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StockAndIncentivePlanMember2020-09-180000945764美国-公认会计准则：受限的股票成员2020-01-012020-09-180000945764美国-公认会计准则：受限的股票成员2022-01-012022-12-310000945764美国-公认会计准则：受限的股票成员2020-09-180000945764美国公认会计准则：绩效共享成员2020-01-012020-09-180000945764美国公认会计准则：绩效共享成员2022-01-012022-12-310000945764DEN：基于绩效的Tsr奖励成员2020-01-012020-09-180000945764美国公认会计准则：绩效共享成员2020-09-180000945764登上：纽约MembersDEN：Q1Q22023成员美国-公认会计准则：互换成员2022-12-31Utr：bblDEN：D0000945764登上：纽约MembersDEN：Q3Q42023成员美国-公认会计准则：互换成员2022-12-310000945764登上：纽约MembersDEN：Q1Q22023成员美国公认会计准则：选项成员2022-12-310000945764登上：纽约MembersDEN：Q3Q42023成员美国公认会计准则：选项成员2022-12-310000945764美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2022-12-310000945764美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310000945764美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2022-12-310000945764美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员2021-12-310000945764美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310000945764美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员2021-12-310000945764Den:IndustrialSourceCO2PurchaseContractsMember2022-01-012022-12-310000945764Den:IndustrialSourceCO2PurchaseContractsAndProcessingFeeRelatedToOverridingRoyaltyInterestInCO2MemberSRT：最小成员数2022-01-012022-12-310000945764Den:IndustrialSourceCO2PurchaseContractsAndProcessingFeeRelatedToOverridingRoyaltyInterestInCO2MemberSRT：最大成员数2022-01-012022-12-310000945764DEN：CO2存储协议成员2022-03-310000945764DEN：IndustrialCO2客户成员2022-12-31Utr：MMcf0000945764DEN：IndustrialCO2客户成员2022-01-012022-12-31

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

2022年表格10-K

(标记一)

☑根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告

截至本财政年度止12月31日, 2022

或

☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告

由_至_的过渡期

委托文件编号：001-12935

Denbury Inc.

(注册人的确切姓名载于其章程)

特拉华州

20-0467835

(国家或其他司法管辖区 指公司或组织)

(税务局雇主 识别号码)

遗产圈5851号

普莱诺,

TX

75024

(主要执行办公室地址)

(邮政编码)

注册人的电话号码，包括区号：						(972)			673-2000

根据该法第12(B)条登记的证券：

每节课的标题：			商品代号：			在其注册的每个交易所的名称：
普通股面值.001美元			窝点			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☑ No ☐

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☑ No ☐

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。见《交易法》第12-b2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。

大型加速文件服务器

☑

加速文件管理器

☐

非加速文件服务器

☐

规模较小的报告公司

☐

新兴成长型公司

☐

如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

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

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☐ No ☑

在根据法院确认的计划分配证券后，用复选标记表示注册人是否已提交1934年《证券交易法》第12、13或15(D)节要求提交的所有文件和报告。是☑ No ☐

根据注册人最近完成的第二财季最后一个营业日的收盘价，非关联公司持有的注册人普通股的总市值为#美元。3,048,881,728.

截至2023年1月31日，注册人普通股的流通股数量为49,839,666.

以引用方式并入的文件

文档：						成立为法团，以：
1.将于2023年6月1日召开的股东周年大会的通知和委托书。						1. Part III, Items 10, 11, 12, 13, 14

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Denbury Inc.

表格10-K的2022年年报

目录表 

									页面
						词汇表和精选缩写			3
						第一部分
第1项。						企业和物业			5
第1A项。						风险因素			25
项目1B。						未解决的员工意见			31
第二项。						属性			31
第三项。						法律诉讼			31
第四项。						煤矿安全信息披露			32
						第II部
第五项。						注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券			33
第六项。						[已保留]			35
第7项。						管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析			36
第7A项。						关于市场风险的定量和定性披露			63
第八项。						财务报表和补充资料			63
第九项。						会计与财务信息披露的变更与分歧			108
第9A项。						控制和程序			108
项目9B。						其他信息			108
项目9C						关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露			109
						第三部分
第10项。						董事、高管与公司治理			110
第11项。						高管薪酬			110
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			110
第13项。						某些关系和相关交易，以及董事的独立性			110
第14项。						首席会计师费用及服务			110
						第四部分
第15项。						展品和财务报表附表			111
第16项。						表格10-K摘要			113
						签名			114

2

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Denbury Inc.

词汇表和精选缩写

Bbl			一个储罐桶，液体体积为42加仑，这里指的是原油或其他液态碳氢化合物。
Bbls/d			每天生产的石油或其他液态碳氢化合物桶。
Bcf			10亿立方英尺天然气或CO2.
教委会			一桶油当量，使用一桶原油、凝析油或天然气液体与6Mcf天然气的比率。
BoE/d			每天生产的猪肉。
BTU			英制热量单位，是将一磅水的温度从58.5华氏度提高到59.5华氏度所需的热量。
CCUS			碳捕获、利用和封存。
公司2			二氧化碳。
公司2e			二氧化碳的公吨数2全球变暖潜力相当于一公吨另一种温室气体的排放。
提高采收率			提高石油采收率。就我们的石油生产而言，提高采收率也被称为三次采油。提高采收率的主要类型包括热驱、注气(如天然气、氮气或一氧化碳2)和化学注射(如使用聚合物)。
寻找和开发成本			在一定时期内，京东方寻找和开发已探明储量的平均成本。其计算方法为：(A)成本，包括(I)期内产生的总收购、勘探及开发成本加上(Ii)与指定物业或物业群有关的未来开发及废弃成本，除以(B)(I)期内总探明储量变动加(Ii)期内总产量的总和。
公认会计原则			美国普遍接受的会计原则。
温室气体			温室气体，由包括CO在内的那些将热量捕获到大气中的气体组成2甲烷、一氧化二氮和氟化气体。
MBBLS			1000桶原油或其他液态碳氢化合物。
MBOE			一千个BOEs。
麦克夫			1000立方英尺天然气或CO2 在60华氏度(°F)的温度基数和储量或销售所在州或地区的法定压力基数(每平方英寸14.65至15.025磅)下。
MCF/d			1000立方英尺天然气或CO2一天。
Mmboe			一百万个BOEs。
MMBtu			一百万BTU。
MMCF			100万立方英尺天然气或CO2.
MMCF/d			100万立方英尺天然气或CO2每天生产。
MMtpa			每年100万公吨，通常用作二氧化碳的计量单位2或其他温室气体排放。
商品衍生品的非现金公允价值损益			期内商品衍生工具持仓的公平市价净变动。商品衍生工具的非现金公允价值收益(亏损)为非公认会计原则计量，只占综合经营报表中“商品衍生工具费用(收益)”的一部分，其中亦包括期内结算对商品衍生工具的影响。
纽约商品交易所			纽约商品交易所。就收到的石油和天然气价格而言，NYMEX价格代表西德克萨斯中质原油基准价和Henry Hub天然气基准价。
可能储量*			与已探明储量相比，可采储量不那么确定，但与已探明储量一起，有可能无法开采的储量。

3

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Denbury Inc.

已探明已开发储量**			在现有设备和作业方法下，可通过现有油井开采的已探明储量。
已探明储量*			地质和工程数据显示，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油气藏开采的储量。
已探明未开发储量**			已探明储量，预计将从未钻井面积上的新油井或现有油井中回收，在每种情况下都需要相对较大的支出。
PV-10值			已探明储量的生产所产生的估计未来毛收入，扣除估计未来生产、开发和废弃成本及所得税前，按每年10%的贴现率折现至现值。在报告日期之前的12个月期间内，每个月的第一天的平均碳氢化合物价格等于碳氢化合物价格的未加权算术平均值，从而计算出PV-10值。PV-10价值是一种非公认会计准则计量，并不声称代表我国石油和天然气储量的公允价值；其用途在项目7中进一步讨论，管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析--非公认会计准则财务计量与对账.
Tcf			1万亿立方英尺天然气或CO2.
三次采油			一个术语，用于表示从现有油田中开采增量石油的技术(与一次和二次采油或“非三次”采油相对)。另请参阅“提高采收率”。

*本定义是S-X规则第4-10(A)条规定的完整定义的简略版本。有关完整定义，请参阅：

http://www.ecfr.gov/cgi-bin/text-idx?SID=2d916841db86d079fa060fa63b08d34e&mc=true&node=se17.3.210_14_610&rgn=div8.

4

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目录表

Denbury Inc.

第一部分

项目1.业务和物业

一般信息

Denbury Inc.是特拉华州的一家公司，是一家独立的能源公司，业务集中在美国墨西哥湾沿岸和落基山脉地区。我们的公司总部位于德克萨斯州普莱诺75024，Legacy Circle，5851，我们的电话号码是972-673-2000。该公司通过专注于CO而脱颖而出2提高采收率和新兴的CCUS行业，由公司的CO支持2提高采收率技术和运营专业知识及其广泛的成本2管道基础设施。捕获的工业源CO的利用2在EoR中显著减少了Denbury生产的石油的碳足迹，使公司的范围1和2 CO2E排放量今天为负，目标是使我们的范围1、范围2和范围3的CO达到净零排放2本十年内的E排放，主要是通过增加捕获的工业来源CO的数量2在它的运作中使用。在这份10-K表格年度报告(“10-K表格”)中，我们使用术语“Denbury”、“Company”、“We”、“Our”和“Us”来指代Denbury Inc.及其子公司。

我们的CO2三次采油作业导致CO伴生地下储存2。这意味着，Denbury的活动正在通过增加使用工业来源的CO来支持和推进今天的国家能源转型2在提高采收率业务中发挥重要作用，并为第三方大规模长期碳管理建立专用的CCUS平台。

作为公司战略的一部分，我们致力于通过以下关键原则为股东创造长期价值：

•利用我们广泛的成本2管道资产和成本2提高采收率的专业知识，以扩大我们在新兴CCUS行业的运营和领导地位；

•寻求扩大工业来源CO的使用2在我们的三次采油作业中，最终目标是生产碳足迹为负的石油；

•通过应用我们在CO方面的技术专长来增加我们的资产价值2三次采油，以及其他勘探、开发、开采和营销技能和做法的组合；

•管理有纪律的资本分配过程，使我们的投资回报率最大化，并有机地为增长提供资金，同时在产生自由现金时平衡向股东返还资本；以及

•经营一家不断增长、盈利和可持续发展的公司，致力于改善我们的员工、环境和社区。

如注1中进一步描述的，业务性质和重要会计政策摘要--2020年根据《破产法》第11章自愿重组的情况，Denbury Inc.在其前身于2020年9月18日从破产中脱颖而出后，成为Denbury Resources Inc.的继任者报告公司(“继承者”)。作为重组计划的一部分，在摆脱破产时，前任以前核准和/或发行的所有普通股或股票等价物都被注销，在注销大约21亿美元的债务本金和前任的所有股权工具后，向前任的债务持有人和股权持有人发行新的普通股。2020年9月21日，继任者的新普通股开始在纽约证券交易所交易，股票代码为DEN，这与Denbury Resources Inc.自1997年以来在纽约证券交易所公开交易的普通股不同。

我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、当前的8-K表格报告以及根据1934年证券交易法(经修订)第13(A)和15(D)条或交易法提交的修订报告均已提交给美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)，并在我们以电子方式向美国证券交易委员会提交此类报告后，尽快在我们的网站www.denbury.com上免费提供。美国证券交易委员会还保留了一个网站http://www.sec.gov，，其中包含提交给美国证券交易委员会的8-K、10-Q和10-K表格的定期报告，以及登伯里提交的其他报告、委托书和信息声明以及其他信息。除非另有特别说明，否则我们网站上包含的信息不会以引用方式并入我们的美国证券交易委员会备案文件中。我们网站上的投资者关系页面还包含指向公开电话会议、会议演示和网络广播、公司演示以及我们的公司责任报告的链接，其中包括可能被认为对投资者具有重要意义的信息，以便向公众广泛、非排他性地分发信息，并遵守我们的披露义务。

5

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目录表

Denbury Inc.

根据规例FD。投资者及其他公众人士应审阅本公司网站上“投资者关系”一栏所披露的资料，以便全面了解本公司的财务及经营业绩。

营商环境与2022年发展

由于我们生产的97%是石油，油价通常是我们经营业绩中最大的单一变量。自2020年以来，油价一直在上涨，这主要是由于自2020年和2021年新冠肺炎冠状病毒(“新冠肺炎”)疫情高峰期以来需求的增加，加上俄罗斯袭击乌克兰以来对能源市场和价格的影响，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油的平均价格在2022年约为每桶94美元，2021年约为每桶68美元，2020年约为每桶39美元。由于油价上涨，公司2021年至2022年的财务业绩有所改善，尽管油价的积极影响部分被我们在2020年9月摆脱破产后不久根据银行信贷安排的一次性要求在2022年年中之前有义务实施的大宗商品对冲所抵消。我们2022年的财务业绩进一步受到通胀压力的影响，主要是增加了我们的电力成本、服务成本和劳动力成本，部分原因是全球和美国供应链问题。在2022年，我们利用我们的现金流主要为我们的石油和天然气开发提供资金并确保CO2 未来CCUS活动的存储容量，以及因油价上涨而产生的超额现金流，我们通过股票回购计划向股东返还资金。

以下包括我们的一些2022年的主要业务发展：

•继续开发我们在蒙大拿州和北达科他州的雪松溪背斜(“CCA”)提高采收率项目，这是一种碳负CO2 提高采收率项目，与CO22022年初开始注水，预计2023年下半年开始投产。

•推进CO扩容2 几个油田的提高采收率开发，包括比弗克里克、索索、海德堡和克兰菲尔德。

•利用超额现金流以约1亿美元的价格回购了160万股Denbury普通股，平均价格为每股61.92美元，剩余2.5亿美元可用于我们的股票回购计划下的未来回购。

•修订了本公司的优先担保银行信贷安排，将借款基数和贷款人承诺增加到7.5亿美元，将到期日延长至2027年，并放宽了各种契约。

•与客户就未来潜在的工业来源CO的运输和/或储存执行了六项协议2覆盖约18 Mtpa，提高了我们的累计CO总量2未来运输/储存协议所涵盖的大约2000万吨/年。

•扩大我们的专用CO2 该公司计划在阿拉巴马州、密西西比州、路易斯安那州和得克萨斯州拥有7个合同点，预计存储潜力约为20亿吨。

•向计划中的蓝色氢气/氨设施的项目开发公司投资1000万美元。

•提交了我们第一个注入CO的VI类油井许可证2 变成永久的地质储存库。

碳捕获、利用和封存

CCUS是一个捕获CO的进程2来自工业来源，并重复使用或存储CO2在地质构造中，以防止其释放到大气中。我们利用CO2来自我们提高采收率业务的工业来源，以及我们广泛的CO2管道基础设施和运营，特别是在墨西哥湾沿岸，战略上靠近这两个大型工业能源来源 适合永久储存的排放物和地质构造。在落基山脉地区，所有的CO2我们在EoR运营中使用的是工业来源，并通过我们广泛的CO运输2管道系统。而工业CO2落基山脉地区的排放量不像墨西哥湾沿岸那么大，但我们相信落基山脉地区也拥有巨大的CCUS潜力。我们相信，CCUS所需的资产和技术专长与我们现有的CO高度一致2提高采收率的行动。20多年来，Denbury一直在运输和利用CO2 与其提高采收率操作相关联，以及CO的累积关联存储2到目前为止，通过其提高采收率业务，地下开采总量已超过2.4亿吨。

支持美国政府的政策和公众对工业CO的压力2排放者为他们提供强大的激励措施来获取其CO2排放；例如，2021年1月，美国国税局根据《国税法》第45Q条发布了关于扩大碳捕获税收抵免的最终规定，对以前的规定进行了一些修改和澄清，这些规定为CO提供了每吨35美元的税收优惠2用于提高采收率，每吨一氧化碳50美元2永久地隔离在提高采收率以外的地质构造中。2022年8月，通过了《降低通货膨胀法案》，将税收抵免的价值从每吨被封存的CO提高到50美元2至每吨85元(受若干规定规限

6

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目录表

Denbury Inc.

资格和调整)，以及从每吨CO 35美元起2用于提高石油采收率(EOR)至每吨60美元(取决于某些资格和调整)。对永久隔离的CO的数量提供税收抵免2对于2033年1月1日之前开始建设的合格设施，向捕获设施的所有者提供12年的期限。除了第45Q条的税收抵免外，一些实体可能有资格享受通过CCUS创建的产品的其他财务激励或福利。

我们相信，根据第45Q条提供的激励措施将推动对CCUS的需求，并将允许我们收取运输和储存捕获的工业来源CO的费用2，并进一步扩大其在我们的提高采油业务中的应用。虽然有一部分CO2我们目前在EoR运营中使用的是从工业来源捕获的，并符合CCUS的资格，我们历来为该CO支付费用2因为这些安排是多年前达成的。由于改进后的第45Q条规定相对较新，建造新的捕获设施和开发专用存储地点可能需要数年时间。

随着我们寻求发展我们的CCUS业务并寻求新的CCUS机会，我们专注于以下战略重点：

•确保与工业排放者签订运输和储存协议；

•通过开发各种地下储存点组合，增加安全、可靠、不间断和有保障的永久储存能力；

•通过寻求替代自然来源的CO来增加我们的碳负向石油产量2在我们的提高采收率行动中；

•准备对我们的绿色管道能力进行具有资本效益的扩展，以满足墨西哥湾沿岸工业设施所有者预期的快速增长的需求；以及

•在整个CCUS价值链中寻求战略合作伙伴关系。

运输和储存

截至2022年12月31日，我们与8个客户就未来CO的运输和/或存储达成了协议2来自工业来源，覆盖2000万吨/年，其中1800万吨/年是在2022年期间增加的。我们最大的协议是与一个计划中的清洁氢氨联合装置，称为阿森松清洁能源(“ACE”)。在2022年期间，我们向ACE(清洁氢气工厂)的项目开发公司投资了1000万美元，同时还签署了CO运输和储存的最终协议2用于拟建工厂的前两个区块。我们承诺在实现某些里程碑时(预计在2023年)再投资1000万美元。计划中的清洁氢氨联合装置的目标是在2024年做出最终投资决定，预计将包括两个氨区块，估计CO2 捕获量高达1200万吨/年，第一个区块的氨生产预计将于2027年开始。我们今天达成的协议在很大程度上得到了规划中的氨/氢工厂的支持，但也包括提议生产生物燃料、低碳燃料和甲醇的工厂。我们与客户的协议范围从Nutrien和三菱等大型国际公司到处于项目开发阶段的公司。我们正在与更多的公司和项目就拟议的未来捕获项目进行合作，并预计在2023年继续增加我们未来的商机。我们目前预计2025年与CCUS相关的初始运输和/或存储量。

仓储地点

截至2022年12月31日，该公司在合同中有7个计划中的存储地点，估计潜在的永久存储约为20亿吨。该公司的存储产品组合横跨美国墨西哥湾沿岸，包括计划在阿拉巴马州、密西西比州、路易斯安那州和德克萨斯州的封存地点。这些地点大多位于我们墨西哥湾沿岸的CO附近2 管道系统。我们正在这些地点进行开发，并提交了我们第一个注入CO的VI类油井许可证2将于2022年底进入永久地质储存库。我们预计在2023年提交更多的申请，预计在2023年钻探测试井，并估计第一次注入将于2025年开始。我们还在评估潜在的CO2落基山地区的仓储地点，距离我们广泛的CO很近2管道系统。

石油和天然气业务

我们的石油和天然气资产集中在美国的墨西哥湾沿岸和落基山脉地区。目前，我们在墨西哥湾沿岸地区已探明和生产储量的资产位于密西西比州、德克萨斯州和路易斯安那州，落基山地区位于蒙大拿州、怀俄明州和北达科他州。大约97%

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目录表

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我们生产的产品有一半是石油，超过三分之二的产品来自一氧化碳2提高采收率。随着时间的推移，我们主要通过收购成熟的油田实现增长，我们专注于通过开采、钻井和成熟的工程开采工艺相结合来增加这些资产的价值，其中最重要的是CO2提高采收率的行动。我们目前的CO产品组合2假设原油价格处于支持这些项目发展的水平，EOR项目为我们提供了巨大的石油生产和储备增长潜力。

我们拥有并运营着超过1300英里的CO2运输管道。我们广泛的CO2墨西哥湾沿岸和落基山脉地区的管道基础设施使我们能够交付CO2来自我们的自然和工业CO2供我们的CO使用的资源2提高采收率油田，以及交付CO2我们的客户是CO的工业终端用户2或EoR客户。在未来，我们计划利用这些相同的管道来运输和储存CO2在我们新兴的CCUS业务中。我们的绿色管道目前有足够的能力处理额外的流量，我们可以通过增加泵站或管道的环路段来进一步扩大产能。

石油和天然气储量估算

DeGolyer和MacNaughton(“D&M”)对截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日我们的已探明石油和天然气净储量进行了估计(见D&M截至2022年12月31日的报告摘要，作为本10-K表的展品)。这些储量估计数是根据美国证券交易委员会的规则和条例，采用等于每年12个月期间内每个月的第一天碳氢化合物价格的未加权算术平均的平均价格编制的。这些石油和天然气储量估计不包括任何可能存在的或可能存在的储量的价值，也不包括任何未开发面积的价值。储量估计代表我们在物业中的净收入权益。

下表提供了D&M截至2022年、2021年和2020年12月31日的估计探明储量信息，以及每个时期的PV-10值和标准化措施。该公司2022年12月31日探明的石油和天然气储量数量和PV-10价值较2021年12月31日有所增加，这主要是由于用于准备2021年12月31日和2022年12月31日储量信息的油价上涨。纽约商品交易所用于估算我们已探明储量的平均油价从2021年12月31日的每桶66.56美元上涨到2022年12月31日的每桶93.67美元。在估计已探明的石油和天然气储量及其价值方面存在许多固有的不确定性，包括许多我们无法控制的因素，这些因素将在项目1A中进一步讨论，风险因素-估计我们的储量、产量和未来的净现金流很难有任何确定性。另请参阅字段汇总表在这一节的下面

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和补充石油和天然气披露(未经审计)为了进一步讨论储备金的投入和期间之间的变化，在合并财务报表中提出了这一问题。

			十二月三十一日，
			2022						2021						2020
估算探明储量
石油(MBbls)			197,266						188,938						140,499
天然气(MMCF)			29,585						16,506						15,604
油当量(MBOE)			202,197						191,689						143,100
储备量类别
经过验证的开发生产
石油(MBbls)			177,589						164,744						123,802
天然气(MMCF)			26,744						14,844						14,132
油当量(MBOE)			182,046						167,218						126,158
已证实开发的非生产型
石油(MBbls)			15,754						14,403						12,600
天然气(MMCF)			2,841						1,662						1,472
油当量(MBOE)			16,228						14,680						12,845
事实证明是未开发的
石油(MBbls)			3,923						9,791						4,097
油当量(MBOE)			3,923						9,791						4,097
占总MBOE的百分比
经过验证的开发生产			90		%				87		%				88		%
已证实开发的非生产型			8		%				8		%				9		%
事实证明是未开发的			2		%				5		%				3		%
代表性石油和天然气价格(1)
石油(纽约商品交易所每桶价格)			$	93.67					$	66.56					$	39.57
天然气(Henry Hub价格/MMBtu)			6.36						3.60						1.99
现值(千)(2)
所得税后估计未来现金流量贴现标准计量(“标准化计量”)(公认会计准则计量)			$	3,490,923					$	2,187,051					$	654,734
预估未来所得税贴现			966,133						486,771						48,346
所得税前估计未来现金流量贴现净额(PV-10值)(非公认会计准则计量)(3)			$	4,457,056					$	2,673,822					$	703,080

(1)参考价格是以纽约商品交易所商品价格的算术平均值为基础的，这些商品价格分别为当年每个月的每个月。这些价格不反映对市场差额和实地运输费用的调整，这些调整被用来编制我们的储备报告，以得出我们收到的适当净价。此外，我们不会将我们的石油和天然气衍生合约指定为根据衍生工具和套期保值因此，这些合同的影响不包括在确定我们的储备数量或价值时使用的价格中。见项目7，管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析-经营成果-财务和经营成果表关于收到的石油和天然气价格的细节，包括和不包括衍生品和解的影响。

(2)根据每月第一天的平均价格确定，并根据《财务会计准则》规定的标准根据外地收到的价格进行调整。PV-10值和标准化衡量标准受到我们收到的油价相对于NYMEX油价的显著影响(我们的NYMEX油价差价)。截至2022年12月31日，加权平均油价差比NYMEX代表性油价低每桶0.65美元，而截至2021年12月31日，比NYMEX油价低每桶2.70美元，截至2020年12月31日，比NYMEX油价低每桶3.73美元。

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(3)PV-10值是非GAAP计量，与标准化计量的不同之处在于，PV-10值是税前数字，而标准化计量是税后数字。用于计算PV-10值的信息直接来自根据FASC主题932确定的数据。我们认为，PV-10价值是对标准化衡量标准的有益补充，因为标准化衡量标准会受到公司独特的税务情况的影响，而且在逐个财产的基础上计算标准化衡量标准是不切实际的。正因为如此，PV-10价值是行业内广泛使用的衡量标准，证券分析师、银行和信用评级机构通常使用PV-10价值在不同公司或特定物业的比较基础上评估已探明储量的估计未来现金流净额。PV-10 Value通常被我们和行业内的其他公司用来评估买卖物业、评估我们石油和天然气资产的潜在投资回报，以及执行石油和天然气资产的减值测试。PV-10值不是公认会计原则下的财务或经营业绩的衡量标准，也不应单独考虑或作为标准衡量标准的替代品。我们的PV-10值和标准化衡量标准并不代表我们石油和天然气储量的公允价值。另请参阅词汇表和精选缩写关于“PV-10值”的定义和补充石油和天然气披露(未经审计)在合并财务报表中增加关于标准化措施的披露。

我们已探明的已开发非生产储量主要包括：(1)已探明的第三次洪水中尚未经历CO响应的地区的储量2注入，(2)将从目前的生产区回收的储量，使用微小的修改来管理CO的流动2或油藏内的水，以及(3)将通过补充到当前生产层段以上或以下的其他层段来开采的储量。

截至2022年12月31日，我们的预计已探明未开发储量总计约3.9MMBOE，约占我们预计总已探明储量的2%。我们已探明的未开发储量比2021年12月31日减少了5.9MMBOE(60%)。于2022年，我们花费了约5,320万美元将5.3MMBOE的已探明未开发储量转换为已探明已开发储量，主要与Heidelberg和Beaver Creek的非第三级开发活动有关。于2022年，我们增加了1.1MMBOE的估计已探明未开发储量，主要与Hastings和Beaver Creek油田的第三级作业有关，并确认我们已探明未开发储量的净向下修正为1.7MMBOE。

在2022年期间，我们向美国能源信息机构提供了2021年的石油和天然气储量估计，与我们的Form 10-K中包含的截至2021年12月31日的年度储量估计基本相同。

对储量估计的内部控制

本报告中的储量信息基于位于德克萨斯州达拉斯的独立石油工程师D&M准备的估计，利用我们内部油藏工程团队提供的数据，并由管理层负责。我们依赖D&M的专业知识，以确保我们的储量估计是按照《美国证券交易委员会》规则和规定编制的，并确保适当的地质、石油工程和评估原则和技术的应用符合石油工程师协会题为《石油和天然气储量信息估计和审计标准(截至2019年6月修订)》的出版物中石油行业普遍认可的做法。负责编制储量报告的人是D&M公司的高级副总裁和北美事业部经理，2003年在伊斯坦布尔技术大学获得石油工程理学学士学位，2005年和2010年分别在德克萨斯农工大学获得石油工程硕士和博士学位，在油气藏研究和评价方面拥有超过12年的经验。我们的高级副总裁-业务开发和技术主要负责在此过程中监督独立的石油工程师。我们的高级副总裁-业务开发与技术拥有科罗拉多矿业学院石油工程学士学位，并在石油工程和储量估计方面拥有超过35年的行业经验。D&M依靠我们内部油藏工程团队提供的各种数据来准备其储量估计，包括石油和天然气价格、所有权权益、生产信息、运营成本等项目, 计划资本支出和其他技术数据。我们的内部油藏工程团队由合格的石油工程师组成，他们维护公司的内部储量评估，并将公司的信息与D&M准备的储量进行比较。管理层负责设计用于准备石油和天然气储量的内部控制程序，包括验证输入储量预测和经济评估软件的数据，以及多学科管理审查。内部油藏工程团队直接向我们的高级副总裁汇报-业务开发和技术。此外，我们的董事会审计委员会监督我们独立石油工程师的资格、独立性、业绩和聘用情况，以及

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审查我们的石油和天然气储量估计的最终报告和随后的报告，我们的董事会成员之一是我们的主席，他拥有麻省理工学院的化学工程博士学位和俄亥俄州首都大学的化学和数学学士学位。他有40多年的行业经验，职责包括储量准备和审批。

字段汇总表。下表按油田和地区汇总了选定的已探明石油和天然气储量信息，包括截至2022年12月31日的探明储量总量和2022年的日均销售量，所有这些都基于Denbury的净收入利息(NRI)。提交的储量估计是由位于德克萨斯州达拉斯的独立石油工程师D&M准备的。我们是几乎所有重要物业的运营商，我们也拥有其中的大部分权益，尽管通常不到100%的工作权益，由于特许权使用费和其他负担，NRI较少。有关石油和天然气储量的更多信息，请参见石油和天然气储量估算以上和补充石油和天然气披露(未经审计)在合并财务报表中。

