |
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物业收购、勘探所产生的费用 和发展(a)
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收购 |
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探索: |
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F-43
储备审计
本报告中的所有储量信息都是基于我们的石油工程人员准备的估计。2020年底,独立石油咨询公司荷兰休厄尔联合公司对我们在阿巴拉契亚地区2020年的储量进行了审计。这些工程师之所以被选中,是因为他们在地理上的专业知识和他们在某些物业工程方面的历史经验。在2020年12月31日,我们的顾问审计了大约
我们的储量估计与我们的独立石油顾问的总体估计之间的历史差异一直是
油气探明储量估算
天然气、天然气、原油和凝析油的储量由我们的石油工程人员估计,并进行调整,以反映每年年底生效的合同安排和特许权使用费费率。估算储量需要许多假设和判断决定。报告数量可能会在未来进行修订,其中一些可能是大量的,因为从储集层性能、新的地质和地球物理数据、额外钻探、技术进步、价格变化、生产税和其他经济因素获得更多信息。
美国证券交易委员会将已探明储量定义为,地质和工程数据合理证明,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天然气、天然气藏、原油和凝析油。探明开发储量是指在现有设备和作业方式下,可从现有油井中回收的探明储量。已探明的未开发储量是指预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完成的现有油井中回收的储量。未钻井面积的储量应限于与钻井时有合理确定产量的生产单元相抵销的钻井单位。其他未钻探单位的已探明储量只有在可以确定证明现有生产地层的生产是连续的情况下才能获得。已探明的未开发储量只有在该地区和同一储集层的实际测试证明有效的情况下,才能分配给考虑采用改进开采技术的面积。只有通过了开发计划,表明每个位置都是
已探明储量的报告价值不一定表明公平市场价值或未来净现金流量的现值,因为价格、成本和政府政策不会保持不变,适当的贴现率可能会有所不同,需要广泛的判断来估计生产时间。其他合乎逻辑的假设可能会导致显著不同的金额。
F-44
截至2020年12月31日用于估计储量信息的平均实现价格为美元。
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天然气 |
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原油和凝析油 |
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天然气 |
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已探明的已开发和未开发储量: |
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余额,2017年12月31日 |
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平衡,2018年12月31日 |
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平衡,2019年12月31日 |
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扩展、发现和添加 |
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平衡,2020年12月31日 |
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已探明的已开发储量: |
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2018年12月31日 |
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2019年12月31日 |
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2020年12月31日 |
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已探明的未开发储量: |
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2018年12月31日 |
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2019年12月31日 |
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2020年12月31日 |
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(a) |
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在2020年期间,我们增加了大约
在2019年,我们增加了大约
F-45
2018年,我们增加了大约
以下是2020年已探明未开发储量(Mmcfe)的变化情况:
2019年12月31日开始探明未开发储量 |
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未开发储量转为已开发储量 |
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修订版本 (a) |
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销售额 |
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扩展和发现 |
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已探明未开发储量于2020年12月31日结束 |
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(a)
在2020年期间,我们花费了大约美元
与已探明油气储量有关的未来现金流量贴现标准化计量(未经审计)
以下概述了我们在编制随附的天然气、天然气液化天然气、原油和凝析油储量披露时使用的政策,已探明天然气、天然气液化天然气和石油储量未来现金流量贴现的标准化计量,以及每年标准化计量的对账。披露的信息是试图以一种可与行业同行相媲美的方式展示信息。
这些信息是基于对截至本年度12月31日我们在天然气和石油资产中的权益的已探明储量的估计。这些估计是由我们的石油工程人员准备的。已探明储量是估计的天然气、天然气、原油和凝析油的数量,地质和工程数据表明,在现有的经济和运营条件下,这些储量在未来几年内可以合理确定地从已知的油藏中开采出来。
对已探明储量生产所产生的未来现金流量折现的标准计量如下:
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1. |
对已探明储量的数量和根据当前年终经济状况预期的未来产量进行了估计。 |
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2. |
于截至2020年、2019年及2018年止年度,估计未来现金流入乃将与我们已探明储量有关的天然气、天然气液化石油气及石油的十二个月平均价格应用于未来每一年该等储量的产量计算。 |
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|
3. |
未来现金流按估计生产成本、行政成本、开发及生产已探明储量的成本及废弃成本减少,所有这些均基于当前的年终经济状况。未来所得税开支以现行年终法定税率为基础,以实施天然气、天然气及石油资产的剩余税基、与我们已探明的天然气及石油储量有关的其他扣减、抵免及免税额。 |
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4. |
