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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
☑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2022年12月31日
或
☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
佣金文件编号001-31539
SM能源CO公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 41-0518430 | |
| (注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | | (国际税务局雇主身分证号码) | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 林肯街1700号，套房3200, 丹佛, 科罗拉多州 | | 80203 | |
| (主要执行办公室地址) | | (邮政编码) | |
(303) 861-8140
(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：
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| 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0.01美元 | SM | 纽约证券交易所 |
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。是☑ No ☐
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☑
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☑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☑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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| 大型加速文件服务器 | ☑ | | 加速文件管理器 | ☐ | |
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| 非加速文件服务器 | ☐ | | 规模较小的报告公司 | ☐ | |
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| | | | 新兴成长型公司 | ☐ | |
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如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐ |
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告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。☑
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
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☐不是☑
根据纽约证券交易所的报告，登记人的非关联公司持有的120,301,526股有表决权股票的总市值，基于登记人普通股在2022年6月30日，也就是登记人最近结束的第二财季的最后一个工作日的收盘价，每股34.19美元，为$4,113,109,174。董事和高管，以及持有已发行普通股10%或以上或注册人认为处于控制地位的每个人持有的普通股都不包括在内。对于其他目的，这种关联地位的确定不一定是决定性的确定。
截至2023年2月9日，注册人拥有121,931,676已发行普通股的股份。
以引用方式并入的文件
本报告第三部分第10、11、12、13和14项所要求的某些信息以引用的方式纳入注册人关于其2023年股东年会的附表14A的最终委托书部分，该声明将于2022年12月31日后120天内提交。
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| 目录 |
| 项目 | | 页面 |
| 有关前瞻性陈述的警示信息 | 4 |
| 词汇表 | 4 |
| 第一部分 | 8 |
项目1.和2. | 企业和物业 | 8 |
| 一般信息 | 8 |
| 战略 | 8 |
| 2022年的重大发展 | 8 |
| 展望 | 9 |
| 作业区 | 10 |
| 储量 | 11 |
| 生产 | 15 |
| 生产井 | 15 |
| 钻井和完井活动 | 16 |
| 物业的标题 | 16 |
| 种植面积 | 17 |
| 交付承诺 | 17 |
| 主要客户 | 17 |
| 人力资本 | 17 |
| 季节性 | 19 |
| 竞争 | 19 |
| 政府规章 | 20 |
| 可用信息 | 22 |
第1A项。 | 风险因素 | 23 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 36 |
第三项。 | 法律诉讼 | 36 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 36 |
| 第II部 | 37 |
第五项。 | 注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场 | 37 |
第六项。 | [已保留] | 38 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 39 |
| 公司概况 | 39 |
| 运营的财务结果和其他比较数据 | 43 |
| 2022年至2021年和2021年至2020年财务结果和趋势比较 | 46 |
| 流动性和资本资源概述 | 49 |
| 关键会计估计 | 54 |
| 会计事项 | 56 |
| 环境 | 56 |
| 非公认会计准则财务指标 | 57 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 58 |
第八项。 | 合并财务报表和补充数据 | 59 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 102 |
第9A项。 | 控制和程序 | 102 |
项目9B。 | 其他信息 | 105 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 105 |
| | | | | | | | |
| 目录 |
| (续) |
| 项目 | | 页面 |
| 第三部分 | 105 |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 105 |
第11项。 | 高管薪酬 | 105 |
第12项。 | 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 | 105 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 106 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 106 |
| 第IV部 | 107 |
第15项。 | 展品和合并财务报表明细表 | 107 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 109 |
| 签名 | 110 |
有关前瞻性陈述的警示信息
这份10-K表格年度报告(“10-K表格”或“本报告”)包含“前瞻性陈述”，其含义符合修订后的1933年证券法第27A条(“证券法”)和修订后的1934年证券交易法第21E条(“交易法”)。本报告中包含的所有陈述，除历史事实陈述外，涉及我们预期、相信或预期未来将发生或可能发生的与我们的财务状况、经营结果、业务前景或经济表现有关的活动、条件、事件或发展，或涉及未来经营的管理计划和目标，均属前瞻性陈述。“预期”、“假设”、“相信”、“预算”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“打算”、“待定”、“计划”、“潜在”、“预计”、“目标”、“将会”以及类似的表述旨在识别前瞻性表述。本报告通篇都有前瞻性陈述，包括关于以下事项的陈述：
•业务战略和未来业务的其他计划和目标，包括业务扩张和增长的计划或推迟资本投资的计划，有关未来股息支付、债务赎回或股权回购、资本市场活动、环境、社会和治理(“ESG”)目标和举措的计划，以及我们对未来财务状况或运营结果的展望；
•未来资本支出的数额和性质、我们的资产对大宗商品价格下跌的适应能力，以及为资本支出提供资金的流动资金和资本资源的可用性；
•我们对未来原油、天然气和天然气液体(在本报告中也分别称为“石油”、“天然气”和“NGL”)、油井成本、服务成本、生产成本、一般和行政成本的价格展望，以及通货膨胀对这些成本的影响；
•石油和天然气产区的武装冲突、政治不稳定或内乱，包括俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突及其对法律法规的潜在影响，或实施经济或贸易制裁；
•根据我们的第七次修订和重新签署的信贷协议(“信贷协议”)，借款基数或总贷款人承诺的任何变化；
•现金流、流动性、利息和相关偿债费用、我们实际税率的变化，以及我们未来偿还债务的能力；
•我们的钻井和完井活动以及其他勘探和开发活动，每一项活动都可能受到供应链中断和通货膨胀的影响，我们获得许可和政府批准的能力，以及我们、我们的联合开发合作伙伴和/或其他第三方运营商的计划；
•全球新冠肺炎大流行对我们、我们的行业、我们的财务状况和我们的运营结果的影响；
•可能或预期的收购和剥离，包括可能的剥离或分包，或内部或联合开发某些财产；
•石油、天然气和天然气储量估计和未来净收入以及与这些储量估计相关的未来净收入现值的估计，以及已探明的未开发储量到已探明已开发储量的转换；
•我们的预期未来产量、确定的钻探地点以及钻探前景、库存、项目和计划；以及
•其他类似的问题，如管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析在本报告第二部分，项目7。
我们的前瞻性陈述是基于我们根据我们的经验以及我们对历史趋势、当前状况、预期未来发展和我们认为在这种情况下合适的其他因素的看法而做出的假设和分析。我们提醒您，前瞻性陈述不是对未来业绩的保证，这些陈述会受到已知和未知的风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能会导致我们的实际结果或表现与前瞻性陈述明示或暗示的任何未来结果或表现大不相同。可能导致我们的财务状况、经营结果、业务前景或经济表现与预期不同的因素包括第一部分第1A项中讨论的因素，风险因素在本报告的下方和其他地方。
本报告中的前瞻性陈述仅代表提交本报告时的情况。尽管我们可能会不时自愿更新我们之前的前瞻性陈述，但我们不承诺这样做，除非适用的证券法要求这样做。
词汇表
本节中定义的石油和天然气术语以及其他术语在本报告中通篇使用。术语“已开发储量”、“探井”、“油田”、“已探明储量”和“未开发储量”的定义缩写自S-X规则第4-10(A)条下的定义。根据S-X规则第4-10(A)条对这些术语的完整定义可通过美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)网站www.sec.gov找到。
从价税。根据不动产或个人财产的价值征收的税。
ASC.会计准则编撰。
亚利桑那州立大学。会计准则更新。
Bbl。一个储罐桶，或42美国加仑液体体积，用于指油、天然气、水或其他液态碳氢化合物。
BBtu.十亿英制热量单位。
Bcf. 10亿立方英尺，用于指天然气。
英国央行。桶油当量。石油当量是用6立方米天然气与1桶石油或天然气的比率来确定的。
BTU。英制热量单位，使一磅水的温度升高1华氏度所需的热量。
完成了。安装生产石油、天然气和/或天然气的设备，或在干井的情况下，向有关当局报告该油井已被废弃。
转换率。当年已探明未开发储量到已探明已开发储量的换算，除以年初已探明未开发储量(在我们的行业中通常也称为“已探明未开发储量”往绩“).
产生的费用。石油和天然气财产收购、勘探和开发活动发生的成本，无论是资本化的还是计入费用的。
已开发的种植面积。 分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。
已开发储量。预计可回收的储量：(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)如果开采不涉及油井，则通过已安装的开采设备和在储量估计时运行的基础设施。
发展良好。在石油或天然气储集层探明区域内钻探到已知可生产的地层深度的井。
干井。不能以足够的商业产量生产石油、天然气和/或天然气的探井、开发井或延伸井，以证明完井或完井后的经济运行是合理的(也称为“非采油井“).
探井。为了寻找新的油田或在以前发现的另一个储集层中有石油或天然气的油田中发现新的储集层而钻探的井。
FASB。财务会计准则委员会。
费用属性。可以拥有的最广泛的土地权益，包括地表权和矿产(包括石油和天然气)权利。
现场。由一个或多个储集层组成的区域，这些储集层都集中在同一地质构造特征和/或地层条件上，或与之相关。
队形。在相同的一般地质条件下沉积的一系列沉积层。
公认会计原则。美国普遍接受的会计原则。
总英亩或总井。拥有工作权益的英亩或油井。
水平井。与垂直方向成70度角的井。
租赁运营费用(LOE”). 将石油、天然气和/或天然气从生产地层提升到地面所产生的费用，构成工作权益的当前运营费用的一部分，还包括人工、监督、供应、维修、维护、分配的间接费用和其他与生产有关的费用，但不包括租赁购置、钻井或完井成本。
Mbbl.1000桶，用于指油、天然气、水或其他液态碳氢化合物。
MBoe。一千桶油当量。
麦克夫。千立方英尺，用于指天然气。
MMbbl.一百万桶，用于指石油、天然气、水或其他液态碳氢化合物。
嗯，好吧。一百万桶油当量。
MMBtu.百万英制热量单位。
MMcf.一百万立方英尺，用于指天然气。
净英亩或净井。我们在总英亩或总油井中拥有的零星工作权益的总和。
NGL。 乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油的混合物，当从气体中除去后，在不同程度的较高压力和较低温度下变成液体。
纽约商品交易所西德克萨斯中质原油。纽约商品交易所西德克萨斯中质油，一种常见的行业基准油价。
纽约商品交易所亨利·哈勃。纽约商品交易所Henry Hub，天然气常见的行业基准价格。
欧佩克+。石油输出国组织(“欧佩克加上其他非OPEC产油国。
OPIS。石油价格信息服务，这是德克萨斯州蒙特贝尔维尤NGL定价的常见行业基准。
PV-10. PV-10是一项非GAAP指标。根据估计已探明储量及截至所示日期的有效成本(除非该等成本根据合同规定而有所变动)所使用的价格，减去估计的生产及未来开发成本，而不计及一般及行政费用、偿债、未来所得税开支或折旧、损耗及摊销等非财产相关开支的估计未来收入现值，或折旧、耗尽及摊销，按每年10%的贴现率贴现。虽然这一指标不包括所得税的影响，但它确实提供了本公司在与其他公司比较的基础上和不同时期之间的相对价值的指示性表示。之所以提出这一措施，是因为管理层认为它为投资者提供了有用的信息，以便在经常性的基础上分析公司的基本业务。
多产井。正在生产或能够商业生产石油、天然气和/或天然气的探井、开发井或延伸井。
已探明储量。通过对地球科学和工程数据的分析，在提供经营权的合同到期之前，根据现有的经济条件、运营方法和政府法规，可以合理确定地估计从给定日期起，从已知储集层经济上可生产的石油、天然气和天然气气藏的数量，除非有证据表明，无论使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。现有经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本，所使用的价格是报告所述期间结束日期之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月的每月1日价格的未加权算术平均数，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的价格上涨。
重新完成。在不同于先前完井的地层中完成现有井筒。
储备寿命指数。以年数表示，代表在指定日期的估计已探明储量净额除以前12个月期间的实际产量。
水库。一种多孔、可渗透的地下地层，包含可开采的石油、天然气和/或相关液体资源的自然聚集，受不透水岩石或水屏障的限制，是独立的，与其他储集层分开。
资源发挥。一个术语，用来描述已知存在于大片地区的石油、天然气和/或相关液体资源的聚集，与常规活动相比，这种活动通常具有较低的预期地质风险。
皇室成员。支付给矿业权所有人的金额或费用，以石油、天然气和天然气生产和销售的总收入的百分比或分数表示，不受与受影响油井的钻探、完井和运营有关的费用的影响。
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、天然气和天然气生产，而无需支付勘探、开发和生产操作的成本。
地震。这个 将能量波或声波发射到地球上，并分析波的反射以推断地下岩层的类型、大小、形状和深度。
页岩。主要由固结的粘土或泥浆组成的细粒沉积岩。页岩是最常见的沉积岩。
索夫。有担保的隔夜融资利率。
对贴现的未来净现金流的标准化衡量。根据估计储量、年终成本和法定税率所使用的价格，按10%的年贴现率，与估计的已探明储量相关的贴现未来净现金流量。此计算的信息包含在补充石油和天然气信息(未经审计)载于本报告第二部分第8项。
未开发的面积。未钻探或完成油井的租赁面积，无论该面积是否包含估计的已探明储量，均可生产商业数量的石油、天然气和天然气。
未开发储量。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的储量。适用的美国证券交易委员会对未开发储量的定义规定，只有在已通过开发计划，表明计划在五年内钻探的情况下，未钻探地区才可被归类为具有未开发储量，除非特定情况有理由延长时间。
工作兴趣。赋予所有者钻探、生产和在该物业上进行经营活动以及分享生产、销售和成本的权利的经营利益。
第一部分
当我们使用术语“SM Energy”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们”时，除非上下文另有规定，否则我们指的是SM Energy公司及其子公司。我们已经包含了一些对理解我们的业务很重要的技术术语词汇表本报告的一节。在这份文件中，我们做出了涉及未来预期、可能性或事件的陈述和预测，所有这些都可以归类为“前瞻性陈述”。请参阅有关前瞻性陈述的警示信息关于这些类型的陈述以及相关的风险和不确定性的解释，请参阅本报告的一节。
项目1.和2.业务和财产
一般信息
我们是一家独立的能源公司，目前在德克萨斯州从事石油、天然气和天然气的收购、勘探、开发和生产。SM Energy成立于1908年，1915年在特拉华州注册成立，1992年12月首次公开发行普通股。我们的普通股在纽约证券交易所交易，股票代码为“SM”。
我们的总部位于科罗拉多州丹佛市林肯街1700号，3200Suit3200，邮编：80203，电话号码是(303)861-8140。
战略
我们的战略是成为顶级油气资产的主要运营商。我们的团队通过优先考虑安全、技术创新和自然资源管理来执行这一战略，所有这些都是我们企业文化的组成部分。我们的目标是通过负责任地生产能源供应，为国内能源安全和繁荣做出贡献，并在我们生活和工作的社区产生积极影响，让人们的生活变得更好。我们的长期愿景是通过保持和优化我们的高质量资产组合、产生现金流和保持强劲的资产负债表，可持续地为我们所有的利益相关者增加价值。我们的近期目标包括通过股票回购计划和固定股息支付向股东返还价值，这些在2022年期间有所增加，如中所述2022年的重大发展下面。我们的资产组合由德克萨斯州西部米德兰盆地和德克萨斯州南部马弗里克盆地的优质资产组成，这些资产对大宗商品价格风险具有弹性。我们打算通过专注于开发高质量的经济钻井、完井和生产机会来实现我们的目标，同时高效地利用资本和继续使用创新技术。
我们致力于卓越的安全、健康和环境管理；支持多元化和蓬勃发展的员工团队的专业发展；通过投资于我们生活和工作的社区并与其建立联系，与我们的利益相关者建立和保持伙伴关系；以及在报告我们在这些领域的进展时保持透明度。我们将ESG计划列为优先事项，其中包括整合整个组织的强化环境和社会项目，并设定目标，包括降低燃烧和温室气体(“GHG”或“GHGs”)排放强度，以及保持低甲烷排放强度。此外，我们正在实施跟踪其他ESG指标的系统，以改进未来的报告和业绩，并提高员工意识。我们董事会的环境、社会和治理委员会监督公司ESG政策、计划和倡议的制定和实施，并与管理层一起就这些问题向我们的董事会报告。进一步表明我们对可持续运营和环境管理的承诺，我们长期激励计划下高管和合格员工的薪酬，以及我们短期激励计划下所有员工的薪酬，部分是根据公司范围内的某些基于业绩的指标计算的，这些指标包括关键的财务、运营和环境、健康和安全措施。
2022年的重大发展
2022年，我们完成了年初确定的近期目标。由于强劲的产量和衍生产品结算前的已实现价格上升(“已实现价格”或“已实现价格”)，我们成功地增加了经营活动提供的净现金，使我们能够比预期更早地减少未偿还长期债务的本金余额，并增加了资本项目库存的价值。在实现这些短期目标后，我们启动了资本返还计划。
生产、定价和收入，以及商品衍生品。与2021年相比，2022年我国的日均净当量产量增加了3%，达到145.1 MBOE，其中包括65.7Mbl石油、345.0 MmCf天然气和21.9Mbl天然气。这一增长是对我们奥斯汀粉笔资产的资本分配增加的结果，这导致我们南得克萨斯州资产的平均日净当量产量增加了37%，超过了我们米德兰盆地资产的平均日净当量产量下降14%的速度。因此，石油产量占总产量的百分比从2021年的54%下降到2022年的45%。
在截至2022年12月31日的一年中，石油、天然气和NGL的实际价格与2021年相比分别上涨了40%、29%和6%。由于实际价格上涨，石油、天然气和NGL生产收入增加了29%
截至2022年12月31日的一年为33亿美元，而2021年为26亿美元。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，石油生产收入分别占总生产收入的68%和73%。
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，我们分别录得3.74亿美元和9.017亿美元的衍生品净亏损。这些金额包括截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的衍生品结算损失7.107亿美元和7.49亿美元。请参阅作业区在下面和公司概况 第二部分，本报告项目7，供进一步讨论。
现金流和债务削减。在截至2022年12月31日的一年中，经营活动提供的现金净额为17亿美元，超过了投资活动使用的现金净额8.803亿美元。我们用经营活动提供的净现金超过投资活动中使用的净现金，赎回了2024年优先票据和2025年优先担保票据的剩余未偿还本金余额，将截至2022年12月31日的未偿还长期债务总额从2021年12月31日的21亿美元减少到16亿美元，并将资本返还给我们的股东，如下所述。此外，截至2022年12月31日，我们的现金和现金等价物余额为4.45亿美元。请参阅2022年至2021年和2021年至2020年现金流变化分析在……里面流动性和资本资源概述 在第二部分，第7项，以及注5--长期债务在第二部分，本报告项目8供进一步讨论，包括我们的2024年高级票据和2025年高级担保票据的定义。
资本返还计划。2022年9月7日，我们宣布董事会批准了一项股票回购计划，授权我们在2024年12月31日之前回购总价值高达5.0亿美元的普通股(“股票回购计划”)。在2022年期间，我们回购并随后注销了1,365,255股普通股，总成本为5720万美元。董事会还批准将我们的固定股息增加到每年每股0.60美元，按季度每股0.15美元的增量支付。在截至2022年12月31日的年度内，我们宣布的股息为每股0.31美元，比截至2021年12月31日的年度宣布的每股0.02美元有所增加。请参阅附注3--股权在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
储备和资本投资。截至2022年12月31日，已探明总储量估计为537.4 MMBOE，比截至2021年12月31日的492.0 MMBOE增长了9%。这一增长主要包括对之前与德克萨斯州南部和米德兰盆地资产的加密储量相关的103.2 MMBOE的估计进行了修订，但被2022年53.0MMBOE的产量部分抵消。截至2022年12月31日，我们的探明储量寿命指数增至10.1年，而截至2021年12月31日，已探明储量寿命指数为9.6年。请参阅作业区和储量以下是关于扩建和发现的新增储量、移除某些已探明的未开发储量不再在我们未来五年的开发计划中的情况以及由于填充、价格和性能修订而对先前估计进行的修订的进一步讨论。与2021年相比，2021年发生的成本增加了34%，到2022年达到9.617亿美元。请参阅作业区下面，和到补充石油和天然气信息(未经审计)在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
展望
我们为所有利益相关者可持续增长价值的长期愿景包括继续产生现金流，以便通过股票回购计划和固定股息向股东返还资本。此外，我们专注于通过勘探和开发优化来增加资本项目库存的价值，并追求高质量的经济钻探、完井和生产机会。
我们的2023年资本计划总额预计约为11亿美元，我们预计将用运营现金流为该计划提供资金。我们计划将2023年资本计划的重点放在我们的米德兰盆地和德克萨斯州南部资产的高经济性石油开发项目上。我们预计将在2023年通过股票回购计划回购更多已发行普通股，根据该计划，截至2022年12月31日，仍有4.428亿美元可供回购。
作业区
____________________________________________
(1)截至2022年12月31日。
我们的2022年业务集中在米德兰盆地和德克萨斯州南部，如下所述。下表汇总了这些地区截至2022年12月31日的年度的已探明储量、净产量和成本估计数：
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| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计(1) |
| 已探明储量 | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 153.1 | | | 52.7 | | | 205.8 | |
| 燃气(Bcf) | 625.1 | | | 777.8 | | | 1,402.9 | |
| NGL(MMBbl) | 0.2 | | | 97.6 | | | 97.8 | |
Mmboe(1) | 257.4 | | | 280.0 | | | 537.4 | |
相对百分比 | 48 | % | | 52 | % | | 100 | % |
| 已证实已开发的百分比 | 64 | % | | 55 | % | | 59 | % |
| 净生产量 | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 19.1 | | | 4.9 | | | 24.0 | |
| 燃气(Bcf) | 63.5 | | | 62.5 | | | 125.9 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 8.0 | | | 8.0 | |
Mmboe(1) | 29.7 | | | 23.2 | | | 53.0 | |
平均每日当量(MBOE/d)(1) | 81.4 | | | 63.7 | | | 145.1 | |
相对百分比 | 56 | % | | 44 | % | | 100 | % |
产生的成本(单位：百万)(2) | $ | 476.2 | | | $ | 431.0 | | | $ | 961.7 | |
___________________________________________
(1)由于四舍五入的原因，可能无法计算金额。
(2)产生的资产成本不等于主要由于勘探活动产生的公司费用以及与我们核心业务区域以外的勘探活动相关的成本所产生的总成本，这些成本不在本表中。有关所招致的总费用，请参阅已招致的费用在……里面补充石油和天然气信息(未经审计) 在本报告第二部分，项目8。
截至2022年12月31日的总估计探明储量比2021年12月31日增加了9%。在截至2022年12月31日的一年中，总净当量产量比2021年增长了3%。截至2022年12月31日的年度发生的成本与2021年相比增加了34%，这主要是由于通货膨胀和与开发我们的南得克萨斯州资产相关的资本活动的增加。
米德兰盆地。我们的米德兰盆地资产位于得克萨斯州西部的二叠纪盆地，占地约80,000英亩，包括我们在德克萨斯州霍华德和马丁县的Rockstar资产以及我们在德克萨斯州厄普顿和米德兰县(“米德兰盆地”)的Seitie Peck资产。2022年，我们在Rockstar和Swetie Peck位置的钻井和完井活动继续主要专注于开发优化和进一步勾勒出我们的米德兰盆地位置。我们目前的米德兰盆地位置在多个富含石油的地区，包括斯普拉贝里和沃尔夫坎普地层，提供了大量的未来开发机会。我们预计，2023年米德兰盆地的资本活动将集中在高经济效益的石油开发项目上。
2022年，成本为4.762亿美元，我们平均配备三台钻机和一名完井人员。在我们运营的米德兰盆地项目中，我们钻了63口总(50净)井，完成了44口总(36净)井，截至2022年12月31日，已钻井49口(净40口)，但尚未完成。截至2022年12月31日的净当量产量为29.7MMBOE，比截至2021年12月31日的34.4MMBOE下降了14%。预计已探明储量从2021年12月31日的251.6 MMBOE增加到2022年12月31日的257.4 MMBOE，这是价格、性能和加密修正为41.0MMBOE和增加5.6MMBOE的结果，但被29.7MMBOE的产量部分抵消。此外，我们剔除了11.1MMBOE的已探明未开发储量，取而代之的是确认与不同地点相关的已探明未开发储量的增加，这些已探明未开发储量已加入我们的五年发展计划。加密修正和补充取代了转换的已探明未开发储量。
南得克萨斯州。我们的南得克萨斯州资产包括大约155,000英亩的净英亩，位于得克萨斯州(“南得克萨斯州”)的迪米特和韦伯县。2022年，我们在南得克萨斯州的业务重点是鹰滩页岩地层和奥斯汀粉笔地层的生产，以及奥斯汀粉笔地层的进一步开发。我们在Maverick盆地的重叠面积覆盖了西部Eagle Ford页岩和Austin Chalk地层(“Maverick盆地”)的很大一部分，并包括跨越石油、天然气-凝析油和干气窗口的面积，这些窗口的天然气成分适合用于天然气开采。我们预计，2023年南得克萨斯州的资本活动将主要集中在开发奥斯汀粉笔地层上。
2022年，成本为4.31亿美元，我们平均配备两台钻机和一名完井人员。在我们运营的南得克萨斯项目中，我们钻了41口总(40净)井，完成了43口总(43净)井，截至2022年12月31日，已钻完29口总(28净)井。截至2022年12月31日的年度净当量产量为23.2MMBOE，比截至2021年12月31日的16.9MMBOE增长37%。预计已探明储量从2021年12月31日的240.4 MMBOE增加到2022年12月31日的280.0 MMBOE，这是由于75.2MMBOE的正填充和价格修正以及11.1MMBOE的增加，部分被向下修正23.5MMBOE和产量23.2MMBOE所抵消。扩建后探明储量的增加是我们在奥斯汀白垩层开发继续取得成功的结果。向下修订包括因业绩修订而产生的14.7MMBOE及8.8MMBOE的已探明未开发储量，由确认与不同地点相关的已探明未开发储量的增加而取代，这些新增储量已加入我们的五年发展计划。
办公空间。截至2022年12月31日，我们租赁和拥有的办公空间如下表所示：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 租用的近似平方素材 | | 拥有的近似正方形素材 |
| 公司 | | 59,000 | | | — | |
| 米德兰盆地 | | 59,000 | | | — | |
| 南得克萨斯州 | | 21,000 | | | 12,000 | |
| 总计 | | 139,000 | | | 12,000 | |
储量
储量估计从本质上来说是不准确的，对新发现和未开发地点的估计比对生产油气资产的储量估计更不精确。因此，我们预计，随着新信息的出现，这些估计数字将发生变化。下表列出了对未来净现金流和PV-10进行贴现的标准化计量。PV-10是一种非GAAP财务指标，通常不同于最直接可比的GAAP财务指标--未来现金流量贴现的标准化指标，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。无论是未来净现金流贴现的标准化衡量标准，还是PV-10，都不代表我们石油和天然气资产的公平市场价值。我们和石油和天然气行业的其他人使用PV-10作为一种衡量标准，以比较已探明储量的相对规模和价值，而不考虑这些实体的具体税收特征。请参阅词汇表关于这些措施的更多信息，请参阅本报告一节，并参考下文所述未来净现金流量贴现标准化计量与PV-10的对账情况。我们估计的已探明储量的实际数量和现值可能比我们估计的要多或少。自上一财年开始以来，除美国证券交易委员会外，没有任何对我们已探明储量的估计提交给任何联邦当局或机构，也没有包括在报告中。下表应与风险因素下面的部分。
下表汇总了截至2022年12月31日、2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的估计探明储量、贴现未来净现金流量(GAAP)的标准化衡量标准、PV-10(非GAAP)、用于计算探明储量估计的价格以及储量寿命指数：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 储备量： | | | | | |
| 已被证明是发达的 | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 110.4 | | | 110.7 | | | 89.8 | |
| 燃气(Bcf) | 902.1 | | | 833.0 | | | 643.9 | |
| NGL(MMBbl) | 57.1 | | | 50.7 | | | 32.1 | |
Mmboe(1) | 317.8 | | | 300.2 | | | 229.3 | |
| 事实证明是未开发的 | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 95.4 | | | 88.8 | | | 82.9 | |
| 燃气(Bcf) | 500.8 | | | 410.4 | | | 408.1 | |
| NGL(MMBbl) | 40.7 | | | 34.5 | | | 24.4 | |
Mmboe(1) | 219.6 | | | 191.8 | | | 175.3 | |
已证明的总数(1) | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 205.8 | | | 199.5 | | | 172.7 | |
| 燃气(Bcf) | 1,402.9 | | | 1,243.5 | | | 1,052.0 | |
| NGL(MMBbl) | 97.8 | | | 85.2 | | | 56.6 | |
| Mmboe | 537.4 | | | 492.0 | | | 404.6 | |
| 探明开发储量百分比 | 59 | % | | 61 | % | | 57 | % |
| 探明未开发储量百分比 | 41 | % | | 39 | % | | 43 | % |
| | | | | |
| 储备数据(单位：百万)： | | | | | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量(GAAP) | $ | 9,962.1 | | | $ | 6,962.6 | | | $ | 2,682.5 | |
| PV-10(非GAAP)： | | | | | |
| 已证明已开发出PV-10 | $ | 8,234.8 | | | $ | 5,407.2 | | | $ | 1,848.8 | |
| 事实证明，未开发的PV-10 | 3,919.7 | | | 2,751.4 | | | 833.7 | |
| 已证实的PV-10总数(非GAAP) | $ | 12,154.5 | | | $ | 8,158.6 | | | $ | 2,682.5 | |
| | | | | |
12个月往绩平均价格：(2) | | | | | |
油(每桶) | $ | 93.67 | | | $ | 66.56 | | | $ | 39.57 | |
燃气(每MMBtu) | $ | 6.36 | | | $ | 3.60 | | | $ | 1.99 | |
NGL(按BBL) | $ | 42.52 | | | $ | 36.60 | | | $ | 17.64 | |
| | | | | |
储备年限指数(年)(3) | 10.1 | | | 9.6 | | | 8.7 | |
____________________________________________
(1)由于四舍五入的原因，可能无法计算金额。
(2)用于计算探明储量估算的价格，反映的是美国证券交易委员会规则规定的往绩12个月内每个月的月初一价格的未加权算术平均值。然后我们调整这些价格，以反映在估计我们已探明储量的期间内适当的质量和位置差异。
(3)我们用新的石油和天然气储量取代生产的能力，对我们业务未来的成功至关重要。请参考中的后备寿命指标条款词汇表部分，以获取描述如何计算此指标的信息。
下表对折现未来净现金流量(GAAP)的标准化计量与总估计探明储量的PV-10(非GAAP)进行了核对。请参阅词汇表本报告的部分用于 贴现未来净现金流量和PV-10的标准化计量的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：百万) |
未来净现金流量贴现的标准化计量(GAAP) | $ | 9,962.1 | | | $ | 6,962.6 | | | $ | 2,682.5 | |
附加：10%的年度折扣，不含所得税 | 7,551.5 | | | 4,844.9 | | | 1,856.3 | |
新增：未来未贴现所得税 | 3,888.3 | | | 2,130.3 | | | — | |
税前未贴现未来净现金流量 | 21,401.9 | | | 13,937.8 | | | 4,538.8 | |
更低：不含税的10%年度折扣 | (9,247.4) | | | (5,779.2) | | | (1,856.3) | |
| PV-10(非GAAP) | $ | 12,154.5 | | | $ | 8,158.6 | | | $ | 2,682.5 | |
已探明未开发储量
已探明的未开发储量包括预计将从未来未钻探面积的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。未开发储量可被归类为未钻探面积上的已探明储量，直接抵消在钻探时合理确定经济生产能力的开发区，或可靠技术提供经济可行性合理确定性的开发区。只有在通过了一项开发计划，表明计划在五年内进行钻探的情况下，未钻探的地点才可被归类为已探明的未开发储量，除非具体情况证明需要更长的时间。截至2022年12月31日，我们没有任何已探明的未开发储量在我们的账面上超过五年，我们的已探明未开发储量的面积都不是预计将到期的面积，也不是预期在目标完工日期之前通过续期持有的面积。
对于已探明的未开发地区与已开发的生产地点相距超过一个开发间隔区域的地区，我们在登记已探明的未开发储量时采用了可靠的地质和工程技术。在截至2022年12月31日的已探明未开发储量总额219.6 MMBOE中，米德兰盆地约40.1MMBOE已探明未开发储量和德克萨斯州南部已探明未开发储量65.3MMBOE被距离最近已探明已开发生产地点的一个以上开发间隔区抵消。我们结合了来自多个来源的公共和专有数据，以确定每个地层及其生产属性的地质连续性。这包括地震数据和解释(三维和微地震)、裸眼测井信息(垂直和水平采集)和该测井数据的岩石物理分析、泥浆测井、气体样品分析、总有机质含量、热成熟度、试采、流体性质和岩心数据的测量，以及在某些类似地区内产生可预测和可重复储量估计的统计动态数据。这些地点仅限于那些既能证明已确立的地质一致性，又能证明充分的统计业绩数据以提供合理确定结果的地区。
截至2022年12月31日，预计已探明未开发储量比2021年12月31日增加27.8MMBOE，或15%。下表提供了我们截至2022年12月31日的已探明未开发储量的对账：
| | | | | |
| 总计
(Mmboe) |
| 已探明未开发储量总额： | |
| 年初 | 191.8 | |
| 对先前估计数的修订 | 98.3 | |
| 转化为已证实的开发 | (59.7) | |
| 因五年规则而被免职 | (19.9) | |
| 从扩展和发现中添加内容 | 9.1 | |
| |
| |
| 年终 | 219.6 | |
对先前估计数的修订。2022年期间，对先前估计的98.3MMBOE的修订主要与加密储量有关，其中64.5MMBOE和33.8MMBOE的估计已探明未开发储量分别归因于我们的南得克萨斯和米德兰盆地项目。价格和性能修正均低于1.0MMBOE。
转化为已证实的已开发。我们2022年的转化率为31%，这是在我们的奥斯汀粉笔和米德兰盆地资产中开发已探明储量的结果。2022年，我们在2021年底已探明未开发储量的项目上产生了5.726亿美元，其中4.665亿美元用于将已探明未开发储量转换为已探明储量
在2022年12月31日之前开发储量。截至2022年12月31日，已钻井但未完成的油井占估计已探明未开发储量总额的25.3MMBOE。我们预计，完成这些已钻探但未完成的油井将产生2.577亿美元的额外资本支出，我们预计所有估计的已探明未开发储量将在最初登记为已探明未开发储量后五年内转换为已探明已开发储量。
因为五年的规定而被免职。作为我们在2022年进行测试和描述工作的结果，我们修订了未来发展计划的某些方面，将重点放在最大化回报和资产价值上。我们去除了19.9MMBOE的估计已探明未开发储量，并将这些地点重新归类为未探明储量类别，其中11.1MMBOE和8.8MMBOE分别与我们的米德兰盆地和南得克萨斯州项目的开发时间表优化有关。
从扩展和发现中添加。2022年，我们在德克萨斯州南部和米德兰盆地分别增加了5.3MMBOE和3.8MMBOE的估计已探明未开发储量。德克萨斯州南部的大部分新增项目是由于我们继续成功地圈定了奥斯汀粉笔地层，而米德兰盆地的大部分新增项目是由于我们资产的进一步开发。
截至2022年12月31日，与我们已探明的未开发储量相关的估计未来开发成本总计28亿美元，我们预计2023年、2024年和2025年分别约为7.632亿美元、6.79亿美元和6.044亿美元。
对已探明储量估计的内部控制
我们对已探明储量记录的内部控制旨在客观、准确地估计我们的储量数量和价值，以符合美国证券交易委员会的规定。我们管理和监控已探明储量的过程被委托给我们的企业储备小组，并由我们的企业工程经理协调，受我们的管理层和董事会审计委员会的监督，如下所述。我们的企业工程经理自2008年以来一直在能源行业工作，自2010年以来一直受雇于本公司。他拥有蒙大拿理工大学石油工程理学学士学位，是德克萨斯州、怀俄明州和蒙大拿州的注册专业石油工程师。他也是石油工程师协会的成员。我们的员工全年都会对我们的资产进行技术、地质和工程审查。从这些审查中获得的数据与经济数据和我们的所有权信息一起用于确定估计的探明储量数量。我们资产团队的工程技术人员不直接向我们的公司工程经理汇报；他们向各自的资产技术经理或直接向勘探、开发和EHS的高级副总裁汇报。这一设计旨在促进我们的资产团队在已探明储量评估过程中进行客观和独立的分析。
第三方储量审计
莱德斯科特是一家独立的石油工程咨询公司，自1937年以来一直在世界各地提供石油工程咨询服务。莱德斯科特使用自己的工程假设进行了独立审计，但使用了我们提供的经济和所有权数据。莱德斯科特至少审计了我们计算出的已探明储量PV-10总量的80%。总体而言，根据我们的政策，莱德斯科特确定的经审计物业的已探明储量金额必须低于我们对整个公司以及每项主要资产的已探明储量金额的10%。莱德斯科特公司主要负责监督我们储量审计的技术人员是高级副总裁，他于2002年获得了德克萨斯大学奥斯汀分校的石油工程学士学位和商业基础证书。她是德克萨斯州的执业专业工程师，也是石油工程师协会的成员。2022年莱德·斯科特审计报告作为附件99.1包括在内。
除了第三方审计外，我们的储备还由我们的管理层与我们董事会的审计委员会一起审查。我们的管理层，包括我们的总裁兼首席执行官，执行副总裁总裁兼首席财务官，以及勘探、开发和环境卫生部门的高级副总裁，负责审查和核实已探明储量的估计是合理、完整和准确的。审计委员会结合莱德斯科特的业绩审查最终储量估计的摘要，并不时与莱德斯科特的代表会面，与我们的管理层分开，讨论流程和调查结果。
生产
下表汇总了我们在报告期间生产和销售的石油、天然气和NGL的净产量和实现价格，以及以BOE为基础的相关生产费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 净生产量 | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 24.0 | | 27.9 | | 23.0 |
| 燃气(Bcf) | 125.9 | | 108.4 | | 103.9 |
| NGL(MMBbl) | 8.0 | | 5.4 | | 6.1 | |
等效(MMBOE)(1) | 53.0 | | 51.4 | | 46.4 |
米德兰盆地净产量(2) | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 19.1 | | | 25.2 | | | 21.3 | |
| 燃气(Bcf) | 63.5 | | | 55.4 | | | 46.6 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | — | | | — | |
等效(MMBOE)(1) | 29.7 | | | 34.4 | | | 29.1 | |
Maverick盆地净产量(2) | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 4.8 | | 2.7 | | 1.7 |
| 燃气(Bcf) | 62.4 | | 52.8 | | 57.2 |
| NGL(MMBbl) | 8.0 | | 5.4 | | 6.1 | |
等效(MMBOE)(1) | 23.2 | | 16.9 | | 17.3 |
| 已实现价格 | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 94.67 | | | $ | 67.72 | | | $ | 37.08 | |
| 汽油(每立方米) | $ | 6.28 | | | $ | 4.85 | | | $ | 1.80 | |
| NGL(按BBL) | $ | 35.66 | | | $ | 33.67 | | | $ | 13.96 | |
| 按京东方 | $ | 63.18 | | | $ | 50.58 | | | $ | 24.26 | |
| 单位京东方的生产费用 | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 5.03 | | | $ | 4.39 | | | $ | 3.97 | |
| 运输成本 | $ | 2.83 | | | $ | 2.71 | | | $ | 3.06 | |
| 生产税 | $ | 3.07 | | | $ | 2.36 | | | $ | 0.99 | |
| 从价税支出 | $ | 0.79 | | | $ | 0.38 | | | $ | 0.41 | |
____________________________________________
(1)由于四舍五入的原因，可能无法计算金额。
(2)在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的每一年中，米德兰盆地油田和Maverick盆地油田的总估计已探明储量均超过我们在同等基础上表示的总估计已探明储量的15%。
生产井
截至2022年12月31日，我们拥有859口(净额765口)生产油井和499口(净额465口)气井的工作权益。生产井是指商业批量生产的井或暂时关闭的能够商业生产的井。同一井筒的多次完井计入一口井，截至2022年12月31日，其中两口井多次完井。根据国家报告规定，一口井根据最初开始生产时的气油比被归类为油井或气井，但这种指定可能不代表当前或未来的产量构成。
钻井和完井活动
我们所有的钻井和完井活动都是由独立承包商使用他们拥有和运营的设备进行的。下表汇总了2022年、2021年和2020年在我们的物业上钻探、完成或重新完成的已操作和外部操作油井的数量，不包括未经同意的项目、活跃的注水井、盐水处理井或我们仅拥有特许权使用费权益的油井：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 开发井 | | | | | | | | | | | |
| 油 | 68 | | | 57 | | | 107 | | | 91 | | | 78 | | | 71 | |
| 燃气 | 18 | | | 18 | | | 11 | | | 8 | | | — | | | — | |
| 非生产性 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 86 | | | 75 | | | 118 | | | 99 | | | 78 | | | 71 | |
| 探井 | | | | | | | | | | | |
| 油 | 4 | | | 3 | | | 2 | | | 2 | | | 5 | | | 5 | |
| 燃气 | 2 | | | 2 | | | 8 | | | 8 | | | 1 | | | 1 | |
| 非生产性 | 1 | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 7 | | | 6 | | | 10 | | | 10 | | | 6 | | | 6 | |
| 总计 | 93 | | | 81 | | | 128 | | | 109 | | | 84 | | | 77 | |