			截至2022年12月31日的探明储量(1)																								2022年日均销售量
			油 (MBbls)						天然气 (MMcf)						MBOEs						占公司总数的百分比 MBOEs						油 (bbls/d)						天然气 (mcf/d)						2022年平均NRI
第三系油气性质
墨西哥湾沿岸地区
德里			9,700						—						9,700						4.8		%				2,559						—						58.1		%
黑斯廷斯			18,988						—						18,988						9.4		%				4,285						—						80.0		%
海德堡			15,106						—						15,106						7.5		%				3,605						—						81.1		%
牡蛎湾			15,190						—						15,190						7.5		%				3,518						—						87.4		%
廷斯利			19,130						—						19,130						9.5		%				2,860						—						81.3		%
其他(2)			15,046						—						15,046						7.4		%				5,529						—						73.6		%
墨西哥湾沿岸地区总数			93,160						—						93,160						46.1		%				22,356						—						76.6		%
落基山区
贝尔小溪			9,351						—						9,351						4.6		%				4,082						—						84.6		%
风河流域			12,378												12,378						6.1		%				3,020												83.2		%
其他(3)			6,194						—						6,194						3.1		%				2,546						—						24.6		%
总落基山区			27,923						—						27,923						13.8		%				9,648						—						51.0		%
三级属性总数			121,083						—						121,083						59.9		%				32,004						—						66.6		%
非第三系油气性质
墨西哥湾沿岸地区
墨西哥湾沿岸地区总数			17,816						13,751						20,108						9.9		%				3,106						3,248						29.6		%
落基山区
雪松溪背斜(4)			55,695						10,045						57,369						28.4		%				9,463						1,567						80.0		%
其他(5)			2,672						5,789						3,637						1.8		%				729						4,223						69.0		%
总落基山区			58,367						15,834						61,006						30.2		%				10,192						5,790						78.8		%
非三级属性总数			76,183						29,585						81,114						40.1		%				13,298						9,038						56.3		%
公司合计			197,266						29,585						202,197						100.0		%				45,302						9,038						63.1		%

(1)储量估算是根据FASC主题932编制的，采掘业--石油和天然气，使用2022年期间每个月NYMEX大宗商品价格的每月第一天的算术平均值，原油为每桶93.67美元，天然气为每桶6.36美元。

(2)包括布鲁克海文、克兰菲尔德、欧库塔、小溪、马拉留、马丁维尔、麦库姆、索索和西黄溪油田。

(3)包括盐溪和格里夫油田。

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(4)雪松溪背斜由13个不同的作业区组成。

(5)包括风河盆地以及Hartzog Drag和Bell Creek油田的非第三级作业。

提高采油效率。使用CO提高采收率2是生产原油最有效的三次采油机制之一。在压力下注入地下含油岩层时，CO2当它在储集岩中流动时，它的作用有点像溶剂，与油混合并改变油的特性，以便能够生产和销售。术语“三次洪水”，“CO”2洪水“和”CO“2在本文件中可互换使用EoR“。

而利用CO提高采油效率的项目2作为众多石油和天然气公司在不同产油盆地的各种含油气藏中成功实施的项目，我们相信我们的投资、经验和获得的知识将使我们在我们经营的领域获得战略和竞争优势。我们应用我们多年来学到的和发展的知识来改善和提高CO内部的扫描效率2我们运营的提高采收率项目。

我们开始了我们的CO2运营于1999年8月，当时我们收购了Little Creek field，随后收购了Jackson Dome公司2储量和2001年的Nejd输油管道。基于我们在Little Creek取得的成功和CO的所有权2储备，我们开始将我们的资本支出和收购努力转移到更多地关注CO2并随着时间的推移改变了我们的战略，将重点放在拥有和运营非常适合CO的油田上2提高采收率项目。在三次注水之前，我们努力最大限度地利用我们未来的三次油田和三次注水已开始但仍包含大量非三次开采的油田目前相当大的一次和二次产量。我们今天的资产基础几乎全部由我们目前充斥着一氧化碳的油田组成，或者与之有关2或计划充斥着一氧化碳2未来，或生产CO的资产2。在截至2022年12月31日的年度内，约40%的CO2在我们运营的石油和天然气运营中使用的是工业来源的CO22022年我们生产的产品中约有28%是碳负的，这意味着工业来源的CO总量2 注入超过偏移量范围1、2和3 CO2E排放(见气候变化与环境考量(见下文)。

尽管三次采油基础设施的前期成本以及建造管道和生产设施的时间在大多数情况下都高于一次采油，但我们认为三次采油具有几个有利的、抵消的和独特的属性，包括：

•较低的勘探风险，因为我们经营的油田具有重要的历史产量和储集层和地质数据；

•产量递减率低于非常规开发；

•按当前预期的长期价格计算的合理回报指标；

•此恢复方法在我们地理区域的竞争有限，由于我们拥有CO，因此具有战略优势2 储量和CO2 管道基础设施；

•与其他石油和天然气开发相比，对新栖息地的破坏一般较小，因为我们进一步开发现有(而不是新的)油田；以及

•允许我们同时存储CO2 从工业来源捕获 在以前捕获和储存石油和天然气的相同地下地层中。

我们的第三业务占我们2022年总产量的68%(以京东方为基础)。截至2022年底，我们三次采油油田的已探明石油储量估计PV-10价值约为29亿美元，占我们总PV-10价值的64%，占我们总已探明储量的60%。此外，在其他几个正在进行或计划进行第三次开采的油田中，还有大量可能和可能的储量。

墨西哥湾沿岸地区资产

墨西哥湾沿岸油田

我们的CO2提高采收率业务始于1999年8月，当时收购了Little Creek油田，这是我们生产时间最长的CO2大水漫灌。我们最成熟的CO2EoR属性通常位于我们的Nejd CO2密西西比州西南部和路易斯安那州的管道，以及密西西比州东部的自由州管道。这些资产包括Brookaven、Cranfield、Eucutta、Little Creek、Mallalieu、Martinville、McComb和Soso油田，这些油田一直在CO2提高采收率有一段时间了，它们的产量普遍在下降。2008年，我们在密西西比州的廷斯利和海德堡油田开始了第三次洪水，2009年在路易斯安那州的德里油田开始了第三次洪水。我们密西西比州的许多油田都有多个储油层

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对CO负责的人2提高采收率。因此，我们经常找到机会，在许多年甚至几十年内将洪水扩大到新的发展地区。

我们分别于2007年和2009年收购了奥伊斯特湾和黑斯廷斯油田的权益，进一步将第三方业务扩展到德克萨斯州。奥斯特湾位于得克萨斯州东南部，加尔维斯顿湾以东，黑斯廷斯球场位于得克萨斯州休斯敦以南。在2010年绿色管道竣工的同时，我们于2010年在这些油田发起了第三次洪水。我们分别于2011年和2012年开始在奥伊斯特湾油田和黑斯廷斯油田的第三业务生产石油。今天，这两个领域的增量开发工作仍在继续。2022年，这些油田占我们墨西哥湾沿岸第三产业产量的35%。

除了我们在墨西哥湾沿岸地区的第三级业务外，我们目前还拥有几处目前不在CO之下的物业的权益2洪水，其中最重要的是德克萨斯州的康罗、汤普森和韦伯斯特油田。我们将继续评估推动CO进展的潜力2这些油田的提高采收率开发，其发展主要取决于资金的供应和优先事项、未来的石油价格，在某些情况下还取决于管道建设。

公司2消息来源

天然一氧化碳2消息来源

我们主要的墨西哥湾沿岸公司2来源，杰克逊穹顶，是一个大的和相对纯净的天然来源的一氧化碳2 (98% CO2)，据我们所知，唯一重要的CO地下矿藏2在密西西比河以东的美国。杰克逊穹顶在收购和开发密西西比州、路易斯安那州和德克萨斯州东南部非常适合CO的物业方面为我们提供了显著的竞争优势2提高采收率。我们已经钻探了无数的CO2-多年来在杰克逊穹顶生产油井。截至2022年12月31日，我们已估计已证明CO2杰克逊穹顶的储量为3.8Tcf。已被证明的CO2储量估计是基于总额(8/8%)，其中我们的净收入利息约为3.0Tcf，并包括在已探明CO的评估中2由独立石油工程师D&M准备的储量。在讨论我们可用的CO时2在储量方面，我们参考已探明和可能储量的总量，因为这是我们自己的三次采油计划和我们的客户--CO的工业终端用户--可用的储量2或EoR客户，因为我们负责分配整个CO2生产流程。

除了我们已探明的储量，我们估计我们还有1.4Tcf，在总(8/8)的基础上，可能的CO2杰克逊穹顶的预订处。虽然这些可能储量大多位于已钻探和测试过的构造中，但这些储量仍被视为可能储量，因为(1)原始油井被堵塞；(2)它们位于紧邻已探明储量的断块；或(3)它们是与我们已探明储量的现有油藏提高最终采收率有关的储量。此外，杰克逊穹顶的这些可能储量的很大一部分位于未钻探的结构中，在那里我们有足够的地下和地震数据表明地球物理属性，再加上我们历史上较高的钻井成功率，提供了相当高程度的CO2是存在的。

工业来源的CO2

除了我们自然产生的一氧化碳2杰克逊穹顶的消息来源，在我们的第三次行动中，我们使用CO2 从工业来源捕获，否则就会释放到大气中。工业一氧化碳的来源2 帮助我们从成熟的油田中回收更多的石油，我们相信也提供了一种经济的方法来降低CO2 通过相关的地下储存的CO排放2 这是我们生产石油的提高采收率操作的一部分(请参见碳捕获、利用和封存(见上文)。在墨西哥湾沿岸，我们目前签订了两份购买CO的长期合同2：德克萨斯州亚瑟港的一个工业设施和路易斯安那州盖斯马尔的一个工业设施加在一起，平均每天提供约55MMcf的CO2到2022年我们的提高采收率行动。在截至2022年12月31日的年度内，约14%的CO2在我们墨西哥湾沿岸的提高采收率业务中使用的是工业来源的CO2.

在墨西哥湾沿岸地区，约76%的日均CO22022年从杰克逊穹顶生产或从工业来源捕获的石油用于我们运营的三次开采业务，而2021年和2020年分别为76%和77%，其余部分交付给第三方工业终端用户或提高采收率客户。在2022年间，我们平均每天使用400 MMcf的CO2(包括CO2从工业来源捕获)，用于我们的第三产业活动。

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公司2管道

我们拥有近925英里的CO2墨西哥湾沿岸地区的管道，这使我们能够提供CO2在整个地区。目前，大多数CO2在绿色管道中流动是从杰克逊穹顶地区输送的，但也包括CO2我们正在从德克萨斯州亚瑟港和路易斯安那州盖斯马尔的工业设施接收，目前我们正在运输第三方的CO2向黑斯廷斯球场的销售点收取费用。我们目前在绿色管道中有充足的容量来处理开发我们的CO库存可能需要的额外数量2这方面的提高采收率项目，以及支持CO的运输2对于新兴的CCUS业务。下表总结了我们最重要的CO2截至2022年12月31日，墨西哥湾沿岸地区拥有和运营的管道：

公司2管道(1)

完工日期

管道直径 (英寸)

管道里程

服务区

绿色管道

2010

24”

320

从路易斯安那州唐纳森维尔附近到德克萨斯州黑斯廷斯油田的墨西哥湾沿岸走廊；包括与2个工业来源CO的连接2供应商

Nejd管道

1986

20”

183

杰克逊穹顶公司2从源头到绿色的管道连接

Delta管道

2009

24”

111

杰克逊穹顶公司2来源：路易斯安那州德里球场

自由州管道

2005

20”

91

杰克逊穹顶公司2来源：密西西比州的西黄溪

西格温维尔

1959/2008(2)

18”

51

Nejd通往克兰菲尔德油田的管道

(1)该公司有其他油田内CO2墨西哥湾沿岸地区的管道，总长约168英里。

(2)从天然气管道改用为CO22008年的管道。

落基山区资产

落基山油田

我们于2010年收购了Encore收购公司，开始在落基山地区开展业务。贝尔克里克球场是第一个2我们在这一地区开发的提高采收率的油田于2013年开始三次采油。随着时间的推移，我们在落基山地区的投资组合中增加了几处物业，包括2011年的Grive field、2012年的Hartzog DRAW field，以及2013年在CCA收购的其他权益。2021年3月，我们收购了怀俄明州Big Sand Drag和Beaver Creek Eor油田近100%的工作权益(83%的净收入权益)，包括地面设施和46英里长的CO2通往被收购油田的运输管道。

CCA是我们拥有的最大物业，也是目前我们最大的生产物业，贡献了我们2022年总销售额的约21%。该地产的历史产量主要来自红河区间。CCA主要位于蒙大拿州，但面积如此之大(约126英里)，以至于它也延伸到了北达科他州。CCA是由13个不同的作业区组成的系列，每个作业区都有共同的地质趋势，每个作业区本身都可以被视为一个油田。

2022年2月初，我们启动了CO2在我们的CCA提高采油项目的第一阶段注入，目前预计CCA将在2023年下半年做出第三次采油反应。此外，该公司Pennel CO的钻井和设施建设2先于CCA第二阶段开发的试点于2022年第三季度开始。除这些油田外，我们继续评估位于怀俄明州东北部波德河盆地的Hartzog DRAW油田的第三级潜力，该油田的开发主要取决于资金供应和优先事项以及未来的油价。该油田距离我们的格林科尔管道大约12英里。

公司2消息来源

所有CO2在我们的落基山第三次行动中使用的是从工业来源捕获的。我们拥有至高无上的特许权使用费权益，相当于埃克森美孚公司约三分之一的所有权权益2拉巴奇油田的储量。LaBarge油田位于怀俄明州西南部，截至2022年12月31日，我们在LaBarge油田的权益拥有约1.0Tcf的已探明CO2预备队。在2022年间，我们平均每天收到约151 MMcf的CO2来自舒特溪

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我们在落基山区公司使用的LaBarge气田的天然气处理厂2淹没或出售给另一家第三方运营商。基于当前容量，并取决于CO的可用性2，我们目前预计我们的CO2舒特克里克的流量在未来几年将会增加。我们向埃克森美孚支付处理和交付CO的费用2，我们在我们的Rocky中使用 山区CO2洪水泛滥。

我们也有一份合同，可以接收所有的CO2来自怀俄明州中部的Lost Cabin天然气厂，我们估计它有能力为我们提供多达30MMcf/d的CO2在我们的落基山区CO使用2洪水泛滥。我们收到了24MMcf/d的CO22022年来自此来源的卷。我们目前估计，我们现有的CO2来源，外加额外的CO2来自这些或其他CO2该地区的资源足以执行我们的落基山区提高采收率发展计划。

公司2管道

怀俄明州20英寸长的Greencore管道是第一个CO2我们在落基山地区修建的管道。这条管道长232英里，起点是怀俄明州的Lost Cabin天然气厂，终点是蒙大拿州的贝尔克里克球场。2021年，我们建成了CCA CO2 输送CO的管道2 为我们在CCA的新的第三级开发项目。下表总结了我们最重要的CO2截至2022年12月31日，落基山地区拥有和运营的管道：

公司2管道(1)

完工日期

管道直径 (英寸)

管道里程

服务区

格林科尔管道

2012

20”

232

怀俄明州的Lost Cabin天然气厂到蒙大拿州的Bell Creek油田

CCA管道

2021

16”

105

蒙大拿州的Bell Creek农场到CCA

Beaver Creek管道

2008

8”

46

怀俄明州风河流域特性

(1)公司有其他油田内CO2落基山地区的输油管道，全长约22英里。

油气种植面积、生产井和钻探活动

在下面的数据中，“总”代表我们拥有工作权益的总英亩或油井，“净”代表总英亩或油井乘以我们的工作权益百分比。对于既生产石油又生产天然气的油井，通常根据石油和天然气产量的比例将油井或天然气井分类。

石油和天然气种植面积

下表列出了我们在2022年12月31日的种植面积状况：

			开发												未开发												总计
			毛收入						网络						毛收入						网络						毛收入						网络
墨西哥湾沿岸地区			189,568						147,857						286,700						17,963						476,268						165,820
落基山区			385,443						345,167						106,361						20,032						491,804						365,199
总计			575,011						493,024						393,061						37,995						968,072						531,019

我们的未开发净面积在未来三年到期的百分比(如果不续期)在2023年约为6%，2024年和2025年为零。

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生产井

下表列出了截至2022年12月31日我们的石油和天然气井总产量和净产量：

			生产油井												生产天然气井												总计
			毛收入						网络						毛收入						网络						毛收入						网络
作业井
墨西哥湾沿岸地区			1,047						919						120						112						1,167						1,031
落基山区			984						946						264						233						1,248						1,179
总计			2,031						1,865						384						345						2,415						2,210
非作业井
墨西哥湾沿岸地区			45						19						—						—						45						19
落基山区			554						124						76						27						630						151
总计			599						143						76						27						675						170
总井数
墨西哥湾沿岸地区			1,092						938						120						112						1,212						1,050
落基山区			1,538						1,070						340						260						1,878						1,330
总计			2,630						2,008						460						372						3,090						2,380

钻探活动

下表列出了我们在过去三年中钻探活动的结果。截至2022年12月31日，我们在Cabin Creek有一口正在进行的油井。

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022												2021												2020
			毛收入						网络						毛收入						网络						毛收入						网络
探井(1)
多产(2)			1						1						—						—						—						—
非生产性(3)			—						—						—						—						—						—
开发井(1)(4)
多产(2)			10						9						12						4						5						3
非生产性(3)(5)			—						—						1						—						—						—
总计			11						10						13						4						5						3

(1)探井是为了寻找新的油田或在以前发现的另一个油藏的石油或天然气产量的油田中发现新的油藏而钻的井。一般来说，探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。开发井是在油气藏探明区域内钻探到已知可生产的地层层位深度的井。

(2)生产井是指年内钻探和完成的探井或开发井，并发现能够生产足够数量的石油或天然气，以证明作为油井或天然气井的完成是合理的。

(3)非生产井是指不是生产井的探井或开发井。

(4)包括2021年期间的8口生产毛油井和1口非生产毛油井，以及2020年期间的2口生产毛油井，在这些油井的综合支出之前，我们没有产生任何成本，但拥有压倒一切的特许权使用费利息。支付后，Denbury将持有并承担其在每口油井的工作权益成本。

(5)在2022年期间，又钻了7口井来开采水或CO2注射用途。在2021年或2020年期间，没有为水或CO钻探任何油井2注射用途

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销售量和单价

下表汇总了截至2022年、2021年和2020年12月31日的石油和天然气净产量的销售量、销售价格和生产成本信息：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021						2020
净销售额
墨西哥湾沿岸地区
石油(MBbls)			9,293						9,991						10,958
天然气(MMCF)			1,186						1,347						1,612
墨西哥湾沿岸地区总量(MBOE)			9,491						10,216						11,227
落基山区
石油(MBbls)			7,242						7,266						7,278
天然气(MMCF)			2,113						1,914						1,293
全落基山区(MBOE)			7,594						7,585						7,494
总公司(MBOE)(1)			17,085						17,801						18,721
平均销售价格--不包括衍生产品结算的影响
墨西哥湾沿岸地区
油(每桶)			$	94.20					$	66.48					$	38.44
天然气(按MCF计算)			6.44						3.97						1.98
落基山区
油(每桶)			$	94.41					$	66.58					$	36.79
天然气(按MCF计算)			5.65						3.44						0.77
公司总数
油(每桶)			$	94.29					$	66.52					$	37.78
天然气(按MCF计算)			5.93						3.66						1.44
平均生产成本(每个售出的京东方)(2)
墨西哥湾沿岸地区(3)			$	30.00					$	22.50					$	18.20
落基山区			28.67						25.67						19.63
公司总数(3)			29.41						23.85						18.78

(1)公司总销售额包括与2020年内剥离的物业相关的71个MBOE。

(2)不包括石油和天然气的从价计征和生产税。

(3)2021年的生产成本包括根据公司的某些电力协议为2021年2月造成德克萨斯州大范围停电并扰乱公司运营的严重天气风暴期间的电力中断进行补偿而产生的1610万美元的收益。如果不包括这些金额，在截至2021年12月31日的一年里，墨西哥湾沿岸地区和道达尔公司的平均每份京东方的生产成本将分别为24.07美元和24.75美元。此外，2020年期间的生产费用包括与收回往年费用有关的1540万美元的保险补偿。如果不包括这些金额，在截至2020年12月31日的一年里，墨西哥湾沿岸地区和道达尔公司的平均每张京东方的生产成本将分别为19.58美元和19.60美元。

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关于平均销售量、单位销售价和每个京东方的单位成本的进一步信息在第7项下阐述，管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析-经营成果-财务和经营成果表，包括在此。

属性的标题

按照石油和天然气行业的惯例，Denbury在收购旨在提高采收率的物业或租赁权益时进行有限所有权审查，并对最重要的较高价值物业的重大缺陷进行补救工作。我们相信，我们的石油和天然气资产的所有权是好的和可辩护的，只有我们认为不会对此类资产的使用造成实质性干扰的例外情况，包括产权负担、地役权、限制和特许权使用费、凌驾于特许权使用费和其他类似利益。

重要的石油和天然气采购商和产品营销

石油和天然气的销售是在日常基础上或根据当前地区市场价格的短期合同进行的。我们预计失去任何一家采购商不会对我们的运营产生实质性的不利影响；然而，失去一家大型采购商可能会减少对我们石油和天然气生产的竞争，进而可能对我们收到的价格产生负面影响。在截至2022年12月31日的一年中，两家买家各占我们石油和天然气收入的10%或更多：Plains Marketing LP(27%)和Hunt原油供应公司(11%)。

我们销售石油和天然气的能力取决于许多我们无法控制的因素，包括国内石油和天然气的生产和进口程度、俄克拉荷马州库欣和其他库存中心的可用石油储存、我们的石油和天然气生产离管道和相应市场的距离、此类管道的可用产能、对石油和天然气的需求、天气的影响以及州和联邦监管的影响。虽然我们在为我们的产品找到市场或将我们的产品运往这些市场方面没有遇到重大困难，但不能保证我们总是能够将我们的所有产品推向市场或获得有利的价格。

石油营销与差异化

由于各种原因，地区市场收到的价格经常波动，可能与NYMEX的定价不同，包括供应和/或需求因素、原油质量和地点差异。我们在墨西哥湾沿岸地区的原油价格历来与Light Louisiana Sweet(“LLS”)指数下出售的原油价格变动高度相关。我们目前在墨西哥湾沿岸不同销售点的市场有足够的需求来适应我们的生产，但不能保证未来的需求。

我们落基山脉地区石油产品的营销依赖于通过当地管道运输到我们在怀俄明州根西岛和卡斯珀的主要市场中心，尽管我们的一些产品最终可能由第三方运输到俄克拉何马州库欣和伊利诺伊州伍德河。一些管道上的发货量已达到或接近饱和，可能需要分摊。我们目前拥有或已经签约获得足够的管道能力来运输我们的石油生产；然而，不能保证我们将获得足够的管道能力来运输我们未来的所有石油生产。由于与目前的生产水平相比，当地对生产的需求较小，落基山脉地区的大部分生产都被运往该地区以外的市场。因此，落基山地区的价格进一步受到沿海市场(主要是布伦特原油和LLS)价格波动以及中西部和库欣市场现有管道能力的影响。

竞争与市场

我们在业务的所有方面都面临着来自其他石油和天然气公司的竞争，包括收购生产资产、石油和天然气租赁、钻探权和CO2财产；石油和天然气的营销；以及获得和维持商品、服务和劳动力。我们的许多竞争对手拥有大得多的财政和其他资源。影响我们收购生产性物业能力的因素包括可用流动资金、关于预期物业的可用信息以及我们对投资获得最低预期回报的预期。由于我们核心资产(我们的第三业务)的主要性质，以及我们对相对罕见的重要自然CO来源的所有权2在墨西哥湾沿岸和落基山地区，我们相信我们在市场竞争中是有效的，在我们业务的某些方面比我们的同行竞争更少。

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气候变化和环境考量

气候变化是我们以符合ESG标准和目标的方式运作的更广泛努力中明确确定的一部分，是政府、企业和社会持续关注的全球问题。减少温室气体排放很重要，我们认真履行保护环境的责任。我们的部分义务是报告温室气体排放量，并制定程序和方法来收集对计算这些排放量至关重要的数据。此外，我们以CO为重点的运营战略2提高采收率和CCUS，具有可衡量的环境效益。我们致力于在可行的情况下利用新兴技术来捕获或减少排放，并降低我们的温室气体强度。

我们努力在我们的运营的各个方面对环境负责。多年来，我们的运营一直受到联邦、州和地方环境合规的约束，其成本已很好地纳入我们的预算和运营结果。我们的重点是CO2EoR，我们提供通常与石油和天然气作业不相关的环境效益。我们利用技术和技术来降低对环境的风险和影响。我们的计划包括防止泄漏和排放并在事件发生时迅速做出反应的措施；努力管理、最大限度地减少和补救我们的环境影响；以及直接专注于我们的碳足迹的运营战略。

随着世界需要能源来推动未来的经济并提供更好的生活质量，我们必须以减少温室气体排放为重点来满足这一需求。《温室气体议定书企业核算和报告标准》(《温室气体议定书》)将一家公司的温室气体排放分为三个范围：范围1排放是自有或受控来源的直接排放；范围2排放是产生所购能源的间接排放；范围3排放是报告公司价值链中发生的所有间接排放(不包括在范围2内)，包括上游和下游排放。工业来源的CO的利用2在EoR中显著减少了我们石油生产的碳足迹，使我们的范围1和2 CO2今天E排放为负值。我们已经制定了一个目标，在本十年内，使我们的范围1、范围2和范围3因消费者使用我们销售的石油和天然气而产生的排放达到净零排放(《温室气体议定书》定义为第11类排放)。

在我们的网站上发布的公司责任报告中，我们详细报告了我们的运营产生的直接温室气体排放，以及与电力消耗相关的间接温室气体排放。

此外，我们致力于与利益相关者、政策制定者、监管机构和我们的行业就气候变化和ESG问题进行接触，并解决我们对环境的影响。董事会的可持续发展和治理委员会监督我们的整体ESG战略，包括健康和安全、气候变化、环境、社会和社区政策、实践和程序。委员会的重点是气候变化风险管理和战略、CCUS活动、可持续性目标和业务效率，以及更广泛的气候变化问题。

人力资本资源

我们的员工是Denbury最大的资源，每个人都帮助把Denbury塑造成一个独特和非凡的工作场所。我们的员工的想法、热情和集体努力为我们公司创造了制胜的结果。我们支持一支才华横溢、多元化的员工队伍，践行我们的关键价值观，体现我们的文化。我们相互激励，让登伯里变得更好。截至2022年12月31日，我们有765名员工，其中414人受雇于我们的外地业务或外地办事处，351人受雇于我们位于德克萨斯州普莱诺的总部，目前这些人都不在工会或其他集体谈判安排的覆盖范围内。

员工健康与安全

强调员工健康和安全不仅是我们ESG战略的关键要素，而且多年来也是我们实践和标准的核心部分。我们不断寻求改善我们的健康和安全绩效，方法是培养一种优先考虑安全工作的文化，然后确保这种文化在各级领导中得到示范。我们为员工提供成功的工具，包括相关和及时的培训，并使用既定的衡量统计数据监控我们的业绩。在公司董事会可持续发展和治理委员会的监督下，Denbury每年制定专门与员工和承包商安全绩效相关的公司目标，并使用绩效指标监控全年实现这些目标的进展情况。我们定期向董事会、高级管理层和所有员工报告结果，以确保问责并加强他们的

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重要性。Denbury密切监控的两个安全性能指标是总可记录事故率(“TRIR”)和重大伤害或致死率(“SIFR”)，它还捕获了可能没有导致伤害的险些未命中的预期。

薪酬和福利

作为我们薪酬理念的一部分，我们认为，为了吸引和留住优秀人才，我们必须为员工提供并保持有竞争力的薪酬和福利计划。除了有竞争力的基本工资外，其他福利计划还包括年度奖金计划、员工股票购买计划、长期激励计划、公司匹配401(K)计划、竞争性医疗和保险福利、健康储蓄和灵活支出账户以及员工援助计划。

多样性、公平性和包容性

在Denbury，我们努力使多样性、公平和包容性成为我们文化的一部分。我们的管理层负责实施我们的多元化计划，包括有针对性地招聘代表性不足的人群、多元化培训和发展我们多样化的劳动力。我们董事会的可持续发展和治理委员会为我们的管理层提供与人力资本管理相关的实践、战略和倡议的监督和建议，如多元化、公平和包容性问题、工作场所文化和人才发展。我们认识到多元文化给我们所有人带来的好处，并不断寻找方法促进多样化和包容性的工作环境。2022年，女性和少数族裔分别占我们劳动力的21%和17%，占我们新员工的25%和32%，占我们董事会的25%和13%。

我们的多样性、公平和包容性原则也反映在我们的员工培训和政策中。为了促进多样化和协作性的工作场所，Denbury要求所有员工完成年度培训，以提高意识并鼓励多样性和包容性。每年，我们的员工培训计划都包括与多样性、反歧视和反骚扰相关的课程，以帮助员工更好地欣赏多样性、文化差异、认识无意识的偏见并加强合作。2022年，我们的培训完成率为96%。我们继续加强我们的多样性、公平性和包容性政策，这些政策由我们的董事会和行政领导团队指导。

人才的获取、留住和发展

我们的成功在很大程度上取决于我们招聘、开发和留住高技能和经验丰富的人员的能力，包括我们的高管以及其他关键的管理和技术专家，如地质学家、地球物理学家、工程师和其他石油和天然气行业专业人士。Denbury为员工提供了许多通过培训和发展计划来扩展他们的技能和提升他们的职业生涯的方法。我们相信，这对每个员工的职业成长和成功至关重要，对我们作为一家公司的成功也是如此。

Denbury的目标是确保招聘中的平等机会。我们通过利用数字招聘计划扩大我们的不同候选人库，该计划将可用的就业机会发布到世界各地的网站上，其中一些网站专门针对不同的应聘者，以及在当地的职业研讨会上招聘，其中几个研讨会专门针对不同的候选人、退伍军人和其他代表性较低的群体。

登伯里认为，招聘和晋升是基于资历和表现。我们公司为所有员工和申请者提供平等的就业机会，不分种族、肤色、宗教、性别(包括怀孕状态、性取向或性别认同)、国籍、残疾、年龄、退伍军人状况、婚姻状况、遗传信息(包括家族病史)或任何其他受适用法律保护的类别。Denbury做出与雇佣有关的决定，包括关于雇用、工作分配、晋升、薪酬、培训和福利的决定，而不考虑任何受法律保护的地位。Denbury的目标是提供一个不受歧视、骚扰或报复的工作环境，促进相互尊重和工作关系。我们的管理层负责创造一个没有这种行为的氛围，员工有责任尊重他们同事的权利。