通过应用10%的贴现率,将由此产生的未来净现金流量贴现为现值。 |
|
折现未来净现金流量的标准化计量并不意味着,也不应被解释为显示我们的天然气、天然气液化石油气和石油储量的公允价值。对公允价值的估计,除其他外,还将考虑目前未归类为已证实的储备的回收、预期的未来价格和成本变化以及更能代表货币的时间价值和储备估计所固有的风险的贴现系数。
F-46
有关已探明天然气、天然气液化天然气、原油及凝析油储量的折现未来现金流量净额的标准化计量如下,不包括于各个报告日期与未偿还衍生工具相关的现金流量。未来的现金流入是扣除第三方运输、收集和压缩费用的净额。
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截至12月31日, |
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2020 |
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2019 |
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(单位:千) |
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未来成本: |
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发展 (a) |
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10%折扣前的未来净现金流合计 |
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9%的年度折扣 |
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未来净现金流量贴现的标准化计量 |
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(a)
下表汇总了未来净现金流量贴现的标准化计量的变化。
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十二月三十一日, |
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2020 |
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2018 |
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(单位:千) |
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对以前估计数的修订: |
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价格和生产成本的变化 |
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数量方面的修订 |
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所得税净变动 |
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折扣的增加 |
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通过扩建、发现和提高采收率增加已探明储量 |
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天然气、天然气和石油销售,扣除生产成本 |
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F-47
第九项。 |
会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧 |
没有。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估。根据《交易法》第13a-15(B)条的要求,我们已在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下,评估了截至本表格10-K所涵盖的期间结束时,我们的披露控制和程序(如《交易法》第13a-15(E)和15d-15(E)条所定义)的设计和运作的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证,确保我们根据交易所法案提交的报告中需要披露的信息会被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,以便及时做出关于需要披露的决定,并在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。根据评估,本公司首席执行官及首席财务官认为,由于F-2页“管理层财务报告内部控制报告”第8项“财务报表及补充数据”所述的财务报告内部控制存在重大缺陷,截至2020年12月31日,我们的披露控制和程序并未生效。
财务报告内部控制的变化。除《管理层财务报告内部控制报告》中指出的重大弱点外 在F-2页,在截至2020年12月31日的季度内,我们的财务报告内部控制制度没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
管理层财务报告内部控制年度报告。见“管理层财务报告内部控制报告”和“独立注册会计师事务所财务报告内部控制报告”,分别载于项目8.财务报表和补充数据下的F-2和F-3页。
项目9B。 |
其他信息 |
没有。
63
第三部分
第10项。 |
董事、行政人员和公司治理 |
为回应这一项目而需要的信息将在将于2021年5月举行的2021年股东年会的范围委托书中列出,并通过引用并入本文。
有关本公司行政人员的资料,请参阅本表格10-K第1项下的“注册人行政人员”。
道德守则
《道德守则》。我们已经通过了适用于我们的首席执行官、首席财务官、首席会计官或执行类似职能的人员(以及我们的董事和所有其他员工)的道德准则。我们的网站上有一份副本,Www.rangeresources.com如果任何人提出要求,印刷本将免费提供给任何人。如有此类要求,请联系公司秘书,地址:德克萨斯州沃斯堡76102,Throckmorton Street 100Throckmorton Street,Suite1200。本公司拟于修订或豁免之日起,代表本公司总裁及首席执行官、首席财务官、财务总监及执行类似职能的人士,在本公司网站的公司管治标题下,即时披露对《道德守则》的任何修订或豁免。
第11项。 |
高管薪酬 |
本项目所要求的信息通过参考2021年股东年会的范围委托书并入本文。
第12项。 |
某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和有关股东的事项 |
本项目所要求的信息通过参考2021年股东年会的范围委托书并入本文。
第13项。 |
某些关系和关联交易与董事的独立性 |
本项目所要求的信息通过参考2021年股东年会的范围委托书并入本文。
第14项。 |
首席会计师费用及服务 |
本项目所要求的信息通过参考2021年股东年会的范围委托书并入本文。
64
第四部分
第15项。 |
展品和财务报表附表 |
(a) |
1.和2.财务报表和财务报表附表。 |
财务报表索引第8项中所列的财务报表和财务报表明细表作为本表格10-K的一部分提交:
3. |
陈列品 |
|
随附的展品索引中列出的展品作为本表格10-K的一部分进行了归档。
展品 数 |
|
展品说明 |
2.1 |
|
Range Resources Corporation、Medina Merge Sub,Inc.和Memory Resources Development Corp.之间的合并协议和计划,日期为2016年5月15日(通过引用附件2.1并入我们于2016年5月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)) |
3.1 |
|