____________________________________________
注：已钻井数是指在有关年度内的任何时间完成的井数，不论何时开始钻探。
除了2022年完成的油井(包括在上表中)外，我们还积极参与了10口总(9口净)井的钻探，截至2023年1月31日，已钻井74口(净66口)，但未完成。截至2023年1月31日，已钻井但未完成的油井代表正在完成或等待完成的油井。截至2023年1月31日，已钻井但未完成的油井数量包括9口未列入我们的五年计划的总油井(9口净油井)，其中8口位于鹰滩页岩。
物业的标题
截至2022年12月31日，我们97%以上的运营石油和天然气生产资产位于私人土地上，根据私人矿产所有者的石油和天然气租约持有，而不是位于联邦土地上或从联邦政府租赁。我们剩余的运营石油和天然气生产资产位于德克萨斯州的土地上。我们已取得业权意见书或已对我们的几乎所有生产物业进行其他业权审查，并相信我们对该等物业拥有令人满意的业权。在开始对我们经营的物业进行初始钻探操作之前，我们会获得新的或更新的所有权意见书。根据我们的信贷协议，我们的大部分生产物业都要接受抵押贷款，以确保债务，如注5--长期债务在本报告第二部分第8项中，特许权使用费和凌驾于特许权使用费权益之上的特许权使用费、当期税收留置权和其他我们认为不会对此类物业的开发造成实质性干扰的普通课程负担。我们通常根据石油和天然气行业普遍接受的标准进行所有权调查，然后再收购已开发和未开发的租赁面积。
种植面积
下表列出了截至2022年12月31日我们持有的已开发和未开发石油和天然气租赁权、费用属性和矿产服务的地面总英亩和净英亩数：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 已开发英亩(1) | | 未开发的英亩(2)(3) | | 总计 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 米德兰盆地： | | | | | | | | | | | |
| 摇滚明星 | 68,090 | | | 61,987 | | | 2,178 | | | 1,512 | | | 70,268 | | | 63,499 | |
| 甜心派克 | 19,793 | | | 16,437 | | | 2,567 | | | 533 | | | 22,360 | | | 16,970 | |
米德兰盆地合计(4) | 87,883 | | | 78,424 | | | 4,745 | | | 2,045 | | | 92,628 | | | 80,469 | |
| 南得克萨斯州 | 85,834 | | | 85,418 | | | 72,319 | | | 69,400 | | | 158,153 | | | 154,818 | |
其他 (5) | 10,499 | | | 10,499 | | | 89,691 | | | 25,306 | | | 100,190 | | | 35,805 | |
| 总计 | 184,216 | | | 174,341 | | | 166,755 | | | 96,751 | | | 350,971 | | | 271,092 | |
____________________________________________
(1)已开发面积是指为国家批准的生产地层间距单位分配给生产井的面积。我们的已开发面积包括具有不同井距要求的多个地层，对于某些地层可能被视为未开发，但仅作为已开发面积计入上表。
(2)未开发面积是指无论这些面积是否包含估计净探明储量，其上的油井尚未钻探或完成到允许生产商业数量的石油、天然气和/或天然气的程度。
(3)截至2023年2月9日、2023年、2024年和2025年，我们的未开发面积中有1英亩计划分别在12月31日、2023年、2024年和2025年到期，除非我们建立生产或我们采取其他行动延长适用租约的期限。我们的某些土地，主要是在南得克萨斯州，受租赁合并协议的约束，其中包括钻探、完井和我们目前打算履行的其他义务。未能履行此等责任将导致向出租人支付款项或终止租赁合并协议，若个别租约未能履行持续发展责任，则可能导致未来额外的租约期满。
(4)截至2022年12月31日，米德兰盆地总面积不包括与我们打算追求的钻探赚取机会相关的约1,523英亩净面积。
(5)包括位于科罗拉多州、路易斯安那州、蒙大拿州、北达科他州、德克萨斯州、犹他州和怀俄明州的其他非核心种植面积。
交付承诺
关于采集、加工、运输吞吐量和交付承诺，请参阅管道运输承诺在附注6--承付款和或有事项在本报告第二部分，项目8。
主要客户
对于共同控制下的主要客户和实体，在截至2022年12月31日、2021年和2020年的一年中，至少占我们石油、天然气和NGL生产总收入的10%或更多，请参阅信用风险集中度与大客户在附注1-主要会计政策摘要在本报告第二部分，项目8。
人力资本
我们的公司文化致力于将我们的员工视为我们最有价值的资产，我们与员工建立了牢固的关系，并推动着我们追求短期和长期目标的方式，以及我们吸引和留住人才的努力。通过我们的文化，我们促进：
•在我们的业务行为中诚信和道德行为；
•环境、健康和安全优先事项；
•优先考虑他人和团队的成功；
•对服务于业务改进的新想法和新技术的协作和开放；
•支持团队成员的专业和个人发展；以及
•支持我们生活和工作的社区。
诚信和道德行为的核心价值观是我们文化的支柱，所有员工都有责任维护全公司的标准和价值观。我们有许多旨在促进道德行为和诚信的长期政策，员工必须每年阅读并确认这些政策。我们员工和承包商的健康和安全是我们的首要任务。我们努力在环境、健康和安全管理以及薪酬方面取得卓越的业绩
所有员工都与年度环境、健康和安全绩效目标挂钩。个人和职业发展是我们文化的重要组成部分，由员工驱动、经理推动和组织支持。定期为员工提供培训机会，以发展领导、安全和技术敏锐性方面的技能，这有助于加强我们以高道德标准开展业务的努力。在2022年期间，我们的许多员工参加了三个关键的领导力和人才发展项目，其中包括超过5800小时的培训，不包括安全和其他专业技术培训。我们通过由独立第三方供应商管理的定期调查来衡量员工敬业度和满意度。我们为我们许多优秀的员工感到自豪，他们将时间、才华和财力投入到他们的社区中。我们的慈善捐赠计划包括将员工对合格组织的个人贡献进行金钱匹配，以及公司给予每位员工最多12小时的时间在我们生活和工作的社区做志愿者。
我们努力为员工提供具有竞争力的、基于绩效的薪酬和福利，包括具有市场竞争力的薪酬、短期和长期激励薪酬计划、员工股票购买计划，以及各种医疗保健、退休和其他福利方案，如由每个员工的工作职能和职责指导的混合工作环境。根据我们的短期和长期激励计划，我们高管和员工的薪酬是根据个人业绩和公司业绩确定的，这些定性和定量指标包括环境、健康和安全措施。我们董事会的薪酬委员会监督我们的薪酬计划，并定期修改计划设计，以激励我们实现公司战略和利益相关者的重要事项。每年都对关键人员的继任进行重大规划，或在管理层认为必要时更频繁地进行规划。
截至2023年2月9日，我们有539名全职员工，没有一人受到集体谈判协议的约束。我们致力于组织各级的多样性，并努力为所有员工和求职者提供平等的就业机会。我们每年都会聘请第三方来分析我们的劳动力人口统计数据，并进行歧视和薪酬公平测试。没有发现歧视性做法，也没有发现歧视或薪酬不平等的证据。此外，我们已经建立了程序和控制措施，旨在支持我们的目标，即始终严格遵守联邦、州和地方法律和政府法规。
以下图表显示了截至2023年2月9日的某些董事会和员工队伍指标：
____________________________________________
(1)种族多样性数据是根据美国平等就业机会委员会制定的指导方针确定的，包括以下类别的员工：美国印第安人或阿拉斯加原住民、亚裔、黑人或非裔美国人、西班牙裔或拉丁裔，或两个或两个以上种族的组合(不是西班牙裔或拉丁裔)。
(2)包括副总裁及以上职级人员，并反映最近宣布的人员退休和新任命。
季节性
原油价格主要受全球社会经济和地缘政治因素推动，受季节性波动影响较小；然而，冬季和夏季驾车旺季对能源的需求普遍较高。天然气的需求和价格通常在冬季增加，在夏季减少。为了减少季节性天然气需求和价格波动的影响，管道、公用事业公司、当地分销公司和工业用户定期使用天然气储存设施，并在夏季提前购买一些预期的冬季需求。然而，夏季对电力需求的增加可能会转移传统上储存的天然气，这反过来可能会提高典型的冬季季节性价格。季节性异常，如温和或极端的冬季，有时会减弱或加剧这些波动。
我们的某些钻井、完井和其他作业活动也受到季节性限制。季节性天气条件、政府法规和租约规定可能会对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。请参阅风险因素第一部分，本报告项目1A，供进一步讨论。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈，特别是在收购潜在的石油和天然气资产方面。我们相信，我们的种植面积状况为发展活动提供了基础，我们预计这些活动将推动我们未来的增长。我们的竞争地位还取决于我们的地质、地球物理和工程专业知识，以及我们的财力。我们相信，我们种植面积的位置；我们的勘探、钻井、运营和生产专业知识；可用的技术；我们的财务资源和专业知识；以及我们的管理和技术团队的经验和知识，使我们能够在我们的核心运营领域进行竞争。然而，我们面临着来自许多大型和独立石油和天然气公司的激烈竞争，在某些情况下，这些公司拥有比我们更大的技术团队以及更多的财政和业务资源。其中许多公司不仅从事油气储量的收购、勘探、开发和生产，而且还拥有收集、加工或精炼
经营、销售精炼产品、提供、处置和运输淡水和产出水、拥有钻机或生产设备、或发电，所有这些，无论是单独的还是综合的，都可以为这些公司提供竞争优势。
我们还与其他石油和天然气公司在获得钻井、完井和维护油井以及收集、运输和处理石油、天然气、天然气和水所需的钻机和其他设备和服务方面展开竞争。因此，在获得这些服务方面，我们可能会不时面临短缺、延误或成本增加。石油和天然气行业还面临来自替代燃料来源的竞争，包括太阳能和风能等可再生能源，以及煤炭等其他化石燃料。竞争条件可能会受到未来能源、环境、气候相关、金融或其他政策、立法和法规的影响。
此外，我们还竞争员工队伍中的专业人员，包括石油和天然气行业的专业职位，如地质学家、地球物理学家、工程师等。在整个劳动力市场，由于我们行业不断变化的人口结构，拥有这些技能的个人的可获得性变得更加有限，因此吸引和留住人才的需求也在增长。石油和天然气行业不能与人才的竞争隔离开来，我们必须有效地竞争才能取得成功。请参阅人力资本 以上和风险因素第一部分，本报告项目1A，供进一步讨论。
政府规章
尽管我们不在联邦土地上拥有或经营石油和天然气资产的事实减轻了我们的监管合规义务，但我们业务的几乎每一个方面都受到广泛的联邦、州和地方法律和政府法规的约束。这些法律法规经常因应经济或政治条件或其他事态发展而变化，未来我们的监管负担可能会增加。法律法规有可能增加我们开展业务的成本，因此可能会影响我们的盈利能力。
能源法规
德克萨斯州是我们开展业务并租赁或拥有我们几乎所有石油和天然气资产的州，该州已通过法律法规管理石油、天然气和NGL的勘探和生产，包括要求钻探油井的许可、规定钻井或运营油井的保证金要求、管理钻探的时间和油井的位置、钻井和套管井的方法、钻井和套管井的地面使用和修复、钻井所依据的属性的恢复以及油井的封堵和废弃。我们的运营还受德克萨斯州保护法律和法规的约束，包括管理钻井和间隔单位或按比例分配单位的大小、在一个地区可以钻探的油井数量、油井间距以及石油和天然气资产的单位化或汇集。此外，德克萨斯州的保护法规定了油井和气井的最高产量，一般限制或禁止天然气的排放或燃烧，并可能对油田和个别油井的产量的可评价性或公平分配提出某些要求。
我们的天然气销售受到天然气管道运输的可获得性、条款和成本的影响。联邦能源管理委员会(“FERC”)对州际商业中的天然气运输和转售拥有管辖权。FERC目前的监管框架总体上为天然气销售和运输提供了一个竞争和开放的准入市场。然而，FERC的规定继续影响该行业的中游和运输部门，因此可能间接影响我们获得的天然气生产销售价格。
环境、健康和安全事项
将军。我们的运营受到严格而复杂的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规涉及保护环境和工人的健康和安全，以及向环境排放材料和排放物。除其他事项外，这些法律和法规可能：
•要求在钻探开始前获得各种许可证；
•限制石油和天然气钻探和生产以及海水处理活动中可能排放到环境中的各种物质和排放物的类型、数量和浓度；
•限制或禁止在荒野、湿地和其他保护区内的某些土地上进行钻探活动，包括含有某些野生动物或受威胁和濒危动植物物种的地区；以及
•需要采取补救措施，以减轻以前和正在进行的作业造成的污染，例如关闭矿井和封堵废弃油井。
这些法律、规则和法规还可能将石油和天然气的生产速度限制在原本可能达到的水平以下。石油和天然气行业的监管负担增加了开展业务的成本，从而影响了盈利能力。此外，环境法律法规经常修订，任何变化都可能导致石油和天然气行业对废物处理、处置和清理的要求更严格或不同，并可能对我们的运营成本产生重大影响。
以下是我们业务所受的一些现有法律、规则和法规的摘要。
废物处理。《资源保护和回收法》(RCRA)和类似的州法规管理危险和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理。在美国环境保护署(EPA)的主持下，各州管理RCRA的部分或全部条款，有时与它们自己更严格的要求相结合。钻井液、产出水和与勘探、开发和生产石油或天然气相关的大多数其他废物目前受RCRA的非危险废物条款监管。然而，某些石油和天然气勘探和生产废物现在被归类为非危险废物，未来可能会被归类为危险废物。任何此类变化都可能导致我们管理和处置废物的成本增加，这可能对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
综合环境响应、赔偿和责任法案。《全面环境反应、赔偿和责任法》(CERCLA)，也被称为超级基金法，对被认为对向环境中释放或威胁释放有害物质负有责任的各类人员施加连带责任，而不考虑行为的过错或合法性。这些人包括发生泄漏的地点的所有人或经营者，以及处置或安排处置或运输在该地点释放的危险物质的任何人。根据《环境与环境保护法》，这些人可能要承担连带责任，承担清理已排放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的损害以及环境调查和某些健康研究的费用。此外，第三方就据称排放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。
我们目前拥有、租赁或运营多年来一直用于石油和天然气勘探和生产的许多资产。CERCLA将石油和天然气排除在其危险物质的定义之外，尽管我们认为我们使用了当时行业标准的运营和废物处理做法，但危险物质或废物可能已被释放在我们拥有或租赁的物业上或物业下，或已被处置的其他地点或地点，包括场外地点。此外，我们的一些物业由第三方或以前的业主或运营商运营，他们对危险物质、废物或碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。这些性质以及在其上处置或释放的物质可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。根据这些法律，我们可能被要求清除以前处置的物质和废物，支付罚款，补救受污染的财产，或执行补救行动，以防止未来的污染。
排出的水。联邦水污染控制法(“清洁水法”)和类似的州法律对向美国和各州水域排放污染物，包括石油和其他物质的泄漏和泄漏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类似的州机构颁发的许可证的条款。这包括未经许可排放某些暴雨水，这需要定期监测和采样。此外，《清洁水法》对水力压裂过程中非常规石油和天然气作业产生的废水进行了管理，并将其排放到公共拥有的废水处理设施。《清洁水法》还禁止向包括湿地在内的美国水域排放疏浚或填埋材料，除非符合美国陆军工程兵团或州颁发的许可证的条款，如果该州已获得颁发此类许可证的权力的话。联邦和州监管机构可以对不遵守《清洁水法》和类似的州法律和法规的排放许可或其他要求的行为施加行政、民事和刑事处罚。
1990年的《石油污染法》(OPA)涉及预防、遏制和清理，以及与石油污染相关的责任。OPA适用于船舶、近海平台和陆上设施。OPA要求此类设施的所有者对控制和移除成本、自然资源损害以及漏油进入管辖水域的某些其他后果承担严格责任。在我们的运营中，任何不允许的石油或其他污染物的释放都可能导致政府处罚和民事责任。
空气排放。联邦《清洁空气法》(CAA)和类似的州法律法规通过空气排放许可计划和施加其他要求，如减排、捕获和控制要求，对各种空气污染物的排放进行监管。此外，环境保护局已经制定并继续制定严格的法规，管理特定来源的有害空气污染物的排放。联邦和州监管机构可以对不遵守航空许可证或CAA和相关州法律法规的其他要求的行为施加行政、民事和刑事处罚。请参阅环境关于管制石油和天然气部门空气排放的补充资料，见本报告第二部分第7项。
气候变化。2009年12月，环保局认定二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放危害公众健康和福利，因此，开始根据CAA的现有条款通过和实施一套全面的法规来限制温室气体的排放。在总裁·特朗普政府采取措施废除或审查其中许多规定的同时，总裁·拜登政府一直在积极审查这些行动，并采取措施加强和扩大这些规定，特别是针对石油和天然气行业甲烷排放的规定等。与气候变化有关的立法和监管举措可能会对我们的业务以及对石油和天然气的需求产生不利影响。请参阅风险因素-与石油和天然气业务和行业相关的风险-与全球变暖和气候变化相关的立法和监管举措和诉讼可能对我们的业务以及对石油、天然气和天然气的需求产生不利影响，并可能导致巨额诉讼和相关费用在本报告第一部分，项目1A。气象或极端
天气事件(无论是否与气候变化有关)对我们的运营构成了额外的风险，包括某些油井的临时关闭以及第三方采购商接收我们产品的临时产能限制。
濒危物种。联邦《濒危物种法》和类似的州法律监管可能对受威胁或濒危物种产生不利影响的活动。我们的一些行动是在已知存在受保护物种的地区进行的。在这些地区，我们可能有义务制定和实施计划，以避免对受保护物种造成潜在的不利影响，我们可能被禁止在某些地点或某些季节进行作业，例如繁殖和筑巢季节，当我们的作业可能对这些物种产生不利影响时。如果确定某些地点的活动可能对受保护物种产生严重不利影响，联邦或州机构也可以下令完全停止这些活动。在我们进行钻井、完井和生产活动的地区出现受保护物种可能会削弱我们及时完成油井钻探和开发的能力，并可能对我们未来在这些地区的生产产生不利影响。
OSHA和其他法律法规。我们必须遵守联邦职业安全与健康法案(“OSHA”)和类似的州法规的要求。OSHA危险通信标准、环境保护局社区知情权条例第三章下的EPA社区知情权条例以及类似的州法规要求我们组织和/或披露有关我们在运营中使用或生产的危险材料的信息。此外，根据OSHA，职业安全和健康管理局制定了与工作场所暴露于危险物质以及员工健康和安全有关的各种标准。我们相信，我们基本上遵守了OSHA和类似法律的适用要求。
水力压裂。水力压裂是一种重要而常见的做法，用于刺激致密页岩地层中的碳氢化合物生产。在我们的大多数钻井和完井项目中，我们经常使用水力压裂技术。这一过程包括向地层中注入水、沙和压力下的化学物质，以压裂围岩并刺激生产。这一过程通常由国家石油和天然气委员会监管。然而，即使在私人土地上，环保局也根据《安全饮用水法》的地下注入控制计划，主张对涉及柴油添加剂的水力压裂拥有联邦监管权力。联邦《安全饮用水法》通过采用饮用水标准和控制向地下地层注入可能对饮用水水源造成不利影响的废液，包括盐水处理液，来保护国家公共饮用水的质量。
加强对涉及水力压裂技术的石油和天然气活动的监管和审查可能会导致新油气井完工率下降、合规成本增加、延迟以及联邦所得税法的变化，所有这些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。随着州和地方各级通过新的法律或法规，大幅限制水力压裂，这些法律可能会使我们更难或更昂贵地进行压裂，以刺激致密地层的生产。此外，如果由于联邦立法或EPA或其他联邦机构的监管倡议，水力压裂在联邦一级受到监管，我们的压裂活动可能会受到额外的许可要求，这可能会导致额外的许可延迟和潜在的成本增加。对水力压裂的限制也可能减少我们最终能够从我们的储量中生产的石油和天然气的数量。
我们相信，地方、州和联邦环境立法和法规的趋势将继续朝着更严格的标准发展，特别是在总裁·拜登执政期间。虽然我们相信我们基本上遵守了适用于我们当前业务的现有环境法律和法规，并且我们继续遵守现有要求不会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响，但我们不能保证我们未来不会受到不利影响。
环境、健康和安全倡议。我们致力于卓越的安全、健康和环境管理；为我们生活和工作的社区带来积极的变化；并在报告我们在这些领域的进展时保持透明度。我们为我们的安全、健康和环境计划设定了年度目标，重点是减少与安全相关的事故数量以及产出液泄漏的数量和影响。此外，我们为温室气体排放强度和甲烷排放占总甲烷产生的百分比设定了年度目标，作为我们目前的ESG倡议的一部分，我们设定了包括减少燃烧和温室气体排放强度以及保持低甲烷排放强度的目标。我们还定期对我们的运营进行审计，以确保遵守法规，并努力为我们的员工提供适当的培训。减少由于操作过程中气体泄漏、泄气或燃烧造成的空气排放已成为一个主要的重点领域，因为我们认为这是一种最佳做法，并寻求遵守法规。虽然燃烧有时是必要的，但减少这些数量对我们来说是优先事项。为了避免在可能的情况下发生燃烧，我们限制测试周期，并在油井完成后尽快将我们的生产与天然气管道基础设施连接起来。我们在过去和未来都会产生与环境合规相关的资本成本。这些支出包括在我们的总体资本预算内，并不单独分项列出。
可用信息
我们的网址是www.sm-energy.com。我们经常在我们的网站上为投资者发布重要信息。在我们网站的投资者关系栏目中，我们免费提供我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告，以及根据适用的证券法向美国证券交易委员会提交或提交的报告的修正案。在我们以电子方式将此类材料与美国证券交易委员会一起归档或向美国证券交易委员会提供此类材料后，这些材料将在合理可行的情况下尽快提供，并且也可以位于www.sec.gov上。我们还通过我们的网站提供我们的公司
治理指南、商业行为准则和利益冲突政策、财务道德准则，以及董事会的审计、薪酬、执行、环境、社会和治理委员会的章程。我们网站上的信息不作为参考纳入本报告，因此不应被视为本文件的一部分。
第1A项。风险因素
除了本报告中包含的其他信息外，在评估对我们的投资时，还应仔细考虑以下风险因素。
大宗商品价格风险与全球宏观经济
石油、天然气和天然气价格波动很大，价格下跌可能会对我们的盈利能力、财务状况、现金流、资本获取和增长能力产生不利影响。
我们的收入、经营业绩、盈利能力、未来增长率以及石油和天然气资产的账面价值在很大程度上取决于我们收到的石油、天然气和天然气销售价格。石油、天然气和天然气价格还影响我们可用于资本支出、债务削减、资本回报和其他支出的现金流、我们的借款能力以及我们石油、天然气和天然气储量的数量和价值。此外，如果油价大幅下跌，我们可能会出现石油和天然气资产减值，或者下调已探明储量的估计。请参阅2022年的重大发展和储量 在第一部分第1和第2项中，2022年至2021年和2021年至2020年财务结果和趋势比较在第二部分第7项，以及附注1-主要会计政策摘要,附注8-公允价值计量，以及补充石油和天然气信息(未经审计)在第二部分，项目8供具体讨论。
从历史上看，石油、天然气和NGL市场一直不稳定，它们可能会继续波动。石油、天然气和天然气价格的大幅波动通常是由于石油、天然气和天然气供应和需求的相对较小的变化、市场不确定性以及其他我们无法控制的因素造成的，包括：
•全球和国内的石油、天然气和天然气供应，以及整个行业的生产能力；
•消费者对石油、天然气和天然气的需求水平；
•全球和国内的整体经济状况；
•造成市场波动的通货膨胀和其他经济因素；
•天气状况；
•特定资产或局部地区的收集、运输、加工、储存和/或精炼设施的可用性和能力；
•向美国和从美国输送液化天然气；
•对替代燃料或能源的需求、价格和可获得性增加；
•能源消耗和节约方面的技术进步和影响法规；
•欧佩克+成员国维持有效的油价和生产控制的能力；
•涉及石油或天然气生产国或地区的政治不稳定或武装冲突，如俄罗斯和乌克兰之间持续发生的冲突；
•实际或预期的流行病或大流行风险；
•美元相对于其他货币的升值和贬值；
•股东激进主义或非政府组织限制资金来源或限制石油、天然气和天然气及相关基础设施的勘探和生产的活动；以及
•政府规章和税收。
石油、天然气和NGL价格的下降将减少我们的收入，还可能减少我们可以经济地生产的石油、天然气和NGL的数量，这可能对我们的业务、财务状况、流动性、运营结果和前景产生实质性的不利影响。
未来石油、天然气和天然气价格下跌或勘探努力不成功可能导致我们的资产账面价值减记。
我们遵循成功的努力方法来核算我们的石油和天然气属性。所有物业购置成本和开发成本均在发生时资本化。探井成本最初是资本化的，等待确定是否发现了已探明的储量。如果探井没有发现商业数量的已探明储量，钻井成本将计入干井成本。
我们的石油和天然气资产的资本化成本，在耗竭池的基础上，不能超过该耗竭池的估计的未贴现的未来现金流量净额。如果净资本化成本超过未贴现的未来净现金流量，我们通常必须将每个耗竭池的成本减记到该耗竭池的估计贴现未来现金流量。未经证实的减记
对于超过公允价值的账面成本，也会对物业进行评估。本次评估考虑了实际和预期租赁到期导致的放弃的可能性，以及由于所有权缺陷、开发计划的变化和其他固有的面积风险造成的实际和预期的面积损失。石油、天然气或天然气价格下跌，或勘探努力失败，可能会在未来导致已探明和/或未探明的财产减值，这可能对我们的业务、财务状况、流动性和运营结果产生重大不利影响。
我们使用截至每个季度末的有效价格，按季度对我们的物业减值指标的账面价值进行审查。一旦发生减记，即使石油、天然气或天然气价格上涨，持有供使用的石油和天然气资产的减记也不能在以后撤销。
经济状况的疲软、持续的通胀或金融市场的不确定性可能会对我们的业务产生我们无法预测的重大不利影响。
从历史上看，美国和全球经济和金融体系经历了动荡和动荡，其特点是股票和债务证券价格的极端波动，流动性和信贷供应的减少，无法进入资本市场，金融机构的破产、倒闭、倒闭或出售，通货膨胀，以及美国联邦政府和其他政府更高程度的干预。美国经济或其他大型经济体的疲软或不确定性可能会对我们的业务和财务状况产生实质性的不利影响。例如：
·通货膨胀在2022年期间增加了我们钻井和完井活动的成本，以及油田服务、设备和材料的成本，并可能继续或恶化，进一步影响我们的财务状况、流动性和运营结果，并可能限制我们的经济发展机会池；
•潜在的经济衰退可能会影响对石油、天然气和天然气的需求，并导致大宗商品价格波动；
•我们客户的信贷紧缩或缺乏信贷供应可能会对我们收回应收账款的能力产生不利影响；
•如果我们的一个或多个贷款人无法为其承诺提供资金，我们的信贷协议下的可用流动性可能会减少；
·当我们或我们的供应商或承包商希望或需要为我们或他们的业务筹集资金，包括勘探和/或开发储量时，我们或我们的供应商或承包商进入资本市场的能力可能受到限制或根本不存在；
·如果我们的交易对手无法履行义务或寻求破产保护，我们的商品衍生品合约可能在经济上无效；
•美联储可能会继续加息，以遏制通胀，就像他们在2022年和2023年所做的那样，这可能会导致借贷成本上升；
•浮动利差水平，包括SOFR和最优惠利率，可能会大幅增加，导致我们的信贷协议下基于非对冲浮动利率的借款的利息成本上升；以及
•税收法律法规的变化可能要求我们调整我们的商业计划。
全球地缘政治紧张局势，特别是包括俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突，可能会导致石油、天然气和天然气价格的波动加剧，并可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
2022年2月24日，俄罗斯军队开始在乌克兰采取军事行动，预计自这一日期以来该地区持续的冲突和破坏将在可预见的未来持续下去。尽管乌克兰持续军事冲突的持续时间、影响和结果非常不可预测，但这场冲突可能会导致重大的市场和其他混乱，包括大宗商品价格和能源供应的大幅波动、金融市场的不稳定、供应链中断、政治和社会不稳定、消费者或购买者偏好的变化，以及网络攻击和间谍活动的增加。
虽然目前无法预测或确定乌克兰冲突的最终后果，但冲突很可能在可预见的未来继续，可能包括：额外的制裁、更大的地区不稳定、禁运、地缘政治转变以及对宏观经济条件、供应链、金融市场和碳氢化合物价格波动的其他实质性和不利影响。如果俄罗斯和乌克兰之间的停火谈判不成功，乌克兰关键的石油相关基础设施可能遭到破坏，政府机构和其他机构采取的进一步制裁和其他措施的实施，可能会对我们的业务和全球经济的运营和财务状况产生持久的影响。
全球新冠肺炎疫情已经并可能继续影响我们和我们的行业，并可能对我们的业务、财务状况、流动性、运营结果和前景产生实质性的不利影响。
从2020年开始，疫情在全球蔓延，扰乱了世界各地的市场和经济，包括我们运营的石油、天然气和NGL行业。疫情继续对某些国家和市场造成不同程度的影响，
因此，我们行业生产的大宗商品市场仍然受到高度不确定性的影响。动荡的市场状况可能会持续下去，并可能影响我们的业务、财务状况、流动性、运营结果、前景或进一步复苏的时机，并可能需要我们调整我们的业务计划。除了与大流行直接相关的风险外，大流行还可能增加本节所述其他风险因素的可能性和程度。
与石油和天然气业务及行业相关的风险
人员的流失可能会对我们的业务造成不利影响。
我们在很大程度上依赖于我们的执行管理团队、其他关键人员和我们的普通劳动力的努力和持续聘用。失去他们的服务可能会对我们的业务产生不利影响。我们在钻探和完成新油井方面的成功，以及我们运营中不可或缺的其他活动的成功，在一定程度上将取决于我们吸引和留住经验丰富的地质学家、工程师、地产商和其他专业人员的能力。对许多这样的专业人士来说，竞争可能会很激烈。如果我们不能留住我们的技术人员，或者不能吸引更多有经验的技术人员和专业人员，我们的竞争能力可能会受到损害。
我们的运营受到复杂的法律和法规的约束，包括环境法规，这导致了巨大的成本和其他风险。
联邦、州和地方当局广泛监管石油和天然气行业。影响该行业的立法和法规不断受到修订或扩大，这增加了变化的可能性，这些变化可能会变得更加严格，结果可能会影响石油、天然气和天然气生产的定价或营销等。不遵守法规以及监管机构更严格地执行此类法规可能会导致运营和合规成本增加、大量行政、民事和刑事处罚，包括评估自然资源损害、施加重大调查和补救义务，还可能导致暂停或终止我们的运营。该行业的整体监管负担增加了放置、设计、钻探、完成、安装、运营和废弃油井及相关设施的成本，进而降低了盈利能力。
政府当局监管石油、天然气和天然气钻探和生产的各个方面，包括钻井的许可和粘合要求、井的间距、石油和天然气资产权益的统一或汇集、通行权和地役权、采出水的处理、环境问题、职业健康和安全、市场共享、生产限制、封堵、废弃、恢复标准以及石油和天然气运营。近年来，公众对环境保护的兴趣有所增加，环境组织反对某些项目，并取得了一些成功。在某些情况下，监管当局可能会拒绝拟议的许可证或路权授予，或施加批准条件以减轻潜在的环境影响，在任何一种情况下，这都可能对我们勘探或开发某些物业的能力造成负面影响。任何此类延迟、暂停或终止都可能对我们的运营产生实质性的不利影响。
我们的业务还受到联邦、州和地方政府当局在我们从事勘探或生产业务的司法管辖区通过的复杂且不断变化的环境法律和法规的约束。新的法律或法规，或现行要求的变化，包括将以前未受保护的野生动物或植物物种指定为我们所在地区的受威胁或濒危物种，可能会导致我们拥有或已经拥有的财产的材料成本或索赔，或者对某些地点的勘探和生产活动的限制。我们将继续受到新监管解释以及州和联邦机构之间不一致解释的不确定性的影响。根据现有或未来的环境法律和法规，我们可能会招致重大责任，包括联邦、州和地方环境法下的连带严格责任，以及向空气、土壤、地表水或地下水排放石油、天然气和NGL或其他污染物的责任，如政府规章在第一部分，本报告第1和第2项。现有的环境法律或法规，无论是目前解释或执行的，还是将来可能解释、执行或更改的，都可能对我们产生实质性的不利影响。
与水力压裂相关的联邦和州立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的操作限制或延误。
水力压裂是石油和天然气行业中的一种常见做法，用于从致密的地下岩层中刺激石油、天然气和天然气的生产。我们经常将水力压裂技术应用于我们的许多石油和天然气资产，包括我们在米德兰盆地和德克萨斯州南部资产内的非常规资源区块。水力压裂包括在压力下注入水、沙子和某些化学物质，以压裂含烃岩层，使碳氢化合物流入井筒。这一过程通常由国家石油和天然气委员会监管。然而，环境保护局和其他联邦机构已经主张联邦监管机构对水力压裂活动的某些方面进行监管，如下所述。
根据《安全饮用水法》，美国环保局有权监管流体系统中含有柴油的地下注射。根据《清洁水法》，环保局还有权管理水力压裂过程中非常规石油和天然气作业产生的废水，并排放到公共拥有的废水处理设施。如果环保局实施进一步的水力压裂法规，我们可能会产生额外的成本，以满足这些可能具有重大意义的要求，
在勘探、开发或生产活动中遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻探和/或完成某些油井。
包括德克萨斯州在内的某些州已经通过了法规，其他州正在考虑采用这些法规，这些法规可能会对水力压裂作业施加更严格的许可、公开披露、废物处理和油井建设要求，或者寻求完全禁止压裂活动。除州法律外，地方土地使用限制，如城市条例，可能限制或禁止一般钻井和/或特别是水力压裂的执行。最近，市政当局通过或提出了分区法令，禁止或严格监管城市范围内的水力压裂，这为州监管机构和第三方的挑战铺平了道路。类似的事件和过程正在美国各地的几个市、县和乡镇上演。如果在我们目前或未来计划进行运营的地区采用州、地方或市政法律限制，我们可能会产生额外的成本来满足这些要求，这些要求可能性质重大，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或削减，甚至可能被禁止钻探和/或完成某些油井。
在最近的过去，几个联邦政府机构积极参与研究或审查，重点是水力压裂实践的环境方面和影响。加强对水力压裂过程的监管和关注可能会导致对使用水力压裂技术的石油和天然气生产活动的更大反对，包括诉讼。披露水力压裂过程中使用的化学品可能会使反对这类活动的第三方更容易对生产商和服务提供商提起法律诉讼，理由是压裂过程中使用的特定化学品可能对人类健康或环境，包括地下水产生不利影响。2013年，加利福尼亚州的一家法院和2020年的美国蒙大拿区地区法院分别裁定，土地管理局(“BLM”)不符合国家环境政策法案(“NEPA”)，因为它在发放租约之前没有充分考虑水力压裂和水平钻井的影响。2022年，联邦第九巡回上诉法院裁定，两家联邦机构违反了《国家环境政策法》，部分原因是在授权进行近海非常规石油钻探之前，未能评估水力压裂等油井刺激处理对环境的影响。类似的案件仍在继续。此外，纽约和科罗拉多州的法院降低了在法院同意考虑业主所谓的水力压裂损害索赔之前所需的证据水平。导致对水力压裂相关损害(包括诱发地震造成的损害)进行经济赔偿的诉讼可能会引发未来的诉讼，并使人们更多地关注水力压裂实践。司法裁决也可能导致加强监管。, 许可要求、执法行动和处罚。额外的立法或法规也可能导致石油、天然气和天然气的勘探和生产的运营延误或限制或成本增加，包括页岩层的开发，或者可能使水力压裂变得更加困难。通过额外的州或地方法律，或实施有关水力压裂的新法规，可能会导致新油井和气井完工量减少，或合规成本增加和延误，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们将继续受到与新的监管暂停、修订或撤销以及州和联邦监管规定不一致相关的不确定性的影响，这些都可能对我们的生产产生不利影响。
与空气质量和温室气体排放相关的联邦和州监管举措可能会导致成本增加和额外的运营限制或延误。
有一种趋势是提高空气质量和温室气体监管，减少石油和天然气来源的排放。这些法规包括新的污染源性能标准(NSPS)、国家危险空气污染物排放标准计划以及根据国家环境空气质量标准(NAAQS)制定的臭氧标准等。通过更多的州或地方法律或实施新的法规可能会导致新油井和气井的完工率减少，或合规成本和延误的增加，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。请参阅环境请参阅本报告第二部分第7项中关于管制空气排放，特别是石油和天然气部门甲烷排放的补充资料。
与全球变暖和气候变化相关的立法和监管举措以及诉讼可能会对我们的业务以及对石油、天然气和天然气的需求产生不利影响，并可能导致巨额诉讼和相关费用。
虽然法院通常拒绝将气候变化的直接责任归因于温室气体排放的大来源，但一些法院要求联邦机构和许可当局对此类排放进行更严格的审查。针对大量温室气体排放的公司提出索赔的风险仍在继续，新的损害赔偿要求和政府加强审查，特别是州和地方政府的审查，可能会继续下去。
美国国会不时考虑通过减少温室气体排放的立法，大多数州已经采取措施，通过各种措施减少温室气体排放，包括主要通过有计划地制定温室气体排放清单、参与和/或区域温室气体“总量管制与交易”方案，和/或过渡到清洁能源。将重点放在立法和/或管理甲烷上，可能导致对排放高水平甲烷的来源进行更严格的审查，包括在许可过程中，作为项目批准的一项要求对甲烷排放进行分析、管制和减少，以及一个机构针对特定行业采取的行动，为其他机构和工业部门树立先例。2021年，环保局提出了减少现有石油和天然气设备甲烷排放的要求。2022年，环保局发布了
一项补充建议，扩大其初始要求以及更新要求，以与《降低通货膨胀法案》(“IRA”)中包括的计划协调工作。
爱尔兰共和军 对超过适用门槛的温室气体(包括甲烷)的排放征收费用。这以及任何限制或要求减少温室气体排放或引入新的气候相关法规(如碳定价系统)的法院裁决、法律或法规，可能会对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响，并可能导致运营和合规成本以及诉讼成本增加，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。我们的长期目标是到2030年将范围1和范围2的温室气体排放强度比2019年的基准水平降低50%，我们的年度目标是将甲烷排放强度限制在0.04(公吨CH4/MBOE)。我们2022年的温室气体排放量没有超过爱尔兰共和军设定的门槛，然而，我们不能保证我们能够实现我们的目标，也不能保证我们未来不会超过爱尔兰共和军设定的门槛。
科学家们预测，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、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加。如果发生这种影响，我们的业务可能会受到不利影响。潜在的不利影响可能包括中断我们的钻井、完井和生产活动，例如，包括洪灾对我们设施的破坏或我们运营成本的增加或我们运营效率的降低，以及在此类事件发生后可能增加的保险成本。气候变化的重大有形影响也可能对我们的融资和运营产生间接影响，因为它扰乱了与我们有业务关系的中游公司、服务公司或供应商提供的运输或与流程相关的服务。我们可能无法通过保险追回气候变化潜在物理影响可能导致的部分或任何损害、损失或成本。关于气候变化准备要求的联邦法规或政策变化也可能影响我们的成本和规划要求，因为此类气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化。
减少天然气燃烧的要求可能会对我们的运营产生不利影响。
在我们拥有大量业务的德克萨斯州二叠纪盆地，天然气开采能力一直受到限制，未来可能也是如此，这在历史上曾导致天然气燃烧增加。我们受到州和其他监管机构制定的法律的约束，这些法律限制了可以合法燃烧的天然气的持续时间和数量。这些法律和法规，包括未来可能对燃烧施加进一步限制的法规，可能会限制我们可以从油井中生产的石油和天然气数量，或者可能限制我们可以钻探的油井数量或地点。我们承诺在所有运营地点实现零常规燃烧的目标，以及非常规燃烧不超过天然气总产量的1%的目标，每个目标都是基于全年平均水平。此外，我们还设定了年度目标，以限制与所有员工薪酬挂钩的扩张。不能保证我们将能够实现我们在燃烧方面的目标，任何未能达到这些目标的情况都可能对我们的业务造成声誉或其他损害。未来的任何法律或承诺都可能增加我们的运营成本，或限制我们的生产，这可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
极端天气条件和租约条款的影响对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力造成不利影响。
我们的行动过去一直受到极端天气条件的不利影响，现在也可能继续受到影响。此外，旨在保护各种野生动物或植物物种的租赁条款可能会对我们的运营产生不利影响。在某些地区，钻探和其他石油和天然气活动只能在一年中有限的时间进行。这限制了我们在这些地区作业的能力，并可能在这些时期加剧对钻机和完井设备、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能导致周期性短缺。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。
如果我们无法为我们的钻井和/或完井作业获得足够的水供应，或者无法以合理的成本并根据适用的环境法规处置或回收我们生产的水，我们以经济和商业数量生产石油、天然气和天然气的能力可能会受到损害。
我们和我们行业中的其他公司依赖水力压裂工艺来完成将生产商业数量的石油、天然气和NGL的油井，这需要使用和处置大量的水。我们无法获得足够的水，或者无法处理或回收从我们的水井中产生的水，这可能会对我们的运营产生不利影响。此外，实施新的环境倡议和法规可能包括限制我们进行某些操作的能力，例如水力压裂或处置废物，包括但不限于产出水、钻井液和与勘探、开发或生产石油、天然气和天然气有关的其他废物。
遵守环境法规、地面使用协议以及开采、储存和使用水力压裂油井所需地表水或地下水的许可要求，可能会增加我们的运营成本，并导致我们的运营延误、中断或终止，其程度无法预测，所有这些都可能对我们的运营和财务状况产生不利影响。
我们销售石油、天然气和NGL的能力，和/或接受我们生产的市场价格的能力，可能会受到第三方拥有或运营的收集系统、加工设施、管道和其他运输系统的限制，或者受到我们无法控制的其他中断的不利影响，这些中断可能会阻碍、限制或消除我们进入石油、天然气和NGL市场的机会。
我们的石油、天然气和天然气生产的市场适销性在一定程度上取决于收集系统、加工设施、管道和其他运输系统的可用性、接近性和能力，这些系统通常由第三方拥有或运营。这些系统和设施服务的任何重大中断、损坏或缺乏可用容量都可能导致生产井关闭、我们物业的开发计划延迟或中断、成本增加或价格下降。虽然我们对我们经营的产品的加工和运输有一些影响，但这些业务关系中的重大变化可能会对我们的运营产生实质性影响。联邦和州对石油、天然气和NGL生产和运输的监管、税收和能源政策、供需变化、管道压力、管道或加工设施的损坏或破坏、基础设施或产能限制，以及一般经济条件，都可能对我们生产、收集、加工、运输或销售石油、天然气和NGL的能力产生不利影响。
生产可能会因各种原因而不时中断或关闭，包括天气条件、事故、管道中断、收集、加工或运输系统接入或能力、现场劳工问题或罢工，或者我们可能会根据市场或其他条件自愿减产。如果我们的大量生产同时中断，可能会对我们的现金流和运营结果产生不利影响。
我们已经签订了确定的运输合同，要求我们向交易对手支付固定金额的款项，无论实际装运、加工或收集的数量是多少。如果我们无法向我们的交易对手提供所需数量的石油、天然气、天然气或采出水，我们的运营结果、财务状况和流动性可能会受到不利影响。
截至2022年12月31日，我们的合同承诺到2026年至少输送18MMBbl的石油，到2023年上半年输送26Bcf的天然气，到2027年输送11MMBbl的产出水。随着我们扩大资源业务的发展，我们可能会签订更多确定的运输协议。我们预计不会因我们现有的合同承诺而出现任何实质性的短缺。如果我们遇到钻井和完成油井的延误，或由于施工、运营中断或将新产量连接到收集系统或管道的延误，或者如果我们因未来大宗商品价格下跌或其他原因而进一步限制我们的资本支出，为未交付数量支付的要求可能会对我们的运营结果、财务状况和流动性产生重大影响。
如果我们无法替代储备，我们将无法维持生产。
我们未来的运营取决于我们发现或获得和开发经济上可生产的石油、天然气和天然气储备的能力。随着时间的推移，我们的物业生产石油、天然气和天然气的速度正在下降。为了保持目前的产量，我们必须找到或获得并开发新的石油、天然气和天然气储备，以取代那些因生产而枯竭的储量。
对于我们可能完成的未来收购，我们业务的成功结果将取决于许多因素，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素包括收购的收购价格和交易成本、未来石油、天然气和天然气价格、合理估计储量可采储量的能力、未来产量和未来可从储量获得的净收入、未来运营和资本成本、收购物业的未来勘探、开采和开发活动的结果、以及未来可能的废弃和未来可能的环境或其他负债。关于预期收购目标，在估计这些变量时存在许多固有的不确定性。实际结果可能与估计中假设的结果大不相同。我们与收购相关的常规审查不一定会揭示或允许我们充分评估此类物业的所有现有或潜在问题和缺陷。我们不会检查每一口井，即使我们检查一口井，也可能不会发现可能存在或出现的结构、地下或环境问题。我们可能无权就结算前的责任(包括环境责任)获得合同赔偿。我们经常以“原样”收购物业权益，对违反陈述和担保的行为有有限的补救措施。
此外，重大收购可能会改变我们业务和业务的性质，具体取决于所收购物业的性质，前提是这些物业的运营和地质特征大相径庭，或者与我们现有物业位于不同的地理位置。由于收购的物业与我们现有的物业有很大不同，我们有效地实现此类交易的预期经济利益的能力可能会受到限制。
整合收购的企业和物业涉及许多独特的风险。这些风险包括管理层可能因需要整合业务和系统而分散对常规业务的关注，以及在整合业务和系统以及留住和吸收员工方面可能出现不可预见的困难。上述或其他类似风险中的任何一项都可能对我们的经营业绩造成潜在的短期或长期不利影响，并可能导致我们无法实现收购的任何或所有预期收益。
我们的运营结果受到钻井和完井技术风险的影响，结果可能与我们对储量或产量的预期不符。因此，我们可能会发生重大减记，如果钻探结果不成功，我们未开发土地的价值可能会下降。
我们的许多业务涉及利用我们、其他运营商和我们的服务提供商开发的最新钻井和完井技术，以最大限度地提高产量和最终采收率，从而产生尽可能高的回报。我们在钻井过程中面临的风险包括但不限于：将井筒降落在所需的钻探区之外、在地层中水平钻井时偏离所需的钻井区、无法在整个井筒中下套管，以及无法在水平井筒中始终如一地送入工具和回收设备。我们在完井过程中面临的风险包括但不限于：无法按照计划的阶段数进行压裂刺激、在完井作业期间无法在整个井筒内运行工具和其他设备、无法收回此类工具和其他设备，以及无法在最终压裂刺激完成后成功清理井筒。
此外，我们目前使用或未来实施的勘探和钻井技术可能会过时。如果我们不能保持符合行业标准的技术进步，我们的运营和财务状况可能会受到不利影响。我们不能确定我们是否能够及时或以我们可以接受的成本实施勘探和钻探技术。
归根结底，勘探、钻井和完井技术和技术的成功与否只能随着时间的推移而进行评估，因为需要在足够长的时间内钻探更多的油井并建立生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者我们由于资本限制、租赁到期、收集系统和外卖能力有限、和/或石油、天然气和天然气价格下降而无法执行钻探计划，那么我们在特定项目上的投资回报可能不像我们预期的那样具有吸引力，我们可能会导致石油和天然气资产的重大减记，我们未开发土地的价值未来可能会下降。
我们行业的竞争非常激烈，我们的许多竞争对手比我们拥有更多的财力、技术和人力资源。
我们面临着来自各种规模的石油和天然气勘探和生产公司的激烈竞争，争夺运营石油和天然气资产所需的资金、设备、专业知识、劳动力和材料。我们的许多竞争对手拥有超过我们可用资源的财政、技术和其他资源，许多石油和天然气资产是在竞争性招标过程中出售的，在这种过程中，我们的竞争对手可能能够并愿意为勘探和开发前景以及生产性资产支付更高的价格，或者我们的竞争对手拥有我们无法获得的技术信息或专业知识来评估和成功竞标资产。因此，我们在收购和开发有利可图的物业方面可能不会成功。此外，其他公司可能会有更大的能力在石油或天然气价格较低的时期继续钻探活动，并吸收当前和未来政府法规和税收的负担。此外，由于激烈的竞争而导致的设备、劳动力或材料的短缺可能导致成本增加或无法获得所需的资源。我们无法在我们业务的任何领域与公司有效竞争，可能会对我们的业务活动、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
我们已探明的石油、天然气和天然气储量的实际数量和现值可能低于我们的估计，而开发我们的储量的成本可能高于我们的估计。
这份报告和我们提交给美国证券交易委员会的其他某些文件包含对我们已探明的石油、天然气和天然气储量的估计，以及这些储量未来净收入的估计值。储量估算过程复杂，估算基于各种假设，包括地质和地球物理特征、未来石油、天然气和天然气价格、钻井和完井成本、收集和运输成本、运营费用、资本支出、政府监管的影响、税收、运营时机和资金可获得性。因此，这些估计在本质上是不准确的。此外，我们对生产历史有限的物业的储量估计可能不如对生产历史较长的物业的估计可靠。
未来的实际产量；石油、天然气和天然气的价格；收入；生产税；开发支出；运营费用；以及可开采的石油、天然气和天然气储量很可能与估计的不同。任何重大差异均可能对吾等披露的已探明储量的估计数量及现值产生重大影响，而实际数量及现值可能大幅低于我们先前的估计。我们的物业也可能会受到邻近物业生产过程中的碳氢化合物排放的影响，这可能是我们无法控制的。
截至2022年12月31日，我们估计的已探明储量中有41%，即219.6 MMBOE被证明是未开发的。为了开发我们已探明的未开发储量，截至2022年12月31日，我们估计将需要大约28亿美元的资本支出。尽管我们已根据行业标准估计了我们的探明储量以及与这些探明储量相关的成本，但估计成本可能不准确，开发可能不会如期进行，实际结果可能不会像估计的那样出现。
不应假设本报告中包含的未来净现金流贴现或PV-10的标准化衡量标准代表了我们估计的已探明石油、天然气和天然气储量的当前市场价值。管理层已探明储量的估计贴现未来现金流量是基于美国证券交易委员会要求的价格和成本假设，而实际未来价格和成本可能会大幅上升或下降。请参阅储量第一部分，本报告第1和第2项供讨论
关于估计我们已探明储量截至2022年12月31日的现值所使用的价格，以及标题油气储量在……下面关键会计估计第二部分，本报告项目7，提供补充资料。
从石油和天然气资产生产的时间以及相关费用的时间影响已探明储量的实际未来净现金流的时间，从而影响其实际现值。我们的实际未来净现金流可能少于为计算PV-10而估计的未来净现金流。此外，考虑到我们的业务和石油和天然气行业普遍面临的实际利率、资金成本和其他风险，美国证券交易委员会在进行报告时计算PV-10所需的10%贴现率不一定是最合适的贴现率。
我们的处置活动可能会受到我们无法控制的因素的影响，在某些情况下，我们可能会对某些事项保留不可预见的责任。.