每年，Denbury的员工都有机会通过年度调查，就他们的经验、公司文化和改进想法提供反馈。2022年年度调查的完成率约为82%。Denbury重视这种反馈，并将结果用于支持持续改进。2022年，登伯里的总流失率约为6.6%。

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社区参与

Denbury通过其企业慈善计划Denbury Cres为员工及其工作和生活的社区提供支持。Denbury关怀包括(1)向慈善组织捐赠资金的企业捐赠基金，(2)匹配的礼物计划，(3)每个员工每年的带薪志愿者假期，以及(4)员工紧急基金，为受到意外事件或自然灾害影响的员工提供经济援助。Denbury非常荣幸地支持其员工为丰富他们生活和工作的社区所做的努力。

人权

Denbury致力于保护工作场所的人权，至少我们遵守所有适用的国家和地方法规，因为它们涉及所有利益相关者的基本权利。这一承诺包括尊重所有人的尊严和价值，鼓励所有人充分发挥他们的潜力，鼓励每个员工的主动性，并为所有员工提供平等的发展机会。我们致力于通过我们的ESG战略，在我们的业务运营中努力降低潜在侵犯人权的风险，方法是识别和监测风险，并报告与此类风险相关的侵犯行为和补救措施。具体地说，Denbury承认我们在以下方面的责任：禁止童工、禁止强迫或强迫劳动、多样性、公平和包容、补偿和福利、结社自由和集体谈判、没有骚扰和歧视的工作场所、工作场所健康和安全以及工作场所安全。Denbury尊重所有个人和社区的人权、文化和法律权利，促进联合国《世界人权宣言》、联合国《商业和人权指导原则》和国际劳工组织《工作中的基本原则和权利宣言》的目标和原则。这一承诺包括公平对待包括土著人民在内的所有人，不论其种族、肤色、性别、身份或表达、民族血统、宗教、性取向或收入水平。我们的行为准则和人权政策要求员工报告任何涉嫌侵犯人权的行为。登伯里的人权政策可在我们的网站www.denbury.com的“可持续发展”链接下查阅。

联邦和州法规

许多联邦、州和地方法律法规管理着石油和天然气行业。对这些法律法规的补充或修改往往是为了应对当前的政治或经济环境。遵守不断变化的监管环境可能是具有挑战性的，不遵守可能会导致巨额罚款或可能关闭运营。越来越多的诉讼挑战政策和监管改革的趋势也使合规变得复杂，司法裁决增加了监管的不确定性，往往推迟了可能成为相互冲突的禁令、裁决或上诉的机构的必要批准。此外，遵守适用于我们业务的所有法律和法规的未来年度成本是不确定的，最终将由几个因素决定，包括未来法律和法规要求的变化。管理层相信，继续遵守适用于我们业务的现有法律和法规，以及未来遵守这些法律和法规，将不会对我们的综合财务状况、业务结果或现金流产生重大不利影响，尽管该等法律和法规以及对其的遵守可能导致重大延误或以其他方式阻碍业务，其中可能导致我们的预期生产率和现金流低于预期。

以下几节描述了一些可能影响我们的具体法律法规。我们无法预测这些或其他未来立法或监管举措的成本或影响。

石油天然气勘探生产管理办法

我们的业务受到联邦、州和地方各级的各种法律法规的约束。这类法规包括要求在批准潜在的租赁、钻井或其他开发项目之前进行有时漫长的环境审查；钻井许可证；保持钻井或运营油井的粘结要求并调节油井的位置；钻井和套管井的方法；钻井的地面使用和属性的恢复；因地表和潜在的孔隙空间、矿物开发、提高石油采收率和流体处置活动的所有者进行的补偿；油井的封堵和废弃；以及与作业有关的化学品和液体的成分或处置。我们的运营还受到各种环境和保护法律法规的约束。这些措施包括对钻井、间隔或按比例分配单元的大小和可在这些单元中钻探的井的密度进行管理，以及石油和天然气属性的单位化或汇集。此外，联邦和州环境和环境局

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保护法规定了油井和气井的最高产量，通常禁止或限制天然气的排放或燃烧，并对产量的可估计性提出了某些要求。这些法律法规的影响可能会推迟拟议的开发项目，限制我们可以从油井中生产的石油和天然气数量，并可能限制我们可以钻探的油井数量或地点。与石油和天然气行业相关的监管要求和合规增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力。

联邦能源管道和气候变化立法和监管

2011年的管道安全、监管确定性和创造就业法案，除其他外，更新了联邦管道安全标准，增加了对违反此类标准的惩罚，授予运输部管道和危险材料安全管理局(PHMSA)新的损害预防和事故通知权力，并指示PHMSA规定新的CO最低安全标准2管道。2022年年中，PHMSA宣布打算启动一项新的规则制定，以更新CO标准2管道，包括与应急准备和反应有关的要求，截至2023年2月尚未制定新的规则。

近年来，作为气候变化倡议和《清洁空气法》的一部分，联邦和州当局都提出并颁布了新的法规和政策，以限制污染物的排放，包括温室气体排放。在过去的十年里，环保局和土地管理局(“BLM”)都提出并发布了针对石油和天然气行业的法规和政策。这些拟议和最终的法规和政策在奥巴马和特朗普政府期间受到了广泛的行政、司法和国会审议，这给确定哪些法规在任何给定的时间生效造成了极大的困难。拜登政府通过各种行政命令和其他政策声明，将气候变化作为首要任务。2021年1月20日，拜登政府发布了13990号行政命令，指示各机构审查特朗普政府时期采取的所有与排放和气候变化有关的机构行动。2021年6月30日，总裁·拜登签署了一项国会联合决议，反对美国环保署2020年根据《清洁空气法》制定的与石油和天然气行业活动温室气体排放相关的政策规定。2021年11月2日，环保局提出了新的温室气体排放法规。2022年11月，美国环保局提议更新、加强和扩大其2021年11月拟议的法规，以包括更全面的石油和天然气设施减排。2023年1月，就新拟议的法规举行了公开听证会，随后可能会公布最终规则。2022年11月，BLM提出了新的规则，对联邦和印度土地上石油和天然气生产活动中天然气的排放、燃烧和泄漏进行管理。新拟议规则的评议期截止于1月30日, 2023年。尽管BLM的提议已被列入其监管议程，但该机构尚未发布拟议的规则。环境保护局或环境保护局通过的任何由此产生的法规可能与奥巴马政府各机构颁布的法规相似，甚至更严格。执行这些法规可能会增加与遵守这些新排放限制以及对我们运营中使用的几种设备进行检查和维护相关的额外成本。

CCUS法规

拜登政府此前宣布了到2050年在整个经济范围内实现净零排放的国内气候目标，并致力于支持负责任地开发和部署CCUS技术，使其成为所有工业部门都能广泛获得、成本效益越来越高、可快速扩展的气候解决方案。

2022年2月16日，根据《利用创新技术利用重大排放法案》，白宫环境质量委员会(“CEQ”)发布了针对联邦机构的指导意见，旨在促进与CCUS项目和二氧化碳管道部署相关的审查，并在适当的情况下支持CCUS项目和二氧化碳管道的高效、有序和负责任的部署。这一指导意见与环境质量委员会于2021年6月发布的报告《环境质量委员会向国会提交的关于碳捕获、利用和封存的报告》一致，该报告确定了CCUS项目开发过程中可能需要的许多许可和/或审查，例如：

•《清洁空气法》；新能源审查；施工前许可；

•《清洁空气法》第五章运营许可证；

•地下注水控制(“地下注水”)许可证；

•根据《国家环境政策法》进行的环境评估或环境影响声明；

•根据《濒危物种法》与鱼类和野生动植物管理局进行协商；

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•遵守《矿物租赁法》进行地质封存；以及

•遵守PHMSA标准和法规。

2022年7月27日，CEQ还成立了一个特别工作组，就如何确保CCUS项目(如二氧化碳管道)高效获得许可向联邦政府提供建议。环境质量委员会关于许可的最终建议，以及拜登政府和/或国会建立的任何由此产生的监管方案，可能会带来与合规相关的额外成本。

环境保护局(EPA)在《安全饮用水法》和《清洁空气法》的授权下有一个管理框架，该框架管理UIC计划并确保长期、安全的CO地质封存2。环境保护局还为支持UIC项目的州项目实施提供指导。这包括州UIC项目的最低要求和注水井的许可。这些要求包括油井建造、操作和维护、监测和测试、报告和记录保存、现场关闭、财务责任和注水后现场护理的业绩标准。环保局根据注入的流体的类型和深度以及对地下饮用水来源的潜在危害，发布了六类地下注水井的规定。第二类井用于注入与石油和天然气作业有关的流体，包括与CO注入有关的流体2用于提高采收率，而VI类井用于注入CO的明确目的2用于地质存储。

我们的碳运输和储存业务也受到国家的监管。许多州立法机构通过了专门与碳储存项目有关的立法，解决了以下问题：(1)获得开采和/或建立碳储存设施许可证的先决条件；(2)孔隙空间所有权；(3)矿业权至高无上；(4)二氧化碳所有权；以及(5)与碳储存设施相关的长期责任。2022年，许多州通过了新的法律，解决了其中的一个或多个问题，包括密西西比州和怀俄明州。管理层认为，我们目前遵守了与开发和/或运营碳运输和储存项目有关的所有国家法规。然而，CCUS项目周围的监管环境正处于快速演变的状态，我们预计未来几年可能会通过适用于我们业务的进一步州法规，包括德克萨斯州和/或路易斯安那州。

联邦、州或印度租约

截至2022年12月31日，我们约30%的净开发面积和27%的2022年12月产量与在联邦土地上进行的石油和天然气运营有关，包括部分CCA。我们在联邦、州或印度石油和天然气租约上的业务，特别是在落基山脉地区的业务，受到许多限制，包括非歧视法规。此类作业必须按照某些现场安全法规以及由BLM、印度事务局和其他联邦和州利益攸关方机构颁发的其他许可和授权进行。

在各种行政命令、秘书命令和相关诉讼导致2021年和2022年大幅推迟后，新的联邦石油和天然气租赁已经恢复，尽管速度有所放缓。然而，最近的联邦石油和天然气租赁和许可裁决仍然受到全国几个联邦法院未决诉讼的影响，因此，目前的诉讼环境意味着，几乎所有新的联邦租赁和许可裁决都可能受到司法挑战。

BLM还宣布计划引入一项新的拟议规则，以更新其石油和天然气租赁流程。拟议的规则可能包括增加费用、租金、特许权使用费、保证金要求，以及更新程序，以确保新的联邦石油和天然气租约的环境管理和气候变化分析。尽管BLM的提议已被列入其监管议程，并已成为范围划分会议的主题，但该机构尚未发布拟议的规则。如果这样的规则最终敲定，与联邦土地上的石油和天然气开发相关的任何费用的增加都将增加我们的业务成本，从而影响我们的盈利能力。

环境法规

我们的石油和天然气生产，海水处理业务，注入一氧化碳2，以及碳氢化合物和天然放射性物质等材料的加工、处理和处置(“标准”)都受到严格的监管。我们可能会招致巨额成本，包括因发布产品而产生的清理费用、第三方对财产损失和人身伤害的索赔，或者由于下列任何违规行为或责任而导致的处罚和其他制裁

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适用于我们运营的环境法律法规或其他法律法规。环境法和其他适用于我们业务的法律的变更或更严格的执行也可能导致延误或额外的运营成本和资本支出。

控制物质排放到环境中的各种联邦、州和地方法律和法规，或与保护环境和人类健康有关的其他法律和法规，直接影响到我们的石油和天然气勘探、开发和生产业务。其中包括：(1)环境保护局和各个州机构通过的关于某些危险和非危险废物的批准处置方法的规定；(2)《综合环境响应、补偿和责任法》以及类似的州法律，这些法律规范了先前处置的废物(包括先前所有者或经营者处置或释放的废物)、财产污染(包括地下水污染)和补救封堵操作，以防止未来的污染；(3)《清洁空气法》和已经适用于我们业务的类似的州和地方要求，以及对我们业务的空气排放的新限制，包括温室气体排放和那些可能阻碍化石燃料生产的限制，当使用这些燃料时，最终会释放CO2(4)《清洁水法》和已经适用于我们的作业的类似的州和地方要求，以及对我们作业的废水排放的新限制；(5)1990年的《石油污染法》，其中载有许多关于防止和应对漏油进入美国水域的要求；(6)《资源保护和回收法》，这是管理危险废物处理、储存和处置的主要联邦法规；(7)《濒危物种法》和对应的州立法，它保护某些物种(及其相关的栖息地)，包括我们的租约上可能存在的某些物种，受到威胁或濒危；(8)《候鸟条约法》和《秃鹰和金鹰保护法》，保护某些鸟类物种，包括我们的租约上可能存在的某些物种，免受故意和非故意的捕杀和其他干扰；以及(9)关于处理、处理、储存和处置标准和其他废物的州法规和法令。

在落基山脉地区，联邦机构根据《国家环境政策法》规定的环境审查职责采取的行动，可能会对碳氢化合物开发的范围和时机产生重大影响，因为它会减缓个人申请钻探许可证和申请通行权的时间，并推迟与地区级资源管理计划、石油和天然气租赁销售以及项目级总体开发计划相关的大规模规划。2022年4月20日，环境质量委员会发布了一项最终规则，更新了《国家环境政策法》的规定，取消了对申请人目标的考虑，允许各机构在制定适用的审查程序时有更大的灵活性，并修订了要考虑的“影响”的定义，将包括直接、间接和累积影响。随着新规定的实施，预计联邦环境审查程序将继续甚至增加与石油和天然气开发相关的联邦决策的延迟。

管理层认为，我们目前基本上遵守了现有的适用环境法律和法规，目前预计未来的合规不会对我们的综合财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响，尽管该等法律和法规以及对其的遵守可能导致重大延误或以其他方式阻碍运营，其中可能导致我们的预期生产率和现金流低于预期。

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第1A项。风险因素

以下所述的风险分为五大类：(1)油价波动和需求，(2)未来的行政、立法或监管行动，(3)金融风险，(4)CCUS的重大活动，(5)网络安全风险，以及(6)与我们的业务和行业相关的风险。这些不是我们面临的唯一风险，但被认为是最重要的。可能存在其他未知或不可预测的经济、商业、竞争、监管或其他因素，可能对我们未来的业绩产生重大不利影响。过去的财务业绩不是未来业绩的可靠指标，历史趋势不应被用来预测未来时期的结果或趋势。

与石油价格波动和石油需求相关的风险

近年来，油价波动很大，预计这种波动将持续或增加，这可能导致现金流大幅减少，并对我们的财务状况和运营业绩产生负面影响。

目前，石油价格是我们经营和财务成功的最重要决定因素。石油价格受到全球石油供应、需求和价格的高度影响，在历史上，油价在短时间内受到重大价格变化的影响。在过去几年中，NYMEX油价波动极大，2022年3月达到每桶123美元以上的三年峰值，而2020年4月的平均价格为每桶17美元。与去年相比的波动是由于2020年和2021年新冠肺炎疫情期间全球经济活动和石油需求减少，以及2022年能源价格上涨，原因是俄罗斯袭击乌克兰、欧佩克供应压力和石油需求增加。2022年期间，油价从今年3月的高点123.70美元到12月的低点71.02美元不等。

油价的波动性仍将持续。尽管目前全球石油需求的增长速度快于石油供应的增长速度，推动了2022年的油价上涨，但我们无法控制的因素可能会导致油价快速或反复下跌，使计划和预算、收购交易、融资和持续的商业战略变得更加困难。我们的运营现金流高度依赖于我们收到的石油价格，因为石油占我们2022年平均日销售量的约97%，占我们2022年12月31日已探明储量的约98%。石油和天然气的价格受到我们无法控制的各种因素的影响。这些因素包括：

•全球对石油和天然气的需求水平；

•世界经济状况；

•欧佩克成员国维持油价和生产控制的程度；

•国内石油和天然气生产对全球原油供应或价格的影响程度；

•世界范围内的政治事件、条件和政策，包括外国石油和天然气生产国采取的行动。

油价的负面走势可能会以多种方式伤害我们，包括：

•运营现金流减少可能需要降低资本支出水平；这反过来可能会降低我们目前和未来的生产水平，并降低我们的石油和天然气储量的数量和价值，而石油和天然气储量是我们的主要资产；

•我们可能被迫增加我们的负债水平，增发股本，或出售资产；和/或

•我们可能会被要求减记各种资产，包括减记我们的石油和天然气资产，或者其他有形或无形资产的价值。

此外，我们的部分或全部高等教育计划可能会变得或仍然不合乎经济原则。我们还可能决定暂停未来的扩建项目，如果价格在较长一段时间内跌破我们的运营现金盈亏平衡点，我们可能会决定关闭现有的生产，这两者都可能对我们的运营和财务状况产生实质性的不利影响，并减少我们的产量。

新冠肺炎疫情已经扰乱并可能继续影响全球经济活动，这可能会对石油需求产生负面影响。

新冠肺炎病毒的持续影响已导致全球经济活动放缓，扰乱供应链，减少全球劳动力，增加市场波动性，直接影响国内和全球石油需求，从而影响我们的运营和财务业绩。不可能预测未来在多大程度上

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新冠肺炎的变体及其传播可能会导致经济活动和油价继续受到重大和实质性的干扰，并可能对我们的运营结果产生实质性的不利影响。

地缘政治紧张局势，主要是俄罗斯入侵乌克兰，已经造成并可能加剧石油市场的波动，这可能会对我们的业务结果产生负面影响。

乌克兰战争，以及作为对俄罗斯入侵的回应的贸易和货币制裁，可能会继续显著影响全球石油价格和需求，加剧通胀，并导致全球金融体系和石油市场的动荡，这是我们业务结果的主要决定因素。这可能导致经济活动和石油价格继续受到重大和实质性的干扰，并可能对我们的运营结果产生实质性的不利影响。

与未来任何行政、立法或监管行动有关的风险

拜登政府、国会或州监管或立法机构未来提出的任何气候变化倡议都可能对我们的业务和运营产生负面影响。

2021年初，拜登政府再次承诺美国遵守巴黎气候协议，目标是到2030年减少50%-52%的温室气体排放。为了实现这一目标，2021年，拜登政府推出了一些举措，其中包括应对气候变化、能源效率和清洁能源的政策。如果拜登政府和国会在联邦层面对勘探和生产行业采取更严格的标准，并加强对其的监督和监管，这些措施可能会导致成本增加或额外的运营限制。此外，气候变化立法也有可能长期影响石油需求。

我们在落基山脉地区的联邦、州或印度石油和天然气租赁业务，是根据土地管理局、印度事务局和其他联邦和州利益攸关方机构颁发的许可和授权进行的，可能会受到上述风险的影响(参见联邦和州法规-联邦、州或印度租约).

一些政府机构已经推出或正在考虑进行监管改革，以回应应对气候变化的各种建议以及如何应对，包括增加二氧化碳排放2管道监管。关于气候变化或CO的立法和加强监管2管道标准或程序可能会给我们带来巨大的成本，并可能影响我们的财务状况和运营业绩。

适用于我们行业的环境法律和法规既昂贵又严格。

我们的勘探、生产和营销业务受到复杂而严格的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规除其他外，涉及将物质排放到环境中或与保护人类健康和保护濒危物种有关的其他方面。这些法律法规和相关的公共政策考虑会影响我们运营的成本、方式和可行性，并要求我们为遵守这一规定而投入大量资金。不遵守这些法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，施加调查和补救义务，并发布可能限制或禁止我们运营的禁令。其中一些法律和条例可能对包括石油碳氢化合物和其他废物在内的物质的泄漏、排放和排放造成的污染规定连带的严格责任，而不考虑过错或最初行为的合法性。根据这些法律和法规，我们可能被要求清除或补救以前处置的物质和财产污染，包括以前的所有者或经营者处置或排放的废物。

金融风险

大宗商品衍生品合约可能会让我们面临潜在的财务损失。

为了减少我们对石油和天然气价格波动的风险敞口，我们签订了商品衍生品合约，以经济地对冲我们预测的石油和天然气产量的一部分。截至2023年2月22日，我们已签订的石油衍生品合约涵盖2023年上半年约27,000桶/日，2023年下半年约23,000桶/日，2024年上半年约2,000桶/日，以及2024年下半年约1,000桶/日。这类衍生品合约使我们面临财务损失的风险，包括当套期保值协议中的标的价格与实际收到的价格之间的预期差额发生变化时，当包括卖出看跌期权在内的套期保值的现金利益被限制在石油的程度时。

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价格低于我们衍生品投资组合中任何已出售看跌期权的价格，或者当衍生品合同的对手方受到财务限制并违约时。此外，这些衍生品合约可能会限制我们原本从石油和天然气价格上涨中获得的好处。

持续或恶化的通胀或供应链问题可能会降低我们的利润率和运营效率。

我们预计通胀压力将持续到2023年，并已将这些调整纳入2023年预算。对我们行业通胀压力挥之不去或不断增加的预期正在变得普遍(包括某些费用类别预期的两位数百分比价格上涨)。除了第三方服务公司涨价外，面对专业和经验丰富的油田工人的竞争加剧，我们招聘和留住关键员工，特别是专业/技术人员的成本可能会变得更高。

政府和社会对气候变化的反应可能会影响我们的股价并增加我们的成本，而满足ESG标准的压力可能会影响我们的业务。

对气候变化的日益关注，以及公众和投资者要求公司应对气候变化和ESG标准的要求，可能会增加我们的成本，减少对石油的需求，或者对我们的股票价格和进入资本市场的机会产生负面影响。此外，为许多机构投资者提供公司治理、投资和投票决策建议的组织已经制定了评级程序，用于评估与ESG事项相关的公司。这些组织的负面评级，加上ESG倡导者要求投资者剥离化石燃料股票和贷款人限制向石油和天然气生产商提供资金的压力，可能会导致投资者对包括该公司在内的石油和天然气行业产生负面情绪，这可能会对我们的股价产生负面影响。Denbury进入CCUS，同时将重点放在气候变化风险管理和战略、可持续发展目标和运营效率上，可能会缓解其中一些风险。

拜登政府内部正在讨论的税收提案如果获得通过，可能会改变或取消石油和天然气行业在钻探和生产活动中享有的长期税收优惠。

作为2023财年预算规划的一部分，拜登政府讨论了对联邦税法中适用于勘探和生产行业的某些条款进行的一些修改，包括对碳排放征税，以及取消长期存在的有利于化石燃料行业的扣减。国内收入法(IRC)第263条允许对勘探、开发和无形钻探成本进行支出，IRC第613条允许使用消耗百分比而不是消耗成本来回收油气井的钻井和开发成本。任何这样的变化都需要美国国会通过新的立法，并可能成为更广泛的税收修订的一部分。

公开市场出售在我们的流通权证持有人行使时获得的相当数量的普通股，可能会导致我们普通股的市场价格大幅下降，即使我们的业务表现良好。

在我们的重组计划中，我们向我们出现前的债务和股权的持有人发行了A系列和B系列认股权证，使认股权证持有人有权分别以每股32.59美元或35.41美元的价格行使认股权证，其中已发行认股权证可能会转换为截至2022年12月31日我们已发行普通股的约320万股(约7%)。A类认股权证的有效期至2025年9月18日，B类认股权证的有效期至2023年9月18日，也就是认股权证各自到期的日期。未来大量行使认股权证，随后向市场出售收购的股票，可能会对我们的普通股价格产生负面影响。我们无法预测行使认股权证或出售在行使时获得的普通股的可能性，或任何此类出售对我们普通股的现行市场价格的影响。此外，未来大量认股权证的行使将稀释我们的基本每股收益。

参与CCUS重大活动的风险

CCUS行业处于起步阶段，面临着多种风险，这些风险与我们作为成熟石油和天然气生产商所面临的风险不同。

CCUS行业是一个相对较新的新兴行业。我们成功地成为这一行业的领导者的能力，特别是在墨西哥湾沿岸，受到许多风险的影响，其中许多风险不在我们的控制之下。这类风险包括

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政府当局不断变化的法规，我们当前和未来的第三方排放者为设施建设提供必要的设备及其相关成本，以及获得必要的融资以及联邦和州激励计划的可能性，所有这些都是建设和使工业设施进入运营状态所必需的。此外，CCUS需要(1)捕获CO2排放量，(2)可用CO2管道，以及(3)经过适当测试和准备的储存点，这可能会受到时间错位的影响。由于许多全球公司已经进入或宣布计划进入墨西哥湾沿岸CCUS市场，我们预计在建立CCUS业务方面将面临激烈的竞争。

随着我们扩建CCUS基础设施，预计我们预期的CCUS业务在未来几年将出现现金流负增长，消耗我们其他业务的大部分过剩现金流。

我们预计在2025年之前，我们的CCUS活动不会产生收入。在此期间，我们将承担开发专用CO的费用2储存地点，可能包括前端工程设计工作、可行性研究和向孔隙空间所有者付款，以及与目前或预期的CO排放者谈判合同2，以及其他。根据目前的石油期货价格，我们目前预计我们的运营现金流将满足公司的大部分资本需求，但我们可能会考虑替代融资选择作为补充资本来源。虽然我们相信CCUS的活动随着时间的推移应该会为公司带来盈利，但存在许多风险和不确定性，使得其时间和数量很难准确预测。在实现CCUS现金流之前，我们在这些活动上支出资本的财务影响可能会对我们未来的财务状况和经营业绩产生负面影响。

CCUS行业可能会受到严格的监管，PHMSA 2022年宣布打算启动新的CO就是一个例证2管道标准和应急准备和响应规则。

联邦、州和地方当局可能会强制要求制定关于CCUS产业价值链各个方面的规则。CO的储藏2预计将以类似于石油和天然气行业的方式进行监管，具有许可、绑定、报告和其他要求，例如EPA目前对VI类油井注入CO的许可要求2用于永久存储。不能保证我们会成功地获得许可，无论是否及时，也不能保证关于保证金要求的规则已经完全制定。

与网络安全漏洞相关的风险

网络入侵可能会导致信息被盗、数据损坏、运营中断和/或财务损失。

我们的业务越来越依赖数字技术来进行日常运营，包括我们的某些勘探、开发和生产活动。除其他外，我们依靠数字技术来处理和记录财务和运营数据；分析地震和钻井信息；监控管道和工厂设备；处理和存储员工、行业合作伙伴和特许权使用费所有者的个人身份信息。近年来，针对企业的网络攻击不断升级。我们的技术、系统和网络或我们使用的软件提供商的技术、系统和网络可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，这些攻击或信息安全漏洞可能危及我们的流程控制网络或其他关键系统和基础设施，导致我们的业务运营中断、环境或我们的资产受到损害、我们财务报告系统的访问中断，或者我们的关键数据和专有信息(包括我们的业务信息和我们的员工、合作伙伴和其他第三方的信息)丢失、滥用或损坏。如果攻击成功，使我们所依赖的第三方管道或加工设施瘫痪，可能会对我们的行动产生实质性的不利影响。上述任何情况都可能因延迟或未能检测到网络事件而加剧。尽管我们没有因网络攻击而遭受任何重大损失，但未来的网络攻击可能会导致重大经济损失、违反法律或法规、声誉损害和法律责任。

虽然我们利用各种程序和控制来监测和防范这些威胁，并减少我们对这些威胁的暴露，但不能保证这些程序和控制将足以防止基于技术进步的日益增多的复杂入侵的成功攻击。此外，在新冠肺炎预防措施方面，我们的许多员工以及我们的服务提供商、供应商和行业合作伙伴继续在家中或其他远程工作地点远程工作，在这些地点，网络安全保护可能不那么强大，网络安全程序和保障措施可能不那么有效。我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或加强我们的程序和控制，或者升级我们的数字和操作系统、相关的基础设施、技术和网络安全，这可能会增加我们的成本。审计委员会的职责包括审查和讨论公司关于风险评估的指导方针和政策以及

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风险管理，以及本公司的主要财务和网络安全风险敞口，以及管理层为监测和控制此类敞口而采取的步骤。

与我们的运营和行业相关的风险

我们未来的业绩取决于我们是否有能力有效地开发现有的石油和天然气储量，并找到或获得经济上可开采的额外石油和天然气储量。

除非我们能够成功地开发我们现有的储量和/或取代我们生产的储量，否则我们的储量将会下降，最终导致石油和天然气产量的下降，以及运营收入和现金流的下降。历史上，我们通过收购和内部有机增长活动取代了储备。对于内部有机增长活动，我们在任何一年可以登记的已探明储量的大小取决于我们应对新洪水的进展和生产反应的时机，特别是我们在落基山脉CCA地区的油田开发。未来，我们可能无法继续以可接受的成本取代储备。勘探、开发或获取储量的业务是资本密集型业务。如果我们的运营现金流减少，无论是由于当前的石油或天然气价格或其他原因，或者如果外部资本来源变得有限或不可用，我们可能无法进行必要的资本投资来维持或扩大我们的石油和天然气储备。此外，使用CO的过程2对于三次采油和相关的基础设施，在这些项目产生的任何相关生产和现金流之前，都需要大量的资本投资，这加剧了潜在的资本约束。如果我们的资本支出受到限制，或者如果外部资本资源变得有限，我们将无法维持目前的生产水平。

由于恶劣的天气条件或政府规定，我们的某些业务在特定时间内可能会受到限制。

我们在墨西哥湾沿岸地区的业务可能会受到不利天气条件的影响，如墨西哥湾及其周围的飓风、洪水和热带风暴，以及冰冻和降雪，这些可能会损坏石油和天然气设施和输送系统，扰乱业务，这也可能增加成本，并对我们的业务结果产生负面影响。我们在蒙大拿州、怀俄明州和北达科他州的某些业务、新油井的钻探和现有油井的生产，都是在极端天气条件下进行的，这些极端天气条件可能会导致此类作业受阻或延迟，或要求仅在非冬季月份进行，并且根据天气的严重程度，可能会对我们在这些地区的作业结果产生负面影响。此外，气候变化对我们业务的潜在影响可能包括极端天气事件和风暴模式、海平面上升和长期高温，最后一种情况对我们的CO施加了一定的物理限制2在我们在墨西哥湾沿岸的行动中进行注射。

