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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
(标记一)
þ依据第13或15(D)条提交的周年报告
1934年《证券交易法》
截至本财政年度止12月31日, 2022
或
¨根据《公约》第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年《证券交易法》
的过渡期            至            
委托文档号001-03262
Comstock Resources，Inc.
(注册人的确切姓名载于其章程)
内华达州94-1667468
(述明或其他司法管辖权
公司或组织)		(税务局雇主
识别码)
城乡大道5300号。, 500套房, 旧金山, 德克萨斯州75034
(主要执行机构地址，包括邮政编码)
972668-8800
(注册人的电话号码和区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易代码注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.50美元(每股)曲柄纽约证券交易所
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。
是¨不是þ
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¨不是þ
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。
是þ不是¨
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。
是þ不是¨
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。 
大型加速文件服务器þ加速文件管理器¨非加速文件服务器¨规模较小的报告公司¨
新兴成长型公司¨
如果是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，以遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的最终会计准则。新兴成长型公司¨

用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。 ☑
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如交易法规则12b-2所定义)。
是

¨
不是þ

根据2022年6月30日(注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日)普通股在纽约证券交易所的收盘价，注册人的非关联公司持有的普通股的总市值为#美元。1.1十亿美元。截至2023年2月16日，有277,510,165登记人已发行的普通股。

以引用方式并入的文件
2023年股东年会最终委托书的部分内容
以引用的方式并入本报告第三部分。



Comstock Resources，Inc.
表格10-K的年报
截至2022年12月31日的财政年度


目录
项目页面
第一部分
有关前瞻性陈述的注意事项
2
定义
3
1.
业务
6
2.
属性
6
1A.
风险因素
22
1B.
未解决的员工意见
28
3.
法律诉讼
28
4.
煤矿安全信息披露
28
第II部
5.
注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券
28
7.
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
29
7A.
关于市场风险的定量和定性披露
36
8.
财务报表和补充数据
36
9.
会计与财务信息披露的变更与分歧
36
9A.
控制和程序
37
9B.
其他信息
39
第三部分
10.
董事、高管与公司治理
39
11.
高管薪酬
39
12.
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
39
13.
某些关系和相关交易，以及董事的独立性
39
14.
首席会计师费用及服务
39
第IV部
15.
展品和财务报表附表
40
16.
表格10-K摘要
41

1

Comstock Resources，Inc.


有关前瞻性陈述的警示说明
本报告中包含的信息包括1933年《证券法》第27A节和1934年《证券交易法》第21E节所指的“前瞻性陈述”。这些前瞻性陈述通过使用诸如“预期”、“估计”、“预期”、“项目”、“计划”、“打算”、“相信”和类似术语来确定。除历史事实陈述外，本报告中的所有陈述均为前瞻性陈述，包括在“风险因素”和“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中提及的陈述，涉及：
•未来石油和天然气的产量和生产时间；
•资本支出的数额、性质和时间；
•预计自本合同生效之日起钻进的井数；
•是否有勘探和开发机会；
•我们的财务或经营业绩；
•我们的现金流和预期流动资金；
•经营成本，包括租赁经营费用、行政费用和其他费用；
•发现和开发成本；
•我们的业务策略；以及
•未来运营的其他计划和目标。
我们在本报告中的任何或所有前瞻性陈述可能被证明是不正确的。他们可能会受到多种因素的影响，其中包括：
•“风险因素”和本报告其他部分所述的风险；
•石油和天然气的价格、供应和需求的波动；
•我们钻探活动的时机和成功程度；
•在估计石油和天然气储量以及未来实际产量和相关成本方面存在许多固有的不确定性；
•我们成功识别、执行或有效整合未来收购的能力；
•与石油和天然气工业有关的常见危险，包括火灾、井喷、管道故障、泄漏、爆炸和其他不可预见的危险；
•我们有效营销石油和天然气的能力；
•是否有钻井平台、设备、用品和人员；
•我们发现或获取额外储量的能力；
•我们满足未来资本需求的能力；
•监管要求的变化；
•总体经济状况、金融市场状况和竞争状况；以及
•我们有能力留住高级管理层的关键成员和关键员工。
2

Comstock Resources，Inc.
定义
以下是石油和天然气行业和本报告中常用术语的缩写和定义。天然气当量和原油当量是使用六个MCF对一桶的比率来确定的。凡提及“我们”、“我们”、“我们”或“Comstock”时，均指注册人Comstock Resources，Inc.及其合并子公司(如适用)。
“Bbl”相当于一桶美国42加仑的石油。
“bcf”意味着10亿立方英尺的天然气。
“bcfe”意味着10亿立方英尺的天然气当量。
“京东方”指一桶油当量。
“Btu”指英国热量单位，即将一磅水的温度从58.5华氏度提高到59.5华氏度所需的热量。
“完成”指安装用于生产石油或天然气的永久性设备。
“凝析油”指的是一种碳氢化合物混合物，在天然气生产时变成液体并从天然气中分离出来，类似于原油。
“发展得好”指在油气藏探明区域内钻探到已知可生产的地层层位深度的井。
“干井”指被发现不能生产足够数量的碳氢化合物，以致销售这种生产的收益超过生产费用和税收的油井。
“探井”指为寻找新的油田或在以前发现的油田中发现新的生产油气藏而钻探的井，或在另一个油气藏中发现石油或天然气的产量，或为扩大已知油气藏而钻探的井。
“格罗斯”当用于英亩或油井时，产量或储量是指我们或另一特定人士拥有工作利益的全部英亩或油井。
“液化天然气”指液化天然气，它是甲烷和乙烷的某种混合物的混合物，为了方便和安全的非加压储存或运输，已冷却为液体形式。
“MBbls”意味着一千桶石油。
“MBbls/d”相当于每天1000桶石油。
《麦克福》意味着1000立方英尺的天然气。
《麦克菲》意味着1000立方英尺的天然气当量。
“MMBbls”意味着100万桶石油。
“MMBOE”意味着100万桶油当量。
《MMBtu》表示一百万英制热量单位。
《MMcf》意味着100万立方英尺的天然气。
“MMcf/d”意味着每天100万立方英尺的天然气。
“MMcfe/d”意味着每天100万立方英尺的天然气当量。
《MMcfe》意味着100万立方英尺的天然气当量。
“净网”当用于英亩或油井时，指的是油井的总英亩数乘以我们拥有的营运权益的百分比。
“净产量”生产意味着我们拥有较少的特许权使用费，而生产应由他人承担。
3

Comstock Resources，Inc.
“NGL”指的是天然气液体，完全由碳和氢组成。
“石油”指原油或凝析油。
“操作员”指负责勘探、开发和生产油气井或租赁的个人或公司。
“已探明已开发储量”指可通过现有设备和作业方法通过现有油井开采的储量。
“已证实的已开发的非生产国”指(I)预期可从有能力生产但因目前没有市场出口或连接管道的日期不确定而关闭的地区开采的储量，或(Ii)目前在现有油井的管道后面，凭借成功测试或生产抵消油井而被视为已证实的储量。
“探明发展的生产”指在继续目前的作业方法下，从目前的生产区预计可回收的储量。这一类别包括最近完成的关闭气井，计划在不久的将来连接到管道。
“已探明储量”指地质和工程数据合理确定地证明，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中开采的原油、天然气和天然气液体的估计数量，即作出估计之日的价格和成本。价格包括对合同安排提供的现有价格变化的考虑。
“已探明的未开发储量”指预计将从未钻探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的储量。未钻探面积的储量仅限于与已钻探时有合理确定产量的生产井相抵销的钻探地点，或可确定现有生产地层的产量持续存在的生产井。
“PV 10值”指生产已探明储量所产生的估计未来收入现值，按估计日期的价格及成本计算，扣除估计生产及未来开发成本，而不计及一般及行政费用、偿债、未来所得税开支及折旧、损耗及摊销等非财产相关开支，并以每年10%的贴现率贴现。这一数额与与已探明石油和天然气储量有关的贴现未来净现金流量的标准化计量相同，只是它是在不扣除未来所得税的情况下确定的。虽然pv10的价值不是根据公认会计原则计算的财务指标，但管理层相信pv10的价值对我们的投资者来说是相关和有用的。 因为它显示了在考虑公司未来所得税和我们当前的税收结构之前，可归因于我们已探明储量的贴现未来现金流量净额。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。由于许多特定公司独有的因素会影响估计的未来所得税数额，我们相信，在比较我们行业的公司时，使用税前衡量标准对投资者是有帮助的。
“重新完成”指在先前已完井的另一个地层中为生产而完成的现有井筒。
“预留生命”指年终储量除以当年总产量得出的计算方法。
《皇室成员》指石油和天然气租赁中的一项权益，该权益赋予该权益的所有者从租赁面积中收取部分产量(或出售收益)的权利，但一般不要求所有者支付在租赁面积上钻探或运营油井的任何部分成本。特许权使用费可以是土地所有人的特许权使用费，在授予租约时由租赁面积的所有人保留，也可以是压倒一切的特许权使用费，通常由承租人在转让给后续所有人时保留。
“3-D地震”指通过收集和测量声波反射回地表时传播到地球的声波的强度和时间来确定碳氢化合物积累的一种先进技术方法。
“美国证券交易委员会”指美国证券交易委员会。
“Tcf”意味着1万亿立方英尺的天然气。
“Tcfe”意味着1万亿立方英尺的天然气当量。
4

Comstock Resources，Inc.
“工作利益”指石油和天然气租赁中的一种权益，该权益的所有者有权在租赁的土地上钻探和生产石油和天然气，并要求所有者支付钻探和生产运营成本的一部分。工作利益所有人有权获得的生产份额始终小于工作利益所有人必须承担的费用份额，剩余的生产应归特许权使用费所有人所有。例如，在只需缴纳12.5%的土地使用费的租约中拥有100%工作权益的所有者将被要求支付100%的油井成本，但有权保留87.5%的产量。
“修缮”指为恢复或增加产量而在生产井上进行的作业。
5

Comstock Resources，Inc.
第一部分
项目1和2。商业及物业
我们是一家领先的独立天然气生产商，主要在海恩斯维尔页岩地区运营，这是位于路易斯安那州北部和德克萨斯州东部的主要天然气盆地，由于其地理位置靠近墨西哥湾沿岸市场，具有优越的经济优势。截至2022年12月31日，我们已探明储量的99%位于海恩斯维尔和博西耶页岩地区。我们专注于通过开发我们在海恩斯维尔和博西耶页岩中高度经济和低风险的钻井机会的大量库存来创造价值。我们的普通股在纽约证券交易所上市交易，代码为“CRK”。
我们的石油和天然气业务主要集中在路易斯安那州和德克萨斯州。截至2022年12月31日，我们的石油和天然气资产估计已探明储量为6.7Tcfe，PV10价值为155亿美元。我们已探明的储量主要是天然气，截至2022年12月31日已开发了38%，平均储量寿命约为13年。
优势
高品质物业。截至2022年12月31日，我们在北路易斯安那州和东德克萨斯州的海恩斯维尔和博西耶页岩区块拥有617,785英亩(净值为470,427英亩)，包括我们的西部延伸部分。我们的海恩斯维尔/博西耶页岩资产具有广泛的开发和勘探潜力。钻井和完井技术的进步使我们能够通过更长的水平侧向长度和更大的油井增产来增加开采的储量。由于经济效益的提高，自2015年以来，我们的开发活动主要集中在海恩斯维尔和博西耶水平井的钻探上。
我们的海恩斯维尔和博西耶页岩区位位于北美最重要的天然气盆地之一，由于地理位置接近，可以满足与液化天然气出口和石化行业相关的日益增长的墨西哥湾沿岸市场需求。我们相信，由于以下原因，我们为未来的增长做好了充分的准备：
•优质天然气资源。自2008年以来，海恩斯维尔和博西耶的页岩业务一直在很大程度上被描绘出来。我们认为，这些页岩业务代表了北美一些最稳定、最经济的天然气开发钻探机会。
•在开发海恩斯维尔和博西耶页岩方面拥有丰富经验的管理和运营团队。我们是从2007年开始在海恩斯维尔和博西耶页岩中有效应用水平钻井技术的首批勘探和生产公司之一。2015年，我们重新启动了在海恩斯维尔和博西耶页岩的钻探计划，采用了改进的完井设计，显著提高了这些油井的经济效益。从2015年到2022年，我们已经钻探和完成了397口(净额319.0口)作业井。
•诱人的经济回报。海恩斯维尔和博西耶页岩通过应用先进的钻井和完井技术，包括使用更长的侧向，以及使用更紧密的压裂阶段和更高的支撑剂装载量的高强度裂缝刺激，提供了高度经济和低风险的钻井机会。我们的管理和运营团队在开发和优化海恩斯维尔和博西耶页岩的一些最有效的完井技术方面发挥了重要作用，这些完井技术大大提高了初始产量和可采储量，与北美其他天然气盆地的结果相比，产生了一些最高的单井回报率。
•靠近高端天然气市场。我们的天然气生产得益于墨西哥湾沿岸地区需求的强劲增长，这是由液化天然气出口、对墨西哥的出口以及新的或扩建的石化设施的大幅增加推动的。像我们这样可以进入墨西哥湾沿岸天然气市场的生产商获得的净实现价格高于其他地区的大多数生产商。我们还能够实现更高的利润率，这是因为我们能够以更低的成本和灵活的天然气营销安排访问广泛的中游基础设施。
增值收购。在过去三年中，我们通过收购和积极的租赁计划，总共获得了预期用于海恩斯维尔和博西耶页岩的约172,823英亩净地。
成功的钻井计划。2022年，我们在勘探和开发活动上花费了10亿美元，几乎全部在海恩斯维尔和博西耶页岩。我们在钻井和完井活动上花费了9.645亿美元，在其他开发成本上额外花费了6740万美元。我们在2022年钻了118口井(净值60.6口)，平均侧向长度约为10,138英尺。我们2022年的钻探计划取代了我们2022年产量的216%。结果包括在我们的西海恩斯维尔延伸段的两口成功的探井。
6

Comstock Resources，Inc.
高效的操作员。截至2022年12月31日，我们运营了98%的已探明储量基地。作为运营商，我们能够更好地控制运营成本、未来开发的时机和计划、钻井和举升成本水平以及产品的营销。作为一家运营商，我们从其他工作权益所有者那里获得管理费用的补偿，这减少了我们的一般和管理费用。
业务战略
我们的策略包括以下主要元素：
•通过开发我们的高质量钻井地点库存，谨慎地增加现金流、产量和储量。我们拥有海恩斯维尔和博西耶页岩的大量低风险、高回报钻探地点的库存。截至2022年12月31日，我们已经确定了3,162个钻探地点(净额为1,573个)，使我们拥有数十年的钻探活动。我们钻井地点库存的平均横向长度为8870英尺。2021年和2022年，我们成功地钻了14口井，侧向深度约为15,000英尺。
•通过积极的勘探计划壮大后备基地。我们正在投资年度资本预算的一部分，以扩大我们的种植面积，并勾勒出德克萨斯州东部新兴的西部海恩斯维尔和博西耶页岩业务。我们在2022年完成的头两口探井非常成功。2023年，我们目前打算在本剧中再钻8口海恩斯维尔和博西耶页岩井。
•评估和寻求战略收购机会，并实施积极的租赁计划，以增加我们的储量、产量和钻井地点库存。我们打算利用我们的管理和运营团队在海恩斯维尔页岩方面的重要技术专长和经验，继续在我们地区寻求收购机会，并成功执行和整合将增加我们钻探库存的收购。我们还计划继续通过积极的租赁计划获得潜在的种植面积。
•保持有纪律的财务策略。我们打算在2023年维持保守的运营计划，主要目标是维持我们在2022年创建的强劲资产负债表。我们打算用运营现金流为我们的勘探和开发活动提供资金。我们相信，我们的低运营成本结构、最大限度地提高钻探计划的资本效率以及保持财务纪律，将使我们能够实现这一目标。
•着力抓好环境管护。我们根据MIQ甲烷排放标准对我们的天然气业务进行了独立的、第三方审计的认证。我们成为首批对所有运营的天然气生产进行认证的运营商之一。该认证使我们能够向国内和国际客户证明我们提供的天然气来源是负责任的。我们尽可能使用更清洁的天然气而不是柴油，以减少钻井和完井作业中的排放，并将我们的油井设计为钻探更长的侧向，并利用多井垫位置来最大限度地减少我们在地面上的足迹。
•管理大宗商品价格敞口。我们维持着积极的天然气价格对冲计划，旨在缓解天然气价格的波动，并保护我们预期的未来现金流的一部分，以确保我们有足够的现金流来履行我们的财务义务。
物业收购
2022年，我们以3560万美元的价格收购了一条145英里长的管道和天然气处理厂，以及德克萨斯州东部约6.8万英亩净海恩斯维尔和博西尔页岩的未开发权利。2021年，我们以3470万美元的现金代价收购了德克萨斯州东部以未开发为主的海恩斯维尔页岩面积约17,500英亩的净面积，其中还包括37口生产井的权益。2022年和2021年，我们通过直接租赁分别以3560万美元和2290万美元获得了额外的36,100英亩和32,556英亩净地。
财产处置
2022年，我们以410万美元的价格出售了在某些非战略性、非经营性物业中的权益。这些财产包括每天生产约2.7MMcfe天然气的575口井(净额56.3口)的工作权益。2021年，在扣除销售费用后，我们以1.381亿美元的价格出售了我们在巴肯页岩的非运营物业。出售的Bakken页岩资产包括在442口生产井(净产量为68.3口)的非作业权益，日产量约为4,500桶油当量。

7

Comstock Resources，Inc.
石油和天然气储量
下表列出了截至2022年12月31日我国已探明石油和天然气储量的估算：
油
(MBbls)
天然气
(MMcf)(1)
总计
(MMcfe)(1)
PV 10值
(000's)(2)
已被证明是发达的：
生产423 2,461,913 2,464,456 $6,674,159 
不生产57 69,549 69,886 93,786 
已探明开发总量480 2,531,462 2,534,342 6,767,945 
事实证明是未开发的69 4,166,108 4,166,519 8,749,099 
已证明的总数549 6,697,570 6,700,861 15,517,044 
未来所得税贴现(2,907,408)
现金流贴现的标准化计量$12,609,636 
______________
(1)天然气产量包括天然气液化石油气。石油和天然气的换算系数为一桶石油或六立方米天然气的天然气当量，换算系数基于石油与天然气的近似相对能量含量，这并不代表石油和天然气的价格。
(2)PV10值代表我们已探明的石油和天然气储量在所得税前的折现未来现金流净额，折现率为10%。虽然这是一个非美国公认会计准则的衡量标准，但我们认为，PV10价值的列报对我们的投资者是相关和有用的，因为它在考虑公司未来所得税和我们当前的税收结构之前，展示了可归因于我们已探明储量的贴现未来现金流量净额。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。未来现金流贴现的标准化计量是指可归因于我们已探明的石油和天然气储量的未来现金流在所得税后的现值，折现率为10%。
下表列出了截至12月31日的过去三个财政年度每年的年终储备：
 202220212020
油
(MBbls)
天然气
(MMcf)(1)
油
(MBbls)
天然气
(MMcf)(1)
油
(MBbls)
天然气
(MMcf)(1)
已被证明是发达的480 2,531,462 627 2,245,660 11,000 1,967,288 
事实证明是未开发的69 4,166,108 — 3,872,423 — 3,595,588 
总探明储量549 6,697,570 627 6,118,083 11,000 5,562,876 
______________
(1)天然气产量包括天然气液化石油气。根据近似的相对能量含量，使用一桶天然气液化天然气与六立方米天然气的换算系数，将天然气液化转化为天然气当量。
我们已探明储量的99%位于北路易斯安那州和东得克萨斯州的海恩斯维尔和博西尔页岩中。这些油井的产量从10,500英尺到16,000英尺。我们所有已探明的未开发储量代表着未来五年将在我们的海恩斯维尔和博西耶页岩面积上钻探的油井。
利用结合油气流动原理的递减曲线分析和速率瞬变分析，初步确定了现有生产井的探明储量。利用周边地区类似井的动态和地质数据来评估油层的连续性，以估算可归因于生产历史有限的生产井和未开发地区的已探明储量。所依赖的确定经济生产能力合理确定性的技术包括电测井、放射性测井、岩心分析、地质图和现有的生产数据、地震数据和试井数据。
在估计已探明的石油和天然气储量时，存在许多固有的不确定性。石油天然气储量工程是对无法精确测量的地下油气储量进行估算的主观过程。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。估计日期之后的钻探、测试和生产结果可证明修订该估计是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。
用于确定石油和天然气储量数量以及石油和天然气储量未来现金流入的价格代表过去12个月在销售点收到的每月第一个月的平均价格。这些价格已经根据位置和质量差异的指数价格进行了调整。

8

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用于储量估算的石油和天然气价格如下：
年油价
(每个Bbl)		天然气价格
(按MCF)
2022$91.21 $6.03 
2021$62.38 $3.33 
2020$32.88 $1.71 
如果有很高的信心可以回收储量，并计划在首次列入已探明储量后五年内钻探储量，则可将储量归类为已探明未开发储量，除非具体情况证明需要更长的时间。在为我们的储量报告评估已探明的未开发储量时，未钻探面积的储量仅限于在钻探时能够合理确定产量的储量，我们可以在那里核实油气藏的连续性。我们只包括已探明的未开发储量中的油井，这些油井是我们目前计划钻探的，而且我们有足够的资本资源使我们能够钻探这些油井。利用经验证据，我们利用控制点和样本量来显示储集层的连续性。我们反映在同一油田发生的未开发储量的变化，即已探明的未开发地点因未来开发计划的变化(包括建议横向长度、开发间距和开发时间的变化)而被修订的程度。截至2022年12月31日，我们已探明的未开发储量不包括任何收益率低于10%的未钻井。
截至2022年12月31日，我们已探明的未开发储量包括4.2Tcf天然气，包括391个未开发地点。我们几乎所有未开发的天然气储量都与我们的海恩斯维尔和博西耶页岩资产有关，这是我们2023年钻探计划的重点。2022年，我国天然气探明未开发储量增加294bcf。2022年，我国2021年储量中已探明的66个未开发地点被转化为已探明已开发储量。
截至2021年12月31日，我们已探明的未开发储量包括3.9Tcf天然气，所有这些天然气都与我们的海恩斯维尔和博西耶页岩资产有关。2021年，我国天然气探明未开发储量增加277bcf。在2021年期间，60个已探明的未开发地点被转化为已探明的已开发储量。
下表列出了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度我们已探明的未开发石油和天然气储量的估计变化：
已探明未开发储量
202220212020
油
(MBbls)		天然气
(MMcf)		油
(MBbls)		天然气
(MMcf)		油
(MBbls)		天然气
(MMcf)
期初余额— 3,872,423 — 3,595,588 1,643 3,451,140 
修订版本(68)(1,545)— 34,111 (1,593)274,525 
资产剥离— — — (10,592)— — 
收购— — — 196,623 — — 
扩展和发现137 920,825 — 725,120 — 213,658 
从不发达到发达的转变— (625,595)— (668,427)(50)(343,735)
总变化69 293,685 — 276,835 (1,643)144,448 
期末余额69 4,166,108 — 3,872,423 — 3,595,588 