重述范围资源公司注册证书(参考附件3.1.1并入我们于2004年5月5日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209))经Range Resources Corporation重新注册证书的第一修正案证书修订(通过引用附件3.1并入我们于2005年7月28日提交给美国证券交易委员会的10-Q表(文件号:001-12209)和《岭南资源公司注册证书二次修订证书》(参考附件3.1并入我们于2008年7月24日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209)) |
3.2 |
|
修订及重订《射程附例》(参考附件3.1并入我们于2016年5月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)) |
4.1* |
|
注册人的证券说明 |
4.2 |
|
5.75%高级次级债券格式,2021年到期(参考2011年5月25日提交给美国证券交易委员会的8-K表格中的附件A至附件4.2(文件编号001-12209)) |
4.3 |
|
注明日期为2011年5月25日的契据,由发行人、附属担保人(定义如下)、担保人及受托人纽约梅隆银行信托公司签署。(参考2011年5月25日提交给美国证券交易委员会的8-K表格中的附件4.1(文件编号001-12209)) |
4.4 |
|
2022年到期的5.00%高级次级债券格式(通过引用附件A并入我们于2012年3月9日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件号001-12209)的附件4.1) |
4.5 |
|
注明日期为2012年3月9日的契据,由发行人、附属担保人(定义见附件)、担保人及受托人纽约梅隆银行信托公司签署。(通过引用附件4.1并入我们于2012年3月9日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号:001-12209)) |
4.6 |
|
5.00%高级次级债券格式,2023年到期(参考2013年3月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件A至附件4.1) |
4.7 |
|
Range Resources Corporation作为发行人,附属担保人(定义如下)作为担保人,美国银行全国协会作为受托人,于2013年3月18日签订的契约(通过引用附件4.1并入我们于2013年3月19日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号:001-12209)) |
4.8 |
|
高级债券,2025年到期,年息率4.875(参考2015年5月14日提交给美国证券交易委员会的8-K表格中的附件A至附件4.1(文件编号001-12009)) |
4.9 |
|
Range Resources Corporation作为发行人、初始担保人(定义如下)和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人于2015年5月14日签订的契约(通过引用附件4.1并入我们于2015年5月14日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)) |
4.10 |
|
第二份补充契约,由Range Resources Corporation、其中指定的担保人和北卡罗来纳州纽约银行梅隆信托公司签署,日期为2016年8月23日(通过引用附件4.1并入我们当前的表格报告 8-K(文号001-12209)2016年8月25日提交美国证券交易委员会的文件) |
4.11 |
|
第二份补充契约,由Range Resources Corporation、其中指定的担保人和北卡罗来纳州纽约银行梅隆信托公司签署,日期为2016年8月23日(通过引用附件4.2并入我们当前的表格报告 8-K(文号001-12209)2016年8月25日提交美国证券交易委员会的文件) |
65
展品 数 |
|
展品说明 |
4.12 |
|
第一补充契约,由Range Resources Corporation、其中指定的担保人和美国银行全国协会签署,日期为2016年8月23日(通过引用附件4.3并入我们当前的表格报告 8-K(文号001-12209)2016年8月25日提交美国证券交易委员会的文件) |
4.13 |
|
5.75厘优先债券,2021年到期(参考附件4.1并入我们于2016年9月19日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号001-12209)) |
4.14 |
|
Range Resources Corporation作为发行人,附属担保人(如其中定义)作为担保人,美国银行全国协会作为受托人,于2016年9月16日签订的契约(参考附件4.1并入我们于2016年9月19日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号001-12209)) |
4.15 |
|
2022年到期的5.00%优先债券格式(参考我们于2016年9月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件4.2) |
4.16 |
|
Range Resources Corporation作为发行人的契约日期为2016年9月16日,附属担保人(定义如下)为担保人,美国全国银行协会为受托人(参考我们于2016年9月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件4.2) |
4.17 |
|
5.00%优先债券,2023年到期(通过引用附件4.3并入我们于2016年9月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)) |
4.18 |
|
Range Resources Corporation作为发行人,附属担保人(如其中定义)作为担保人,美国银行全国协会作为受托人,于2016年9月16日签订的契约(通过引用附件4.3并入我们于2016年9月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)) |
4.19 |
|
2022年到期的5.875厘优先债券表格(参考附件4.4并入我们于2017年9月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)) |
4.20 |
|
Range Resources Corporation作为发行人,附属担保人(如其中定义)作为担保人,美国银行全国协会作为受托人,于2016年9月16日签订的契约(参考附件4.4并入我们于2016年9月19日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号:001-12209)) |
4.21 |
|
优先债券,利率9.25厘,2026年到期(以引用方式并入我们于2020年1月24日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件4.1) |
4.22 |
|
Range Resources Corporation作为发行人,附属担保人(定义如下)作为担保人,美国银行全国协会作为受托人,于2020年1月24日签订的契约(以引用方式并入我们于2020年1月24日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件4.1) |
4.23 |
|
登记权利协议,日期为2020年1月24日,由Range Resources Corporation、其中指定的附属担保人和初始购买者(定义见该协议)签订(以引用方式并入我们于2020年1月24日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件4.2) |
4.24
|
|
8.25厘优先债券,2029年到期(通过引用附件A并入我们于2021年1月8日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号001-12209)的附件4.1) |
4.25
|
|
Range Resources Corporation作为发行人,附属担保人(定义如下)作为担保人,美国银行全国协会作为受托人的契约,日期为2021年1月8日(参考附件4.1并入我们于2021年1月8日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号:001-12209)) |