我们定期出售非核心资产，以增加可用于核心资产和其他目的的资本资源，并创造组织和运营效率。我们偶尔也会出售核心资产的权益，以加快其他核心资产的开发和提高效率。各种因素可能会对吾等处置该等资产的能力产生重大影响，包括政府机构或第三方的批准、买方融资的可用性以及愿意以吾等认为可接受的条款收购该等资产的买方，或可能影响该等处置的其他事项或不确定因素，包括交易能否按我们预期的形式或时间以及按我们预期的价值完成或完成。有时，我们可能被要求保留某些债务或同意赔偿与此类资产出售相关的买家。这种保留负债或赔偿义务的规模在交易时可能很难量化，最终可能是实质性的。
我们依靠第三方服务商进行钻井和完井等相关作业。
我们依赖第三方服务提供商进行必要的钻井和完井以及其他相关操作。第三方服务提供商进行此类运营的能力将取决于这些服务提供商竞争和留住合格人员的能力、财务状况、经济表现和获得资本的机会，而这又将取决于石油、天然气和天然气的供需情况、当前的经济状况以及金融、商业和其他因素。未来可能会出现大宗商品价格持续低迷的情况，并可能导致第三方服务提供商整合或宣布破产，这可能会限制我们与此类提供商接洽的选择。如果第三方服务提供商未能充分开展运营，可能会推迟钻井或完井或减少该物业的产量，并对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。2022年，由于通货膨胀，我们留住第三方服务提供商的成本增加，持续的通胀可能会导致额外的成本增加。
我们拥有权益的物业的所有权可能会因所有权瑕疵而受损。
在收购石油和天然气租赁权益时，我们通常依赖所有权尽职调查报告，并在开始对我们经营的物业进行初始钻探操作之前获得所有权意见。吾等拥有权益的物业的业权可能因业权瑕疵而受损，而业权瑕疵可能在我们取得的尽职调查业权报告或业权意见书中未能识别，或该等瑕疵经识别后可能无法修复。重大所有权缺陷可能会降低物业的价值或使其变得一文不值，从而对我们的石油和天然气储量、财务状况、运营结果和运营现金流产生不利影响，还可能损害邻近物业的价值或使其无法开发。未开发的面积比已开发的面积有更大的所有权缺陷风险，并且所有权保险通常不适用于石油和天然气资产。
石油和天然气的钻井、完井和生产活动面临许多风险，包括找不到可商业生产的石油、天然气或NGL的风险。
钻井和完井的成本往往是不确定的，石油、天然气或天然气气藏的钻井和生产活动可能会由于各种因素而缩短、推迟或取消，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素可能包括但不限于：
•供应链问题，包括成本增加和设备或材料的可用性；
•意外不利的钻井或完井条件；
•头衔问题；
•在我们经营的区域或附近与地面权益的所有者或持有者发生纠纷；
•地层中的压力或地质异常；
•工程和施工延误；
•设备故障或事故；
•飓风、龙卷风、洪水、野火等恶劣天气条件；
•由于担心地震活动而造成的业务限制；
•政府允许拖延；
•遵守环境和其他政府要求；以及
•钻机和人员、压裂刺激人员和设备、管道、化学品、水、沙子和其他用品的供应短缺或延迟或成本增加。
我们钻探的油井可能没有产量，我们在这些油井上的投资可能无法收回全部或任何部分。我们使用的地震数据和其他技术不能让我们在钻井之前确定是否存在石油、天然气或天然气藏，或者它们是否可以经济地生产。钻探活动可能导致干井或油井产量高，但在扣除运营和其他成本后不能产生足够的净收入来支付钻井和完井成本。即使存在足够数量的石油、天然气或NGL，我们也可能会损害潜在的含油气地层，或在钻井或完井过程中遇到机械困难，这可能会导致油井产量减少或没有产量，修复油井的巨额费用，和/或油井的损失和废弃。
我们的钻探计划固有的另一个重大风险是需要从州、地方和其他政府机构获得钻探许可。在获得监管批准和钻探许可方面的延误，包括危及我们在适用租赁期内从租赁物业实现潜在利益的能力的延误、未能获得油井钻探许可或以不合理的条件或成本获得许可，都可能对我们勘探或开发我们的物业的能力产生重大不利影响。
较新的资源游戏的结果可能比更发达和具有更长既定生产历史的资源游戏的结果更不确定。与其他开发和生产历史较长的地区相比，我们和该行业在较新的资源区块中掌握的关于储量最终可采收率和产量递减率的信息通常较少。已被证明在其他资源领域取得成功的钻井和完井技术正在新资源区块的早期开发中使用；然而，我们不能保证这些钻井和完井技术最终会成功。
我们可能无法在我们确定的潜在钻探地点获得任何选择权或租赁权。除非在我们的钻探地点所在的覆盖未开发英亩的间隔单位内建立生产，否则该等面积的租约将到期，我们将失去开发相关物业的权利。我们截至2023年2月9日的总净种植面积将在未来三年内到期，占截至2022年12月31日的未开发总净种植面积的不到1%。尽管我们已经确定了许多潜在的钻探地点，但我们可能无法从所有这些地点经济地钻探和生产石油、天然气或天然气，而且我们的实际钻探活动可能与目前确定的情况大不相同，这可能会对我们的财务状况、运营结果和运营现金流产生不利影响。
我们的许多物业所在的区域可能已被补偿油井部分耗尽或排干，我们的某些油井可能会受到其他运营商在钻探、完成或操作他们拥有的油井时可能采取的行动的不利影响。
我们的许多物业所在的地区可能已经被早先的偏移钻井部分耗尽或排干。与我们的任何物业相邻的租赁权益的所有者可能会采取行动，例如钻探和完成更多的油井，这可能会对我们的运营产生不利影响。当一口新井建成并生产时，井附近的压差会导致油藏流体向新井筒(并可能远离现有井筒)运移。因此，这些潜在地点的钻探和生产可能导致我们已探明储量的枯竭，并可能抑制我们进一步开发已探明储量的能力。此外，在邻近或附近油井上进行的完井作业和其他活动可能会导致我们油井的生产无限期关闭，导致租赁运营费用增加，并在我们的油井重新开始生产后对产量和储量产生不利影响。我们无法控制抵销运营商的运营或活动。
客户或资产共同所有人无力履行其义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们几乎所有的应收账款都来自向我们运营的石油和天然气资产的共同所有者出售石油、天然气和NGL或联合利息账单。客户和共同利益所有者的这种集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样会受到各种经济和其他市场状况的影响，包括石油、天然气和NGL价格的下降。失去一个或多个这样的客户可能会减少对我们产品的竞争，并对我们销售的商品的价格产生负面影响。我们不认为失去任何一家采购商会对我们的经营业绩产生重大影响，因为我们为我们的石油、天然气和天然气生产的每个作业区的采购商提供了许多选择。请参阅信用风险集中度与大客户在……里面注1--重要会计政策摘要，在第二部分，本报告的第8项进一步讨论了我们集中的信用风险和主要客户。此外，我们的共同所有人无力支付共同利息账单，可能会对我们的现金流以及钻探和完成当前和未来油井的财务能力产生负面影响。
我们面临运营和环境风险和危险，这些风险和危险可能导致重大损失或责任，而这些损失或责任可能无法完全投保。
石油和天然气作业面临许多风险，包括人为错误和事故，可能导致人身伤害、死亡、财产损失、井喷、凹坑、爆炸、石油、天然气和天然气的失控流动，或井液，完井液的泄漏或溢出，用于输送或储存这些材料的设施和设备的泄漏或泄漏，盐水或其他生产或回流水的泄漏或泄漏，地下条件使我们无法刺激计划数量的完井阶段，在完井期间使用工具进入整个井筒，或从井筒中移除材料以允许生产
这些风险和危害包括火灾、飓风或龙卷风等恶劣天气、冰冻条件、野火、洪水、干旱、压力异常的地层、管道破裂或泄漏、污染、地震事件、硫化氢等有毒气体的释放，以及其他环境风险和危害。如果这些事件中的任何一种发生，我们可能会遭受重大损失。
为了应对德克萨斯州二叠纪盆地地震活动的增加，德克萨斯州铁路委员会(“RRC”)为接近合格地震活动的注水井开发了一种地震审查程序。作为地震审查过程的结果，RRC可宣布某一地区为地震响应区，并可调整注水速度和压力的限制，要求井底压力测试，或修改、暂停或终止SRA内的注水井许可证。如果在我们的业务范围内申报SRA，我们处理采出水的能力可能会受到不利影响，因此，我们可能被迫关闭注水井或寻找替代的采出水处理方案，这可能会影响产量，从而影响石油、天然气和天然气生产收入，并可能导致我们产生额外的资本或运营费用。SRAS的宣布要求我们将寻求注水井许可证的区域调整到不太可取的区域或地层，并可能进一步限制我们能够不受限制地获得此类许可证并进行作业的区域。此外，我们可能会受到第三方索赔和责任的约束，因为我们的业务导致或促成了导致财产损失或人身伤害的地震事件，或其他与地震事件相关的事件。
如果我们遇到上述油井增产、完井活动和处置方面的任何问题，我们勘探和生产石油、天然气和天然气的能力可能会受到不利影响。由于需要关闭、放弃或重新定位钻探作业，需要修改钻探场地以降低泄漏或泄漏的风险，需要调查和/或补救可能发生的任何泄漏、泄漏或地下水污染，以及需要暂停作业，我们可能会招致重大损失或无法实现特定地层的储量。
由于我们现在和过去的发电、处理和处置材料，包括产出水、固体和危险废物以及石油碳氢化合物，存在固有的风险，即在我们的运营中招致重大的环境成本和责任。根据适用的美国联邦和州环境法，我们可能会因在我们租赁或拥有的物业上、上、下或从我们的物业释放有害物质而招致连带和/或严格的责任，其中一些物业多年来一直被用于石油和天然气勘探和生产活动，通常是由不在我们控制之下的第三方使用。对于我们外部运营的物业，我们依赖运营商的运营和监管合规，并可能在不合规的情况下承担责任。根据适用法律，这些财产及其处置的废物可能受到严格且昂贵的调查或补救要求，其中一些是严格的责任法，而不考虑过错或原始行为的合法性，包括CERCLA或超级基金法、RCRA、清洁水法、CAA、OPA和类似的州法律。根据各种实施条例，我们可能被要求清除或补救以前处置的废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)或财产污染(包括地下水污染)，进行自然资源缓解或恢复实践，或进行补救的封堵或关闭操作，以防止未来的污染。此外，邻近的土地所有者和其他第三方提出人身伤害或财产损失索赔的情况并不少见，其中包括据称因石油碳氢化合物或其他有害物质释放到环境中而造成的地震活动损害。结果, 我们可能会向第三方或政府实体承担巨额债务，这可能会减少或消除可用于勘探、开发或收购的资金，或导致我们蒙受损失。
我们为这些潜在的风险和损失中的一部分，但不是全部，提供保险。我们对突如其来的环境破坏有重大但有限的保险。鉴于我们业务的性质以及此类保险的性质和成本，我们不认为目前为逐渐发生的环境损害可能造成的全部潜在责任提供保险对我们来说是合适的。此外，在我们认为可获得保险的成本相对于我们所面临的风险而言过高的情况下，我们可以选择不获得保险。因此，如果发生环境或其他损害，我们可能承担责任或可能损失大量资产。如果发生重大事故或其他事件，并且没有完全在保险范围内，我们可能会遭受未投保的物质损失。
我们对我们不经营的物业上的活动的控制有限。
我们的一些物业由其他公司运营，涉及第三方工作权益所有者。因此，我们影响或控制该等物业的营运或未来发展的能力有限，包括钻探及营运活动的性质及时间、营运者的技能及专业知识、遵守环境、安全及其他法规、该等物业的其他参与者的批准、合适技术的选择及应用，或我们就该等物业所需支付的开支金额。此外，我们依赖这些项目的其他工作权益所有者为他们在合同中承担的这类财产的支出份额提供资金。这些限制以及我们在这些项目中对运营商和其他工作权益所有者的依赖可能会导致我们在未来产生意想不到的成本。
与债务、流动性和资本获取相关的风险
较低的石油、天然气或天然气价格可能会限制我们根据信贷协议借款的能力。
截至2022年12月31日，我们的信贷协议下的借款基础和总贷款人承诺分别为25亿美元和12.5亿美元。借款基数将根据银行集团对我们已探明储量价值的评估每半年重新确定一次，这反过来又会受到石油、天然气和天然气价格的影响。下一个借款基数
重新确定的日期定于2023年4月1日。剥离更多物业、产生更多债务或商品价格下跌可能会限制我们的借款基础，并减少我们根据信贷协议可以借入的金额，这反过来可能会影响我们偿还债务、为资本计划提供资金或竞争购买新物业的能力等。
我们需要大量资金来发展和取代我们的储备。
我们必须投入大量的资本支出来寻找、获取、开发和生产石油、天然气和天然气储量。未来的现金流和融资的可用性取决于许多因素，例如现有油井的产量水平、石油、天然气和天然气销售的价格、我们在寻找、开发和获得新储量方面的成功，以及信贷和资本市场的有序运作。如果我们的运营现金流低于预期，我们可能会减少计划中的资本支出。如果我们不能根据我们的信贷协议获得足够的流动资金，或通过债务或股权融资或出售资产筹集额外资金，我们执行开发计划、更换储备、维持种植面积或维持生产水平的能力可能会受到极大限制。
多家信用评级机构下调我们的信用评级可能会影响我们获得资金的渠道，并对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。
下调我们的信用评级水平可能会对我们的业务和未来前景产生实质性的不利影响，并可能：
•限制我们进入资本市场的能力，包括为我们现有债务再融资的能力；
•导致我们以不太有利的条款和条件进行再融资或发行债务，这些债务可能会限制我们进行任何股息分配或回购股票的能力；
•负面影响贷款人与我们交易的意愿，这可能影响我们根据我们的信贷协议获得优惠条款和条件的能力；
•对现有和潜在客户与我们进行业务往来的意愿产生负面影响；
•实施额外的保险、保证、担保和抵押品要求；
•限制我们获得银行和第三方担保、担保债券和信用证；以及
•导致我们的供应商和金融机构在与我们打交道时降低或取消通过付款条款或日内融资提供的信用水平，从而增加对手头更高水平现金的需求，这将降低我们偿还未偿债务的能力。
我们不能保证我们目前的任何信用评级将在任何给定的时间段内保持有效，或者如果评级机构认为情况需要的话，我们不能保证评级机构不会完全下调或撤销信用评级。
我们的商品衍生合约活动可能导致财务损失，或可能限制我们收到的石油、天然气和NGL销售价格。
为了减轻石油、天然气和天然气价格潜在不利市场变化的部分风险，以及对现金流的相关影响，我们定期签订大宗商品衍生品合约。我们的大宗商品衍生品合约通常包括石油、天然气和天然气的价格互换和套圈安排。在某些情况下，这些活动可能使我们面临财务损失的风险，包括在以下情况下：
•我们的产量低于预期；
•我们商品衍生品合约的一个或多个交易对手违约；或
•我们产品的交货点与商品衍生合约安排中假设的交货点之间的价差扩大。
此外，如果石油、天然气或NGL价格大幅超过我们在2022年经历的大宗商品衍生品合同确定的价格，大宗商品衍生品合约可能会限制我们从石油、天然气和NGL销售中获得的价格。请参阅附注10-衍生金融工具在第二部分，请参阅本报告第8项，以了解有关我们的商品衍生合约的更多细节。
我们的债务数额可能会限制我们获得收购融资的能力，使我们更容易受到不利经济状况的影响，并使我们更难偿还债务。
截至2022年12月31日，截至2028年到期的高级债券的未偿还本金总额为16亿美元，详见注5--长期债务在本报告第二部分，项目8。此外，截至2022年12月31日，我们的循环信贷安排没有未偿还余额，根据我们的信贷协议，我们没有12亿美元的可用借款能力。截至2022年12月31日，我们的长期债务占我们总账面资本的34%。
我们的债务数额可能会对我们的业务产生重要影响，包括：
•使我们更难在未来为我们的业务和潜在收购、营运资本要求、资本支出、偿债或其他一般公司要求获得额外融资；
•要求我们将运营现金流的很大一部分用于偿还债务和偿还与债务相关的利息成本，而不是用于资本投资；
•由于财务和其他限制性条款，包括对产生额外债务、进行收购和支付股息的限制，限制了我们的运营灵活性；
•与负债较少的竞争对手相比，我们处于竞争劣势；以及
•使我们在不利的经济或行业状况或我们的业务下滑时更容易受到影响。
如果我们的业务没有从运营中产生足够的现金流，或者我们根据我们的信贷协议或从其他来源无法获得未来足够的借款，我们可能无法偿还债务、发行额外债务或为我们计划的资本支出和其他流动性需求提供资金。如果我们无法偿还债务，由于流动性不足或其他原因，我们可能不得不推迟或取消收购，推迟资本支出，出售股权证券，剥离资产，和/或重组或再融资我们的债务。我们可能无法及时或以令人满意的条款出售股权、出售资产、重组债务或对债务进行再融资。此外，我们现有或未来债务协议的条款，包括我们的信贷协议和任何未来的信贷协议，可能会禁止我们寻求任何这些替代方案。
如上所述，我们的信贷协议需要定期重新确定借款基数。有时，当我们有未偿还余额时，如果我们的借款基数向下确定，我们可能会被迫偿还一部分银行借款，而我们届时可能没有足够的资金偿还这类贷款。如果我们没有足够的资金，而且无法谈判调整我们的借款基础或安排新的融资，我们可能会被迫出售大量资产。
管理我们债务安排的协议包含各种公约，这些公约限制了我们在业务运营中的自由裁量权，可能会禁止我们从事我们认为有益的交易，并可能导致债务的加速偿还。
我们的债务协议，包括我们的信用协议和管理我们优先票据的契约，包含限制性契约，限制了我们从事可能符合我们长期最佳利益的活动的能力，包括限制产生债务、发放股息、回购普通股、出售资产、创建留置权、与关联公司进行交易，以及合并、合并或出售我们的资产。根据我们的信贷协议，我们的借款能力取决于遵守信贷协议中概述的某些金融和非金融契约。请参阅注5--长期债务 在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。这些对我们经营业务能力的限制可能会严重损害我们的利益，其中包括限制我们利用融资、合并和收购以及其他公司机会的能力。
我们不遵守这些公约可能会导致违约事件，如果不治愈或免除违约，可能会加速我们的全部或部分债务。我们没有足够的营运资金在我们的全部或大部分未偿债务加速增加的情况下偿还我们的债务。
公众对我们的业务和整个石油和天然气行业的负面看法和投资者情绪可能会对我们的业务、运营和我们吸引资本的能力产生不利影响。
作为一个整体，某些公众群体，特别是投资界，已经对我们的行业产生了负面情绪。近年来，与其他行业板块相比，该行业的股票回报率导致石油和天然气在某些关键股票市场指数中的权重较低。此外，包括投资管理公司、主权财富和养老基金、大学捐赠基金和其他投资顾问在内的一些投资者基于社会和环境考虑，采取了停止或减少对石油和天然气行业投资的政策。此外，其他有影响力的利益攸关方向商业银行、投资银行和其他服务提供商施压，要求它们减少或停止对石油和天然气公司及相关基础设施项目的融资。
这些事态发展，包括更加关注环境、社会和治理问题，以及旨在限制气候变化和减少空气污染的举措，以及联邦所得税法的变化，可能会给包括我们在内的石油和天然气公司的股价带来下行压力。这也可能导致潜在发展项目的可用资金减少，从而影响我们未来的财务业绩。
与公司治理和公募股权证券所有权相关的风险
我们的公司注册证书和章程有条款阻止公司收购，并可能防止股东从他们的投资中获得收购溢价，这可能会对我们普通股的价格产生不利影响。
特拉华州公司法以及我们的公司注册证书和章程包含的条款可能会延迟或阻止我们或我们管理层的控制权变更。除其他事项外，这些规定还规定了非累积投票
董事会成员的选举，并对希望提名董事选举或在股东大会上提出其他行动的股东提出程序要求。这些规定单独或相互结合，可能会阻碍涉及实际或潜在控制权变更的交易，包括可能涉及向股东支付高于现行市场价格的普通股溢价的交易。因此，这些条款可能会使第三方更难收购我们，即使这样做会让我们的股东受益，这可能会限制投资者未来愿意为我们的普通股支付的价格。
此外，我们行业的股东激进主义近年来一直存在，如果投资者试图对我们的业务施加影响或影响我们认为不符合股东长期最佳利益的变化，此类行动可能会对我们的业务产生不利影响，其中包括分散我们的董事会和管理团队的注意力，导致我们产生意想不到的咨询费和其他相关成本，影响我们战略目标的执行，并造成不必要的市场不确定性。
我们普通股的价格可能会大幅波动，这可能会给投资者带来损失。
从2022年1月1日到2023年2月9日，纽约证券交易所公布的我们普通股的盘中交易价格从2022年1月的每股28.91美元的低点到2022年6月的高点每股54.97美元不等。我们预计，由于各种因素，包括我们无法控制的因素，我们的库存将继续受到波动。除本文所述的其他风险因素外，这些因素还包括：
•石油、天然气或天然气价格的变化；
•区域、国家或全球商品供需前景的变化；
•钻井、重完井和作业活动的变化；
•通货膨胀；
•证券分析师财务估计的变动；
•可比公司市场估值的变化；
•关键人员的增减；
•由于算法交易做法的影响，波动性增加；
•未来我们普通股的销售；
•公众对我们的业务和整个石油和天然气行业的负面看法和投资者情绪；
•国家和全球经济前景的变化，包括贸易协定的潜在影响；以及
•国际贸易关系，可能包括影响我们使用的原材料和我们在业务中生产的商品的贸易限制或关税的影响。
我们可能在未来某个时候达不到股东和/或证券分析师的预期，我们的股价可能会因此下跌。
根据我们的股票回购计划，我们可能不会总是对我们的普通股支付股息或回购普通股。
未来股息的支付仍由我们的董事会酌情决定，根据我们的股票回购计划进行的普通股回购仍由我们的董事会和公司的某些授权人员决定。有关支付股息和回购普通股的决定将继续取决于我们的收益、资本要求、财务状况、一般市场和经济状况、适用的法律要求、我们普通股的市场价格和其他因素。股息的支付和普通股的回购均受我们的信贷协议和管理我们的优先票据的契约所约束，这些契约可能限制我们支付某些限制性付款的能力，包括股息和普通股回购。我们的董事会未来可能决定降低当前的年度股息率或完全停止支付股息。董事会授权回购的股份价值并不要求我们回购该等股份或保证该等股份将被回购，并且股票回购计划可随时暂停、修改或终止，恕不另行通知。我们不能保证会回购任何特定数量或美元价值的股票。
一般风险因素
我们对数字技术的日益依赖使我们面临网络事件的风险，这可能导致信息被盗、数据腐败、运营中断或经济损失。
我们面临着网络安全风险。石油和天然气行业在我们业务的各个方面越来越依赖数字技术。我们使用数字技术进行钻井开发、生产和采集活动的某些方面，管理钻机和完井设备，收集和解释地震数据，进行储层建模，记录财务和运营数据，并维护员工和其他数据库。我们的服务提供商，包括那些收集、加工和销售我们的石油、天然气和NGL的公司，也越来越依赖数字技术。我们和他们对这项技术的依赖日益使我们
面临技术系统故障、数据或网络中断、网络攻击和网络安全方面的其他漏洞的风险。由于硬件或软件故障、计算机病毒、破坏、恐怖主义、自然灾害、火灾、洪水、人为错误或其他方式导致的电源故障、电信或其他系统故障可能会严重损害我们开展业务的能力。
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、现金或其他资产，以及其他可能导致关键系统中断、未经授权发布机密或其他受保护信息以及数据损坏的电子安全漏洞。对我们的系统、基础设施、第三方的系统和基础设施或基于云的应用程序的蓄意攻击或安全漏洞可能会导致机密信息泄露、我们的专有数据损坏或丢失、生产或勘探活动的延迟、完成或结算交易的困难、维护我们的账簿和记录的挑战、环境破坏、通信或其他运营中断，以及对第三方的责任。我们未来可能获得的任何保险可能无法提供足够的保护，使其免受这些风险的影响。任何此类事件都可能损害我们的声誉，并导致补救行动、业务损失或潜在责任造成的经济损失。随着这些网络风险继续发展，我们对数字技术的依赖日益增长，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，并补救网络漏洞。
董事董事会的审计委员会接收管理层的季度网络安全报告和最新情况，讨论与此相关的任何问题，一般监督并促进我们的董事会对信息技术和网络安全风险以及其他任何给定时间可能相关的风险的了解。根据审计委员会的建议，我们对网络安全威胁采取了预防性的方法，通过对员工进行培训和其他形式的认识，建立了有弹性的网络安全文化，并制定和测试了针对假设性网络安全攻击的各种应对计划，以快速评估和应对潜在和实际威胁。2022年期间，我们没有经历任何重大的网络安全事件，但不能保证我们为应对信息技术和网络安全风险而采取的措施在未来会被证明是有效的。
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、恐怖主义、武装冲突和其他中断。
作为一家石油、天然气和天然气生产商，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的威胁，如加工厂和管道；以及恐怖主义行为的威胁。虽然我们利用各种程序和控制措施来监测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，都可能导致敏感信息、关键基础设施、人员或对我们的运营至关重要的能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果或现金流产生实质性的不利影响。
恐怖主义的威胁以及军事和其他行动的影响造成了世界金融市场的不稳定，并可能导致石油、天然气和天然气价格的波动加剧，所有这些都可能对我们的生产市场产生不利影响。能源资产可能是恐怖袭击的具体目标。虽然我们目前维持着针对恐怖袭击提供有限保险的保险，但这种保险已经变得越来越昂贵和难以获得。因此，保险提供商可能不会继续以我们认为合理的条款向我们提供这一保险，或者根本不会。此外，这份保险可能不会涵盖我们因恐怖袭击而遭受的所有损失。这些事态发展使我们的业务面临更大的风险，根据它们的发生和最终规模，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响。
项目1B。未解决的员工意见
根据交易所法案，我们没有美国证券交易委员会工作人员对我们的定期或当前报告的未解决的评论。
项目3.法律程序
有时，我们可能会涉及与我们正常业务过程中的业务和运营有关的索赔。截至提交本报告时，没有针对我们的法律诉讼待决，我们认为个别或集体可能会对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
项目4.矿山安全披露
这些披露不适用于我们。
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
我们的普通股目前在纽约证券交易所交易，股票代码为“SM”。有关股息信息，请参阅标题现金的用途在……里面流动性和资本资源概述在本报告项目7中。关于自2018年5月22日起生效的SM能源股权激励薪酬计划(“股权计划”)以及股权计划下授权的证券的信息如下。
性能图表
下面的业绩图表将我们普通股从2017年12月31日开始到2022年12月31日止的累计回报与道琼斯勘探和生产指数(DJUSOS)和标准普尔500股票指数(SPX)的累计总回报进行了比较。
五年累计总收益的比较
绩效图表标题下的上述信息视为已提供，但未在美国证券交易委员会备案。
持有者。截至2023年2月9日，我们普通股的记录持有者人数为102人。我们普通股的持有者中有更多的人是实益持有人，其登记在册的股份由银行、经纪商和其他金融机构持有。
发行人和关联购买者购买股权证券。下表提供了我们和任何关联买家(根据交易法第10B-18(A)(3)条的定义)在指定季度和月份以及截至2022年12月31日的一年内购买我们普通股股票的信息，普通股是我们根据交易法第12条登记的唯一股权证券类别：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 发行人和关联购买者购买股权证券 |
| 期间 | | 总人数 股票 购得(1) | | 加权 平均价格 按股支付 | | 作为公开宣布的计划的一部分购买的股票总数(2) | | 可根据本计划购买的股票的最大数量或大约美元价值(截至期间结束日期)(2)(3) |
2022年第一季度 | | 623 | | | $ | 38.02 | | | — | | | 3,072,184 | |
2022年第二季度 | | — | | | $ | — | | | — | | | 3,072,184 | |
2022年第三季度 | | 1,086,021 | | | $ | 41.75 | | | 452,734 | | | $ | 479,767,724 | |
| 10/01/2022 - 10/31/2022 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | 479,767,724 | |
| 11/01/2022 - 11/30/2022 | | 362,521 | | | $ | 44.07 | | | 362,521 | | | $ | 463,792,716 | |
| 12/01/2022 - 12/31/2022 | | 550,000 | | | $ | 38.13 | | | 550,000 | | | $ | 442,820,671 | |
| 总计 | | 1,999,165 | | | $ | 41.17 | | | 1,365,255 | | | |
____________________________________________
(1)吾等于2022年购入的633,910股股份将抵销因交付根据股权计划授出的授出协议条款发行的受限制股份单位(“RSU”或“RSU”)及表现股份单位(“PSU”或“PSU”)的流通股而产生的预扣税款责任。
(2)2022年9月7日，我们宣布董事会批准了股票回购计划，授权我们在2024年12月31日之前回购总价值高达5.0亿美元的普通股。股票回购计划允许我们在公开市场交易中不时回购我们的股票，通过私下协商的交易或其他方式，符合联邦证券法，并受我们的信贷协议和管理我们优先票据的契约的某些条款的约束。我们打算用经营活动提供的净现金为回购提供资金。根据我们的信贷协议，股票回购也可以由借款提供资金。根据股票回购计划回购股份的时间、数量和价值将由本公司的某些授权人员酌情决定，并将取决于各种因素，包括我们普通股的市场价格、一般市场和经济状况以及适用的法律要求。我们董事会授权回购的股份价值并不要求我们回购该等股份或保证该等股份将被回购，并且股票回购计划可随时暂停、修改或终止，恕不另行通知。我们不能保证会回购任何特定数量或美元价值的股票。在截至2022年12月31日的年度内，我们根据股票回购计划回购并注销了1,365,255股普通股，加权平均股价为41.88美元，总成本为5720万美元，不包括佣金和费用。
(3)股票回购计划终止并取代1998年8月对回购普通股的授权，根据该授权，在终止之前仍有3,072,184股可供回购。
我们向股东支付现金股息和回购我们的普通股都受我们的信贷协议和高级票据条款下的某些契约的约束。基于我们目前的业绩，我们预计，如果董事会宣布任何股息，这些公约中的任何一项都不会限制我们在可预见的未来回购我们的普通股或以我们目前的利率支付股息。
第六项。[已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下讨论包括前瞻性陈述。请参阅有关前瞻性陈述的警示信息有关这些类型的语句的重要信息，请参阅本报告的一节。
公司概况
一般概述
我们的战略是成为顶级油气资产的主要运营商。我们的团队通过优先考虑安全、技术创新和自然资源管理来执行这一战略，所有这些都是我们企业文化的组成部分。我们的目标是通过负责任地生产能源供应，为国内能源安全和繁荣做出贡献，并在我们生活和工作的社区产生积极影响，让人们的生活变得更好。我们的长期愿景是通过保持和优化我们的高质量资产组合、产生现金流和保持强劲的资产负债表，可持续地为我们所有的利益相关者增加价值。我们的近期目标包括通过股票回购计划和固定股息支付向股东返还价值，这在2022年期间有所增加。
我们的资产组合由得克萨斯州西部米德兰盆地和南得克萨斯州马弗里克盆地的优质资产组成，这些资产能够在当前宏观经济环境下产生强劲回报，并对大宗商品价格风险具有弹性。我们仍然专注于通过继续开发和优化我们的米德兰盆地资产，以及通过继续划定南得克萨斯州的奥斯汀粉笔地层，来最大化回报和增加我们顶级资产的价值。我们相信，我们的优质资产基础提供了一种可持续和可重复的方法，以确定运营执行的优先顺序，保持强劲的现金流，向股东返还资本，继续改善杠杆指标，并保持强大的财务灵活性。
我们致力于卓越的安全、健康和环境管理；支持多元化和蓬勃发展的员工团队的专业发展；通过投资于我们生活和工作的社区并与其建立联系，与我们的利益相关者建立和保持伙伴关系；以及在报告我们在这些领域的进展时保持透明度。我们董事会的环境、社会和治理委员会监督公司ESG政策、计划和倡议的制定和实施，并与管理层一起就这些问题向我们的董事会报告。进一步表明我们对可持续运营和环境管理的承诺，我们长期激励计划下高管和合格员工的薪酬，以及我们短期激励计划下所有员工的薪酬，部分是根据公司范围内的某些基于业绩的指标计算的，这些指标包括关键的财务、运营和环境、健康和安全措施。请参考我们关于2023年股东年会的最终委托书，该声明将于2022年12月31日起120天内提交，以便进一步讨论。
由于通货膨胀、俄罗斯和乌克兰之间的持续冲突以及对俄罗斯的相关经济和贸易制裁以及大流行病，全球商品和金融市场仍然受到宏观经济高度不确定和波动的影响。这些事件一直是大宗商品价格波动的驱动因素，并导致服务提供商成本上升、供应链中断和利率上升，并可能产生进一步的行业特定影响，可能需要我们调整业务计划。这些事件和其他事件对大宗商品和金融市场的未来影响本质上是不可预测的。尽管仍存在不确定性，但我们预计将最大限度地提高我们优质资产基础的价值，并保持强劲的运营业绩和金融稳定。我们专注于通过增加回报和产生现金流来向股东返还资本。
2022年财务和运营亮点
在2022年期间，我们通过产生现金流减少未偿债务的本金余额并增加资本项目库存的价值，实现了年初确立的改善杠杆指标的近期目标。在截至2022年12月31日的一年中，经营活动提供的现金净额比投资活动使用的现金净额多8.061亿美元，我们通过赎回2024年优先票据和2025年优先担保票据的剩余未偿还总本金余额，将未偿还长期债务总额的本金余额减少了5.514亿美元。我们的董事会批准了股票回购计划，并将我们的固定股息增加到每年每股0.60美元，以每股0.15美元的季度增量支付，这两者都符合我们的目标，即实施可持续和可重复的资本回报计划，为我们的股东创造长期价值。在截至2022年12月31日的一年中，我们回购并随后注销了1,365,255股普通股，成本为5720万美元。请参阅附注3--股权和注5--长期债务 第二部分，本报告项目8，供进一步讨论和定义。
财务和运营业绩。截至2022年12月31日的一年中，日均净当量产量增长了3%，达到145.1 MBOE，而2021年为140.7 MBOE。总的增长包括我们德克萨斯州南部资产的37%的增长，这超过了我们的米德兰盆地资产的14%的降幅，这是由于我们的奥斯汀粉笔资产的资本分配增加了。在截至2022年12月31日的一年中，石油、天然气和NGL的实际价格与2021年相比分别上涨了40%、29%和6%。由于实际价格上涨，截至2022年12月31日的一年，石油、天然气和NGL生产收入增长29%，达到33亿美元，而2021年为26亿美元。在截至2022年12月31日的一年中，我们录得3.74亿美元的净衍生品亏损，而2021年的净衍生品亏损为9.017亿美元。
这些金额包括截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的衍生品结算损失7.107亿美元和7.49亿美元。在截至2022年12月31日的年度内，业务活动产生了以下财务和业务结果：
•截至2022年12月31日的年度，经营活动提供的现金净额为17亿美元，而2021年为12亿美元。
•截至2022年12月31日的年度净收益为11亿美元，或每股稀释后收益8.96美元，而2021年的净收益为3620万美元，或每股稀释后收益0.29美元。
•调整后的EBITDAX，一个非GAAP财务指标，在截至2022年12月31日的一年中为19亿美元，而2021年为12亿美元。请参阅非公认会计准则财务指标以下是进一步的讨论，包括我们对调整后的EBITDAX的定义以及对经营活动提供的净收益(亏损)和净现金的调节。
•截至2022年12月31日，总估计探明储量比2021年12月31日增加了9%，达到537.4 MMBOE，其中56%是液体(石油和天然气)，59%是探明的已开发储量。预计已探明储量总额的增长主要由103.2 MMBOE的加密储量推动，但被2022年53.0MMBOE的产量部分抵消，以及由于开发计划优化而将19.9MMBOE的已探明未开发储量重新归类为未探明储量类别。截至2022年12月31日，我们的探明储量寿命指数增至10.1年，而截至2021年12月31日，已探明储量寿命指数为9.6年。请参阅储量 在第一部分，本报告项目1和2供进一步讨论。截至2022年12月31日，折现未来净现金流的标准化衡量标准为100亿美元，而截至2021年12月31日的贴现未来净现金流为70亿美元，同比增长43%。请参阅补充石油和天然气信息(未经审计)在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
经营活动。2022年，由于成功的运营执行、改进的钻井和完井设计以及我们对资本效率的关注，我们在米德兰盆地的Rockstar地区继续实现强劲的油井表现。我们的南得克萨斯州项目受益于奥斯汀白垩层的持续成功圈定和开发，以及我们的鹰福特页岩油井的持续强劲表现。我们在米德兰盆地和南得克萨斯项目中的持续成功归功于我们的顶级资产以及我们对地球科学、技术和创新的持续承诺。
我们的米德兰盆地计划在2022年期间平均使用了三个钻井平台和一个完井人员。2022年共钻井63口(净50口)，完井44口(净36口)，净当量产量29.7MMBOE，同比下降14%。2022年发生的成本总计4.762亿美元，占2022年总成本的50%。我们在米德兰盆地的Rockstar和Swetie Peck位置内的钻井和完井活动继续主要集中在开发Spraberry和WolfCamp地层上。
我们的南得克萨斯项目在2022年期间平均配备了两个钻井平台和一个完井人员。2022年，我们打了41口净井，完成了43口净井，净当量产量同比增长37%，达到23.2MMBOE。2022年发生的成本总计4.31亿美元，占2022年总成本的45%。2022年期间，南得克萨斯州的钻井和完井活动主要集中在开发奥斯汀白垩层。
下表汇总了截至2022年12月31日的一年中，我们已钻井但未完成的井数以及我们运营计划中本年度钻井和完井活动的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
截至2021年12月31日，已钻井但未完成的油井(1) | 30 | | | 27 | | | 32 | | | 32 | | | 62 | | | 59 | |
已钻出油井(2) | 63 | | | 50 | | | 41 | | | 40 | | | 104 | | | 90 | |
油井完工(2) | (44) | | | (36) | | | (43) | | | (43) | | | (87) | | | (79) | |
| | | | | | | | | | | |
其他(3) | — | | | — | | | (1) | | | (1) | | | (1) | | | (1) | |
截至2022年12月31日，已钻井但未完成的油井(4)(5) | 49 | | | 40 | | | 29 | | | 28 | | | 78 | | | 69 | |
____________________________________________
(1)截至2021年12月31日，南得克萨斯州已钻井但未完成的油井计数包括截至2021年12月31日我们的五年计划中未包括的11口总油井(11口净油井)，其中10口位于鹰滩页岩中。
(2)于截至2022年12月31日止年度内钻探及完成的油井，不包括一口已钻探及完成的油井，该油井其后在我们的核心作业区以外被废弃。
(3)2022年，我们钻了一口科学井，研究和监测奥斯汀白垩岩油藏在开发期间和开发后的活动。我们不打算完成这口井。
(4)截至2022年12月31日，南得克萨斯州已钻井但未完成的油井包括9口未列入我们的五年计划的总(净)油井，其中8口位于鹰滩页岩中。
(5)由于四舍五入的原因，可能无法计算金额。
产生的费用。石油和天然气财产购置、勘探和开发活动发生的费用，无论是资本化的还是计入费用的，摘要如下：
| | | | | |
| 截至该年度为止 |
| 2022年12月31日 |
| (单位：百万) |
| 开发成本 | $ | 810.5 | |
| 勘探成本 | 147.0 | |
| 收购 | |
| 已证明的性质 | — | |
| 未证明的性质 | 4.2 | |
总额，包括资产报废债务(1) | $ | 961.7 | |