9

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我们已探明的未开发储量估计将按年转换为已探明已开发储量的时间如下：
已探明未开发储量
202220212020
截至十二月三十一日止的年度：油
(MBbls)		天然气
(MMcf)		油
(MBbls)		天然气
Mmcf)		油
(MBbls)		天然气
(MMcf)
2021— — — — — 724,329 
2022— — — 636,183 — 639,934 
202369 974,476 — 782,785 — 705,390 
2024— 868,692 — 852,342 — 721,268 
2025— 961,824 — 812,056 — 804,667 
2026— 881,972 — 789,057 — — 
2027— 479,144 — — — — 
总计69 4,166,108 — 3,872,423 — 3,595,588 
下表列出了我们在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内预计发生的未来发展资本成本的时间：
未来开发成本
已探明未开发储量总额
202220212020
截至十二月三十一日止的年度：(单位：百万)
2021$— $— $445.6 
2022— 381.4 438.0 
2023810.0 540.9 519.2 
2024890.0 600.5 499.6 
2025957.0 594.3 549.9 
2026942.4 576.2 — 
2027497.8 — — 
总计$4,097.2 $2,693.3 $2,452.3 
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度中我们估计的未来开发成本的变化：
(单位：百万)
截至2020年12月31日的合计$2,452.3 
产生的开发成本(502.7)
资产剥离(9.8)
收购131.6 
补充和修订621.9 
总更改数241.0 
截至2021年12月31日的合计2,693.3 
产生的开发成本(635.9)
加法1,119.3 
修订版本920.5 
总更改数1,403.9 
截至2022年12月31日合计$4,097.2 

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截至2022年12月31日，我们估计用于开发已探明未开发储量的未来资本成本为41亿美元，比截至2021年12月31日的估计未来资本成本27亿美元增加了14亿美元。这一增长主要是由于钻机、完井服务、管道和我们在钻探和完井活动中使用的与已探明的未开发海恩斯维尔和博西耶页岩位置相关的其他材料的成本较高。截至2021年12月31日，我们预计用于开发已探明未开发储量的未来资本成本为27亿美元，比截至2020年12月31日的预计未来资本成本25亿美元增加了2亿美元。
本报告中的已探明储量信息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。我们聘请了一名独立的石油顾问对我们2022年12月31日的储量估计进行审计。截至2022年12月31日，荷兰Sewell&Associates，Inc.(“NSAI”)审计了我们总的PV 10价值的100%。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。NSAI因其地理专业知识和历史经验而被选中。
我们NSAI准备的审计信函作为本报告的附件包括在本报告中。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算与审计准则》中关于资质、独立性、客观性和保密性的要求。
独立顾问对已探明储量的估计以及以10%折现的该等储量的税前现值与我们的估计合计相差不超过1%。然而，在逐个租约、逐个场地或逐个区域的基础上进行比较时，我们的一些估计可能高于我们的独立顾问的估计，而另一些可能低于独立顾问的估计。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。由于继续进行这种分析的成本效益有限，剩余的差异没有得到解决。年内，我们的储备组亦对重大收购或有问题指标的物业(例如使用年限过长、业绩突然改变或经济或营运状况变化)的储备量估计进行独立而详细的技术审查。
我们已建立并维持内部控制，旨在提供合理保证，确保已探明储量的估计是按照美国证券交易委员会颁布的规则和规定计算和报告的。这些内部控制包括形成文件的过程工作流程、雇用合格的工程和地质人员，以及对参与我们储量估计过程的人员进行持续教育。我们的内部审计职能会定期测试我们的流程和控制。全年，我们的技术团队定期与我们的独立石油顾问的代表会面，以审查资产并讨论方法和假设。我们向我们的顾问提供我们最大的生产资产的历史信息，如所有权权益、产量、油井测试数据、大宗商品价格以及运营和开发成本。在某些情况下，还会举行额外的会议，以审查已查明的储备差额。
我们的所有储量估计都与我们的执行管理层一起进行了审查，我们的独立顾问进行了独立的分析，最终我们的储量估计得到了油藏工程董事的克里斯汀·巴特利特的批准。Bartlett女士拥有德克萨斯大学奥斯汀分校的石油工程和地球科学学士学位，并在石油和天然气行业拥有十年的工程经验。
我们没有向美国证券交易委员会以外的任何联邦当局或机构提供截至2022年12月31日的三年内已探明石油和天然气总储量的估计数字。

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生产、价格和成本汇总
过去三个财政年度每年的年产量、我们从天然气和石油销售中实现的平均价格以及相关的提升成本如下：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
净生产量：
天然气-MCF500,616 489,274 450,836 
油桶82 1,210 1,508 
平均价格：
天然气--美元/mcf$6.23 $3.63 $1.80 
石油--美元/桶$92.65 $61.95 $32.36 
搬运成本--美元/麦克菲：
租赁经营$0.22 $0.21 $0.22 
集散和运输$0.31 $0.26 $0.23 
生产税和从价税$0.16 $0.10 $0.08 
钻探活动摘要
在截至2022年12月31日的三年期间，我们钻探了下表所列的开发和探井：
202220212020
毛收入网络毛收入网络毛收入网络
发展：
油— — — — — — 
燃气116 58.6 100 54.1 71 47.4 
干的— — — — — — 
116 58.6 100 54.1 71 47.4 
探索性：
油— — — — — — 
燃气2 2.0 — — — — 
干的— — — — — — 
2 2.0 — — — — 
总计118 60.6 100 54.1 71 47.4 
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日，我们分别有42口(29.0口净额)、28口(21.9口净额)和26口(23.5口净额)在钻井和完井过程中作业井。
生产井总结
下表列出了我们在2022年12月31日拥有权益的石油和天然气井的总产量和净产量：
油天然气
毛收入网络毛收入网络
路易斯安那州3 2.2 1,231 679.6 
新墨西哥州1 — 86 13.2 
俄克拉荷马州6 0.6 98 8.8 
德克萨斯州8 6.0 934 752.4 
怀俄明州— — 26 1.9 
总计18 8.8 2,375 1,455.9 
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我们在上表所列的2,393口生产井中运营1,633口。截至2022年12月31日，我们没有在任何包含多次完井的油井中拥有权益，这意味着一口油井正在从不止一个完井区生产。
种植面积
下表汇总了我们截至2022年12月31日的已开发和未开发租赁面积，这些土地均位于美国大陆。我们排除了我们的利益仅限于特许权使用费或最重要的特许权使用费权益的面积。
 开发未开发
 毛收入网络毛收入网络
路易斯安那州212,152 158,256 26,207 19,625 
新墨西哥州12,757 2,739 — — 
俄克拉荷马州26,080 3,382 — — 
德克萨斯州214,068 155,665 272,967 197,074 
怀俄明州13,440 927 — — 
总计478,497 320,969 299,174 216,699 
截至2022年12月31日，我们的未开发面积到期如下：
毛收入网络
20234,676 2 %3,717 2 %
20247,637 3 %4,481 2 %
202575,615 25 %54,467 25 %
202621,059 7 %16,193 7 %
20271,837 1 %1,671 1 %
此后188,350 62 %136,170 63 %
299,174 100 %216,699 100 %
我们石油和天然气资产的所有权受特许权使用费、高于特许权使用费、附带权益和其他类似权益以及石油和天然气行业惯用的合同安排、经营协议的留置权和尚未到期的当前税款以及其他次要产权负担的约束。我们所有的石油和天然气资产都被抵押为我们的银行信贷安排下的抵押品。按照石油和天然气行业的惯例，我们一般能够通过从不同储油层生产油井的开采、通过建立足以维持租赁的商业储备的钻探活动、通过支付延迟租金或通过行使合同延展权来保留我们在未开发面积的所有权权益。
市场和客户
我们生产石油和天然气的市场取决于我们无法控制的因素，包括国内生产和进口石油和天然气的程度、天然气管道和其他运输设施的邻近程度和能力、对石油和天然气的需求、竞争性燃料的销售以及州和联邦监管的影响。石油和天然气行业还与其他行业在供应工业、商业和个人消费者的能源和燃料需求方面展开竞争。
我们的天然气生产主要是根据各种条款的合同销售，并按每月1日的指数价格或每日现货市场价格定价。我们的目标是按月初指数价格出售约80%的天然气，其余20%按每日现货市场定价出售。当新油井开始生产时，按现货市场定价出售的天然气的百分比可能会受到影响，因为此类生产通常在油井首次投产的当月按现货市场定价出售。经营中的企业产品及其子公司、西南能源有限公司和壳牌石油公司及其子公司分别占我们2022年总销售额的27%、21%和12%。失去这些客户中的任何一个都不会对我们造成重大不利影响，因为我们的原油和天然气生产有其他买家的市场可用。
我们已经达成了长期的营销安排，以确保我们有足够的运输来将我们在北路易斯安那州和东得克萨斯州生产的天然气推向市场。作为建设我们自己的收集和处理设施的替代方案，我们已经与中游公司签订了各种收集和处理协议，将我们的天然气输送到长途天然气管道。我们目前与两家天然气中游公司签订了协议，为其提供
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2023年，我们在长距离管道上生产的天然气平均每天输送约1,187,500 MMBtu，为美国提供了稳固的运输。如果我们不能交付合同规定的天然气数量，我们可能会承担运输费用。根据这些协议，我们可以交付的产量预计将超过我们现有的坚定运输安排。此外，如果我们在协议期限内出现短缺，管理公司运输的营销公司必须采取合理的努力来补充我们的交货。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈。竞争对手包括大型石油公司、其他独立能源公司以及个体生产商和经营者，他们中的许多人拥有比我们多得多的财力、人员和设施。我们面临着获得石油和天然气资产以及石油和天然气勘探租约的激烈竞争。
监管
将军。我们的石油和天然气业务的各个方面都受到广泛和不断变化的监管，因为影响石油和天然气行业的立法正在不断地进行修订或扩大。联邦和州的许多部门和机构根据法规授权发布并已经发布了对石油和天然气行业及其个别成员具有约束力的规则和条例。联邦能源管理委员会(FERC)根据1938年的《天然气法》(NGA)和1978年的《天然气政策法》(NGPA)对州际商业中天然气的运输和转售进行监管。然而，在1989年，国会颁布了《天然气井口解除控制法》，从1993年1月1日起，取消了所有剩余的价格和非价格管制，影响了所有天然气的首次销售，但须遵守任何可能有效的私人合同的条款。虽然天然气生产商的销售以及所有原油、凝析油和天然气液体的销售目前都可以不受控制的市场价格进行，但未来国会可能会重新实施价格管制或制定其他立法，对我们业务的许多方面产生不利影响。根据2005年能源政策法案(“2005年法案”)的规定，NGA已被修订，以禁止任何形式的天然气购买或销售市场操纵行为，FERC发布了旨在提高天然气定价透明度的新法规。2005年法案还大大增加了对违反《国民健康法》的处罚。FERC发布了第704等人的命令。它要求市场参与者在报告年度的销售额或购买量等于或超过220万MMBtu的情况下提交年度申报，以促进价格透明度。
天然气的监管和运输。我们的天然气销售受到可获得性、运输条件和运输成本的影响。获得管道运输的价格和条款受到广泛监管。FERC要求州际管道在不过分歧视的基础上为处境相似的托运人提供开放的运输。FERC经常审查和修改其关于天然气运输的法规，其明确的目标是促进天然气行业的竞争。
州内天然气运输受到州监管机构的监管。德克萨斯州铁路委员会一直在改变其管理州际管道和采集器提供的运输和收集服务的规定。虽然这些州监管机构的变化只会间接影响我们，但它们的目的是进一步加强天然气市场的竞争。我们无法预测FERC或州监管机构将在这些问题上采取什么进一步行动；但我们认为，采取任何行动，我们在任何实质性方面都不会受到与我们竞争的其他天然气生产商不同的影响。
可能影响天然气行业的其他提案和程序正在国会、FERC、州委员会和法院待决。天然气行业历来受到非常严格的监管；因此，无法保证FERC、国会和州监管机构奉行的不那么严格的监管方法将继续下去。
联邦租约。我们的一些业务位于由美国内政部土地管理局(“BLM”)管理的联邦石油和天然气租约上。这些租约是通过竞争性招标发放的，包含相对标准化的条款。这些租约要求遵守内政部和BLM的详细规定和命令，这些规定和命令可能会受到解释和更改。这些租约还受内政部海洋能源管理、监管和执行局(“BOEMRE”)通过其矿产收入管理计划颁布的某些法规和命令的约束，该计划负责管理陆上和离岸租赁收入。该公司在联邦石油和天然气租约上的业务对其总运营来说微不足道，拜登政府发布的任何与联邦石油和天然气租约有关的行政命令预计不会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
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石油和天然气液体运价。我们的原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，按市场价格进行。然而，在许多情况下，运输和销售此类产品的能力取决于管道，其费率、服务条款和条件受联邦能源管制委员会根据《州际商法》管辖。在其他情况下，运输和销售此类产品的能力取决于管道，其费率、服务条款和条件受州监管机构根据州法规进行监管。这些产品的销售价格可能会受到将产品运往市场的成本的影响。
FERC根据州际商业法对输送原油、凝析油和天然气液体的管道的监管，通常比FERC根据NGA对天然气管道的监管更为宽松。FERC监管的输送原油、凝析油和天然气液体的管道受到共同承运人义务的约束，这些义务通常确保非歧视性准入。关于受《州际商法》下FERC监管的州际管道运输，费率通常必须以成本为基础，尽管允许所有托运人商定的结算费率，以及在某些情况下允许基于市场的费率。从1995年1月1日起，FERC实施了一项条例，建立了一个受州际商法管辖的运输费率指数系统(基于通货膨胀)，允许增加或减少运输费率。FERC的规定包括一种方法，让这类管道通过使用为此类费率设定最高水平的指数系统来改变其费率。2005年强制性的五年审查修订了这一指数的方法，以2006年7月1日至2011年6月30日期间的制成品生产者价格指数(PPI-FG)加1.3%为基础。2012年强制性五年审查修订了这一指数的方法，将2011年7月1日至2016年6月30日期间的PPI-FG加2.65%作为基础。条例规定，委员会每年将在PPI-FG可用后公布输油管道指数。
对于受国家机构管辖的州内原油、凝析油和天然气液体管道，这种国家监管通常不如对州际管道的监管严格。在没有托运人投诉或抗议的情况下，国家机构通常不会调查或质疑现有或拟议的费率。投诉或抗议很少发生，通常都是非正式解决的。
我们不认为与州际或州内原油、凝析油或天然气液体管道有关的监管决定或活动对我们的影响将与对其他原油、凝析油和天然气液体生产商或营销商的影响有实质性不同。
环境法规。我们受到严格的联邦、州和地方法律的约束。除其他事项外，这些法律规定了勘探、钻井和生产作业许可证的发放、可能排放到环境中的物质的数量和类型、废物的排放和处置、受污染场地的补救以及水井、场地和设施的开垦和废弃。许多政府部门颁布规则和条例来实施和执行这类法律，这些法律往往难以遵守，成本高昂，如果不遵守，将面临重大的民事甚至刑事处罚。与环境保护有关的一些法律、规则和条例在某些情况下可能会对环境污染规定严格的责任，使人对环境损害和清理费用承担责任，而不考虑此人的疏忽或过错。其他法律、规则和法规可能会将石油和天然气的生产速度限制在原本存在的水平以下，甚至禁止在敏感地区进行勘探和生产活动。此外，州法律经常要求采取各种形式的补救行动来防止污染，如关闭不活跃的矿井和封堵废弃的油井。石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力。这些成本被认为是我们持续运营的正常、经常性成本。我们国内的竞争对手一般都受到同样的法律法规的约束。
我们相信，我们基本上遵守了当前适用的环境法律和法规，继续遵守现有要求不会对我们的运营产生实质性的不利影响。多年来，环境法律和法规经常发生变化，实施更严格的要求或新的监管方案，如碳“总量管制和交易”或定价计划，可能会对我们的资本支出、收益或竞争地位产生重大不利影响，包括暂停或停止在受影响地区的运营。拜登政府已经，并预计将对适用的法规做出更多修改，在每一种情况下，我们都预计修改将比上届政府更加严格。也有与应对不断变化的法规和政策相关的成本，无论这些法规是严格的还是不严格的。因此，不能保证未来不会发生材料成本和债务。
《全面环境反应、补偿和责任法》(简称CERCLA)规定，在不考虑过错的情况下，某些类别的人被认为对向环境中排放“危险物质”负有责任。这些人包括发生泄漏的一个或多个处置场的现任或前任所有人或经营者，以及处置或安排处置危险物质的公司。根据CERCLA，这些人可能要承担调查和清理释放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用的连带责任。此外，招致损失的公司
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赔偿责任也经常面临第三方索赔，因为邻近的土地所有者和其他第三方就据称是由污染场地排放到环境中的危险物质或其他污染物造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。许多州都通过了类似的法规，对危险物质和石油的排放施加责任。此外，美国环保局、各州和其他机构不时做出新的发现，某些化学品是潜在的环境问题，有时被称为新出现的污染物。在某些情况下，这些机构还可以调整基于风险的评估或清理级别，以使其更加严格。美国环保局和其他机构可能会对这类化学品施加新的限制或清理要求。我们可能会因遵守这些要求而产生成本。
经1976年《资源保护和回收法》修订的《联邦固体废物处置法》规定了危险废物的产生、运输、储存、处理和处置，并可要求清理危险废物处置场。RCRA目前将与石油和天然气勘探、开发或生产相关的钻井液、产出水和其他废物排除在监管之外，被视为“危险废物”。这种无害的石油和天然气勘探、开发和生产废物的处理通常由州法律管理。在勘探和生产现场处理的其他废物或者在提供油井服务过程中使用的其他废物不得排除在此范围内。此外，未来可能会对石油和天然气行业实施更严格的废物处理和处置标准。国会不时提出立法，撤销或改变RCRA目前将勘探、开发和生产废物排除在“危险废物”定义之外的做法，从而可能使这些废物受到更严格的处理、处置和清理要求。如果这类立法获得通过，可能会对我们的运营成本以及整个石油和天然气行业产生重大影响。环境法律法规未来修订的影响无法预测。
某些石油和天然气废物还可能含有自然产生的放射性物质(“NORAME”)，这是由联邦职业安全与健康管理局和州机构监管的。这些条例要求提供一定的工人保护以及废物处理和处置程序。我们相信，我们的业务在所有实质性方面都符合这些工人保护以及废物处理和处置的要求。
我们的运营还受到《清洁空气法》(简称CAA)以及类似的州和地方要求的约束。CAA修正案于1990年通过，其中包含的条款可能会导致对我们业务的空气排放逐步实施某些污染控制要求。2012至2014年间，美国环保局颁布了石油和天然气行业的新排放标准，并进行了修订，对挥发性有机化合物(VOC)和甲烷提出了进一步的要求。2020年9月，环保局发布了一项规则，修订了VOC要求并废除了甲烷要求，并修改了对CAA的解释，即为了实施甲烷排放要求，它需要首先对特定来源的每一种特定污染物做出重大贡献调查结果。从那时起，美国通过了一项废除2020年规则的法律，美国环保局从2021年11月起发布了一项新的拟议规则，并于2022年12月补充了拟议规则。补充提案的评议期将于2023年2月13日结束。跟踪这些法规变化的状态和影响，以及在任何变化生效时实施这些变化，都会产生相关成本。然而，我们相信，我们的业务不会受到新的或恢复的要求的实质性不利影响，预计这些要求对我们的负担不会比参与石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司更沉重。
经修订的1972年《联邦水污染控制法》或《清洁水法》对向通航水域排放产出水和其他废物施加了限制和控制。向州和联邦水域排放污染物以及在水域和湿地进行建筑活动必须获得许可证。最近的司法解释导致某些水景被认为是有管辖权的，而以前它们不是。此外，2023年1月，美国环保局和美国陆军工程兵团发布了一项新规则，修改了“美国水域”的定义。这项新规定受到了几个州和行业组织的挑战。如果得到支持，这些规定可能会影响某些勘探和生产活动。某些州法规和根据联邦国家污染物排放消除系统计划颁发的一般许可证禁止将产出水和砂子、钻井液、钻屑和某些与石油和天然气行业有关的其他物质排放到某些沿海和近海水域，除非另有授权。此外，环保局已通过法规，要求某些石油和天然气勘探和生产设施必须获得暴雨水排放许可。费用可能与废水处理或制定和实施暴雨水污染预防计划有关。《清洁水法》和类似的州法规规定，, 对未经授权排放石油和其他污染物的行为处以刑事和行政处罚，并规定对这些排放负有责任的各方承担清理排放造成的任何环境损害的费用和排放造成的自然资源损害的责任。我们相信，我们的业务在所有实质性方面都符合《清洁水法》和为控制水污染而颁布的州法规的要求，并且这些要求，包括《2023年美国水域规则》下的要求，对我们来说并不比参与石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司更沉重。
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经修订的1974年联邦安全饮用水法案要求环保局制定地下注水控制(UIC)计划的最低联邦要求和其他保障措施，以防止注水井污染地下饮用水来源，以保护公众健康。UIC计划不监管仅用于生产的油井。然而，当柴油用于流体或支撑剂时，美国环保局有权监管水力压裂。2014年2月，美国环保局发布了关于何时UIC许可要求适用于含有柴油的水力压裂液的指导意见。我们相信，我们的业务在所有实质性方面都符合《联邦安全饮水法》和类似的州法规的要求。我们认为，与从事石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司相比，这些要求对我们来说并不是更大的负担。
州和联邦监管机构已经研究了水力压裂相关活动与地震活动增加之间的可能联系。当由人类活动引起时，这种事件称为诱发地震活动。在少数情况下，地震事件附近的注水井操作员被勒令减少注水量或暂停作业。一些州的监管机构，包括阿肯色州、加利福尼亚州、科罗拉多州、伊利诺伊州、堪萨斯州、俄亥俄州、俄克拉何马州和德克萨斯州的监管机构，已经修改了他们的法规，以应对诱发地震活动。人们继续研究石油和天然气活动与诱发地震活动之间可能存在的联系。美国国家科学院2012年发表的一份报告，以及最近发表在《地球物理评论》杂志上并被美国地质调查局网站引用的一篇论文得出的结论是，在数以万计的注水井中，只有很小一部分被怀疑是或曾经是诱发地震活动的可能原因。2015年，美国地质调查局发现，包括德克萨斯州在内的八个州的诱发地震活动率有所增加，这些地区可以归因于流体注入或石油和天然气开采。2016年3月，美国地质调查局确定了诱发地震活动危害最严重的六个州，包括德克萨斯州、科罗拉多州、俄克拉何马州、堪萨斯州、新墨西哥州和阿肯色州。此外，包括在俄克拉何马州在内，还提起了多起诉讼, 声称处置井作业对附近的财产造成了损害或伤害，或以其他方式违反了管理废物处理的州和联邦规定。环境保护局或其他机构可能会制定规则，专门处理石油和天然气开发废水的处理以及废水注入引发地震的可能性。未来的监管发展可能会限制注水井和水力压裂的使用，并/或导致我们的运营费用增加，从而对我们的运营产生不利影响。
2016年12月，环保局完成了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的报告，报告得出结论，水力压裂活动在某些情况下可能会影响饮用水资源。包括美国能源部在内的其他政府机构已经或正在评估水力压裂的其他各个方面。这些正在进行的或拟议的研究有可能影响未来立法或法规的可能性或范围。
联邦监管机构要求储存或以其他方式处理石油的设施的某些所有者或运营商准备和实施与可能将石油排放到地表水中有关的泄漏预防、控制、对策和应对计划。1990年的《石油污染法》(“OPA”)包含了许多关于预防和应对美国水域漏油的要求。OPA要求设施所有者对与泄漏有关的所有遏制和清理费用以及某些其他损害承担严格的连带责任。不遵守OPA可能会导致不同的民事和刑事处罚和责任。
2000年5月26日发布的13158号行政命令指示联邦机构保护美国现有的海洋保护区，并建立新的海洋保护区。该命令要求联邦机构在法律允许的范围内和在可行的最大程度上避免损害海洋保护区。它还指示环保局根据《清洁水法》提出新的法规，以确保对海洋环境的适当保护水平。这一命令可能会限制我们未来可能进行勘探和开发项目的区域和/或导致我们产生更多运营费用，从而对我们的运营产生不利影响。
某些被官方归类为“濒危物种”或“濒危物种”的动植物受到《濒危物种法》的保护。这项法律禁止任何可能“带走”受保护动植物或减少或降低其栖息地面积的活动。如果濒危物种位于我们希望开发的地区，工作可能会被禁止或推迟，和/或可能需要代价高昂的缓解措施。
其他为动植物物种提供保护并可能适用于我们业务的法规包括但不一定限于《石油污染法》、《紧急规划和社区知情权法》、《海洋哺乳动物保护法》、《海洋保护、研究和庇护所法》、《鱼类和野生动物协调法》、《渔业养护和管理法》、《候鸟条约法》和《国家历史保护法》。这些法律和法规可能要求在施工或钻探开始之前获得许可证或其他授权，并可能限制或禁止在荒野或湿地和其他保护区内的某些土地上进行施工、钻探和其他活动，并对我们的运营造成的污染承担重大责任。我们各种业务所需的许可证可能会被发证机构撤销、修改和续期。此外，国家法律等法律
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《环境政策法》和《海岸带管理法》可能会使获得某些许可证的过程更加困难或耗时，从而导致成本增加和可能的延误，从而可能影响某些活动的生存能力或盈利能力。与这类法律有关的行政政策也在发生变化，随着这种变化的生效，我们会产生成本。
某些法规，如紧急规划和社区知情权法案，要求报告制造、加工或以其他方式使用的危险化学品，这可能导致监管机构或公众对公司运营进行更严格的审查。2012年，美国环保署通过了一项新的报告要求，即《石油和天然气系统温室气体报告规则》(40 C.F.R.Part 98，SubPart W)，该规则要求某些陆上石油和天然气设施从2012年1月开始收集其温室气体(GHG)排放数据，第一份年度报告应于2012年9月28日提交。温室气体包括甲烷和二氧化碳等气体，甲烷是天然气的主要成分，二氧化碳是燃烧天然气的副产品。不同的温室气体具有不同的全球变暖潜力，其中二氧化碳的全球变暖潜力最低，因此温室气体的排放量通常以二氧化碳当量或二氧化碳当量表示。该规定适用于每年排放2.5万吨或更多二氧化碳的设施，并要求陆上石油和天然气运营商在确定是否达到门槛时，将单一油气盆地内所有共同拥有或控制的设备归类在一起。这些温室气体报告规则于2015年10月22日进行了修订，以扩大受这些规则约束的来源和作业的数量，并于11月18日再次进行了修订, 2016年，提供不那么繁琐的报告要求。我们已经确定这些报告要求适用于我们，我们相信我们已经满足了美国环保局要求的所有报告截止日期，并努力确保准确和一致的排放数据报告。在拜登政府执政期间，这些要求可能会更具限制性。环保局在减少温室气体排放方面的其他行动(如环保局的温室气体危害调查结果，以及环保局的防止显著恶化和第五章温室气体定制规则)和各种州行动已经或可能强制减少温室气体排放。目前，我们无法预测在未来一段时期内，遵守任何温室气体排放立法或法规的成本会是多少。
美国还没有通过立法明确解决温室气体问题；然而，近年来，美国环保局继续努力通过规则来监管某些来源的温室气体排放。除了如上所述要求测量和报告温室气体外，美国环保署还根据《清洁空气法》第202(A)条发布了一份《危害调查结果》，得出温室气体污染威胁当代和子孙后代的公共健康和福利的结论。环保局已经通过了一些法规，要求某些设施获得许可并减少温室气体排放。我们开展业务的国家也可能需要许可和减少温室气体排放。此外，EPA在2016年发布了一套最终规则，要求减少新来源的VOC和甲烷生成。尽管2020年规则的变化降低了这些要求，但环保局已经并预计将发布额外的拟议法规，以回应拜登政府发布的行政命令。其他额外的规定可能还会出台。同样，美国土地管理局(BLM)已提议暂停并修订2016年的一项规则，该规则涉及公共土地上石油和天然气生产中甲烷排放、燃烧和泄漏，该规则曾受到多个西部州和能源公司的挑战。2018年9月，BLM发布了一份最终规则，修订或废除了2016年规则的某些条款。2018年的规则在联邦法院受到了挑战，并于2020年被撤销，但法院暂停了2018年的规则的无效，允许对2016年规则的挑战继续进行。BLM没有为2016年的规定辩护，它被腾出了。这一决定可能会被进一步上诉，最终结果仍不确定。2022年11月, BLM提出了一项新规则，将建立旨在减少甲烷废物的新要求。由于我们所有的石油和天然气生产都在美国，已经或可能通过的限制或减少温室气体排放的法律或法规可能会要求我们招致大幅增加的运营成本，并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。此外，国际社会已经并将继续作出努力，争取通过解决全球气候变化问题的国际条约或议定书。最近一次是在2015年，美国参加了联合国气候变化会议，这导致了《巴黎协定》的制定。《巴黎协定》要求批准国每五年审查一次设定温室气体减排目标的国家自主贡献的雄心壮志，并将其视为一种进步。美国于2016年4月22日签署了《巴黎协定》；尽管特朗普政府提供了退出《巴黎协定》意向的通知，但拜登政府已经恢复了美国的参与。此外，美国通过联合国气候变化会议在温室气体排放方面做出了额外的承诺，包括减少甲烷排放。很难预测政府未来采取任何行动的时机和确定性，以及对我们运作的影响。未来为应对气候变化而通过的立法或法规也可能使我们的产品或多或少比竞争对手的能源更受欢迎。然而，我们预计对我们业务的影响不会与其他从事石油和天然气勘探和生产活动的类似公司有实质性不同。
2010年，BLM开始实施拟议的石油和天然气租赁改革，该改革将增加环境审查要求，预计将产生减少可供租赁的新联邦土地数量的效果，增加对可用地块的竞争和成本。这一租赁改革倡议已被2018年1月31日的BLM新政策取代，预计该政策将取消根据
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2010年倡议和简化租赁流程。此外，2017年12月28日，BLM废除了BLM在2015年通过的一项关于在联邦土地上进行水力压裂的规定。2015年的规定将要求增加油井完整性测试，提高对流体管理的要求，并披露压裂过程中使用的化学品。拜登政府发布了一项行政命令，暂停新的石油和天然气租赁以及美国公共土地和近海水域的钻探许可，直到内政部长对联邦石油和天然气许可和租赁做法进行全面审查和重新考虑。可能会采取进一步的行动。由于持续的监管和法律不确定性，我们无法预测这些变化将对我们的运营产生什么影响，尽管预计这些变化未来将对联邦土地上的石油和天然气租赁施加更多限制。我们预计，对我们业务的影响将类似于参与石油和天然气勘探和生产活动的其他类似情况的公司。
环境法律和法规的这种变化导致更严格和成本更高的报告，或废物处理、储存、运输、处置或清理活动，可能会对能源行业的公司产生重大影响。通过进一步规范石油和天然气生产排放的新法规可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和前景产生不利影响，通过新的法律或法规可能会对其他行业的温室气体排放征收税收或其他成本，这可能会导致天然气消费和需求的变化。如果我们不遵守适用于石油和天然气生产的任何此类新法律和法规，我们还可能受到行政、民事和/或刑事处罚。
规范石油、天然气勘探生产。我们的勘探和生产业务受到联邦、州和地方各级的各种监管。这些规定包括要求获得钻井许可证和钻探保证金，规范钻井地点、钻井和套井的方法，以及地面使用和恢复钻井所依据的属性。许多州也有涉及保护问题的法规或条例，包括规定石油和天然气资产的统一或汇集，确定油井和天然气井的最高产量，以及对这类井的间距、封堵和废弃进行监管。一些州的法律限制了从我们的财产中生产石油和天然气的速度。也有可能某些州可能会增加监管活动，以应对不断变化的联邦法规或政策。
州政府的规定。大多数州对石油和天然气的生产和销售进行监管，包括获得钻探许可的要求、开发新油田的方法、油井的间距和运营以及防止石油和天然气资源的浪费。油井和天然气井允许的最大日产量可根据市场需求或节约或两者兼而有之地确定，可对产量进行调整。
办公和运营设施
我们的行政办公室位于德克萨斯州弗里斯科市城乡大道5300号，Suite500，邮编：75034，电话号码是(97268800)。我们在德克萨斯州弗里斯科租赁办公空间，占地66,382平方英尺。本租约将于2024年12月31日到期。我们还在德克萨斯州的迦太基、富兰克林、纳科多奇、马歇尔、马奎兹和田纳西殖民地以及路易斯安那州的博西尔市、大甘蔗、格林伍德、荷马、曼斯菲尔德和洛根斯波特附近拥有生产办公室和管道设施。
人力资本
截至2022年12月31日，我们拥有244名员工，并为我们的某些钻井、完井和生产业务使用了合同员工。我们寻求吸引一支合格和多样化的劳动力队伍，并保持强有力的非歧视和反骚扰政策。
员工、承包商和社区的安全是我们的核心商业价值，为了实现我们卓越运营和无伤害工作场所的目标，我们保持着强大的健康和安全管理体系。该框架包括概述我们如何开展工作的政策和程序，吸引员工并推动积极主动的安全文化的计划，帮助确保我们的员工拥有安全工作知识的员工培训，为明确定义的交付成果和责任设定目标和目标，以及使用关键绩效指标和记分卡的数据收集对结果进行定期审计和检查，以衡量我们的成功并制定改进战略。
我们利用第三方承包商管理服务，确保以一致的方式使我们的期望与参与我们运营的所有第三方保持一致。我们通过承包商入职和持续的审计过程，使我们的承包商对最高的绩效标准负责。