我们在落基山地区的某些业务受到季节性活动的影响，对何时可以在联邦土地上进行钻探的限制，以及旨在保护某些野生动物的租赁规定，这些法规、限制和限制可能会减缓我们的业务，导致延误，增加成本，并对我们的业务结果产生负面影响。

石油和天然气的开发和生产作业涉及各种风险。

我们的运营受到石油和天然气资产的运营和开发以及石油和天然气井的钻探所固有的所有风险的影响，包括但不限于设备故障；火灾；地层压力异常；石油、天然气、盐水或井液无法控制的流动；污染物向环境中释放和其他环境危害和风险；以及井控事件。此外，我们的业务有时靠近人口稠密的商业区或住宅区，这增加了额外的风险。这些风险的性质是，一些责任可能超过我们的保单限额，或者被排除在我们的保险范围之外，或者被我们的保险范围限制，例如环境罚款和罚款，它们被排除在保险范围之外，因为它们不能投保。

我们可能会产生与这些风险相关的重大成本，这可能会对我们的运营结果、财务状况和现金流产生重大不利影响，或者可能对我们的运营盈利能力产生不利影响。此外，我们的部分生产活动涉及CO2注入油田的油井被以前的操作者堵住并放弃。在开始注入和对油层加压之前，通常很难(或不可行)确定油井是否已被适当封堵。我们可能会产生与补救封堵操作相关的巨额成本，以防止环境污染，并以其他方式遵守与封堵和丢弃我们的石油、天然气和CO有关的联邦、州和地方法规2威尔斯。除了增加的成本外，如果油井没有被妥善封堵，对这些油井进行改装可能会推迟我们的运营，减少我们的产量。

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开发活动面临许多风险，包括我们无法收回在这类油井上的全部或任何部分投资的风险。钻井、完井和运营一口井的成本往往是不确定的，成本因素可能会对项目的经济产生不利影响。此外，由于许多因素，我们的钻探作业可能会被削减、延迟或取消，包括：

•意外的钻井条件；

•地层中的压力或不规则；

•设备故障或事故；

•恶劣的天气条件，包括墨西哥湾及其周围的飓风和热带风暴，以及可能损坏石油和天然气设施和输送系统并扰乱作业的严寒、冰雪，以及可能延误或阻碍作业的落基山区的冬季条件和森林火灾；

•遵守环境和其他政府要求；

•提供钻机、设备、管道和服务的费用、短缺或延误；以及

•头衔问题。

我们计划的第三级和CCUS行动以及相关的必要CO建设2管道可能会因为难以获得管道通行权和/或许可证和/或将某些物种列入受威胁或濒危物种名单而受到延误。

我们计划的第三次作业的原油产量取决于是否有管道来运输有效的CO2以经济上可行的成本输送到我们的油田。未来我们绿色管道的延伸，建设连接第三方CO2我们需要从私人土地所有者、州和地方政府以及联邦政府那里获得某些地区的通行权，才能将排放物运往储存地点，并为CCUS活动做准备。我们开展业务的某些州已经或可能再次考虑通过法律或法规，限制或消除管道所有者或州、州立法机构或其行政机构对私有财产行使征用权的能力，以及可能对行使征用权施加的司法限制和额外要求。我们还经常在联邦租约和其他石油和天然气租约上进行落基山脉业务，租约中居住的物种可能被列入《濒危物种法》的濒危或濒危物种名单，这可能会导致对联邦土地使用和其他需要联邦批准的土地使用进行更严格的限制。这些法律和法规，加上与使用征用权或将某些物种列为受威胁或濒危物种有关的任何其他法律变化，可能会抑制或丧失我们为未来管道建设项目获得通行权或以其他方式获得土地的能力，并可能需要额外的监管和环境合规，以及与此相关的成本增加，这可能会延误我们的CO2管道建设计划和我们提高采收率或CCUS业务的启动。

估计我们的储量、产量和未来的净现金流很难有任何确定性。

估计已探明石油和天然气储量的数量需要对现有技术数据和各种假设进行解释，包括未来的生产率、生产成本、遣散费和消费税、资本支出以及修井和补救成本，以及政府规章制度的假设效果。与潜在或可能的储量相比，物业何时可能已探明储量存在许多不确定性，特别是与我们的三次开采业务有关。预测三次作业可开采的石油储量和预期的产量需要估计，其中最重要的是石油采收率。实际结果很可能与我们的估计不同。此外，考虑到我们的业务以及整个石油和天然气行业面临的实际利率和风险，美国证券交易委员会规定的报告使用10%的贴现率不一定是最合适的贴现率。这些解释或假设中的任何重大错误，或条件的变化，都可能导致我们的储备数量和净现值的修订。

通过引用并入的文件中包含的储备数据仅代表估计数。已探明储量的数量是根据经济状况估计的，包括评估日期之前12个月期间每月1日的石油和天然气平均价格。在对市场差异和油田运输费用进行调整后，用于估计我们2022年12月31日储量的代表性石油和天然气价格为原油每桶93.02美元，天然气每立方米5.14美元。我们的储备和未来现金流可能会根据经济状况的变化(包括石油和天然气价格)以及由于生产结果、未来开发结果、运营和开发成本以及其他因素而进行修订。我们的储备下调可能会产生不利的影响

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对我们的财务状况和经营业绩的影响。未来的实际价格和成本可能会大大高于或低于我们估计中使用的价格和成本。

我们产品的适销性取决于运输线和其他设施，其中大部分不是我们所能控制的。当这些设施不可用时，我们的运营可能会中断，我们的收入可能会减少。

我们石油和天然气生产的可销售性在一定程度上取决于第三方拥有的运输线的可用性、近似性和运力。一般来说，我们不能控制这些交通设施，我们进入这些设施可能会受到限制或被拒绝。如果这些运输线或其他生产设施的供应和使用出现严重中断，可能会对我们向市场输送石油或生产石油的能力造成不利影响，从而导致我们的运营严重中断。

我们可能会失去关键的高管或专业技术员工，这可能会危及我们未来的运营成功。

我们的成功在很大程度上取决于我们的执行干事、其他主要管理人员和专业技术人员的持续贡献。我们的员工，包括我们的高管，都是随意雇用的，没有雇佣协议。我们相信，我们未来的成功在很大程度上取决于我们雇用和留住高技能人员的能力。此外，随着CCUS新兴行业的扩张，我们拥有专业的技术员工，他们在提高采收率活动中的独特操作经验对我们的CCUS竞争对手具有重要价值。

失去一个或多个大型石油和天然气采购商可能会对我们的业务产生不利影响。

在截至2022年12月31日的一年中，两家买家分别占我们石油和天然气收入的10%或更多，合计占此类收入的38%。失去一位大买家可能会对我们收到的价格或我们产生的运输成本产生不利影响。

项目1B。未解决的员工意见

美国证券交易委员会员工对我们根据1934年《证券交易法》提交的定期报告或当前报告没有未解决的书面意见，在与本Form 10-K年度报告相关的财政年度结束前180天或更长时间收到。

项目2.财产

关于本项目所要求的公司财产的信息包括在项目1中、商业及物业-石油及天然气营运。我们也有各种经营租赁，用于租用办公空间、办公和现场设备以及土地地役权。见项目7，管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--资本资源和流动性--承诺、债务和表外安排，及附注5，租契，计入未来最低租金的合并财务报表。这种信息在此引用作为参考。

项目3.法律诉讼

2020年7月30日，Denbury Resources Inc.及其子公司根据破产法第11章向德克萨斯州南区美国破产法院(“破产法院”)提交了重组请愿书，标题为“Re Denbury Resources Inc.等人，案件编号20-33801”。 2020年9月2日，破产法院发出命令，确认预先打包的联合重组计划(“计划”)并批准披露声明，并于2020年9月18日(“出现日期”)，该计划根据其条款生效，本公司脱离破产法第11章，成为Denbury Resources Inc.的继任报告公司。 2021年4月23日，破产法院颁布了一项最终法令，结束了第11章标题为“在Re Denbury Resources Inc.等人，案件编号20-33801”的案件；因此，我们没有与此次重组相关的剩余义务。

我们参与了与我们的业务相关的各种诉讼、索赔和监管程序。虽然我们目前认为，这些程序的最终结果，无论是个别的还是总体的，都不会产生实质性的不利影响。

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在我们的业务或财务、诉讼和监管程序方面，都存在固有的不确定性。如果我们确定损失是可能的，并且可以合理地估计损失金额，我们就应计诉讼和索赔损失。

关于Delta-Tinsley公司可能违反管道和危险材料安全管理局(PHMSA)规定的通知2管道故障

2022年5月26日，美国交通部PHMSA发布了一份关于我们公司2020年2月密西西比州萨蒂亚附近管道故障的可能违规、拟议民事处罚和拟议合规令(NOPV)的通知2廷斯利和德里油田之间的输油管道。NOPV建议初步评估与该事件有关的390万美元的民事罚款，我们在2022年第二季度积累了这笔罚款。我们已经对NOPV作出了回应，并正在与PHMSA就NOPV中可能指控的违规行为、拟议的民事处罚以及NOPV中所包含的遵从令的性质进行讨论。

附注14下的资料，承付款和或有事项合并财务报表的内容在此引用作为参考。

项目4.矿山安全信息披露

不适用。

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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

市场信息和记录持有者

2020年9月18日，从破产中脱颖而出，前身普通股的现有股份全部注销，继任者的普通股新股被发行给破产中被注销的债务的前持有人。2020年9月21日，继任者的普通股开始在纽约证券交易所(“NYSE”)交易，代码为“DEN”。截至2023年1月31日，根据本公司的转让代理布罗德里奇股票转让代理公司的信息，有232名Denbury普通股的记录持有人。

分红

我们还没有为我们的继任者普通股支付股息，目前也没有宣布普通股股息的计划。我们被允许根据我们与作为行政代理的摩根大通银行和其他贷款人签订的信贷协议的条款支付股息。关于进一步讨论，见附注8，长期债务，计入合并财务报表。

2022年购买股票证券

2022年5月初，我们的董事会批准了一项普通股回购计划，授权回购总计2.5亿美元的Denbury普通股。在2022年6月至7月期间，我们根据该计划以1亿美元的价格购买了总计1,615,356股Denbury普通股，平均价格为每股61.92美元。2022年8月，我们的董事会将普通股回购计划增加了1亿美元，因此仍有2.5亿美元可用于该计划下的未来回购。根据该计划，我们没有义务回购任何美元金额或指定数量的普通股。股票回购计划没有预先确定的结束日期，董事会可以随时修改、暂停或终止。见项目7下对该方案的进一步讨论，管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 – 概述 – 普通股回购计划.

第四季度发行人和关联购买者购买股票证券

月份						购买的股份总数						每股平均支付价格						总人数 购入的股份 作为公开活动的一部分 已宣布的计划或计划						近似值 股份价值 这可能还是可能的 根据计划或计划购买
2022年10月						—						—						—						$	250,000,000
2022年11月						—						—						—						$	250,000,000
2022年12月						—						—						—						$	250,000,000
总计						—												—

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股票表现图表

以下业绩图表和相关信息不应被视为“征集材料”，也不应被视为向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)“备案”，也不得根据1933年证券法或1934年证券交易法(这两部法案均已修订)将此类信息以参考方式纳入未来的任何文件中，除非公司通过引用明确将其纳入此类文件中。

下图显示了在2020年9月21日至2022年12月31日期间，根据标准普尔500指数和道琼斯美国勘探和生产指数的累计总回报衡量的后续普通股股东累计总回报的变化。该图表跟踪了从2020年9月21日至2022年12月31日对我们的普通股和每个指数(包括指数证券的所有股息的再投资)投资100美元的表现。

2020年9月21日至2022年12月31日

破产后出现累计总回报的比较

			9/21/20						12/31/20						12/31/21						12/31/22
Denbury Inc.			$	100					$	142					$	423					$	481
S&P 500			100						108						139						114
道琼斯美国勘探与生产公司			100						114						194						310

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第六项。[已保留]

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项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

以下讨论和分析应结合项目8所列我们的合并财务报表及其附注阅读，财务报表和补充资料。我们的讨论和分析包括涉及风险和不确定性的前瞻性信息，应与风险因素在本表格10-K第1A项下，连同前瞻性信息关于可能导致我们的实际结果与我们的前瞻性陈述大不相同的风险和不确定因素的信息。关于2020年12月31日终了财政年度财务结果的讨论，见第二部分，项目7，管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析，这是我们于2022年2月25日提交给美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的截至2021年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的一部分。

由于公司于2020年9月18日(“出现日期”)摆脱破产并采用重新开始会计制度，2020年9月18日之后的合并财务报表的某些价值和经营结果无法与2020年9月18日之前(包括2020年9月18日)的公司合并财务报表中的价值和经营结果相比较。提及的“继任者”指的是本公司在2020年9月18日之后的经营业绩，而提及的“前任”指的是本公司在2020年9月18日之前(包括该日)的经营业绩。

概述

Denbury是一家独立的能源公司，业务集中在墨西哥湾沿岸和落基山脉地区。该公司通过专注于CO而脱颖而出2提高石油采收率(EoR)和新兴的碳捕获、利用和封存(CCUS)行业，由公司的CO支持2提高采收率技术和运营专业知识及其广泛的成本2管道基础设施。 捕获的工业源CO的利用2在EoR中显著减少了Denbury生产的石油的碳足迹，使公司的范围1和2 CO2今天E排放为负值。我们已经制定了一个目标，在十年内，使我们的范围1、范围2和范围3因消费者使用我们销售的石油和天然气而产生的排放达到净零排放(《温室气体议定书》定义为第11类排放)。

油价对我们业务的影响。我们的财务业绩受到油价变化的重大影响，因为我们2022年97%的销售量是石油。油价的变化影响到我们业务的方方面面；最明显的是我们来自运营、收入、资本分配和预算决策的现金流，以及石油和天然气储量。从历史上看，油价一直是不稳定的，可能会在短时间内大幅波动。例如，纽约商品交易所西德克萨斯中质原油的平均价格从2021年第四季度的每桶70多美元左右上涨到2022年第二季度的平均每桶109美元左右，然后在2022年第四季度下降到每桶大约83美元。油价较2021年水平的上涨主要是由于 自2020年和2021年新冠肺炎冠状病毒(“新冠肺炎”)大流行以来需求增加，加上俄罗斯对乌克兰的攻击对能源市场和价格的影响。

下表概述了选定的财务项目和销售额，以及过去三年商品衍生品影响前后我们实现的油价的变化：

						截至十二月三十一日止的年度：
以千为单位，单位数据除外						2022						2021						2020
石油、天然气及相关产品销售						$	1,578,682					$	1,159,955					$	693,209
商品衍生产品结算收(付)款						(315,752)						(277,240)						102,485
石油、天然气及相关产品销售和商品结算合计						$	1,262,930					$	882,715					$	795,694
日均销售额(BOE/d)						46,809						48,770						51,151
平均已实现净价格
每桶石油价格-不包括衍生品结算的影响						$	94.29					$	66.52					$	37.78
每桶石油价格-包括衍生品结算的影响						75.19						50.46						43.40

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如上表所示，自2020年以来，由于油价上涨，我们的石油和天然气收入大幅增长。然而，2021年至2022年期间收入增长的好处被我们大宗商品衍生品合约的现金支付增加的影响所抵消，这些合约通常是在我们退出破产后不久作为银行信贷安排的一项要求而实施的。从2022年下半年开始，我们进行了对冲的产量减少了，我们的对冲价格更优惠，套圈组合更多，使我们能够实现更大比例的油价上涨。在截至2022年12月31日的年度内，我们支付了3.158亿美元与商品衍生品合约的结算有关。

比较财务结果和亮点。我们确认2022年净收益为4.802亿美元，或每股稀释后普通股8.83美元，2021年净收益为5600万美元，或每股稀释后普通股1.04美元。2022年和2021年的比较运营结果的驱动因素包括：

•2022年石油和天然气收入增加4.187亿美元(36%)，全部归因于大宗商品价格上涨，但销售量下降略有抵消；

•商品衍生产品支出减少1.742亿美元，其中包括期间间非现金公允价值变动2.128亿美元的改善(2022年收益1.37亿美元，2021年亏损7570万美元)，部分被衍生品合同结算的现金支付增加3860万美元(2022年支付3.158亿美元，2021年支付2.772亿美元)所抵消。

•租赁业务费用增加7790万美元(18%)，主要是由于电力和燃料费用以及通货膨胀和活动水平增加造成的修井费用增加；

•除收入外的其他税收增加了4010万美元，主要原因是石油和天然气收入增加导致生产税增加。

普通股回购计划。2022年5月初，我们的董事会批准了一项普通股回购计划，回购价值高达2.5亿美元的已发行Denbury普通股。在2022年6月至7月期间，公司根据该计划以约1亿美元的价格回购了160万股Denbury普通股，平均价格为每股61.92美元。2022年8月，董事会将Denbury的股票回购授权增加了1亿美元，因此，根据该计划，目前仍有总计2.5亿美元的普通股可用于未来的回购。该计划没有预先确定的结束日期，可以随时暂停或终止。根据该计划，该公司没有义务回购任何美元金额或特定数量的普通股。

锡达克里克背斜公司2三次采油开发。2022年2月初，我们启动了CO2在我们CCA提高采收率项目的第一阶段注入。为了保持领先于潜在的供应链延迟，并为更早地处理CO做准备2基于CO2注资水平处于我们预期的高端，我们在2022年下半年增加了对CCA的资本投资，以加快我们压缩设备的采购和CO的建设2回收设施，以确保设施到位，以处理来自油田的预期生产。我们继续预计CCA将在2023年下半年做出第三次石油生产回应。此外，该公司Pennel CO的钻井和设施建设2在CCA第二阶段开发之前进行的试点工作于第三季度开始。

推进碳捕获、利用和封存活动。CCUS是一个捕获CO的进程2来自工业来源，并重复使用或存储CO2在地质构造中，以防止其释放到大气中。我们利用CO2来自我们提高采收率业务的工业来源，以及我们广泛的CO2管道基础设施和运营，特别是在墨西哥湾沿岸，战略上靠近大型工业排放源和非常适合永久CO的地质构造2储藏室。在截至2022年12月31日的年度内，约40%的CO2在我们运营的石油和天然气运营中使用的是工业来源的CO2。相比之下，在截至2021年12月31日的一年中，利用率为33%。我们相信，CCUS所需的资产和技术专长与我们现有的CO高度一致2EoR业务为我们提供了在新兴的CCUS行业中处于领先地位的显著优势和机会，因为其他公司建立永久的碳捕获和封存业务需要时间和资金来构建我们拥有并已运营多年的资产。

我们一直在寻求建立我们的CCUS业务，并在两个方面寻求新的CCUS机会：第一，我们一直与现有的和潜在的第三方工业公司接洽2关于CO的排放者2长期协议下的运输和存储解决方案；第二，我们一直在为永久CO确定和确保未来潜在的存储地点2储藏室。2023年，我们的目标包括继续占领更多的排放市场，并在我们的投资组合中增加储存地点。我们还计划钻探地层井，为我们的合同场地提交额外的VI类储存许可证，并购买长期铅

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网络建设的时间项。我们目前已签署协议，涵盖未来从计划捕获的CO中可能获得的高达20 Mtpa的运输和存储2现有和拟建工业工厂的排放。在封存方面，我们还签署了确保未来七个储存点的权利的协议，我们认为这些储存点有可能储存多达20亿公吨的CO2。最初的CCUS运输和/或存储容量预计将在2025年，我们预计到2030年，这些容量可能会增加到平均50-70 Mtpa。

虽然我们对CO的使用2目前我们的历史财务和运营业绩(作为成本)反映了EOR，我们相信根据《国税法》第45Q条提供的激励措施以及根据2022年8月《通胀降低法案》扩大的这些激励措施将推动对CCUS的需求，并允许我们收取运输和储存捕获的工业来源CO的费用2。尽管我们相信我们的第一笔收入与CO的储存有关2由于可能在2025年发生这种情况，我们目前正在承担设计、进行可行性研究以及以其他方式开发和批准储存地点的费用，以及向孔隙空间所有者支付的费用，并将在未来几年继续推进这些努力。此外，我们还需要扩大我们的CO2连接排放点和储存点的管道网络。于截至2022年12月31日止年度内，我们于综合资产负债表中将6,500万美元的“CCUS储存点及相关资产”资本化，主要包括与储存点相关的收购成本。在长期前瞻性的基础上，我们目前估计，2023年至2030年期间CCUS项目和计划的累计资本投资总额将在16亿至20亿美元之间，平均每年2亿至2.5亿美元，并将重点放在CO2存储站点开发和管道成本。预计2024年和2025年将是投资最高的时期，因为我们计划继续建设和开发多个封存地点，包括钻探VI类注水井，并安装管道延伸部分以连接储存地点和工业排放。目前，我们预计我们可以从自由现金流中为CCUS的资本支出提供内部资金，直到2030年，假设NYMEX WTI油价至少为60美元，尽管我们可能会考虑替代融资选择作为补充资本来源。我们预计，CCUS业务最早将于2026年或2027年产生现金流，为其发展提供内部资金。

资本资源和流动性

概述。我们的运营现金流和我们高级担保银行信贷安排下的可获得性是我们资本和流动性的主要来源。我们最重要的现金资本支出与我们的石油和天然气开发资本支出和CCUS倡议有关。在截至2022年12月31日的一年中，我们从运营中产生了5.207亿美元的现金流，在石油天然气和CCUS活动中投资了4.279亿美元的净现金，并将9530万美元的净现金用于融资活动，主要与根据公司的股票回购计划购买的1.00亿美元的Denbury普通股有关。

截至2022年12月31日，我们在7.5亿美元的优先担保银行信贷安排下有2900万美元的未偿还借款和1010万美元的未偿还信用证，剩下7.109亿美元的借款基础可用。这笔流动资金足以满足我们目前计划的运营和资本需求。如下文进一步讨论的那样，根据截至2023年2月中旬的油价期货，我们目前预计2023年资本预算的全部资金来自预计的运营现金流。

非经常开支摘要。为了跟踪和比较我们的资本预算和资本支出活动，我们使用反映资本支出发生时间的数据，这通常与报告的数据不同。

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在我们的现金流量表中，它反映了现金实际支付的时间。下表所列信息反映了截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的已发生资本支出：

						截至十二月三十一日止的年度：
以千计						2022						2021						2020
资本开支摘要(1)
CCA EOR外地支出(2)						$	124,257					$	35,754					$	810
CCA CO2管道						2,520						87,688						10,942
CCA三次开发						126,777						123,442						11,752
非CCA第三和非第三字段						196,901						97,085						49,800
公司2消息来源，其他CO2管道和其他						8,974						1,657						660
资本化内部成本(3)						31,546						29,987						32,956
油气开发资本支出						364,198						252,171						95,168
CCUS存储地点和相关资本支出						64,605						—						—
油气和CCUS开发资本支出						428,803						252,171						95,168
资本化利息						4,237						4,585						24,146
收购石油和天然气资产(4)						976						10,979						176
清洁氢气工厂的投资(5)						10,218						—						—
资本支出总额						$	444,234					$	267,735					$	119,490

(1)本摘要中的资本支出按已发生基础(包括应计项目)列报，分别比截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的综合现金流量表中的资本支出高2,730万美元、高3,570万美元和低1,090万美元。

(2)包括投产前CO2 在截至2022年12月31日的一年中，与CCA EOR开发项目相关的成本总计2310万美元。

(3)包括资本化的内部收购、勘探和开发成本以及投产前的第三次启动成本。

(4)主要包括于2021年3月3日收购的Wind River盆地增强采油油田的工作权益头寸。

(5)代表于2022年第三季度对计划中的蓝氢/氨多区块设施的项目开发公司(“清洁氢气工厂”)进行的投资，同时还签署了一项关于CO运输和储存的最终协议2用于拟建工厂的前两个区块。这笔投资在截至2022年12月31日的综合资产负债表中计入“其他资产”。我们已承诺在实现某些项目里程碑时再投资1000万美元，目前预计将于2023年实现。

供应链问题和潜在的成本膨胀。全球和美国的供应链问题，加上美国更高的大宗商品价格、电力成本、服务成本和紧张的劳动力市场，从2021年底开始增加了我们的成本，并持续到2022年。尽管通胀成本上升和供应链问题在某些领域已经开始趋于平稳，但我们仍预计2023年我们运营中的某些类别的商品、服务和工资的成本和需求会进一步增加，这可能会对我们未来的运营业绩和现金流产生负面影响。看见经营业绩--生产费用以下供进一步讨论。

2023年计划和基本建设预算。我们估计，2023年我们的石油和天然气开发资本支出总额(不包括收购和资本化利息)将在3.5亿至3.7亿美元之间，我们的CCUS资本支出将在1.4亿至1.6亿美元之间。在5.1亿美元的综合中点，总资本支出比2022年的支出高出19%，预计2023年的增长完全是由CCUS更高的资本支出推动的，主要用于开发专门的CO2存储地点和扩展CO的准备工作2管道。除了公司预算的资本支出外，我们预计CCUS股权投资将产生约1700万美元，封堵和废弃成本约为3600万美元。

根据公司的预测，包括估计产量、成本、油价差异和其他假设，我们目前预计我们2023年的运营现金流(不包括营运资本变化)将大致满足或超过我们预算的2023年资本支出和计划的资产报废债务活动，假设油价为

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到2023年，每桶约75美元。此外，截至2022年12月31日，我们的银行信贷安排下有7.109亿美元的可用资金，我们相信这笔资金足以满足任何短期流动性需求。

高级担保银行信贷协议。于二零二零年九月，吾等与作为行政代理的摩根大通银行及其他贷款方就一项高级担保循环信贷安排订立一项5.75亿美元的银行信贷协议(“银行信贷协议”)。根据银行信贷协议，可获得的信用证总额不超过1亿美元，短期Swingline贷款总额不超过2500万美元，每笔贷款均受银行信贷协议下的可用承诺的限制。根据银行信贷协议，可获得性取决于借款基数，借款基数每半年重新确定一次，日期为每年5月1日和11月1日左右。借贷基础是由贷款人酌情调整的，而且在一定程度上是基于我们无法控制的外部因素。如果我们在《银行信贷协议》下的未偿债务超过当时有效的借款基数，我们将被要求在不超过六个月的期间内偿还超出的金额。

2022年5月4日，我们签署了《银行信贷协议》第二修正案，其中包括：

•将借款基数和贷款人承诺从5.75亿美元增加到7.5亿美元；

•将到期日从2024年1月30日延长至2027年5月4日；

•修订《银行信贷协议》下有关贷款的利息条文，以(1)将备用基本利率贷款的适用息率由每年2%至3%降至每年1.5%至2.5%，以及(2)以有担保隔夜融资利率贷款取代参考伦敦银行同业拆息贷款的条文，适用息率为每年2.5%至3.5%；及

•允许我们支付股息和回购我们的普通股，并进行其他无限制的支付和投资，只要(1)不存在违约或借款基础不足的事件；(2)我们的总杠杆率为1.5比1或更低；以及(3)根据银行信贷协议，可获得性至少为借款基础的20%。

作为我们2022年秋季半年度借款基数重新确定的一部分，我们的银行信贷协议的借款基数和贷款人承诺重申为7.5亿美元，我们计划在2023年5月1日左右进行下一次重新确定。

2023年1月20日，我们签署了《银行信贷协议第三修正案》，旨在使我们能够选择每周支付某些SOFR贷款的利息。

银行信贷协议限制吾等产生及偿还其他债务；授出留置权；进行若干合并、合并、清盘及解散；出售资产；进行收购及投资；支付其他受限制付款(包括赎回、回购或注销本公司普通股)；以及订立商品衍生工具协议，每项协议均须受银行信贷协议所列有关限制的若干例外情况所规限。我们的银行信贷协议要求我们在摆脱破产的情况下达到某些最低的商品对冲水平；然而，这些条件已于2020年12月31日满足，我们目前没有根据银行信贷协议进行的对冲要求。

《银行信贷协议》包含某些财务业绩契约，包括：

•综合总债务与综合EBITDAX契约(定义见《银行信贷协议》)，该比率不得超过3.5倍；以及

•要求将流动比率(即综合流动资产与综合流动负债之比)维持在1.0。

就根据银行信贷协议计算流动比率而言，综合流动资产不包括衍生资产的当前部分，但包括银行信贷协议的可用借款能力，综合流动负债则不包括衍生负债的当前部分及未偿还长期债务的当前部分。根据这些财务业绩契约计算，截至2022年12月31日，我们的综合总债务与综合EBITDAX的比率为0.05比1.0(最高允许比率为3.5比1.0)，我们目前的比率为2.70比1.0(要求比率不低于1.0比1.0)。根据我们目前预测的产量和成本水平、截至2023年2月22日的套期保值以及当前的石油商品期货价格，我们目前预计在可预见的未来继续遵守我们的财务业绩契约。

上述对我方银行信贷协议的描述受《银行信贷协议》及其修正案中所包含的明示语言和定义的条款的限定，每一条都作为我们提交给

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美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)。信贷协议第二修正案作为附件10(D)附在2022年5月6日提交的10-Q表格中，包含当前版本的银行信贷协议全文，包括因第一次和第二次修改而做出的所有更改。

承付款、债务和表外安排。我们在正常业务过程中产生了许多合同承诺，包括偿债要求、经营租赁、购买义务和资产报废义务。我们的经营租赁主要包括我们的写字楼租赁。我们的采购义务代表未来的现金承诺，主要用于CO的采购合同2从工业来源捕获，CO2加工费、运输协议和与油井相关的费用。我们的表外安排包括各种开发和勘探支出的债务，这些支出来自我们正常的石油和天然气或CCUS资本支出计划或我们行业常见的其他交易，这些都没有记录在我们的资产负债表上。在2022年期间，我们签订了储存合同，以确保未来CCUS运营的地下孔隙空间的权利。这些合同下的不可取消承付款总额为400万美元。此外，为了收回我们未开发的已探明储量，我们还必须为我们已探明储量报告中估计的相关未来开发成本提供资金。这些资本支出计划中的某些计划在2023年计划和基本建设预算上面。有关我们未来开发成本的进一步讨论，请参阅补充石油和天然气披露(未经审计)在合并财务报表中。

我们的定期债务包括我们预计从我们销售生产的现金流中支付的运营费用，加上上文详述的资本支出。除了这些定期支出外，我们还根据截至2022年12月31日的合同做出了各种未来现金承诺。这些承诺中，未来12个月内最重要的包括：

•根据购买CO的合同，约为5200万美元2从工业来源获取，并用于与我们在CO的压倒一切的特许权使用费权益相关的手续费2在LaBarge油田，这两个油田都用于我们的三次开采活动，假设NYMEX油价为每桶75美元。承诺水平在2023年下降，2028年再次下降，原因是某些工业-CO的当前期限届满2采购承诺(见附注14，承付款和或有事项，提交合并财务报表供进一步讨论)；以及

•约600万美元的经营租赁债务(见附注5，租契，提交合并财务报表以供进一步讨论)。

除了这些承诺外，我们还有会计、工程和法律费用、软件维护、订阅和其他间接费用类项目的经常性支出。正常情况下，这些支出每年的总额不会有实质性变化，是我们一般和行政费用的一部分。对于任何特定的供应商，这些经常性支出中的大多数都可以迅速取消，即使这些费用本身可能是我们持续正常运营所必需的。其他承诺包括某些运输协议和相关费用。我们在未来12个月内的较长期承诺包括：

•根据我们的优先担保银行信贷安排，债务和定期利息支付将于2027年5月4日到期，截至2022年12月31日，其中2900万美元的借款和1010万美元的信用证尚未偿还；以及

•与封堵和放弃我们的石油、天然气和CO相关的未来成本相关的资产报废义务2油井，从租赁的土地上拆除设备和设施，并将土地归还原状(见附注6，资产报废债务，列入合并财务报表)。

正如本报告详细说明的那样，我们现金流的最大决定因素是我们收到的油价。油价和现金流受到全球石油供应和经济活动导致的需求波动的高度影响，我们试图通过我们的对冲计划在一定程度上抵消这种波动。出售我们的产品所得收益的可变性被某些费用(包括部分租赁运营费用和生产税)的类似方向差异部分抵消，因为这些费用在某种程度上与油价的变化相关。

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三次经营财务概览

我们的第三级业务占我们整体业务的很大一部分。三级油田的经济性及其对我们财务报表的相关影响不同于传统的石油和天然气业务，下面将进一步解释。

虽然很难准确预测未来的产量，但我们相信，假设原油价格处于支持这些项目发展的水平，我们的三次开采业务以合理的回报指标提供了显著的长期产量增长潜力，风险相对较低。我们开发第三级石油资产已有23年之久，此类业务的财务影响反映在我们的历史财务报表中。下面的总结强调了我们对第三级业务如何影响我们的财务报表的观察。

发现和开发成本。我们目前预计发现和开发成本(包括未来开发和废弃成本，但不包括CO2管道基础设施资本支出)，以与其他石油资产的行业平均成本竞争。有关查找和开发成本的定义，请参阅词汇表和精选缩写.