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(1)请参阅标题已招致的费用在……里面补充石油和天然气信息(未经审计)在本报告第二部分，项目8。
生产结果。下表按产品类型列出了截至2022年12月31日的年度我们每项资产的净生产量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计 |
| 净生产量： | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 19.1 | | | 4.9 | | | 24.0 | |
| 燃气(Bcf) | 63.5 | | | 62.5 | | | 125.9 | |
| NGL(MMBbl) | — | | | 8.0 | | | 8.0 | |
| 等效(MMBOE) | 29.7 | | | 23.2 | | | 53.0 | |
| 每日平均净当量(MBOE/天) | 81.4 | | | 63.7 | | | 145.1 | |
| 相对百分比 | 56 | % | | 44 | % | | 100 | % |
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
在截至2022年12月31日的一年中，与2021年相比，净等值产量增加了3%，其中德克萨斯州南部资产增加了37%，但米德兰盆地资产减少了14%，部分抵消了这一增长。请参阅 选定的生产和财务信息概述，包括趋势和2022年至2021年和2021年至2020年财务结果和趋势比较以下是关于生产的其他讨论。
石油、天然气和天然气价格
我们的财务状况和运营结果受到我们收到的石油、天然气和天然气生产价格的显著影响，这些价格可能会大幅波动。当我们参考下面的已实现石油、天然气和天然气价格时，披露的价格代表在衍生品结算生效之前各自时期的平均价格。虽然NYMEX石油天然气和OPIS NGL报价通常被用作行业内比较的基础，但我们收到的价格受到这些产品的质量、能源含量、位置和运输差异以及合同定价基准的影响。
下表汇总了截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度大宗商品价格数据以及衍生品结算的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 油(每桶)： | | | | | |
| 纽约商品交易所合约月均价 | $ | 94.23 | | | $ | 67.92 | | | $ | 39.40 | |
| 已实现价格 | $ | 94.67 | | | $ | 67.72 | | | $ | 37.08 | |
| 石油衍生产品结算的影响 | $ | (21.46) | | | $ | (18.73) | | | $ | 14.40 | |
| | | | | |
| 天然气： | | | | | |
| 纽约商品交易所每月平均结算价(每MMBtu) | $ | 6.64 | | | $ | 3.84 | | | $ | 2.08 | |
| 已实现价格(每MCF) | $ | 6.28 | | | $ | 4.85 | | | $ | 1.80 | |
| 气体衍生沉降物的影响(按MCF计算) | $ | (1.36) | | | $ | (1.41) | | | $ | 0.11 | |
| | | | | |
NGL(按BBL)： | | | | | |
OPIS平均价格(1) | $ | 43.48 | | | $ | 36.65 | | | $ | 17.96 | |
| 已实现价格 | $ | 35.66 | | | $ | 33.67 | | | $ | 13.96 | |
| NGL衍生产品结算的影响 | $ | (3.06) | | | $ | (13.68) | | | $ | 1.28 | |
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(1) 每桶天然气的平均OPIS价格，无论是历史的还是露天的，假设所有时期的复合桶产品组合为37%的乙烷、32%的丙烷、6%的异丁烷、11%的正丁烷和14%的天然汽油。该产品组合代表行业标准复合管，并不一定代表我们用于NGL生产的产品组合。实际价格反映了我们的实际产品组合。
与2021年和2020年相比，2022年大宗商品价格都有所上涨。然而，鉴于围绕俄罗斯和乌克兰之间持续冲突的不确定性、某些国家对俄罗斯实施的经济和贸易制裁、欧佩克+的产量以及这些问题对全球大宗商品和金融市场的潜在影响，我们预计石油、天然气和天然气的基准价格在可预见的未来将保持波动。我们无法合理地预测未来大宗商品价格波动的时间或可能性，这些波动可能由进一步的通胀、供应链中断、利率持续上升以及特定行业的影响引起。除了供需基本面外，作为全球大宗商品，石油、天然气和天然气的价格还受到世界不同地区实际或预期的地缘政治风险以及美元相对于其他货币的相对强势的影响。我们在当地销售点实现的价格也可能受到我们运营区域和其他地区基础设施容量的影响。
下表汇总了截至2023年2月9日和2022年12月31日NYMEX WTI油、NYMEX Henry Hub天然气和OPIS NGL的12个月条带价格：
| | | | | | | | | | | |
| 截至2023年2月9日 | | 截至2022年12月31日 |
| 纽约商品交易所WTI油(每桶) | $ | 77.05 | | | $ | 79.47 | |
| Nymex Henry Hub燃气(每MMBtu) | $ | 3.19 | | | $ | 4.26 | |
| OPIS NGL(按Bbl) | $ | 31.09 | | | $ | 29.85 | |
我们使用金融衍生工具作为我们金融风险管理计划的一部分。我们对衍生品的使用有金融风险管理政策，有关订立商品衍生品合约的决定由若干高级行政人员及财务人员组成的金融风险管理委员会监督。我们根据资产负债表上的债务金额、我们现有的资本承诺水平和长期债务水平，以及我们批准的交易对手提供的条款和期货价格，就衍生品覆盖的预期产量做出决定。凭借我们目前的大宗商品衍生品合约，我们相信我们已在短期内部分降低了对大宗商品价格波动和基差的风险敞口。我们对部分衍生品使用了无成本的套圈，使我们能够参与石油和天然气价格的一些上涨，同时也设定了一个价格下限，低于这个下限，我们就不会受到进一步价格下跌的影响。请参阅附注10-衍生金融工具 在第二部分，本报告第8项，并商品价格风险在……里面流动性和资本资源概述有关我们的石油、天然气和NGL衍生品的更多信息，请参见以下内容。
展望
我们的2023年资本计划总额预计约为11亿美元，我们预计将用运营现金流为该计划提供资金。我们计划将2023年资本计划的重点放在我们的米德兰盆地和德克萨斯州南部资产的高经济性石油开发项目上。我们预计将在2023年通过股票回购计划回购更多已发行普通股，根据该计划，截至2022年12月31日，仍有4.428亿美元可供回购。
运营的财务结果和其他比较数据
下表提供了截至2022年12月31日的三个月以及之前三个季度的选定生产和财务信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至以下三个月 |
| 十二月三十一日， | | 9月30日， | | 6月30日， | | 3月31日， |
| 2022 | | 2022 | | 2022 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 生产(MMBOE) | 13.1 | | | 12.7 | | | 13.3 | | | 13.8 | |
石油、天然气和天然气生产收入 | $ | 669.3 | | | $ | 827.6 | | | $ | 990.4 | | | $ | 858.7 | |
| 石油、天然气和天然气生产费用 | $ | 150.7 | | | $ | 160.0 | | | $ | 165.6 | | | $ | 144.7 | |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | $ | 143.6 | | | $ | 145.9 | | | $ | 154.8 | | | $ | 159.5 | |
| 探索 | $ | 10.8 | | | $ | 14.2 | | | $ | 20.9 | | | $ | 9.0 | |
| 一般和行政 | $ | 32.8 | | | $ | 28.4 | | | $ | 28.3 | | | $ | 25.0 | |
| 净收入 | $ | 258.5 | | | $ | 481.2 | | | $ | 323.5 | | | $ | 48.8 | |
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注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
选定的绩效指标
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至以下三个月 |
| 十二月三十一日， | | 9月30日， | | 6月30日， | | 3月31日， |
| 2022 | | 2022 | | 2022 | | 2022 |
| 平均净日当量产量(MBOE/天) | 142.9 | | | 137.8 | | | 146.6 | | | 153.3 | |
| 租赁运营费用(按京东方计算) | $ | 5.20 | | | $ | 5.64 | | | $ | 5.11 | | | $ | 4.25 | |
| 运输成本(每个京东方) | $ | 2.86 | | | $ | 2.87 | | | $ | 2.87 | | | $ | 2.74 | |
| 生产税占石油、天然气和天然气生产收入的百分比 | 4.8 | % | | 4.9 | % | | 5.1 | % | | 4.7 | % |
| 从价税支出(按京东方计算) | $ | 0.97 | | | $ | 0.93 | | | $ | 0.69 | | | $ | 0.58 | |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增加(根据京东方) | $ | 10.93 | | | $ | 11.50 | | | $ | 11.60 | | | $ | 11.56 | |
| 一般事务和行政事务(根据京东方) | $ | 2.50 | | | $ | 2.24 | | | $ | 2.12 | | | $ | 1.81 | |
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注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
选定的生产和财务信息概述，包括趋势
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在过去几年里
十二月三十一日， | | 金额变化在 | | 百分比变化在 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022/2021 | | 2021/2020 | | 2022/2021 | | 2021/2020 |
净生产量： (1) | | | | | | | | | | | | | |
| 机油(MMBbl) | 24.0 | | | 27.9 | | | 23.0 | | | (4.0) | | | 4.9 | | | (14) | % | | 21 | % |
| 燃气(Bcf) | 125.9 | | | 108.4 | | | 103.9 | | | 17.6 | | | 4.5 | | | 16 | % | | 4 | % |
| NGL(MMBbl) | 8.0 | | | 5.4 | | | 6.1 | | | 2.6 | | | (0.7) | | | 49 | % | | (12) | % |
| 等效(MMBOE) | 53.0 | | | 51.4 | | | 46.4 | | | 1.6 | | | 4.9 | | | 3 | % | | 11 | % |
平均净日产量：(1) | | | | | | | | | | | | | |
| 石油(MBbl/天) | 65.7 | | | 76.5 | | | 62.9 | | | (10.8) | | | 13.6 | | | (14) | % | | 22 | % |
| 燃气(MMcf/天) | 345.0 | | | 296.9 | | | 283.9 | | | 48.1 | | | 13.0 | | | 16 | % | | 5 | % |
| NGL(每天MBbl) | 21.9 | | | 14.7 | | | 16.7 | | | 7.2 | | | (2.0) | | | 49 | % | | (12) | % |
| 等值(MBOE/天) | 145.1 | | | 140.7 | | | 126.9 | | | 4.4 | | | 13.9 | | | 3 | % | | 11 | % |
石油、天然气和NGL生产收入(单位：百万)：(1) | | | | | | | | | | |
| 石油生产收入 | $ | 2,270.1 | | | $ | 1,891.8 | | | $ | 853.6 | | | $ | 378.2 | | | $ | 1,038.3 | | | 20 | % | | 122 | % |
| 采气收入 | 790.9 | | | 525.5 | | | 187.5 | | | 265.4 | | | 338.0 | | | 51 | % | | 180 | % |
| NGL生产收入 | 285.0 | | | 180.6 | | | 85.2 | | | 104.3 | | | 95.4 | | | 58 | % | | 112 | % |
| 石油、天然气和天然气生产总收入 | $ | 3,345.9 | | | $ | 2,597.9 | | | $ | 1,126.2 | | | $ | 748.0 | | | $ | 1,471.7 | | | 29 | % | | 131 | % |
石油、天然气和NGL生产费用(单位：百万)：(1) | | | | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 266.5 | | | $ | 225.5 | | | $ | 184.2 | | | $ | 41.0 | | | $ | 41.2 | | | 18 | % | | 22 | % |
| 运输成本 | 150.0 | | | 139.4 | | | 142.0 | | | 10.6 | | | (2.6) | | | 8 | % | | (2) | % |
| 生产税 | 162.6 | | | 121.1 | | | 46.1 | | | 41.5 | | | 75.0 | | | 34 | % | | 163 | % |
| 从价税支出 | 41.7 | | | 19.4 | | | 18.9 | | | 22.3 | | | 0.5 | | | 115 | % | | 3 | % |
| 石油、天然气和天然气生产总费用 | $ | 620.9 | | | $ | 505.4 | | | $ | 391.2 | | | $ | 115.5 | | | $ | 114.2 | | | 23 | % | | 29 | % |
| 已实现价格： | | | | | | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 94.67 | | | $ | 67.72 | | | $ | 37.08 | | | $ | 26.95 | | | $ | 30.64 | | | 40 | % | | 83 | % |
| 汽油(每立方米) | $ | 6.28 | | | $ | 4.85 | | | $ | 1.80 | | | $ | 1.43 | | | $ | 3.05 | | | 29 | % | | 169 | % |
| NGL(按BBL) | $ | 35.66 | | | $ | 33.67 | | | $ | 13.96 | | | $ | 1.99 | | | $ | 19.71 | | | 6 | % | | 141 | % |
| 按京东方 | $ | 63.18 | | | $ | 50.58 | | | $ | 24.26 | | | $ | 12.60 | | | $ | 26.32 | | | 25 | % | | 108 | % |
根据京东方数据：(1) | | | | | | | | | | | | | |
| 石油、天然气和天然气生产费用： | | | | | | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 5.03 | | | $ | 4.39 | | | $ | 3.97 | | | $ | 0.64 | | | $ | 0.42 | | | 15 | % | | 11 | % |
| 运输成本 | 2.83 | | | 2.71 | | | 3.06 | | | 0.12 | | | (0.35) | | | 4 | % | | (11) | % |
| 生产税 | 3.07 | | | 2.36 | | | 0.99 | | | 0.71 | | | 1.37 | | | 30 | % | | 138 | % |
| 从价税支出 | 0.79 | | | 0.38 | | | 0.41 | | | 0.41 | | | (0.03) | | | 108 | % | | (7) | % |
| 石油、天然气和天然气生产总费用 | $ | 11.72 | | | $ | 9.84 | | | $ | 8.43 | | | $ | 1.88 | | | $ | 1.41 | | | 19 | % | | 17 | % |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | $ | 11.40 | | | $ | 15.08 | | | $ | 16.91 | | | $ | (3.68) | | | $ | (1.83) | | | (24) | % | | (11) | % |
| 一般和行政 | $ | 2.16 | | | $ | 2.18 | | | $ | 2.14 | | | $ | (0.02) | | | $ | 0.04 | | | (1) | % | | 2 | % |
衍生结算损益(2) | $ | (13.42) | | | $ | (14.58) | | | $ | 7.57 | | | $ | 1.16 | | | $ | (22.15) | | | 8 | % | | (293) | % |
每股收益信息(单位为千，每股数据除外)：(3) | | |
| 基本加权平均已发行普通股 | 122,351 | | | 119,043 | | | 113,730 | | | 3,308 | | | 5,313 | | | 3 | % | | 5 | % |
| 稀释加权平均已发行普通股 | 124,084 | | | 123,690 | | | 113,730 | | | 394 | | | 9,960 | | | — | % | | 9 | % |
| 每股普通股基本净收益(亏损) | $ | 9.09 | | | $ | 0.30 | | | $ | (6.72) | | | $ | 8.79 | | | $ | 7.02 | | | 2,930 | % | | 104 | % |
| 稀释后每股普通股净收益(亏损) | $ | 8.96 | | | $ | 0.29 | | | $ | (6.72) | | | $ | 8.67 | | | $ | 7.01 | | | 2,990 | % | | 104 | % |
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(1)由于四舍五入，金额和百分比变化可能不会计算。
(2) 截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度衍生产品结算包括在随附的综合经营报表(“随附经营报表”)的衍生产品(收益)净亏损项目中。
(3)请参阅注9-每股收益在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
截至2022年12月31日的一年，与2021年相比，日均净当量产量增加了3%，这是因为我们南得克萨斯州资产的日均净当量产量增加了37%，超过了我们米德兰盆地资产的日均净当量产量下降了14%，这是由于我们的奥斯汀粉笔资产的资本分配增加了。2023年，我们预计总产量将与2022年持平，我们预计石油占总产量的百分比将略有下降。请参阅 2022年至2021年和2021年至2020年财务结果和趋势比较下面提供更多讨论。
我们在每个京东方的基础上提供某些信息，以评估我们相对于同行的表现，并确定和衡量我们认为可能需要更多分析和讨论的趋势。
在截至2022年12月31日的一年中，我们的实现价格按京东方计算比2021年增加了12.60美元，这主要是由于基准大宗商品价格的上涨。与2021年相比，截至2022年12月31日结算的商品衍生品合约所涵盖的生产量百分比下降，导致我们的商品衍生品合约结算亏损每京东方减少1.16美元。
与2021年相比，在截至2022年12月31日的一年中，每个京东方的LOE增长了15%，这主要是由于修井活动的增加以及受通胀影响的服务提供商成本的增加。2023年，我们预计与2022年相比，每个京东方的LOE将有所增加，这主要是由于预计服务提供商因通胀而增加的成本，以及修井活动的增加，我们预计这将被奥斯汀粉笔活动的增加部分抵消，那里的运营成本低于米德兰盆地。我们预计，由于总产量的变化、我们整体产量组合的变化、修井项目的时间安排、通货膨胀和行业活动，所有这些都会影响总LOE，因此每个京东方的LOE都会出现波动。
与2021年相比，截至2022年12月31日的一年，京东方的人均运输成本增加了4%。这一增长是由于我们南得克萨斯州资产的日净当量生产量增加了37%，但运输合同成本的减少部分抵消了这一增长。总体而言，我们预计总运输成本将随着我们南得克萨斯州资产的天然气和天然气生产的变化而波动，我们的大部分运输成本都是在这些资产上产生的。2023年，我们预计每个京东方的运输成本将比2022年有所下降，这是由于南得克萨斯州的一份长期合同到期导致2023年下半年运输成本下降的结果。
在截至2022年12月31日的一年中，单位京东方的生产税支出比2021年增长了30%，这主要是由于实现价格的上升。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，我们的总体生产税率分别为4.9%和4.7%。我们通常预计生产税支出将与石油、天然气和天然气生产收入在绝对和每个京东方的基础上相关。产品组合、生产地点以及鼓励石油和天然气开发的激励措施也会影响我们确认的生产税支出金额。
与2021年相比，在截至2022年12月31日的一年中，每个京东方的从价税费增加了108%，这是由于大宗商品价格上涨推动了我们生产物业的评估价值的增加。我们预计，随着我们生产资产的估值发生变化，从价税支出在每个京东方和绝对基础上都会出现波动。
在截至2021年12月31日的年度内，由于2021年底和2022年期间的估计已探明储量增加，以及我们的奥斯汀粉笔项目活动增加，与我们的米德兰盆地资产相比，在截至2022年12月31日的一年中，每个京东方的损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加(DD&A)费用下降了24%。我们预计，与2022年相比，2023年每个BOE和绝对的DD&A费用将略有增加，这主要是由于通胀，但我们奥斯汀粉笔计划活动的增加部分抵消了这一增长。我们的DD&A比率因生产组合的变化、我们估计的已探明储量总量的变化、资本分配的变化、减值、资产剥离活动以及与第三方的账面成本融资和分享安排而波动。
与2021年相比，截至2022年12月31日的年度，按京东方计算的一般及行政(“G&A”)开支相对持平。2023年，我们预计每个京东方和绝对基础上的G&A费用将比2022年有所增加，这主要是由于预期薪酬费用的增加。
请参阅 2022年至2021年和2021年至2020年财务结果和趋势比较有关运营费用的其他讨论。
2022年至2021年和2021年至2020年财务结果和趋势比较
请参阅2021年至2020年和2020年至2019年财务结果和趋势比较在……里面管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析在第二部分，我们于2022年2月25日提交给美国证券交易委员会的2021年年度报告Form 10-K的第7项，详细讨论了我们截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度的财务业绩和趋势的某些比较。
日均净当量产量、生产收入和生产费用
下表显示了截至2022年12月31日至2021年期间，我们按地区划分的平均每日净当量产量、生产收入和生产费用的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 当量净增(减)产 | | 增加生产收入 | | 生产费用增加 |
| (MBoe/天) | | (单位：百万) | | (单位：百万) |
| 米德兰盆地 | (13.0) | | | $ | 222.0 | | | $ | 55.5 | |
| 南得克萨斯州 | 17.3 | | | 526.0 | | | 60.0 | |
| 总计 | 4.4 | | | $ | 748.0 | | | $ | 115.5 | |
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注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
截至2022年12月31日的一年，日均净当量生产量比2021年增长3%，其中德克萨斯州南部资产增长37%，米德兰盆地资产下降14%部分抵消了这一增长。在截至2022年12月31日的一年中，石油、天然气和NGL的实际价格与2021年相比分别上涨了40%、29%和6%。由于产量和定价的增加，截至2022年12月31日的一年，石油、天然气和NGL的生产收入比2021年增长了29%。截至2022年12月31日的一年中，与2021年相比，总生产支出增加了23%，这主要是由于生产税和LOE的增加。
下表显示了截至2021年12月31日至2020年的几年间，我们按地区划分的平均每日净当量产量、生产收入和生产费用的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 当量净增(减)产 | | 增加生产收入 | | 生产费用增加 |
| (MBoe/天) | | (单位：百万) | | (单位：百万) |
| 米德兰盆地 | 14.9 | | | $ | 1,148.8 | | | $ | 95.0 | |
| 南得克萨斯州 | (1.0) | | | 322.9 | | | 19.2 | |
| 总计 | 13.9 | | | $ | 1,471.7 | | | $ | 114.2 | |
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注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
截至2021年12月31日的一年，日均净当量生产量比2020年增长11%，其中米德兰盆地资产增长19%，但南得克萨斯州资产下降2%部分抵消了这一增长。在截至2021年12月31日的一年中，石油、天然气和天然气的实际价格与2020年相比分别上涨了83%、169%和141%。由于产量和定价的增加，截至2021年12月31日的一年，石油、天然气和NGL的生产收入比2020年增长了131%。截至2021年12月31日的一年，总生产费用与2020年相比增长了29%，这主要是由于生产税和LOE的增加。
请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势用于其他讨论，包括以京东方为基础的趋势讨论。
损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加
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| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：百万) |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | $ | 603.8 | | | $ | 774.4 | | | $ | 785.0 | |
截至2022年12月31日的年度，DD&A费用与2021年相比下降了22%，主要是由于2021年底和2022年期间估计的已探明储量增加，以及我们的奥斯汀粉笔项目活动增加，与我们的米德兰盆地资产相比，该项目的DD&A比率较低。截至2021年12月31日的一年，DD&A费用与2020年持平。请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势 以上是关于每个京东方的DD&A费用的讨论。
探索
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| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：百万) |
| 地质、地球物理和其他费用 | $ | 24.7 | | | $ | 7.0 | | | $ | 11.6 | |
| 架空 | 30.2 | | | 32.3 | | | 29.4 | |
| 总计 | $ | 54.9 | | | $ | 39.3 | | | $ | 41.0 | |
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注：上期已进行调整，以符合本期列报。
与2021年相比，截至2022年12月31日的年度的勘探费用增加了40%，这主要是由于与一口已钻探和完成的油井相关的勘探活动不成功所致，该油井后来被放弃在我们的核心作业区之外。勘探费用根据我们在勘探区内进行的实际地质和地球物理研究、所发生的勘探干井费用以及分配的间接费用的变化而波动。
减损
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| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：百万) |
| 未探明财产的遗弃和减值 | $ | 7.5 | | | $ | 35.0 | | | $ | 59.3 | |
| 已探明的油气性质和相关支持设备的减值 | — | | | — | | | 956.7 | |
| 总计 | $ | 7.5 | | | $ | 35.0 | | | $ | 1,016.0 | |
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内记录的未经证实的财产放弃和减值，与实际和预期的租赁到期有关，以及由于所有权缺陷、开发计划的变化和其他固有的面积风险造成的实际和预期的面积损失。在截至2022年12月31日的一年中，由于实际和预期的租赁到期和所有权缺陷减少，减值支出比2021年下降了79%。
在截至2020年12月31日的年度内，由于2020年第一季度末大宗商品价格预测下降，特别是石油和天然气价格下降，我们记录了与我们的南得克萨斯州已探明油气资产和相关支持设施相关的减值支出。
我们预计，在大宗商品价格下跌或低迷时期，已证实的财产减值将更频繁地发生，未经证实的财产放弃和减值的频率将随着租约到期或业权缺陷的时间以及与商品价格下降相关的经济变化而波动。此外，钻探计划的改变、不成功的勘探活动和向下的工程修订可能导致已探明和未探明的财产减值。
在价格波动的环境下，已探明和未探明物业的储量估计和相关减值很难预测。如果我们生产的产品的大宗商品价格因与地缘政治或宏观经济事件相关的供需基本面因素而下跌，我们未来可能会经历更多已证实和未证实的财产减值。已探明和未探明物业的未来减值很难预测；然而，根据我们截至2023年2月9日的大宗商品价格假设，我们预计2023年第一季度不会因大宗商品价格影响而发生任何重大石油和天然气资产减值。
请参阅关键会计估计在下面和附注8-公允价值计量在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
一般和行政
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| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：百万) |
| 一般和行政 | $ | 114.6 | | | $ | 111.9 | | | $ | 99.2 | |
截至2022年12月31日的一年，G&A支出与2021年持平，而截至2021年12月31日的一年，与2020年相比增长了13%，这主要是由于薪酬支出增加。请参阅选定的生产和财务信息概述，包括趋势 以上是关于并购费用的讨论。
导数(收益)损失净额
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：百万) |
| 导数(收益)损失净额 | $ | 374.0 | | | $ | 901.7 | | | $ | (161.6) | |
衍生工具(收益)亏损净额乃衍生工具公允价值变动所致，而衍生工具公允价值与我们未偿还衍生工具合约相关商品的远期价格曲线波动，以及期内我们衍生工具持仓的每月现金结算有关。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，由于基准大宗商品价格的上涨，衍生品净亏损。截至2020年12月31日止年度的衍生工具净收益是由于2020年期间基准大宗商品价格下降所致。请参阅附注10-衍生金融工具在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
其他营业费用(净额)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：百万) |
| 其他营业费用(净额) | $ | 3.5 | | | $ | 46.1 | | | $ | 24.8 | |
2021年和2020年记录的其他业务费用净额主要包括法律和解。
利息支出
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：百万) |
| 利息支出 | $ | (120.3) | | | $ | (160.4) | | | $ | (163.9) | |
与2021年相比，截至2022年12月31日的一年的利息支出下降了25%，这是由于我们的高级票据在2022年和2021年通过各种交易的本金总额减少的结果。总利息支出受我们循环信贷安排下的借款时间和金额的影响，并可能因此而变化。请参阅流动性和资本资源概述下面，和到注5--长期债务在第二部分，本报告项目8供进一步讨论，包括高级说明的定义。
清偿债务净收益(亏损)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：百万) |
| 清偿债务净收益(亏损) | $ | (67.6) | | | $ | (2.1) | | | $ | 280.1 | |
2022年赎回我们的2025年高级担保票据导致债务清偿净亏损6720万美元，其中包括支付的3350万美元保费，2630万美元的未摊销债务贴现的加速费用确认，以及740万美元的未摊销递延融资成本的加速费用确认。
于二零二零年执行的交换要约产生清偿债务净收益2273,000,000美元，主要包括部分赎回旧票据本金的收益及与发行2025年优先担保票据有关的债务折扣。此外，在截至2020年12月31日的年度内，我们在公开市场交易中回购了部分2022年优先票据和2024年优先票据，产生了5280万美元的债务清偿净收益。
请参阅注5--长期债务在第二部分，本报告项目8供进一步讨论，包括交换要约、旧票据、2025年高级担保票据、2022年高级票据和2024年高级票据的定义。
所得税(费用)福利
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| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：百万，税率除外) |
| 所得税(费用)福利 | $ | (283.8) | | | $ | (9.9) | | | $ | 192.1 | |
| 实际税率 | 20.3 | % | | 21.5 | % | | 20.1 | % |
与2021年相比，截至2022年12月31日止年度的实际税率下降，主要是由于释放了针对前期确认的衍生递延税项资产记录的估值准备。由于截至2022年12月31日的年度所得税前收入较2021年有所增加，与2021年相比，公司的永久性项目，包括股票补偿的超额税收收益和某些个人补偿的支出限制，对截至2022年12月31日的年度的实际税率的影响较小。
与2020年相比，截至2021年12月31日的年度的有效税率有所增加，主要是由于永久性项目对截至2021年12月31日的年度的所得税前收入的影响与2020年的所得税前亏损不同。于2021年期间，因衍生负债净额计税而录得的额外估值准备部分被股票补偿奖励及其他递延税项调整所产生的超额税项利益所抵销，导致税率按年上升。
2022年期间，我们缴纳的联邦税款估计为1000万美元。在2022年第四季度，我们委托进行了一项多年的研发(R&D)抵免研究，预计将于2023年底完成。我们预计，当结果被记录下来时，这项研究将对我们的有效税率产生有利影响。
联邦所得税法的变化或拟议立法的制定，以提高公司税率，取消或减少石油和天然气行业的某些扣减，可能会对我们的有效税率和当前的税收支出产生实质性影响。从2022年12月31日之后的纳税年度开始，爱尔兰共和军对任何三年期间超过10亿美元的平均年调整财务报表收入设定了15%的公司替代最低税(CAMT)。目前预计CAMT在未来期间不会对我们的合并财务报表产生实质性影响。
请参阅流动性和资本资源概述和关键会计估计下面以及附注4--所得税第二部分，本报告项目8，供进一步讨论。
流动性和资本资源概述
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的业务计划，同时继续履行我们目前的财务义务。我们继续管理我们的钻井和完井服务承诺的持续时间和水平，以保持我们活动水平和资本支出的灵活性。
现金来源
我们预计我们2023年的资本支出和资本回报计划将由运营现金流提供资金。尽管我们预计来自运营的现金流足以为我们的2023年计划提供资金，但我们也可以使用我们循环信贷安排下的借款，或者通过新的债务或股票发行或其他融资来源筹集资金。如果我们通过发行股权或可转换债务证券筹集更多资金，我们现有股东的所有权百分比可能会被稀释，这些新发行的证券可能拥有优先于现有股东和债券持有人的权利、优惠或特权。此外，我们可能会就某些勘探或开发项目与第三方达成承运成本和分摊安排。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、
大宗商品价格、运营成本、利率变化、税法变化和产量的波动，所有这些都影响着我们和我们的行业。
我们的信用评级影响我们借入额外资金的可用性和成本。三大信用评级机构在2022年上调了我们的信用评级，反映了我们的顶级资产和运营表现、我们改善杠杆指标的优先事项、我们持续产生现金流的能力、我们决定将部分收益用于减少总债务、我们强大的流动性状况以及我们使用金融衍生品工具作为金融风险管理计划的一部分。
我们无法控制石油、天然气和NGL的市场价格，尽管我们可以通过使用商品衍生品合约作为我们大宗商品价格风险管理计划的一部分，影响我们来自石油、天然气和NGL销售的已实现收入的金额。如果石油、天然气或NGL价格大幅上涨，商品衍生品合同可能会限制我们从石油、天然气和NGL销售中获得的价格。请参阅附注10-衍生金融工具在本报告第二部分，第8项，关于我们现行的商品衍生产品合约和这些合约的结算时间的补充资料.