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董事及行政人员
下表列出了有关我们的高管和董事的某些信息。
名字在公司的职位年龄
M·杰·艾利森首席执行官兼董事会主席67
罗兰·O·伯恩斯董事首席财务官、秘书总裁62
Daniel·S·哈里森首席运营官59
帕特里克·H·麦克高夫运营部总裁副局长42
罗纳德·E·米尔斯财务与投资者关系部总裁副主任50
Daniel·K·普雷斯利总裁副主计长兼财务主管62
拉雷·L·桑德斯地产界副总裁60
布赖恩·C·克劳特财务报告副主任总裁48
克利福德·D·纽威尔企业发展部副部长兼首席商务官总裁44
伊丽莎白·B·戴维斯董事60
莫里斯·E·福斯特董事80
吉姆·L·特纳董事77
下面是每个担任过高管或董事的人的简短传记。
行政人员
M·杰·艾利森自1988年以来一直担任我们的首席执行官。艾利森先生于1997年当选为董事会主席，并自1987年以来一直是董事的成员。1988年至2013年，艾利森先生担任我们的总裁。1981年至1987年，他在德克萨斯州米德兰的Lynch，Cappell&Alsup律师事务所担任石油和天然气执业律师。他分别于1978年、1980年和1981年在贝勒大学获得学士、硕士和法学博士学位。
罗兰·O·伯恩斯总裁自2013年起担任我们的首席财务官，自1990年起担任首席财务官，1991年起任董事秘书，1999年起加入董事。伯恩斯先生于1994年至2013年担任我们的高级副总裁，并于1990年至2013年担任财务主管。从1982年到1990年，伯恩斯受雇于公共会计师事务所安达信。在安达信任职期间，伯恩斯主要从事该公司的石油和天然气审计业务。伯恩斯先生于1982年在密西西比大学获得学士和硕士学位，是一名注册公共会计师。
Daniel·S·哈里森于2019年7月成为我们的首席运营官，担任 总裁副运营自2017年起。哈里森先生自2008年以来一直在我们公司工作，并在此期间担任过各种工程和运营管理职位，职责越来越大。在加入我们之前，哈里森先生于2005年至2008年在Cimarex能源公司担任运营工程师。在2005年之前，他曾在几家独立的石油和天然气勘探开发公司担任各种石油工程运营管理职位。哈里森先生于1985年在路易斯安那州立大学获得石油工程学士学位。
帕特里克·H·麦克高夫在我们收购柯维帕克能源有限责任公司后，于2019年7月成为我们的运营副总裁总裁。他于2018年8月加入柯维公园，担任运营副总裁，负责钻井、完井和生产运营与工程。在进入Covey Park之前，McGough先生在Brammer Engineering担任过重要的钻井、完井和生产工程师。McGough先生于2003年获得路易斯安那理工大学化学工程理学学士学位，并于2010年获得路易斯安那百年学院MBA学位。
罗纳德·E·米尔斯2019年8月成为我们的财务和投资者关系部副总裁。在加入我们之前，Mills先生是一名股票会员和高级分析师，负责强生赖斯公司的勘探和生产公司。米尔斯于1995年8月加入约翰逊·赖斯。Mills先生分别于1994年和1995年在杜兰大学获得经济学学士学位和工商管理硕士学位。
Daniel·K·普雷斯利自2013年以来一直担任我们的财务主管。普雷斯利先生自1989年以来一直在我们公司工作，他自1997年和1991年以来一直担任我们的副会计和财务总监总裁。在加入我们之前，普雷斯利先生在包括Ambrit Energy，Inc.在内的几家独立石油和天然气公司拥有六年的工作经验。在此之前，普雷斯利先生在会计师事务所B.D.O.Seidman工作了两年半。普雷斯利先生于1983年在德克萨斯农工大学获得工商管理学士学位。
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拉雷·L·桑德斯自2014年以来，一直担任我们的置地副董事长总裁。桑德斯女士自1995年以来一直在我们公司工作。自2007年以来，她一直担任土地经理，并在我们所有积极的开发计划和重大收购中发挥了重要作用。在加入我们之前，Sanders女士曾在Bridge Oil Company和Kaiser-Francis Oil Company以及其他独立勘探和生产公司任职。桑德斯女士是一名注册专业兰德曼律师，拥有43年的从业经验。1990年，她成为美国第一位注册专业租赁和职称分析师。
布赖恩·C·克劳特2021年6月成为我们的财务报告部副总裁。CLaunch先生于2020年6月加入本公司，担任财务报告董事。在加入康姆斯托克之前，CLaunch先生在Guidon Energy担任财务报告部门的董事主管，并在先锋自然资源公司担任财务总监。他于1999年在德克萨斯大学阿灵顿分校获得工商管理学士和会计学硕士学位，是一名注册公共会计师。
克利福德·D·纽威尔2022年12月成为我们的企业发展副总裁兼首席商务官总裁。纽威尔先生在中游能源行业拥有超过15年的商业、营销和运营经验。在加入我们之前，Newell先生在TraceMidstream、Blue Mountain Midstream和PennTex Midstream担任商务副总裁总裁，负责生产商关系、业务发展、项目管理、日程安排和营销。他分别于2006年和2013年在路易斯安那州百年学院获得经济学工商管理学士学位和法学学士学位，并获得工商管理行政硕士学位。2015年，他还获得了塔尔萨大学的能源商业硕士学位。
外部董事
伊丽莎白·B·戴维斯自2014年以来一直充当董事的角色。戴维斯博士目前是福曼大学的总裁。戴维斯博士在2014年7月之前担任贝勒大学常务副校长兼教务长，并在2008年至2010年间担任临时教务长。在被任命为教务长之前，她是贝勒大学汉卡默商学院的会计学教授，并在那里担任本科生项目副院长和会计与商法系代理主任。在加入贝勒大学之前，她于1984至1987年间在公共会计公司Arthur Andersen工作。
莫里斯·E·福斯特自2017年以来一直作为董事。莫礼时先生在埃克森美孚集团供职40多年后，于2008年从埃克森美孚公司副总裁总裁和埃克森美孚采油公司总裁的职位上退休。福斯特先生于1995年被任命为高级副总裁，负责美国埃克森美孚公司的上游业务，在此之前，他曾在国内以及英国和马来西亚担任过许多生产工程和管理职务。1998年，福斯特先生被任命为埃克森美孚上游开发公司的总裁，1999年埃克森美孚和美孚合并后，他被任命为埃克森美孚开发公司的总裁。2004年，福斯特先生被任命为埃克森美孚采油公司的总裁，该部门负责埃克森美孚上游油气勘探和生产业务，并被任命为埃克森美孚公司的总裁副总经理。福斯特先生目前担任房地产控股公司Stagecoach Properties Inc.的董事长，该公司在德克萨斯州的萨拉多、休斯顿的College Station和加利福尼亚州的卡梅尔拥有物业，并是德克萨斯农工大学董事会的成员。此外，福斯特先生目前是斯科特&怀特医学研究所的董事会成员。
吉姆·L·特纳自2014年以来一直充当董事的角色。特纳先生目前担任特纳控股有限责任公司的董事长和JLT汽车公司的首席执行官。从1999年胡椒博士/七喜装瓶集团成立到2005年，特纳先生出售了该公司的股权，担任该公司的总裁和首席执行官。在此之前，特纳先生曾担任美国最大的私人拥有的独立瓶装公司特纳饮料集团的所有者/董事长兼首席执行官。特纳先生是前主席，目前在贝勒·斯科特和怀特健康公司的董事会任职，这是得克萨斯州最大的非营利性医疗保健系统，他还担任该公司的财务委员会主席和执行委员会成员。他是皇冠控股的董事成员，还担任薪酬委员会主席和提名与治理委员会成员。他是INSURICA的董事会成员，INSURICA是一家全方位服务的保险机构。特纳先生是迪恩食品公司的前董事长，他还担任过该公司的薪酬委员会主席。
可用信息
我们根据1934年证券交易法向美国证券交易委员会提交年度、季度和当前报告、委托书和其他文件。美国证券交易委员会维护着一个网站，其中包含以电子方式提交给美国证券交易委员会的报告、委托书和信息声明以及其他信息。公众可以在www.sec.gov上获得我们向美国证券交易委员会提交的任何文件。我们还会在我们向美国证券交易委员会提交或提供这些材料后，在合理可行的范围内尽快在我们的网站上免费提供我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及根据交易法第13(A)节提交或提供的报告(如果适用)的修正案。
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第1A项。风险因素
您应仔细考虑以下重大风险因素以及本报告中包含或引用的其他信息，因为这些重要因素可能会导致我们的实际结果与我们的预期或历史结果不同。不可能预测或识别所有这些因素。因此，您不应将任何此类清单视为我们所有潜在风险或不确定性的完整陈述。根据我们目前已知的信息，我们认为以下信息确定了影响我们的大多数重大风险因素，但以下风险和不确定因素并不是与我们的业务相关的唯一风险和不确定性，不一定按其重要性顺序列出。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定性也可能对我们的业务产生不利影响。
天然气价格长期低迷将对我们的业务、财务状况、现金流、流动性、经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
我们的业务严重依赖于天然气的价格和需求。从历史上看，天然气价格一直波动较大，未来可能还会继续波动。我们收到的天然气生产价格取决于许多我们无法控制的因素，包括以下因素：
•国内外天然气供应情况；
•天气状况；
•天然气出口价格和数量；
•其他天然气生产国的政治条件和事件，包括禁运和其他持续的军事行动，以及恐怖主义或破坏行为；
•国内政府的法规、立法和政策；
•全球天然气库存水平；
•影响能源消耗的技术进步；
•替代燃料的价格和可获得性；以及
•整体经济状况。
天然气价格下降将对以下方面产生不利影响：
•我们的收入、盈利能力和运营现金流；
•我国已探明天然气储量的价值；
•我们某些钻探前景的经济可行性；
•我们的借贷能力；以及
•我们获得额外资本的能力。
我们未来的产量和收入取决于我们取代储备的能力。
我们未来的产量和收入取决于我们发现、开发或获得经济上可开采的额外天然气储量的能力。我们的已探明储量一般会随着储量的耗尽而下降，除非我们成功进行钻探活动或收购含有已探明储量的物业，或两者兼而有之。为了增加储量和产量，我们必须继续我们的收购和钻探活动。我们不能向您保证，我们将有足够的资本资源进行收购和钻探活动，或我们的收购和钻探活动将带来大量额外储量，或我们将继续成功地以较低的发现和开发成本钻探生产井。此外，虽然如果当前石油和天然气价格大幅上涨，我们的收入可能会增加，但我们寻找额外储量的成本也可能会增加。
大量勘探和开发活动可能需要大量外部资本，这可能会稀释我们普通股的价值，并限制我们的活动。此外，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能会限制我们未来的商业机会，并导致我们的石油和天然气储量下降。
我们预计将在天然气储量的收购、勘探和开发方面投入大量资金。为了为这些活动提供资金，我们可能需要通过发行债务或股权证券、出售非战略性资产或其他方式大幅改变或增加我们的资本。增发股本证券可能会对我们普通股的价值产生稀释效应，考虑到目前金融市场的波动，按我们可以接受的条款可能是不可能的。发行额外债务可能需要我们的运营现金流的一部分用于支付债务利息，从而降低我们使用现金流为营运资本、资本支出、收购、股息和一般公司要求提供资金的能力，这可能使我们相对于其他竞争对手处于竞争劣势。我们来自运营和获得资本的现金流受许多变量的影响，包括：
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•我们估计的已探明储量；
•我们现有油井能够生产的天然气水平；
•我们从生产的天然气中提取天然气液体的能力；
•天然气液体和天然气的销售价格；以及
•我们获得、定位和生产新储量的能力。
如果我们的收入因天然气价格下降、经营困难或储量下降而减少，我们获得进行或完成未来勘探和开发计划所需的资本以及寻求其他机会的能力可能会受到限制，这可能会导致我们与勘探和开发我们的前景相关的业务减少，进而可能导致我们的石油和天然气储量下降。
我们决定钻探的前景可能无法以商业上可行的数量或数量生产天然气，以满足我们的目标回报率和坚定的运输承诺。
勘探是指我们拥有权益或拥有经营权的财产，根据现有的地震和地质信息，我们的地球科学家认为这是潜在石油或天然气的指示。我们的前景正处于不同的评估阶段，从随时可以钻探的前景到需要大量额外评估和解释的前景。在钻探和测试之前，无法预测任何特定的勘探是否会产生足够数量的石油或天然气，以收回钻井或完井成本，或者在经济上是可行的。使用地震数据和其他技术，以及对同一地区的生产油田进行研究，将不能使我们在钻探之前确定是否存在石油或天然气，或者如果存在，是否存在商业数量的石油或天然气。我们使用其他油井、更全面勘探的前景和/或生产油田的数据进行的分析，可能无法预测与我们的钻探前景相关的特征和潜在储量。如果我们钻探更多不成功的井，我们的钻探成功率可能会下降，我们可能无法实现目标回报率。此外，钻探不成功可能会影响我们履行坚定的运输承诺的能力。
我们的运营可能会因遵守环境法律法规而承担重大责任。
我们受到严格的联邦、州和地方法律的约束。除其他事项外，这些法律规定了勘探、钻井和生产作业许可证的发放、可能排放到环境中的物质的数量和类型、废物的排放和处置、受污染场地的补救以及水井、场地和设施的开垦和废弃。许多政府部门颁布规则和条例来实施和执行这类法律，这些法律往往难以遵守，成本高昂，如果不遵守，将面临重大的民事甚至刑事处罚。这些环境法律法规给石油和天然气行业带来的监管负担增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力。
多年来，环境法律和法规经常发生变化，实施更严格的要求或新的监管方案，如碳“总量管制和交易”或定价计划，可能会对我们的资本支出、收益或竞争地位产生重大不利影响，包括暂停或停止在受影响地区的运营。
我们可能会面临与气候变化相关的物质和金融风险。
气候变化可能会给我们的业务带来物质和财务风险。能源需求随着天气条件的变化而变化。气候变化可能影响天气状况的程度，能源使用可能增加或减少，取决于任何变化的持续时间和幅度。天气变化导致的能源使用增加可能需要我们投资更多的基础设施来满足日益增长的需求。天气变化导致的能源使用减少可能会通过收入减少来影响我们的财务状况。极端天气条件通常需要更多的设备冗余，增加了成本，并可能增加交付中断的风险。
此外，许多气候模型表明，全球变暖可能导致海平面上升，天气事件的频率和严重程度增加，这可能导致我们在恶劣天气地区的资产的保险成本上升，或可用保险范围减少。这些与气候有关的变化可能会损害我们的有形资产，特别是位于沿海和河岸附近低洼地区的业务，以及位于飓风易发和易下雨地区的设施。极端天气事件的频率增加到一定程度，这可能会增加我们生产产品的成本。我们可能无法将更高的成本转嫁给我们的客户，也无法收回与缓解这些实物风险相关的所有成本。
与气候变化和/或温室气体相关的法规也可能减少对我们产品的需求，或增加我们的运营和钻探成本。根据温室气体排放与气候变化之间的联系，我们的业务还可能受到针对排放温室气体的公司提起诉讼的可能性的影响。在一定程度上，金融市场将气候变化和温室气体排放视为一种金融风险，这可能会对我们的资金成本和获得机会产生负面影响。
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对我们的环境、社会和治理实践的日益严格的审查和利益相关者对我们的期望的变化可能会给我们带来额外的成本，或者使我们面临新的或额外的风险。
所有行业的公司都面临着与其环境、社会和治理(ESG)实践相关的利益相关者日益严格的审查。投资者权益倡导团体、某些机构投资者、投资基金和其他有影响力的投资者也越来越关注ESG做法，近年来也越来越重视其投资的影响和社会成本。无论行业如何，投资者对ESG和类似问题的关注和行动日益增加，可能会阻碍获得资本，因为投资者可能会因为他们对公司ESG实践的评估而决定重新配置资本或不投入资本。不适应或不遵守投资者或其他利益相关者的期望和标准的公司，无论是否有法律要求这样做，都可能遭受声誉损害，这种公司的业务、财务状况和/或股票价格可能受到实质性和不利的影响。
我们面临着来自股东的压力，他们越来越关注气候变化，要求优先考虑可持续能源实践，减少我们的碳足迹，促进可持续发展。我们的股东可能会要求我们实施新的ESG程序或标准，以便继续与我们接触，继续对我们进行投资，或在他们可能对我们进行进一步投资之前。此外，如果我们的ESG程序或标准不符合某些客户设定的标准，我们可能面临声誉方面的挑战。我们采用了我们网站上强调的某些做法和指标，包括关于空气排放、土地使用、环境、健康和安全管理以及公司治理的做法和指标。然而，我们的股东可能对我们的可持续性努力或采用它们的速度不满意。如果我们没有达到股东的期望，我们的业务、获得资本的能力和/或我们的股票价格可能会受到损害。
此外，与全球社会和政治环境有关的对石油和天然气行业的不利影响，包括气候变化导致的不确定性或不稳定、政治领导层和环境政策的变化、地缘政治-社会对化石燃料和可再生能源看法的变化、对气候变化对环境影响的担忧以及投资者对ESG问题的预期，也可能对我们的产品需求产生不利影响。对石油和天然气行业的任何长期重大不利影响都可能对我们的业务产生重大的财务和运营不利影响。
上述任何情况的发生都可能对我们的股票价格以及我们的业务和财务状况产生重大不利影响。
我们将收购作为我们增长战略的一部分，此类收购存在相关风险。
我们的增长在一定程度上归功于对生产物业和公司的收购。最近，我们一直专注于为我们的钻探计划获得土地。我们预计将继续评估，并在适当的情况下，以我们认为有利的条款寻求收购机会。然而，我们不能向您保证，未来将确定合适的收购候选者，或者我们将能够以有利的条件为此类收购提供资金。此外，我们与其他公司竞争收购，我们不能向您保证我们将成功收购任何重大财产权益。此外，我们不能向您保证，我们未来的收购将成功地整合到我们的业务中，或将增加我们的利润。
要成功收购生产型物业，需要对许多我们无法控制的因素进行评估，包括但不限于：
•可采储量；
•勘探潜力；
•未来天然气价格；
•营运成本；以及
•潜在的环境和其他责任。
关于此类评估，我们对我们认为与行业实践大体一致的主题属性进行审查。由此产生的评估是不准确的，其准确性不确定，这样的审查可能不会揭示所有现有的或潜在的问题，也不一定允许我们足够熟悉这些物业，以充分评估它们的优点和不足。不一定对每一口井都进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到结构和环境问题。
此外，重大收购可能会改变我们业务和业务的性质，这取决于收购物业的性质，这些物业在运营和地质特征或地理位置上可能与我们现有的物业有很大不同。虽然我们目前的业务主要集中在德克萨斯州和路易斯安那州，但我们可能会寻求收购或购买位于其他地理区域的物业。
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市场条件或运营障碍可能会阻碍我们进入天然气市场或推迟我们的生产。
市场状况或无法获得令人满意的天然气运输安排可能会阻碍我们进入天然气市场或推迟我们的生产。本港的天然气生产能否有现成的市场，视乎多项因素而定，包括天然气的供求情况，以及储气库是否接近管道和加工设施。我们销售产品的能力在很大程度上取决于收集系统、管道和加工设施的可用性和能力，在某些情况下，这些设施可能由第三方拥有和运营。如果我们不能以可接受的条件获得此类服务，可能会对我们的业务造成严重损害。由于缺乏市场需求，或者由于管道或收集系统能力不足或不可用，我们可能被要求关闭油井。如果发生这种情况，那么我们将无法实现这些油井的收入，直到我们的产品被安排向市场交付。
我们的偿债要求可能会对我们的运营产生不利影响，并限制我们的增长。
截至2022年12月31日，我们的本金债务为22亿美元。
我们的未偿债务具有重要后果，包括但不限于：
•我们的运营现金流的一部分需要用来偿还债务；
•我们借入额外款项作资本开支(包括收购)或其他用途的能力有限；及
•我们的债务限额：(I)我们把握重大商机的能力；(Ii)我们为市况变化作出规划或作出反应的灵活性；及(Iii)我们承受竞争压力和经济衰退的能力。
未来的收购或开发活动可能需要我们大幅改变我们的资本结构。这些资本化的变化可能会显著增加我们的债务。此外，我们履行偿债义务和减少总债务的能力将取决于我们未来的表现，这将受到一般经济状况以及影响我们运营的财务、商业和其他因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。如果我们无法偿还债务和履行其他承诺，我们将被要求采取一种或多种替代方案，例如对我们的债务进行再融资或重组、出售重大资产或寻求筹集额外的债务或股本。我们不能向您保证，这些行动中的任何一项都可以及时或以令人满意的条款实施，或者这些行动将使我们能够继续满足我们的资本要求。
我们的债务协议包含许多重要的公约。这些公约限制了我们的能力，其中包括：
•借更多的钱；
•合并、合并或处置资产；
•进行某些类型的投资；
•与我们的关联公司进行交易；以及
•支付红利。
如果我们不遵守这些契约中的任何一项，可能会导致我们的银行信贷安排和管理我们未偿还票据的契约违约。如果不免除违约，可能会导致我们的债务加速，在这种情况下，债务将立即到期并支付。如果发生这种情况，考虑到信贷市场的现状，我们可能无法偿还债务，也无法借入足够的资金为其再融资。即使有新的融资，也可能不是我们可以接受的条款。
遵守这些公约可能会导致我们采取我们本来不会采取的行动，或者不采取我们本来会采取的行动。
我们的业务涉及许多不确定性和经营风险，这些不确定性和经营风险可能会阻碍我们实现利润，并可能造成重大损失。
我们的成功取决于我们勘探和开发活动的成功。勘探活动涉及许多风险，包括不会发现具有商业生产价值的天然气储量的风险。此外，这些活动可能因为许多原因而不成功，包括天气、成本超支、设备短缺和机械故障。此外，成功钻探一口天然气井并不能确保我们的投资实现盈利。各种因素，包括地质因素和市场因素，都可能导致一口井变得不经济，或者只是略微经济。除了成本之外，不成功的油井还会损害我们更换产量和储量的努力。