4.26
|
|
登记权利协议,日期为2021年1月8日,由Range Resources Corporation、其中指定的附属担保人和初始购买者(定义见该协议)签订(通过引用附件4.2并入我们于2021年1月8日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号001-12209)) |
10.01 |
|
第六次修订和重新签署的信贷协议,日期为2018年4月13日,由Range Resources Corporation(作为借款人)、其中被指定为贷款人的机构和作为行政代理的摩根大通银行签订(参考我们于2018年4月16日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件10.1) |
10.02
|
|
第六次修订和重新签署的信贷协议的第一修正案,日期为2019年10月18日,由Range Resources Corporation(作为借款人)和作为行政代理的JPMorgan Chase Bank,N.A.以及其他贷款人和代理方签订(参考附件10.2并入我们于2019年10月23日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209)) |
66
展品 数 |
|
展品说明 |
10.03 |
|
修订和重订Range Resources Corporation 2004董事和特定员工递延薪酬计划,自2008年12月31日起生效(以引用方式并入我们于2008年12月5日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件10.2) |
10.04 |
|
修正和重订Range Resources Corporation 2004年董事和特定雇员递延补偿计划的第1号修正案(参考附件10.2并入我们于2018年4月25日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209)) |
10.05 |
|
Range Resources Corporation修订并重新制定了2005年股权薪酬计划(以引用方式并入我们于2009年6月4日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件10.1) |
10.06 |
|
Range Resources Corporation修订并重新确定的2005年股权薪酬计划第一修正案(通过引用附件10.1并入我们于2010年5月20日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号001-12209)) |
10.07 |
|
Range Resources Corporation第二修正案修订并重新启动了2005年基于股权的薪酬计划(参考2011年5月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)中的附件10.1) |
10.08
|
|
Range Resources Corporation 2019股权薪酬计划(参考附件10.1并入我们的Form 8-K(文件号:001-12209),作为2019年5月16日美国证券交易委员会的字段 |
10.09 |
|
Range Resources Corporation 401(K)计划(以引用附件10.14的方式并入我们于2003年9月4日提交给美国证券交易委员会的S-4表格(文件编号333-108516)) |
10.10 |
|
修订和重启Range Resources Corporation管理层变更控制权分散福利计划,2008年12月31日生效(以引用方式并入我们于2008年12月5日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件10.1) |
10.11
|
|
经修订及重订的行政人员变更控制权分流福利计划补编第1号(以引用方式并入我们于2020年2月12日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件10.1) |
10.12 |
|
弥偿协议的格式(以引用方式并入我们于2009年2月17日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件10.6) |
10.13 |
|
投票支持和提名协议,日期为2018年7月9日,由Range Resources Corporation,SailingStone Capital Partners LLC,SailingStone Holdings LLC,(参考附件10.1并入我们于2018年7月10日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表报告(文件号001-12209)) |
10.14 |
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购买协议,日期为2020年1月9日,由Range Resources Corporation、Range Louisiana Operating,LLC、Range Production Company,LLC、Range Resources-Appalachia,LLC、Range Resources-Louisiana,Inc.、Range Resources-MidContinental,LLC、Range Resources-Pine Mountain,Inc.和美国银行证券公司作为初始购买者的代表签署(以引用方式并入我们于2020年1月10日提交给美国证券交易委员会的8-K表格中的附件10.1(文件编号001-12209)) |
10.15
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购买协议,日期为2021年1月5日,由Range Resources Corporation、Range Production Company,LLC、Range Resources-Appalachia,LLC、Range Resources-Louisiana,Inc.、Range Resources-MidContinental,LLC、Range Resources-Pine Mountain,Inc.和美国银行证券公司作为初始购买者的代表签署(通过引用附件10.1并入我们于2021年1月5日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件号001-12209)) |
21.1* |
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注册人的子公司 |
23.1* |
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独立注册会计师事务所的同意 |
23.2* |
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荷兰Sewell&Associates,Inc.,独立咨询工程师同意 |
31.1* |
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主席兼首席执行官根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条颁发的Range认证 |
31.2* |
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首席财务官根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对Range的证明 |
32.1** |
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主席兼首席执行官依据《美国法典》第18编第1350条,即根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《射程》的证明 |
32.2** |