信贷协议
我们的信贷协议规定，优先担保循环信贷安排的最高贷款额为30亿美元，借款基数为25亿美元，贷款人承诺总额为12.5亿美元。借款基数须定期每半年重新厘定一次，并考虑我们已探明的油气资产的价值，反映在我们最新的储备报告及商品衍生产品合约中，每一份合约均由我们的贷款人集团厘定。下一次预定的借款基数重新确定日期为2023年4月1日。参与我们的信贷协议的任何一家银行都不会超过信贷协议项下贷款人承诺的10%。我们必须遵守信贷协议条款下的某些金融和非金融契约，包括信贷协议中规定的限制股息支付和要求我们保持某些财务比率的契约。截至2022年12月31日，通过提交本报告，我们遵守了所有金融和非金融契约。请参阅注5--长期债务第二部分，本报告项目8，供进一步讨论，并列报截至2023年2月9日、2022年12月31日和2021年12月31日的未偿余额、信用证总额和“信贷协定”项下的可用借款能力。
在截至2022年12月31日的一年中，我们没有循环信贷工具借款。截至2021年12月31日的一年，我们的每日加权平均循环信贷安排债务余额为1.06亿美元。我们经营活动提供的现金流、从资产剥离收到的收益、资本市场活动(包括公开市场债务回购、债务赎回、预定债务到期日的偿还)、我们的资本支出(包括收购)和其他融资活动，都会影响我们在循环信贷安排下的借款金额。
加权平均利率和加权平均借款利率
我们的加权平均利率包括已支付和应计利息、信贷协议下总承诺额中未使用部分的费用、信用证费用、递延融资成本的非现金摊销，以及未偿还期间与2021年高级担保可转换票据和2025年高级担保票据相关的折扣的非现金摊销，各自定义见注5--长期债务在本报告第二部分，项目8。我们的加权平均借款利率只包括已付利息和应计利息。
下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度加权平均利率和加权平均借款利率：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 加权平均利率 | 7.6 | % | | 7.7 | % | | 7.0 | % |
| 加权平均借款利率 | 6.8 | % | | 6.8 | % | | 6.1 | % |
截至2022年12月31日止年度的加权平均利率与2021年持平，这是由于信贷协议下贷款人总承诺增加而导致的递延融资成本增加和承诺费增加被与2025年优先担保票据赎回相关的减少所抵消。我们的加权平均借款利率在截至2022年12月31日的年度内与2021年持平，这是由于我们的优先债券在2022年至2021年期间的赎回时间所致。与2020年相比，截至2021年12月31日的一年，我们的加权平均利率和加权平均借款利率都有所上升，这主要是因为我们在2020年发行的2025年优先担保票据的利率更高。
我们的加权平均利率和加权平均借款利率受到长期债务发行和赎回的发生和时机以及我们循环信贷安排的平均未偿还余额的影响。此外，我们的加权平均利率受到我们总贷款人承诺的未使用部分支付的费用的影响。中披露的利率
上表未反映与回购或赎回优先票据有关的某些金额，例如加速确认未摊销递延融资成本和未摊销折扣的费用，因为这些金额是从债务清偿的相关损益中扣除的。2021年高级担保可转换票据于2021年7月1日到期时注销，2024年优先票据于2022年2月14日赎回，2025年高级担保票据于2022年6月17日赎回。在这些日期之后，加权平均利率不再受赎回或注销票据的递延融资成本的非现金摊销、2021年高级担保可转换票据和2025年高级担保票据的非现金摊销、折扣的非现金摊销的影响。请参阅注5--长期债务第二部分，本报告项目8，供进一步讨论和定义。
现金的用途
我们将现金用于开发、勘探和收购石油和天然气资产；用于支付运营和一般及行政成本、所得税、股息和债务义务，包括利息和提前偿还或赎回；以及根据股票回购计划回购我们的普通股。开发、勘探和收购石油和天然气资产的支出是我们资本资源的主要用途。2022年，我们在资本支出上花费了约8.799亿美元。该金额与截至2022年12月31日止年度的已发生成本9.617亿美元有所不同，因为已发生的成本是按应计制计算的金额，其中还包括资产报废债务、地质和地球物理费用、石油和天然气资产收购以及勘探间接费用。请参阅已招致的费用在……里面补充石油和天然气信息(未经审计)在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
我们未来资本支出的数额和分配将取决于许多因素，包括我们来自运营、投资和融资活动的现金流、我们执行发展计划的能力、通货膨胀以及我们完成的收购的数量和规模。此外，石油、天然气和天然气价格对投资机会、资本可获得性、税法变化以及我们勘探和开发活动的时间和结果的影响可能会导致未来开发资金需求的变化。 我们定期审查我们的资本支出预算，以评估是否有必要根据当前和预计的现金流、收购和剥离活动、债务要求和其他因素进行变化。
国内税法(“IRC”)的变化，例如根据IRA制定的CAMT，从2022年12月31日之后的纳税年度开始生效，可能会提高企业所得税税率，并可能取消或减少当前无形钻探成本、设备成本折旧和其他减少我们目前应纳税所得额的税收扣除。虽然CAMT目前不适用于我们，但随着时间的推移，它和其他未来立法可能会减少我们的经营活动提供的净现金，因此可能导致上述项目的可用资金减少。
我们可以不时回购普通股，或回购或赎回全部或部分未偿还债务证券，以换取现金，通过交换其他证券，或两者兼而有之。此类回购或赎回可通过公开市场交易、私下协商的交易、要约收购、合同规定或其他方式进行。任何此类回购或赎回将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制或契约、对证券法的遵守情况以及其他因素。任何此类交易所涉及的金额都可能是实质性的。
2022年9月7日，我们宣布董事会批准了股票回购计划，授权我们在2024年12月31日之前回购总价值高达5.0亿美元的普通股。我们打算用经营活动提供的净现金为回购提供资金。股票回购也可由信贷协议项下的借款提供资金。根据股票回购计划回购我们的股份的时间、数量和价值将由公司的某些授权人员酌情决定，并将取决于各种因素，包括我们普通股的市场价格、一般市场和经济状况以及适用的法律要求。在截至2022年12月31日的年度内，我们回购并随后注销了1,365,255股普通股，成本为5720万美元，截至2022年12月31日，根据股票回购计划，仍有4.428亿美元可用于回购我们的普通股。从2023年1月1日起，回购的普通股股份，扣除已发行的普通股股份，将被爱尔兰共和军征收1%的消费税。股票回购计划终止并取代1998年8月对回购普通股的授权，根据该授权，在终止之前仍有3,072,184股可供回购。请参阅附注3--股权在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
在2022年期间，我们赎回了2024年优先债券和2025年优先担保债券的全部未偿还本金总额。在2021年期间，我们发行了2028年优先债券，并用所得资金通过投标要约回购了部分当时未偿还的2022年优先债券和2024年优先债券。其后，我们通过2022年高级债券赎回赎回了当时未偿还的2022年优先债券。2021年高级担保可转换票据于2021年7月1日到期，当天，我们使用循环信贷安排下的借款，按面值注销了未偿还本金。这些交易是作为我们减少绝对债务和改善杠杆指标战略的一部分完成的。请参阅注5--长期债务第二部分，本报告项目8，供进一步讨论和定义。
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，我们分别向股东支付了1,960万美元、240万美元和230万美元的股息。在2022年期间，我们的董事会批准将我们的固定股息增加到每年每股0.60美元，按季度每股0.15美元的增量支付。支付的股息反映了截至2022年12月31日的年度支付的每股0.16美元，以及截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度支付的每股0.02美元。我们目前的情况
我们的意图是在可预见的未来继续支付股息，取决于我们未来的收益、我们的财务状况、我们的信贷协议下的契约以及管理我们每一系列未偿还优先债券的契约、其他契约以及可能出现的其他因素。未来股息的支付和数额仍由我们的董事会酌情决定。
2022年至2021年和2021年至2020年现金流变化分析
下表列出了截至2022年12月31日至2020年12月31日期间我们的运营、投资和融资活动的现金流变化。各表之后的分析应与本报告第二部分第8项所附的合并现金流量表(“所附现金流量表”)一并阅读。
经营活动
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| 截至12月31日止年度， | | 金额变化在 | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022/2021 | | 2021/2020 | | | | |
| (单位：百万) | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 1,686.4 | | | $ | 1,159.8 | | | $ | 790.9 | | | $ | 526.6 | | | $ | 368.9 | | | | | |
与2021年相比，在截至2022年12月31日的一年中，经营活动提供的净现金有所增加，这主要是由于扣除运输成本和生产税后，来自石油、天然气和NGL生产收入的现金增加了8.332亿美元，但用于LOE和G&A支出的现金增加了7070万美元，结算衍生品交易的现金增加了6920万美元。
与2020年相比，在截至2021年12月31日的一年中，经营活动提供的净现金有所增加，这主要是由于来自石油、天然气和NGL生产收入的现金增加了13亿美元，扣除运输成本和生产税后，部分被结算衍生品交易支付的10亿美元现金增加所抵消。
经营活动提供的现金净额受周转资金变动和现金收支时间的影响。
投资活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， | | 金额变化在 | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022/2021 | | 2021/2020 | | | | |
| (单位：百万) | | | | |
| 用于投资活动的现金净额 | $ | (880.3) | | | $ | (667.2) | | | $ | (555.6) | | | $ | (213.1) | | | $ | (111.6) | | | | | |
与2021年相比，在截至2022年12月31日的一年中，用于投资活动的净现金有所增加，这主要是由于资本支出增加了2.051亿美元。在截至2022年12月31日的年度内，用于投资活动的现金净额由经营活动提供的现金净额提供。
与2020年相比，在截至2021年12月31日的一年中，用于投资活动的净现金有所增加，这主要是由于资本支出增加了1.271亿美元。在截至2021年12月31日的年度内，用于投资活动的现金净额由经营活动提供的现金净额提供。
融资活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， | | 金额变化在 | | |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022/2021 | | 2021/2020 | | | | |
| (单位：百万) | | | | |
| 用于融资活动的现金净额 | $ | (693.9) | | | $ | (159.8) | | | $ | (235.4) | | | $ | (534.1) | | | $ | 75.6 | | | | | |
截至2022年12月31日的融资活动中使用的现金净额，涉及为赎回我们的2025年优先担保票据而支付的4.802亿美元现金(包括溢价)，以及为赎回我们2024年优先票据而支付的1.048亿美元现金。这些赎回是用手头的现金进行的。此外，我们根据股票回购计划支付了5,720万美元回购和随后注销1,365,255股普通股，支付了2,510万美元用于员工股票和董事股票奖励的净股份结算，以及向股东支付了1,960万美元的股息。请参阅附注3--股权在第二部分，本报告的第8项，用于对我们的股票回购计划进行额外讨论。
在截至2021年12月31日的年度内，我们支付了3.853亿美元(包括净保费)来为投标要约和2022年优先债券赎回提供资金，我们从发行2028年优先债券中获得了3.928亿美元的现金净收益。此外，我们支付了6550万美元注销2021年的高级担保可转换票据，并在我们的循环信贷安排下获得了9300万美元的净偿还。
于截至2020年12月31日止年度，我们支付1.365亿美元在公开市场交易中回购部分2022年优先票据及2024年优先票据，我们向与私人交易所有关的2021年高级担保可转换票据的某些持有人支付5350万美元，我们在循环信贷安排下有2,950万美元的净偿还。
请参阅注5--长期债务第二部分，本报告项目8，供进一步讨论和定义。
利率风险
由于我们的循环信贷安排的任何未偿还余额都是浮动利率，我们面临着风险。我们的信贷协议允许我们确定循环信贷安排的全部或部分本金余额的利率，期限最长为六个月。在利率固定的情况下，利率变化将影响循环信贷安排的公允价值，但不会影响经营业绩或现金流。相反，对于浮动利率的循环信贷安排部分，利率变化不会影响公允价值，但会影响未来的经营业绩和现金流。利率的变化不会影响我们为固定利率高级票据支付的利息，但会影响它们的公允价值。截至2022年12月31日，我们未偿还的固定利率债务本金总额为16亿美元，没有未偿还的浮动利率债务。由于我们的循环信贷安排在2022年期间没有借款，因此在截至2022年12月31日的一年中，我们没有受到浮动利率的影响。请参阅附注8-公允价值计量在第二部分，本报告第8项就我们的高级票据的公允价值进行了额外的讨论。
从2022年到2023年初，美联储一直在提高短期利率。这些增长，以及未来的任何增长，都可能影响成本和我们借入资金的能力。
商品价格风险
我们收到的石油、天然气和天然气生产价格直接影响我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道、执行股票回购计划和支付股息的能力，以及未来的增长率。石油、天然气和天然气价格会受到各种因素的不可预测波动的影响，这些因素通常是我们无法控制的，包括与更广泛的宏观经济环境相关的供需变化，对收集系统、加工设施、管道和其他运输系统的限制，以及与天气有关的事件。石油、天然气和天然气市场一直不稳定，特别是在过去十年里，而且仍然受到与俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突、某些国家对俄罗斯实施的经济和贸易制裁、欧佩克+的产量以及这些问题对全球大宗商品和金融市场的相关潜在影响相关的高度不确定性和波动性的影响。这些问题导致了通胀、供应链中断、利率上升，并可能产生进一步的行业特定影响，这可能需要我们调整业务计划。我们收到的产品实现价格还取决于许多通常超出我们控制范围的因素。根据我们2022年的产量，石油、天然气和NGL的平均实现价格下降10%，将使我们的石油、天然气和NGL生产收入分别减少约2.27亿美元、7910万美元和2850万美元。如果大宗商品价格下跌10%，我们截至2022年12月31日的年度净衍生品结算将抵消石油、天然气和NGL生产收入的下降约1.579亿美元。
我们签订商品衍生合约是为了降低商品价格波动的风险。我们的商品衍生合约的公允价值主要由对相关价格指数远期曲线的估计决定。截至2022年12月31日，与我们的石油和天然气大宗商品衍生品工具相关的远期曲线每增加或减少10%，我们对这些产品的净衍生品头寸将分别增加约6110万美元和190万美元。
表外安排
吾等并无参与与未合并实体或金融合伙企业产生关系的交易，例如经常称为结构性融资或特殊目的实体(“特殊目的实体”或“特殊目的实体”)的实体，而该等实体的设立目的是促进表外安排或其他合约上狭隘或有限的目的。
我们评估我们的交易，以确定是否存在任何可变利益实体。如果我们确定我们是可变利益实体的主要受益人，该实体将并入我们的合并财务报表。在2022年或2021年期间，或通过提交本报告，我们没有参与任何未合并的SPE交易。
关键会计估计
我们对财务状况和经营结果的讨论是基于我们合并财务报表中报告的信息。根据公认会计原则编制这些合并财务报表要求我们作出假设和估计，这些假设和估计会影响资产、负债、收入和费用的报告金额，以及截至合并财务报表日期的或有资产和负债的披露。我们的假设和估计是基于历史经验和各种我们认为在这种情况下是合理的其他来源。由于环境、全球经济和政治以及一般商业状况的变化，实际结果可能与我们计算的估计值不同。我们的重要会计政策摘要详见附注1-主要会计政策摘要在本报告第二部分，项目8。我们在下面概述了那些被认为对理解我们的业务和运营结果至关重要的政策，这些政策需要应用重大的管理判断。
成功的努力会计方法。公认会计原则 为石油和天然气行业提供了两种替代方法来核算石油和天然气生产活动。这两种方法在我们行业中通常被称为完全成本法和成功努力法，这两种方法都得到了广泛的应用。这些方法有很大的不同，在许多情况下，同一组事实将在给定的一年内提供截然不同的财务报表结果。我们选择了成功的努力法来核算我们的油气生产活动。更详细的描述包含在附注1-主要会计政策摘要本报告第二部分第8项。
石油和天然气储量。我们估计的已探明储量和未来的净现金流对于了解我们的业务价值至关重要。它们用于比较财务比率，是我们综合财务报表中重大会计估计的基础，包括计算DD&A费用、已探明和未探明油气资产的减值以及资产报废债务。请参阅石油和天然气生产活动在……里面附注1-主要会计政策摘要在本报告第II部分第8项中，我们将进一步讨论受估计储备量影响的会计政策。
未来现金流入及未来生产及开发成本乃按适用于每一期间的价格及成本(包括运输、品质差异及基差)计算至该期间结束时尚待开采的已探明储量估计数量。预期现金流使用适当的贴现率贴现至现值。例如，计算未来净现金流贴现的标准措施要求应用10%的贴现率。尽管储量估计本身就不准确，对新发现和未开发地点的估计也比已有的生产石油和天然气资产的估计更不准确，但我们在估计储量方面做出了相当大的努力。我们聘请独立的油藏评估咨询公司莱德斯科特对我们计算的已探明储量PV-10的至少80%进行审计。我们预计，随着更多信息的获得，以及大宗商品价格以及运营和资本成本的变化，已探明储量的估计将发生变化。我们每年年底都会对已探明储量进行评估。不应假设截至2022年12月31日的贴现未来净现金流量(GAAP)或PV-10(非GAAP)的标准化衡量标准是我们估计的已探明储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，我们基于截至2022年12月31日的12个月内每个月的月初价格的未加权算术平均值。未来的实际价格和成本可能大大高于或低于估计中使用的价格和成本。请参阅风险因素第一部分，本报告项目1A，供进一步讨论。
如果已探明储量的估计下降，我们记录的DD&A费用的比率将增加，这将减少未来的净收益。由于储备量变化而导致的DD&A费率计算的变化是前瞻性的。此外，储量估计的下降可能会影响我们对已探明和未探明的减值物业的评估结果。减值计入确认的期间。
下表提供了由于我们无法控制的项目(如价格)以及由于生产历史和油井表现而导致的已探明储量变化的信息。这些变化不需要我们的资本支出，但可能是由于我们为开发其他估计的已探明储量而产生的资本支出。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| Mmboe变化 |
| 因业绩而产生的修订 | (11.1) | | | 3.4 | | | 3.6 | |
| 清除已探明的未开发储量不再在我们的五年发展计划中 | (19.9) | | | (40.6) | | | (65.0) | |
| 因价格变动而产生的修订 | 9.5 | | | 37.2 | | | (32.6) | |
| 总计 | (21.5) | | | — | | | (94.0) | |
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
如前所述，大宗商品价格波动很大，对储量的估计本身就不准确。因此，我们预计将继续经历这些类型的变化。
我们无法合理预测未来大宗商品价格，尽管我们相信，以下分析一起提供了有关价格和趋势变化对总估计已探明储量的影响的合理信息。下表反映了上述假设变化对我们报告的已探明储量总量的估计MMBOE变化和百分比变化：
| | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日止的年度 |
| Mmboe变化 | | 百分比变化 |
美国证券交易委员会降价10%(1) | (3.7) | | | (1) | % |
截至财年末的NYMEX条带平均定价(2) | (14.3) | | | (3) | % |
已探明未开发储量减少10%(3) | (22.0) | | | (4) | % |
____________________________________________
(1) 这一变化仅反映了美国证券交易委员会定价下调10%对截至2022年12月31日报告的估计已探明储量总量的影响，不包括因我们钻探障碍的内部意图或未来服务或设备成本变化而对我们估计已探明储量的额外影响。
(2) 这一变化仅反映了以纽约商品交易所截至2022年12月31日的五年平均定价取代美国证券交易委员会定价的影响，不包括可能因我们的内部意图钻探障碍或未来服务或设备成本变化而对我们估计的已探明储量造成的额外影响。截至2022年12月31日，美国证券交易委员会的定价为石油93.67美元/桶，天然气6.36美元/桶，NGL 42.52美元；纽约商品交易所条带的五年平均定价为石油71.02美元/桶，天然气4.38美元/桶，NGL 28.05美元。
(3) 这一变化仅反映了截至2022年12月31日探明的未开发储量减少了10%，不包括对我们估计的探明储量的任何额外影响。
有关其他储备信息，请参阅储量第一部分，本报告第1和第2项，以及补充石油和天然气信息(未经审计)在本报告第二部分，项目8。
石油和天然气属性减值。已探明石油及天然气资产按储油池进行减值评估，并于事件或环境变化显示其账面价值可能无法收回时减值至公允价值。我们估计我们已探明油气资产的预期未来现金流，并将这些未贴现现金流与账面金额进行比较，以确定账面金额是否可回收。若账面值超过估计的未贴现未来现金流量，我们会将已探明油气资产的账面金额减记至公允价值(或贴现未来现金流量)。管理层使用各种因素估计所有已探明储备和风险调整后可能及可能储备的未来现金流量，这些因素取决于我们的判断和专业知识，包括但不限于商品价格预测、估计未来运营和资本成本、开发计划和贴现率，以纳入与实现预期现金流量相关的风险和当前市场状况。
未探明的石油及天然气资产会被评估减值，并在有迹象显示运输成本可能无法收回时减值至公允价值。并非个别重大的租赁收购成本按资产组别汇总，在租赁到期前估计为非生产性的这类成本部分将在适当期间摊销。对什么可能是无效的估计是基于历史趋势或其他信息，包括当前的钻探计划和我们续签租约的意图。吾等采用市场法估计未探明物业的公允价值，并已考虑下列重要假设：剩余租赁期限、未来发展计划、风险加权潜在资源回收、估计储量价值及基于吾等或其他市场参与者就类似最近面积交易所收取的价格估计面积价值。
由于上述因素的不确定性，我们无法预测未来的减值费用将于何时或是否计入。尽管未来减值金额难以预测，但根据我们截至2023年2月9日的大宗商品价格假设，我们预计2023年第一季度不会因大宗商品价格影响而发生任何重大石油和天然气资产减值。
请参阅附注1-主要会计政策摘要和附注8-公允价值计量在本报告第二部分项目8中，讨论了截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度记录的石油和天然气资产减值。
收入确认。我们的收入主要来自销售已生产的石油、天然气和天然气。我们的收入确认政策是一个关键的会计估计，因为收入是我们的运营结果和我们的流动性和资本资源分析中包含的前瞻性陈述的一个关键组成部分。在截至2022年12月31日的一年中，如果我们的收入在2022年底发生10%的变化，将对总运营收入产生约1840万美元的影响。请参阅附注1-主要会计政策摘要和注2--与客户签订合同的收入在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
衍生金融工具。我们定期签订大宗商品衍生品合约，以缓解我们对石油、天然气和天然气价格波动和区位差异的部分敞口。我们立即在收益中确认商品衍生产品公允价值变动的所有损益，而不是在累积的其他全面收益(亏损)中递延任何此类金额。我们衍生工具的估计公允价值需要作出重大判断。这些价值基于期权定价模型、期货价格、波动性、到期时间和信用风险等。我们在合并财务报表中报告的价值随着这些估计的修订而变化，以反映实际结果、市场状况的变化或其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。请参阅附注1-主要会计政策摘要和附注10-衍生金融工具在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
所得税。我们计入递延所得税，因此递延税项资产和负债是根据综合财务报表的账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的税务影响确认的，按现行颁布的税率计量。这些差异将导致在资产或负债的报告金额分别被收回或结算时，在未来几年产生应纳税所得额或扣减项。在预测这些事件可能发生的时间以及追回资产的可能性是否更大时，需要相当大的判断力。我们在适当的时候记录递延税项资产和相关的估值准备，以反映基于公司分析更有可能变现的金额。此外，我们的联邦和州所得税申报单通常不会在编制合并财务报表之前提交。因此，我们估计在每个期间结束时我们的资产和负债的计税基础，以及税率变化、税收抵免以及结转和结转的净营业和资本损失的影响。与我们使用的估计金额和我们报告的实际金额之间的差异相关的调整记录在我们提交所得税申报单的期间。我们对资产追回和负债结算的估计的这些调整和变化，以及已颁布的重大税率变化，可能会对我们的经营业绩产生影响。在截至2022年12月31日的一年中，有效税率每变化1%，我们计算的所得税支出就会增加约1400万美元。请参阅附注1-主要会计政策摘要和附注4--所得税在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
会计事项
请参阅近期发布的会计准则在……里面附注1-主要会计政策摘要第二部分，本报告第8项，提供关于新的权威会计准则的信息。
环境
我们认为，我们基本上遵守了环境法律和法规，目前预计在现有的监管框架下，未来不会需要大量支出。然而，环境法律和法规经常发生变化，我们无法预测遵守未来的法律或法规可能对未来的资本支出、流动性和运营结果产生的影响。
水力压裂。水力压裂是一种重要而常见的做法，用于从致密地层中刺激碳氢化合物的生产。有关水力压裂和相关环境问题的更多信息，请参阅风险因素-与石油和天然气业务和行业相关的风险-联邦和州政府与水力压裂有关的立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的运营限制或延误。
气候变化和空气质量。2013年6月，总裁·奥巴马宣布了一项气候行动计划，旨在进一步减少温室气体排放，并让美国做好应对气候变化可能产生的物理影响的准备。气候行动计划以减少石油和天然气部门的甲烷为目标，作为机构间甲烷综合战略的一部分。作为气候行动计划的一部分，2016年5月12日，环保局发布了适用于新的、修改或重建的来源的最终法规，修订和扩大了2012年石油和天然气部门的法规，除其他外，设定了挥发性有机化合物(VOC)和甲烷(一种温室气体)的排放限制，并增加了对以前未受监管的来源的要求。2016年的NSPS要求减少石油和天然气生产、加工、运输和储存过程中某些活动中的甲烷和VOCs，并适用于2015年9月18日之后建造、改造或重建的设施。该法规要求，除其他事项外，某些设备，如离心式压缩机和往复式压缩机的温室气体和挥发性有机化合物排放限制；井场半年一次的泄漏检测和维修；增压和收集压缩机站和气体传输压缩机站的季度泄漏检测和修复；气动泵的控制要求和排放限制；以及控制完井产生的温室气体和挥发性有机化合物的额外要求。2020年9月14日和15日，美国环保局最终敲定了对2012年和2016年NSPS的修正案，将传输和存储基础设施从甲烷排放和其他VOCs的监管中移除，并取消了甲烷控制要求。2020年修正案中将传输和存储基础设施从法规中删除的部分在2021年被国会审议法案否决。2021年11月, 环保局提议扩大2012年和2016年NSPS的要求，并要求各州制定绩效标准，以控制现有来源的甲烷排放。2022年12月，环保局发布了一项补充提案，以更新、加强和扩大2021年拟议的规则。环保局预计将在2023年敲定这项规定。
各州也被要求遵守NAAQS。由于石油和天然气部门排放的挥发性有机化合物是臭氧形成的前驱物质，当国家境内的地区没有达到臭氧NAAQS时，石油和天然气部门往往受到额外的控制。2015年，臭氧NAAQS被设定为百万分之70(Ppb)。美国环保局在2020年维持了这一标准，但在2021年，环保局表示正在重新考虑2020年的决定，打算在2023年底之前完成复议。如果
如果臭氧NAAQS降低，可能会导致需要进一步控制排放和相关成本的国家采取额外行动。在被确定为不符合70ppb要求或臭氧NAAQS降低的地区运营的石油和天然气设施可能会受到更高的排放控制和相关的遵守成本的约束。
美国国会不时考虑通过减少温室气体排放的立法，许多州已经采取法律措施，主要通过有计划地制定温室气体排放清单和/或区域温室气体排放限额和交易计划来减少温室气体排放。这些限额和交易计划中的大多数都是通过要求主要排放源，如发电厂，或主要燃料生产商，如炼油厂和天然气加工厂，获得并放弃排放限额来运作的。为实现总体温室气体减排目标，每年减少可供购买的限额数量。此外，已有国际公约和努力建立全球温室气体减排标准，包括2015年12月的《巴黎协定》。巴黎协定的生效条件于2016年10月5日得到满足，协定于30天后于2016年11月4日生效。在2021年于格拉斯哥举行的联合国气候变化大会上，美国和欧盟宣布了《全球甲烷承诺》，目标是在2020年的基础上将甲烷排放量减少30%。
通过立法或监管计划来减少温室气体排放可能会要求我们产生更高的运营成本，例如购买和运营排放控制系统的成本，获得排放限额的成本，或者遵守新的监管或报告要求。任何这样的立法或监管计划也可能增加消费成本，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求。因此，减少温室气体排放的立法和监管计划可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。对新监管措施的司法挑战是可能的，我们无法预测此类挑战的结果。新的监管暂停、修订或撤销以及州和联邦监管规定的冲突可能会抑制我们准确预测与未来监管合规相关的成本的能力。最后，科学家们得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加会产生气候变化，这可能会产生重大的物理影响，例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加。这些影响可能会对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
在机会方面，监管温室气体排放和引入替代激励措施，如加强石油回收、碳封存和低碳燃料标准，可以在各种方面使我们受益。例如，尽管联邦法规和气候变化立法可能会减少对我们生产的石油和天然气的总体需求，但对天然气的相对需求可能会增加，因为燃烧天然气产生的排放水平低于石油和煤炭等其他容易获得的化石燃料。此外，如果风能或太阳能等可再生能源变得更加普遍，燃气发电厂可能会提供替代方案，以维持稳定的电力供应。此外，如果各州采用低碳燃料标准，天然气可能会成为更具吸引力的交通燃料。2022年和2021年，在京东方的基础上，我们分别约有40%和35%的产量是天然气。在地下水库，特别是在石油和天然气水库中捕获和储存二氧化碳的市场激励措施，也可能使我们受益，因为我们有可能从二氧化碳的封存中获得温室气体排放额度或补偿或政府激励措施。
非公认会计准则财务指标
调整后EBITDAX为扣除利息支出、利息收入、所得税、损耗、折旧、摊销及资产报废前净收益(亏损)、负债增值费用、勘探费用、财产放弃及减值费用、非现金股票补偿费用、衍生工具损益净额、资产剥离损益、债务清偿损益及若干其他项目。经调整的EBITDAX不包括我们认为会影响经营业绩可比性的某些项目，并可排除一般非经常性或其时间和/或金额无法合理估计的项目。调整后的EBITDAX是一项非GAAP指标，我们认为它为投资者和分析师提供了有用的额外信息，作为一种业绩衡量标准，用于分析我们为勘探、开发、收购和偿还债务而在内部筹集资金的能力。我们还受我们信贷协议下的财务契约的约束，详情请参见注5--长期债务在本报告第二部分，项目8。此外，调整后的EBITDAX被专业研究分析师等广泛用于油气勘探和生产行业公司的估值、比较和投资建议，许多投资者在做出投资决策时使用行业研究分析师发表的研究。调整后的EBITDAX不应单独考虑，或作为净收益(亏损)、运营收益(亏损)、运营活动提供的净现金或根据公认会计准则编制的其他盈利或流动性指标的替代品。由于调整后的EBITDAX不包括一些但不是所有影响净收益(亏损)的项目，因此调整后的EBITDAX金额可能无法与其他公司的类似指标相比较。我们的循环信贷安排为我们提供了一个重要的流动性来源。根据吾等的信贷协议条款，若吾等未能遵守订立信贷协议所界定的融资债务总额与经调整EBITDAX的最高准许比率的契诺，吾等将会违约，这将阻止吾等在循环信贷安排下借款，因此将严重限制吾等的流动资金来源。此外，如果我们在循环信贷安排下违约，并且无法从我们的贷款人那里获得对该违约的豁免，则根据该安排和管理我们每一系列未偿还优先票据的契约，贷款人将在注5--长期债务在本报告第二部分第8项中，缔约国将有权行使其违约的所有补救办法。
下表提供了我们的净收益(亏损)(GAAP)和经营活动提供的净现金(GAAP)与调整后的EBITDAX(非GAAP)之间的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 净收益(亏损)(GAAP) | $ | 1,111,952 | | | $ | 36,229 | | | $ | (764,614) | |
| 利息支出 | 120,346 | | | 160,353 | | | 163,892 | |
| 所得税支出(福利) | 283,818 | | | 9,938 | | | (192,091) | |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | 603,780 | | | 774,386 | | | 784,987 | |
探索(1) | 50,978 | | | 35,346 | | | 37,541 | |
| 减损 | 7,468 | | | 35,000 | | | 1,016,013 | |
| 基于股票的薪酬费用 | 18,772 | | | 18,819 | | | 14,999 | |
| 导数(收益)损失净额 | 374,012 | | | 901,659 | | | (161,576) | |
| 衍生结算损益 | (710,700) | | | (748,958) | | | 351,261 | |
| | | | | |
| 债务清偿净(利)损 | 67,605 | | | 2,139 | | | (280,081) | |
| 其他，净额 | (9,743) | | | 507 | | | 5,074 | |
| 调整后的EBITDAX(非GAAP) | 1,918,288 | | | 1,225,418 | | | 975,405 | |
| 利息支出 | (120,346) | | | (160,353) | | | (163,892) | |
| 所得税(费用)福利 | (283,818) | | | (9,938) | | | 192,091 | |
探索(1)(2) | (36,810) | | | (35,346) | | | (37,541) | |
| 债务折价摊销和递延融资成本 | 10,281 | | | 17,275 | | | 17,704 | |
| 递延所得税 | 269,057 | | | 9,565 | | | (192,540) | |
| 其他，净额 | 1,817 | | | (4,260) | | | (11,874) | |
| 营运资金净变动 | (72,063) | | | 117,411 | | | 11,591 | |
| 经营活动提供的现金净额(GAAP) | $ | 1,686,406 | | | $ | 1,159,772 | | | $ | 790,944 | |
____________________________________________
(1) 基于股票的补偿费用是所附经营报表上勘探费用以及一般和行政费用细目的一个组成部分。因此，上述对账中显示的勘探项目将与所附运营报表中记录的以股票为基础的补偿费用部分的金额不同，并计入勘探费用。
(2) 截至2022年12月31日止年度，该金额是扣除与我们核心业务范围以外不成功的勘探工作有关的某些资本支出。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
标题下提供了本项目所需的信息利率风险和商品价格风险在上文项目7中，以及在题为已实施的石油、天然气和天然气衍生产品合同摘要在……里面附注10-衍生金融工具 在第二部分，本报告的第8项，并通过引用并入本文。
项目8.合并财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所报告
致SM能源公司及其子公司的股东和董事会
对财务报表的几点看法
本公司已审计SM Energy Company及其附属公司(本公司)截至2022年12月31日及2021年12月31日的综合资产负债表、截至2022年12月31日止三个年度各年度的相关综合经营表、全面收益(亏损)、股东权益及现金流量变动及相关附注(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23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。
已探明油气资产的损耗、折旧和摊销(“DD&A”)
| | | | | |
有关事项的描述 | 截至2022年12月31日，该公司已探明石油和天然气资产的账面净值为41亿美元，截至该年度的损耗、折旧、摊销和资产报废债务负债增加为6.038亿美元。如附注1所述，根据成功努力会计方法，已探明物业的资本化成本按本公司工程师估计的以探明储量为基础的生产单位法计提。已探明储量估计受到各种因素的影响，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等，需要公司工程师在评估和解释相关数据方面的专业知识。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日的估计。
审计公司的DD&A计算特别复杂，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 | 我们了解、评估了公司控制措施的设计，并测试了该公司控制措施的操作有效性，这些控制措施解决了与已探明石油和天然气储量有关的重大错报风险，作为DD&A费用计算的输入，包括管理层对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的控制。 我们的审计程序包括评估负责编制储量估计的公司工程师和用于审计估计的独立石油工程师的专业资格和客观性。此外，在评估我们是否可以使用工程师的工作时，我们评估了工程师在估计已探明石油和天然气储量时使用的财务数据的完整性和准确性，方法是在样本的基础上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。我们还测试了DD&A费用计算，是基于公司储量报告中适当的已探明石油和天然气储量金额。 |
/s/ 安永律师事务所
自2012年以来，我们一直担任本公司的审计师。
科罗拉多州丹佛市
2023年2月23日
SM能源公司及其子公司
合并资产负债表
(单位：千，共享数据除外)
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 444,998 | | | $ | 332,716 | |
| 应收账款 | 233,297 | | | 247,201 | |
| 衍生资产 | 48,677 | | | 24,095 | |
| 预付费用和其他 | 10,231 | | | 9,175 | |
| 流动资产总额 | 737,203 | | | 613,187 | |
| | | |
| 财产和设备(成功法)： | | | |
| 已探明的油气性质 | 10,258,368 | | | 9,397,407 | |
| 累计损耗、折旧和摊销 | (6,188,147) | | | (5,634,961) | |
未探明的石油和天然气财产，扣除估值津贴#美元38,008及$34,934，分别 | 487,192 | | | 629,098 | |
| 正在开发的油井 | 287,267 | | | 148,394 | |
| | | |
其他财产和设备，扣除累计折旧#美元56,512及$62,359，分别 | 38,099 | | | 36,060 | |
| 财产和设备合计(净额) | 4,882,779 | | | 4,575,998 | |
| | | |
| 非流动资产： | | | |
| 衍生资产 | 24,465 | | | 239 | |
| 其他非流动资产 | 71,592 | | | 44,553 | |
| 非流动资产总额 | 96,057 | | | 44,792 | |
| 总资产 | $ | 5,716,039 | | | $ | 5,233,977 | |
| | | |
| 负债和股东权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付账款和应计费用 | $ | 532,289 | | | $ | 563,306 | |
| 衍生负债 | 56,181 | | | 319,506 | |
| 其他流动负债 | 10,114 | | | 6,515 | |
| 流动负债总额 | 598,584 | | | 889,327 | |
| | | |
| 非流动负债： | | | |
| 循环信贷安排 | — | | | — | |
| 高级笔记，净额 | 1,572,210 | | | 2,081,164 | |
| | | |
| 资产报废债务 | 108,233 | | | 97,324 | |
| | | |
| 递延所得税 | 280,811 | | | 9,769 | |
| 衍生负债 | 1,142 | | | 25,696 | |
| 其他非流动负债 | 69,601 | | | 67,566 | |
| 非流动负债总额 | 2,031,997 | | | 2,281,519 | |
| | | |
| 承付款和或有事项(附注6) | | | |
| | | |
| 股东权益： | | | |
普通股，$0.01面值-授权：200,000,000已发行及已发行股份：121,931,676和121,862,248分别为股票 | 1,219 | | | 1,219 | |
| 额外实收资本 | 1,779,703 | | | 1,840,228 | |
| 留存收益 | 1,308,558 | | | 234,533 | |
| 累计其他综合损失 | (4,022) | | | (12,849) | |
| 股东权益总额 | 3,085,458 | | | 2,063,131 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 5,716,039 | | | $ | 5,233,977 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
合并业务报表
(单位为千，每股数据除外)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在过去几年里
十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 营业收入和其他收入： | | | | | |
| 石油、天然气和天然气生产收入 | $ | 3,345,906 | | | $ | 2,597,915 | | | $ | 1,126,188 | |
| | | | | |
| 其他营业收入 | 12,741 | | | 24,979 | | | 485 | |
| 总营业收入和其他收入 | 3,358,647 | | | 2,622,894 | | | 1,126,673 | |
| | | | | |
| 运营费用： | | | | | |
| 石油、天然气和天然气生产费用 | 620,912 | | | 505,416 | | | 391,217 | |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | 603,780 | | | 774,386 | | | 784,987 | |
| 探索 | 54,943 | | | 39,296 | | | 40,997 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 减损 | 7,468 | | | 35,000 | | | 1,016,013 | |
| 一般和行政 | 114,558 | | | 111,945 | | | 99,160 | |
| 导数(收益)损失净额 | 374,012 | | | 901,659 | | | (161,576) | |
| 其他营业费用(净额) | 3,493 | | | 46,069 | | | 24,825 | |
| 总运营费用 | 1,779,166 | | | 2,413,771 | | | 2,195,623 | |
| | | | | |
| 营业收入(亏损) | 1,579,481 | | | 209,123 | | | (1,068,950) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 利息支出 | (120,346) | | | (160,353) | | | (163,892) | |
| 清偿债务净收益(亏损) | (67,605) | | | (2,139) | | | 280,081 | |
| 其他营业外收入(费用)，净额 | 4,240 | | | (464) | | | (3,944) | |
| | | | | |
| 所得税前收入(亏损) | 1,395,770 | | | 46,167 | | | (956,705) | |
| 所得税(费用)福利 | (283,818) | | | (9,938) | | | 192,091 | |
| 净收益(亏损) | $ | 1,111,952 | | | $ | 36,229 | | | $ | (764,614) | |
| | | | | |
| 基本加权平均已发行普通股 | 122,351 | | | 119,043 | | | 113,730 | |
| 稀释加权平均已发行普通股 | 124,084 | | | 123,690 | | | 113,730 | |
| 每股普通股基本净收益(亏损) | $ | 9.09 | | | $ | 0.30 | | | $ | (6.72) | |
| 稀释后每股普通股净收益(亏损) | $ | 8.96 | | | $ | 0.29 | | | $ | (6.72) | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
综合全面收益表(损益表)
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在过去几年里
十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 净收益(亏损) | $ | 1,111,952 | | | $ | 36,229 | | | $ | (764,614) | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额： | | | | | |
养老金负债调整(1) | 8,827 | | | 749 | | | (2,279) | |
| 扣除税后的其他综合收益(亏损)合计 | 8,827 | | | 749 | | | (2,279) | |
| 全面收益(亏损)合计 | $ | 1,120,779 | | | $ | 36,978 | | | $ | (766,893) | |
____________________________________________
(1) 请参阅附注11--养恤金福利关于养老金负债调整的额外讨论。
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
合并股东权益报表
(以千为单位，不包括股票数据和每股股息)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 额外实收资本 | | | | 累计其他综合损失 | | 股东权益总额 |
| 普通股 | | | 留存收益 | | |
| 股票 | | 金额 | | | | |
| 余额，2020年1月1日 | 112,987,952 | | | $ | 1,130 | | | $ | 1,791,596 | | | $ | 967,587 | | | $ | (11,319) | | | $ | 2,748,994 | |
| 净亏损 | — | | | — | | | — | | | (764,614) | | | — | | | (764,614) | |
| 其他综合损失 | — | | | — | | | — | | | — | | | (2,279) | | | (2,279) | |
宣布的现金股息，$0.02每股 | — | | | — | | | — | | | (2,276) | | | — | | | (2,276) | |
| 员工购股计划下普通股的发行 | 464,757 | | | 4 | | | 1,460 | | | — | | | — | | | 1,464 | |
| 在归属RSU和结算PSU时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份 | 1,022,019 | | | 10 | | | (1,570) | | | — | | | — | | | (1,560) | |
| | | | | | | | | | | |
| 基于股票的薪酬费用 | 267,576 | | | 3 | | | 14,996 | | | — | | | — | | | 14,999 | |
| | | | | | | | | | | |
| 发行认股权证 | — | | | — | | | 21,520 | | | | | | | 21,520 | |
| 其他 | — | | | — | | | (88) | | | — | | | — | | | (88) | |
| 余额，2020年12月31日 | 114,742,304 | | | $ | 1,147 | | | $ | 1,827,914 | | | $ | 200,697 | | | $ | (13,598) | | | $ | 2,016,160 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 36,229 | | | — | | | 36,229 | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | 749 | | | 749 | |
宣布的现金股息，$0.02每股 | — | | | — | | | — | | | (2,393) | | | — | | | (2,393) | |
| 员工购股计划下普通股的发行 | 313,773 | | | 3 | | | 2,636 | | | — | | | — | | | 2,639 | |
| 在归属RSU和结算PSU时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份 | 827,572 | | | 9 | | | (9,081) | | | — | | | — | | | (9,072) | |
| 基于股票的薪酬费用 | 60,510 | | | 1 | | | 18,818 | | | — | | | — | | | 18,819 | |
| 通过无现金行权证发行普通股 | 5,918,089 | | | 59 | | | (59) | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 余额，2021年12月31日 | 121,862,248 | | | $ | 1,219 | | | $ | 1,840,228 | | | $ | 234,533 | | | $ | (12,849) | | | $ | 2,063,131 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 1,111,952 | | | — | | | 1,111,952 | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | 8,827 | | | 8,827 | |
宣布的现金股息，$0.31每股 | — | | | — | | | — | | | (37,927) | | | — | | | (37,927) | |
| 员工购股计划下普通股的发行 | 113,785 | | | 1 | | | 3,038 | | | — | | | — | | | 3,039 | |
| 在归属RSU和结算PSU时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份 | 1,291,427 | | | 13 | | | (25,142) | | | — | | | — | | | (25,129) | |
| 基于股票的薪酬费用 | 29,471 | | | — | | | 18,772 | | | — | | | — | | | 18,772 | |
| | | | | | | | | | | |
| 根据股票回购计划购买股份 | (1,365,255) | | | (14) | | | (57,193) | | | — | | | — | | | (57,207) | |
| 余额，2022年12月31日 | 121,931,676 | | | $ | 1,219 | | | $ | 1,779,703 | | | $ | 1,308,558 | | | $ | (4,022) | | | $ | 3,085,458 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
合并现金流量表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在过去几年里
十二月三十一日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 经营活动的现金流： | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 1,111,952 | | | $ | 36,229 | | | $ | (764,614) | |
| 将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
| | | | | |
| 损耗、折旧、摊销和资产报废负债增加 | 603,780 | | | 774,386 | | | 784,987 | |
| 减损 | 7,468 | | | 35,000 | | | 1,016,013 | |
| 基于股票的薪酬费用 | 18,772 | | | 18,819 | | | 14,999 | |
| 导数(收益)损失净额 | 374,012 | | | 901,659 | | | (161,576) | |
| 衍生结算损益 | (710,700) | | | (748,958) | | | 351,261 | |
| 债务折价摊销和递延融资成本 | 10,281 | | | 17,275 | | | 17,704 | |
| 债务清偿净(利)损 | 67,605 | | | 2,139 | | | (280,081) | |
| 递延所得税 | 269,057 | | | 9,565 | | | (192,540) | |
| 其他，净额 | 6,242 | | | (3,753) | | | (6,800) | |
| 营运资金变动： | | | | | |
| 应收账款 | 38,554 | | | (101,047) | | | 29,100 | |
| 预付费用和其他 | (1,055) | | | 220 | | | 5,873 | |
| 应付账款和应计费用 | (109,562) | | | 218,238 | | | (23,382) | |
| 经营活动提供的净现金 | 1,686,406 | | | 1,159,772 | | | 790,944 | |
| | | | | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | |
| | | | | |
| 资本支出 | (879,934) | | | (674,841) | | | (547,785) | |
| | | | | |
| 其他，净额 | (329) | | | 7,606 | | | (7,781) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (880,263) | | | (667,235) | | | (555,566) | |
| | | | | |
| 融资活动的现金流： | | | | | |
| 来自循环信贷安排的收益 | — | | | 1,832,500 | | | 1,447,000 | |
| 偿还循环信贷安排 | — | | | (1,925,500) | | | (1,476,500) | |
| 高级债券的净收益 | — | | | 392,771 | | | — | |
| 回购优先债券所支付的现金 | (584,946) | | | (450,776) | | | (189,998) | |
| 普通股回购 | (57,207) | | | — | | | — | |
| 出售普通股所得净收益 | 3,039 | | | 2,639 | | | 1,464 | |
| 已支付的股息 | (19,637) | | | (2,393) | | | (2,276) | |
| 发行股票奖励所得的股票结算净额 | (25,129) | | | (9,072) | | | (1,560) | |
| 其他，净额 | (9,981) | | | — | | | (13,508) | |
| 用于融资活动的现金净额 | (693,861) | | | (159,831) | | | (235,378) | |
| | | | | |
| 现金、现金等价物和限制性现金的净变化 | 112,282 | | | 332,706 | | | — | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | 332,716 | | | 10 | | | 10 | |
| 期末现金、现金等价物和限制性现金 | $ | 444,998 | | | $ | 332,716 | | | $ | 10 | |
| | | | | |
| 补充现金流量信息和非现金活动明细表： | | | | | |
| 经营活动： | | | | | |
| 支付利息的现金，扣除资本化利息 | $ | (134,240) | | | $ | (136,606) | | | $ | (140,493) | |
| 退还所得税的现金净额(已付) | $ | (10,576) | | | $ | (864) | | | $ | 6,664 | |
| 投资活动： | | | | | |
| 资本支出应计项目及其他项目的增加(减少) | $ | 29,789 | | | $ | (10,826) | | | $ | (7,965) | |
非现金融资活动 (1) | | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
____________________________________________
(1)请参阅注5--长期债务讨论在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内完成的债务交易。
附注是这些合并财务报表的组成部分。
SM能源公司及其子公司
合并财务报表附注
附注1-主要会计政策摘要
操作说明
SM Energy Company及其合并子公司是一家独立的能源公司，目前在德克萨斯州从事石油、天然气和天然气的收购、勘探、开发和生产。
陈述的基础
随附的综合财务报表包括本公司的账目，并已根据公认会计原则及表格10-K和条例S-X的指示编制。公司间账户和交易已被取消。在编制所附合并财务报表时，公司通过提交本报告评估了资产负债表日期2022年12月31日之后发生的事件。此外，某些前期金额已重新分类，以符合所附合并财务报表中的本期列报方式。
在编制财务报表时使用估计数
根据公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响已探明石油和天然气储量、资产和负债的报告金额、财务报表日期的或有资产和负债的披露以及报告期内报告的收入和支出金额。实际结果可能与这些估计不同。已探明石油及天然气储量估计为计算DD&A开支、已探明及未探明石油及天然气资产减值及资产报废债务提供基础，上述各项均为所附综合财务报表的重要组成部分。
现金和现金等价物
本公司认为所有初始到期日为三个月或以下的流动投资以及货币市场共同基金中可随时转换为现金的存款均为现金等价物。由于这些工具的短期性质，现金和现金等价物的账面价值接近公允价值。
应收帐款
该公司的应收账款主要包括来自石油、天然气和NGL购买者的应收账款，以及来自该公司经营物业的共同权益所有者的应收账款。对于共同权益拥有人到期的应收账款，本公司通常有能力扣留未来的收入支出，以追回未支付的共同利息账单。一般来说，公司的石油、天然气和天然气应收账款在30至90几天后，该公司的坏账已降至最低。虽然在许多公司中存在多样性，但可收集性取决于每一家公司所需的财务资金，并受到行业总体经济状况的影响。应收账款不作抵押。请参阅附注13--应收账款及应付账款和应计费用 要求更多的披露。
信用风险集中度与大客户
在交易对手不付款的情况下，本公司面临信用风险，其中很大一部分交易对手集中在能源相关行业。客户和其他交易对手的信誉将受到定期审查。
本公司不认为失去任何一家采购商会对其经营业绩产生重大影响，因为石油、天然气和天然气都是在本公司经营区域内拥有良好市场和众多采购商的产品。以下共同控制的主要客户和实体至少在本报告所述的一个时期内，占公司石油、天然气和天然气生产总收入的10%或更多：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 第一大客户 | 24 | % | | 27 | % | | 15 | % |
| 主要客户#2 | 8 | % | | 15 | % | | 24 | % |
| 主要客户#3 | 7 | % | | 9 | % | | 20 | % |
| 受共同控制的实体组#1 | 24 | % | | 18 | % | | 6 | % |
本公司仅与作为其衍生交易对手的信贷协议项下贷款人的联属公司订立合约，而本公司的政策是各交易对手必须拥有若干最低投资级优先无抵押债务评级。
该公司在一家大型跨国银行保持其主要银行账户，该银行在该公司的经营区域设有分支机构。该公司的政策是使其现金和现金等价物投资在多个机构和投资产品中的集中度多样化，以限制任何单一机构或投资的信贷敞口。
石油和天然气生产活动
已证明的性质。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。在这种方法下，物业购置成本和开发成本在发生时资本化。资本化的钻探及完井成本，包括租赁及油井设备、无形开发成本及油田内的营运支援设施，按资产组别(按地理及地质特征汇总的资产)按生产单位法按估计已探明已开发石油及天然气储量计提。同样，已探明的租赁成本在同一资产组基础上耗尽；然而，生产单位法是基于估计的已探明石油和天然气总储量。DD&A费用的计算考虑了修复、拆除和废弃成本以及预期的打捞设备收益。
已探明的石油及天然气资产成本按储油池基准评估减值，并在有迹象显示相关的持有成本可能无法收回时减值至公允价值。公司使用第三级投入和收益估值技术，将未来现金流量转换为单一现值金额，使用公司管理层选择的贴现率、价格和成本预测以及某些储备风险调整系数来衡量已探明物业的公允价值。该公司使用的贴现率代表当前基于市场的加权平均资本成本。贴现率的范围通常为10百分比至15百分比。石油和天然气的价格是根据NYMEX的条带定价预测的，并根据基差进行了调整五年之后，对每个商品流使用统一的终端价格。只要市场交易活跃，NGL的价格就会使用OPIS Mont Belvieu定价进行预测，并根据基差进行调整，之后使用统一的终端价格。未来的运营成本也将根据这些估计数进行适当的调整。考虑到业绩和开采不确定性给相关预计现金流带来的风险，某些未开发储量估计也进行了风险调整。
现有油田内已探明物业的部分出售被视为正常报废，只要处理不会对生产单位损耗率产生重大影响，剥离活动的净收益或净亏损就不会被确认。出售个人已探明财产的部分权益，计入收回成本。资产剥离活动的净收益或净亏损在随附的所有其他已探明物业销售的经营报表中确认。
未证明的性质。随附综合资产负债表(“随附资产负债表”)上的未探明石油及天然气资产项目包括收购未经探明租赁所产生的成本。分配给该等租约或已记录相关已探明储量的部分租约的租赁成本重新分类至已探明物业，并按基于估计已探明石油及天然气总储量的生产单位法按资产组别耗尽。未经探明的石油及天然气资产成本会就减值进行评估，并于有迹象显示可能无法收回时减值至公允价值。并非个别重大的租赁收购成本按资产组别汇总，而在租赁到期前估计为非生产性的该等成本部分确认为估值津贴并于适当期间摊销。根据历史趋势或其他信息，包括当前的钻探计划和公司续签租约的意图，对可能不具生产力的项目进行估计。为计量未经证实物业的公允价值，本公司采用市场法，考虑了以下重要假设：剩余租赁期限、未来发展计划、风险加权潜在资源回收、估计储量价值和基于本公司或其他市场参与者最近类似面积交易所收到的价格的估计面积价值。
就出售未经证实的物业而言，如原始成本已按资产组别提供估值津贴而部分或全数摊销，则除非销售价格超过物业的原始成本，否则不会确认损益，在此情况下，收益应在随附的营运报表中确认，数额为超出的数额。
探索性的。勘探地质和地球物理，包括勘探地震研究，以及运输和保留未探明面积的费用，均计入已发生的费用。根据石油和天然气属性核算的成功努力法，在确定是否已发现已探明储量之前，探井成本最初是资本化的。如果发现探明储量，探井成本将作为已探明资产资本化，并将按照上述成功努力会计方法核算。如果找不到已探明储量，探井成本将作为干井支出。成功努力法会计方法的应用需要管理层的判断，以确定开发井或探井的正确指定，这最终将决定干井成本的正确会计处理。一旦钻完井，确定已探明储量是否已被发现可能需要相当长的时间和判断。勘探枯井成本列入投资活动现金流量一节，作为所附现金流量表内资本支出的一部分。
请参阅附注8-公允价值计量以获取更多信息。
其他财产和设备
其他财产和设备，如设施、办公家具和设备、建筑物以及计算机硬件和软件，均按成本入账。该公司将应用程序开发阶段发生的某些软件成本资本化。应用程序开发阶段通常包括软件设计、配置、测试和安装活动。大大延长资产使用寿命的更新和改进的成本被资本化。维护和维修费用在发生时计入。折旧是在资产的估计使用年限内使用直线方法计算的，其范围为三至30年，或者在适当的情况下使用产出方法的单位。当其他财产和设备被出售或报废时，资本化成本和相关的累计折旧将从公司的账户中注销。
其他物业及设备成本会就减值进行评估，并在有迹象显示账面成本可能无法收回时减值至公允价值。为了衡量其他财产和设备的公允价值，公司根据支持管理层假设的信息质量和情况，使用收入估值技术或市场方法。估值包括对物业及设备所支持的已证实及未经证实资产、与该等资产有关的未来现金流量、以及营运及维持该等资产所需的固定成本的代价。
资产报废债务
该公司确认与放弃其石油和天然气资产(包括需要退役的设施)相关的未来成本的估计负债。资产报废债务的公允价值负债及相关长期资产账面价值的相应增加，在钻井或收购或建造设施时入账。账面价值的增加计入随附的资产负债表中已探明的石油和天然气资产项目。本公司耗尽已探明的石油及天然气资产成本所增加的金额，并确认与在各自长期资产的剩余估计经济寿命内增加贴现负债有关的开支。为清偿资产报废债务而支付的现金包括在所附现金流量表的经营活动现金流量部分。
该公司估计的资产报废债务负债是基于封堵和废弃油井的历史经验、估计的经济寿命、估计的封堵和废弃成本以及联邦和州的监管要求。负债按负债发生或修订时估计的经信贷调整的无风险利率贴现。用于贴现公司封堵和放弃负债的信用调整无风险利率范围为5.5百分比至12百分比。在最初对负债进行计量之后，公司必须确认由于时间推移、对未贴现现金流或经济寿命的原始估计金额的修订、通货膨胀因素的变化或公司的信用调整后的无风险利率(如市场条件允许)而导致的负债的逐期变化。请参阅附注14--资产报废债务对公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的总资产报废债务负债进行对账。
衍生金融工具
本公司定期订立商品衍生工具，以纾缓部分对石油、天然气及NGL价格波动的风险，以及预期未来石油、天然气及NGL产量的区位差异，以及对现金流的相关影响。这些工具通常包括大宗商品价格掉期和套圈安排，以及基差掉期和滚动差价掉期。商品衍生工具按公允价值计量，并作为衍生资产及负债计入随附的资产负债表，但符合“正常购买及正常出售”除外的衍生工具除外。本公司并未将其商品衍生合约指定为对冲工具。因此，本公司将衍生工具的公允价值变动反映在随附的经营报表中。衍生工具的损益计入随附现金流量表的经营活动现金流量部分。请参阅附注10-衍生金融工具以供进一步讨论。
收入确认
该公司的收入主要来自销售已生产的石油、天然气和天然气。收入在产品的保管权和所有权(“控制权”)转移给买方时确认，根据适用的合同条款，这一点可能有所不同。应计收入按月记录，并基于交付给采购商的估计产量和预期收到的价格。该公司使用对其财产、合同安排、历史业绩、纽约商品交易所、当地现货市场和OPIS价格以及其他因素的了解作为这些估计的基础。估计和实际收到的金额之间的差异记录在收到付款的月份。请参阅注2--与客户签订合同的收入以供进一步讨论。
基于股票的薪酬
截至2022年12月31日，公司拥有基于股票的员工薪酬计划，其中包括向员工发放的RSU和PSU，向非员工董事发放的RSU和限制性股票，以及向符合条件的员工提供的员工股票购买计划。 本公司按公允价值计入股票薪酬的相关费用
权威性会计指引，基于授予时确定的这些奖励的估计公允价值，并包括在所附经营报表的一般、行政和勘探费用细目中。对于包含非基于市场的业绩条件的基于股票的薪酬奖励，本公司评估预期归属的股份数量的可能性，然后调整费用以反映预期归属的股份数量和迄今满足的累计归属期间。此外，该公司还对发生的基于股票的补偿奖励的没收进行了说明。请参阅附注7--补偿计划有关更多讨论.