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我们的业务涉及各种经营风险，包括：
•异常或意想不到的地质构造；
•火灾；
•爆炸声；
•井喷和表面凹陷；
•天然气和地层水无法控制的流动；
•自然灾害，如飓风、热带风暴等恶劣天气条件；
•管道、水泥或管道故障；
•套管坍塌；
•机械故障，如油田钻井和维修工具丢失或卡住；
•异常压力的地层；以及
•环境危害，如天然气泄漏、石油泄漏、管道破裂和有毒气体排放。
如果我们遇到任何上述运营风险，我们的钻井、收集系统和加工设施可能会受到影响，这可能会对我们进行运营的能力造成不利影响。
我们还可能因以下原因而蒙受重大损失：
•造成人员伤亡的；
•严重损坏和毁坏财产、自然资源和设备；
•污染和其他环境破坏；
•清理责任；
•监管调查和处罚；
•暂停我们的业务；以及
•维修以恢复运营。
我们为“突发和意外”事故投保，这可能包括上述风险的一部分，但不是全部。最重要的是，我们承保的保险不包括上述在一段持续时间内发生的风险。此外，不能保证将继续提供此类保险来支付所有此类费用，也不能保证此类保险将以值得购买的成本提供。重大事件的发生，如果没有得到充分的保险或赔偿，可能会对我们的财务状况和经营结果产生重大不利影响。
我们的信息和计算机系统的丢失可能会对我们的业务造成不利影响。
我们严重依赖我们的信息系统和基于计算机的程序，包括我们的油井作业信息、地震数据、电子数据处理和会计数据。如果这些程序或系统中的任何一个出现故障或在我们的硬件或软件网络基础设施中产生错误信息，可能的后果包括失去我们的通信链路，我们无法找到、生产、加工和销售石油和天然气，以及无法自动处理商业交易或从事类似的自动化或计算机化的商业活动。这些后果中的任何一个都可能对我们的业务产生实质性影响。
我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁和其他中断。
作为一家石油和天然气生产商，我们面临着各种安全威胁，包括未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁，对我们员工安全的威胁，对我们设施和基础设施或第三方设施和基础设施的安全或运营的威胁，如加工厂和管道，以及恐怖主义行为的威胁。尤其是网络安全攻击正在演变，包括但不限于恶意软件、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。虽然我们利用各种程序和控制措施来监测和防范这些威胁，并减少我们对这些威胁的暴露，但不能保证这些程序和控制措施足以防止安全威胁成为现实。如果这些事件中的任何一项成为现实，无论是对公司还是我们所依赖的第三方来说，都可能导致对我们的运营至关重要的敏感信息、关键基础设施、人员或能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。
我们受到广泛的政府法律法规的约束，这些法规可能会对做生意的成本、方式或可行性产生不利影响。
我们的业务和设施受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，涉及石油和天然气的勘探、开发、生产和运输，以及其安全运营。未来的法律或法规，对现有法律和法规的解释的不利变化，或我们未能遵守现有的法律
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要求可能会损害我们的业务、运营结果和财务状况。我们可能被要求进行巨额和意想不到的资本支出，以遵守目前和未来的政府法律和法规，例如：
•租约许可证限制；
•钻探债券和其他财务责任要求，如塞入和放弃债券；
•井距；
•财产的单位化和集团化；
•安全预防措施；
•监管要求；以及
•税收。
根据这些法律和法规，我们可能承担以下责任：
•人身伤害；
•财产和自然资源损害；
•良好的填海成本；以及
•政府制裁，如罚款和处罚。
由于监管要求或限制，我们的运营可能会显著延迟或缩减，我们的运营成本可能会大幅增加。此外，拜登政府已经并预计将对适用的法规做出更多修改，在每一种情况下，我们都预计修改将比上届政府更加严格。也有与应对不断变化的法规和政策相关的成本，无论这些法规是严格的还是不严格的。因此，不能保证未来不会发生材料成本和债务。
我们的套期保值交易可能会导致财务损失或减少我们的收入。如果我们对很大一部分预期产量进行了对冲，而我们的实际产量低于我们的预期，或者商品和服务的成本增加，我们的盈利能力将受到不利影响。
为了实现更可预测的现金流，并减少我们对天然气价格不利波动的风险敞口，我们已经并可能继续就我们预期的某些天然气产量进行对冲交易。这些交易可能导致已实现和未实现的套期保值损失。此外，这些对冲可能不足以保护我们免受天然气价格持续和长期下跌的影响。如果天然气价格维持在当前水平或进一步下跌，我们将无法在目前的对冲水平上对冲未来的产量，我们的运营业绩和财务状况将受到负面影响。
我们大宗商品价格敞口的程度在很大程度上与我们衍生品活动的有效性和范围有关。例如，我们使用的衍生工具主要基于NYMEX期货价格，这可能与我们在运营中实现的实际天然气价格有很大差异。此外，我们采取了一项政策，要求，我们的循环信贷安排也要求我们进行仅与我们预期产量的一部分相关的衍生品交易，因此，我们将继续对这些衍生品金融工具未涵盖的部分产量进行直接大宗商品价格风险敞口。
我们未来的实际产量可能显著高于或低于我们在进行衍生品交易时的估计。如果我们未来的实际产量高于我们的估计，我们的大宗商品价格敞口将比我们预期的更大。如果我们未来的实际产量低于受制于我们的衍生金融工具的名义金额，我们可能被迫满足我们的全部或部分衍生品交易，而没有我们出售或购买基础实物商品的现金流的好处，导致我们的盈利能力和流动性大幅下降。由于这些因素，我们的衍生品活动在降低现金流波动性方面可能并不像我们预期的那样有效，在某些情况下，实际上可能会增加我们现金流的波动性。
此外，我们的套期保值交易面临以下风险：
•由于这些交易，我们在获得天然气价格上涨的全部好处方面可能受到限制；
•交易对手不得履行适用的衍生金融工具规定的义务，也不得寻求破产保护；
•衍生工具中的基础商品价格与实际收到的价格之间的预期差额可能会发生变化；以及
•我们采取的监管衍生金融工具的步骤可能无法发现和防止违反我们的风险管理政策和程序，特别是在涉及欺诈或其他故意不当行为的情况下。
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项目1B。未解决的员工意见
没有。
第三项。法律程序
我们不参与管理层认为会对我们的综合经营业绩或财务状况产生重大不利影响的任何法律程序。
第四项。煤矿安全信息披露
不适用。
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
我们的普通股在纽约证券交易所挂牌交易，代码为“CRK”。截至2023年2月16日，我们有277,510,165股普通股流通股，由162名登记持有者持有。2022年11月1日，从2022年第四季度开始，我们恢复了普通股每股12.5美分的季度现金股息。我们于2022年12月15日对普通股支付了现金股息，导致支付的股息总额为3470万美元。我们目前打算在未来继续向我们普通股的持有者支付股息。然而，未来股息的宣布和支付将由董事会酌情决定，并将取决于我们的运营结果、资本要求、我们的财务状况以及我们的董事会可能认为相关的其他因素。
股东回报绩效
下图将截至2022年12月31日的五年内我们普通股累计股东总回报的年度百分比变化与同期纽约证券交易所指数和SPDR标准普尔石油天然气勘探和生产ETF的累计回报进行了比较。该图假设在2017年的最后一个交易日投资了100.00美元，并将股息(如果有的话)进行了再投资。
五年累计总回报比较(1)
在Comstock中，NYSE综合指数和标准普尔油气勘探和生产ETF指数
截至12月31日，
总回报分析201720182019202020212022
康斯托克$100.00 $53.55 $97.28 $51.65 $95.63 $163.16 
纽约证券交易所综合指数$100.00 $91.05 $114.28 $122.26 $147.54 $133.75 
SPDR标普油气勘探与生产ETF$100.00 $71.90 $65.11 $41.41 $69.05 $100.37 
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/23194/000002319423000009/crk-20221231_g1.jpg
_______________
(1)以上图表中包含的数据被视为根据修订后的1934年《证券交易法》第18节提供且未提交，或受该节的责任约束。
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第7项。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
以下讨论和分析应与我们选定的历史综合财务数据和随附的综合财务报表以及本报告其他部分包括的这些财务报表的附注一起阅读。以下讨论包括反映我们的计划、估计和信念的前瞻性陈述。我们的实际结果可能与这些前瞻性陈述中讨论的结果大不相同。可能导致或导致这种差异的因素包括但不限于本报告下文和其他部分讨论的因素，特别是在“风险因素”和“关于前瞻性陈述的告诫”中。
概述
我们是一家独立的能源公司，在美国从事石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。我们的资产集中在路易斯安那州北部和得克萨斯州东部的海恩斯维尔和博西尔页岩，这是一个主要的天然气盆地，由于地理上靠近墨西哥湾沿岸天然气市场，具有优越的经济效益。我们拥有2393口生产油井和天然气井的权益(净额1464.7口)，我们运营着其中的1633口井。
我们使用成功努力会计方法，只允许资本化与开发已探明石油和天然气资产相关的成本以及与成功勘探活动相关的勘探成本。因此，我们的勘探成本包括我们获取用于勘探的地震数据所产生的成本、我们未能成功发现储量的未评估租赁权的减值以及我们钻探的未成功探井的成本。
我们通常在油井连接到第三方买家的管道或终端时，以当前的市场价格出售石油和天然气。我们已经与中游和管道公司达成了某些运输和处理协议，将我们生产的天然气的很大一部分输送到长途天然气管道。我们根据许多因素以不同的方式销售我们的产品，包括产品购买者的可用性、我们油井附近管道的可用性和成本、市场价格、管道限制和运营灵活性。因此，我们的收入严重依赖于天然气的价格和需求。天然气价格历来波动较大，未来可能仍会波动。
我们的运营成本通常由几个部分组成，包括现场人员成本、保险、维修和维护成本、生产用品、运营所用燃料、运输费、修井费以及州生产和从价税。
像所有石油和天然气勘探和生产公司一样，我们面临着更换储量的挑战。尽管过去我们通过成功的收购和钻探工作抵消了现有物业生产率下降的影响，但不能保证我们将能够通过未来的收购或钻探活动继续抵消产量下降或将产量保持在当前水平。
我们的运营和设施受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规与石油和天然气的勘探、开发、生产和运输以及运营安全有关。未来的法律或法规、对现有法律和法规的解释的任何不利变化或我们未能遵守现有的法律要求，都可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。适用的环境法规要求我们在生产停止后拆除我们的设备，封堵和废弃我们的油井，并补救我们的运营可能造成的任何环境破坏。堵塞和废弃我们的油气井以及拆除和拆除我们的生产设施的估计未来成本的现值包括在我们的未来废弃成本准备金中，截至2022年12月31日，这一准备金为2,910万美元。
近年来，石油和天然气的价格波动很大，但我们预计我们的天然气产量将会增加，前提是我们保持足够的开发计划，以抵消我们生产油井预期的产量下降。我们钻探活动的水平取决于天然气价格。如果我们无法用我们计划在2023年和未来期间钻探的新油井抵消产量下降，我们的生产量和我们经营活动的现金流可能不足以为我们的资本支出提供资金，因此，我们可能需要减少钻探活动或寻求额外的借款，这将导致我们在2023年和未来期间的利息支出增加。如果石油和天然气价格下跌，我们可能需要确认我们的石油和天然气资产的减值，因此，这些资产的预期未来现金流不足以恢复其账面价值。