资本成本的时间安排。当引发新的第三次洪水时，初始资本支出和由此产生的产量增加之间通常存在延迟。我们必须建立设施，而且经常是CO2通往油田的管道，在CO之前2水淹可能会开始，油田通常需要6到12个月的时间才能对注入的CO做出反应2(即石油生产开始)。对于某些油田，如CCA的油田，我们估计可能需要长达18个月或更长的时间才能实现三次生产响应。此外，我们可能会花费大量资本，才能从我们注水的油田中确认任何已探明的储量，即使在油田已探明储量之后，通常也需要大量额外资本来充分开发该油田。

已探明储量的确认。为了确认已探明的第三系石油储量，我们必须证明第三系过程产生的产量，或者油田必须类似于现有的第三系洪水。我们在任何一年可以登记的已探明储量的大小将取决于我们应对新洪水的进展、对新洪水的生产反应的时机以及我们现有洪水的表现。

生产率。三次水淹时的产量可能因季度而异，因为当油井对CO做出响应时，三次水淹的产量可能会迅速增加2，暂时处于平台期，然后随着油田更多地区的开发，恢复增长。在第三次洪水生命周期期间，设施的能力会不时增加，这有时需要在安装期间暂时关闭，从而导致产量暂时下降。我们还发现，很难准确地预测任何给定的井何时会对注入的CO做出反应2，作为CO2由于含油地层中的非均质性，很少在岩石中持续行进。我们发现所有这些波动都是正常的，通常预计第三油田的石油产量将随着时间的推移而增加，直到油田完全开发，尽管有时会出现不一致的模式。

运营成本。由于注入和回收CO的成本，第三级项目的运营成本可能比传统行业运营更高2(主要是由于CO的成本2以及重新压缩CO所需的大量能源2返回到近液体状态以用于重新注入)。我们的CO成本2回收和注入一氧化碳所需的电力2占我们典型的第三级运营费用的一半以上。由于这些成本随着商品和商业电价的变化而变化，它们的变化性很大，在商品价格高的环境下会增加，在价格低的环境下会减少。购买和/或生产CO的成本2分配给我们的第三级油田，并记录为租赁运营费用(在第三级石油生产开始后)。2是被注射的。这些成本历来约占我们第三级运营总运营成本的20%至25%。因为我们花费了生产和注入CO的所有运营成本2(随着第三次石油生产的开始)，在CO开始时，新注水的每桶运营成本将更高2注入项目，因为当时相关石油产量极低。

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行动的结果

财务和经营结果表

下表列出了我们的后继期和前继期的某些财务业绩。

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至的年度 Dec. 31, 2021						开始时间段 9月2020年至19月 Dec. 31, 2020									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计，不包括按股计算的数据
财务业绩
净收益(亏损)(1)						$	480,160					$	56,002					$	(50,658)								$	(1,432,578)
每股普通股净收益(亏损)-基本(1)						9.34						1.10						(1.01)									(2.89)
每股普通股净收益(亏损)-稀释后(1)						8.83						1.04						(1.01)									(2.89)
经营活动提供的净现金						520,745						317,158						40,326									113,408

(1)包括在截至2021年12月31日的一年中对我们的石油和天然气资产进行税前全成本池上限测试减记1,440万美元，2020年9月19日至2020年12月31日的后续期间减记100万美元，以及2020年1月1日至2020年9月18日的前述期间减记9.967亿美元。此外，之前的时期为2020年1月1日至2020年9月18日，包括重组调整，净额总计8.5亿美元。

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我们过去三年每年的某些经营业绩和统计数字载于下表。

						截至十二月三十一日止的年度：
以千为单位，单位数据除外						2022						2021						2020
日均销售量
Bbls/d						45,302						47,281						49,828
MCF/d						9,038						8,933						7,938
BoE/d						46,809						48,770						51,151
石油和天然气销售
石油销售						$	1,559,111					$	1,148,022					$	689,020
天然气销售						19,571						11,933						4,189
石油和天然气销售总额						$	1,578,682					$	1,159,955					$	693,209
商品衍生品合约(1)
商品衍生产品结算收(付)款						$	(315,752)					$	(277,240)					$	102,485
商品衍生品的非现金公允价值损失						137,008						(75,744)						(62,355)
商品衍生品收入(费用)						$	(178,744)					$	(352,984)					$	40,130
单价-不包括衍生产品结算的影响
每桶石油价格						$	94.29					$	66.52					$	37.78
每立方米天然气价格						5.93						3.66						1.44
单价--包括衍生产品结算的影响(1)
每桶石油价格						$	75.19					$	50.46					$	43.40
每立方米天然气价格						5.93						3.66						1.44
石油和天然气运营费用
租赁运营费用						$	502,409					$	424,550					$	351,505
交通费和营销费						20,112						28,817						37,759
生产税和从价税						128,302						88,468						53,708
京东方的石油和天然气运营收入和支出
石油和天然气收入						$	92.40					$	65.16					$	37.03
租赁运营费用						29.41						23.85						18.78
交通费和营销费						1.18						1.62						2.02
生产税和从价税						7.51						4.97						2.87
公司2-收入和支出
公司2销售费和运输费						$	60,570					$	44,175					$	30,468
公司2运营和发现费用						(8,474)						(6,678)						(4,568)
公司2收入和支出(净额)						$	52,096					$	37,497					$	25,900

(1)另请参阅商品衍生品合约在下面和市场风险管理获取有关我们的商品衍生品交易的信息。

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销售量

2022年、2021年和2020年按地区划分的平均日销售量，以及2022年每个季度的平均日销售量如下：

						平均日销售量(BOE/d)
						2022年季度																		截至十二月三十一日止的年度：
作业区						第一 季度			第二 季度			第三 季度			第四 季度									2022			2021			2020
三次成品油销售量
墨西哥湾沿岸地区
德里						2,675			2,478			2,557			2,528									2,559			2,861			3,419
黑斯廷斯						4,430			4,304			4,211			4,198									4,285			4,317			4,755
海德堡						3,653			3,528			3,571			3,670									3,605			3,921			4,297
牡蛎湾						3,745			3,423			3,490			3,417									3,518			3,833			3,818
廷斯利						3,015			3,050			3,133			2,248									2,860			3,405			3,959
其他(1)						5,498			5,422			5,541			5,652									5,529			5,969			6,427
墨西哥湾沿岸地区总数						23,016			22,205			22,503			21,713									22,356			24,306			26,675
落基山区
贝尔小溪						4,474			4,122			3,975			3,767									4,082			4,416			5,518
风河流域						2,517			2,703			3,121			3,726									3,020			2,019			—
其他(2)						2,229			2,361			2,759			2,824									2,546			2,040			1,942
总落基山区						9,220			9,186			9,855			10,317									9,648			8,475			7,460
第三产业石油销售总量						32,236			31,391			32,358			32,030									32,004			32,781			34,135
非第三纪油气销售量
墨西哥湾沿岸地区
墨西哥湾沿岸地区总数						3,630			3,566			3,727			3,666									3,647			3,683			3,807
落基山区
雪松溪背斜						9,721			10,224			9,593			9,366									9,725			11,008			11,985
其他(3)						1,338			1,380			1,431			1,579									1,433			1,298			1,030
总落基山区						11,059			11,604			11,024			10,945									11,158			12,306			13,015
非第三方销售总额						14,689			15,170			14,751			14,611									14,805			15,989			16,822
持续销售总额						46,925			46,561			47,109			46,641									46,809			48,770			50,957
物业销售
墨西哥湾沿岸工作权益出售(4)						—			—			—			—									—			—			194
总销售量						46,925			46,561			47,109			46,641									46,809			48,770			51,151

(1)包括布鲁克海文、克兰菲尔德、欧库塔、小溪、马拉留、马丁维尔、麦库姆、索索和西黄溪油田。

(2)包括盐溪和格里夫油田。

(3)包括风河流域以及Hartzog Drag和Bell Creek油田的非第三方销售量。

(4)包括与2020年3月出售我们在韦伯斯特、汤普森、曼维尔和东黑斯廷斯油田50%的工作权益有关的非第三级销售(“墨西哥湾沿岸工作权益出售”)。

2022年的总销售量平均为46,809 BOE/d，其中来自第三产业的32,004桶/日，来自非第三产业的14,805 BOE/d。与2021年的总销量相比，这一总销量减少了1,961 BOE/d(4%)。同比下降的主要原因是近年来开发支出水平较低(不包括新的CO)导致的天然油田下降2CCA的EoR开发)，但因2021年3月收购的Wind River盆地产量增加而部分抵消，原因是2022年也纳入了全年产量

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作为收购后开发活动，并因CO而在Grive field增加2 注射反应。我们在2022年的产量是97%的石油，与2021年和2020年的产量一致。

根据我们的资本支出计划，我们目前预计2023年的平均日产量将在46,000 BOE/d至49,000 BOE/d之间，这一中点比我们2022年的平均产量高出691 BOE/d。我们期待着CCA公司的第一批产品22023年下半年的提高采收率，这是我们2023年预期产量增长的主要驱动力。

石油和天然气收入

2021年至2022年，石油和天然气收入增长了36%，2020年至2021年增长了67%。我们石油和天然气收入的变化是由于产量和已实现大宗商品价格的变化(不包括我们大宗商品衍生品合同的任何影响)，如下表所示：

						截至十二月三十一日止的年度： 2022 vs. 2021												截至十二月三十一日止的年度： 2021 vs. 2020
以千计						收入增加(减少)						收入增加(减少)的百分比						收入增加(减少)						收入增加(减少)的百分比
由于以下原因，石油和天然气收入发生变化：
减产						$	(46,646)					(4)		%				$	(34,069)					(5)		%
大宗商品价格上涨						465,373						40		%				500,815						72		%
石油和天然气收入的总增长						$	418,727					36		%				$	466,746					67		%

剔除我们大宗商品衍生品合约的任何影响，我们在2022年、2021年和2020年期间的平均已实现大宗商品净价格和NYMEX差价如下：

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022						2021						2020
平均已实现净价格
每桶石油价格			$	94.29					$	66.52					$	37.78
每立方米天然气价格			5.93						3.66						1.44
按京东方计价			92.40						65.16						37.03
纽约商品交易所的平均差价
墨西哥湾沿岸地区
每桶油量			$	(0.19)					$	(1.42)					$	(1.14)
每立方米天然气			(0.08)						0.26						(0.14)
落基山区
每桶油量			$	0.02					$	(1.32)					$	(2.80)
每立方米天然气			(0.87)						(0.27)						(1.36)
公司总数
每桶油量			$	(0.10)					$	(1.38)					$	(1.81)
每立方米天然气			(0.58)						(0.05)						(0.69)

由于各种原因，地区市场收到的价格经常波动，可能与NYMEX的定价不同，包括供应和/或需求因素、原油质量和地点差异。

墨西哥湾沿岸地区。我们在墨西哥湾沿岸地区的平均纽约商品交易所石油差价在2022年为每桶负0.19美元，2021年为每桶负1.42美元。2022年，公司受益于其墨西哥湾沿岸品级的Light Louisiana Sweet(“LLS”)价格相对于NYMEX WTI价格的改善。对于我们在LLS指数价格下出售的原油，

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在2022年的贸易月基础上，LLS对NYMEX的差额平均为每桶2.25美元，而2021年期间为每桶1.49美元。

落基山区。2022年，落基山地区的Nymex石油价差平均比NYMEX高出每桶0.02美元，而2021年比NYMEX低1.32美元。落基山脉地区的差价通常会随着地区供需趋势而波动，由于天气、炼油厂或运输问题以及加拿大和美国原油价格指数的波动，差价可能会按月大幅波动。

公司2收入和支出

我们出售一部分CO2我们从杰克逊穹顶向第三方工业用户以各种合同价格生产产品，主要是根据长期合同。我们确认从这些CO获得的收入2按“CO”销售2销售和运输费“，相应的成本确认为”CO2经营和发现费用“在我们的综合经营报表中。公司22022年的销售和运输费为6060万美元，而2021年为4420万美元。比上一年期间增加的主要原因是根据一项在2022年第四季度结束的短期合同协议收到的收入。

石油营销收入和采购量

在某些情况下，我们从第三方购买石油，然后再出售。在我们的综合经营报表中，我们将这些销售产生的收入和相关费用确认为“石油营销收入”和“石油营销采购”。

商品衍生品合约

我们经常签订石油衍生品合约，以提供与预期未来石油产量相关的大宗商品价格风险的经济对冲，并为我们未来的现金流提供更多确定性。从历史上看，这些合约包括价格下限、套头、三向套头、固定价格掉期、用卖出看跌期权增强的固定价格掉期和基差掉期。

下表汇总了我们的商品衍生品合约对我们在所示时期的经营业绩的影响：

						截至三个月
以千计						3月31日						6月30日						9月30日						12月31日						全年
2022
支付商品衍生品的结算费用						$	(93,057)					$	(127,959)					$	(55,780)					$	(38,956)					$	(315,752)
商品衍生品的非现金公允价值损益						(99,662)						71,105						165,028						537						137,008
商品衍生品收入(费用)						$	(192,719)					$	(56,854)					$	109,248					$	(38,419)					$	(178,744)

						截至三个月
以千计						3月31日						6月30日						9月30日						12月31日						全年
2021
支付商品衍生品的结算费用						$	(38,453)					$	(63,343)					$	(77,670)					$	(97,774)					$	(277,240)
商品衍生品的非现金公允价值损益						(77,290)						(109,321)						35,925						74,942						(75,744)
商品衍生品费用						$	(115,743)					$	(172,664)					$	(41,745)					$	(22,832)					$	(352,984)

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						前身																					继任者
						截至三个月												7月1日至9月18日									9月19日至9月30日						截至三个月
以千计						3月31日						6月30日																					12月31日						全年
2020
商品衍生品结算收据						$	24,638					$	45,629					$	11,129								$	6,660					$	14,429					$	102,485
商品衍生品的非现金公允价值损益						122,133						(85,759)						(15,738)									(2,625)						(80,366)						(62,355)
商品衍生品收入(费用)						$	146,771					$	(40,130)					$	(4,609)								$	4,035					$	(65,937)					$	40,130

商品衍生品收入(费用)包括(1)商品衍生品结算的付款或收入和(2)商品衍生品公允价值的变动。商品衍生品公允价值的变化是由于商品衍生品合约到期以及自上一时期以来或在签订新的衍生品协议后石油期货价格的变化所致。2022年，我们在商品衍生品合约到期时支付了3.158亿美元，而2021年结算时的现金支付为2.772亿美元。

为了为我们的石油生产提供一定程度的价格保护，我们使用NYMEX固定价格掉期和无成本套圈对2024年之前的部分预计石油产量进行了对冲。在2020年9月摆脱破产后，我们被要求在我们出现后的银行信贷安排下，以一定的估计产量水平对冲到2022年年中。这些对冲在2021年至2022年期间给我们带来了巨大的现金损失，因为油价随后出现了超出我们对冲价格的改善。我们的银行信贷安排不再有任何对冲要求；然而，我们计划继续对我们的部分生产进行对冲，以便为我们的现金流提供一定程度的确定性。见附注12，商品衍生品合约，以了解截至2022年12月31日我们的未偿还商品衍生品合约的更多细节，以及市场风险管理下面提供更多讨论。此外，下表汇总了截至2023年2月22日的石油衍生品合约：

									1H 2023						2H 2023						1H 2024						2H 2024
WTI NYMEX			限制量(bbls/d)						9,500						14,000						2,000						1,000
固定价格掉期			加权平均掉期价格						$76.65						$78.46						$75.21						$75.12
WTI NYMEX			限制量(bbls/d)						17,500						9,000						—						—
领子			加权平均下限/上限价格						$69.71 / $100.42						$68.33 / $100.69						—						—
			限制的总交易量(Bbls/d)						27,000						23,000						2,000						1,000

根据目前已有的合约和截至2023年2月22日的NYMEX石油期货价格(2023年剩余时间平均约为每桶74美元)，我们目前预计，在这些合约结算后，我们将在2023年收到约1900万美元的现金收入，这一金额主要取决于未来NYMEX油价相对于我们2023年固定价格掉期(加权平均油价为每桶77.74美元)价格的波动。见附注12，商品衍生品合约，提交合并财务报表，供进一步讨论。大宗商品价格的变化、合同的到期以及新签订的大宗商品合同导致我们的石油衍生产品合约的估计公允价值出现波动。由于我们的大宗商品衍生产品合约不使用对冲会计，因此这些合约公允价值的期间变动，如上所述，在我们的经营报表中得到确认。

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生产费用

租赁运营费用

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千为单位，但按京东方的数据除外
租赁运营费用合计						$	502,409					$	424,550					$	101,234								$	250,271
每个京东方的租赁运营费用总额						$	29.41					$	23.85					$	19.90								$	18.36

2022年期间，租赁运营总支出为5.024亿美元，或每个京东方29.41美元，而2021年为4.246亿美元，或每个京东方23.85美元。按绝对美元计算增加7,790万美元(18%)是由于特殊项目增加2,260万美元，以及主要由于通货膨胀和活动水平增加而增加5,530万美元。每京东方基础上的增长进一步受到本年度产量下降的影响。

推动LOE同比增长的特殊项目包括(1)1610万美元2021年非经常性收益，根据公司的某些电力协议，补偿2021年2月严重冬季风暴期间的电力中断，(2)额外2022年的1,320万美元的LOE，反映了我们2021年3月收购Wind River盆地物业的整整12个月的支出，但被(3)2022年的670万美元的福利部分抵消，该福利用于保险报销2013年期间在德里球场发生的财产损坏费用。

与2021年相比，2022年不包括特殊项目的提升成本增加了13%。通货膨胀和更高的活动水平导致了更高的电力和燃料成本(1960万美元)、修井成本(1360万美元)、劳动力成本(820万美元)和CO2 采购费用(270万美元)以及其他增加。

我们目前预计，由于CO的影响，2023年的租赁运营费用将比2022年的水平略有上升2成本增加(主要是由于现有工业企业的合同价格变化所致2合同)，通货膨胀对公司和合同工等成本类别的影响，以及2023年没有670万美元的德里实地保险报销。

交通费和营销费

运输和营销费用主要包括与石油和天然气生产的运输、销售和加工有关的费用。2022年，运输和营销费用为2010万美元，而截至2021年12月31日的一年为2880万美元。期间之间的减少主要是由于我们某些产品的销售合同发生了变化，这降低了我们的运输费用。

所得税以外的其他税种

2022年期间，收入以外的其他税收(包括生产税、从价税和特许经营税)为1.315亿美元，而截至2021年12月31日的一年为9140万美元。两个时期之间的增长主要是由于石油和天然气收入增加导致生产税增加。

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一般及行政费用(“G&A”)

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千为单位，不包括每个英国央行的数据和员工
现金并购成本						$	66,125					$	53,936					$	11,258								$	41,096
基于股票的薪酬						16,055						25,322						8,212									4,111
遣散费相关费用						—						—						—									3,315
并购费用						$	82,180					$	79,258					$	19,470								$	48,522
每京东方的G&A
现金并购成本						$	3.87					$	3.03					$	2.21								$	3.02
基于股票的薪酬						0.94						1.42						1.62									0.30
遣散费相关费用						—						—						—									0.24
并购费用						$	4.81					$	4.45					$	3.83								$	3.56
截至期末的员工人数						765						716						657									662

 

2022年，按绝对美元计算，我们的并购支出为8220万美元，而2021年为7930万美元。2022年我们的现金G&A费用增加了23%，这主要是由于员工人数和专业服务的增加，而2022年基于股票的薪酬减少是因为2022年没有与2021年授予的基于业绩的股权奖励相关的费用，这些奖励于2020年底授予。虽然这些基于业绩的股权奖励在2021年达到了业绩标准，但这些奖励所依据的股票目前并未发行，因为根据这些奖励的条款，股票的实际交付计划要到绩效期间结束后才会发生，不早于2023年12月4日。我们目前预计2023年G&A费用将增加，这是因为2023年包括与2022年聘用的员工相关的全年费用，预计2023年将增加员工人数，以及长期股权激励奖励的累计费用，2023年是出现后的第三个全年费用。公司计划在2023年增加的员工人数中，有很大一部分与公司不断扩大的CCUS活动有关。我们目前预计，2023年我们的股票薪酬将在2200万美元至2600万美元之间。

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利息和融资费用

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千为单位，不包括英国央行的数据和利率
现金利息(1)						$	5,266					$	5,992					$	2,277								$	108,824
减去：在财务报告中未反映为费用的利息(2)						—						—						—									(49,243)
非现金利息支出						2,996						2,740						799									2,439
债务贴现摊销(3)						—						—						—									9,132
减去：资本化利息						(4,237)						(4,585)						(1,261)									(22,885)
利息支出，净额						$	4,025					$	4,147					$	1,815								$	48,267
利息支出，每京东方净额						$	0.24					$	0.23					$	0.36								$	3.54
平均未偿债务本金(4)						$	29,992					$	84,970					$	123,120								$	1,767,605
平均现金利率(5)						6.6		%				4.1		%				1.3		%							6.1		%

(1)2020年前一期间的现金利息包括某些债务工具的利息部分，根据财务会计准则委员会编纂(“FASC”)470-60作为GAAP财务报告目的的债务减少额入账，债务人的问题债务重组。包括就公司的银行信贷安排支付的承诺费，但不包括债务发行成本。

(2)于二零二零年以前期内被视为减少债务的利息部分与前身于2021年到期的9%高级抵押第二留置权票据(“2021年票据”)及2022年到期的925%高级抵押第二留置权票据(“2022年票据”)有关。与2021年票据及2022年票据的未来应付利息余额有关的金额已于2020年7月30日(“呈请日期”)于综合经营报表中“重组项目，净额”予以撇账。

(3)指与2024年到期的7.3%高级担保第二留置权票据(“7.75%高级担保票据”)及2024年到期的6%⅜%可转换优先票据(“2024年可转换票据”)有关的债务折让于2020年前一期间摊销。剩余债务贴现在请愿日在综合业务报表中注销为“重组项目，净额”。

(4)对于2020年期间，不包括与前身7.75%的高级担保票据和2024年可转换票据相关的债务折扣。

(5)不包括就公司的银行信贷安排支付的承诺费和债务发行成本。

2022年的现金利息为530万美元，而截至2021年12月31日的一年为600万美元。两个期间之间的减少主要是由于平均未偿债务本金减少。

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损耗、折旧和摊销(“DD&A”)

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千为单位，但按京东方的数据除外
石油和天然气性质						$	121,918					$	119,997					$	37,188								$	104,495
公司2财产、管道、厂房和其他财产和设备						26,118						30,643						8,624									44,939
加速折旧费(1)						3,392						—						—									39,159
DD&A合计						$	151,428					$	150,640					$	45,812								$	188,593
每个京东方的DD&A
石油和天然气性质						$	7.14					$	6.74					$	7.31								$	7.66
公司2财产、管道、厂房和其他财产和设备						1.52						1.72						1.69									3.30
加速折旧费(1)						0.20						—						—									2.87
每个京东方的DD和A总成本						$	8.86					$	8.46					$	9.00								$	13.83
石油和天然气资产减记						$	—					$	14,377					$	1,006								$	996,658

(1)2021年加速折旧是指与转入全部成本池的未评估财产相关的资本化金额相关的加速折旧费用。

2022年，DD&A支出为1.514亿美元，而截至2021年12月31日的一年为1.506亿美元。2022年期间与2021年期间相比增长1%，主要是由于加速折旧费用。与石油和天然气资产相关的小幅增长是由于我们的资产报废债务增加所致，但由于大宗商品定价较高，我们在两个时期之间增加了对已探明储量的估计，导致损耗率较低，这在很大程度上抵消了这一增长。2022年第四季度，我们的石油和天然气资产损耗率为每京东方7.69美元。我们预计，在我们新的CCA CO初步登记已探明储量后，DD&A费用将会更高2洪水，我们目前估计将在2023年发生。

全额成本池上限测试

根据全成本会计规则，我们每个季度(以及上一季度末)都必须进行上限测试计算。根据这些规则，全额成本最高限值是使用特定报告期结束前12个月滚动期内每个月的每月第一天的平均石油和天然气价格计算的。2021年第一季度，我们确认了1,440万美元的全成本池上限测试减记，在对市场差异和油田运输费用进行调整后，前12个月纽约商品交易所的月初油价平均为每桶36.40美元。减记的主要原因是2021年3月收购怀俄明州的房地产权益(见附注3，收购和资产剥离)，这是根据在收购日使用NYMEX露天石油价格的估值记录的，该价格显著高于用于评估成本上限的NYMEX月初第一天的平均油价。

2020年重组项目，净额

我们2020年前一期综合经营报表中的“重组项目净额”包括：(I)由于该计划的直接结果，公司在请愿日之后“预先打包”自愿破产期间发生的费用；(Ii)已结清债务的损益；以及(Iii)重新开始的会计调整。在此期间(请愿日之前和出现日期之后)以外发生的与我们重组相关的专业服务提供商费用在我们的综合经营报表中的“其他费用”中记录。

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下表汇总了重组项目的净亏损(收益)：

						前身
						开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
受折衷影响的债务清偿收益						$	(1,024,864)
重新开始会计调整						1,834,423
专业服务提供者费用和其他费用						11,267
专业服务提供商的成功费用						9,700
被拒绝的合同和租赁的损失						10,989
对归类为折衷债务的估值调整						757
债务人占有信贷协议费						3,107
加速前身股票薪酬支出						4,601
重组项目总数(净额)						$	849,980

其他费用

2022年期间的其他费用总计1630万美元，主要包括与CCUS有关的490万美元，这是美国运输部管道和危险材料安全管理局在一份可能违反行为的通知中提议的初步评估的民事罚款应计390万美元(见第3项，法律程序-管道和危险材料安全管理局(PHMSA)关于Delta-Tinsley CO的可能违规通知2管道故障)，以及与工厂运营费用相关的370万美元。截至2021年12月31日的年度，其他支出总额为1080万美元，主要包括工厂运营费用、诉讼应计费用和与2021年3月风河流域公司相关的或有对价支付的非现金公允价值调整2EoR油田收购，略被与2020年2月Delta-Tinsley CO有关的先前发生的费用的保险补偿所抵消2管道维修。

所得税

						继任者																					前任者
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千为单位，不包括按京东方计算的金额和税率
当期所得税支出(福利)						$	5,363					$	403					$	30								$	(7,260)
递延所得税支出(福利)						69,481						364						(2,556)									(408,869)
所得税支出(福利)合计						$	74,844					$	767					$	(2,526)								$	(416,129)
平均每个京东方的所得税支出(利益)						$	4.38					$	0.04					$	(0.49)								$	(30.52)
实际税率						13.5		%				1.4		%				4.7		%							22.5		%
递延纳税净负债总额						$	71,120					$	1,638					$	1,274								$	—

我们的所得税拨备是基于2022年、2021年和2020年联邦和州法定税率约为25%的估计综合税率。我们2022年的有效税率低于我们估计的法定税率，主要是由于我们的联邦和某些州递延税项资产的估值免税额被逆转。