所得税
本公司按递延所得税入账，递延税项资产及负债乃根据所附综合财务报表的账面值与资产及负债的计税基准之间的暂时性差异所产生的税务影响确认，按现行制定税率计算。这些差异将导致在未来几年分别记录或结算资产或负债的报告金额时产生应纳税所得额或扣除额。本公司在适当情况下记录递延税项资产及相关估值准备，以反映根据公司分析更有可能变现的金额。已制定税率变动对已报告资产和负债净余额的累积影响在颁布期间确认。请参阅附注4--所得税以供进一步讨论。
每股收益
本公司使用库存股方法来确定潜在稀释工具的影响。请参阅注9-每股收益以供进一步讨论。
综合收益(亏损)
综合收益(亏损)是指净收益(亏损)加上其他综合收益(亏损)。其他全面收益(亏损)由收入、费用、收益和亏损组成，根据公认会计准则，这些收入、费用、收益和亏损作为股东权益的单独组成部分报告，而不是净收益(亏损)。全面收益(亏损)在随附的综合全面收益(亏损)报表中扣除所得税后列报。本公司在累积其他全面亏损中释放所得税影响的政策是递增的记账单位法。请参阅附注11--养恤金福利关于构成其他全面收益(损失)的组成部分的余额变化的详细情况。
金融工具的公允价值
本公司的金融工具包括现金及现金等价物、应收账款及应付账款均按成本列账，由于该等工具的短期到期日，成本与公允价值大致相同。公司的高级票据，定义见注5--长期债务，按扣除任何未摊销折价和递延融资成本后的成本入账，其各自的公允价值披露于注8--公允价值计量。公司的认股权证，定义见附注3--股权，在发行时按公允价值记录，不需要经常性公允价值计量。此外，公司拥有按公允价值记录的衍生金融工具。制定公允价值的估计需要相当大的判断力。所提供的估计不一定表明该公司在出售或再融资这类工具时将变现的金额。
租契
本公司根据ASC主题842对租赁进行会计处理，租契，(“主题842”)，要求承租人在资产负债表上确认期限超过12个月的经营性和融资性租赁。本公司在开始时评估一项合同安排，以确定其是否为租赁或包含可识别的租赁组成部分。某些租赁可能同时包含租赁和非租赁部分。本公司对所有资产类别的政策是将租赁和非租赁组成部分合并在一起，并将这一安排作为单一租赁进行核算。
本公司在评估符合842主题下租赁定义的合同时所作的某些假设和判断包括确定贴现率和租赁期限的假设和判断。除非隐含定义，否则本公司根据收益率曲线分析的估计递增借款利率来确定未来租赁付款的现值，该曲线分析考虑了某些假设，包括租赁期限和公司在租赁开始时的信用评级。本公司在确认使用权(“ROU”)资产及相应的租赁负债时，对每一份包含租赁安排的合同进行评估，以确定租赁期限的长度。在确定租赁期限时，可用于延长或提前终止安排的选项将被评估，并在合理确定将行使选项时包括在内。根据基本协议的条款，行使提前终止选择权可能会导致提前终止处罚。本公司将期限少于一年的租赁排除在资产负债表之外。
ROU资产代表承租人在租赁期内使用标的资产的权利，而相关的租赁负债代表承租人支付租赁款项的义务。在开始日，即出租人将标的资产提供给承租人使用的日期，租赁ROU资产和相应的租赁负债根据
未来租赁付款的现值。租赁付款的初始计量也可以针对某些项目进行调整，包括合理地确定将被行使的期权，例如在租赁期结束时购买资产的期权，或延长或提前终止租赁的期权。ROU资产和相应租赁负债的初始计量不包括某些可变租赁付款，例如根据实际使用情况或业绩而变化的付款。
在初始计量之后，与公司经营租赁相关的成本将根据基础ROU资产的使用方式以及根据公认会计准则的要求进行支出或资本化。在计算公司符合经营租赁资格的合同安排的ROU资产和负债时，公司考虑在租赁开始时已支付或预期支付的所有必要付款。如上所述，从初始计量中剔除了某些可变租赁付款，对于公司的钻井平台、完井人员和中游协议而言，这可能是总租赁成本的重要组成部分。请参阅附注12-租契 以供进一步讨论。
行业细分和地理信息
该公司在美国陆上石油和天然气行业的勘探和生产部门开展业务。该公司报告为一个单独的行业部门。
表外安排
本公司并无参与与未合并实体或金融合伙企业产生关系的交易，例如经常被称为结构性融资或特殊目的企业的实体，而这些实体的设立是为了促进表外安排或其他合同范围狭窄或有限的目的。
该公司对其交易进行评估，以确定是否存在任何可变利益实体。如果确定本公司是可变利益实体的主要受益人，该实体将并入本公司的合并财务报表。在2022年或2021年期间，或通过提交本报告，本公司未参与任何未合并的SPE交易。
近期发布的会计准则
2022年9月，FASB发布了ASU 2022-04号，负债-供应商财务方案(分主题405-50)：供应商财务方案义务的披露 (“ASU 2022-04”).发布ASU 2022-04是为了提高供应商财务计划的透明度，并对这些计划实施明确的GAAP披露要求。该指引将追溯适用于列报资产负债表的每一期间，但有关前滚资料的修订则属例外，该等修订将会在日后适用。ASU 2022-04对2022年12月15日之后开始的财政年度有效，包括这些财政年度内的过渡期，但关于前滚信息的修正案除外，该修正案对2023年12月15日之后开始的财政年度有效。允许及早领养。ASU 2022-04目前不适用于本公司。
截至2022年12月31日及截至提交本报告时，并无其他华硕颁布及尚未采纳适用于本公司并会对本公司综合财务报表及相关披露产生重大影响的华硕。
注2--与客户签订合同的收入
该公司确认其出售其米德兰盆地和南得克萨斯州资产生产的石油、天然气和NGL的收入份额。随附的运营报表中所列的石油、天然气和天然气生产收入反映了与客户签订合同所产生的收入。
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，按产品类型划分的公司每个经营区域的石油、天然气和天然气生产收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日止的年度 |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计 |
| (单位：千) |
| 石油生产收入 | $ | 1,816,597 | | | $ | 453,471 | | | $ | 2,270,068 | |
| 采气收入 | 432,831 | | | 358,049 | | | 790,880 | |
| NGL生产收入 | 986 | | | 283,972 | | | 284,958 | |
| 总计 | $ | 2,250,414 | | | $ | 1,095,492 | | | $ | 3,345,906 | |
| 相对百分比 | 67 | % | | 33 | % | | 100 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日止的年度 |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | 总计 |
| (单位：千) |
| 石油生产收入 | $ | 1,701,915 | | | $ | 189,911 | | | $ | 1,891,826 | |
| 采气收入 | 326,115 | | | 199,364 | | | 525,479 | |
| NGL生产收入 | 381 | | | 180,229 | | | 180,610 | |
| 总计 | $ | 2,028,411 | | | $ | 569,504 | | | $ | 2,597,915 | |
| 相对百分比 | 78 | % | | 22 | % | | 100 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日止年度 |
| 米德兰盆地 | | 南得克萨斯州 | | | | 总计 |
| (单位：千) |
| 石油生产收入 | $ | 802,494 | | | $ | 51,074 | | | | | $ | 853,568 | |
| 采气收入 | 76,759 | | | 110,700 | | | | | 187,459 | |
| NGL生产收入 | 324 | | | 84,837 | | | | | 85,161 | |
| 总计 | $ | 879,577 | | | $ | 246,611 | | | | | $ | 1,126,188 | |
| 相对百分比 | 78 | % | | 22 | % | | | | 100 | % |
该公司在产品控制权移交给买方时确认石油、天然气和天然气生产收入，这取决于适用的合同条款。控制权的转移促使运输、收集、加工和其他后期制作费用(“费用和其他扣除”)在随附的经营报表中列报。公司在控制权转移前发生的费用和其他扣除项目记录在随附的运营报表上的石油、天然气和天然气生产费用项目中。当控制权在井口或井口附近转让时，销售基于井口市场价格，该价格受控制权转让后买方产生的费用和其他扣减影响。一般而言，该公司从以下类型的合同组合中获得生产收入：
•该公司在井口或井口附近销售石油和天然气产品，并从买方那里获得商定的市场价格。在这种布置下，控制转移到井口或井口附近。
•该公司有某些加工安排，包括将未经加工的气体输送到中游加工商的设施进行加工。加工完成后，中游加工者购买NGL，并以实物形式将残渣天然气重新输送回公司。对于在处理过程中提取的NGL，中游处理器向公司汇款。对于实物提取的残渣气体，公司有单独的销售合同，其中控制权转移到加工设施下游的地点。该公司还在产区下游的市场位置进行某些石油销售。鉴于这些安排的结构以及控制权转移的情况，本公司单独确认控制权转移之前发生的费用和其他扣除。这些费用记录在随附的运营报表上的石油、天然气和天然气生产费用细目中。
在应用ASC主题606中的指导时做出的重要判断，来自与客户的合同收入，指在采用中游处理器的天然气处理安排中，控制权转移到买方手中的时间点。本公司认为，在确定交易价格(包括代表可变对价的金额)方面不需要做出重大判断，因为考虑到体积测量的精度以及使用具有一般可预测差异的指数定价，交易量和价格的估计不确定性水平较低。因此，本公司认为变动对价的估计不受限制。
公司的履约义务产生于从公司拥有所有权权益的油井生产碳氢化合物。在中游加工商处理设施的井口、进水口或后闸门或其他合同规定的交货点将控制权移交给买方时，视为履行了履约义务。履行义务的产生和履行之间的时间间隔一般不到一天；因此，有不是本报告所述期间结束时未履行或部分未履行的债务。
收入在履行履约义务的月份入账。然而，收到了碳氢化合物购买者的结算单和相关的现金对价。30至90生产发生后的天数。因此，公司必须估计交付给客户的产品数量以及最终将收到的产品销售对价。应付本公司的估计收入记入随附资产负债表的应收账款项目，直至收到付款为止。截至2022年12月31日和2021年12月31日，资产负债表内与客户签订的合同应收账款余额为#美元。184.5百万美元和美元215.6分别为100万美元。为了估计与客户签订的合同应收账款，该公司使用对其财产、历史业绩、合同安排、指数定价、质量和运输差异以及其他因素的了解作为这些估计的基础。差异
在收到买方付款的当月记录产品销售的估计金额和实际金额之间的差额。
附注3--股权
股票回购计划
2022年9月7日，公司宣布，其董事会批准了股票回购计划，授权公司回购至多$500.0通过以下方式获得的普通股总价值为2024年12月31日。股票回购计划允许公司根据联邦证券法，通过私下协商的交易或其他方式，在公开市场交易中不时回购其普通股股份，并受信贷协议和管理优先票据的契约的某些条款的限制，如注5--长期债务。该公司打算用经营活动提供的净现金为回购提供资金。股票回购也可由信贷协议项下的借款提供资金。根据股票回购计划回购股份的时间、数量和价值将由公司的某些授权人员酌情决定，并将取决于各种因素，包括公司普通股的市场价格、一般市场和经济状况以及适用的法律要求。董事会授权回购的股份价值并不要求本公司回购该等股份或保证该等股份将被回购，并且股票回购计划可随时暂停、修改或终止，而无需事先通知。不能保证公司将回购任何特定数量或美元价值的股份。股票回购计划终止并取代1998年8月的普通股回购授权，根据该授权，3,072,184股票在终止前仍可供回购。
于截至2022年12月31日止年度内，本公司回购及其后退役1,365,255其普通股的加权平均股价为1美元。41.88总成本为$57.2百万美元，不包括佣金和手续费。截至2022年12月31日，美元442.8根据股票回购计划，仍有100万美元可用于回购公司已发行的普通股。从2023年1月1日起，回购的普通股股份，扣除已发行的普通股股份，将被爱尔兰共和军征收1%的消费税。
认股权证
于2020年6月17日，关于下文所述的交换要约注5--长期债务，公司发行认股权证，以购买合共约5.9百万股，或大约五其当时已发行普通股的百分比，行使价为$0.01每股(“认股权证”)。认股权证在持有人于年#日选举时可行使。2021年1月15日，根据日期为2020年6月17日的认股权证协议(“认股权证协议”)的条款，其余未行使的认股权证仍可由持有人选举行使，直至其于June 30, 2023。认股权证与公司普通股挂钩，如获行使，须以实物结算或股份净额结算方式结算。
发行时，美元21.5权证的公允价值在随附的资产负债表中以额外缴入资本入账，并利用几何布朗运动的随机蒙特卡罗模拟(“GBM模型”)厘定。本公司在权威会计指引下评估权证，并决定将其归类为权益工具，不需要经常性公允价值计量。自发行以来，认股权证的初始账面值没有任何变化。
不是于截至2022年12月31日止年度内已行使认股权证。在2021年期间，公司发布了5,918,089因无现金行使而产生的普通股5,922,260权证的加权平均股价为$。15.45每股，由认股权证协议的条款厘定。应股东要求，并根据本公司根据认股权证协议承担的义务，本公司于2021年6月11日向美国证券交易委员会提交了一份涉及转售大部分该等股份的登记声明。
分红
2022年第三季度，公司董事会批准将公司的固定股息增加到#美元。0.60每股每年支付一次，按季度递增$0.15每股。在截至2022年12月31日的年度内，宣布的现金股息总额为$37.9百万美元。
附注4--所得税
所得税拨备包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 所得税(费用)福利的当期部分 | | | | | |
| 联邦制 | $ | (9,230) | | | $ | — | | | $ | — | |
| 状态 | (5,531) | | | (373) | | | (449) | |
| 所得税(费用)福利递延部分 | (269,057) | | | (9,565) | | | 192,540 | |
| 所得税(费用)福利 | $ | (283,818) | | | $ | (9,938) | | | $ | 192,091 | |
| | | | | |
| 实际税率 | 20.3 | % | | 21.5 | % | | 20.1 | % |
递延税项净负债的构成如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 递延税项负债 | | | |
| 石油和天然气财产，不包括资产报废债务负债 | $ | 358,537 | | | $ | 117,085 | |
| 衍生资产 | 3,416 | | | — | |
| | | |
| 其他 | 6,059 | | | 4,835 | |
| 递延税项负债总额 | 368,012 | | | 121,920 | |
| 递延税项资产 | | | |
| 联邦和州税收净营业亏损结转 | 28,151 | | | 3,299 | |
| 资产报废债务负债 | 24,899 | | | 21,899 | |
| 利息结转 | 22,667 | | | — | |
| 租赁负债 | 4,525 | | | 4,496 | |
| 养老金 | 3,970 | | | 7,413 | |
| 股票薪酬 | 567 | | | 2,246 | |
| 信用结转 | 161 | | | 897 | |
| 债务贴现和递延融资成本 | 59 | | | 20,551 | |
| 衍生负债 | — | | | 69,283 | |
| 其他负债 | 3,818 | | | 528 | |
| 递延税项资产总额 | 88,817 | | | 130,612 | |
| 估值免税额 | (1,616) | | | (18,461) | |
| 递延税项净资产 | 87,201 | | | 112,151 | |
| 递延纳税净负债总额 | $ | 280,811 | | | $ | 9,769 | |
| | | |
| 当前可退还的联邦所得税 | $ | 770 | | | $ | — | |
| | | |
| 应纳当期州所得税 | $ | 5,316 | | | $ | 362 | |
截至2022年12月31日，本公司估计联邦净营业亏损(NOL)结转为$121.7百万，国家NOL结转$3.32023年至2037年到期的100万美元，以及2023年至2031年到期的最低限度州税收抵免。该公司预计将利用从2021年结转的联邦研发信贷。该公司委托进行了一项为期多年的研发信贷研究，预计将于2023年底完成，并可能在记录结果时对公司的实际税率产生有利影响。该公司的政策是，在提交纳税申报单之前，不会记录研发抵免，而在提交本申请时，纳税申报单还没有申报。
该公司目前的估值津贴包括国家NOL结转和国家税收抵免的金额，这些金额预计将在可以使用之前到期。截至2021年12月31日的估值拨备与2022年12月31日相比发生变化，主要涉及公司从负债到资产的衍生净头寸的变化，以及现有应纳税临时差异的估计未来逆转，这支持实现剩余的可扣除临时差异和结转。累计财务报表收入超过了公司所附经营报表所包含期间的累计财务报表亏损，这强化了公司在2022年12月31日不保留某些递延税项资产的估值准备的决定。
已记录的所得税费用或福利不同于将法定的美国联邦所得税税率适用于所得税前的收入或亏损所提供的金额。这些差异主要涉及国家所得税的影响、基于股票的补偿奖励的超额税收利益和不足、对受保个人薪酬的税收扣除限制、估值免税额的变化、其他较小的永久性差异的累积影响，还可能反映在颁布期间制定的税率变化对公司递延税收净资产和负债余额的累积影响。这些差异报告如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 联邦法定税收(费用)福利 | $ | (293,112) | | | $ | (9,695) | | | $ | 200,908 | |
| (增加)因以下原因而导致的税收减少： | | | | | |
| 更改估值免税额 | 16,845 | | | (5,073) | | | (10,318) | |
| | | | | |
| 基于员工份额的薪酬 | 10,861 | | | 3,080 | | | (2,578) | |
| 返回到规定 | (2,183) | | | 1,230 | | | (857) | |
| 受保障个人的补偿 | (6,297) | | | (1,216) | | | (719) | |
| 州税收(费用)福利(扣除联邦福利) | (9,870) | | | (211) | | | 5,722 | |
其他 | (62) | | | 1,947 | | | (67) | |
| 所得税(费用)福利 | $ | (283,818) | | | $ | (9,938) | | | $ | 192,091 | |
收购、资产剥离、钻探活动和基差会影响石油、天然气和NGL的价格，也会影响到公司拥有石油和天然气资产的州的应税收入分配。随着这些因素的变化，公司的州所得税税率也会发生变化。当这一变化应用于公司的临时总差额时，会影响本年度报告的州所得税(费用)福利总额。影响国家分摊因素的项目在上一年度所得税报税表完成后、重大收购和资产剥离后、钻探活动发生重大变化或估计国家收入在年内发生变化时进行评估。
在2019年之前的所有年度，本公司一般不再接受税务机关对美国联邦或州所得税的审查。
公司遵守有关不确定税收规定的权威会计准则。本公司报告的全部未确认税收优惠如果确认，将影响其实际税率。随附的营业报表中的利息支出包括与所得税相关的微不足道的金额。截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的每一年度的未确认税收优惠总额为#美元。0.4百万美元。本公司预期已记录的未确认税项优惠在2023年不会有重大改变，但与上文所述的本公司研发信贷研究有关的任何潜在改变除外。
注5--长期债务
信贷协议
2022年8月2日，公司与作为行政代理和Swingline贷款人的公司、富国银行、全国协会以及其中被点名为贷款人的机构签订了第七份修订和重新签署的信贷协议。信贷协议规定优先担保循环信贷安排，最高贷款额为#美元。3.0十亿美元。截至2022年12月31日，借款基数和总贷款人承诺为2.510亿美元1.25分别为10亿美元。循环信贷安排以该公司已探明的几乎所有石油和天然气资产为抵押。借款基数须定期每半年重新厘定一次，并考虑本公司最新储备报告所反映的本公司已探明石油及天然气资产的价值；以及商品衍生合约，每一份合约均由本公司的贷款人集团厘定。下一次预定的借款基数重新确定日期为2023年4月1日。信贷协议将于以下日期中较早的日期到期2027年8月2日(“述明到期日”)或本公司任何未偿还优先票据到期日前91天(定义见下文)，但在该日期或之前，各优先票据仍未悉数偿还、交换、购回、再融资或以其他方式赎回，如再融资或交换，则预定到期日不早于
在规定的到期日后至少180天。除了其他条款、条件、协议和规定外，信贷协议还将SOFR确立为确定利率的基准。信贷协议项下的财务契约于圣约下面。
与循环信贷安排相关的利息和承诺费根据信贷协议中规定的借款基础利用网格应计，如下表所示。在本公司的选择下，信贷协议下的借款可以是SOFR、备用基本利率(“ABR”)或Swingline贷款的形式。SOFR贷款按SOFR加上利用电网的适用保证金应计利息，ABR和Swingline贷款按基于市场的浮动利率加上利用电网的适用保证金应计利息。承诺费按使用率网格中贷款人承诺额的未使用部分应计。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 借款基数利用率百分比 | | | ≥25% | | ≥50% | | ≥75% | | ≥90% |
SOFR贷款 | 2.000 | % | | 2.250 | % | | 2.500 | % | | 2.750 | % | | 3.000 | % |
ABR贷款或Swingline贷款 | 1.000 | % | | 1.250 | % | | 1.500 | % | | 1.750 | % | | 2.000 | % |
| 承诺费费率 | 0.375 | % | | 0.375 | % | | 0.500 | % | | 0.500 | % | | 0.500 | % |
下表列出了截至2023年2月9日、2022年12月31日和2021年12月31日在信贷协议项下的未偿余额、未偿信用证总额和可用借款能力：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年2月9日 | | 截至2022年12月31日 | | 截至2021年12月31日 |
| (单位：千) |
循环信贷安排(1) | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
信用证(2) | 6,000 | | | 6,000 | | | 2,500 | |
| 可用借款能力 | 1,244,000 | | | 1,244,000 | | | 1,097,500 | |
| 总贷款人承诺额 | $ | 1,250,000 | | | $ | 1,250,000 | | | $ | 1,100,000 | |
____________________________________________
(1) 可归因于循环信贷安排的未摊销递延融资费用在所附资产负债表中作为其他非流动资产项目的组成部分列报，总额为#美元。10.8百万美元和美元2.7分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。这些费用将在循环信贷安排的期限内按直线摊销。
(2) 未付信用证减少了循环信贷安排下按美元计算的可用金额。
高级担保票据
不是截至2022年12月31日，高级担保票据尚未偿还。高级担保票据，扣除未摊销贴现和递延融资成本后，包括在截至2021年12月31日的资产负债表上的高级票据净额项目中，包括以下内容：
| | | | | | | |
| | | 截至2021年12月31日 |
| | | (单位：千) |
| | | |
本金金额：10.02025年到期的高级担保票据百分比 | | | $ | 446,675 | |
| 未摊销债务贴现 | | | 30,236 | |
| 未摊销递延融资成本 | | | 8,727 | |
10.02025年到期的高级担保票据百分比，扣除未摊销债务贴现和递延融资成本 | | | $ | 407,712 | |
2025年高级担保票据。2020年6月17日，公司发行了美元446.7本金总额为百万元10.0%高级担保票据(“2025年高级担保票据”或“高级担保票据”)，面值，到期日为2025年1月15日。该公司产生的费用为#美元。13.1百万美元，并记录了$405.0百万元作为初始账面值，与2025年优先担保票据发行时的公允价值大致相同。2025年高级担保票据本金超过其公允价值的部分记为债务贴现。债务贴现和递延融资成本一直摊销为利息支出，直至2022年提前赎回2025年高级担保票据，如下所述。
2021年高级担保可转换票据。2016年8月12日，公司发行了美元172.5本金总额为百万元1.50%到期日为2021年7月1日的高级可转换票据(“2021年高级可转换票据”)。于发行2021年高级可换股票据时，本公司收到净收益$166.6扣除费用$后的百万美元5.9百万美元。该公司记录了$132.3百万美元作为债务部分的初始账面金额，接近其发行时的公允价值，以及美元40.22021年高级可转换票据本金超过债务部分公允价值的100万美元被记录为债务折扣和额外缴入资本的相应增加。债务贴现和递延融资
成本于到期日摊销至利息支出。于2020年6月17日交换要约结束时，余下未偿还的2021年高级可换股票据成为抵押，其后称为“2021年高级担保可换股票据”。2021年高级担保可转换票据已于2021年全部赎回，如下所述。
在2021年高级担保可转换票据上确认的与所述利率和债务贴现及债务相关发行成本摊销相关的利息支出总计为$2.3百万美元和美元7.7截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
高级无担保票据
高级无担保票据，扣除未摊销递延融资成本，包括在截至2022年12月31日和2021年12月31日的资产负债表净额项目内，包括以下内容(统称为“高级无担保票据”，与2025年高级担保票据一起称为“高级票据”)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日 | | 截至2021年12月31日 |
| 本金金额 | | 未摊销递延融资成本 | | 本金，净额 | | 本金金额 | | 未摊销递延融资成本 | | 本金，净额 |
| (单位：千) |
5.02024年到期的优先债券百分比 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 104,769 | | | $ | 403 | | | $ | 104,366 | |
5.6252025年到期的优先债券百分比 | 349,118 | | | 1,528 | | | 347,590 | | | 349,118 | | | 2,160 | | | 346,958 | |
6.752026年到期的优先债券百分比 | 419,235 | | | 2,569 | | | 416,666 | | | 419,235 | | | 3,270 | | | 415,965 | |
6.6252027年到期的优先债券百分比 | 416,791 | | | 3,172 | | | 413,619 | | | 416,791 | | | 3,949 | | | 412,842 | |
6.52028年到期的优先债券百分比 | 400,000 | | | 5,665 | | | 394,335 | | | 400,000 | | | 6,679 | | | 393,321 | |
| 总计 | $ | 1,585,144 | | | $ | 12,934 | | | $ | 1,572,210 | | | $ | 1,689,913 | | | $ | 16,461 | | | $ | 1,673,452 | |
上述优先无抵押票据为无抵押优先债务，与本公司所有现有及任何未来无抵押优先债务享有同等的偿付权，并优先于任何未来的次级债务。本公司可在高级无抵押票据到期前，根据溢价加上管理高级无抵押票据的契约所述的应计及未付利息，以赎回价格赎回部分或全部高级无抵押票据。发行每一系列高级无抵押票据所产生的费用将作为递延融资成本在各自票据的有效期内摊销，除非提前赎回或报废，在这种情况下，摊销已按比例加快。
2022年高级债券。2014年11月17日，公司发行了美元600.0本金总额为百万元6.125面值为2022年到期，到期日为2022年11月15日的优先债券百分比(“2022年优先债券”)。该公司收到净收益#美元。590.0扣除费用$后的百万美元10.0百万美元。如下文所述，2022年发行的高级债券已于2021年全部赎回。
2024年高级债券。2013年5月20日，公司发行了美元500.0本金总额为百万元5.0面值为2024年到期，到期日为2024年1月15日的优先债券(“2024年优先债券”)。该公司收到净收益#美元。490.2扣除费用$后的百万美元9.8百万美元。如下文所述，2024年发行的高级债券已于2022年全部赎回。
2025年高级债券。2015年5月21日，公司发行了美元500.0本金总额为百万元5.6252025年到期的高级债券，票面利率，2025年6月1日到期。该公司收到净收益#美元。491.0扣除费用$后的百万美元9.0百万美元。
2026年高级债券。2016年9月12日，公司发行了美元500.0本金总额为百万元6.75面值2026年到期的优先债券百分比，于2026年9月15日到期(“2026年优先债券”)。该公司收到净收益#美元。491.6扣除费用$后的百万美元8.4百万美元。
2027年高级债券。2018年8月20日，公司发行美元500.0本金总额为百万元6.625面值2027年到期的优先债券百分比，于2027年1月15日到期(“2027年优先债券”)。该公司收到净收益#美元。492.1扣除费用$后的百万美元7.9百万美元。
2028年高级债券。2021年6月23日，公司发行了美元400.0本金总额为百万元6.5面值2028年到期的优先债券百分比，于2028年7月15日到期(“2028年优先债券”)。该公司收到净收益#美元。392.8扣除费用$后的百万美元7.2百万美元。
高级笔记活动
2022年高级债券交易。2022年2月14日，公司赎回了剩余的美元104.8根据管理2024年优先债券的契约条款，其2024年优先债券的未偿还本金总额，连同手头现金，该条款规定赎回价格相当于1002024年优先票据于赎回日本金的百分比，另加应计及未付利息。本公司于结算时注销所有已赎回的2024年优先票据。
2022年6月17日，公司赎回了全部446.72025年高级担保债券未偿还本金总额的百万美元，手头有现金，赎回价格相当于107.5赎回日未偿还本金的百分比，外加应计和未付利息。赎回时，公司因清偿债务而录得净亏损#美元。67.2百万美元，其中包括$33.5支付的保费为百万美元，$26.3未摊销债务贴现的加速费用确认百万美元，以及7.4对剩余的未摊销递延融资成本进行加速费用确认。本公司于结算时注销所有已赎回的2025年优先担保票据。
2021年高级债券交易。2021年6月23日，公司发行了美元400.0如上所述，其2028年优先债券的本金总额为100万美元。净收益为$392.8百万美元用于回购美元193.1百万美元和美元172.3分别以现金投标要约方式(“投标要约”)赎回公司2022年优先债券及2024年优先债券的未偿还本金百万元，并赎回剩余的19.32022年优先债券未有作为投标要约的一部分购回(“2022年优先债券赎回”)。公司支付了总代价#美元，不包括应计利息。385.3，并记录了清偿债务的净亏损#美元。2.12021年12月31日终了年度的百万美元，其中包括加速确认费用#美元1.5剩余未摊销递延融资成本的百万美元和#美元0.6上百万的净保费。本公司于结算时注销所有回购及赎回2022年优先票据及2024年优先票据。
2021年优先担保可转换票据于2021年7月1日到期，当日，公司使用循环信贷安排下的借款，按面值注销剩余未偿还本金$65.5百万美元。
2020年高级票据交易。于2020年第二季度，本公司提出要约交换其当时未偿还的若干高级无抵押票据，但不包括其2021年的高级可转换票据(以及连同高级无担保票据“旧票据”)，并就其若干当时未偿还的2021年高级可转换票据及当时未偿还的部分高级无担保票据(“私人交换”)进行私下交换，以换取新发行的2025年高级无担保票据，统称为“交换要约”。
2020年6月17日，公司兑换了美元611.9高级无抵押票据本金总额为百万元及107.02021年发行本金总额为百万美元的高级可转换票据446.7本金总额为2025年的高级担保票据。此外，关于私人交易所，该公司提供了#美元。53.5向2021年高级可转换票据的某些持有人支付100万现金，并发行认股权证。请参阅附注3--股权有关认股权证的更多信息，请访问。于交换要约结束时，本公司录得清偿债务净收益#美元。227.3百万美元，其中包括加速确认的费用#美元6.1百万美元和美元5.6此前未摊销债务贴现和递延融资成本分别为100万欧元。
在交换要约结束时，该公司注销了$611.9其高级无担保票据的本金总额为百万美元。以下所列各系列高级无抵押债券当时未偿还本金的一部分已就交换要约进行投标及注销。下表汇总了截至结算日投标的高级无担保票据的本金金额：
| | | | | | | | |
| 投标的高级无抵押债券的名称 | | 投标的高级无抵押债券本金 |
| | (单位：千) |
6.1252022年到期的优先债券百分比 | | $ | 141,701 | |
5.02024年到期的优先债券百分比 | | 155,339 | |
5.6252025年到期的优先债券百分比 | | 150,882 | |
6.752026年到期的优先债券百分比 | | 80,765 | |
6.6252027年到期的优先债券百分比 | | 83,209 | |
总计 | | $ | 611,896 | |
该公司注销了所有在交换要约结束时停用的2021年高级可转换票据和高级无担保票据。
此外，在2020年期间，在公开市场交易中，公司总共回购了#美元。122.7百万美元和美元67.62022年优先债券及2024年优先债券的本金总额分别为百万元，结算总额(不包括应计利息)为136.5百万美元。关于回购，本公司因清偿#年的债务而录得净收益。
$52.8在截至2020年12月31日的一年中，这一数额包括回购#美元时实现的折扣。53.8百万美元，部分抵消约$1.0百万美元与加速确认以前未摊销的递延融资成本有关。本公司于结算时注销所有回购的2022年优先票据及2024年优先票据。
圣约
本公司须受信贷协议及管理优先票据的若干财务及非金融契诺所规限，该等条款(其中包括)限制本公司产生额外债务、支付包括股息在内的限制性付款、出售资产、设立担保债务的留置权、与联属公司订立交易、与其他实体合并或合并，以及就本公司的受限制附属公司而言，容许双方同意限制该等受限制附属公司支付欠本公司或任何其他受限制附属公司的股息或债务的能力。信贷协议下的财务契诺要求本公司的(A)在每个财政季度的最后一天，融资债务总额与12个月往绩调整后EBITDAX的比率不能大于3.50至1.00；及(B)截至任何财政季度的最后一天，信贷协议所界定的经调整流动比率不得低于1.00至1.00。截至2022年12月31日，通过提交本报告，公司遵守了信贷协议下的所有契约和管理优先票据的契约。
资本化利息
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度的资本化利息成本总计为$17.6百万，$15.0百万美元，以及$15.8分别为100万美元。公司资本化的利息金额通常根据借款金额、公司的资本计划以及与被视为正在进行的资本项目相关的成本的时间和金额而波动。资本化利息成本包括在发生的总成本中。请参阅已招致的费用在……里面补充石油和天然气信息(未经审计)在本报告第二部分，项目8。
附注6--承付款和或有事项
承付款
截至2022年12月31日，该公司已签订各种协议，其中包括价值#美元的钻机合同。24.7百万美元，采集、加工、运输吞吐量和交付承诺为$45.7百万美元，包括维修费在内的办公室租赁费用为$36.8百万美元，固定价格合同购买电力$31.0百万美元，沙子采购协议约为$20.8百万美元，压缩服务合同为$13.2以及其他杂项合同和租约#美元13.8百万美元。截至2022年12月31日，未来五年的年度最低付款和此后的总最低付款如下：
| | | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | | 金额 |
| | (单位：千) |
| 2023 | | $ | 98,286 | |
| 2024 | | 26,837 | |
| 2025 | | 22,229 | |
| 2026 | | 16,317 | |
| 2027 | | 6,372 | |
| 此后 | | 15,947 | |
| 总计 | | $ | 185,988 | |
钻机和完井服务合同。该公司拥有钻机和完井服务合同，以促进其钻井和完井计划。截至2022年12月31日，公司的钻机承诺总额为24.7根据延长到2023年第三季度的合同条款，100万美元。如果所有这些合同在2022年12月31日终止，公司将避免部分合同服务承诺；然而，公司将被要求支付#美元。14.7百万美元的提前解约费。这些金额不包括可变承诺额和可能的罚金，由公司根据完井服务协议在特定地区作业的完工队数量确定。截至2022年12月31日，本完工服务协议将于2023年12月31日到期，可能的处罚范围为零最高可达$3.4百万美元。不是于截至2022年12月31日止年度内，本公司已产生与提前终止或待命费用有关的重大开支，本公司预期于2023年不会因其钻机及完井服务合约而招致重大罚金。
管道运输承诺。该公司与需要交付最低数量的石油、天然气和采出水的各种第三方有收集、加工、运输吞吐量和交付承诺。截至2022年12月31日，该公司承诺至少交付18到2026年的MMbbl石油，262023年上半年天然气的Bcf，以及11到2027年，产出水将达到MMbbl。公司将被要求定期支付任何
在履行某些协定规定的最低数量承诺方面的不足。截至2022年12月31日，如果公司未能交付任何适用的产品，未贴现的缺额付款总额约为$45.7百万美元。这一数额不包括与以下项目相关的欠款估计数5MMbbl未来石油交付承诺，公司无法准确预测这些付款的金额和时间，因为此类付款取决于结算时的石油价格。该公司预计将通过现有生产井的产量、未来已探明未开发储量的开发以及尚未被描述为已探明储量的资源的未来开发来履行交付承诺。根据公司的某些承诺，如果公司无法从其生产中交付最低数量，它可以交付从第三方获得的产品，以履行其最低数量承诺。截至提交本报告时，公司预计在这些承诺方面不会出现重大短缺。
写字楼租赁。该公司以各种经营租赁方式租赁办公空间，合计金额达$36.8100万美元，包括维护，某些期限延长到2033年。截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度租金支出为$3.5百万，$4.8百万美元，以及$5.4分别为100万美元。
电力采购合同。截至2022年12月31日，公司签订了截至2027年的电力采购固定价格合同，剩余债务总额为$31.0百万美元。
沙子采购承诺。截至2022年12月31日，公司拥有一份沙子采购协议，最低采购承诺约为$20.8到2023年12月31日。截至2022年12月31日，如果公司未能购买合同要求的最低金额，将被处以高达$4.9百万美元。此外，截至2022年12月31日，该公司有一份沙子采购协议，可能的处罚范围为零最高可达$10.0截至2024年3月31日，该公司在某些地区的完井作业中使用的砂量有所不同。截至提交本报告时，公司预计不会因这些协议而受到处罚。
压缩服务合同。截至2022年12月31日，该公司为外地行动使用的设备签订了期限至2025年的压缩服务合同，剩余债务总额为#美元13.2百万美元。
钻井和完井承诺。在2022年期间，该公司签订了一项协议，其中包括对某些现有租约的最低钻井和完井进尺要求。如果在2024年3月31日之前没有满足这些最低要求，公司将被要求根据实际钻探和完成的进尺与最低要求之间的差额支付违约金。截至2022年12月31日，违约金的范围可能从零最高可达$60.3100万，最大敞口假设在2024年3月31日之前没有发生任何额外的开发活动。截至提交本报告时，本公司预计不会因本协议而招致重大违约金。
或有事件
该公司在正常业务过程中会受到诉讼和索赔的影响。当负债可能且金额可合理估计时，本公司应计提该等项目。管理层认为，任何未决诉讼和索赔的预期结果预计不会对公司的运营结果、财务状况或现金流产生实质性影响。
附注7--补偿计划
截至2022年12月31日，大约3.8根据股权计划，有100万股普通股可供授予。发行直接股份利益，如普通股、股票期权、限制性股份、RSU或PSU，计为一股份与股权计划下可授予的股份数量之比。每个PSU都有可能被算作二基于最终业绩乘数的股权计划下可授予的股份数量。公司还可向符合条件的员工授予其他类型的长期激励奖励，如现金奖励和绩效现金奖励。
绩效份额单位
作为其股权计划的一部分，该公司已向符合条件的员工授予PSU。为结清PSU而发行的公司普通股股票数量从零至二乘以授予的PSU数量，并根据以下特定标准确定三-年度业绩期间。PSU一般在授予日期的三周年或股权计划中规定的其他触发事件时授予。在2022年PSU奖励授予日符合退休资格的员工，在三-从授予之日开始的年度绩效期间，如果员工离开公司，PSU奖励的任何非归属部分将被没收。
PSU的公允价值在授予日通过使用GBM模型的随机蒙特卡罗模拟来衡量。随机过程是一个数学定义的方程，它可以随着时间的推移产生一系列结果。这些结果在本质上不是确定性的，这意味着通过多次迭代方程，每次迭代将获得不同的结果。在公司的PSU的情况下，公司无法确定地预测其股价或其同行的股价将
接手三-年度业绩期间。通过使用随机模拟，公司可以创建多条预期股票路径，对这些模拟进行统计分析，并最终对股票价格可能采取的路径做出推断。因此，由于未来股票价格是随机的，或具有一定方向的概率性质的，随机方法，特别是GBM模型，被认为是确定PSU公允价值的合适方法。这一模拟中使用的重要假设包括公司的预期波动性、股息收益率和基于美国国债收益率曲线利率的无风险利率，这些收益率的到期日与三年的归属期间一致，以及公司每一家同行的波动性和股息收益率。
至于于2019年批出并经本公司认定为股权奖励的PSU，结算准则包括综合考虑本公司相对于某些同业公司的总股东回报(“TSR”)及本公司相对于某些同业公司相对于联营公司的总资本投资回报率的现金回报(“CRTCI”)。三-年度业绩期间。除了这些绩效标准外，这些赠款的奖励协议还规定，如果公司的绝对TSR在三-年度业绩期间，为结算已发行的PSU而可以发行的普通股的最大数量上限为一乘以授予日授予的PSU数量，而不考虑公司相对于同级组的TSR和CRTCI绩效。2019年授予的PSU的公允价值是在授予日使用GBM模型计量的，前提是相关的CRTCI履约条件将在履约期结束时达到目标金额。2019年授予的PSU于2022年完全归属，并已按如下所示进行结算。
对于在2022年授予的PSU，公司确定为股权奖励，和解将基于以下标准的组合来确定三-年度业绩期间：公司相对于某些同行公司的TSR、公司的绝对TSR、自由现金流(“FCF”)的产生以及某些ESG目标的实现情况，均由奖励协议定义。2022年授予的PSU的公允价值的相对和绝对TSR部分是在授予日使用GBM模型计量的。与FCF生成和ESG业绩条件相关的奖励部分假定在业绩期末达到目标金额。由于这些奖励取决于基于业绩的结算标准和基于市场的结算标准的组合，因此补偿费用可能在未来期间进行调整，因为预计授予的单位数量根据公司预期的FCF产生和某些ESG目标的实现而增加或减少。
本公司最初根据授予日奖励的公允价值记录与发放PSU相关的补偿费用，并可能如上所述在未来期间调整补偿费用。PSU的补偿开支于各授权期内于一般及行政开支及勘探开支内确认。为PSU记录的总补偿费用为$2.6百万，$6.0百万美元，以及$4.4分别为2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日。截至2022年12月31日，6.1与未归属PSU相关的未确认费用总额为100万美元，将在2025年年中之前摊销。
2022年批出的PSU的公允价值为#美元7.4在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内，归属的PSU的公允价值为12.3百万，$8.4百万美元，以及$12.6分别为100万美元。
下表列出了各项活动的摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| PSU(1) | | 加权平均授予日期公允价值 | | PSU(1) | | 加权平均授予日期公允价值 | | PSU(1) | | 加权平均授予日期公允价值 |
| 年初未归属 | 464,483 | | | $ | 12.80 | | | 830,464 | | | $ | 17.52 | | | 2,022,585 | | | $ | 16.87 | |
| 授与 | 276,010 | | | $ | 26.67 | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 既得 | (461,387) | | | $ | 12.81 | | | (352,395) | | | $ | 23.81 | | | (792,572) | | | $ | 15.85 | |
| 被没收 | (5,848) | | | $ | 18.24 | | | (13,586) | | | $ | 15.46 | | | (399,549) | | | $ | 17.56 | |
| 年终未归属 | 273,258 | | | $ | 26.67 | | | 464,483 | | | $ | 12.80 | | | 830,464 | | | $ | 17.52 | |
____________________________________________
(1)普通股的股数假定乘数为一。将发行的普通股的实际最终数量将在零至二乘以授予的PSU数量，具体取决于三-年度业绩乘数。
下表汇总了为结算PSU而发行的普通股股份：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
为结算PSU而发行的普通股(1) | 1,004,410 | | | 347,742 | | | 700,511 | |
| 减去：因所得税和工资税扣缴的普通股股份 | (349,487) | | | (112,919) | | | (215,451) | |
| 已发行普通股的净股份 | 654,923 | | | 234,823 | | | 485,060 | |
| | | | | |
| 赚取的乘数 | 2.0 | | 1.0 | | 0.9 |
____________________________________________
(1) 在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，本公司分别结算了2019年、2018年和2017年授予的PSU。本公司与所有于2022年及2021年符合资格的获奖者，以及于2020年的大部分合资格获奖者，共同同意按股权计划及适用的奖励协议的规定，按净份额结算部分奖励，以支付所得税及工资税预扣。
员工限制性股票单位
作为其股权计划的一部分，该公司已向符合条件的员工授予RSU。每个RSU代表一项接收权利一在指定的归属期间结束时支付的公司普通股的份额。RSU一般在适用归属期间的授予日期的每个周年日或股权计划中规定的其他触发事件时以三分之一的增量进行归属。在授予RSU奖时符合退休条件的员工通常被授予六-在授予日起的适用归属期间内按月递增。符合退休条件的员工必须在整个工作期间留在公司六-当员工离开公司时，接受该增加的归属和RSU奖励的任何非归属部分的月归属期限将被没收。
本公司根据授予日奖励的公允价值记录与发放RSU相关的补偿费用。RSU的公允价值等于公司普通股在授予之日的收盘价。RSU的补偿费用在各个授予的归属期间在一般和行政费用以及勘探费用中确认。截至2022年12月31日、2021年和2020年的年度，记录的RSU总补偿费用为#美元13.5百万，$10.2百万美元，以及$8.7分别为100万美元。截至2022年12月31日，24.4与未归属RSU有关的未确认补偿支出总额中的100万美元，将在2025年年中之前摊销。
2022年、2021年和2020年授予符合条件的员工的RSU的公允价值为$18.0百万，$17.0百万美元，以及$8.7在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，归属的RSU的公允价值为11.2百万，$9.3百万美元，以及$12.5分别为100万美元。
下表列出了各项活动的摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| RSU | | 加权的-
平均值
授予日期
公允价值 | | RSU | | 加权的-
平均值
授予日期
公允价值 | | RSU | | 加权的-
平均值
授予日期
公允价值 |
年初未归属 | 1,841,237 | | | $ | 13.79 | | | 2,097,860 | | | $ | 8.83 | | | 1,532,131 | | | $ | 16.01 | |
| 授与 | 526,776 | | | $ | 34.08 | | | 666,052 | | | $ | 25.52 | | | 1,458,869 | | | $ | 5.98 | |
| 既得 | (920,927) | | | $ | 12.17 | | | (843,098) | | | $ | 11.00 | | | (746,132) | | | $ | 16.74 | |