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经营成果
截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较
我们截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度运营数据摘要如下：
截至十二月三十一日止的年度：
20222021
(除单位金额外，以千计)
净生产数据：
天然气(MMCF)500,616 489,274 
石油(MBbls)82 1,210 
天然气当量(MMcFe)501,107 496,534 
收入：
天然气销售$3,117,094 $1,775,768 
石油销售7,597 74,962 
天然气和石油销售总额$3,124,691 $1,850,730 
燃气服务$503,366 $— 
费用：
生产税和从价税$77,917 $49,141 
集散和运输$155,679 $130,940 
租赁经营$111,134 $103,467 
探索$8,287 $— 
燃气服务$465,044 $— 
平均售价：
天然气(按MCF计算)$6.23 $3.63 
油(每桶)$92.65 $61.95 
平均当量(Mcfe)$6.24 $3.73 
费用(每立方米$)：
生产税和从价税$0.16 $0.10 
集散和运输$0.31 $0.26 
租赁经营$0.22 $0.21 
天然气和石油销售。2022年天然气和石油销售额为31亿美元，比2021年的19亿美元增加了13亿美元，增幅为69%。这一增长主要是由于我们的天然气生产价格上涨和天然气产量增加所致。我们2022年的天然气产量为500.6 bcf(每天1.4bcf)，平均价格为每立方米6.23美元，而2021年的平均价格为489.3 bcf(每天1.3bcf)，平均价格为3.63美元。2021年10月，我们出售了巴肯页岩资产，这些资产占我们石油产量的大部分。
我们利用天然气和石油价格衍生金融工具来管理我们对天然气和石油价格变化的敞口，并保护我们钻探活动的投资回报。下表列出了我们的衍生金融工具现金结算影响前后的天然气和石油价格：
截至十二月三十一日止的年度：
20222021
已实现天然气平均价格：
天然气，按MCF计算$6.23 $3.63 
衍生品金融工具的现金结算，根据MCF(1.73)(0.84)
每MCF价格，包括衍生金融工具的现金结算$4.50 $2.79 
平均实现石油价格：
每桶原油$92.65 $61.95 
衍生金融工具的现金结算，按BBL— (6.67)
每桶价格，包括衍生金融工具的现金结算$92.65 $55.28 
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天然气服务收入。2022年天然气服务收入为5.034亿美元，包括从非关联第三方购买天然气用于转售的销售，以及从非关联第三方收到的天然气运输和处理服务费用。这些活动始于2022年，当时我们收购了一家管道和天然气处理厂，并有机会利用我们在北路易斯安那州的过剩运输能力。
生产税和从价税。我们的生产税和从价税从2021年的4910万美元增加到2022年的7790万美元，增幅为2880万美元(59%)。这一增长主要是由于2022年路易斯安那州天然气销售的增加和更高的生产税率。
集结和运输。集散和运输成本增加 $24.7 million (19%) 到2022年达到1.557亿美元，而2021年为1.309亿美元。这一增长是由于平均运输率上升，包括2022年期间用于运输天然气的燃料价值上升。
租赁运营费用。由于天然气产量增加，我们在2022年的租赁运营费用为1.111亿美元，比2021年的1.035亿美元高出770万美元或7%。我们2022年生产的租赁运营费用为每立方米0.22美元，与2021年每立方米0.21美元的费率相当。
燃气服务费。2022年期间，天然气服务支出为4.65亿美元，其中包括购买转售的独立第三方天然气的成本，以及2022年收购的管道和天然气处理厂的运营费用。
折旧、损耗和摊销费用(“DD&A”)。2022年，我们的DD&A支出从2021年的4.694亿美元增加到4.895亿美元，增幅为2010万美元(4%)，2022年我们生产的每相当MCF的DD&A支出为每立方米0.98美元，而2021年为每立方米0.95美元。DD&A比率的增加主要是由于2022年发生的钻探成本上升。
一般和行政费用。一般和行政费用，即扣除间接费用偿还后报告的净额，从2021年的3490万美元增加到2022年的3940万美元，主要原因是人员费用增加。2022年和2021年，包括在一般和行政费用中的股票薪酬分别为660万美元和680万美元。
出售资产所得(损)。我们报告了2022年出售资产的收益30万美元，这主要与出售某些非战略性、非运营的天然气和石油资产有关。我们报告了2021年出售资产的亏损1.621亿美元，这主要与我们在2021年11月剥离我们的巴肯页岩资产有关。
衍生金融工具。我们使用衍生金融工具作为价格风险管理计划的一部分，以保护我们从经营活动中产生的现金流。2022年，我们在衍生金融工具上的净亏损为6.625亿美元，而2021年为5.606亿美元。2022年，我们的石油和天然气价格风险管理计划的已实现净亏损为8.627亿美元，而2021年为4.199亿美元。我们确认2022年衍生金融工具的未实现收益为20020万美元，2021年的未实现亏损为1.409亿美元。
利息支出。利息支出是 2022年为1.711亿美元，而2021年为2.185亿美元。 利息支出包括我们优先票据溢价或折扣的摊销，以及与我们的未偿债务相关的债务发行成本摊销。2022年的非现金利息支出总额为1030万美元，而2021年为2170万美元。2022年利息支出的减少主要是由于我们的优先票据在2021年进行了再融资，优先票据于2022年5月和6月提前退役，以及偿还了我们的银行信贷安排下的借款。
提前偿还债务造成的损失。在2022年期间，我们注销了7.5%优先票据的本金2.44亿美元和6.75%优先票据的本金2610万美元。2021年，我们为7.5%的优先债券本金3.75亿美元和9.75%的优先债券本金16.5亿美元进行了再融资。由于支付的保费高于面值以及与退休和回购相关的成本，我们在2022年和2021年分别确认了提前偿还债务的损失4680万美元和3.526亿美元。
所得税。2022年和2021年，我们的所得税拨备分别为2.611亿美元和1140万美元。我们2022年的有效税率为19%，2021年的有效税率为(5%)，与联邦所得税21%的税率不同，这主要是因为我们对联邦和州净营业亏损结转和州所得税的估值津贴发生了变化。
净收入。我们报告了2022年普通股股东可获得的净收益为11亿美元，或每股稀释后收益为4.11美元，2021年普通股股东可获得的净亏损为2.592亿美元，或每股稀释后收益1.12美元。2022年的净收入主要是由于我们的天然气和石油销售增加。2022年运营收入增至23亿美元，而2021年为9.08亿美元。

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截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较
本公司于2022年2月17日向美国证券交易委员会提交的Form 10-K年度报告中的《管理层对财务状况及经营成果的讨论与分析》中包含了2021年未包括在本Form 10-K年报中的2021年项目讨论及与2020年的同比比较。
现金流、流动性与资本资源
现金流
下表汇总了现金和现金等价物的来源和用途：
截至十二月三十一日止的年度：
20222021
(单位：千)
现金和现金等价物的来源：
经营活动$1,698,388 $859,005 
出售资产的收益4,186 138,394 
发行新的优先票据— 2,222,500 
总计$1,702,574 $3,219,899 
现金和现金等价物的使用：
资本支出$1,101,869 $689,210 
优先票据的作废273,920 2,210,626 
银行信贷安排的偿还，扣除借款235,000 265,000 
普通股分红34,688 — 
优先股股息16,014 17,500 
发债成本10,839 35,604 
其他6,255 1,568 
总计$1,678,585 $3,219,508 
经营活动产生的现金流。我们经营活动提供的净现金从2021年的8.59亿美元增加到2022年的16.984亿美元，增幅为8.394亿美元(98%)。这一增长主要是由于2022年实现的天然气价格上涨。
出售资产所得收益。2022年，我们出售了某些非运营物业，净收益为410万美元。2021年，在扣除销售费用后，我们以1.384亿美元的价格出售了我们在巴肯页岩的非运营物业和其他某些物业。
发行新的优先票据和注销优先票据。2022年，我们以2.489亿美元的价格注销了2025年到期的所有7.5%的未偿还优先票据，其中包括超过面值450万美元的溢价，我们以2490万美元的价格注销了6.75%优先票据中的2610万美元本金。在2021年，我们发行了本金12.5亿美元，2029年到期的6.75%优先债券和本金9.65亿美元的5.875%优先债券，2030年到期。票据发售所得款项用于赎回20.25亿美元的未偿还优先票据本金21.981亿美元，包括高于面值支付的溢价和与收购要约有关的成本。

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资本支出。资本支出增加4.127亿美元，主要是由于2022年钻探、完井和收购活动增加。
下表汇总了我们的资本支出：
截至十二月三十一日止的年度：
20222021
(单位：千)
收购：
已证明的性质$500 $21,781 
未经证实的财产54,120 35,871 
勘探开发：
开发租赁成本13,727 12,953 
勘探钻井和完井成本63,520 6,966 
开发钻井和完井成本901,026 569,141 
其他开发成本53,693 39,168 
资产报废债务686 5,608 
总勘探开发1,087,272 691,488 
其他财产18,775 192 
资本支出总额$1,106,047 $691,680 
应计资本支出和其他方面的变化(37,561)3,138 
预付钻探成本34,069 — 
资产报废债务(686)(5,608)
现金资本支出总额$1,101,869 $689,210 
我们目前预计2023年将在我们的开发和勘探项目上花费约9.5亿至11.5亿美元，主要侧重于继续开发我们的海恩斯维尔/博西耶页岩资产，包括我们对我们西部海恩斯维尔地区的勘探和开发。我们还预计将在基础设施上花费7500万至1.25亿美元，包括升级我们的西海恩斯维尔管道和加工设施，以及其他开发成本。根据我们目前的运营计划，我们预计2023年将钻井67口水平井(净额50.5口)，并将69口井(净额49.2口)转为销售。该公司还预计在2023年额外花费2500万至3500万美元来收购种植面积。
普通股和优先股股息。2022年12月15日，我们支付了0.125美元的现金股息每股普通股。2022年11月30日，我们B系列可赎回可转换优先股的所有流通股都转换为43,750,000股普通股。
发债成本。 2022年，我们签订了一项新的五年期银行信贷安排，我们产生了与新的银行信贷安排相关的1080万美元的发行成本。2021年，我们产生了3,560万美元的债务发行成本，主要是由于我们发行了6.75%优先票据和5.875%优先票据。
流动性与资本资源
2022年11月15日，我们与作为行政代理的富国银行全国协会和其他参与银行签订了修订和重述的银行信贷安排。新信贷安排下的总承诺额为15亿美元，将于2027年11月15日到期。新的银行信贷安排下的借款受到借款基数的限制，最初设定的借款基数为20亿美元。借款基数每半年重新确定一次，并在发生某些其他事件时重新确定。银行信贷安排下的借款以吾等及其附属公司的几乎所有资产作抵押，并根据吾等的选择，按经调整的SOFR加1.75%至2.75%或备用基本利率加0.75%至1.75%的利率计息，每种情况均视乎借款基础的使用情况而定。我们还为借款基数中未使用的部分支付0.375%至0.5%的承诺费。截至2022年12月31日，没有未偿还的借款。银行信贷安排对我们和我们的子公司产生额外债务、支付现金股息、回购普通股、进行某些贷款、投资和资产剥离以及赎回优先票据的能力施加了一定的限制。唯一的金融契约是将杠杆率维持在3.5比1.0以下，调整后的流动比率至少为1.0比1.0。截至2022年12月31日，我们遵守了公约。
截至2022年12月31日，我们拥有16亿美元的流动性，其中包括15亿美元的银行信贷安排下未使用的借款能力，以及5470万美元的现金和现金等价物。我们的短期和长期资本需求
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主要包括为我们的开发和勘探活动、收购、合同债务的支付和偿债提供资金。
我们希望用未来的运营现金流为我们未来的开发和勘探活动提供资金。我们大多数资本支出的时间大多是可自由支配的。我们有相当大的灵活性，可在有需要时调整非经常开支的水平。如果我们的计划或假设改变或被证明是不准确的，我们可能被要求寻求额外的资本，包括债务或股权融资。我们预计将根据规模和时机为未来的收购提供资金，在可用的范围内，利用未来的运营现金流、我们银行信贷安排下的借款或其他债务或股权融资。债务或股权融资的可获得性和吸引力将取决于许多因素，其中一些因素将与我们的财务状况和业绩有关，而另一些因素将超出我们的控制，例如现行利率、石油和天然气价格以及其他市场状况。我们不能保证我们将能够获得这些资本，或者如果我们有这样的资本，我们将能够以可接受的条件获得它。
我们的合同义务主要包括天然气运输和收集合同以及钻井和完井合同。我们的天然气运输和收集合同将持续到2031年，根据这些合同，2023年的承诺额为5700万美元，2024年为5750万美元，2025年为4570万美元，2026年为4090万美元，2027年为4070万美元，之后的承诺额为1.243亿美元。钻井合同的条款因井而异，期限从不到一年到三年不等。钻探合同的现有承诺为2023年和2024年3490万美元，2025年3670万美元，2026年3190万美元和2027年180万美元。2021年和2022年，我们签订了两个天然气动力水力压裂船队的独家使用水力压裂服务协议。根据这些合同，2023年的承诺为3370万美元，2024年为3850万美元，2025年为2430万美元，2026年为470万美元。
联邦和州税收
截至2022年12月31日，我们有9.099亿美元的美国联邦净营业亏损结转，以及15亿美元的某些州净营业亏损结转。由于2018年8月控制权的变更，我们利用美国联邦净营业亏损(NOL)减少应税收入的能力有限。如果我们在2018年前NOL结转期到期前没有产生足够水平的应纳税所得额，那么我们将失去将这些NOL作为未来应纳税所得额抵销的能力。我们估计，美国联邦NOL结转中的7.662亿美元和估计的州NOL结转中的12亿美元将到期而未使用。
我们在2018年12月31日之后几年的联邦所得税申报单仍有待审查。我们在主要州所得税司法管辖区的所得税申报单在2018年12月31日之后的不同时期仍需接受审查。目前，我们正在与路易斯安那州进行审查，我们相信我们的重要申报头寸是高度确定的，我们所有其他重要的所得税申报头寸和扣除额将在审计后继续存在，或者最终决议不会对我们的合并财务报表产生实质性影响。因此，我们没有为不确定的税收状况建立任何重大准备金。
关键会计政策和估算
按照美国公认的会计原则编制财务报表，要求我们作出估计，并使用可能影响报告的资产、负债、收入或费用金额的假设。
成功的努力核算。我们被要求在可接受的会计政策中进行选择。对石油和天然气生产活动的核算有两种普遍接受的方法。全额成本法允许资本化与寻找石油和天然气储量有关的所有成本，包括某些一般和行政费用。成功努力法只允许资本化与开发已探明的石油和天然气资产相关的成本以及与成功勘探项目相关的勘探成本。当确定未发现具有商业价值的石油和天然气储量时，与勘探不成功有关的成本将计入费用。我们选择使用成功努力法来核算我们的石油和天然气活动，我们不会将我们的任何一般和行政费用资本化。
石油和天然气储量。折旧、损耗和摊销费用的确定高度依赖于对可归因于我们物业的已探明石油和天然气储量的估计。确定是否应确认我们的石油和天然气资产的减值也取决于这些估计以及对可能储量的估计。储量工程是估计无法精确测量的石油和天然气地下储量的主观过程。任何储量估计的准确性取决于可用数据的质量、生产历史和工程以及地质解释和判断。由于所有储量估计都在某种程度上不准确，最终开采的石油和天然气的数量和时间、生产和运营成本、未来开发支出的金额和时间以及未来石油和天然气的价格都可能与这些估计中的假设大不相同。本报告中包含的已探明储量估计数由公司工程师编制，并由独立石油工程师审计。
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关于我们已探明石油和天然气储量的未来现金流量净值的信息仅为估计，不应被解释为我们物业的估计石油和天然气储量的当前市场价值。因此，这类信息包括对上一年估计数中已探明财产的某些储量估计数的修订。该等修订反映来自后续活动的额外资料、所涉物业的生产历史，以及因产品价格变动而对该等物业的预计经济寿命作出的任何调整。未来的任何下调都可能对我们的财务状况、我们的未来前景和我们普通股的价值产生不利影响。
石油和天然气性质的减值。当情况显示一项资产的账面价值可能无法收回时，我们评估我们已证实的财产的潜在减值。如果减值是根据资产的账面价值与其未贴现的预期未来净现金流量的比较而显示的，则在账面价值超过公允价值的范围内予以确认。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。预期未来现金流是根据基于市场的远期价格(适用于预计未来产量)的估计未来价格来确定的。预计产量乃基于该物业于期末已探明及经风险调整的可能石油及天然气储量估计。我们在评估减值需要时使用的估计未来现金流是基于公司预测，该公司预测考虑了多个独立价格预测的预测。价格不会上升到超过观察到的历史市场价格的水平。根据我们的历史经验，成本也假设会以每年2%的速度上升。用于确定资产减值的石油和天然气价格通常不同于贴现未来净现金流量的标准计量，因为标准化计量要求使用该年历史价格的每月第一天的平均价格。根据钻探结果、计划的未来钻探以及我们的石油和天然气租赁条款，对未经探明的物业进行减值评估。我们对可归因于其石油和天然气资产的未贴现未来现金流的估计有可能在未来发生变化。可能影响对未来现金流估计的主要因素包括未来的调整。, 受已探明及经适当风险调整的可能石油及天然气储量、未来钻探活动的结果、石油及天然气的未来价格，以及生产及资本成本的增减所影响。由于这些变化，我们已探明和未探明的石油和天然气资产的账面价值未来可能会出现减值。
善意。截至2022年12月31日，我们的商誉为3.359亿美元，这是2018年记录的。商誉是指购买价格超过有形和可识别无形资产净值的公允价值。我们没有被要求将商誉摊销作为收益的费用；但是，我们被要求进行商誉减值的年度审查。我们通过初步准备对我们的业务价值进行定性的公允价值评估来确定商誉减值的可能性。在进行这项定性评估时，我们会研究可能对我们的业务产生负面影响的相关事件和情况，包括宏观经济状况、行业和市场状况(包括当前商品价格)、收益和现金流、整体财务业绩以及其他相关实体特有的事件。
如果定性评估显示我们的业务更有可能减值，将进行量化分析以评估我们的公允价值并确定需要确认的减值金额(如果有的话)。在对商誉进行量化减值评估时，公允价值按市场法或收益法确定。如果商誉的账面价值超过采用量化方法计算的公允价值，将就公允价值与账面价值之间的差额计入减值费用。如果石油或天然气价格下跌，钻探努力失败，或者我们的市值下降，有可能需要确认减值。我们对截至2022年10月1日的商誉进行了量化评估，确定没有商誉减值。
所得税。我们采用资产负债法核算所得税，递延税项资产和负债因资产和负债的账面金额与各自的计税基础之间的差异而产生的未来税项后果，以及因未来利用现有税项净营业亏损和其他类型的结转而产生的未来税项后果予以确认。递延税项资产及负债以制定税率计量，预期适用于预计收回或结转该等暂时性差额及结转的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间的收入中确认。
在记录递延所得税资产时，我们考虑部分或全部递延所得税资产是否更有可能在未来变现。递延所得税资产的最终变现取决于在这些递延所得税资产可扣除期间产生的未来应纳税所得额。我们认为，在考虑了所有可获得的客观证据，无论是历史证据还是预期证据，并更重视历史证据后，我们无法确定我们的所有递延税项资产更有可能变现。因此，我们为我们的递延税项资产以及美国联邦和州净营业亏损结转建立了估值准备金，这些资产由于在结转期到期前产生应税收入的不确定性而预计不会使用。我们将继续考虑在未来报告期内获得的所有可用信息来评估递延税项资产的估值免税额。
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第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
我们的财务状况、经营成果和资本资源在很大程度上取决于当时天然气和石油的市场价格。由于各种因素，这些大宗商品价格受到广泛波动和市场不确定性的影响，其中一些因素是我们无法控制的。影响石油和天然气价格的因素包括全球石油需求水平、外国对天然气和石油的供应、石油出口国制定和遵守生产配额的情况、决定天然气需求的天气状况、替代燃料的价格和可获得性以及整体经济状况。要预测未来的天然气和石油价格是不可能有任何把握的。天然气和石油价格持续疲软可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响，还可能减少我们在经济上可以生产的天然气和石油储量。我们天然气和石油储量的任何减少，包括由于价格波动而导致的减少，都可能对我们为勘探和开发活动获得资本的能力产生不利影响。同样，石油和天然气价格的任何改善都可能对我们的财务状况、运营结果和资本资源产生有利影响。
截至2022年12月31日，我们有未偿还的天然气价格环，以对冲2023年天然气产量的约174.9 Bcf，平均底价为每MMBtu 2.99美元，平均上限价格为每MMBtu 9.96美元。我们的衍生品合约没有任何保证金要求或抵押品条款可能需要在预定的现金结算日之前提供资金。
2022年12月31日，如果天然气市场价格上涨10%，我国天然气的公允价值将减少约990万美元。2022年12月31日天然气市场价格下降10%，将使我们天然气的公允价值增加约1160万美元。天然气市场价格的假设变化对我们的天然气衍生金融工具的影响不包括天然气市场价格的假设变化对我们的天然气实物销售可能产生的抵消影响。由于我们的未偿还天然气衍生金融工具只对冲我们预测的实物天然气产量的一部分，对我们的天然气衍生金融工具公允价值的正面或负面影响将被我们的天然气实物销售部分抵消。
利率
截至2022年12月31日，我们有大约22亿美元的长期债务本金未偿。其中9.65亿美元的长期债务以5.875%的固定利率计息，12.2亿美元的长期债务以6.75%的固定利率计息。截至2022年12月31日，2030年到期的优先票据和2022年12月31日到期的优先票据的公平市场价值分别为8.468亿美元和11亿美元，市场价格约为此类债务面值的87.8%和92.3%。截至2022年12月31日，我们的银行信贷安排下没有未偿还的借款，根据我们的选择，银行信贷安排取决于调整后的SOFR或替代基本利率的浮动利率。
第八项。财务报表和补充数据
我们的合并财务报表载于本报告的F-1至F-25页。
我们已按照公认的会计原则编制这些财务报表。我们对本报告所包含的财务报表和其他财务数据的公正性和可靠性负责。在编制财务报表时，我们有必要根据目前掌握的关于某些事件和交易的影响的信息作出明智的估计和判断。
我们的注册独立公共会计师，安永律师事务所，受聘审计我们的财务报表并就此发表意见。他们的审计是根据上市公司会计监督委员会的标准进行的，使他们能够报告财务报表是否按照美国普遍接受的会计原则在所有重要方面公平地反映了我们的财务状况和经营结果。
我们董事会的审计委员会由三名董事组成，他们都不是我们的雇员。该委员会定期与我们的独立公共会计师和管理层举行会议。我们的独立公共会计师可以完全和自由地进入审计委员会，在管理层出席或不出席的情况下，讨论他们的审计结果和我们财务报告的质量。
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。
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第9A项。控制和程序
控制和程序的评估。披露控制及程序(定义见1934年经修订的证券交易法或交易法下的第13a-15(E)及15d-15(E)规则)旨在提供合理保证，确保我们根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则及表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总及报告，且该等信息经累积后传达至我们的管理层，包括首席执行官及首席财务官，以便及时就所需披露作出决定。
我们对截至2022年12月31日的披露控制和程序的有效性进行了评估。评价工作由各业务部门和主要公司职能的高级管理层参加，并在首席执行官和首席财务官的监督下进行。
基于我们对我们的披露控制和程序的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序于2022年12月31日生效，以提供合理保证，确保我们根据1934年证券交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并提供合理保证，确保我们需要披露的信息已经积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出有关必要披露的决定。
财务报告内部控制的变化。在截至2022年12月31日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
管理层关于财务报告内部控制的报告。我们有责任为公司的财务报告建立和维护足够的内部控制。根据《萨班斯-奥克斯利法案》第404条的要求，为了评估财务报告内部控制的有效性，我们使用特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架》标准(2013年框架)(COSO标准)进行了评估，包括测试。我们的财务报告内部控制制度旨在为财务报告的可靠性提供合理保证，并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。由于其固有的局限性，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。截至2022年12月31日，我们根据COSO标准对公司财务报告内部控制的有效性进行了评估，并根据评估结果确定，截至2022年12月31日，公司对财务报告保持了有效的内部控制。
独立注册会计师事务所安永会计师事务所已发布了一份关于截至2022年12月31日本公司财务报告内部控制有效性的证明报告。该会计师事务所审计了本年度报告中包含的本公司的综合财务报表。该报告对公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见，如下所示。