为了财务报告的目的，我们在确定所得税支出时做出估计和判断。这些估计和判断发生在某些税收资产和负债的计算中，这些资产和负债是由于税务和财务报告目的收入和费用的时间安排和确认方面的差异而产生的。在估计估值免税额时，我们需要作出重大判断，在作出这项决定时，我们会考虑所有可得的正面和负面证据，并作出若干假设。递延税项资产的变现最终取决于适用的结转或结转期间是否存在足够的应纳税所得额。在我们的评估中，我们考虑了电流的性质、频率和严重性

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这些因素包括财务状况、累计亏损、历史和预测的财务结果、整体商业环境、本行业的历史性周期性、现有递延税项资产和负债的冲销以及税务筹划策略。

我们每季度评估在我们的递延税项资产上记录的估值准备。截至2021年12月31日，我们有1.255亿美元的估值津贴记录在我们的联邦和某些州递延税资产上。这项估值准备最初于2020年9月在应用重新开始会计后入账，这是由于(1)我们的资产(主要是石油和天然气资产)的税基超过账面价值(经重新开始会计调整后)，以及(2)我们的历史税前收入反映了三年的累计亏损，主要是由于2020年记录的上限测试减记和重组项目。虽然我们到2022年将继续处于三年累计亏损状态，但我们在2022年3月31日初步确定，有足够的积极证据，主要与全球油价和未来冲销现有应税临时差异产生的应税收入大幅增加有关，得出结论，我们的联邦和某些州递延税项资产更有可能变现。因此，在截至2022年12月31日的一年中，我们分别冲销了5140万美元和1480万美元的联邦和州估值津贴。我们继续为某些州税收优惠维持5920万美元的估值津贴，目前我们预计这些优惠在到期前不会实现。

我们有60万美元的替代最低税收抵免，根据减税和就业法案，这些税收将在2023年退还，并作为应收账款记录在资产负债表上。我们国家的净营业亏损结转在不同的年份到期，从2025年开始。截至2019年之前的纳税年度的所得税申报时效法规已经失效，因此不受各自税务机关的审查。我们预计2023年的年有效税率约为25%，当前税收预计占总税收的5%至10%。

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每个京东方的数据

下表汇总了我们在比较期间按京东方计算的现金流和经营结果。上面讨论了每个重要的单独组件。

						截至十二月三十一日止的年度：
每个京东方的数据						2022						2021						2020
石油和天然气收入						$	92.40					$	65.16					$	37.03
商品衍生产品结算收(付)款						(18.48)						(15.57)						5.47
租赁运营费用						(29.41)						(23.85)						(18.78)
生产税和从价税						(7.51)						(4.97)						(2.87)
交通费和营销费						(1.18)						(1.62)						(2.02)
生产净利润						35.82						19.15						18.83
公司2扣除运营和发现费用后的销售额						3.05						2.10						1.39
一般和行政费用(1)						(4.81)						(4.45)						(3.63)
利息支出，净额						(0.24)						(0.23)						(2.68)
现金结算的重组项目						—						—						(2.08)
股票薪酬和其他						(0.53)						0.97						(0.38)
与业务有关的资产和负债变动						(2.81)						0.28						(3.24)
运营现金流						30.48						17.82						8.21
DD&A-不包括加速折旧费						(8.66)						(8.46)						(10.43)
DD&A-加速折旧费(2)						(0.20)						—						(2.09)
石油和天然气资产减记						—						(0.81)						(53.29)
递延所得税						(4.07)						(0.02)						21.98
债务清偿收益						—						—						1.01
商品衍生品的非现金公允价值损失						8.02						(4.26)						(3.33)
非现金重组项目，净额						—						—						(43.32)
其他非现金项目						2.53						(1.12)						2.03
净收益(亏损)						$	28.10					$	3.15					$	(79.23)

(1)一般和行政费用包括1530万美元的绩效股票薪酬，与截至2021年12月31日的年度内全部授予未偿还绩效奖励有关，导致大量非经常性费用，如果不包括这笔费用，这些费用将导致这些费用平均为每个京东方3.60美元。

(2)表示与转入全额成本池的减值未评估物业相关的加速折旧费用。

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市场风险管理

债务和利率敏感性

截至2022年12月31日，根据我们的银行信贷协议，我们有2900万美元的未偿还借款。在这种可变利率债务水平下，利率上升或下降10%将对我们的利息支出产生微乎其微的影响。我们的银行信用协议没有任何关于我们与评级机构的债务评级的触发因素或契约。下表列出了截至2022年12月31日我们未偿债务的本金和公允价值：

以千计						2022-2026						2027						总计						公平 价值
可变利率债务
优先担保银行信贷安排(2022年12月31日加权平均利率为9.0%)						$	—					$	29,000					$	29,000					$	29,000

商品衍生品合约

我们订立石油衍生工具合约，以提供与预期未来石油生产有关的商品价格风险的经济对冲，并为我们未来的现金流提供更多确定性。我们不为交易目的持有或发行衍生金融工具。在过去的几年里，这些合同包括无成本的领子和固定价格的掉期。我们对冲的产量每年都有所不同，这取决于我们的债务水平、财务实力、对未来大宗商品价格的预期，以及偶尔对我们银行信贷安排的要求。根据我们的银行信贷协议，我们目前没有对冲要求。为了为我们的石油生产提供一定程度的价格保护，我们使用NYMEX固定价格掉期和无成本套圈对2024年之前的部分预计石油产量进行了对冲。 根据市场情况，我们可能会继续增加现有的2023年和2024年的对冲。另见附注12，商品衍生品合约，及附注13、公允价值计量、有关我们的商品衍生合约的额外资料，请参阅综合财务报表。

我们用于大宗商品衍生品的所有按市值计价的估值都是由外部来源提供的。我们通过已建立的内部控制程序来管理和控制市场和交易对手的信用风险，这些程序会在持续的基础上进行审查。我们试图通过正式的信贷政策、监督程序和多样化，将对交易对手的信贷风险敞口降至最低。我们所有的商品衍生品合约都是与我们高级担保银行信贷安排下的贷款人(或该等贷款人的关联公司)签订的。我们在商品衍生品合约的公允价值计量中包含了对非履约风险的估计，我们根据信用违约互换或信用利差衡量了非履约风险。

出于会计目的，我们不将对冲会计应用于我们的大宗商品衍生品合约。这意味着这些商品衍生产品合约的公允价值的任何变化都计入收益，而不是将有效部分计入其他全面收益，将无效部分计入收益。

截至2022年12月31日，我们的商品衍生品合约按其公允价值入账，净资产为250万美元，与2021年12月31日录得的1.345亿美元净负债相比，变化了1.37亿美元。这一变化与2022年期间商品衍生品合约的到期、2022年期间为未来期间签订的新商品衍生品合约以及2021年12月31日至2022年期间石油期货价格的变化有关。

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商品衍生品敏感性分析

根据截至2022年12月31日的NYMEX石油期货价格和衍生品合约，并假设涨幅和跌幅均为10%，我们预计将支付下表所示的原油衍生品合约款项：

以千计						收款/(付款)
基于：
截至2022年12月31日的期货价格						$	(3,735)
物价上涨10%						(38,241)
降价10%						32,685

我们的商品衍生品合约被用作我们对与预期未来生产相关的商品价格风险敞口的经济对冲。因此，如上表所示，我们的商品衍生合约因商品价格变动而产生的收入或付款的变动，将主要被与该等商品衍生合约有关的石油生产销售的现金收入相应增加或减少所抵销。

关键会计估计

按照公认的会计原则编制财务报表需要我们作出某些估计和判断。我们的重要会计政策载于附注1，业务性质和主要会计政策摘要，计入合并财务报表。这些政策，连同我们管理层在应用这些政策时所作的基本假设和判断，对我们的综合财务报表有重大影响。以下是对我们最重要的会计估计、判断和财务报表编制过程中固有的不确定性的讨论。

全成本法核算、损耗和折旧与石油和天然气性质

参与石油和天然气生产的企业被要求遵守石油和天然气行业独有的会计规则。我们采用全成本法来核算我们的石油和天然气属性。另一种可以接受的石油和天然气生产活动会计方法是成功努力会计方法。一般而言，这两种方法之间的主要差异与成本资本化和资产减值评估有关。在完全成本法下，所有地质和地球物理成本、勘探干井和延迟租金被资本化到完全成本池中，而在成功努力法下，该等成本在发生时计入费用。在评估石油和天然气资产减值方面，成功的努力方法如下长期资产减值或处置的会计处理财务会计准则委员会的主题，根据该主题，资产的账面净值是根据与管理层预期一致的大宗商品价格，相对于未贴现的未来现金流来衡量减值的。在完全成本法下，全部成本池(石油和天然气资产的账面净值)是根据未来现金流量以10%的折现率计算的，使用截至每个季度报告期结束的12个月滚动期间每个月的平均月初石油和天然气价格。根据石油和天然气实体采用的会计方法，某一特定时期的财务结果可能会有很大不同。此外，我们不会将我们的石油和天然气衍生合约指定为根据衍生工具和套期保值这是财务会计准则委员会的主题(见下文)，因此，在全成本上限测试中不考虑这些合同。

我们在每个期间结束时对石油和天然气收入、生产、资本化成本和运营费用的应计项目进行重大估计。我们根据我们现有的最佳数据计算这些估计，其中包括生产报告、价格公告、从每日钻探报告和其他内部跟踪设备汇编的信息，以及对历史结果和趋势的分析。虽然管理层不知道对其估计的任何必要修订，但未来可能会因石油和天然气估计量的修订、所有权权益的变化、支付、合资企业审计、买方或管道的重新分配或石油和天然气行业中常见的其他更正和调整而产生调整，其中许多将需要追溯适用。这些类型的调整目前无法估计或确定，将记录在发生调整的期间。

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在全面成本会计下，用于计算损耗的已探明石油和天然气储量的估计数量，以及用于执行全面成本上限测试的估计未来现金流量净额的相关现值，对基础财务报表有重大影响。估计石油和天然气储量的过程非常复杂，需要在评估所有现有的地质、地球物理、工程和经济数据时作出重大决定。由于许多因素，包括额外的开发活动、不断演变的生产历史以及在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估，特定油田的数据也可能随着时间的推移而发生重大变化。因此，对现有储量估计进行重大修订的情况可能时有发生。尽管已尽一切合理努力确保所报告的储量估计数代表最准确的评估，包括聘请独立工程师编制报告估计数，但各领域的主观决定和现有数据的差异使得这些估计数通常不如我们财务报表披露中包括的其他估计数准确。在过去三年中，我们对储备估计的年度修订，不包括与大宗商品价格变化有关的任何修订，平均约为前一年估计的4.8%，既有积极的，也有消极的。

大宗商品价格的变化也会影响我们的储备数量。数量的这些变化影响我们的DD&A比率，而数量和商品价格变化的综合影响影响我们的全部成本上限测试计算。例如，我们估计，我们对已探明储量的估计增加5%将使我们2022年第四季度的石油和天然气资产DD&A费率从每京东方7.69美元降至每京东方约7.38美元，而我们的已探明储量减少5%将使我们的DD&A费率提高至每京东方约8.02美元。此外，储备量及其最终价值由我们的贷款人自行决定，是决定我们的高级担保银行信贷安排下的最大借款基础的主要因素，特别是我们已探明的已开发生产储量的数量和价值。

根据全成本会计规则，我们每个季度(以及上一季度末)都必须进行上限测试计算。石油和天然气资产的净资本化成本以未摊销成本或成本中心上限中的较低者为限。成本中心上限的定义为：(1)已探明石油和天然气储量在未来废弃成本前的估计未来净收入现值(以10%折现)，基于特定报告期结束前12个月滚动期间每个月的平均每月首日石油和天然气价格；加上(2)未摊销财产的成本；加上(3)未探明财产的成本或估计公允价值(如果有的话)；减去(4)相关所得税影响。我们未来已探明石油和天然气储量的净收入不会因为与钻探和开发CO的成本相关的开发成本而减少2储备或与建造CO的成本相关的储备2管道，因为我们不必产生额外的CO2开发已探明的石油和天然气储量的资本成本。因此，作为未来净收入的减少，我们在上限测试中包括我们资本化的CO的这一部分2与CO相关的成本2储量和CO2我们估计在生产我们已探明的石油和天然气储量的过程中将消耗的管道。我们的石油和天然气衍生品合约的公允价值不包括在上限测试中，因为我们没有将这些合约指定为会计上的对冲工具。成本中心上限测试每季度进行一次。

根据市场差异和各油田的运输费用进行调整后，用于估计我们已探明储量的NYMEX本月首日平均油价在2022年12月31日为93.02美元，2021年12月31日为63.86美元，2020年12月31日为35.84美元，2020年9月18日为40.08美元。2021年第一季度，我们确认了1,440万美元的全成本池上限测试减记，在对市场差异和油田运输费用进行调整后，前12个月纽约商品交易所的月初油价平均为每桶36.40美元。减记的主要原因是2021年3月收购怀俄明州的房地产权益(见附注3，收购和资产剥离)，这是根据在收购日使用NYMEX露天石油价格的估值记录的，该价格显著高于用于评估成本上限的NYMEX月初第一天的平均油价。主要由于2020年大宗商品价格下跌，前身在2020年1月1日至2020年9月18日期间确认了9.967亿美元的全成本池测试减记，在2020年9月19日至2020年12月31日的后续期间确认了额外的100万美元的全成本池测试减记。

在确定已探明储量是否可以分配给此类物业之前，我们将某些未评估成本从摊销基数和全额成本上限测试中剔除。随着物业的开发、测试和评估，归类为未评估的成本将转移到全额成本摊销基数。我们至少每年根据管理层对未来定价的预期评估、租赁到期日评估和计划的项目开发活动对这些资产进行减值测试。鉴于2020年3月和4月纽约商品交易所油价大幅下跌，原因是新冠肺炎疫情导致需求急剧下降，加上欧佩克+同时决定增加石油供应，导致石油供需失衡，我们重新评估了我们的发展计划，并将244.9美元

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从2020年1月1日至2020年9月18日的前一段时间内，我们的未评估成本中的100万美元计入了全部成本池。本公司于脱离破产时采用重新开始会计，导致本公司的石油及天然气资产，包括未评估资产，于出现之日按其公允价值入账(见附注2，重新开始会计核算，了解更多信息)。

三次注资成本

我们的第三级作业是在多年来已经生产了大量石油的油藏中进行的；然而，根据已探明储量的记录规则，我们不能确认与增强采油技术相关的已探明储量，如CO2注入，直到我们能够证明第三次工艺产生的产量，或者除非油田类似于现有的洪水。我们与CO相关的成本2我们生产(或收购)和注入的主要是我们自付的现金生产、运输和收购成本，并支付特许权使用费。

我们将处于开发阶段的油田的注入成本作为开发成本，这意味着我们还没有看到由于CO的增加而增加的石油产量2注射(即生产响应)。这些资本化的开发成本将计入我们未评估的财产成本，直到我们能够确认与开发项目相关的已探明石油储量。在我们看到生产对CO的响应之后2在注水阶段(即生产阶段)，注水成本将在发生时计入费用，任何以前递延的未评估的开发成本都将受到耗尽的影响。我们在2022年期间将与我们的第三级项目相关的第三级注入成本资本化了3280万美元，2021年期间为760万美元，2020年9月19日至2020年12月31日期间为230万美元，2020年1月1日至2020年9月18日期间为1620万美元。

CCUS资产配置

该公司已经签订了许多存储协议，这些协议提供了注入CO的权利2进入孔隙空间(亚表面)，并进入孔隙空间上方的表面。这些协议并没有赋予公司土地所有权，而是要求为这些权利支付年费。Denbury将地表和地下的权利确认为无形资产，并将相关合同成本资本化和折旧。Denbury将根据地面资产与地下资产的公允价值在地面和地下之间分配付款。地表资产将在本公司获得土地的期间内折旧，地下资产将根据可用孔隙空间的使用情况摊销。

所得税

为了财务报告的目的，我们在确定所得税支出时会做出某些估计和判断。这些估计和判断发生在某些税收资产和负债的计算中，这些资产和负债是由于税务和财务报告目的收入和费用的时间安排和确认方面的差异而产生的。我们的联邦和州所得税申报单一般不会在编制合并财务报表之前编制或提交；因此，我们估计每个期间末的资产和负债的计税基础，以及税率变化、税收抵免和净营业亏损结转的影响。在我们最终确定所得税申报单的期间，与这些估计相关的调整记录在我们的税收拨备中。此外，我们必须评估我们能够收回或利用我们的递延税项资产的可能性。如果不太可能恢复，我们必须为我们预计不会收回的金额记录此类递延税项资产的估值拨备，这将导致我们的所得税支出增加。截至2022年12月31日，我们有总计5920万美元的税收估值免税额，以降低我们国家递延税项资产的账面价值。估值免税额将继续保留，直至实现未来递延税项优惠的可能性较大。管理层在决定是否需要计价津贴时，会考虑所有可用的证据(包括正面和负面)。这些证据包括我们的累积亏损状况、预定的递延税项负债冲销。, 在考虑消极和积极证据的相对权重时，需要预测未来应纳税所得额和纳税筹划战略和判断。这一决定涉及重大判断，因为我们被要求对石油和天然气行业的预测大宗商品价格和经济做出假设，这可能会影响我们创造未来收益的能力。这样的估计本质上是主观的。有关递延税项资产未来变现的判断改变，可能会导致在厘定期间拨回全部或部分估值拨备，而本公司于该期间的净收入将受惠于较低的实际税率。法定税率每提高1%，我们计算的所得税支出(福利)在截至2022年12月31日的一年中将增加约560万美元，在截至2021年12月31日的一年中将增加60万美元。

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管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析

公允价值估计

财务会计准则委员会定义了公允价值，建立了公允价值计量框架，并要求披露公允价值计量。财务会计准则委员会建立了公允价值等级，对用于计量公允价值的估值技术的投入进行了优先排序。第1级投入在公允价值层次结构中被给予最高优先级，因为它们代表反映活跃市场截至报告日期相同资产或负债的未调整报价的可见投入，而第3级投入被给予最低优先级，因为它们代表未经市场数据证实的不可观察投入。最大限度地利用可观察到的投入的估值技术受到青睐。见附注13，公允价值计量，以披露我们的经常性公允价值计量。

公允价值计量的重要用途包括：

•采用重新开始会计时对公司资产、负债和权益的估值(见重新开始会计核算上图)；

•收购价格在收购中获得的资产和承担的负债中的分配；

•评估长期资产的减值；以及

•商品衍生工具的记录价值。

长期资产的减值评估

我们测试不受我们季度全成本池减值上限测试的长期资产，包括我们资本化的CO的一部分2物业和管道、CCUS存储地点和相关成本，以及销售CO的长期合同2对于工业客户来说，只要发生的事件或情况的变化表明账面价值可能无法收回。我们评估用来决定是否有必要进行长期资产减值测试的因素包括(但不限于)可能影响长期资产价值的商业环境的重大不利变化、资产组的市场价格大幅下降、长期资产(资产组)的使用范围或方式或其实际状况发生重大不利变化、或当期经营或现金流亏损与运营或现金流亏损的历史相结合，或显示与使用长期资产(资产组)相关的持续亏损的预测或预测。

我们执行长期资产减值测试的方法是将我们长期资产组的账面净成本与这些长期资产支持的预期未来未贴现净现金流进行比较，这些长期资产包括我们可能和可能的石油和天然气储量的产量以及未来CCUS的收入。如果未贴现的净现金流量低于资产组的账面净成本，我们必须按账面净成本超过长期资产组的公允价值的金额(如果有的话)记录减值损失。影响预期未来石油和天然气未贴现净现金流的重要假设包括对未来石油和天然气价格的预测、对石油和天然气储量估计数量的预测、对未来开采率的预测、未来开发和运营成本的时间和数量、预计的可获得性和CO成本2第三级储备金的预计回收系数和适用于现金流的风险调整系数。影响预期未来CCUS未贴现净现金流的重要假设包括对未来CO的预测2可用于运输和存储的容量以及我们存储地点的开发和运营成本。我们进行了截至2022年12月31日的定性评估，确定我们的关键现金流假设自2020年9月18日以来没有重大变化，也没有触发事件，当时公司的资产在重新开始会计中进行了重估；因此，没有对2022年第四季度进行减值测试。

商品衍生品合约

从历史上看，我们签订了石油和天然气衍生品合约，以提供与预期未来石油和天然气生产相关的大宗商品价格风险的经济对冲，并为我们未来的现金流提供更多确定性。我们不为交易目的持有或发行衍生金融工具。一般而言，这些合约由价格下限、看跌期权、三向期权、固定价格掉期、以卖出卖权增强的固定价格掉期和基差掉期的各种组合组成。我们的衍生金融工具在资产负债表上以公允价值计量的资产或负债入账。用于计量这些资产和负债的公允价值的估值方法需要相当大的管理层判断和估计，以得出确定公允价值估计所需的投入，如商品远期价格、利率、波动性因素和信用价值，以及其他相关经济衡量标准。根据FASC，我们的大宗商品衍生品合约不适用对冲会计。衍生工具和套期保值

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目录表

Denbury Inc. 

管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析

因此，这些工具的公允价值变动在收益中确认，而不是将有效部分计入其他全面收益，将无效部分计入收益。虽然我们的净收入(亏损)的波动性可能比FASC允许的对冲会计处理方式更大衍生工具和套期保值关于这个话题，我们相信，对我们来说，应用对冲会计带来的好处不会超过遵守对冲会计的成本、时间和努力。我们估计，截至2022年12月31日，NYMEX石油期货价格上涨10%将使我们对原油衍生品合约的估计付款增加3500万美元，NYMEX石油期货价格下跌10%将使我们的估计付款减少3600万美元。

重新开始会计核算

在摆脱破产时，我们符合标准，并被要求根据FASC主题852采用重新开始会计处理，重组这在出现之日产生了一个新的实体，即继任者，用于财务报告目的，截至新的开始报告日期没有期初留存收益或亏损。Fresh Start会计要求为公司在2020年9月18日破产之日起的资产、负债和权益建立新的公允价值。继承人资产和负债的出现日期公允价值与其在前人历史资产负债表上所反映的记录价值有很大差异，需要作出若干估计和判断。所有估计、假设、估值和财务预测，包括公允价值调整、财务预测、企业价值和股权价值，本质上都受到重大不确定性的影响，以及我们无法控制的或有事件的解决。因此，不能保证估计、假设、估值或财务预测将会实现，实际结果可能大不相同。

近期会计公告

见注1，业务性质和主要会计政策摘要、合并财务报表，讨论最近的会计声明。

前瞻性信息

本年度报告中包含的10-K表格中包含的数据和/或陈述，特别是“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中的陈述，并非历史事实，属于前瞻性陈述，该术语在修订后的1934年证券交易法(“交易法”)第21E节中定义，涉及许多风险和不确定性，包括但不限于：经营、现金流、生产和资本支出的可能或假设的未来结果；对公司未来碳捕获、使用和封存(“CCUS”)活动的目标和预测；以及对石油市场或一般经济状况的假设。

这些前瞻性陈述可能是或可能涉及，但不限于已公布或已实现油价的水平和波动；我们的流动资金来源是否足以支持我们未来的活动；与我们建议的CCUS安排的最终时机和财务影响有关的陈述或预测，包括储存地点的估计排放储存容量，对CCUS的长期累积资本投资的预测，CO的数量2我们估计的排放量可以运输和储存，以及从储存CO中获得第一笔收入的时间2；我们的预计产量水平、石油和天然气收入或油田成本、供应链问题和通胀对我们经营结果的影响；对我们现金流的当前或未来预期或估计，或商品价格变化对现金流的影响；商品衍生品合约或其预测的下行现金流保护的可用性、条款和财务报表和现金结算影响；预测的钻井活动或方法，包括其时间和地点；预期的CO开始时间2在特定油田或地区的注入，或三次驱项目中的初步生产反应；其他开发活动，寻找成本，解释或预测地层细节，碳氢化合物储量和价值，CO2储量和供应量及其可用性、潜在储量、桶或现有可开采原始石油的百分比；联邦或州税收或环境法律或法规的变化或拟议变化的影响，或未来对CO的任何法规的影响2这些因素包括：输油管道；任何悬而未决的诉讼或监管程序的结果；全球或美国整体经济状况，以及围绕运营和未来计划的其他变量。此类前瞻性陈述通常伴随着诸如“计划”、“估计”、“预计”、“预测”、“预测”、“据我们所知”、“预计”、“预计”、“初步”、“应该”、“假设”、“相信”、“可能”或其他传达或意在传达未来事件或结果的不确定性的词语。

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目录表

Denbury Inc. 

管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析

这些前瞻性信息是基于管理层当前的计划、预期、估计和假设，这些计划、预期、估计和假设可能会受到下文讨论的各种因素的重大不利影响，以及目前我们无法控制的不可知事件。因此，实际结果可能与我们或代表我们所作的任何前瞻性陈述中表达或暗示的预期、估计或假设大不相同。可能导致实际结果与当前预测大不相同的因素包括：全球或美国油价的波动，特别是考虑到现有的经济或地缘政治事件，如乌克兰战争；世界各地经济体普遍存在的通胀；欧佩克未来对产量水平和/或定价的决定；关于我们的CCUS活动，成功完成技术和可行性评估，筹集足够的资金建造和运营增建或新设施，CCUS安排的最终完成速度；以及收到所需的监管批准或分类；我们的风险管理技术的成功；钻井结果和储量估计的不确定性；这些风险和不确定性包括：运营风险和补救成本；网络安全漏洞或油井事件、气候事件(如飓风、热带风暴、洪水或其他自然事件)造成的运营中断和损害；全球金融、贸易、货币和信贷市场的状况；石油和天然气钻探和生产活动中固有的风险和不确定性；以及本公司或其他定期公开报告、其他文件和公开声明中不时阐明的风险和不确定性。

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目录表

Denbury Inc.

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

第7A项所要求的资料载于市场风险管理在项目7中，管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析.

项目8.财务报表和补充资料

									页面
独立注册会计师事务所报告									64
合并资产负债表									68
合并业务报表									69
合并现金流量表									70
合并股东权益变动表									71
合并财务报表附注
1.						业务性质和主要会计政策摘要			72
2.						重新开始会计核算			80
3.						收购和资产剥离			88
4.						收入确认			89
5.						租契			90
6.						资产报废债务			93
7.						未评估的财产			93
8.						长期债务			94
9.						所得税			96
10.						股东权益			98
11.						股票薪酬			98
12.						商品衍生品合约			98
13.						公允价值计量			99
14.						承付款和或有事项			100
15.						其他资产负债表详细信息			101
16.						补充现金流信息			102
补充石油和天然气披露(未经审计)									103
补充CO2披露(未经审计)									106

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独立注册会计师事务所报告

致Denbury Inc.董事会和股东。

关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法

我们已审计Denbury Inc.及其附属公司(继任者)(“贵公司”)截至2022年12月31日及2021年12月31日的综合资产负债表，以及截至该日止年度及2020年9月19日至2020年12月31日期间的相关综合经营表、股东权益变动表及现金流量变动表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们还审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。

吾等认为，上述综合财务报表在各重大方面均公平地反映本公司于2022年及2021年12月31日的财务状况，以及截至该日止年度及2020年9月19日至2020年12月31日期间的经营业绩及现金流量，符合美国公认的会计原则。我们还认为，截至2022年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。

会计基础

正如综合财务报表附注1所述，德克萨斯州南区美国破产法院于2020年9月2日确认了公司预先打包的联合重组计划(“该计划”)。对该计划的确认导致解除了2020年7月30日之前对该公司提出的所有索赔，并终止了该计划中规定的股权证券持有人的所有权利和利益。该计划于2020年9月18日基本完成，公司摆脱了破产。为了摆脱破产，本公司自2020年9月18日起采用重新开始会计处理。

意见基础

本公司管理层负责编制这些合并财务报表，维持对财务报告的有效内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在9A项下管理层的财务报告内部控制报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(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。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。

我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。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，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制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，以及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。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

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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)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，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，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提供合理保证。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。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。

关键审计事项

下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，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。

探明油气储量对净探明油气性质的影响

截至2022年12月31日，该公司的净财产和设备余额，包括已探明的石油和天然气净资产，为19.317亿美元，消耗、折旧和摊销(DD&A)费用为1.514亿美元。如附注1所述，本公司采用全成本法核算石油和天然气资产。根据这种方法，与石油和天然气储量的获取、勘探和开发相关的所有成本都被资本化，并累积到一个成本中心。资本化的成本，包括生产设备和未来的开发成本，采用基于已探明石油和天然气储量的生产单位法进行耗尽或折旧。估计石油和天然气储量的过程非常复杂，需要在评估所有现有的地质、地球物理、工程和经济数据时作出重大决定。由于许多因素，包括额外的开发活动、不断演变的生产历史以及在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估，特定油田的数据也可能随着时间的推移而发生重大变化。因此，对现有储量估计进行重大修订的情况可能时有发生。估计已探明石油和天然气储量的数量需要对现有技术数据和各种假设进行解释，包括未来的生产率、生产成本、遣散费和消费税、资本支出以及修井和补救成本，以及政府规章制度的假设效果。网络已探明的石油和天然气储量估计由公司的内部油藏工程团队和独立的石油工程师(统称为“专家”)确定。

我们决定执行有关已探明石油及天然气储量对已探明石油及天然气净资产的影响的程序是一项重要审计事宜的主要考虑因素是：(I)管理层在编制已探明石油及天然气储量估计时的重大判断，包括使用专家，这进而导致(Ii)核数师高度判断、主观性及努力执行程序及评估与管理层及其专家在编制已探明石油及天然气储量估计时所使用的数据、方法及假设，以及适用于与未来产量相关的损耗、折旧及摊销计算的审计证据。

处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与管理层对已探明石油和天然气储量的估计以及损耗、折旧和摊销计算有关的控制措施的有效性。使用管理专家的工作来执行评估已探明石油的合理性的程序

65

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以及天然气储量和未来产量在枯竭、折旧和摊销计算中应用的合理性。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括对专家使用的方法和假设进行评价，对专家使用的数据进行测试，以及对专家的结论进行评价。

/s/普华永道会计师事务所

德克萨斯州达拉斯

2023年2月23日

自2004年以来，我们一直担任本公司的审计师。

66

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独立注册会计师事务所报告

致Denbury Inc.董事会和股东。

对财务报表的几点看法

本公司已审核所附Denbury Resources Inc.及其附属公司(前身)(“本公司”)于2020年1月1日至2020年9月18日期间的综合营运报表、股东权益变动报表及现金流量报表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们认为，综合财务报表按照美国公认的会计原则，在所有重要方面公平地反映了本公司2020年1月1日至2020年9月18日期间的经营成果和现金流量。

会计基础

如综合财务报表附注1所述，本公司于2020年7月30日向美国德克萨斯州南区破产法院提交根据破产法第11章的规定进行重组的请愿书。公司的联合重组预案于2020年9月18日基本完成，公司走出破产泥潭。为了摆脱破产，该公司采取了重新开始的会计处理。

意见基础

这些合并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综合财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(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。

我们按照PCAOB的标准对这些合并财务报表进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并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合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。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，以及评价合并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。

/s/普华永道会计师事务所

德克萨斯州达拉斯

March 5, 2021

自2004年以来，我们一直担任本公司的审计师。

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目录表

Denbury Inc.