| 被没收 | (72,034) | | | $ | 18.24 | | | (79,577) | | | $ | 10.64 | | | (147,008) | | | $ | 15.34 | |
年终未归属 | 1,375,052 | | | $ | 22.42 | | | 1,841,237 | | | $ | 13.79 | | | 2,097,860 | | | $ | 8.83 | |
下表汇总了为结算RSU而发行的普通股股份：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
为结算RSU而发行的普通股(1) | 920,927 | | | 843,098 | | | 746,132 | |
| 减去：因所得税和工资税扣缴的普通股股份 | (284,423) | | | (250,349) | | | (209,173) | |
| 已发行普通股的净股份 | 636,504 | | | 592,749 | | | 536,959 | |
____________________________________________
(1) 在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，公司发行了普通股，以结算与前几年授予的奖励相关的RSU。本公司与2022年及2021年的所有合资格受奖人，以及2020年的大部分合资格受奖人，共同同意按照本公司的股权计划及个人奖励协议，按净份额结算部分奖励，以支付所得税及工资税预扣。
董事分享
2022年、2021年、2020年，公司共发布29,471, 60,510，以及267,576根据股权计划，分别向非雇员董事出售普通股。截至2022年12月31日、2021年12月31日及2020年12月31日止年度，本公司录得1.5百万，$1.2百万美元，以及$1.0分别与董事股票相关的薪酬支出为100万美元。所有向非雇员董事发行的股份均于授予当年的12月31日完全归属。
员工购股计划
根据公司的员工股票购买计划(“ESPP”)，符合条件的员工可以通过工资扣减购买公司普通股，最高扣除额为15符合条件的补偿的百分比，最高限额为2,500每个招股期间的股票，最高为$25,000每一日历年与采购有关的价值。普通股的收购价为85在六个月发行期的第一天或最后一天普通股交易价格较低的百分比。ESPP旨在符合IRC第423条下的“员工股票购买计划”的资格。该公司有大约3.4截至2022年12月31日，可根据ESPP发行的普通股为100万股。总共有113,785, 313,773，以及464,757分别于2022年、2021年和2020年根据ESPP发行的股票。该公司因发行该等股份而获得的总收益为$3.0百万，$2.6百万美元，以及$1.5分别为2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日。
ESPP赠款的公允价值在授予日使用布莱克-斯科尔斯期权定价模型进行计量。预期波动率根据公司历史每日普通股价格计算，无风险利率基于到期日与六个月归属期间一致的美国国债收益率曲线利率。
在上述报告期间发行的ESPP股票的公允价值是使用以下加权平均假设估计的：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 无风险利率 | 1.2 | % | | 0.8 | % | | 0.8 | % |
| 股息率 | 0.1 | % | | 0.3 | % | | 0.7 | % |
| 公司普通股预期市价的波动因素 | 69.1 | % | | 106.1 | % | | 166.2 | % |
| 预期寿命(年) | 0.5 | | 0.5 | | 0.5 |
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度，公司支出为1.2百万，$1.4百万美元，以及$0.9百万美元，分别基于ESPP赠款的估计公允价值。
401(K)计划
公司有一个固定的缴费计划(“401(K)计划”)，受1974年《雇员退休收入保障法》的约束。401(K)计划允许符合条件的员工最多贡献60他们的基本工资的百分比达到IRC规定的缴款限额。该公司匹配其中之一100百分比或150每个雇员缴费的百分比，取决于养老金计划的资格，最高可达六员工基本工资和绩效奖金的百分比，并可酌情作出额外贡献。请参阅附注11--养恤金福利有关养老金福利的更多讨论。该公司对401(K)计划的相应捐款为$5.5百万，$3.9百万美元，以及$4.2分别为2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日。
附注8-公允价值计量
本公司对所有按公允价值计量的资产和负债遵循公允价值计量会计准则。本指引将公允价值定义为在计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售资产或支付转移负债的价格(退出价格)。市场或可观察到的投入是价值的首选来源，其次是在没有市场投入的情况下基于假设交易的假设。对这些资产和负债进行分组的公允价值等级是根据下列投入的重要程度确定的：
•第1级-相同资产或负债在活跃市场的报价
•2级-类似资产或负债在活跃市场的报价，相同或类似工具在非活跃市场的报价，以及其投入可观察到或其重要价值驱动因素可观察到的模型衍生估值
•级别3-无法观察到估值模型的重要输入
下表列出了公司截至2022年12月31日在资产负债表中按公允价值计量的资产和负债，以及这些资产和负债在公允价值体系中的分类：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 1级 | | 2级 | | 3级 |
| (单位：千) |
| 资产： | | | | | |
衍生品(1) | $ | — | | | $ | 73,142 | | | $ | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 负债： | | | | | |
衍生品 (1) | $ | — | | | $ | 57,323 | | | $ | — | |
____________________________________________
(1) 这是指按公允价值经常性计量的金融资产或负债。
下表列出了公司截至2021年12月31日在资产负债表中按公允价值计量的资产和负债，以及这些资产和负债在公允价值层次中的分类：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 1级 | | 2级 | | 3级 |
| (单位：千) |
| 资产： | | | | | |
衍生品(1) | $ | — | | | $ | 24,334 | | | $ | — | |
| 负债： | | | | | |
衍生品 (1) | $ | — | | | $ | 345,202 | | | $ | — | |
____________________________________________
(1) 这是指按公允价值经常性计量的金融资产或负债。
金融及非金融资产及负债均根据对公允价值计量有重大意义的最低投入水平，按上述公允价值分级分类。以下是本公司所使用的估值方法的说明，以及根据上述公允价值等级对该等工具的一般分类。请参阅附注1-主要会计政策摘要有关公司为下文讨论的类别确定公允价值的政策的更多信息。
衍生品
该公司使用第2级投入来衡量石油、天然气和NGL商品衍生工具的公允价值。公允价值基于内插数据。该公司根据远期商品价格曲线、交易对手的信用评级、公司的信用评级和货币的时间价值来得出内部估值估计。然后，将这些估值与各自交易对手的按市值计价的声明进行比较。经考虑的因素导致估计的退出价格，管理层认为该价格为衍生工具的估值提供了合理和一致的方法。管理层并不认为本公司所使用的商品衍生工具复杂、结构化或缺乏流动性。石油、天然气和NGL商品衍生品市场非常活跃。
一般来说，市场报价假设所有交易对手的违约率接近于零或较低，并具有同等的信用质量。然而，可能有必要进行调整，以反映特定交易对手的信用质量，以确定票据的公允价值。该公司监测其交易对手的信用评级，并可能要求交易对手在其评级恶化时提供抵押品。在某些情况下，公司会试图将交易转给更稳定的交易对手。
估值调整是必要的，以反映公司信用质量对任何商品衍生负债头寸的公允价值的影响。这一调整考虑了任何信用增强，例如公司可能向交易对手提供的抵押品保证金，以及双方之间的任何信用证。本公司评估交易对手信用风险的方法与本公司评估交易对手信用风险的方法一致，并考虑到本公司的信用评级、当前循环信贷安排保证金以及自上次计量日期以来此类保证金的任何变化。
上述方法可能导致的公允价值估计不能反映可变现净值，也不能反映未来的公允价值和现金流量。虽然本公司相信所采用的估值方法恰当且与权威会计指引及其他市场参与者一致，但本公司承认第三方可能会使用不同的方法或假设来厘定某些金融工具的公允价值，这可能会导致在报告日期对公允价值作出不同的估计。
请参阅附注10-衍生金融工具有关本公司衍生工具的更多信息，请访问。
石油和天然气性质及其他财产和设备
该公司拥有不是包括在总财产和设备中的资产，净额，截至2022年12月31日或2021年按公允价值计量。
下表列出了所列期间记录的已探明财产费用减值和未经探明财产费用的放弃和减值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 已探明的油气性质和相关支持设备的减值 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 956,650 | |
未探明财产的遗弃和减值(1) | 7,468 | | | 35,000 | | | 59,363 | |
| 减损 | $ | 7,468 | | | $ | 35,000 | | | $ | 1,016,013 | |
____________________________________________
(1) 这些减值与实际和预期的租赁到期有关，以及由于所有权缺陷、开发计划的变化和其他固有的面积风险造成的实际和预期的面积损失。资产负债表上截至2022年12月31日和2021年12月31日的未探明石油和天然气资产项目的余额按账面价值记录。
不是已证实的财产减值费用在截至2022年12月31日或2021年12月31日的年度内记录。截至2020年12月31日止年度，本公司录得减值支出为$956.7由于2020年第一季度末大宗商品价格预测下降，特别是石油和天然气价格下降，导致南得克萨斯州已探明的油气资产和相关支持设施的价格下降。该公司使用的贴现率为11根据截至2020年3月31日的现行市场加权平均资本成本计算预期未来现金流量现值时的百分比。
请参阅附注1-主要会计政策摘要有关公司确定其石油和天然气生产资产公允价值及相关减值费用的政策的信息。
长期债务
下表反映了该公司优先票据债务的公允价值，该债务以二级市场交易报价为基础，使用1级投入进行计量。截至2022年12月31日或2021年12月31日，这些票据在相应的资产负债表上没有按公允价值列报，因为它们是以账面价值记录的，扣除任何未摊销折扣和递延融资成本。请参阅注5--长期债务以获取更多信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 本金金额 | | 公允价值 | | 本金金额 | | 公允价值 |
| (单位：千) |
10.02025年到期的高级担保票据百分比 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 446,675 | | | $ | 491,628 | |
5.02024年到期的优先债券百分比 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 104,769 | | | $ | 104,583 | |
5.6252025年到期的优先债券百分比 | $ | 349,118 | | | $ | 337,821 | | | $ | 349,118 | | | $ | 353,091 | |
6.752026年到期的优先债券百分比 | $ | 419,235 | | | $ | 409,484 | | | $ | 419,235 | | | $ | 431,787 | |
6.6252027年到期的优先债券百分比 | $ | 416,791 | | | $ | 402,120 | | | $ | 416,791 | | | $ | 432,783 | |
6.52028年到期的优先债券百分比 | $ | 400,000 | | | $ | 384,520 | | | $ | 400,000 | | | $ | 417,284 | |
注9-每股收益
普通股每股基本净收益或亏损的计算方法是，普通股股东可获得的净收益或亏损除以各自期间已发行普通股的基本加权平均数。普通股每股摊薄净收益或每股亏损的计算方法是，普通股股东可获得的净收益或亏损除以普通股的摊薄加权平均数，其中包括潜在摊薄证券的影响。
在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度，本次计算的潜在摊薄证券主要包括非既得RSU、或有PSU和权证，所有这些都是使用库存股方法计量的。认股权证在持有人于年#日选举时可行使。2021年1月15日，因此，在截至2021年12月31日的年度内，它们被列为潜在摊薄证券，在调整后的加权平均基础上，它们的未偿还部分。大部分认股权证于二零二一年内行使，其余未清偿认股权证于截至二零二二年十二月三十一日止年度摊薄，详情如下。该等认股权证于截至2020年12月31日止年度不可行使，因此不会产生摊薄影响。请参阅附注3--股权有关认股权证条款的更多细节，请参阅。
PSU代表在PSU完成后在PSU结算时接收三-年度业绩期间，公司普通股的数量可能从零至二乘以在颁奖日期授予的PSU数量。与出售单位有关的潜在摊薄股份数目是根据在各自报告期结束时可发行的股份数目(如有)计算，并假设该日期为适用于该等出售单位的应变期结束。有关PSU的其他讨论，请参阅附注7--补偿计划在标题下绩效份额单位.
当公司确认持续经营的净亏损时，所有可能稀释的股票都是反稀释的，因此不包括在普通股稀释净亏损的计算中。下表详细列出了各年度反稀释证券的加权平均数：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 抗稀释剂 | — | | | — | | | 265 | |
下表列出了普通股基本净收益(亏损)和稀释后净收益(亏损)的计算方法：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位为千，每股数据除外) |
| 净收益(亏损) | $ | 1,111,952 | | | $ | 36,229 | | | $ | (764,614) | |
| | | | | |
| 基本加权平均已发行普通股 | 122,351 | | | 119,043 | | | 113,730 | |
| 非既得RSU和或有PSU的稀释效应 | 1,714 | | | 2,582 | | | — | |
| 认股权证的摊薄作用 | 19 | | | 2,065 | | | — | |
| 稀释加权平均已发行普通股 | 124,084 | | | 123,690 | | | 113,730 | |
| | | | | |
| 每股普通股基本净收益(亏损) | $ | 9.09 | | | $ | 0.30 | | | $ | (6.72) | |
| 稀释后每股普通股净收益(亏损) | $ | 8.96 | | | $ | 0.29 | | | $ | (6.72) | |
附注10-衍生金融工具
已实施的石油、天然气和天然气衍生产品合同摘要
本公司定期订立商品衍生合约，以减轻部分对石油、天然气及天然气的价格波动及区位差价的影响，以及对现金流的相关影响。截至提交本报告时，所有合同都是出于交易以外的目的签订的。该公司的商品衍生合约包括石油、天然气和天然气生产的价格互换和套圈安排。在典型的大宗商品掉期协议中，如果商定的第三方指数价格(“指数价格”)低于掉期价格，本公司将收到指数价格与商定的掉期价格之间的差额。如果指数价格高于掉期价格，公司将支付差额。对于套领安排，如果指数价格低于底价，公司将收到商定的指数价格与底价之间的差额。如果指数价格高于上限价格，本公司将支付商定的上限价格与指数价格之间的差额。如果指数价格在下限价格和上限价格之间，则不会支付或收到任何金额。
本公司签订了固定价格的石油和天然气基础掉期，以减少某些行业基准价格与公司产品销售的实际实物价格点之间的不利定价差异的风险敞口。截至2022年12月31日，该公司拥有固定价差的基差掉期合同：
•Nymex WTI和WTI Midland收购其米德兰盆地的一部分石油生产，销售合同以WTI Midland价格结算；
•纽约商品交易所WTI和Argus WTI休斯敦麦哲伦东休斯顿码头(“MEH”)收购其南得克萨斯州石油生产的一部分，销售合同以Argus WTI休斯顿MEH(“WTI Houston MEH”)价格结算；
•Nymex HH和Inside FERC West Texas(“IF Waha”)收购其米德兰盆地天然气生产的一部分，销售合同以IF Waha价格结算；以及
•Nymex HH和Inside FERC Houston Ship Channel(“IF HSC”)收购其南得克萨斯州天然气生产的一部分，销售合同以IF HSC价格结算。
本公司亦已订立石油掉期合约，以厘定NYMEX日历月平均价与原油实物交割月(“Roll Differential”)之间的差价，即本公司支付定期可变Roll差价并收取加权平均固定价差。加权平均固定价差代表掉期合约涵盖的名义交易量的交割月价格净增加(减少)的金额。
截至2022年12月31日，该公司截至2025年第四季度的大宗商品衍生品合约未平仓，总结如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 合同期 | | |
| | 第一季度 | | 第二季度 | | 第三季度 | | 第四季度 | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2023 | | 2023 | | 2023 | | 2024 | | 2025 | | | | |
| 石油衍生产品(体积单位为MBbl，价格单位为$per Bbl)： | | | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 纽约商品交易所WTI成交量 | | 294 | | | 333 | | | 304 | | | 259 | | | — | | | — | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 45.20 | | | $ | 45.18 | | | $ | 45.20 | | | $ | 45.23 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
洲际交易所布伦特原油交易量 | | 900 | | | 910 | | | 920 | | | 920 | | | 910 | | | — | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 86.50 | | | $ | 86.50 | | | $ | 86.50 | | | $ | 86.50 | | | $ | 85.50 | | | $ | — | | | | | |
| 领子 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 纽约商品交易所WTI成交量 | | 577 | | | 464 | | | 291 | | | — | | | 919 | | | — | | | | | |
| 加权平均楼面价格 | | $ | 60.00 | | | $ | 67.85 | | | $ | 75.00 | | | $ | — | | | $ | 75.00 | | | $ | — | | | | | |
| 加权平均上限价格 | | $ | 74.02 | | | $ | 81.53 | | | $ | 93.05 | | | $ | — | | | $ | 81.47 | | | $ | — | | | | | |
| 基差互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| WTI Midland-NYMEX WTI成交量 | | 1,294 | | | 1,357 | | | 1,414 | | | 1,294 | | | 893 | | | — | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 0.99 | | | $ | 0.99 | | | $ | 0.88 | | | $ | 0.88 | | | $ | 1.10 | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
WTI休斯顿MEH-NYMEX WTI卷 | | 390 | | | 431 | | | 361 | | | 296 | | | 297 | | | — | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 1.65 | | | $ | 1.68 | | | $ | 1.59 | | | $ | 1.53 | | | $ | 1.75 | | | $ | — | | | | | |
| 滚动差价互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 纽约商品交易所WTI成交量 | | 1,220 | | | 1,243 | | | 1,304 | | | 1,201 | | | — | | | — | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 0.60 | | | $ | 0.62 | | | $ | 0.64 | | | $ | 0.62 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 气体衍生产品(体积单位为BBtu，价格单位为美元/MMBtu)： | | | | | | | | | | | | | | |
| 掉期 | | | | | | | | | | | | | | | | |
Nymex HH卷 | | — | | | 1,420 | | | 1,470 | | | — | | | — | | | — | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | — | | | $ | 5.05 | | | $ | 5.11 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
如果Waha卷 | | 900 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 3.98 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 领子 | | | | | | | | | | | | | | | | |
Nymex HH卷 | | 7,919 | | | 5,181 | | | 6,194 | | | 8,362 | | | 13,722 | | | — | | | | | |
| 加权平均楼面价格 | | $ | 3.84 | | | $ | 3.83 | | | $ | 3.75 | | | $ | 3.90 | | | $ | 4.00 | | | $ | — | | | | | |
| 加权平均上限价格 | | $ | 9.75 | | | $ | 4.68 | | | $ | 4.62 | | | $ | 5.70 | | | $ | 6.39 | | | $ | — | | | | | |
如果HSC卷 | | 900 | | | 1,345 | | | 1,389 | | | 1,451 | | | — | | | — | | | | | |
| 加权平均楼面价格 | | $ | 3.38 | | | $ | 4.25 | | | $ | 4.25 | | | $ | 4.25 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
| 加权平均上限价格 | | $ | 7.75 | | | $ | 5.00 | | | $ | 4.95 | | | $ | 5.55 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
| 基差互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
如果Waha-NYMEX HH卷 | | 1,816 | | | 2,462 | | | 2,442 | | | 2,337 | | | 20,958 | | | 20,501 | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | (0.81) | | | $ | (1.93) | | | $ | (1.05) | | | $ | (1.01) | | | $ | (0.86) | | | $ | (0.66) | | | | | |
如果HSC-NYMEX HH卷 | | 6,737 | | | 1,774 | | | 1,813 | | | 2,008 | | | — | | | — | | | | | |
| 加权平均合同价格 | | $ | 0.19 | | | $ | (0.25) | | | $ | (0.25) | | | $ | (0.25) | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | |
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2022年12月31日以后签订的商品衍生品合约
在2022年12月31日之后，通过提交本报告，公司签订了以下商品衍生品合同：
•纽约商品交易所WTI 2023年第三季度和第四季度价格互换合约，总计0.6以加权平均合同价格计算的石油产量MMbbl为1美元。73.89每个Bbl；
•WTI Midland-NYMEX WTI 2024年基差互换合约，总计2.1以加权平均合同价格计算的石油产量MMbbl为1美元。1.20每个Bbl；
•WTI休斯顿MEH-NYMEX 2024年WTI基差互换合约，总计0.6石油产量MMbbl，合同价为1美元1.90每个Bbl；
•纽约商品交易所2024年滚动WTI差价掉期合约，总计2.2以加权平均合同价格计算的石油产量MMbbl为1美元。0.42每个Bbl；
•纽约商品交易所2024年HH领口合同，总计5,735天然气生产的BBtu加权平均最低合同价为#美元。3.00每MMBtu和加权平均最高合同价为$4.70每MMBtu；以及
•OPIS丙烷蒙特贝尔维尤2023年第二至第四季度非TET掉期合同，总计0.4天然气生产的MMbbl，合同价格为#美元36.12每个Bbl。
衍生资产和负债公允价值
本公司的商品衍生工具按公允价值计量，并作为衍生资产及负债计入随附的资产负债表，但符合“正常购买及正常销售”除外的衍生工具除外。本公司并未将其商品衍生合约指定为对冲工具。商品衍生工具合约在2022年12月31日和2021年12月31日的公允价值为净资产#美元。15.8百万美元，净负债为$320.9分别为100万美元。
下表按类别详细说明了所附资产负债表中记录的商品衍生合约的公允价值：
| | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日 | | 截至2021年12月31日 |
| (单位：千) |
| 衍生资产： | | | |
| 流动资产 | $ | 48,677 | | | $ | 24,095 | |
| 非流动资产 | 24,465 | | | 239 | |
| 衍生工具资产总额 | $ | 73,142 | | | $ | 24,334 | |
| 衍生负债： | | | |
| 流动负债 | $ | 56,181 | | | $ | 319,506 | |
| 非流动负债 | 1,142 | | | 25,696 | |
| 衍生负债总额 | $ | 57,323 | | | $ | 345,202 | |
衍生工具资产和负债的抵销
截至2022年12月31日及2021年12月31日，本公司持有的所有衍生工具均须遵守与各金融机构的总净额结算安排。一般而言，本公司的协议条款规定，在双方选择的情况下，就同一日期以相同货币结算的交易，本公司与交易对手之间的应付或应收款项可相互抵销。本公司的协议还规定，在提前终止的情况下，交易对手有权抵消根据该协议和与同一交易对手达成的任何其他协议所欠或欠下的金额。本公司的会计政策是不抵销这些头寸在其附带的资产负债表中。
下表提供了资产负债表中反映的总资产和负债与主要净额结算安排对公司商品衍生合约公允价值的潜在影响之间的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至的衍生资产 | | 截至的衍生负债 |
| | 十二月三十一日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 | | 十二月三十一日，
2022 | | 十二月三十一日，
2021 |
| | (单位：千) |
资产负债表中所列的总额 | | $ | 73,142 | | | $ | 24,334 | | | $ | (57,323) | | | $ | (345,202) | |
所附资产负债表中未抵销的数额 | | (26,136) | | | (22,862) | | | 26,136 | | | 22,862 | |
| 净额 | | $ | 47,006 | | | $ | 1,472 | | | $ | (31,187) | | | $ | (322,340) | |
本公司立即在盈利中确认商品衍生工具公允价值变动的所有损益，而不是在累计其他全面亏损中递延该等金额。该公司拥有不是截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度指定为对冲工具的商品衍生品合约。请参阅附注8-公允价值计量有关公司衍生工具的更多信息，包括其估值技术。
下表汇总了衍生结算(收益)损失和衍生(收益)损失净额的商品组成部分，它们分别列于随附的现金流量表和随附的经营表中：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 衍生工具结算(收益)损失： | | | | | |
| 石油合同 | $ | 514,641 | | | $ | 523,245 | | | $ | (331,559) | |
| 天然气合同 | 171,598 | | | 152,361 | | | (11,898) | |
| NGL合同 | 24,461 | | | 73,352 | | | (7,804) | |
| 衍生工具结算(收益)损失总额： | $ | 710,700 | | | $ | 748,958 | | | $ | (351,261) | |
| | | | | |
| 净衍生(收益)亏损： | | | | | |
| 石油合同 | $ | 284,863 | | | $ | 650,959 | | | $ | (205,180) | |
| 天然气合同 | 82,769 | | | 172,248 | | | 30,038 | |
| NGL合同 | 6,380 | | | 78,452 | | | 13,566 | |
| 净衍生(收益)损失总额： | $ | 374,012 | | | $ | 901,659 | | | $ | (161,576) | |
与信用相关的或有特征
截至2022年12月31日，本公司的所有衍生品交易对手都是本公司信贷协议贷款方集团的成员。本公司不会与非贷款人集团成员的交易对手订立衍生工具合约。根据信贷协议，本公司须为价值至少等于85占该公司在最新储量报告中评估的已探明油气资产的总PV-9的百分比，如信贷协议所定义。担保信贷协议下的债务的抵押品也担保本公司的衍生协议义务。
附注11--养恤金福利
本公司有一项非供款固定收益退休金计划，涵盖符合年龄和服务要求并于2016年1月1日前开始受雇于本公司的员工(“合格退休金计划”)。本公司亦有一项涵盖某些管理雇员的补充性非供款退休金计划(“非合格退休金计划”及“合格退休金计划”，简称“退休金计划”)。自2016年1月1日起，公司冻结了对新参与者的养老金计划。在计划被冻结之前参加养老金计划的员工将继续获得福利。
养恤金计划的债务和供资状况
本公司在随附的资产负债表中确认本公司养老金计划的资金状况(即计划资产的公允价值与预计福利负债之间的差额)为资产或负债，并在随附的综合报表中的其他综合收益(亏损)、税后净额、项目内确认相应的调整
全面收益表(亏损)。预计福利债务是根据雇员服务和报酬计算的计划参与人迄今赚取的福利的精算现值，包括假定的未来加薪的影响。累计福利债务使用与预计福利债务相同的因素，但不包括假定的未来加薪的影响。本公司对计划资产和债务的计量日期为12月31日。
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 福利义务的变化： | | | |
| 年初的预计福利义务 | $ | 75,760 | | | $ | 73,593 | |
| 服务成本 | 4,652 | | | 4,455 | |
| 利息成本 | 2,314 | | | 2,089 | |
| 精算(收益)损失 | (15,567) | | | 1,914 | |
| 已支付的福利 | (1,998) | | | (4,630) | |
| 聚落 | — | | | (1,661) | |
| 年底的预计福利义务 | 65,161 | | | 75,760 | |
| | | |
| 计划资产变动： | | | |
| 年初计划资产的公允价值 | 35,941 | | | 32,894 | |
| 计划资产的实际回报率 | (3,529) | | | 2,777 | |
| 雇主供款 | 6,000 | | | 6,561 | |
| 已支付的福利 | (1,998) | | | (4,630) | |
| 聚落 | — | | | (1,661) | |
| 计划资产年终公允价值 | 36,414 | | | 35,941 | |
| 年终资金状况 | $ | (28,747) | | | $ | (39,819) | |
截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司养老金计划的资金不足状况为28.7百万美元和美元39.8在资产负债表中的其他非流动负债项下确认。确实有不是不合格养老金计划中的计划资产。
养恤金计划超过计划资产的累计福利债务
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 预计福利义务 | $ | 65,161 | | | $ | 75,760 | |
| | | |
| 累积利益义务 | $ | 55,712 | | | $ | 64,325 | |
| 减去：计划资产的公允价值 | (36,414) | | | (35,941) | |
| 资金不足的累积福利义务 | $ | 19,298 | | | $ | 28,384 | |
养恤金支出是根据福利的年度服务费用(一段时期内赚取的福利的精算费用)和这些负债的利息成本减去计划资产的预期回报来确定的。计划资产的预期长期回报率适用于确认五年期间公允价值变化的计划资产的计算价值。这种做法旨在减少养恤金支出的年度波动性，但它可能会延迟确认基于长期收益率假设的资产实际收益和预期收益之间的差异。由于与假设不同的实际经验以及假设的变化(不包括尚未反映在市场相关价值中的资产损益)而导致的未确认净收益或亏损的摊销被计入本年度定期净收益成本的组成部分。如果截至年初，未确认的净收益或亏损超过10如果是预计福利债务和计划资产的市场相关价值中较大的一个百分比，则摊销是超额除以预计将根据该计划获得福利的参与员工的平均剩余服务期。
截至2022年12月31日和2021年12月31日，税前金额尚未在定期养恤金净成本中确认，但在相应资产负债表内的累计其他全面亏损项目中确认如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 未确认的精算损失 | $ | 5,130 | | | $ | 16,388 | |
| | | |
| 累计其他综合亏损(税前) | $ | 5,130 | | | $ | 16,388 | |
2022年、2021年和2020年期间在其他全面收益(亏损)中确认的养恤金负债调整如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 精算净收益(亏损) | $ | 10,327 | | | $ | (612) | | | $ | (6,381) | |
| 摊销先前服务费用 | — | | | 13 | | | 17 | |
| 精算损失净额摊销 | 931 | | | 1,240 | | | 950 | |
| 聚落 | — | | | 312 | | | 2,509 | |
| 养恤金总负债调整，税前 | 11,258 | | | 953 | | | (2,905) | |
| 税收(费用)优惠 | (2,431) | | | (204) | | | 626 | |
| 养恤金负债调整总额，净额 | $ | 8,827 | | | $ | 749 | | | $ | (2,279) | |
养恤金计划的定期福利净成本的构成部分
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 定期净收益成本的构成部分： | | | | | |
| 服务成本 | $ | 4,652 | | | $ | 4,455 | | | $ | 4,516 | |
| 利息成本 | 2,314 | | | 2,089 | | 2,358 | |
| 降低定期养老金福利成本的计划资产预期回报率 | (1,711) | | | (1,474) | | | (1,735) | |
| 摊销先前服务费用 | — | | | 13 | | | 17 | |
| 精算损失净额摊销 | 931 | | | 1,240 | | | 950 | |
| 定期净收益成本 | 6,186 | | | 6,323 | | | 6,106 | |
| 聚落 | — | | | 312 | | | 2,509 | |
| 总净收益成本 | $ | 6,186 | | | $ | 6,635 | | | $ | 8,615 | |
养老金计划假设
用于衡量公司预计福利义务的加权平均假设如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| 预计福利义务： | | | |
| 贴现率 | 5.2% | | 3.1% |
| 补偿增值率 | 3.5% | | 3.6% |
用于衡量公司定期收益净成本的加权平均假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 定期净收益成本： | | | | | |
| 贴现率 | 3.1% | | 2.9% | | 3.6% |
计划资产的预期回报(1) | 3.6% | | 4.4% | | 5.3% |
| 补偿增值率 | 4.8% | | 4.4% | | 4.5% |
____________________________________________
(1)的确有不是假设非合格养老金计划的计划资产预期回报率，因为有不是不合格养老金计划中的计划资产。
本公司的养老金投资政策包括各种指导方针和程序，旨在确保以必要的方式谨慎地投资资产，以履行养老金计划的未来福利义务。该政策禁止将计划资产直接投资于公司的证券。合格养老金计划的投资范围是长期的，因此，目标资产配置包括对资本市场、预期风险和回报行为以及可感知的未来经济状况的战略性、长期视角。运用了分散投资、风险评估和针对给定风险水平的最优预期收益的关键投资原则。
合格养老金计划的投资组合包含多样化的投资组合，可能反映不同的回报率。在每一种资产分类中，投资进一步多样化。这种投资组合多样化提供了保护，防止单一证券或证券类别对总投资业绩产生不成比例的影响。定期审查和重新平衡实际的资产分配，以维持目标分配。
合格养老金计划的加权平均资产配置如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 目标 | | 截至12月31日， |
| 资产类别 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 股权证券 | | 45.0 | % | | 47.1 | % | | 39.0 | % |
| 固定收益证券 | | 30.0 | % | | 21.0 | % | | 27.9 | % |
| 其他证券 | | 25.0 | % | | 31.9 | % | | 33.1 | % |
| 总计 | | 100.0 | % | | 100.0 | % | | 100.0 | % |
不合格养老金计划没有资产配置，因为有不是计划中的计划资产。关于合格养恤金计划计划资产的预期长期回报率的假设是以目标资产分配为基础的，并根据每个资产类别的历史收益和波动性以及资产类别之间的相关性使用前瞻性假设来确定。本公司按年度评估计划资产假设的预期回报率。
养老金计划资产
本公司截至2022年和2021年12月31日的合格养老金计划资产的公允价值，采用中讨论的公允价值层次附注8-公允价值计量具体如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 公允价值计量使用： |
| 实际资产配置(1) | | 总计 | | 1级输入 | | 2级输入 | | 第3级输入 |
| | | (单位：千) |
| 截至2022年12月31日 | | | | | | | | | |
| 股权证券： | | | | | | | | | |
国内(2) | 20.7 | % | | $ | 7,533 | | | $ | 5,012 | | | $ | 2,521 | | | $ | — | |
国际(3) | 26.4 | % | | 9,594 | | | 9,594 | | | — | | | — | |
| 总股本证券 | 47.1 | % | | 17,127 | | | 14,606 | | | 2,521 | | | — | |
| 固定收益证券： | | | | | | | | | |
核心固定收益(4) | 14.3 | % | | 5,220 | | | 5,220 | | | — | | | — | |
浮动利率企业贷款(5) | 6.7 | % | | 2,450 | | | 2,450 | | | — | | | — | |
| 固定收益证券总额 | 21.0 | % | | 7,670 | | | 7,670 | | | — | | | — | |
| 其他证券： | | | | | | | | | |
房地产(6) | 6.8 | % | | 2,476 | | | — | | | — | | | 2,476 | |
集合投资信托基金(7) | 1.9 | % | | 687 | | | — | | | 687 | | | — | |
对冲基金(8) | 23.2 | % | | 8,454 | | | 4,133 | | | — | | | 4,321 | |
| 其他证券合计 | 31.9 | % | | 11,617 | | | 4,133 | | | 687 | | | 6,797 | |
| 总投资 | 100.0 | % | | $ | 36,414 | | | $ | 26,409 | | | $ | 3,208 | | | $ | 6,797 | |
| | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日 | | | | | | | | | |
| 股权证券： | | | | | | | | | |
国内(2) | 19.1 | % | | $ | 6,860 | | | $ | 4,909 | | | $ | 1,951 | | | $ | — | |
国际(3) | 19.9 | % | | 7,138 | | | 7,138 | | | — | | | — | |
| 总股本证券 | 39.0 | % | | 13,998 | | | 12,047 | | | 1,951 | | | — | |
| 固定收益证券： | | | | | | | | | |
核心固定收益(4) | 18.8 | % | | 6,770 | | | 6,770 | | | — | | | — | |
浮动利率企业贷款(5) | 9.1 | % | | 3,272 | | | 3,272 | | | — | | | — | |
| 固定收益证券总额 | 27.9 | % | | 10,042 | | | 10,042 | | | — | | | — | |
| 其他证券： | | | | | | | | | |
房地产(6) | 5.1 | % | | 1,833 | | | — | | | — | | | 1,833 | |
集合投资信托基金(7) | 1.4 | % | | 499 | | | — | | | 499 | | | — | |
对冲基金(8) | 26.6 | % | | 9,569 | | | 5,207 | | | — | | | 4,362 | |
| 其他证券合计 | 33.1 | % | | 11,901 | | | 5,207 | | | 499 | | | 6,195 | |
| 总投资 | 100.0 | % | | $ | 35,941 | | | $ | 27,296 | | | $ | 2,450 | | | $ | 6,195 | |
____________________________________________
(1)由于四舍五入，百分比可能不会计算。
(2)一级股权证券由美国大小市值公司组成，这些公司是交易活跃的证券，可以按需出售。二级股权证券是对集合投资基金的投资，按资产净值根据标的投资的价值和每日未偿还的总单位进行估值。这些基金的目标是通过投资一个或多个集合投资基金来接近标准普尔500指数。
(3)国际股票证券包括一个多元化的投资组合，其中大部分是在市场流动性较强的发达国家组织的大型发行人的持股组合，此外还包括对新兴市场发行人的股权证券的投资，这些发行人据信具有强大的可持续金融生产率，估值具有吸引力。
(4)核心固定收益基金的目标是通过构建一个投资组合来接近巴克莱资本综合债券指数的投资结果，并围绕该指数进行适度的持续期波动，从而从行业或发行选择中实现增值。
(5)投资由浮动利率银行贷款组成。这些贷款的利率通常会定期重新设定，以适应利率水平的变化。
(6)直接房地产的投资目标是为当期收入提供长期资本增值的潜力。房地产所有权需要一个长期的时间范围，周期性的估值，以及潜在的低流动性。
(7)集合投资信托投资于短期投资，按集合投资信托的资产净值估值。受托人提供的资产净值被用作估计公允价值的实际权宜之计。资产净值是根据基金持有的标的投资的公允价值减去其负债得出的。
(8)对冲基金投资组合包括对交易活跃的全球共同基金的投资，这些基金专注于另类投资，以及一只使用各种投资策略同时投资多头和空头的对冲基金。
以下是3级计划资产变化的摘要(以千为单位)：
| | | | | |
| 2021年1月1日的余额 | $ | 5,736 | |
| 购买 | 250 | |
| 已实现的资产收益 | 132 | |
| 资产未实现收益 | 298 | |
| 处置 | (221) | |
| 2021年12月31日的余额 | $ | 6,195 | |
| 购买 | 400 | |
| 已实现的资产收益 | 259 | |
| 未实现的资产损失 | (57) | |
| 处置 | — | |
| 2022年12月31日的余额 | $ | 6,797 | |
投稿
该公司贡献了$6.0百万，$6.6百万美元，以及$6.0分别向截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度的养恤金计划拨款100万美元。该公司预计将获得$10.22023年为养老金计划缴纳100万美元。
福利支付
养恤金计划实际支付的养恤金为#美元。2.0百万，$6.3百万美元，以及$11.6分别为2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日。预计未来10年的福利支出如下：
| | | | | | | | |
| 截至12月31日止的年度， | | 金额 |
| | (单位：千) |
| 2023 | | $ | 7,996 | |
| 2024 | | $ | 4,181 | |
| 2025 | | $ | 4,835 | |
| 2026 | | $ | 7,112 | |
| 2027 | | $ | 5,103 | |
| 2028年至2032年 | | $ | 26,981 | |
附注12-租契
截至2022年12月31日和2021年12月31日，该公司拥有资产类别的运营租赁，包括办公空间、办公设备、钻井平台、中游协议、车辆和现场运营中使用的设备租赁。对于随附资产负债表记录的经营租赁，剩余租赁条款的范围从一年到大约10好几年了。某些租约包含可选的延展期，允许将租期延长至多一个10然而，为保持财务及营运的灵活性，本公司并无合理地肯定会行使的延长期限的选择。若干租约设有提早终止选择权，部分租约容许本公司于一年内终止租约，但并无任何租约可合理地确定本公司会行使重大提早终止选择权。截至2022年12月31日和2021年12月31日，该公司没有任何被归类为主题842下的融资租赁的协议。截至2022年12月31日，通过提交本报告，公司没有计划于未来开始的重大租赁安排。请参阅附注1-主要会计政策摘要有关公司的租约确定和分类政策的更多信息。
下表反映了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度，公司与经营租赁(包括短期租赁)有关的总成本的组成部分，以及为初始租赁期限大于12个月的租赁支付的可变租赁付款，无论是资本化的还是支出的。这一总额不反映在正常业务过程中可能由其他第三方偿还的金额，例如非经营性工作权益所有者。