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独立注册会计师事务所报告
致Comstock Resources，Inc.董事会和股东
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Comstock Resources，Inc.及其子公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制。我们认为，Comstock Resources，Inc.及其子公司(本公司)根据COSO标准，截至2022年12月31日，在所有重要方面都对财务报告进行了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表，截至2022年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、股东权益和现金流量，以及2023年2月17日的相关附注和我们的报告就此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》所载财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

/s/安永律师事务所


德克萨斯州达拉斯
2023年2月17日
38


项目9B。其他信息
没有。
第三部分
第10项。董事、行政人员和公司治理
本项目所要求的信息通过引用本10-K表格中的“业务董事和高管”以及我们将于2022年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会的最终委托书而并入本文。
第16条(A)实益所有权报告合规性。根据1934年证券交易法第16(A)节，我们的董事、高管和持股10%或以上的股东必须向美国证券交易委员会提交他们对我们证券的所有权和所有权变更的报告。仅根据吾等审阅该等报告及我们所收到的任何书面陈述，即无须提交其他报告，吾等相信，于截至2022年12月31日止年度内，我们所有拥有10%或以上股权的高级职员、董事及股东均遵守适用于他们的第16(A)条的所有备案要求。
道德守则。根据纽约证券交易所规则的要求，我们已经通过了适用于我们所有董事、高级管理人员和员工的商业行为和道德准则。我们还通过了适用于我们的首席执行官和高级财务官的《高级财务官道德守则》。《商业行为和道德准则》和《高级财务官道德准则》均可在我们的网站www.comstock resource ces.com上找到。这两份文件也可免费向任何股东索要：康斯托克资源公司，收件人：投资者关系部，5300城乡大道，Suite500，Frisco，Texas 75034，(972)668-8800我们打算根据适用的美国证券交易委员会规则，在我们的网站上披露适用于我们的首席执行官和高级财务官的对这些守则的任何修订或豁免。有关我们公司治理政策的更多信息，请参阅我们2023年年会的最终委托书，该委托书将在2022年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会。
第11项。高管薪酬
本文所要求的信息以我们的最终委托书为参考合并于此，该委托书将于2022年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会。
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
下表汇总了截至2022年12月31日有关我们股权薪酬计划的某些信息：
须提供的证券数目
在行使以下权力时发出
未偿还期权、认股权证
和权利		获授权证券的数目
未来在股权项下发行
薪酬计划
(不包括未偿还期权，
认股权证及权利)
股东批准的股权补偿计划1,105,1084,592,055
_______________
(1)表示绩效共享单位奖励，可根据绩效共享单位奖励条款下最高奖励的实现情况进行发行。
我们没有任何未经股东批准的股权薪酬计划。
本条款所要求的进一步信息通过参考我们将于2022年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会的最终委托书并入本文。
第13项。某些关系和相关交易，以及董事的独立性
本文所要求的信息以我们的最终委托书为参考合并于此，该委托书将于2022年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会。
第14项。首席会计师费用及服务
本文所要求的信息以我们的最终委托书为参考合并于此，该委托书将于2022年12月31日后120天内提交给美国证券交易委员会。
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Comstock Resources，Inc.
第四部分
第15项。展品和财务报表附表
(a)财务报表：
1.Comstock Resources，Inc.的以下合并财务报表和附注包括在本报告的F-2至F-25页：
独立注册会计师事务所报告
F-1
截至2022年和2021年12月31日的合并资产负债表
F-3
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的综合业务报表
F-4
股东权益合并报表
F-5
截至2022年12月31日的综合现金流量表, 2021 and 2020
F-6
合并财务报表附注
F-7
2.所有财务报表附表都被省略，因为它们不适用，或不重要，或要求的信息在合并财务报表或相关附注中列报。
(b)展品：
下文列出了根据第15(C)项要求提交的本报告的证据。
证物编号：描述
2.1
Arkoma Drilling，L.P.、Williston Drilling，L.P.和公司之间于2018年5月9日签署的出资协议(通过引用我们2018年5月9日的8-K/A表格的附件2.1并入本公司)。
2.2
Arkoma Drilling，L.P.、Williston Drilling，L.P.和本公司之间签署的截至2018年8月14日的出资协议第1号修正案(通过引用我们2018年8月13日的8-K表格当前报告的附件2.1并入)。
3.1
第二次修订和重新修订本公司的公司章程(通过参考我们2018年8月13日的8-K表格中的附件3.1并入)。
3.2
2019年7月16日第二次修订和重新修订的公司章程修正案(通过引用我们2019年7月15日的8-K表格中的附件3.1并入本公司)。
3.3
修订和重新修订附例(通过参考我们2014年8月21日的表格8-K的当前报告的附件3.1并入)。
3.4
修订和重新修订的公司章程的第一修正案(通过引用附件3.1并入我们2018年8月17日的8-K表格的当前报告中)。
3.5
经修订和重新修订的附例第2号修正案(通过参考我们于2019年7月15日提交的当前表格8-K报告的附件3.2而并入)。
4.1
日期为2021年3月4日的债券，由本公司、其中指定的每家担保人附属公司和美国股票转让信托公司有限责任公司就2029年到期的6.75%优先债券(通过参考我们日期为2021年3月4日的8-K表格中的附件4.1并入本报告)签署。
4.2
日期为2021年6月28日的债券，由本公司、其中所列的每家担保人附属公司和美国股票转让信托公司有限责任公司就2030年到期的5.875%优先债券(通过引用本公司日期为2021年6月28日的8-K表格的附件4.1并入本报告)。
4.3
股东协议，日期为2019年6月7日的公司、Arkoma Drilling CP，LLC、Williston Drilling CP，LLC、Arkoma Drilling，L.P.、Wiliston Drilling，L.P.、New Covey Park Energy LLC和Jerral W.Jones(通过引用附件10.2合并到我们2019年6月10日的当前报告8-K表中)。
   4.4*
证券说明。
10.1
截至2022年11月15日，本公司、作为行政代理的富国银行全国协会和贷款人之间的第二次修订和重新签署的信贷协议(通过参考我们2022年11月15日的当前报告8-K表的附件10.1并入)。
  10.2#
Comstock Resources，Inc.2019年5月31日生效的2019年长期激励计划(通过引用附件99并入我们2019年6月4日的S-8表格注册声明中)。
  10.3#
本公司与M.Jay Allison于2018年9月7日订立的雇佣协议(根据本公司日期为2018年9月7日的8-K表格附件10.1成立为法团)。
  10.4#
公司与罗兰·O·伯恩斯之间于2018年9月7日签订的雇佣协议(通过参考我们日期为2018年9月7日的8-K表格中的附件10.2合并而成)。
    10.5#*
Comstock Resources，Inc.与David·J·特里于2022年11月18日签署的分离和释放协议。
40

Comstock Resources，Inc.
证物编号：描述
10.6
Stonebriar I Office Partners，Ltd.和Comstock Resources，Inc.于2004年5月6日签订的租约(在截至2004年12月31日的年度报告Form 10-K中引用附件10.24)。
10.7
2005年8月25日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议的第一修正案(通过参考我们截至2005年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.19而并入)。
10.8
2007年10月15日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议的第二次修订(通过参考我们截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.10而并入)。
10.9
2008年9月30日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议的第三次修订(通过参考我们截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.11而并入)。
10.10
Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.于2009年5月8日签订的租赁协议第四修正案(通过参考我们截至2009年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.2而并入)。
10.12
2011年6月15日Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.签订的租赁协议第五修正案(通过参考我们截至2011年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.1而并入)。
10.13
Stonebriar I Office Partners，Ltd.与Comstock Resources，Inc.于2021年1月21日签订的租赁协议第六修正案(通过引用附件10.20并入我们截至2020年12月31日的Form 10-K年度报告中)。
21*
本公司的附属公司。
23.1*
安永律师事务所同意。
23.2*
独立石油工程师荷兰休厄尔联合公司的同意。
31.1*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条颁发的首席执行官证书。
31.2*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条颁发的首席财务官证书。
32.1+
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条颁发的首席执行官证书。
32.2+
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条颁发的首席财务官证书。
99.1*
荷兰Sewell&Associates公司关于截至2022年12月31日已探明储量的审计函。
101.INS*XBRL实例文档
101.SCH*XBRL架构文档
101.CAL*XBRL计算链接库文档
101.LAB*XBRL标签Linkbase文档
101.PRE*XBRL演示文稿链接库文档
101.DEF*XBRL定义链接库文档
104*封面交互数据文件(嵌入内联XBRL文档中)
_______________
*    现提交本局。
+随函提供。
#管理合同或补偿计划文件。
第16项。表格10-K摘要
不适用。
41

Comstock Resources，Inc.
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。
Comstock Resources，Inc.
发信人：杰伊·艾利森
M·杰·艾利森
首席执行官
日期：2023年2月17日(首席行政主任)
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员以登记人的身份在指定日期签署。
杰伊·艾利森首席执行官和2023年2月17日
M·杰·艾利森董事会主席
(首席行政主任)
/s/罗兰·O·彭斯首席财务官总裁，2023年2月17日
罗兰·O·伯恩斯秘书与董事
(首席财务会计官)
伊丽莎白·B·戴维斯董事2023年2月17日
伊丽莎白·B·戴维斯
//莫里斯·E·福斯特董事2023年2月17日
莫里斯·E·福斯特
/s/吉姆·L·特纳董事2023年2月17日
吉姆·L·特纳

42

Comstock Resources，Inc.
财务报表
索引



独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：42)
F-1
截至2022年和2021年12月31日的合并资产负债表
F-3
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的综合业务报表
F-4
股东权益合并报表
F-5
截至2022年12月31日的综合现金流量表, 2021 and 2020
F-6
合并财务报表附注
F-7

43

独立注册会计师事务所报告
致Comstock Resources，Inc.董事会和股东
对财务报表的几点看法
我们审计了Comstock Resources，Inc.及其子公司(本公司)截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表，截至2022年12月31日的三个年度的相关合并经营报表、股东权益和现金流量，以及相关附注(统称为“合并财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022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，对公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2023年2月17日发布的报告对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。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向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
已探明油气资产的折旧、耗尽和摊销
有关事项的描述截至2022年12月31日，公司已探明的石油和天然气资产的账面净值为43亿美元，截至该年度的折旧、损耗和摊销费用(“DD&A”)为4.89亿美元。如综合财务报表附注1所述，本公司采用成功努力法对其石油及天然气资产进行会计处理。根据该方法，已探明物业的资本化成本按本公司工程师估计的以探明储量为基础的生产单位法计提。已探明的石油和天然气储量是采用石油行业普遍认可的标准地质和工程方法编制的，其基础是利用财政和非财政投入对估计的原地碳氢化合物储量进行评估。该公司的工程师在解释用于估计储量的数据时需要判断力。估计已探明的石油和天然气储量需要选择和评估投入，包括历史产量、石油和天然气价格假设、未来运营和资本成本假设以及司法管辖区的税率等。由于估计石油和天然气储量涉及的复杂性，管理层聘请了独立的石油工程师来审计公司工程师截至2022年12月31日编制的已探明储量估计。
F-1


审计公司的DD&A计算是复杂的，因为使用了公司工程师和独立石油工程师的工作，以及评估了管理层对这些工程师在估计已探明石油和天然气储量时所使用的上述投入的确定。
我们是如何在审计中解决这个问题的我们已取得了解、评估设计及测试内部控制的运作成效，以处理与DD&A计算有关的重大错报风险，包括控制用于估计已探明石油及天然气储量的财务数据的完整性及准确性。
我们对公司DD&A计算的测试包括，除其他程序外，评估负责准备储量估计的公司工程师和用于审计估计的独立石油工程师的专业资格和客观性。在抽样的基础上，我们测试了用于估计已探明石油和天然气储量的财务数据的完整性和准确性，方法是在适用的情况下同意对来源文件的重要投入，并根据我们对佐证证据的审查和对任何相反证据的考虑来评估投入的合理性。此外，我们对石油和天然气储量估计的选定投入进行了分析程序，并对产出进行了回顾程序。对于已探明的未开发储量，我们评估了管理层的开发计划是否符合美国证券交易委员会的要求。最后，我们测试了DD&A计算是基于公司储量报告中适当的已探明石油和天然气储量数量。
/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。
德克萨斯州达拉斯
2023年2月17日
F-2

Comstock Resources，Inc.

合并资产负债表

截至12月31日，
20222021
资产(单位：千)
现金和现金等价物$54,652 $30,663 
应收账款：
石油和天然气销售和天然气服务415,079 217,149 
联合利益行动76,521 29,755 
来自附属公司18,527 20,834 
衍生金融工具23,884 5,258 
其他流动资产56,324 15,077 
流动资产总额644,987 318,736 
财产和设备：
石油和天然气属性，成功的努力方法：
证明了5,843,409 4,756,394 
未经证实298,230 302,129 
其他26,475 6,690 
累计折旧、损耗和摊销(1,545,459)(1,058,067)
净资产和设备4,622,655 4,007,146 
商誉335,897 335,897 
经营性租赁使用权资产90,716 6,450 
$5,694,255 $4,668,229 
负债和股东权益
应付帐款$530,195 $314,569 
应计费用183,111 135,026 
经营租约38,411 2,444 
衍生金融工具4,420 181,945 
流动负债总额756,137 633,984 
长期债务2,152,571 2,615,235 
递延所得税425,734 197,417 
衍生金融工具— 4,042 
长期经营租约52,385 4,075 
未来遗弃成本准备金29,114 25,673 
其他非流动负债— 24 
总负债3,415,941 3,480,450 
承付款和或有事项
夹层股本：
B系列可转换优先股-5,000,000授权股份，无和175,000分别于2022年12月31日及2021年12月31日发行及发行的股份
— 175,000 
股东权益：
普通股--$0.50标准杆，400,000,000授权股份，277,517,087和232,924,646分别于2022年12月31日及2021年12月31日发行及发行的股份
138,759 116,462 
额外实收资本1,253,417 1,100,359 
累计收益(亏损)886,138 (204,042)
股东权益总额2,278,314 1,012,779 
$5,694,255 $4,668,229 







附注是这些声明不可分割的一部分。
F-3

Comstock Resources，Inc.

合并业务报表




截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(以千为单位，每股除外)
收入：
天然气销售$3,117,094 $1,775,768 $809,399 
石油销售7,597 74,962 48,796 
天然气和石油销售总额3,124,691 1,850,730 858,195 
燃气服务503,366 — — 
总收入3,628,057 1,850,730 858,195 
运营费用：
生产税和从价税77,917 49,141 36,967 
集散和运输155,679 130,940 106,582 
租赁经营111,134 103,467 102,452 
折旧、损耗和摊销489,450 469,388 417,112 
燃气服务465,044 — — 
一般事务和行政，净额39,405 34,943 32,040 
探索8,287 — 27 
(收益)出售资产的损失(340)162,077 (17)
总运营费用1,346,576 949,956 695,163 
营业收入2,281,481 900,774 163,032 
其他收入(支出)：
衍生金融工具的收益(损失)(662,522)(560,648)9,951 
其他收入916 636 1,080 
利息支出(171,092)(218,485)(234,829)
提前清偿债务损失(46,840)(352,599)(861)
其他费用合计(879,538)(1,131,096)(224,659)
所得税前收入(亏损)1,401,943 (230,322)(61,627)
从所得税中受益(261,061)(11,403)9,210 
净收益(亏损)1,140,882 (241,725)(52,417)
优先股分红和增值(16,014)(17,500)(30,996)
普通股股东可获得的净收益(亏损)$1,124,868 $(259,225)$(83,413)
每股净收益(亏损)-基本$4.75 $(1.12)$(0.39)
每股净收益(亏损)-稀释后$4.11 $(1.12)$(0.39)
加权平均流通股：
基本信息236,045 231,633 215,194 
稀释277,465 231,633 215,194 
每股股息$0.125 $— $— 







附注是这些声明不可分割的一部分。
F-4

Comstock Resources，Inc.

合并股东权益报表






普普通通
股票		普普通通
股票-
面值		其他内容
已缴费
资本		累计
收益
(赤字)		总计
(单位：千)
2019年12月31日的余额190,007 $95,003 $909,423 $138,596 $1,143,022 
基于股票的薪酬431 216 6,248 — 6,464 
股权奖励预提所得税(115)(59)(633)— (692)
普通股发行42,092 21,046 190,592 — 211,638 
股票发行成本— — (10,246)— (10,246)
净亏损— — — (52,417)(52,417)
优先股增值— — — (5,417)(5,417)
优先股息的支付— — — (25,579)(25,579)
2020年12月31日余额232,415 $116,206 $1,095,384 $55,183 $1,266,773 
基于股票的薪酬766 384 6,415 — 6,799 
股权奖励预提所得税(256)(128)(1,284)— (1,412)
股票发行成本— — (156)— (156)
净亏损— — — (241,725)(241,725)
优先股息的支付— — — (17,500)(17,500)
2021年12月31日的余额232,925 $116,462 $1,100,359 $(204,042)$1,012,779 
B系列可转换优先股的转换43,750 21,875 153,125 — 175,000 
基于股票的薪酬1,159 580 6,030 — 6,610 
股权奖励预提所得税(317)(158)(6,097)— (6,255)
净收入— — — 1,140,882 1,140,882 
优先股股息的支付— — — (16,014)(16,014)
普通股股息的支付— — — (34,688)(34,688)
2022年12月31日的余额277,517 $138,759 $1,253,417 $886,138 $2,278,314 































附注是这些声明不可分割的一部分。
F-5

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合并现金流量表

截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位：千)
经营活动的现金流：
净收益(亏损)$1,140,882 $(241,725)$(52,417)
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
递延和非当期所得税228,317 (3,565)(9,409)
探索— — 27 
(收益)出售资产的损失(340)162,077 (17)
折旧、损耗和摊销489,450 469,388 417,112 
衍生金融工具的(收益)损失662,522 560,648 (9,951)
衍生金融工具的现金结算(862,715)(419,714)134,496 
债务折价、溢价和发行成本摊销10,255 21,703 34,038 
基于股票的薪酬6,610 6,799 6,464 
提前清偿债务损失46,840 352,599 861 
应收账款(增加)减少(242,389)(121,952)34,555 
(增加)其他流动资产减少(10,296)(2,033)7,019 
应付账款和应计费用增加229,252 74,780 12,923 
经营活动提供的净现金1,698,388 859,005 575,701 
投资活动产生的现金流：
资本支出(1,067,800)(689,210)(509,690)
预付钻探成本(34,069)— (1,795)
出售资产所得收益4,186 138,394 287 
用于投资活动的现金净额(1,097,683)(550,816)(511,198)
融资活动的现金流：
银行信贷借贷755,000 555,000 157,000 
偿还银行信贷安排(990,000)(820,000)(907,000)
发行高级债券
— 2,222,500 751,500 
高级票据的作废(273,920)(2,210,626)— 
普通股发行— — 206,626 
赎回A系列可转换优先股— — (210,000)
债务和股票发行成本(10,839)(35,760)(24,617)
股权奖励预提所得税(6,255)(1,412)(692)
支付的优先股股息(16,014)(17,500)(25,580)
已支付普通股股息(34,688)— — 
用于筹资活动的现金净额(576,716)(307,798)(52,763)
现金及现金等价物净增加情况23,989 391 11,740 
现金和现金等价物，年初30,663 30,272 18,532 
现金和现金等价物，年终$54,652 $30,663 $30,272 






附注是这些声明不可分割的一部分。
F-6
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合并财务报表附注