合并资产负债表

(以千为单位，面值和共享数据除外)

						2022年12月31日						2021年12月31日
资产
流动资产
现金和现金等价物						$	521					$	3,671
应计生产应收账款						144,277						143,365
贸易和其他应收款净额						27,343						19,270
衍生资产						15,517						—
预付费用						18,572						9,099
流动资产总额						206,230						175,405
财产和设备
石油和天然气属性(使用全成本核算)
已证明的性质						1,414,779						1,109,011
未评估的属性						240,435						112,169
公司2属性						190,985						183,369
管道						220,125						224,394
CCUS存储地点和相关资产						64,971						—
其他财产和设备						107,133						93,950
累计损耗、折旧、摊销和减值较少						(306,743)						(181,393)
净资产和设备						1,931,685						1,541,500
经营性租赁使用权资产						18,017						19,502
无形资产，净额						79,128						88,248
用于未来资产报废债务的受限现金						47,359						46,673
其他资产						45,080						31,625
总资产						$	2,327,499					$	1,902,953
负债与股东权益
流动负债
应付账款和应计负债						$	248,800					$	191,598
应支付的油气产量						80,368						75,899
衍生负债						13,018						134,509
经营租赁负债						4,676						4,677
流动负债总额						346,862						406,683
长期负债
长期债务，扣除当期部分						29,000						35,000
资产报废债务						315,942						284,238
递延税项负债，净额						71,120						1,638
经营租赁负债						15,431						17,094
其他负债						16,527						22,910
长期负债总额						448,020						360,880
承付款和或有事项(附注14)
股东权益
优先股，$0.001面值，50,000,000授权股份，无已发行和未偿还						—						—
普通股，$0.001面值，250,000,000授权股份；49,814,874和50,193,656分别发行的股份						50						50
超过面值的实收资本						1,047,063						1,129,996
留存收益						485,504						5,344
股东权益总额						1,532,617						1,135,390
总负债和股东权益						$	2,327,499					$	1,902,953

请参阅合并财务报表附注。

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目录表

Denbury Inc.

合并业务报表

(单位为千，每股数据除外)

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至的年度 Dec. 31, 2021						开始时间段 9月2020年至19月 Dec. 31, 2020									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
收入和其他收入
石油、天然气及相关产品销售						$	1,578,682					$	1,159,955					$	201,108								$	492,101
公司2销售费和运输费						60,570						44,175						9,419									21,049
石油营销收入						65,093						38,742						5,376									8,543
其他收入						10,314						15,288						4,697									8,419
总收入和其他收入						1,714,659						1,258,160						220,600									530,112
费用
租赁运营费用						502,409						424,550						101,234									250,271
交通费和营销费						20,112						28,817						10,595									27,164
公司2运营和发现费用						8,474						6,678						1,976									2,592
所得税以外的其他税种						131,502						91,390						16,584									43,531
石油营销采购						64,497						37,734						5,318									8,399
一般和行政费用						82,180						79,258						19,470									48,522
利息净额，资本化金额为$4,237, $4,585, $1,261、和$22,885，分别						4,025						4,147						1,815									48,267
损耗、折旧和摊销						151,428						150,640						45,812									188,593
商品衍生品费用(收益)						178,744						352,984						61,902									(102,032)
债务清偿收益						—						—						—									(18,994)
石油和天然气资产减记						—						14,377						1,006									996,658
重组项目，净额						—						—						—									849,980
其他费用						16,284						10,816						8,072									35,868
总费用						1,159,655						1,201,391						273,784									2,378,819
所得税前收入(亏损)						555,004						56,769						(53,184)									(1,848,707)
所得税拨备(福利)						74,844						767						(2,526)									(416,129)
净收益(亏损)						$	480,160					$	56,002					$	(50,658)								$	(1,432,578)
每股普通股净收益(亏损)
基本信息						$	9.34					$	1.10					$	(1.01)								$	(2.89)
稀释						$	8.83					$	1.04					$	(1.01)								$	(2.89)
加权平均已发行普通股
基本信息						51,427						50,918						50,000									495,560
稀释						54,355						53,818						50,000									495,560

请参阅合并财务报表附注。

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目录表

Denbury Inc.

合并现金流量表

(单位：千)

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至的年度 Dec. 31, 2021						开始时间段 9月2020年至19月 Dec. 31, 2020									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
经营活动的现金流
净收益(亏损)						$	480,160					$	56,002					$	(50,658)								$	(1,432,578)
将净收益(亏损)与经营活动现金流量进行调整
非现金重组项目，净额						—						—						—									810,909
损耗、折旧和摊销						151,428						150,640						45,812									188,593
石油和天然气资产减记						—						14,377						1,006									996,658
递延所得税						69,481						364						(2,556)									(408,869)
基于股票的薪酬						16,055						25,322						8,212									4,111
商品衍生品费用(收益)						178,744						352,984						61,902									(102,032)
商品衍生产品结算收(付)款						(315,752)						(277,240)						21,089									81,396
债务清偿收益						—						—						—									(18,994)
发债成本和贴现						2,996						2,740						799									11,571
资产出售和其他收益						(1,232)						(10,609)						(3,546)									(6,723)
其他，净额						(13,198)						(2,465)						1,197									7,162
资产和负债变动，扣除收购影响的净额
应计生产应收账款						(911)						(51,944)						21,411									26,575
贸易和其他应收款						(8,241)						(284)						15,567									(22,343)
其他流动和长期资产						(9,659)						10,390						(1,795)									743
应付账款和应计负债						964						28,500						(67,167)									(16,102)
应付石油和天然气产量						4,469						29,351						(6,912)									(6,792)
资产报废债务清偿						(34,260)						(10,185)						(3,439)									(2,465)
其他负债						(299)						(785)						(596)									2,588
经营活动提供的净现金						520,745						317,158						40,326									113,408
投资活动产生的现金流
石油和天然气资本支出						(317,094)						(150,911)						(17,964)									(99,582)
CCUS存储地点和相关资本支出						(59,880)						—						—									—
收购石油和天然气资产						(976)						(10,979)						(82)									—
管道资本支出						(23,478)						(69,223)						(618)									(11,601)
出售石油和天然气财产和设备的净收益						237						19,053						938									41,322
股权投资						(10,218)						—						—									—
其他						(16,521)						9,128						15,842									12,747
用于投资活动的现金净额						(427,930)						(202,932)						(1,884)									(57,114)
融资活动产生的现金流
银行还款						(1,015,000)						(933,000)						(190,000)									(551,000)
银行借款						1,009,000						898,000						120,000									691,000
普通股回购计划						(100,028)						—						—									—
管道融资和资本租赁债务偿还						—						(68,008)						(22,938)									(51,792)
利息支付被视为债务的减少						—						—						—									(46,417)
与债务回购一起支付的现金						—						—						—									(14,171)
其他						10,749						(3,122)						1,630									(21,845)
融资活动提供(用于)的现金净额						(95,279)						(106,130)						(91,308)									5,775
现金、现金等价物和限制性现金净增加(减少)						(2,464)						8,096						(52,866)									62,069
期初现金、现金等价物和限制性现金						50,344						42,248						95,114									33,045
期末现金、现金等价物和限制性现金						$	47,880					$	50,344					$	42,248								$	95,114

请参阅合并财务报表附注。

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目录表

Denbury Inc.

合并股东权益变动表

(以千为单位的美元金额)

						普通股 (面值为.001美元)												已缴费 资本流入 超过 帕尔						保留 收益(累计亏损)						库存股 (按成本计算)												总股本
						股票						金额																		股票						金额
余额-2019年12月31日(前身)						508,065,495						508						2,739,099						(1,321,314)						1,652,771						(6,034)						1,412,259
根据股票补偿计划发行						312,516						—						—						—						—						—						—
根据董事薪酬计划发出						37,367						—						—						—						—						—						—
基于股票的薪酬						—						—						14,317						—						—						—						14,317
根据票据转换发行						7,372,250						8						11,493						—						—						—						11,501
根据股票补偿计划取消						(6,313,884)						(6)						6						—						—						—						—
股票薪酬计划的预提税金						—						—						—						—						742,862						(168)						(168)
净亏损						—						—						—						(1,432,578)						—						—						(1,432,578)
注销前置权益						(509,473,744)						(510)						(2,764,915)						2,753,892						(2,395,633)						6,202						(5,331)
发行继承人股权						49,999,999						50						1,095,369						—						—						—						1,095,419
余额-2020年9月18日(前身)						49,999,999						$	50					$	1,095,369					$	—					—						$	—					$	1,095,419
余额-2020年9月19日(后续)						49,999,999						$	50					$	1,095,369					$	—					—						$	—					$	1,095,419
基于股票的薪酬						—						—						8,907						—						—						—						8,907
净亏损						—						—						—						(50,658)						—						—						(50,658)
余额-2020年12月31日(后续)						49,999,999						50						1,104,276						(50,658)						—						—						1,053,668
基于股票的薪酬						—						—						27,205						—						—						—						27,205
股票薪酬计划的预提税金						—						—						(2,244)						—						—						—						(2,244)
依据认股权证的行使而发出						193,657						—						759						—						—						—						759
净收入						—						—						—						56,002						—						—						56,002
余额-2021年12月31日(继任者)						50,193,656						50						1,129,996						5,344						—						—						1,135,390
股票回购计划						(1,615,356)						—						—						—						1,615,356						(100,028)						(100,028)
根据股票补偿计划发放的净额						152,955						—						—						—						—						—						—
基于股票的薪酬						—						—						17,067						—						—						—						17,067
已注销的国库股						—						(1)						(100,029)						—						(1,615,391)						100,030						—
股票薪酬计划的预提税金						(35)						—						(937)						—						35						(2)						(939)
员工购股计划						7,604						—						561						—						—						—						561
依据认股权证的行使而发出						1,076,050						1						405						—						—						—						406
净收入						—						—						—						480,160						—						—						480,160
余额-2022年12月31日(继任者)						49,814,874						$	50					$	1,047,063					$	485,504					—						$	—					$	1,532,617

请参阅合并财务报表附注。

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目录表

Denbury Inc.

合并财务报表附注

附注1.业务性质和主要会计政策摘要

业务的组织和性质

Denbury Inc.(“Denbury”，“公司”或“继承者”)是特拉华州的一家独立能源公司，业务集中在美国墨西哥湾沿岸和落基山脉地区。该公司通过专注于CO而脱颖而出2提高采收率和新兴的CCUS行业，由公司的CO支持2提高采收率的技术和运营专业知识以及广泛的CO2管道基础设施。

我们于2020年9月根据《破产法》第11章在自愿重组后重新开始会计，当时我们成为一个新的财务报告实体。

由于采用重新开始会计和实施我们的重组计划的影响，2020年9月18日之后的财务报表可能无法与该日期之前的财务报表相比较。因此，“黑线”财务报表的提出是为了区分前身公司和后继公司。“前身”是指在2020年9月18日或之前结束的公司，“继任者”是指在2020年9月18日之后的期间。见附注2，重新开始会计核算有关我们的破产程序和重新开始会计对我们合并财务报表的影响的更多信息。

2020年根据《破产法》第11章摆脱自愿重组

2020年7月30日(“请愿日”)，Denbury Resources Inc.及其子公司根据《破产法》第11章向德克萨斯州南区美国破产法院(“破产法院”)提交了“预先打包”自愿破产(“第11章重组”)的重组请愿书。于2020年9月2日，破产法院发出命令(“确认令”)确认该计划并批准披露声明，而在2020年9月18日(“出现日期”)，该计划按其条款生效，公司脱离破产法第11章。我们没有与本次重组相关的剩余义务。

在出现之日，根据计划和确认令的条款，Denbury以前发行的票据下的所有未偿债务均已完全清偿，减免约#美元。2.1通过向以前的债务持有人的继承人发行股权和/或认股权证，债务本金总额为10亿美元，本公司：

•通过经修订和重述的公司注册证书和附则，保留供发行250,000,000普通股，面值$0.001每股，Denbury(“新普通股”)和50,000,000优先股，面值$0.001每股；

•取消了前身发行的所有未偿还的高级担保第二留置权票据、可转换优先票据和高级次级票据。根据《计划》，对前身提出的索赔和利益处理如下：

◦有担保管道租赁债权的持有人收到全额现金付款，担保该管道租赁债权、恢复或此类其他处理的抵押品使该管道租赁债权不受损害(见附注8，长期债务 – 管道融资交易的重组，用于后续管道交易的讨论)；

◦优先担保第二留置权票据的持有人按比例获得他们的份额47,499,999股份代表95新发行普通股的百分比，可因认股权证和管理层激励计划而稀释；

◦可转换优先票据债权持有人按比例获得(A)份额2,500,000股份代表5新发行普通股的百分比，可因认股权证和管理层激励计划而稀释；及(B)100A系列认股权证的百分比(见下文)，最高可达5重组后公司股权的持股比例；

◦次级票据债权持有人收到其按比例分配的54.55B系列认股权证的百分比(见下文)，最高可达3A系列权证实施后，重组后公司股权的百分比；

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目录表

Denbury Inc.

合并财务报表附注

◦现有股权的持有者按比例获得45.45B系列认股权证的百分比(见下文)，最高可达2.5A系列权证实施后，重组后公司股权的百分比；

◦已发布2,631,579A系列认股权证，行权价为$32.59每股向前任可转换优先票据的前持有人和2,894,740B系列认股权证的行权价为$35.41每股支付给前任优先次级票据和前任股权的前持有人；以及

◦一般无担保债权的持有人收到全额现金付款、补偿或此类其他待遇，使这种一般无担保债权不受损害。

•与一个银行银团签订新的优先担保循环信贷协议(“银行信贷协议”)，总承诺额为#美元575百万；

在前一期间，公司适用财务会计准则委员会编撰(“FASC”)主题852，重组，在编制合并财务报表时。FASC主题852要求在第11章重组开始后的一段时间内的财务报表，将与重组直接相关的交易和事件与业务的持续运营区分开来。因此，2020年期间产生的某些费用与破产法第11章重组有关，包括注销未摊销长期债务费用和与归类为须予妥协的负债的债务相关的折扣，以及因破产法第11章重组而直接产生的专业费用。此类费用在上一期间的综合业务报表中记为“重组项目，净额”。FASC主题852要求在破产申请日和脱离破产之日之间编制财务报表的某些额外报告，包括将“重组项目，净额”作为合并经营报表中的单独一行进行分离。

随附的综合财务报表的编制假设公司将继续作为一家持续经营的企业，并考虑在正常业务过程中实现资产和偿还负债。

报告和合并的原则

本文中的综合财务报表是根据公认会计原则编制的，包括Denbury和我们持有控股权的实体的账目。石油和天然气合资企业的不可分割权益按比例合并。所有公司间余额和交易均已注销。

预算的使用

按照公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响某些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每个报告期的收入和支出报告金额。管理层相信其估计和假设是合理的；然而，该等估计和假设会受到若干风险和不确定因素的影响，这些风险和不确定性可能导致实际结果与该等估计大相径庭。这些财务报表所依据的重大估计包括(1)金融衍生工具的公允价值；(2)用于计算石油和天然气资产损耗的已探明石油和天然气储量的估计数量、由此估计的未来现金流量净额的相关现值和上限测试；(3)用于长期资产减值评估的未来现金流量净额估计；(4)已探明和可能的现金流量估计数量2用于计算CO消耗的储量2(5)用于计算长期资产折旧和摊销的估计使用年限；(6)与石油和天然气销售量和收入、资本支出和租赁业务费用有关的应计项目；(7)未来资产报废债务的估计成本和时间；(8)在计算所得税时作出的估计；(9)为确定购进价格分配的公允价值而作出的估计；和(10)因采用重新开始会计而记录的其他估计数(见附注2，重新开始会计)。虽然管理层不知道其当前的年终估计有任何重大修订，但由于石油和天然气估计量的修订、所有权权益的变化、支出、合资企业审计、买家或管道的重新分配或石油和天然气行业中常见的其他更正和调整，未来可能会对其估计进行修订，其中许多需要追溯适用。这些类型的调整目前无法估计，将记录在发生调整的期间。 

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目录表

Denbury Inc.

合并财务报表附注

业务细分信息

我们已经评估了我们业务的组织和管理，以及我们用来进行资源分配的信息，并确定我们有一运营部门。管理层衡量的是公司整体的财务业绩，目前不会将石油和天然气业务的业绩与我们新兴的CCUS业务分开评估。虽然我们一直积极参与新兴的CCUS业务活动，将其作为我们历史上CO的自然延伸2提高采收率操作和CO2管道基础设施，到目前为止，我们没有与捕获、运输和隔离CO相关的收入2 专用储存的排放量和与这些活动相关的费用对我们的合并财务报表并不重要。

我们已经记录了$65.0截至2022年12月31日，我们合并资产负债表上CCUS资产的百万美元，并产生了59.9CCUS在截至2022年12月31日的年度合并现金流量表上的资本支出为百万美元，其中大部分可归因于CO的发展2 用于未来封存捕获的工业排放的储存点。

重新分类

某些前期金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。此类重新分类对我们报告的总收入和其他收入、总费用、净收益(亏损)、流动资产、总资产、流动负债、总负债或股东权益没有影响。

现金、现金等价物和受限现金

我们将所有高流动性投资视为现金等价物，如果它们在购买之日的到期日为三个月或更短。下表将合并资产负债表中报告的现金、现金等价物和限制性现金与合并现金流量表中报告的“期末现金、现金等价物和限制性现金”进行对账：

以千计						2022年12月31日						2021年12月31日
现金和现金等价物						$	521					$	3,671
用于未来资产报废债务的受限现金						47,359						46,673
现金流量表中显示的现金、现金等价物和限制性现金总额						$	47,880					$	50,344

上表中用于未来资产报废债务的限制性现金由托管账户组成，这些托管账户对我们的某些资产报废债务具有法律上的限制。

石油和天然气的性质

资本化成本。我们遵循石油和天然气属性的全成本核算方法。根据这一方法，与石油和天然气储备的获取、勘探和开发相关的所有成本都被资本化，并在代表我们活动的单一成本中心积累，这些活动只在美国进行。该等成本包括租赁购置成本、地质及地球物理开支、未开发物业的租赁租金、钻探生产井及非生产井的成本、合资格项目的资本化利息、以及与勘探及开发活动直接相关的一般及行政费用，但不包括与生产、一般公司间接费用或类似活动有关的任何成本。我们根据FASC中定义的估计公允价值，将我们获得的石油和天然气资产的收购价分配给已探明和未评估的资产公允价值计量主题。出售所得收益计入累计成本，除非出售是对准备金的重大处置，在这种情况下，收益或损失将予以确认。出售我们已探明储量的25%或以上，将被认为是重大的。

耗尽。资本化的成本，包括生产设备和未来开发成本，以独立石油工程师确定的已探明石油和天然气储量为基础，采用生产单位法耗尽。石油和天然气储量按6000立方英尺天然气相当于一桶原油换算成当量单位。

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目录表

Denbury Inc.

合并财务报表附注

在完全成本核算下，在确定探明储量是否可以分配给该等物业之前，我们可能会将某些未评估成本从摊销基数中剔除。随着物业的开发、测试和评估，归类为未评估的成本将转移到全额成本摊销基数。

未评估的石油和天然气资产减值。我们至少每年根据管理层对未来定价的预期评估、租赁到期日评估和计划的项目开发活动对这些资产进行减值测试。鉴于2020年3月和4月纽约商品交易所油价大幅下跌，原因是新冠肺炎冠状病毒疫情导致需求大幅下降导致石油供需失衡，加上欧佩克+同时决定增加石油供应，我们重新评估了我们的发展计划，并将244.9从2020年1月1日至2020年9月18日的前一段时间内，我们的未评估成本中的100万美元计入了全部成本池。本公司于脱离破产时采用重新开始会计，导致本公司的石油及天然气资产，包括未评估资产，于出现之日按其公允价值入账(见附注2，重新开始会计核算).

石油和天然气属性的减记。石油和天然气资产的净资本化成本以未摊销成本或成本中心上限中的较低者为限。成本中心上限的定义为：(1)已探明石油和天然气储量在未来废弃成本前的估计未来净收入现值(以10%折现)，基于特定报告期结束前12个月滚动期间每个月的平均每月首日石油和天然气价格；加上(2)未摊销财产的成本；加上(3)未探明财产的成本或估计公允价值(如果有的话)；减去(4)相关所得税影响。我们未来已探明石油和天然气储量的净收入不会因为与钻探和开发CO的成本相关的开发成本而减少2储备或与建造CO的成本相关的储备2管道，因为我们不必产生额外的CO2开发已探明的石油和天然气储量的资本成本。因此，作为未来净收入的减少，我们在上限测试中包括我们资本化的CO的这一部分2与CO相关的成本2储量和CO2我们估计在生产我们已探明的石油和天然气储量的过程中将消耗的管道。我们的石油和天然气衍生品合约的公允价值不包括在上限测试中，因为我们没有将这些合约指定为会计上的对冲工具。成本中心上限测试每季度进行一次。

纽约商品交易所用于估算我们已探明储量的每月第一天的平均油价，经过市场差异和各油田的运输费用调整后，为1美元。93.02在2022年12月31日，$63.86在2021年12月31日，$35.84在2020年12月31日，和40.082020年9月18日。在截至2022年12月31日的一年中，我们没有确认全额成本池上限测试减记。在截至2021年12月31日的年度内，我们确认了14.4百万美元全成本池上限测试减记，主要是由于2021年3月收购怀俄明州房地产权益(见附注3，收购和资产剥离)，这是根据在收购日使用NYMEX露天石油价格的估值记录的，该价格显著高于用于评估成本上限的NYMEX月初第一天的平均油价。主要是由于2020年大宗商品价格下跌，前身确认全额成本池上限测试减记#美元。996.7在2020年1月1日至2020年9月18日期间减记100万美元，并额外减记全部成本池上限测试减记$1.0在2020年9月19日至2020年12月31日的后续期间，确认了100万欧元。

联合利益行动。我们几乎所有的石油和天然气勘探和生产活动都是与其他公司联合进行的。这些财务报表只反映我们在这类活动中的比例权益，其他合作伙伴的任何应付金额都包括在应收贸易账款中。

 

三次注射成本。我们的第三次开采是在多年来已经产生了大量石油的油藏中进行的；然而，根据美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)关于记录已探明储量的规则和条例，我们不能确认与提高采油技术相关的已探明储量，如CO2注入，直到我们能够证明第三次工艺产生的产量，或者除非油田类似于现有的洪水。

我们将处于开发阶段的油田的注入成本作为开发成本，这意味着我们还没有看到由于CO的增加而增加的石油产量2注射(即生产响应)。这些资本化的开发成本将计入我们未评估的物业成本，直到我们能够确认与开发相关的已探明储量为止。

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目录表

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合并财务报表附注

项目。在我们看到生产对CO的响应之后2注水(即生产阶段)，注水成本在发生时计入费用，任何以前递延的未评估的开发成本都会被耗尽。

公司2属性

我们拥有并生产CO2储备是一种非碳氢化合物资源，在我们的三次采油作业中以我们自己的名义和代表强化采油油田的其他利益所有者使用，其中一部分出售给第三方工业用户。我们记录了CO的销售收入2在生产和销售时向第三方出售。与生产一氧化碳有关的费用2在出售给第三方的卷和与我们的第三方生产直接相关的内部消费卷之间分配。与第三方销售有关的费用记录在“CO”中2 经营和发现费用“，以及与内部使用有关的费用在综合经营报表的”租赁经营费用“中记录，或在我们的综合资产负债表中作为石油和天然气资产资本化，这取决于接收CO的第三次洪水的阶段。2(见三次注资成本(见上文，以供进一步讨论)。

寻找一氧化碳的费用2在探明或可能的储量建立之前，按已发生的费用计提。一旦已探明或可能的储量被建立，获得这些储量的成本就被资本化并归类为“CO”2在我们的综合资产负债表上显示“资产”。大写CO2成本按地质构造汇总，并在已探明储量和可能储量的基础上按单位产量消耗。

管道

公司2在我们的第三次洪灾中使用的是通过CO输送到我们的田地2管道。CO成本2在建管道在投入使用之前不会折旧。管道在其估计使用年限内按直线折旧，其范围为20至50好几年了。

财产和设备--其他

其他财产和设备，包括家具和固定装置、车辆、计算机设备和软件，主要在每项资产的估计使用年限内按直线折旧。车辆一般在使用年限内折旧五年，家具和固定装置在他一生中十年，而计算机设备和软件的使用寿命一般为三至五年。租赁改进按估计使用年限或剩余租赁期中较短者摊销。

不延长财产或设备使用寿命的维护和维修费用在发生时计入费用。

无形资产

我们需要摊销的无形资产是指分配给出售CO的长期合同的金额2面向工业客户。我们摊销CO2在无形资产的估计使用年限内以直线方式签订合同，其范围为七至14好几年了。我们无形资产的总摊销费用为$9.1截至2022年12月31日的年度内，百万元9.1截至2021年12月31日的年度内，百万元2.7在2020年9月19日至2020年12月31日的后续期间内1.7前一时期至2020年1月1日的百万美元

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目录表

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合并财务报表附注

2020年9月18日。下表汇总了截至2022年和2021年12月31日我们无形资产的账面价值：

以千计						2022年12月31日												2021年12月31日
销售CO的长期合同2给工业客户						$	97,943											$	97,943
其他无形资产						2,179												2,179
累计摊销						(20,994)												(11,874)
账面净值						$	79,128											$	88,248

截至2022年12月31日，我们对未来五年需摊销的无形资产的估计摊销费用如下：

以千计
2023						$	9,117
2024						9,117
2025						9,117
2026						9,117
2027						8,832

 

CCUS存储站点和其他资产

资本化成本。我们将租赁、收购和开发用于注入CO的存储地点所产生的成本资本化2。这些费用一般包括或预计将包括：取得地面和地下权利的支出；第三方购置费用；地震数据的取得；许可；钻井；设施；地下水和储气库的环境监测设备；工程；资本化权益；现场道路建设和其他基本建设基础设施费用。如果确定存储地点不再可能被追逐、开发或利用，则与该地点相关的所有先前资本化的成本都将被计入费用。

摊销。我们的CCUS存储站点目前处于开发阶段，尚未投入使用。因此，我们目前没有摊销资本化成本。这些成本的摊销将在CO2存储操作开始。

投资计划中的路易斯安那州蓝氢氨项目项目开发公司(“清洁氢厂”)。在2022年间，我们赚了一美元10向计划中的蓝色氢气/氨多区块设施的项目开发公司投资100万美元，同时还签署了CO运输和储存的最终协议2用于拟建工厂的前两个区块。我们已承诺再投资1美元10当实现某些里程碑时，将达到100万，目前预计将在2023年实现。这笔投资在截至2022年12月31日的综合资产负债表中计入“其他资产”。

长期资产的减值评估

当事件或环境变化显示长期资产的账面价值可能无法收回时，我们就测试长期资产的减值。这些长期资产不受我们的完全成本池上限测试的限制，主要由我们资本化的CO组成2物业、管道和CCUS资产，还包括出售CO的长期合同2面向工业客户。

我们进行长期资产减值测试的方法是将我们长期资产组的账面净成本与这些长期资产所支持的预期未来未贴现净现金流进行比较，其中包括我们可能和可能的石油和天然气储量的生产。我们资本化的CO部分2与CO相关的成本2储量和CO2我们估计将在生产我们已探明的石油和天然气储量的过程中消耗的管道被计入全面成本池上限测试，作为未来净收入的减少。未包括在完全成本池上限测试中的剩余净资本化成本以及相关无形资产，须接受长期资产减值测试。如果未贴现的净现金流量低于资产组的账面净成本，我们必须按账面净成本超过长期资产组的公允价值的金额(如果有的话)记录减值损失。我们做到了不记录减值……

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合并财务报表附注

截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内的长期资产，即从2020年9月19日至2020年12月31日的继承期或从2020年1月1日至2020年9月18日的前沿期。

资产报废债务

一般来说，我们未来的资产报废义务与封堵和放弃我们的石油、天然气和CO相关的未来成本有关2从租用的土地上移走设备和设施，并将土地归还给原来的状况。资产报废负债的公允价值计入产生负债的期间，使用我们的信用调整无风险利率贴现至其现值，并通过增加相关长期资产的账面价值来资本化相应的金额。负债在每个期间增加，资本化成本在相关资产的使用年限内折旧。对估计的报废债务的修订将导致对相关资本化资产和相应负债的调整。如果油井或天然气井的负债结清的金额不是记录的金额，差额将计入全部成本池。

资产报废债务按预期未来净现金流量的现值估计。我们在估计资产报废债务时使用不可观察的输入，包括但不限于劳动力和材料成本、劳动力和材料成本的利润、通货膨胀对估计成本的影响以及贴现率。因此，资产报废债务被认为是财务会计准则下的第三级衡量标准。公允价值计量主题。

商品衍生品合约

我们利用石油和天然气衍生品合约来减轻与我们未来的石油和天然气生产相关的大宗商品价格风险。这些衍生品合约历史上一直由期权组成，形式包括价格下限、套头、三向套头、固定价格掉期、用卖出看跌期权增强的固定价格掉期和基差掉期。我们的衍生金融工具(根据“正常购买及正常销售”除外项下指定的任何衍生工具除外)在资产负债表上按公允价值计量的资产或负债入账。吾等并无将对冲会计应用于我们的商品衍生工具合约；因此，该等工具的公允价值变动于本公司于变动期内的综合经营报表中的“商品衍生工具开支(收益)”中确认。

信用风险的集中度

我们面临集中信贷风险的金融工具主要包括现金等价物、贸易和应计生产应收账款以及上文讨论的衍生工具。我们的现金等价物代表着存放在各种投资级机构的高质量证券。这种投资做法限制了我们对集中信用风险的敞口。我们的贸易和应计生产应收账款分散在不同的客户和买家之间；因此，信用风险的集中度有限。我们评估购买者的信用评级，如果客户被认为是信用风险，信用证是支持信用额度的主要担保。我们试图通过正式的信贷政策、监督程序和多元化，将我们对石油和天然气衍生品合约交易对手的信用风险敞口降至最低。我们所有的衍生品合同都是与我们高级担保银行信贷安排下的贷款人(或此类贷款人的关联公司)签订的。我们与衍生品合约的交易对手没有保证金要求。

石油和天然气的销售是在日常基础上或根据当前地区市场价格的短期合同进行的。我们预计，失去任何买家不会对我们的运营产生实质性的不利影响。在截至2022年12月31日的一年中，两家买家各占我们石油和天然气收入的10%或更多：Plains Marketing LP(27%)和Hunt原油供应公司(11%)。在截至2021年12月31日的一年中，四家买家各占我们石油和天然气收入的10%或更多：Plains Marketing LP(28%)，Hunt原油供应公司(12%)，马拉松石油(Marathon Petroleum)(11%)和Sunoco Inc.(11%)，在2020年9月19日至2020年12月30日的后续期间，三个买家各占我们石油和天然气收入的10%或更多：Plains Marketing LP(30%)，马拉松石油(Marathon Petroleum)(13%)和Hunt原油供应公司(12%)。在之前的2020年1月1日至2020年9月18日期间，有三家买家各占我们石油和天然气收入的10%或更多：Plains Marketing LP(PAR.N：行情)(PAR.N：行情)30%)，Hunt原油供应公司(12%)和马拉松石油(Marathon Petroleum)(12%).