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 经营租赁成本 | $ | 10,174 | | | $ | 12,825 | |
短期租赁成本(1) | 175,098 | | | 145,052 | |
可变租赁成本(2) | 7,085 | | | 48,931 | |
| 总租赁成本 | $ | 192,357 | | | $ | 206,808 | |
____________________________________________
(1)与短期租赁协议有关的费用主要涉及基础租赁期限不到一年的业务活动。这一数额包括钻井和完井活动以及实地设备租赁，其中大多数合同为期12个月或更短。预计这一数额将主要随着公司根据短期协议运营的钻井平台和完井人员的数量而波动。
(2)可变租赁付款包括未计入初始ROU资产计量的额外付款，以及期限超过12个月的租赁协议的相应负债。可变租赁付款涉及某些中游协议下的实际运输量、与钻井平台、完井人员和车辆相关的实际使用量，以及与公司租赁的办公空间相关的可变公用事业成本。浮动租赁付款的波动是由实际交付的数量以及根据长期协议作业的钻机和完井人员的数量推动的。
为计量2022年12月31日和2021年12月31日终了年度租赁负债所支付的现金如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 来自经营租赁的经营现金流 | $ | 4,718 | | | $ | 11,286 | |
| 投资经营租赁产生的现金流 | $ | 5,042 | | | $ | 2,316 | |
截至2022年12月31日，公司资产负债表中包含的经营租赁负债的到期日如下：
| | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日 |
| | (单位：千) |
| 2023 | | $ | 11,164 | |
| 2024 | | 8,520 | |
| 2025 | | 5,808 | |
| 2026 | | 2,931 | |
| 2027 | | 2,008 | |
| 此后 | | 8,957 | |
| 租赁付款总额 | | $ | 39,388 | |
减去：推定利息(1) | | (5,654) | |
| 总计 | | $ | 33,734 | |
____________________________________________
(1) 截至2022年12月31日，用于确定经营租赁负债的加权平均贴现率为5.8百分比。
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的经营租赁的补充资产负债表信息：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千，不包括折扣率和租期) |
| 经营租赁资产负债表分类： | | | |
| 其他非流动资产 | $ | 26,368 | | | $ | 19,026 | |
| 其他流动负债 | $ | 10,114 | | | $ | 6,516 | |
| 其他非流动负债 | $ | 23,621 | | | $ | 19,440 | |
| | | |
| 以经营租赁负债换取的净收益资产 | $ | 16,186 | | | $ | 13,018 | |
| 加权平均贴现率 | 5.8% | | 5.4% |
| 加权平均剩余租赁年限(年) | 5 | | 7 |
附注13--应收账款及应付账款和应计费用
应收账款的构成如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 石油、天然气和天然气生产收入 | $ | 184,458 | | | $ | 215,630 | |
| 共同权益拥有人应付的款项 | 45,997 | | | 23,782 | |
| | | |
| | | |
| 其他 | 2,842 | | | 7,789 | |
| 应收账款总额 | $ | 233,297 | | | $ | 247,201 | |
应付账款和应计费用的构成如下：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 钻井和租赁运营成本应计项目 | $ | 125,570 | | | $ | 71,012 | |
| 应付贸易帐款 | 43,898 | | | 25,072 | |
| 应缴收入及遣散费税 | 182,744 | | | 254,422 | |
| 财产税 | 43,066 | | | 20,250 | |
| 补偿 | 35,799 | | | 47,037 | |
| 衍生产品结算 | 22,745 | | | 57,186 | |
| 利息 | 35,992 | | | 60,273 | |
| 应付股息 | 18,290 | | | — | |
| 其他 | 24,185 | | | 28,054 | |
| 应付账款和应计费用总额 | $ | 532,289 | | | $ | 563,306 | |
附注14--资产报废债务
请参阅资产报废债务在……里面附注1-主要会计政策摘要讨论资产报废债务负债的初始和随后计量以及估计数中使用的重要假设。
以下是公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的总资产报废债务负债对账：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 开始资产报废债务 | $ | 101,424 | | | $ | 85,325 | |
已发生的负债(1) | 2,086 | | | 1,715 | |
已结清的债务(2) | (6,356) | | | (1,948) | |
吸积费用 | 5,344 | | | 4,159 | |
对估计现金流的修订 | 12,815 | | | 12,173 | |
终止资产报废债务(3) | $ | 115,313 | | | $ | 101,424 | |
____________________________________________
(1)反映钻探活动产生的负债。
(2)反映通过封堵和放弃活动以及剥离财产而结清的负债。
(3)截至2022年12月31日和2021年12月31日的余额包括美元7.1百万美元和美元4.1分别与本公司的流动资产报废债务负债有关，该负债记入随附资产负债表的应付帐款和应计费用项目。
附注15--暂停使用的油井费用
下表反映了2022年、2021年和2020年期间资本化探井成本的净变化。该表不包括在同一年资本化并随后支出或重新归类为生产油井成本的金额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 期初余额 | $ | 15,576 | | | $ | 5,698 | | | $ | 11,925 | |
| 在确定探明储量之前增加资本化探井成本 | 49,047 | | | 15,576 | | | 3,346 | |
| | | | | |
| 根据已探明储量的确定进行重新分类 | (14,721) | | | (5,698) | | | (9,573) | |
资本化探井成本计入费用(1) | (855) | | | — | | | — | |
| 期末余额 | $ | 49,047 | | | $ | 15,576 | | | $ | 5,698 | |
____________________________________________
(1)与公司核心业务区域以外的未成功勘探活动有关。
截至2022年12月31日，有不是资本化一年以上的探井成本。
补充石油和天然气信息(未经审计)
已招致的费用
石油和天然气财产购置、勘探和开发活动发生的费用，无论是资本化的还是计入费用的，摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
开发成本(1) | $ | 810,520 | | | $ | 583,527 | | | $ | 490,935 | |
| 勘探成本 | 147,042 | | | 125,415 | | | 77,911 | |
| 收购 | | | | | |
已证明的性质 | 18 | | | 71 | | | 5,579 | |
未证明的性质(2) | 4,153 | | | 9,036 | | | 10,854 | |
总额，包括资产报废债务(3)(4) | $ | 961,733 | | | $ | 718,049 | | | $ | 585,279 | |
____________________________________________
(1)包括截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度设施成本分别为3,000万美元、1,820万美元和2,720万美元。
(2)包括截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度与租赁活动和收购已探明和未探明物业以外的地表权有关的金额，分别为420万美元、580万美元和860万美元。
(3)包括与截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度估计资产报废债务分别为1,510万美元、1,280万美元和(470万美元)有关的金额。
(4)包括截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度的资本化利息分别为1,760万美元、1,500万美元和1,580万美元。
油气储量
下文提出的储量估计是根据美国公认会计准则关于披露石油和天然气生产活动的要求以及关于石油和天然气报告储量估计和披露的美国证券交易委员会规则作出的。
探明储量是指在提供经营权的合同到期之前，通过对地学和工程数据的分析，可以合理确定地估计从给定日期起、从已知油藏、在现有的经济条件、运营方法和政府法规下可以经济地生产的石油、天然气和天然气的估计数量，除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。现有经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本，所使用的价格是报告所述期间结束日期之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月的每月1日价格的未加权算术平均数，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的价格上涨。该公司所有估计的已探明储量都位于美国。
下表汇总了该公司在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的每一年度的估计已探明储量的变化。该公司聘请莱德·斯科特审计公司计算出的每一年已探明储量PV-10的至少80%的内部工程估计。该公司强调，储量估计本质上是不准确的，对新发现和未开发地点的估计比对现有生产石油和天然气资产的估计更不准确。因此，随着未来信息的掌握，这些估计数字预计将发生变化。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日止的年度 |
| 油 | | 燃气 | | NGL | | 总计 |
| (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (Mmboe) |
| 总探明储量： | | | | | | |
| 年初 | 199.5 | | | 1,243.5 | | | 85.2 | | | 492.0 | |
对先前估计数的修订(1) | 23.7 | | | 248.2 | | | 16.7 | | | 81.7 | |
| 发现和扩展 | 6.6 | | | 37.2 | | | 3.9 | | | 16.7 | |
| 出售储备 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 就地购买矿物 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 生产 | (24.0) | | | (125.9) | | | (8.0) | | | (53.0) | |
| 年终 | 205.8 | | | 1,402.9 | | | 97.8 | | | 537.4 | |
| | | | | | | |
| 已探明的已开发储量： | | | | |
| 年初 | 110.7 | | | 833.0 | | | 50.7 | | | 300.2 | |
| 年终 | 110.4 | | | 902.1 | | | 57.1 | | | 317.8 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | |
| 年初 | 88.8 | | | 410.4 | | | 34.5 | | | 191.8 | |
| 年终 | 95.4 | | | 500.8 | | | 40.7 | | | 219.6 | |
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
(1) 此前估计的修订包括103.2 MMBOE的加密储量、9.5MMBOE的正价格修订、由于修订公司未来发展计划的某些方面而重新归类为未探明储量类别的19.9MMBOE的估计已探明未开发储量，以及11.1MMBOE的负业绩修订。请参阅作业区在第一部分，本报告第1和第2项，并油气储量在……里面关键会计估计第二部分，本报告项目7，提供补充资料。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日止的年度 |
| 油 | | 燃气 | | NGL | | 总计 |
| (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (Mmboe) |
| 总探明储量： | | | | | | |
| 年初 | 172.7 | | | 1,052.0 | | | 56.6 | | | 404.6 | |
对先前估计数的修订(1)(2) | 35.7 | | | 158.9 | | | 12.2 | | | 74.4 | |
| 发现和扩展 | 19.3 | | | 141.4 | | | 21.9 | | | 64.7 | |
| 出售储备 | (0.3) | | | (0.5) | | | (0.1) | | | (0.4) | |
| 就地购买矿物 | 0.1 | | | 0.1 | | | — | | | 0.1 | |
| 生产 | (27.9) | | | (108.4) | | | (5.4) | | | (51.4) | |
| 年终 | 199.5 | | | 1,243.5 | | | 85.2 | | | 492.0 | |
| | | | | | | |
| 已探明的已开发储量： | | | | |
| 年初 | 89.8 | | | 643.9 | | | 32.1 | | | 229.3 | |
| 年终 | 110.7 | | | 833.0 | | | 50.7 | | | 300.2 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | |
| 年初 | 82.9 | | | 408.1 | | | 24.4 | | | 175.3 | |
| 年终 | 88.8 | | | 410.4 | | | 34.5 | | | 191.8 | |
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
(1) 先前估计的修订包括74.4MMBOE的加密储量、分别为37.2MMBOE和3.4MMBOE的正价格和正业绩修订，以及由于修订公司未来发展计划的某些方面而重新归类为未探明储量类别的40.6MMBOE估计已探明未开发储量。
(2)已对数额进行调整，以符合本期列报。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日止年度 |
| 油 | | 燃气 | | NGL | | 总计 |
| (MMbbl) | | (Bcf) | | (MMbbl) | | (Mmboe) |
| 总探明储量： | | | | | | | |
| 年初 | 184.1 | | | 1,223.2 | | | 74.0 | | | 462.0 | |
对先前估计数的修订(1)(2) | (7.7) | | | (155.5) | | | (21.7) | | | (55.3) | |
| 发现和扩展 | 19.6 | | | 96.5 | | | 11.5 | | | 47.1 | |
| 出售储备 | (0.5) | | | (8.9) | | | (1.1) | | | (3.0) | |
| 就地购买矿物 | 0.2 | | | 0.6 | | | — | | | 0.4 |
| 生产 | (23.0) | | | (103.9) | | | (6.1) | | | (46.4) | |
| 年终 | 172.7 | | | 1,052.0 | | | 56.6 | | | 404.6 | |
| | | | | | | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | |
| 年初 | 85.0 | | | 712.1 | | | 43.4 | | | 247.0 | |
| 年终 | 89.8 | | | 643.9 | | | 32.1 | | | 229.3 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | |
| 年初 | 99.1 | | | 511.1 | | | 30.6 | | | 214.9 | |
| 年终 | 82.9 | | | 408.1 | | | 24.4 | | | 175.3 | |
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不会计算。
(1)对先前估计的修订包括剔除若干较长期估计已探明未开发储量的65.0MMBOE、因2020年大宗商品价格下跌而作出的32.6MMBOE价格负修订、38.7MMBOE的填充储量及3.6MMBOE的正业绩修订。
(2)已对数额进行调整，以符合本期列报。
未来净现金流量贴现的标准化计量
本公司根据权威会计指引计算与估计探明储量相关的未来现金流量净额折现及其变动的标准化计量。未来现金流入以及生产和开发成本是通过将价格和成本(包括运输、质量和基差)应用于年终估计的未来储量数量来确定的。在估计储量计算中，该公司经营的每一处物业还计入实地管理费用。估计未来所得税按现行法定所得税率计算，包括对估计未来法定损耗的考虑。通过应用10%的年度贴现率，由此产生的未来净现金流量被减少到现值。
未来营运成本乃根据开发及生产于期末使用年终成本并假设现有经济状况持续存在的估计已探明储量将产生的开支估计，加上中央行政办公室因营运活动而产生的公司间接费用及估计放弃成本厘定。
用于计算贴现未来净现金流的标准化指标的假设是财务会计准则委员会和美国证券交易委员会规定的假设。这些假设并不一定反映公司对来自这些储备的实际收入的预期，也不一定反映它们的现值金额。如上所述，储备量估计过程中固有的限制同样适用于折现未来现金流量计算的标准计量，因为这些储备量估计数是估值过程的基础。经运输、质量和基差调整后的下列价格用于计算未来净现金流量贴现的标准计量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 油(每桶) | $ | 95.02 | | | $ | 66.21 | | | $ | 37.63 | |
| 汽油(每立方米) | $ | 6.39 | | | $ | 4.28 | | | $ | 1.81 | |
| NGL(按BBL) | $ | 35.88 | | | $ | 29.31 | | | $ | 14.64 | |
以下摘要阐述了根据折现未来现金流量的标准化计量，公司与已探明的石油、天然气和NGL储量有关的未来现金流量净额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
| 未来现金流入 | $ | 32,024,639 | | | $ | 21,027,406 | | | $ | 9,227,390 | |
| 未来生产成本 | (7,672,906) | | | (5,498,098) | | | (3,429,288) | |
| 未来开发成本 | (2,949,871) | | | (1,591,550) | | | (1,259,395) | |
| 未来所得税 | (3,888,342) | | | (2,130,280) | | | — | |
| 未来净现金流 | 17,513,520 | | | 11,807,478 | | | 4,538,707 | |
| 9%的年折扣 | (7,551,454) | | | (4,844,871) | | | (1,856,250) | |
未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 9,962,066 | | | $ | 6,962,607 | | | $ | 2,682,457 | |
折现未来净现金流量的标准计量的主要变化来源是：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| (单位：千) |
年初对贴现未来净现金流量的标准化计量 | $ | 6,962,607 | | | $ | 2,682,457 | | | $ | 4,103,998 | |
| 生产的石油、天然气和天然气的销售，扣除生产成本 | (2,724,994) | | | (2,092,499) | | | (734,971) | |
| 价格和生产成本的净变动 | 4,428,804 | | | 5,242,783 | | | (2,251,636) | |
延伸和发现，扣除相关成本(1) | 424,463 | | | 783,215 | | | 271,897 | |
| 出售现有储备 | — | | | (4,361) | | | (10,755) | |
| 储备的购买到位 | — | | | 1,565 | | | 2,120 | |
| 在此期间发生的先前估计的开发成本 | 423,527 | | | 426,120 | | | 431,926 | |
| 估计未来开发成本的变化 | (462,015) | | | (25,355) | | | 215,460 | |
对先前数量估计数的修订(1) | 1,327,530 | | | 1,015,539 | | | 38,623 | |
| 折扣的增加 | 815,862 | | | 268,246 | | | 436,284 | |
| 所得税净变动 | (996,437) | | | (1,196,013) | | | 258,844 | |
| 时间和其他方面的变化 | (237,281) | | | (139,090) | | | (79,333) | |
年终贴现未来现金流净额的标准化计量 | $ | 9,962,066 | | | $ | 6,962,607 | | | $ | 2,682,457 | |
____________________________________________
(1)对前几个期间进行了调整，以符合本期列报。
项目9.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
我们维持着一套披露控制和程序体系，旨在合理地确保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、汇总和报告美国证券交易委员会报告中需要披露的信息，并合理地确保这些信息得到积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官(首席执行官)和我们的首席财务官(首席财务官)，以便及时做出关于需要披露的决定。
我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，并不期望我们的披露控制和程序(如交易所法案规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义的)(“披露控制”)能够防止所有错误和所有欺诈。一个控制系统，无论构思和运作得有多好，都只能提供合理的保证，而不是绝对的保证，以确保控制系统的目标得以实现。此外，控制系统的设计必须反映这样一个事实，即存在资源限制，并且必须考虑控制的好处相对于其成本。由于所有控制系统的固有局限性，任何控制评估都不能绝对保证我们公司内的所有控制问题和舞弊事件(如果有的话)都已被发现。这些固有的局限性包括这样的现实，即决策过程中的判断可能是错误的，故障可能因为简单的错误或错误而发生。此外，可以通过某些人的个人行为、两个或更多人的串通或通过控制的管理凌驾来规避控制。任何控制系统的设计也部分基于对未来事件可能性的某些假设，不能保证任何设计在所有潜在的未来条件下都能成功地实现其所述目标。由于具有成本效益的控制系统的固有限制，由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生，并且不会被发现。我们监控我们的披露控制，并在必要时进行修改；我们在这方面的意图是，随着系统的变化和条件的允许，披露控制将被修改。
在本报告所述期间结束时，对我们的披露控制的设计和运作的有效性进行了评估。这项评估是在我们管理层的监督和参与下进行的，包括首席执行官和首席财务官。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制在合理的保证水平下是有效的。
财务报告内部控制的变化
2022年第四季度没有发生重大影响或可能重大影响我们对财务报告的内部控制的变化。
管理层关于财务报告内部控制的报告
公司管理层负责建立和维持对《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条规定的财务报告进行充分的内部控制。本公司的财务报告内部控制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。公司对财务报告的内部控制包括符合以下条件的政策和程序：
(i)与保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；
(Ii)提供合理保证，确保按需要记录交易，以便根据公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及
(Iii)就防止或及时发现对财务报表有重大影响的公司资产的未经授权的收购、使用或处置提供合理保证。
由于固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。即使是那些被确定为有效的系统，也只能在编制和列报财务报表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可能会因为条件的变化而出现控制不足的风险，或者对政策和程序的遵守程度可能会恶化。
管理层评估了截至2022年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。在进行这项评估时，管理层使用了#年特雷德韦委员会赞助组织委员会提出的标准。内部控制--综合框架(2013年框架).
根据管理层的评估和这些标准，管理层得出结论，截至2022年12月31日，公司对财务报告保持有效的内部控制。
本公司独立注册会计师事务所出具了本公司财务报告内部控制的认证报告。这份报告紧跟着这份报告。
独立注册会计师事务所报告
致SM能源公司及其子公司的股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013年框架)(COSO标准)中确立的标准，对SM Energy公司及其子公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，SM能源公司及其子公司(本公司)根据COSO标准，截至2022年12月31日，在所有重要方面对财务报告保持有效的内部控制。
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、全面收益(亏损)、股东权益和现金流量的变化，以及2023年2月23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
科罗拉多州丹佛市
2023年2月23日
项目9B。其他信息
没有。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
这些披露不适用于本公司。
第三部分
项目10.董事、执行干事和公司治理
本项目要求的有关公司董事、高级管理人员和公司治理的信息通过参考标题下提供的信息并入“建议1--董事选举”，“关于我们的执行人员的信息，”和“企业管治”在公司关于2023年股东年会附表14A的最终委托书中，该声明将于2022年12月31日起120天内提交。
本项目所要求的关于遵守《交易法》第16(A)条的信息通过参考标题下提供的信息并入“某些实益所有人和管理层的担保所有权”在公司关于2023年股东年会附表14A的最终委托书中，该声明将于2022年12月31日起120天内提交。
项目11.高管薪酬
本项目所要求的信息通过参考标题下提供的信息而并入“高管薪酬表”和“董事补偿”在公司关于2023年股东年会附表14A的最终委托书中，该声明将于2022年12月31日起120天内提交。
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
本项目所要求的关于某些受益所有人和管理的担保所有权的信息通过参考标题下提供的信息并入“某些实益所有人和管理层的担保所有权”在公司关于2023年股东年会附表14A的最终委托书中，该声明将于2022年12月31日起120天内提交。
根据股权补偿计划授权发行的证券。公司有股权补偿计划，根据该计划，公司普通股的期权和股票被授权授予或发行，作为对符合条件的员工、顾问和董事会成员的补偿。公司的股东已经批准了这些计划。请参阅附注7--补偿计划第二部分，本报告第8项，关于本公司股权的重要条款的进一步资料
补偿计划。下表为截至2022年12月31日根据股权补偿计划授权发行的普通股股份摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | (a) | | (b) | | (c) |
| 计划类别 | | 行使未清偿期权、认股权证及权利时须发行的证券数目 | | 未偿还期权、权证和权利的加权平均行权价 | | 根据股权补偿计划未来可供发行的证券数量(不包括(A)栏所反映的证券) |
证券持有人批准的股权补偿计划： | | | | | | |
股权激励薪酬计划(1) | | | | | | |
限制性股票单位(2) | | 1,383,846 | | | 不适用 | | |
绩效份额单位(2)(3) | | 273,717 | | | 不适用 | | |
| 股权激励薪酬计划合计 | | 1,657,563 | | | $ | — | | | 3,786,016 | |
员工购股计划(4) | | — | | | — | | | 3,425,107 | |
未经证券持有人批准的股权补偿计划 | | — | | | — | | | — | |
| 所有计划的合计 | | 1,657,563 | | | $ | — | | | 7,211,123 | |
____________________________________________
(1)2006年5月，股东批准了股权计划，授权向公司或公司任何关联公司的关键员工、顾问和董事会成员发行限制性股票、限制性股票单位、非限制性股票期权、激励性股票期权、股票增值权、绩效股票、绩效单位和基于股票的奖励。本公司董事会于2009年、2010年、2013年、2016年及2018年批准了对股权计划的修订，每项修订计划均由股东在各自的年度股东大会上批准。2022年、2021年和2020年根据股权计划授予的公司普通股基础奖励的股份总数分别为832,257股、726,562股和1,726,445股。
(2)RSU和PSU没有与之相关的行权价格，而是每单位公允价值的加权平均，提出这一价格是为了提供有关奖励潜在稀释影响的额外信息。按单位公允价值计算的加权平均批出日期分别为22.41美元和26.67美元。请参阅附注7--补偿计划在第二部分，本报告项目8供进一步讨论。
(3)普通股的股数假定乘数为1。根据三年业绩乘数的不同，实际发行的普通股的最终数量将从授予的PSU数量的零到两倍不等。
(4)根据ESPP，符合条件的员工可以通过工资扣除购买公司普通股，扣减幅度最高可达其符合条件的薪酬的15%。普通股的收购价为六个月发行期的第一天或者最后一天普通股交易价格的较低者的85%。ESPP旨在根据IRC第423条获得资格。2022年、2021年和2020年根据ESPP发行的公司普通股总数分别为113,785股、313,773股和464,757股。
项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性
本项目所要求的信息通过参考标题下提供的信息而并入“某些关系和相关交易” and “公司治理在公司关于2023年股东年会附表14A的最终委托书中，将于2022年12月31日起120天内提交。
项目14.首席会计师费用和服务
本项目所要求的信息通过参考标题下提供的信息而并入“独立注册会计师事务所” and “审计委员会预审政策和程序在公司关于2023年股东年会附表14A的最终委托书中，将于2022年12月31日起120天内提交。
第四部分
项目15.证物和合并财务报表附表
(A)(1)和(A)(2)合并财务报表和财务报表附表：
| | | | | |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID42) | 59 |
| 合并资产负债表 | 61 |
| 合并业务报表 | 62 |
综合全面收益表(损益表) | 63 |
| 股东权益合并报表 | 64 |
| 合并现金流量表 | 65 |
| 合并财务报表附注 | 66 |
所有附表均被省略，因为所需资料不适用，或所列数额不足以要求提交附表，或因为所需资料已列入综合财务报表及其附注。
(B)展品。以下证物以表格10-K的形式存档或提供，或以参考方式并入本报告：
| | | | | |
展品 数 | 描述 |
| |
3.1 | 2010年6月1日前修订的SM能源公司重述的公司注册证书(作为注册人截至2010年6月30日的季度10-Q表的季度报告的附件3.1提交，并通过引用并入本文) |
3.2 | 修订和重新修订的《SM能源公司章程》，自2017年2月21日起生效(作为注册人截至2016年12月31日年度10-K表格年度报告的附件3.2提交，并通过引用并入本文) |
4.1 | SM能源公司和作为受托人的美国银行全国协会之间与SM能源公司的优先债务证券有关的契约(作为注册人于2015年5月7日提交的S-3表格注册声明的附件4.1提交(注册号333-203936)，并通过引用并入本文) |
4.2 | 2025年票据补充契约(作为注册人于2015年5月21日提交的8-K表格当前报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.3 | Base Indenture，日期为2015年5月21日，由SM Energy Company和美国银行全国协会作为受托人(作为注册人于2016年8月12日提交的8-K表格当前报告的附件4.1提交，并通过引用并入本文) |
4.4 | 第三补充契约，日期为2016年9月12日，由SM Energy Company和美国银行全国协会作为受托人(作为注册人于2016年9月12日提交的8-K表格当前报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.5 | 第四补充契约，日期为2018年8月20日，由SM Energy Company和美国银行全国协会作为受托人(作为注册人于2018年8月20日提交的当前8-K表格报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.6 | 截至2020年6月17日，SM Energy Company、ComputerShare Inc.和ComputerShare Trust Company，N.A.共同作为权证代理人签署的认股权证协议(作为注册人于2020年6月17日提交的8-K表格当前报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.7 | 第五补充契约，日期为2021年6月23日，由SM Energy Company和美国银行全国协会作为受托人(作为注册人于2021年6月23日提交的8-K表格当前报告的附件4.2提交，并通过引用并入本文) |
4.8* | 证券说明 |
10.1 | Wachovia Bank，National Association，作为行政代理的信托契约，日期为2009年4月14日(作为注册人于2009年4月20日提交的8-K表格当前报告的附件10.2提交，并通过引用并入本文) |
10.2 | 作为行政代理的美联银行的信托契约、抵押、信用额度抵押、转让、担保协议、固定装置备案和融资声明的补充和修正案，日期为2009年4月14日(作为注册人于2009年4月20日提交的8-K表格当前报告的附件10.3提交，并通过引用并入本文) |
10.3 | 截至2022年8月2日，SM Energy Company、Wells Fargo Bank、National Association、作为行政代理和Swingline贷款人的SM Energy Company和贷款人之间的第七份修订和重新签署的信贷协议(作为注册人截至2022年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
| | | | | |
10.4†† | 经董事会于2010年7月30日修订的净利润利息红利计划(作为注册人截至2010年9月30日的10-Q表格季度报告的附件10.6提交，并通过引用并入本文) |
10.5† | 截至2010年1月1日修订和重订的SM能源公司员工养老金计划(作为注册人提交的截至2010年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.30提交，并通过引用并入本文) |
10.6† | 自2011年1月1日起修订的SM能源公司员工养老金计划第1号修正案(作为注册人提交的截至2011年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.41提交，并通过引用并入本文) |
10.7† | 自2012年1月1日起修订的SM能源公司员工养老金计划第2号修正案(作为注册人提交的截至2011年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.42提交，并通过引用并入本文) |
10.8† | 自2016年1月1日起修订的SM能源公司员工养老金计划第3号修正案(作为注册人提交的截至2015年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.29提交，并通过引用并入本文) |
10.9+ | SM能源公司截至2010年12月31日修订的非合格无资金补充退休计划(作为注册人提交的截至2010年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.31提交，并通过引用并入本文) |
10.10† | SM能源公司截至2014年3月10日的非合格延期补偿计划(作为注册人于2014年1月24日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.11† | 截至2014年2月1日修订和重述的现金红利计划(作为注册人提交的截至2013年12月31日的Form 10-K年度报告的附件10.41提交，并通过引用并入本文) |
10.12† | 自2014年5月21日起生效的第162(M)条现金红利计划(作为注册人于2014年5月28日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.13† | 截至2019年7月1日的业绩分享单位奖励协议(作为注册人截至2019年6月30日季度10-Q表季度报告的附件10.2提交，并通过引用并入本文) |
10.14† | SM能源公司员工股票购买计划，修订并重述，自2021年4月5日起生效(作为附件A提交于2021年4月16日提交的注册人关于附表14A的最终委托书，并通过引用并入本文) |
10.15† | 截至2010年5月27日的非雇员董事限制性股票奖励协议表格(作为注册人截至2010年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.5存档，并通过引用并入本文) |
10.16*† | 非雇员董事薪酬安排摘要 |
10.17† | 控制权变更执行离职协议(作为注册人于2015年10月20日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.18† | 雷曼·E·牛顿三世与SM能源公司于2022年12月18日签署的控制权变更协议。(作为注册人于2022年12月21日提交的8-K表格当前报告的附件10.2提交，并通过引用并入本文) |
10.19† | David·科普兰与SM能源公司于2022年12月29日签署的控制权变更协议。(作为注册人于2022年12月30日提交的8-K表格当前报告的附件10.2提交，并通过引用并入本文) |
10.20† | 雷曼·牛顿三世与SM能源公司于2022年12月18日签署的竞业禁止和竞业禁止协议(作为注册人于2022年12月21日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.21† | David·科普兰和SM能源公司于2022年12月29日签订的竞业禁止和竞业禁止协议(作为注册人于2022年12月30日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交，并通过引用并入本文) |
10.22† | SM能源公司股权激励薪酬计划，修订并重述，自2018年5月22日起生效(作为附件A提交于2018年4月12日提交的注册人关于附表14A的最终委托书，并通过引用并入本文) |
10.23*** | SM能源公司和ETC德克萨斯管道有限公司之间于2011年4月1日生效的收集和天然气服务协议(作为注册人截至2011年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.3提交，并通过引用并入本文) |
10.24*** | ETC德克萨斯管道有限公司和SM能源公司之间于2011年4月1日生效的天然气加工协议(作为注册人截至2011年6月30日的Form 10-Q季度报告的附件10.4提交，并通过引用并入本文) |
21.1* | 注册人的子公司 |
23.1* | 安永律师事务所同意 |
23.2* | 莱德斯科特公司同意。 |
| | | | | |
24.1* | 授权书 |
31.1* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席执行官的认证 |
31.2* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官的认证 |
32.1** | 依据《2002年萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条的认证 |
99.1* | 莱德·斯科特审计信 |
| 101.INS | 内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
| 101.SCH* | 内联XBRL架构文档 |
| 101.CAL* | 内联XBRL计算链接库文档 |
| 101.LAB* | 内联XBRL标签Linkbase文档 |
| 101.PRE* | 内联XBRL演示文稿Linkbase文档 |
| 101.DEF* | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
| 104 | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101.INS中) |
_____________________________________
| | | | | |
| * | 与这份报告一起提交的。 |
| ** | 随本报告一起提供。 |
| *** | 本展品的某些部分已经过编辑，并受美国证券交易委员会根据《交易法》第24b-2条授予的保密处理令的约束。 |
| † | 展品构成管理合同或补偿计划或协议。 |
| †† | 展品构成管理合同或补偿计划或协议。本文件于2010年7月30日修订，主要是为了反映注册人的名称从圣玛丽土地勘探公司更改为SM能源公司。本文件中的实质性条款和条件没有实质性变化。 |
| + | 展品构成管理合同或补偿计划或协议。本文件于2010年11月9日进行了修订，以便进行技术性修订，以确保遵守《国税法》第409a条。本文件中的实质性条款和条件没有实质性变化。 |
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(C)财务报表附表。请参阅上文第15(A)项。
项目16.表格10-K摘要
没有。
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。
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| | SM能源公司 |
| | (注册人) |
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| 日期： | 2023年2月23日 | 发信人： | /s/赫伯特·S·沃格尔 |
| | | 赫伯特·S·沃格尔 |
| | | 总裁与首席执行官 |
| | | (首席行政主任) |
一般授权书
通过此等陈述认识所有人，以下签名的每个人构成并任命Herbert S.Vogel和A.Wade Pursell各自的真实和合法的事实代理人和代理人，他们都有充分的权力单独行动，以他或她的名义，以任何和所有身份，以任何和所有身份，签署对截至2022年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的任何修订，并将该报告及其证物和与此相关的其他文件提交给证券交易委员会，兹批准并确认上述每一名事实受权人或其一名或多名替代者可凭藉本条例作出或安排作出的所有事情。
根据《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。
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| 签名 | | 标题 | | 日期 |
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| /s/赫伯特·S·沃格尔 | | 首席执行官总裁和董事 | | 2023年2月23日 |
| 赫伯特·S·沃格尔 | | (首席行政主任) | | |
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| 韦德·普塞尔 | | 常务副总裁兼首席财务官 | | 2023年2月23日 |
| A.韦德·普塞尔 | | (首席财务官) | | |
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| /帕特里克·A·莱特尔 | | 总裁副首席财务官兼主计长 | | 2023年2月23日 |
| 帕特里克·A·莱特尔 | | (首席会计主任) | | |
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| 签名 | | 标题 | | 日期 |
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| /s/威廉·D·沙利文 | | 董事会主席 | | 2023年2月23日 |
| 威廉·D·沙利文 | | | | |
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| /s/Carla J.Bailo | | 董事 | | 2023年2月23日 |
| 卡拉·J·贝洛 | | | | |
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| /s/Stephen R.Brand | | 董事 | | 2023年2月23日 |
| 斯蒂芬·R·布兰德 | | | | |
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| /s/Ramiro G.秘鲁 | | 董事 | | 2023年2月23日 |
| 拉米罗·G·秘鲁 | | | | |
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| 安妮塔·M·鲍尔斯 | | 董事 | | 2023年2月23日 |
| 安妮塔·M·鲍尔斯 | | | | |
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| 胡里奥·M·昆塔纳 | | 董事 | | 2023年2月23日 |
| 胡里奥·M·昆塔纳 | | | | |
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| 罗斯·M·罗伯逊 | | 董事 | | 2023年2月23日 |
| 罗丝·M·罗伯逊 | | | | |