(1)重要会计政策摘要
Comstock Resources公司及其子公司使用的会计政策反映了石油和天然气行业的做法，并符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。
列报依据和合并原则
康斯托克资源公司及其子公司从事石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。合并财务报表包括Comstock Resources，Inc.及其全资或控股子公司(统称为“Comstock”或“公司”)的账目。该公司的业务主要集中在路易斯安那州北部和得克萨斯州东部。在合并中，所有重要的公司间账户和交易都已取消。本公司采用比例合并法对其在石油和天然气资产中的未分割权益进行会计处理，其资产、负债、收入和支出的份额在其财务报表中计入。净收益(亏损)和综合收益(亏损)在所有列报期间都是相同的。除非另有披露，否则所有调整均属正常经常性性质。
在编制财务报表时使用估计数
按照公认会计原则编制财务报表，要求管理层作出估计和假设，以影响财务报表日期的资产和负债额以及或有资产和负债的披露，以及报告期内收入和支出的报告额。实际金额可能与这些估计数字不同。未来估计的石油和天然气储量或用于减值分析的储量的估计未来现金流的变化可能会对未来的经营业绩产生重大影响。
信用风险、应收账款和信用损失的集中度
可能使公司面临集中信用风险的金融工具主要包括现金和现金等价物、应收账款和衍生金融工具。本公司将现金存放在高信用质量的金融机构，并将其衍生金融工具存放在管理层认为具有高信用评级的金融机构和其他公司。该公司的应收账款几乎全部来自石油和天然气的购买者或该公司作为运营者的油气井的参与者。一般来说，油气井运营商有权将未来的收入与与运营油井相关的未付费用相抵。石油和天然气销售通常是无担保的。本公司的政策是根据应收账款的年龄、购买者或参与者的信用质量以及收入抵销的可能性来评估应收账款的可收回性。该公司过去没有发生任何重大的信用损失，并相信其应收账款是完全可收回的。因此，不是分别在2022年、2021年和2020年12月31日终了年度记录了坏账准备。
其他流动资产
截至2022年12月31日和2021年12月31日的其他流动资产包括：
截至12月31日，
20222021
(单位：千)
管道和油井设备库存$34,819 $5,015 
应收生产税退税11,156 7,879 
预付钻探成本4,265 — 
出售石油和天然气财产的应计收益3,118 — 
预付费用2,455 2,183 
其他511 — 
$56,324 $15,077 
公允价值计量
本公司持有或曾经持有某些金融资产和负债，这些资产和负债必须在财务报表中按公允价值计量。这包括银行账户和衍生金融工具中持有的现金和现金等价物。公允价值被定义为在市场参与者之间的有序交易中，在资产或负债的本金或最有利市场上，为出售资产或转移负债而收取的价格(退出价格)。
F-7
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合并财务报表附注
约会。信息披露遵循三级层次结构，以显示用于估计公允价值计量的判断的程度和水平：
第1级-用于计量公允价值的投入是截至报告日期活跃市场上相同资产或负债的未调整报价。
第2级--除第1级所包括的报价外，用于计量公允价值的投入在报告日期可通过与市场数据的关联直接或间接观察到，包括活跃市场中类似资产和负债的报价以及非活跃市场中的报价。第2级亦包括使用不需要重大判断的模型或其他定价方法进行估值的资产和负债，因为模型中使用的输入假设，如利率和波动率因素，得到了来自活跃报价市场的几乎整个金融工具期限的容易观察到的数据的证实。
第三级--用于计量公允价值的投入是无法观察到的投入，很少或根本没有市场活动的支持，并反映了重大管理判断的使用。这些价值通常是使用定价模型确定的，而定价模型的假设利用了管理层对市场参与者假设的估计。
以下是公允价值层次中被归类为第三级的衍生工具的期初余额和期末余额的对账：
截至十二月三十一日止的年度：
2021
(单位：千)
年初余额$(22,588)
收益中包含的总收益(亏损)(162,421)
定居点，净值58,448 
转出级别3126,561 
年终余额$— 
以下是截至2022年12月31日和2021年12月31日公司金融工具的账面金额和公允价值：
截至12月31日，
20222021
账面价值公允价值账面价值公允价值
资产：(单位：千)
商品衍生品(1)
$23,884 $23,884 $5,258 $5,258 
负债：
商品衍生品(1)
4,420 4,420 185,987 185,987 
银行信贷安排(2)
— — 235,000 235,000 
7.502025年到期的优先票据百分比(3)
— — 196,998 248,066 
6.752029年到期的优先票据百分比(3)
1,229,836 1,129,029 1,256,874 1,337,500 
5.8752030年到期的优先票据百分比(3)
965,000 846,788 965,000 989,125 
_______________
(1)本公司以商品为基础的衍生工具被分类为第二级，并采用市场方法，使用第三方定价服务和其他活跃的市场或公开市场上现成的经纪报价，以公允价值计量。
(2)我们未偿还浮动利率债务的账面价值接近公允价值。
(3)本公司固定利率债务的公允价值分别基于2022年12月31日和2021年12月31日的报价，这是一种1级衡量标准。
财产和设备
该公司遵循成功的努力法对其石油和天然气资产进行会计处理。获得石油和天然气租赁权所产生的成本被资本化。已探明石油和天然气资产的收购成本、钻井和装备生产井的成本以及未成功开发井的成本按相当于生产单位的基准资本化，并在剩余相关石油和天然气储量的寿命内摊销。当量单位是通过将石油转换为天然气来确定的，换算比例为一桶石油与六千立方英尺天然气的比率。此换算率不是基于
F-8
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合并财务报表附注
石油或天然气的价格不同，同等体积的石油与天然气之间的价格可能有很大差异。
勘探井成本最初在综合资产负债表中作为已探明财产资本化，但在确定油井未发现商业已探明油气储量时计入勘探费用。资本化探井成本的变化如下：
截至十二月三十一日止的年度：
20222021
(单位：千)
初始资本化勘探项目成本$6,966 $— 
在确定已探明储量之前增加探井成本63,520 6,966 
决心找到已探明储量(69,619)— 
期末资本化探井成本$867 $6,966 
截至2022年12月31日和2021年12月31日，该公司没有任何探井的成本资本化超过一年。
拆除、修复、封堵及废弃石油及天然气财产及相关设施处置的估计未来成本于产生资产报废责任时资本化，并摊销为折旧、耗尽及摊销费用的一部分。勘探费用包括与勘探石油和天然气资产有关的地质和地球物理费用和延迟租金、勘探钻探失败的成本和未探明资产的减值。截至2022年12月31日和2021年12月31日，未探明资产主要涉及未被纳入已探明未开发储量的未来钻探地点。这些未来的钻探地点大多位于已知储集层具有产能的面积上，但由于不确定这些油井是否会按照美国证券交易委员会规则的要求在未来五年内钻探以纳入已探明储量，因此已被排除在已探明储量之外。未探明资产的成本在已探明的石油和天然气资产被钻探或反映在已探明的未开发储量并按同等产量单位摊销时转移到已探明的石油和天然气资产。与未评估勘探面积相关的成本按物业定期评估减值，任何价值减值均计入勘探费用。勘探钻探成本最初作为已探明财产资本化，但如果确定油井没有发现商业已探明石油和天然气储量，则计入费用。勘探钻探成本在钻探完成后一年内进行评估。
当事件或环境变化(例如大宗商品价格大幅下跌)显示本公司可能无法收回其资本化成本时，本公司评估是否需要对其已探明石油和天然气资产的资本化成本进行减值。如果减值是根据物业的未贴现预期未来现金流量显示的，则在资本化成本净值超过物业估计公允价值的范围内确认减值准备。本公司采用折现现金流模型及已探明及经风险调整的可能储量厘定其石油及天然气资产的公允价值。现金流模型中包含的与计算贴现未来现金流量相关的重要第三级假设包括管理层对石油和天然气价格的展望、未来石油和天然气生产、生产成本、资本支出以及预期可开采的已探明和经风险调整的可能石油和天然气储量总额。管理层的石油和天然气价格展望是基于截至每个衡量日期的第三方较长期价格预测而制定的。在确定物业的公允价值时，使用适当的贴现率对预期未来净现金流量进行贴现。用于确定资产减值的石油和天然气价格通常不同于贴现未来净现金流量的标准计量，因为标准化计量要求使用以上一年每个月的第一天为基础的平均价格。未探明物业根据钻探结果、计划未来钻探及石油及天然气租赁条款进行减值评估。
该公司对其石油和天然气资产的未贴现未来净现金流的估计可能在未来发生变化。可能影响对未来现金流估计的主要因素包括对已探明和适当的经风险调整的可能石油和天然气储量的未来调整(正负)、未来钻探活动的结果、石油和天然气的未来价格以及生产和资本成本的增减。由于这些变化，我们的石油和天然气资产的账面价值可能会出现减值。
其他财产和设备主要包括管道、天然气处理厂、计算机设备、家具和固定装置以及一架飞机，折旧的估计使用年限从三至50在直线基础上的几年。
F-9
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合并财务报表附注
商誉
该公司的商誉为#美元335.9截至2022年12月31日和2021年12月31日。商誉是指企业合并中购买价格超过公允价值的有形和可识别无形资产净值。
本公司须进行年度商誉减值审查，并于每年10月1日进行商誉评估。如果商誉的账面价值超过公允价值，将就公允价值与账面价值之间的差额计入减值费用。该公司对截至2022年10月1日的商誉进行了量化评估，并确定没有减值迹象。
租契
该公司拥有#美元的使用权租赁资产90.7百万美元和美元6.5截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别与其公司办公室租赁、某些办公设备、车辆和用于完成天然气井的水力压裂车队有关，并承担相应的短期和长期负债。租赁资产和负债的价值是根据各自合同中包含的贴现未来最低现金流量确定的。本公司确定合同在合同开始时是否包含租赁。由于本公司的大部分租赁合同不提供隐含贴现率，本公司使用租赁开始日的递增借款利率。在确定代表租赁的合同条款的范围内，租赁被确定为经营性租赁或融资型租赁。Comstock目前没有融资型租赁。代表本公司在租赁期内使用标的资产的权利的使用权租赁资产以及相关租赁负债代表其根据合同条款支付租赁款项的义务。初始期限为一年或以下的短期租赁不资本化；然而，为这些租赁支付的金额作为其租赁成本披露的一部分计入。短期租赁成本不包括与租期为一个月或以下的租赁有关的费用。
Comstock为其石油和天然气勘探和开发业务使用的各种设备签订了合同。该设备的合同条款差异很大，包括合同期限、定价、随设备提供的服务范围、取消条款和替代权等。由于石油和天然气价格的变化、对石油和天然气的需求以及整体运营和经济环境的变化，该公司的钻井业务经常发生变化。Comstock相应地管理其钻机合同的条款，以便最大限度地灵活应对这些不断变化的条件。2022年4月，公司接收了一支天然气动力水力压裂船队，该船队已与三年学期。该公司的其他水力压裂船队合同的条款不到一年，包括替代权。该公司的钻井合同目前的期限不到一年，或者它们的条款规定取消45未指定到期日的提前几天通知。该公司已选择不确认一年以下合同的使用权租赁资产。与钻井和完井作业相关的成本根据成功努力法入账，要求这些成本作为我们资产负债表上已探明石油和天然气资产的一部分进行资本化，除非这些成本发生在不成功的探井上，在这种情况下，它们将计入勘探费用。对于水力压裂机队和钻井平台租赁，本公司选择了实际的权宜之计，在确定租赁资产和负债价值时，不将租赁组成部分与非租赁组成部分分开。
在2022年、2021年和2020年12月31日终了年度确认的租赁费用如下：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位：千)
经营租赁成本计入一般和行政费用$1,749 $1,732 $1,665 
计入租赁经营费用的经营租赁成本1,383 879 815 
已探明油气资产计入的经营租赁成本25,200 — — 
可变租赁成本(已探明石油和天然气属性中包括的完工成本)25,095 — — 
短期租赁成本(钻机成本包括在已探明的石油和天然气资产中)62,077 32,735 33,334 
$115,504 $35,346 $35,814 
与经营活动提供的现金中包括的使用权资产有关的经营租赁的现金支付为#美元。3.1百万，$2.6百万美元和美元2.5截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。与用于投资活动的现金中的使用权资产有关的经营租赁的现金支付为#美元。112.4百万，$32.7百万美元和美元33.3截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
F-10
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合并财务报表附注
截至2022年12月31日及2021年12月31日，经营租约的加权平均剩余期限为2.2年和2.7年，用于确定未来经营租赁付款现值的加权平均贴现率为3.5%和2.7%。

截至2022年12月31日，与包含经营租赁的合同相关的预期未来付款如下：
(单位：千)
2023$41,007 
202440,609 
202513,004 
202688 
202717 
租赁付款总额94,725 
推定利息(3,929)
租赁总负债$90,796 
应计费用
2022年12月31日和2021年12月31日的应计费用包括：
截至12月31日，
20222021
(单位：千)
应计应付利息$54,867 $60,305 
应计钻井成本54,438 19,995 
应计所得税和其他税项31,256 15,655 
应计运输成本28,357 22,859 
应计雇员薪酬11,308 12,320 
应计租赁经营费用2,412 2,036 
其他473 1,856 
$183,111 $135,026 
未来遗弃成本准备
本公司的资产报废义务涉及其石油和天然气资产以及相关设施处置的未来封堵和废弃成本。本公司在产生资产报废债务期间记录一项负债，金额等于已资本化的债务的估计公允价值。此后，这一负债将累加到最终的退休费用。折扣的增加作为折旧、损耗和摊销的一部分包括在所附的综合经营报表中。
下表汇总了该公司估计负债总额的变化：
截至十二月三十一日止的年度：
20222021
(单位：千)
年初的未来遗弃费用准备$25,673 $19,290 
新油井投产1,537 1,994 
收购1,211 637 
预算和时间安排的变化182 3,008 
已结清的债务(80)(31)
资产剥离(944)(466)
吸积费用1,535 1,241 
年底时未来遗弃费用的准备金$29,114 $25,673 

F-11
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合并财务报表附注
基于股票的薪酬
本公司有以股票为基础的员工补偿计划，根据该计划，向雇员和非雇员董事发放股票奖励，主要由限制性股票和业绩股单位(“PSU”)组成。本公司采用以公允价值为基础的权益薪酬会计方法。根据公允价值法，补偿成本于授出日按授予的公允价值计量，并于授予归属期间按直线基准确认。
细分市场报告
该公司目前在一业务部门，北美石油和天然气的勘探和生产。
衍生金融工具与套期保值活动
本公司将衍生金融工具(包括嵌入其他合约的衍生工具)作为资产或负债，按其公允价值计量。衍生工具的公允价值变动目前在盈利和经营活动的净现金流量中确认。在一年内到期的衍生产品合约的公允价值被确认为流动资产或负债。在一年以上到期的资产或负债被确认为长期资产或负债。
主要采购商
2022年，该公司拥有三占其天然气产量的主要买家27%, 21%，以及12占其石油和天然气销售总额的30%。2021年，该公司拥有三占其天然气产量的主要买家22%, 21%，以及13占其石油和天然气销售总额的30%。2020年，公司拥有四占其天然气产量的主要买家19%, 15%, 15%和10占其石油和天然气销售总额的30%。失去其中任何一家买家将不会对本公司造成重大不利影响，因为本公司的石油和天然气生产有其他买家的可用市场。
收入确认和天然气平衡
Comstock生产天然气和石油，并分别报告了这两种产品的收入二初级产品在其经营报表中。收入在将生产数量转移给公司客户时确认，客户控制产量，并在指定销售点交货时获得所有权的所有好处。在控制权转移之前收集或运输每一种产品所发生的成本被确认为运营费用。
天然气服务收入是指为转售而购买的天然气的销售，以及为向非关联第三方提供的收集和处理服务而收取的费用。收入在合同天然气数量的收集和处理以及向公司客户交付购买的天然气数量完成后确认。与为转售而购买的天然气相关的收入和支出在公司的综合经营报表中以毛为基础列报，因为公司作为交易的主体，承担了购买天然气数量的所有权和将天然气数量运送到其销售点的责任带来的风险和回报。
所有石油、天然气和天然气服务收入均受具有商业实质、包含特定定价条款并确定双方可执行的权利和义务的合同的约束。这些合同通常规定现金结算在25每个生产月之后的天数，可在以下日期取消30根据双方确认书中的条款，任何一方对石油和天然气的价格均需提前几天发出通知。石油和天然气的销售价格通常基于石油和天然气行业中常见的条款，包括指数或现货价格、位置和质量差异以及市场供求状况。因此，石油和天然气的价格通常会根据这些因素的变化而波动。收集和处理服务的价格通常是固定的，但可能会因处理的天然气质量而有所不同。根据公司的合同，每个生产单位(原油桶和千立方英尺天然气)代表着一项单独的履约义务，因为每个单位本身都有经济利益，并且根据合同条款每个单位都是单独定价的。
Comstock已选择从交易价格的衡量中剔除所有税收，其石油和天然气收入是扣除特许权使用费后报告的，不包括其他人拥有的收入权益，因为该公司在销售原油和天然气时代表特许权使用费所有者和工作权益所有者充当代理。石油和天然气收入是根据公司在产量和实现价格中所占份额的估计在生产月份入账的。天然气服务收入记录在提供服务或购买服务的当月，天然气的销售是基于天然气数量和合同价格的估计。公司确认在#年收到的估计和实际金额之间的任何差异。
F-12
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合并财务报表附注
收到付款的月份。从历史上看，估计收入和实际收到的收入之间的差异并不大。出售的天然气或石油的数量可能与公司基于其在该物业的收入权益而有权获得的金额不同。截至2022年12月31日或2021年12月31日，本公司并无任何重大不平衡头寸。
公司已确认应收账款#美元。415.1百万美元和美元217.1截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别从客户那里获得了100万份履行义务已履行且存在无条件对价权利的合同。
一般和行政费用
报告的一般和行政费用是扣除从公司经营的石油和天然气资产的工作权益所有者收到的间接费用偿还后的净额#美元。27.5百万，$25.3百万美元和美元24.7截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
所得税
本公司采用资产负债法核算所得税，根据该方法，递延税项资产和负债因资产和负债的账面金额与其各自的计税基础之间的差异而产生的未来税项后果以及因未来利用现有净营业亏损和其他结转而产生的税项后果予以确认。递延税项资产及负债以制定税率计量，预期适用于预计收回或结转该等暂时性差额及结转的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间的收入中确认。
每股收益
包含不可没收股息权的未归属限制性股票计入已发行普通股，并被视为参与证券，并计入根据两类法计算的基本和稀释后每股收益。在2022年和2021年的12月31日，966,058和952,971限制性股票的股份分别计入已发行普通股，因为该等股份有不可剥夺的权利参与可能宣布的任何股息，并有权就提交本公司股东的事项投票。
已发行的未归属限制性股票的加权平均股份如下：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位：千)
未归属限制性股票926 1,057 1,149 

F-13
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合并财务报表附注
PSU代表有权获得一定数量的公司普通股，范围可能从零可高达二乘以根据绩效期间某些绩效衡量标准在奖励日授予的PSU数量。与PSU相关的潜在摊薄股份的数量是根据在相应期间结束时可发行的股份数量(如有)计算的，假设该日期为履约期间结束。库存股方法被用来衡量PSU的稀释效应。
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(除按单位金额外，以千计)
加权平均PSU925 1,146 1,044 
加权平均授权日单位公允价值$15.11 $8.11 $9.33 

A系列和B系列可转换优先股可转换为52,500,000和43,750,000分别为普通股。公司于2020年5月19日赎回A系列可转换优先股的全部股份。2022年11月30日，B系列可转换优先股的全部流通股转换为43,750,000普通股。优先股的摊薄效应是使用IF-转换法计算的，就好像优先股的转换发生在发行日期或期初的较早日期。已发行可转换优先股的加权平均股份如下：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位：千)
加权平均可转换优先股40,034 43,750 63,832 
本公司的参与证券均不参与亏损，因此不计入净亏损期间每股基本收益的计算。
每股基本收益和稀释后收益(亏损)的确定如下：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(以千为单位，每股除外)
普通股股东可获得的净收益(亏损)$1,124,868 $(259,225)$(83,413)
可分配给未归属限制性股票的收入(4,278)— — 
普通股股东可获得的基本净收入(亏损)$1,120,590 $(259,225)$(83,413)
可分配给可转换优先股的收入16,014 — — 
可分配给未归属限制性股票的收入4,278 — — 
普通股股东可获得的摊薄净收益(亏损)$1,140,882 $(259,225)$(83,413)
基本加权平均流通股236,045 231,633 215,194 
稀释性证券的影响：
PSU911 — — 
限制性股票475 — — 
可转换优先股40,034 — — 
稀释加权平均流通股277,465 231,633 215,194 
每股基本收益(亏损)$4.75 $(1.12)$(0.39)
每股摊薄收益(亏损)$4.11 $(1.12)$(0.39)
由于这些期间的净亏损，截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度的基本和稀释后每股金额相同。