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首席财务官根据《美国法典》第18编第1350条,根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的范围的证明 |
67
展品 数 |
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展品说明 |
99.1* |
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荷兰Sewell&Associates,Inc.独立咨询工程师报告 |
101.INS* |
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内联XBRL实例文档 |
101.SCH* |
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内联XBRL分类扩展架构 |
101.CAL* |
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内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
101.DEF* |
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内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
101.LAB* |
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内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
101.PRE* |
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内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
104 |
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封面交互数据文件(格式为内联XBRL,包含在附件101中) |
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* |
现提交本局。 |
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** |
随信提供。 |
68
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署人代表其签署本报告。
牧场资源公司
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发信人: |
/s/ 杰弗里·L·文图拉 |
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杰弗里·L·文图拉 |
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首席执行官兼总裁 (首席行政官) |
日期:2021年2月23日
根据1934年《证券交易法》的要求,本报告已由以下人员代表注册人在指定日期以注册人身份签署。
签名 |
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容量 |
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日期 |
/s/ 杰弗里·L·文图拉 |
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首席执行官兼总裁 |
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2021年2月23日 |
杰弗里·L·文图拉 |
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(首席行政官) |
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/s/ 马克·S·斯卡奇 |
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高级副总裁和首席财务官 |
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2021年2月23日 |
马克·S·斯卡奇 |
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(首席财务官) |
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/s/ 多里·A·吉恩 |
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高级副总裁,主计长兼首席会计官 |
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2021年2月23日 |
多里·A·吉恩 |
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(首席会计官) |
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/s/ 格雷格·G·麦克斯韦 |
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董事会主席 |
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2021年2月23日 |
格雷格·G·麦克斯韦 |
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/布伦达·A·克莱恩 |
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董事 |
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2021年2月23日 |
布兰达·A·克莱恩 |
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/s/玛格丽特·K·多曼 |
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董事 |
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2021年2月23日 |
玛格丽特·K·多曼 |
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/s/ 詹姆斯·M·芬克 |
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董事 |
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2021年2月23日 |
詹姆斯·M·芬克 |
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/s/ 史蒂文·D·格雷 |
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董事 |
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2021年2月23日 |
史蒂文·D·格雷 |
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/s/ 斯特芬·E·帕尔科 |
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董事 |
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2021年2月23日 |
斯特芬·E·帕尔科 |
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69