F-14
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合并财务报表附注
关于现金流量表合并报表的补充资料
就综合现金流量表而言，本公司将所有原始到期日为三个月或以下的高流动性投资视为现金等价物。
为利息和所得税以及其他非现金投资和融资活动支付的现金如下：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位：千)
以下项目的现金付款：
利息$166,275 $203,742 $228,555 
所得税缴纳(退还)$16,524 $149 $(10,218)
非现金投资活动包括：
应计资本支出增加(减少)$34,443 $(4,964)$(17,234)
为交换使用权租赁资产而承担的负债$110,090 $5,847 $1,761 
与收购相关的非现金投融资活动：
获得的营运资本$— $— $520 
非现金融资活动包括：
将优先股转换为普通股$175,000 $— $— 
偿还债务以换取普通股$— $— $(4,151)
发行普通股以换取债务$— $— $5,012 
(2)油气资产的收购和处置
收购
2022年，公司收购了一家145-英里管道和天然气处理厂，来自独立的第三方，以及大约68,000东得克萨斯州净未开发英亩，售价$35.6百万美元，包括交易成本。买入价分配如下：$18.8100万美元分配给未探明的石油和天然气资产，以及#美元16.8百万美元用于其他财产和设备。
2021年，该公司收购了大约17,500从独立第三方手中获得的德克萨斯州东部主要未开发的海恩斯维尔页岩面积的净英亩，其中还包括37生产油井的成本为$34.7百万美元。
在2022年至2021年期间，该公司收购了另一家36,100和32,556通过直接租赁获得净英亩$35.6百万和$22.9百万，分别为。
性情
2022年12月，公司以#美元的价格出售了其在某些非战略性、非经营性物业的权益。4.1百万美元。2021年11月，该公司以#美元的价格出售了其在巴肯页岩的未运营物业。138.1销售费用后的百万美元，并产生了162.2资产剥离的税前亏损为百万美元。
F-15
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合并财务报表附注
(3)石油和天然气生产活动
以下是关于石油和天然气资产的资本化总成本以及公司因石油和天然气资产收购、开发和勘探活动而发生的成本的某些信息：
资本化成本
截至12月31日，
20222021
(单位：千)
已证明的性质：
租赁成本$3,117,028 $3,053,783 
油井及相关设备和设施2,726,381 1,702,611 
累计折旧、损耗和摊销(1,543,003)(1,056,317)
4,300,406 3,700,077 
未证明的性质298,230 302,129 
$4,598,636 $4,002,206 
已招致的费用
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位：千)
物业收购：
已证明的性质$500 $21,781 $— 
未经证实的财产54,120 35,871 7,949 
勘探开发：
开发租赁成本13,727 12,953 13,022 
勘探钻井和完井成本63,520 6,966 — 
开发钻井和完井成本901,026 569,141 436,074 
其他开发成本53,693 39,168 34,572 
资产报废债务686 5,608 (47)
资本支出总额$1,087,272 $691,488 $491,570 
(4)长期债务
长期债务由以下部分组成：
截至12月31日，
20222021
 (单位：千)
银行信贷安排：
本金$— $235,000 
6.752029年到期的优先债券百分比：
本金1,223,880 1,250,000 
溢价，摊销后净额5,956 6,874 
5.8752030年到期的优先债券百分比：
本金965,000 965,000 
7.52025年到期的优先债券百分比：
本金— 244,400 
折现，摊销净额— (47,402)
债务发行成本，扣除摊销后净额(42,265)(38,637)
$2,152,571 $2,615,235 
F-16
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合并财务报表附注
这笔交易的溢价6.752029年到期的优先票据将使用实际利率法在其使用期内摊销。债务发行成本在银行信贷安排和优先票据的使用期限内按直线摊销，这与使用有效利率法计算的摊销大致相同。
下表按到期年汇总了Comstock截至2022年12月31日的债务本金：
20232024202520262027此后总计
(单位：千)
6.752029年到期的优先债券百分比
— — — — — 1,223,880 1,223,880 
5.8752030年到期的优先债券百分比
— — — — — 965,000 965,000 
$— $— $— $— $— $2,188,880 $2,188,880 
2022年11月15日，公司与作为行政代理的富国银行全国协会和其他参与银行签订了经修订和重述的银行信贷安排，总承诺额为$1.5十亿美元。新的银行信贷安排的借款基数为#美元。2.010亿美元，每半年重新确定一次，并在发生某些其他事件时重新确定，于2027年11月15日到期。银行信贷安排项下的借款以本公司及其附属公司的几乎所有资产作抵押，并根据本公司的选择，按经调整的SOFR加1.75%至2.75%或替代基本利率加0.75%至1.75%，每种情况取决于借款基数的利用情况。有几个不是截至2022年12月31日的未偿还借款。该公司支付承诺费为0.375%至0.5%，这取决于借款基数的利用率。银行信贷安排下的贷款加权平均利率为3.61%和2.71截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度分别为%。银行信贷安排对公司及其子公司产生额外债务、支付现金股息、回购普通股、进行某些贷款、投资和资产剥离以及赎回优先票据的能力施加了一定的限制。唯一的金融契约是将杠杆率维持在3.5至1.0以及调整后的电流比率至少为1.0至1.0。截至2022年12月31日，该公司遵守了公约。
于2022年5月，本公司完成提前赎回所有未偿还的7.52025年到期的优先债券，总额为$258.1百万美元，其中包括本金#美元244.4百万美元，支付的保费超过面值$4.5百万美元，应累算利息$9.2百万美元。由于赎回，公司确认了#美元的损失。47.8提前偿还债务100万美元，包括注销#美元43.3于本公司承担当日将优先票据调整至公允价值而产生的未摊销折让百万元。
2022年6月，公司回购了美元26.1百万美元ITS本金6.752029年到期的优先债券，利率为$24.9百万美元。该公司确认了一项#美元的收益1.0提前偿还与回购有关的债务100万英镑。
2021年，该公司再融资1美元375.0百万美元ITS本金7.52025年到期的优先债券百分比和$1,650.0百万美元ITS本金9.752026年到期的优先债券，发行收益为$1,250.0百万美元ITS本金6.752029年到期的优先债券百分比和$965.0百万美元ITS本金5.8752030年到期的优先债券百分比。该公司确认了#美元的损失。352.6截至2021年12月31日的年度提前偿还债务100万美元。
(5)承付款和或有事项
该公司拥有天然气运输和收集合同，合同期限至2031年。这些合同下的承诺额为$57.02023年，百万美元57.52024年，百万美元45.72025年为100万美元，40.92026年，百万美元40.72027年为100万美元，124.32028年至2031年为100万人。
本公司有钻机合同和完井服务合同。钻井合同的条款因井而异，期限从不到一年到三年。期限在一年以下的服务合同的期限一般在45天数六个月。于2022年12月，本公司签订协议三新的钻机配备了一个三年期限和最低年度承担额为#美元12.2每台钻机百万美元。该公司预计将于2023年下半年交付其中两个钻井平台，并于2024年初交付第三个钻井平台。这些合同下的现有承付款为#美元34.92023年和2024年为100万美元，36.72025年为100万美元，31.92026年为100万美元，1.82027年为100万。
2021年和2022年，公司签订了水力压裂服务协议，独家使用二天然气动力水力压裂船队。协议的期限是三年根据这些协议，最低承诺额为#美元。19.2每年百万美元。该公司于2022年第二季度接收了第一批船队，预计第二批船队将于2023年第二季度交付。这些合同下的承诺额为$33.72023年，百万美元38.52024年，百万美元24.32025年为100万美元，4.72026年为100万。
F-17
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合并财务报表附注
本公司不时涉及在其正常运作过程中出现的某些诉讼。当可能已发生负债且损失金额可合理估计时，本公司就该等事项记录或有损失。本公司认为，这些问题的解决不会对公司的财务状况、经营结果或现金流产生重大不利影响，在2022年12月31日或2021年12月31日，也不会产生与这些问题相关的重大金额。
(6)可转换优先股
2022年11月30日，B系列可赎回可转换优先股全部流通股转换为43,750,000普通股。
(7)股东权益
公司的法定资本为405,000,000股份，其中400,000,000股票是普通股，$0.50每股面值，以及5,000,000是优先股，$10.00每股面值。
(8)基于股票的薪酬
该公司向关键员工和董事发放普通股和PSU的限制性股票，作为他们薪酬的一部分。奖励是根据本公司于2019年5月31日通过的2019年长期激励计划(“2019年计划”)进行的。截至2022年12月31日，根据2019年计划可获得的未来授权股权奖励为4,592,055普通股。
基于股票的薪酬费用计入一般费用和行政费用。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，公司拥有6.6百万，$6.8百万美元和美元6.5百万美元，分别为基于股票的薪酬支出。
限制性股票
限制性股票授予的公允价值一般在归属期间摊销。一年至三年，采用直线法。授予日每股限制性股票的公允价值等于公司股票的市场价格。
以下是限制性股票活动的摘要：
数量
受限
股票		加权
平均值
授权价
在2022年1月1日未偿还952,971 $5.74
授与627,791 $17.70
既得(549,363)$5.67
没收(65,341)$8.85
在2022年12月31日未偿还966,058 $13.34
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位为千，每股数据除外)
既有限制性股票的公允价值$11,080 $3,070 $2,852 
授权日加权平均公允价值$17.70 $6.05 $5.38 
为限制性股票授予确认的补偿费用$4,171 $3,406 $3,247 
与未归属股份相关的未确认补偿费用$10,301 
预期认证期2.3年份

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合并财务报表附注
绩效份额单位
公司发行PSU作为其长期股权激励薪酬的一部分。如果在业绩期间达到一定的业绩标准，PSU奖励可以导致向持有人发行普通股。演出期由以下部分组成三年。PSU的业绩准则是根据本公司于业绩期间的年化股东总回报(“TSR”)与若干同业公司于业绩期间的TSR作比较而厘定。与特别服务股有关的费用在各奖项的执行期内确认为一般和行政费用。
PSU的公允价值在授予日使用几何布朗运动模型(“GBM模型”)进行计量。这一模拟中使用的重要假设包括公司的预期波动率和基于美国国债收益率曲线利率的无风险利率，其到期日与归属期间一致，以及公司每一家同行的波动性。关于波动性的假设包括每家公司股票的历史波动性和上市交易股票期权的隐含波动性。
用于评估PSU的重要假设包括：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
无风险利率3.6 %0.3 %0.3 %
隐含波动率范围：
最低要求50 %37 %39 %
极大值83 %83 %198 %
PSU活动摘要如下：
数量
PSU		加权
平均值
授权价
在2022年1月1日未偿还1,049,910 $8.11
授与237,407 $25.92
挣来(596,893)$7.85
没收(137,870)$10.95
在2022年12月31日未偿还552,554 $15.11
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位为千，单位数据除外)
已授予的PSU数量237 221 232 
授予日期公允价值$6,023 $1,891 $1,943 
授予日期每单位公允价值$25.92 $8.56 $8.37 
为PSU确认的补偿费用$2,439 $3,392 $3,217 
与未归属股份相关的未确认补偿费用$5,520 
预期认证期2.3年份
PSU的公允价值在归属期间摊销三年，采用直线法。根据业绩乘数的不同，最终发行的普通股数量可能会有所不同，并可能导致发行零至1,105,108以业绩表现为基础的普通股股份范围为零至两百百分比。
(9)退休计划
该公司有一个401(K)利润分享计划，覆盖其所有员工。康斯托克可以酌情匹配员工对该计划的贡献。对该计划的相应捐款约为#美元。1.5百万，$1.3百万美元和美元1.3截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
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合并财务报表附注
(10)所得税
递延所得税是为了反映资产和负债的计税基础与其在财务报表中报告的金额之间的差异所产生的未来税收后果或收益，采用制定的税率。
以下是对综合所得税拨备(优惠)的分析：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位：千)
当前-联邦$40,445 $— $— 
当前状态(7,701)14,968 (154)
延期--联邦209,705 (16,721)(12,037)
延迟状态18,612 13,156 2,981 
$261,061 $11,403 $(9,210)
在记录递延所得税资产时，本公司考虑其递延所得税资产未来变现的可能性是否更大。递延所得税资产的最终变现取决于在这些递延所得税资产可扣除期间产生的未来应纳税所得额。本公司认为，在考虑了所有可获得的历史和预期客观证据后，管理层无法确定其所有递延税项资产变现的可能性更大，并更重视历史证据。因此，本公司为其递延税项资产以及美国联邦和州净营业亏损结转建立了估值准备金，由于在结转期届满前产生应税收入的不确定性，这些资产预计不会使用。本公司将继续考虑在未来期间获得的所有可用信息来评估递延税项资产的估值免税额。
代表递延税项净负债的重大暂时性差异对税收的影响如下：
截至12月31日，
20222021
(单位：千)
递延税项资产：
利息支出限额$101,104 $103,771 
净营业亏损结转49,740 53,112 
未实现的套期损失— 37,953 
资产报废债务5,714 4,312 
其他4,932 7,771 
161,490 206,919 
递延税项资产的估值准备(2,145)(46,474)
递延税项资产159,345 160,445 
递延税项负债：
财产和设备(570,833)(340,722)
未实现套期保值收益(4,087)— 
债务发行成本和债券折价摊销— (9,954)
其他(10,162)(7,186)
递延税项负债(585,082)(357,862)
递延税项净负债$(425,737)$(197,417)

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合并财务报表附注
21%的惯常税率和收入(损失)的实际税率之间的差异是由于下列原因：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位：千)
按法定税率征税$294,408 $(48,368)$(12,941)
以下项目的税务影响：
递延税项资产的估值准备(47,077)30,504 (919)
扣除联邦福利后的州所得税14,680 28,117 3,746 
其他(950)1,150 904 
总计$261,061 $11,403 $(9,210)
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
按法定税率征税21.0 %21.0 %21.0 %
以下项目的税务影响：
递延税项资产的估值准备(3.4)(13.3)1.5 
扣除联邦福利后的州所得税1.1 (12.2)(6.1)
其他(0.1)(0.5)(1.5)
实际税率18.6 %(5.0)%14.9 %
截至2022年12月31日，Comstock有以下结转可用来降低未来的所得税：
结转类型几年来
期满
结转		金额
(单位：千)
净营业亏损-美国联邦2023-2037$899,953 
净营业亏损-美国联邦无限$9,931 
净营业亏损--州税无限$1,486,685 
利息支出-美国联邦无限$481,449 
利息支出--州税无限$531,058 
根据IRC第382条的规定，公司利用2018年所有权变更前产生的净营业亏损(“NOL”)来减少应税收入的能力受到限制。在任何一年超过第382条限制的零继续被允许作为结转，直到到期，并可在结转期内的若干年内用于抵销应纳税所得额，但须遵守每年的限制。2018年前发生的NOL通常有20年期生命，直到它们期满。2018年及以后产生的NOL将无限期结转。在所有权变更日期后产生的无效资产不受382限制的影响。如果公司在2018年前NOL结转期届满前没有产生足够水平的应纳税所得额，则它将失去将这些NOL作为未来应纳税所得额抵销的能力。该公司估计，766.2百万美国联邦NOL结转和美元1.2据估计，国家NOL结转的10亿美元将在未使用情况下到期。

F-21
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合并财务报表附注
该公司在2018年12月31日之后年度的联邦所得税申报单仍有待审查。本公司在主要州所得税管辖区的所得税申报单在2019年12月31日之后的不同时期仍需接受审查。本公司目前正接受路易斯安那州的审查，并相信其重要的申报头寸是高度确定的，其所有其他重要的所得税申报头寸和扣除额将在审计后维持，否则最终决议将不会对综合财务报表产生实质性影响。因此，本公司没有为不确定的税务状况建立任何重大准备金。
(11)衍生金融工具与套期保值活动
Comstock通常使用大宗商品价格掉期、基差掉期和套圈来对冲石油和天然气价格，以管理价格风险。掉期是根据工具规定的价格与期货合约的结算价格之间的差额按月结算的。一般来说，当适用的结算价格低于合同中规定的价格时，Comstock将根据差额乘以套期保值的数量或金额从交易对手那里获得结算。同样，当适用的结算价超过合同规定的价格时，Comstock将根据差额向交易对手支付。当适用的结算价格低于合同中规定的价格时，Comstock通常会收到交易对手就楼层进行的结算，结算价格的基础是差额乘以对冲的交易量。对于领子，Comstock通常在结算价低于下限时从交易对手那里收到和解协议，当和解价格超过上限时向交易对手支付和解款项。当结算价落在下限和上限之间时，不会发生结算。
本公司所有衍生金融工具均用于风险管理目的，根据政策，任何衍生金融工具均不得用于交易或投机目的。Comstock通过正式的信用政策、监督程序和多样化，将其衍生金融工具交易对手的信用风险降至最低。除与担保其银行信贷安排的资产进行交叉抵押外，本公司不需要向其交易对手提供任何信贷支持。本公司并无任何衍生金融工具涉及支付或收取保费。本公司根据商品合约将衍生金融工具的公允价值金额分类为流动或非流动资产或负债净额(视乎情况而定)。本公司的衍生合约均未被指定为现金流对冲。本公司确认现金结算及其衍生金融工具的公允价值变动为综合经营报表中其他收入(支出)的单一组成部分，并在综合现金流量表中确认为现金流量中与经营活动分开的组成部分。Comstock的所有天然气衍生品金融工具都与Henry Hub-NYMEX价格指数挂钩。
截至2022年12月31日，公司拥有以下未偿还天然气价格衍生金融工具：
截至2023年12月31日的未来生产期
天然气环合同：
音量(MMBtu)174,925,000 
每MMBtu价格：
平均上限$9.96 
平均下限$2.99 
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合并财务报表附注
本公司衍生金融工具的合计公允价值按毛数在随附的综合资产负债表中列报。资产和负债之间的衍生金融工具的分类包括以下内容：
截至12月31日，
类型合并资产负债表位置20222021
(单位：千)
资产衍生金融工具：
天然气价格衍生品衍生金融工具--当前$23,884 $4,528 
油价衍生品衍生金融工具--当前— 730 
$23,884 $5,258 
负债衍生金融工具：
天然气价格衍生品衍生金融工具--当前$4,420 $181,215 
油价衍生品衍生金融工具--当前— 730 
$4,420 $181,945 
天然气价格衍生品衍生金融工具--长期$— $4,042 
本公司确认现金结算及其衍生金融工具的公允价值变动为其他收入(支出)的单一组成部分。与现金结算和在综合经营报表中确认的公司衍生品合同上确认的公允价值变化有关的损益如下：
截至十二月三十一日止的年度：
在衍生工具收益中确认的收益/(亏损)202220212020
(单位：千)
天然气价格衍生品$(662,522)$(555,636)$353 
油价衍生品— (7,247)12,059 
利率衍生品— 2,235 (2,461)
$(662,522)$(560,648)$9,951 
(12)关联方交易
该公司经营由其多数股东拥有的合伙企业持有的石油和天然气资产。Comstock向合作伙伴收取钻井、完工和生产油井所产生的成本，以及钻井和运营管理费。Comstock还向这些合作伙伴提供天然气营销服务，包括评估潜在市场和提供对冲服务，以换取相当于#美元的费用。0.02根据市场上销售的天然气的价格。该公司收到了$0.9百万，$1.4百万美元和美元0.72022年、2021年和2020年分别用于向伙伴关系提供的运营和营销服务。收到的服务费在所附的合并业务报表中反映为一般费用和行政费用的减少。
关于油井的作业，该公司有一笔#美元。18.5百万美元和美元20.8分别于2022年、2022年和2021年12月31日从合伙企业应收百万美元。
2021年，本公司从非关联第三方收购了50%的权益约35,000东得克萨斯州以未开发为主的海恩斯维尔页岩面积净英亩，其中还包括37生产油井。公司大股东的一家关联公司收购了剩余的股份50%的面积和康斯托克旁边的油井。康斯托克是联合收购的英亩地区未来钻探计划的运营商。
F-23
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合并财务报表附注
(13)石油和天然气储量信息(未经审计)
以下是该公司已探明石油和天然气储量的摘要：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
油
(MBbls)		天然
燃气
(MMcf)		油
(MBbls)		天然
燃气
(MMcf)		油
(MBbls)		天然
燃气
(MMcf)
已探明储量：
期初627 6,118,083 11,000 5,562,876 16,747 5,341,497 
对先前估计数的修订(61)(6,870)145 88,546 (4,241)306,552 
扩展和发现137 1,090,420 — 797,198 2 365,663 
采矿权到位6 260 — 202,588 — — 
矿产销售到位(78)(3,707)(9,308)(43,851)— — 
生产(82)(500,616)(1,210)(489,274)(1,508)(450,836)
期末549 6,697,570 627 6,118,083 11,000 5,562,876 
已探明的已开发储量：
期初627 2,245,660 11,000 1,967,288 15,104 1,890,357 
期末480 2,531,462 627 2,245,660 11,000 1,967,288 
已探明的未开发储量：
期初— 3,872,423 — 3,595,588 1,643 3,451,140 
期末69 4,166,108 — 3,872,423 — 3,595,588 
对以前估计数的修订。对2021年和2020年天然气预测的修订主要是由于与上一年已探明储量中已探明未开发地点的预期表现相比，该公司油井的生产业绩有所提高。对以前对2020年石油估计数的修订主要与石油价格的变化有关。其他年份对以前估计数的修订微不足道。
扩展和发现。2022年、2021年及2020年的扩展及发现主要包括已探明储量的增加，可归因于本年度已钻探的油井(前几年未被归类为已探明未开发的油井)，以及本公司计划在当前发展计划中钻探的已探明未开发地点。
下表列出了与探明储量有关的未来现金流量贴现的标准化计量方法：
截至12月31日，
202220212020
(单位：千)
与已探明储量有关的现金流：
未来现金流$40,405,829 $20,396,381 $9,871,616 
未来成本：
生产(5,473,650)(3,954,726)(3,173,350)
开发与废弃(4,175,721)(2,752,603)(2,592,520)
未来所得税(5,741,914)(2,065,316)(154,872)
未来净现金流25,014,544 11,623,736 3,950,874 
10%折扣率
(12,404,908)(5,848,131)(2,015,149)
未来净现金流量贴现的标准化计量$12,609,636 $5,775,605 $1,935,725 

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合并财务报表附注
下表列出了与已探明储量有关的未来现金流量折现标准计量的变化：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
(单位：千)
标准化措施，年初$5,775,605 $1,935,725 $2,913,211 
扣除生产成本后的销售价格净变化8,600,315 5,012,696 (1,858,026)
本年度发生的先前估计的开发成本788,450 502,674 302,135 
修订工程量估计数(42,423)119,200 215,268 
折扣的增加680,010 199,124 326,074 
未来开发和废弃成本的变化(869,115)1,505 313,191 
时间和其他方面的变化(113,744)(224,617)(127,663)
扩展和发现2,456,124 679,418 180,624 
采矿权到位604 150,065 — 
矿产销售到位(3,313)(64,032)— 
销售(扣除生产成本)(2,779,960)(1,567,182)(612,194)
所得税净变动(1,882,917)(968,971)283,105 
标准化措施，年终$12,609,636 $5,775,605 $1,935,725 
未来现金流量贴现的标准计量是根据每年石油和天然气的每月第一个月的市场价格的简单平均值确定的。用于确定石油和天然气储量数量以及石油和天然气储量未来现金流入的价格代表该公司销售点收到的价格。这些价格已经根据位置和质量差异的公布或索引价格进行了调整。用于确定石油和天然气储量、数量和现金流的价格如下：
截至十二月三十一日止的年度：
202220212020
原油：美元/桶$91.21 $62.38 $32.88 
天然气：美元/mcf$6.03 $3.33 $1.71 
编制财务报表时使用的已探明储量信息是基于公司石油工程人员根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会制定的准则编制的估计值，这些准则要求在现有的经济和运营条件下编制储量报告，除非通过合同协议，否则没有关于价格和成本上升的规定。该公司的所有储量都位于美国大陆的陆上。该公司聘请了一名独立的石油顾问对公司2022年储量估计数进行审计。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，是因为他们的地理专业知识和历史经验。
未来开发及生产成本乃根据年终成本及假设现有经济状况持续，估计于年底开发及生产已探明石油及天然气储量将产生的开支。未来所得税开支的计算方法是将适当的法定税率适用于与已探明储备有关的未来税前现金流量净额，扣除有关物业的税基后计算。未来所得税支出将产生永久性差异和税收抵免，但不反映未来业务的影响。
(14)后续事件
2023年2月13日，康斯托克董事会宣布季度现金股息为1美元0.125每股普通股于2023年3月1日交易结束时向登记在册的股东支付，付款日期为2023年3月15日。
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