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目录表

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合并财务报表附注

所得税

所得税采用资产负债法入账，在该方法下，递延所得税按财务报表账面金额与现有资产和负债的计税基准之间的暂时性差异的未来税务影响确认，采用于年末生效的颁布法定税率。税率变动对递延税项的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。当递延税项资产的利益很可能无法变现时，应计入递延税项资产的估值准备。

我们只有在税务机关根据税务状况的技术价值进行审查后，更有可能维持税务状况的情况下，才会确认不确定的税务状况所带来的税务利益。在财务报表中确认的来自该状况的税收利益是根据最终结算时实现可能性大于50%的最大利益来计量的。

每股普通股净收益(亏损)

普通股每股基本净收益(亏损)的计算方法为：普通股股东应占净收益(亏损)除以当期已发行普通股的加权平均股数。基本加权平均普通股不包括非既得性限制性股票(尽管非既得性限制性股票在授予时已发行和发行)。当这些限制性股票被授予时，它们将被计入用于计算每股普通股基本净收益(亏损)的流通股。限制性股票单位和绩效股票单位也被排除在基本加权平均普通股流通股之外，直到归属日期。截至2022年12月31日止年度的基本加权平均普通股包括1,784,474截至2022年12月31日完全归属的基于业绩的和限制性股票单位；然而，这些奖励所涉及的股票不包括在目前已发行或已发行的股票中，因为股票的实际交付计划要到2023年12月4日才会发生。

每股普通股摊薄净收益(亏损)的计算方法相同，但包括潜在摊薄证券的影响。后续期内的潜在摊薄证券包括限制性股票、限制性股票单位、绩效股票单位、根据员工购股计划(“ESPP”)发行的股份以及A系列和B系列认股权证，而在前一期间包括限制性股票、基于业绩的股权奖励和可转换优先票据。

下表列出了用于计算所示期间基本和稀释后每股普通股净收益(亏损)的加权平均份额：

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至的年度 Dec. 31, 2021						开始时间段 9月2020年至19月 Dec. 31, 2020									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
加权平均已发行普通股-基本						51,427						50,918						50,000									495,560
潜在摊薄证券的影响
限制性股票、限制性股票单位和绩效股票单位						622						762						—									—
认股权证						2,306						2,138						—									—
加权平均已发行普通股-稀释后						54,355						53,818						50,000									495,560

在2020年9月19日至2020年12月31日(后继者)和2020年1月1日至2020年9月18日(前身)期间，用于计算基本每股收益和稀释后每股收益的已发行加权平均普通股是相同的，因为公司在这些期间产生了净亏损。加权平均稀释后的流通股应该是50.02020年9月19日至2020年12月31日584.4如果公司在2020年1月1日至2020年9月18日期间确认了净收益，则为100万美元。

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目录表

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合并财务报表附注

为了计算截至2022年和2021年12月31日止年度的摊薄加权平均普通股，未归属限制性股票单位、未归属限制性股票、未归属绩效股票单位、ESPP股份和未行使认股权证被计入使用库存股方法计算的摊薄股份。

以下已发行证券不包括在截至2022年12月31日的年度、截至2021年12月31日的年度以及2020年9月19日至2020年12月31日期间的稀释后每股净收益(亏损)的计算中，因为它们的影响在各自的日期是反稀释的：

以千计						2022年12月31日						2021年12月31日						2020年12月31日
限制性股票、限制性股票单位和绩效股票单位						11						—						1,220
认股权证						—						—						5,526
员工购股计划						—						—						—

    

在2020年9月19日至2020年12月31日期间，公司的限制性股票单位以及A系列和B系列认股权证是基于公司在该期间的净亏损状况而进行的反摊薄。截至2022年12月31日，该公司约有3.2百万份已发行认股权证，可行使普通股股份，行使价格为$32.59每股1.8百万份A系列已发行认股权证，行使价为$35.41每股1.4100万份B系列未偿还认股权证。认股权证可以现金行使，也可以无现金行使。A系列权证有效期至2025年9月18日，B系列权证有效期至2023年9月18日，届时权证到期。到2022年12月31日，0.8百万股A系列权证和1.4已行使100万份B系列认股权证，总计1.3100万股，其中大部分是在无现金的基础上行使的。

环境和诉讼或有事项

本公司在记录环境补救或正在进行的诉讼等意外情况下的负债时作出判断和估计。当损失很可能已经发生，并且这种损失是可以合理估计的时，就记录负债。对负债的评估是基于从独立专家和内部专家那里获得的信息、类似情况下的损失经验、实际发生的费用以及其他逐案因素。任何相关的保险赔偿在收到期间或在确定收到几乎确定收到时在我们的财务报表中确认。

近期会计公告

最近采用的

所得税。2019年12月，财务会计准则委员会发布了《会计准则更新(ASU)2019-12》，所得税(主题740)--简化所得税会计(“ASU 2019-12”)。ASU 2019-12年的目标是简化所得税的会计核算，删除主题740中一般原则的某些例外情况，并提供更一致的应用，以提高财务报表的可比性。自2021年1月1日起，我们采用了ASU 2019-02。该准则的实施并未对我们的合并财务报表和相关脚注披露产生实质性影响。

注2.重新开始会计核算

重新开始会计核算

在2020年摆脱破产时，我们按照FASC主题852采用了重新开始会计处理，重组这在出现之日产生了一个新的实体，即继任者，用于财务报告目的，截至新的开始报告日期没有期初留存收益或亏损。

Fresh Start会计要求为公司截至2020年9月18日破产之日的资产、负债和权益建立新的公允价值，因此2020年9月18日之后的综合财务报表的某些价值和经营结果无法与2020年9月18日之前(包括2020年9月18日)的公司综合财务报表中的价值和经营结果相比较。

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目录表

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合并财务报表附注

出现时的重组价值

根据与该计划相关的一系列企业价值得出的重组价值根据公司的公允价值分配给公司的可识别有形和无形资产和负债。根据FASC主题852，重组价值通常在考虑负债之前近似于实体的公允价值，并旨在近似于有意愿的买方在重组影响后立即为资产支付的金额。重组后实体(即继任者)的价值是根据管理层预测及本公司财务顾问在设定企业价值估计范围时所厘定的估值模型而厘定。正如破产法院批准的计划和披露声明中所述，估值分析导致企业价值在#美元之间。1.110亿美元1.5亿美元，中间价为美元1.3十亿美元。就美国公认会计原则而言，我们评估了继承人的个人资产、负债和股权工具，并确定企业价值约为$1.3截至出现日期，企业价值为10亿美元，与破产法院批准的预测企业价值区间的中点一致。用于计算重组价值的具体估值方法和关键假设，以及应用重新开始会计产生的离散资产和负债的价值，将在下面的估值过程中更详细地描述。

下表将企业价值与截至出现日期的继任者的权益价值进行核对：

以千计						Sept. 18, 2020
企业价值						$	1,280,856
加：现金和现金等价物						45,585
减去：总债务						(231,022)
权益价值						$	1,095,419

下表将企业价值与继任者的重组价值(即重组后的实体的价值)和重组总价值进行了核对：

以千计						Sept. 18, 2020
企业价值						$	1,280,856
加：现金和现金等价物						45,585
加上：不包括长期债务的当前期限的流动负债						239,738
加：无息非流动负债						185,228
重整继承人的重整价值						$	1,751,407

在第三方估值顾问的协助下，吾等采用不同的估值方法及方法厘定继承人的企业及相应权益价值，包括：(I)根据我们的财务预测计算未来现金流量现值的收益法，(Ii)使用类似资产售价的市场法及(Iii)成本法。

企业价值和相应的权益价值取决于我们使用基于资产的评估已探明储量、未开发物业和其他财务信息、考虑和预测的方法，结合截至2020年9月18日的新开始报告日期的收入、成本和市场方法，实现我们估值中列出的未来财务结果。所有估计、假设、估值和财务预测，包括公允价值调整、财务预测、企业价值和股权价值预测，本质上都受到重大不确定性的影响，以及我们无法控制的或有事件的解决。因此，不能保证估计、假设、估值或财务预测将会实现，实际结果可能大不相同。

重组项目，净额

我们的综合经营报表中的“重组项目，净额”包括(I)在请愿日之后由于该计划的直接结果而在第11章重组期间发生的费用，(Ii)已结清债务的收益或损失，以及(Iii)重新开始的会计调整。在此期间(请愿日之前和出现日期之后)以外发生的与我们重组相关的专业服务提供商费用在我们的综合经营报表中的“其他费用”中记录。合同利息支出#美元22.0百万美元，从请愿日到

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目录表

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合并财务报表附注

与我们的未偿还优先担保第二留置权票据、可转换优先票据和高级附属票据相关的出现日期并未在综合经营报表中作为利息支出应计或记录。

下表汇总了重组项目的净亏损(收益)：

						开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
受折衷影响的债务清偿收益						$	(1,024,864)
重新开始会计调整						1,834,423
专业服务提供者费用和其他费用						11,267
专业服务提供商的成功费用						9,700
被拒绝的合同和租赁的损失						10,989
对归类为折衷债务的估值调整						757
债务人占有信贷协议费						3,107
加速前身股票薪酬支出						4,601
重组项目总数(净额)						$	849,980

出现时的估值过程

我们主要资产的公允价值，包括石油和天然气资产，CO2物业、管道、其他物业和设备、销售CO的长期合同2对于工业客户，有利和不利的供应商合同、管道融资负债和使用权资产、资产报废债务和认股权证在出现之日进行了估计。

石油和天然气的性质

本公司的主要资产是其石油和天然气资产，按附注1所述的全成本会计方法核算。业务性质和主要会计政策摘要 – 石油和天然气的性质。该公司根据预期从这些资产产生的贴现现金流确定其石油和天然气资产的公允价值。这些计算是基于市场状况和截至出现日期的储备。

公允价值分析基于公司独立石油工程师编制的公司已探明和可能储量的估计未来产量。贴现现金流模型是利用所有已开发油井和未开发物业的估计未来收入和运营成本编制的，这些资产包括已探明和可能的储量。未来收入是基于截至2024年出现日期的未来生产率和远期露天石油和天然气价格，并在此后根据通胀上升，根据差额进行调整。从2025年开始，运营成本根据通胀进行了调整。对每个准备金类别适用了一个风险调整系数，这与该类别的风险是一致的。贴现现金流模型还包括所得税费用的调整。

使用加权平均资本成本计算所用的贴现系数，其中包括具有相似地理位置和资产开发类型的市场参与者的估计债务和权益成本，以及基于每个物业生产资产的预期销售点的不同企业所得税税率。储备值也针对任何资产报废债务以及CO进行了调整2不能直接分配给油田的间接成本。根据这一分析，该公司得出结论，其已探明和可能储量的公允价值为#美元。865.4截至出现日期(见脚注10至重新开始调整下面的讨论)。

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合并财务报表附注

公司2属性

CO的公允价值2属性包括CO的值2矿业权及相关基础设施，按收益法采用贴现现金流量法确定。根据生产和运输CO的预期成本预测了税后现金流2根据管理层的估计，收入是根据主要开发或生产天然气的上市公司五年平均历史EBITDA利润率的成本总和进行估算的。现金流也根据市场参与者的CO利润进行了调整2成本，因为Denbury向油田收取CO费用2在成本基础上使用。然后使用考虑到与CO相关的风险降低的比率对现金流进行贴现2工业销售。

管道

我们管道的公允价值是采用成本法下的重置成本法和收益法下的贴现现金流量法相结合的方法确定的。重置成本法考虑经通胀调整的资产的历史购置成本，以及基于资产的当前状况和该等资产产生现金流的能力的任何潜在过时的因素。对于使用贴现现金流法估值的资产，根据管理层估计的预期成本预测税后现金流，并根据主要运输天然气的上市公司五年平均历史EBITDA利润率的总成本估算利润。管道折旧寿命是指管道剩余的预计使用寿命。

其他财产和设备

土地、建筑物、设备、租赁改进及软件等非储备相关物业及设备的公允价值乃采用成本法下的重置成本法厘定，该成本法考虑经通胀调整的资产的历史购置成本，以及基于资产的当前状况及该等资产产生现金流的能力而导致任何潜在过时的因素。

销售CO的长期合同2致工业客户

出售CO的长期合同的公允价值2以收益法下的多期超额收益法(“MPEEM”)厘定对工业客户的利润。MPEEM根据一组产生收入的资产的剩余现金流，将现金流归入特定的无形资产，这些资产在计入对该收入产生的适当回报和其他贡献该收入的资产的适当回报后。现金流是根据在初始合同条款期间和之后使用数量和价格在定价、数量、续约率和成本方面的预期变化来预测的。税后现金流按照考虑到这些工业合同相对于整体石油和天然气生产风险降低的风险的比率进行贴现。

有利和不利的供应商合同

我们使用收益法下的增量价值法对有利和不利合同进行了确认。增量价值法根据历史合同费率与估计价格之间的定价差异来计算价值，如果公司在出现日期时签订了类似的合同条件(价格除外)，则估计价格最有可能收到。差额适用于受税收影响的预期合同量，并按与相关现金流风险一致的贴现率贴现。

资产报废债务

资产报废债务的公允价值已根据我们有回收债务的资产的估计当前回收成本、适当的长期通胀调整以及经修订的信贷调整无风险利率(“CARFR”)重新估值。新的CARFR是基于对类似行业同行的评估，这些同行具有类似的因素，如出现、新的资本结构和石油和天然气公司的当前费率。

管道融资负债

管道融资负债的公允价值按重组管道协议项下剩余付款的现值计量(见附注8，长期债务 – 管道融资交易的重组，以供进一步讨论)。

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目录表

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合并财务报表附注

认股权证

认股权证的公允价值在出现日发行时采用Black-Scholes模型进行估计。布莱克-斯科尔斯模型是一种定价模型，用于根据当前股价、执行价格、到期时间、无风险利率、年度波动率和年度股息率来估计欧式看涨或看跌期权/认股权证的公允价值。

该模型使用了以下假设：继承人普通股的隐含股价(总股本除以总流通股)为#美元。22.14；每股行使价为#美元32.59及$35.41分别为A和B系列权证；预期波动率为49.3%和53.6A和B系列权证分别为%；无风险利率为0.3%和0.2A系列和B系列权证分别为%，使用美国财政部不变到期日利率；预期年度股息率为0%。预期波动率是使用类似实体的波动率估计的，这些实体的股票或期权价格及假设均已公开。认股权证的到期日是根据以下认股权证的合约条款五和三年分别为A系列和B系列权证。这些值还针对潜在的稀释影响进行了调整。

合并资产负债表

以下说明了重组和重新开始会计调整对公司综合资产负债表的影响。下表后面的说明性说明提供了有关调整的进一步细节，包括用于确定其资产、负债和认股权证的公允价值的假设和方法。

						截至2020年9月18日
以千计						前身						重组调整						重新开始调整						继任者
资产
流动资产
现金和现金等价物						$	73,372					$	(27,787)		(1)			$	—					$	45,585
受限现金						—						10,662			(2)			—						10,662
应计生产应收账款						112,832						—						—						112,832
贸易和其他应收款净额						36,221						—						—						36,221
衍生资产						32,635						—						—						32,635
其他流动资产						12,968						(539)			(3)			—						12,429
流动资产总额						268,028						(17,664)						—						250,364
财产和设备
石油和天然气属性(使用全成本核算)
已证明的性质						11,723,546						—						(10,941,313)						782,233
未评估的属性						650,553						—						(538,570)						111,983
公司2属性						1,198,515						—						(1,011,169)						187,346
管道						2,339,864						—						(2,207,246)						132,618
其他财产和设备						201,565						—						(104,152)						97,413
累计损耗、折旧、摊销和减值较少						(12,864,141)						—						12,864,141						—
净资产和设备						3,249,902						—						(1,938,309)			(10)			1,311,593
经营性租赁使用权资产						1,774						—						69			(10)			1,843
衍生资产						501						—						—						501
无形资产，净额						20,405						—						79,678			(11)			100,083
其他资产						81,809						8,241			(4)			(3,027)			(12)			87,023
总资产						$	3,622,419					$	(9,423)					$	(1,861,589)					$	1,751,407

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目录表

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合并财务报表附注

						截至2020年9月18日
以千计						前身						重组调整						重新开始调整						继任者
负债与股东权益
流动负债
应付账款和应计负债						$	67,789					$	102,793		(5)			$	3,738		(13)			$	174,320
应支付的油气产量						39,372						16,705			(6)			—						56,077
衍生负债						8,613						—						—						8,613
长期债务当期到期日						—						73,199			(6)			364			(14)			73,563
经营租赁负债						—						757			(6)			(29)			(10)			728
流动负债总额						115,774						193,454						4,073						313,301
长期负债
长期债务，扣除当期部分						140,000						42,610			(6)			(25,151)			(14)			157,459
资产报废债务						2,727						180,408			(6)			(24,697)			(10)			158,438
衍生负债						295						—						—						295
递延税项负债，净额						—						417,951			(6)(15)			(414,120)			(15)			3,831
经营租赁负债						—						515			(6)			10			(10)			525
其他负债						—						3,540			(6)			18,599			(16)			22,139
不受影响的长期负债总额						143,022						645,024						(445,359)						342,687
可能受到损害的负债						2,823,506						(2,823,506)			(6)			—						—
承付款和或有事项(附注14)
股东权益
前身优先股						—						—						—						—
前身普通股						510						(510)			(7)			—						—
前身实收资本超过面值						2,764,915						(2,764,915)			(7)			—						—
前身库存股，按成本计算						(6,202)						6,202			(7)			—						—
继任者优先股						—						—						—						—
继承人普通股						—						50			(8)			—						50
继承人超面值实收资本						—						1,095,369			(8)			—						1,095,369
累计赤字						(2,219,106)						3,639,409			(9)			(1,420,303)			(17)			—
总股东人数’股权						540,117						1,975,605						(1,420,303)						1,095,419
总负债和股东权益						$	3,622,419					$	(9,423)					$	(1,861,589)					$	1,751,407

重组调整

(1)表示在出现日期发生的现金支付净额如下：

以千计
资料来源：
继承银行信贷协议的现金收益						$	140,000
现金收益总额						140,000
用途：
全额支付DIP贷款和请愿前循环银行信贷贷款						(140,000)
向托管帐户支付的留用专业服务提供商费用						(10,662)
支付的非留用专业服务提供商费用						(7,420)
应计利息和DIP贷款费用						(1,464)
与继任银行信贷协议相关的债务发行成本						(8,241)
现金使用总额						(167,787)
网络使用情况						$	(27,787)

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目录表

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合并财务报表附注

(2)指将资金转入一个受限制的现金账户，用于向协助破产程序的保留专业服务提供者支付费用。

(3)指与DIP融资机制有关的费用以及董事和高级管理人员保险的分流保单的注销，但因记录非留用专业服务提供者费用的预付金额而部分抵消。

(4)代表与后续银行信贷协议相关的债务发行成本。

(5)对应付账款和应计负债的调整如下：

以千计
专业服务提供者费用的应计						$	2,826
支付存款保险计划的累算利息及费用						(1,464)
将应付账款和应计负债从受损害的负债中恢复						101,431
应付账款和应计负债						$	102,793

(6)根据《计划》，可受损害的债务处理如下：

以千计
在出现日期之前受损害的负债：
受折衷影响的已清偿债务
高级担保第二留置权票据						$	1,629,457
可转换优先票据						234,015
高级附属票据						251,480
受折衷影响的已结清负债总额						2,114,952
可妥协的恢复负债
长期债务当期到期日						73,199
应付账款和应计负债						101,431
应支付的油气产量						16,705
经营租赁负债，流动						757
长期债务，扣除当期部分						42,610
资产报废债务						180,408
递延税项负债						289,389
长期经营租赁负债						515
其他长期负债						3,540
受折衷影响的恢复负债总额						708,554
可折衷的总负债						2,823,506
向第二留置权票据持有人发行新普通股						(1,014,608)
向可转换票据持有人发行新普通股						(53,400)
向可转换票据持有人发行A系列认股权证						(15,683)
向高级次级票据持有人发行B系列认股权证						(6,398)
恢复受妥协影响的法律责任						(708,553)
受折衷影响的债务清偿收益						$	1,024,864

(7)指注销前身的普通股、库存股和超过面值的前身实收资本的相关部分。超过面值的实收资本包括$4.6因终止前身股票补偿计划而产生的100万美元。

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目录表

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(8)代表继承人的普通股和额外实收资本如下：

以千计
超过面值的资本47,499,999向优先担保第二留置权票据债权持有人发行的新普通股的已发行和流通股						$	1,014,608
超过面值的资本2,500,000向可转换优先票据债权持有人发行的新普通股的已发行和流通股						53,400
发行给可转换优先票据持有人的A系列权证的公允价值						15,683
发行给高级次级票据持有人的B系列认股权证的公允价值						6,398
发行给前身权益持有人的B系列认股权证的公允价值						5,330
继承人普通股和额外实收资本的总变动						1,095,419
减去：后续普通股的面值						(50)
继承人追加实收资本的变动						$	1,095,369

(9)反映了这些影响对累积赤字的累积净影响如下：

以千计
注销前置普通股、超面值实收资本和库存股						$	2,763,824
受折衷影响的债务清偿收益						1,024,864
加速前身股票薪酬支出						(4,601)
与重组调整相关的税费确认						(128,556)
专业服务提供商费用在出现时得到认可						(9,700)
向前身权益持有人发行B系列认股权证						(5,330)
其他						(1,092)
对前身累计赤字的净影响						$	3,639,409

重新开始调整

(10)反映对我们(I)石油和天然气属性的公允价值调整，CO2资产、管道和其他财产和设备，以及消除累计损耗、折旧和摊销；(2)经营租赁使用权资产和负债；(3)资产报废债务。

(11)反映我们出售CO的长期合同的公允价值调整2面向工业客户。

(12)对我们其他资产的公允价值调整如下：

以千计
CO的公允价值调整2和输油管道填充线						$	(3,698)
托管账户的公允价值调整						671
对其他资产的公允价值调整						$	(3,027)

(13)对应付账款和应计负债的公允价值调整如下：

以千计
不利供应商合同当前部分的公允价值调整						$	3,500
前置资产报废债务当期部分的公允价值调整						689
核销Nejd管道融资的应计利息						(451)
应付账款和应计负债的公允价值调整						$	3,738

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目录表

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合并财务报表附注

(14)代表对与管道租赁融资相关的债务的当前和长期到期日的调整。累积影响如下：

以千计
自由州管道租赁融资的公允价值调整						$	(24,699)
Nejd管道租赁融资的公允价值调整						(88)
对债务本期和长期到期日的公允价值调整						$	(24,787)

我们的管道租赁融资在2020年10月下旬进行了重组(见附注8，长期债务 – 管道融资交易的重组).

(15)代表(1)递延税项调整，包括确认因取消债务和保留继承人的税务属性而与重组调整有关的税项支出，以及恢复递延税项负债，但须折衷共计#美元128.6(2)与重新开始会计有关的递延税项负债调整数为#美元414.1百万美元。

(16)表示对不利供应商合同的长期部分进行的公允价值调整。

(17)表示上文讨论的重新开始会计调整的累积影响。

附注3.收购和资产剥离

收购怀俄明州公司2EoR字段

2021年3月3日，我们获得了一个几乎100工作权益百分比(约为83%净收入权益)从Devon Energy Corporation的子公司获得位于怀俄明州的Big Sand Drag和Beaver Creek Eor油田的权益，包括地面设施和46英里长的CO2通往被收购油田的运输管道。收购收购价格为#美元。10.9百万美元(最终收盘调整后)加二或有金额4如果NYMEX WTI油价平均至少为1美元，则支付百万现金50在2021年和2022年的每一年期间。我们在2022年1月支付了第一笔或有付款，第二笔是美元42023年1月支付百万美元。购置日的或有代价的公允价值为#美元。5.3截至2022年12月31日，我们综合资产负债表上记录的或有对价的公允价值为$4百万美元。公允价值变动美元0.3百万美元和美元2.4在截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度的综合营运报表中，因NYMEX WTI油价上涨而产生的百万美元入账为“其他开支”。

分配给我们收购的资产和为收购承担的负债的公允价值是基于市场上无法观察到的重大投入，并被认为是3级投入。取得的资产和承担的负债的公允价值在考虑了最后的期末调整和准备金评估后，于2021年第三季度最终确定。

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合并财务报表附注

承担的债务。下表汇总了收购中收购的资产和承担的负债的公允价值：

以千计
考虑事项：
现金对价						$	10,906
取得的资产和承担的负债的公允价值：
已探明的石油和天然气性质						60,101
其他财产和设备						1,685
资产报废债务						(39,794)
或有对价						(5,320)
其他负债						(5,766)
购入净资产的公允价值						$	10,906

资产剥离

Hartzog绘制深部矿业权

2021年6月30日，我们完成了怀俄明州Hartzog DRAW油田未开发、非常规深部矿业权的出售。现金收益为$18在我们的综合资产负债表中，有一百万美元被记录为“已证实的财产”。收益减少了我们的全部成本池；因此，不是交易计入收益或亏损，出售对我们的产量或已探明储量没有影响。

休斯顿地区土地销售

在2022年至2021年期间，我们完成了休斯顿地区部分非生产地面面积的销售。我们收到了现金收益$1.4百万美元和美元15.2从销售额中获得100万美元，并确认为0.8百万美元和美元10.3在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度合并经营报表中，“其他收入”的收益分别为100万美元。

墨西哥湾沿岸工作权益出售

2020年3月4日，前身以美元的价格出售了其在德克萨斯州东南部四个油田的一半工作权益头寸。40百万净现金和将由买方钻探的十口油井的附带权益。 前任就是这样做的不按照全成本会计方法记录出售物业的损益。

注4.收入确认

我们根据FASC主题606记录收入，与客户签订合同的收入。《财务会计准则》专题606的核心原则是，实体应确认转让货物或服务的收入等于其预期有权为这些货物或服务收取的对价金额。这一原则是通过应用客户合同收入确认的五个步骤来实现的。

确定与客户的一个或多个合同-我们的大部分收入来自石油和天然气销售合同和CO2销售和运输合同。这些合同规定了每一方对要转让的商品或服务的权利，并包含了影响我们财务报表的商业实质。我们的应收账款余额中有很高的比例是当前的，我们历史上没有与构成信用风险的交易对手签订过合同，而不需要足够的经济保护来确保收回。

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目录表

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合并财务报表附注

确定合同中的履约义务-我们的每份收入合同都规定了合同中指定的日产量或租赁产量(独特的货物)，在合同期限内在交货点交付(确定的履约义务)。客户在交货点接受交付和实际占有产品，这通常也是所有权转移和客户获得控制权(已确定的履行义务得到履行)的点。

确定交易价格-通常，我们的石油和天然气合同将价格定义为基于交割月份特定商品在每月设定日期指定的平均市场价格的公式价格。我们的某些CO2合同将价格定义为根据通货膨胀指数调整的固定合同价格，以反映市场定价。考虑到行业惯例是在交货后的下一个月向客户开发票，以及我们收取付款的可能性很高，我们的合同中没有重要的融资部分。

将交易价格分配给合同中的履约义务-我们的大部分收入合同都是短期的，期限为一年或更短，我们对此应用了准则允许的实际权宜之计，取消了披露分配给剩余履约义务的交易价格的要求。在有限的情况下，我们有期限超过一年的收入合同；然而，未来的交付量完全不能满足，因为它们代表着不同的履约义务和可变的对价。我们利用了实际的权宜之计，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，则不需要披露分配给剩余履约债务的交易价格。由于我们的合同只有一项履约义务，因此不需要分配交易价格。

在我们履行履行义务时确认收入--一旦我们将大量商品交付给交货点，客户获得交付和占有，我们就有权获得付款，并向客户开具此类交付产品的发票。根据大多数石油和CO支付2合同在产品交付后一个月内收到，而天然气和天然气合同通常在交付后两个月内收到付款。收入确认的时间可能与向客户开具发票的时间不同；然而，由于交付后的对价权利是无条件的，仅基于支付对价之前的时间，因此在交付时，我们在综合资产负债表中的“应计生产应收账款”中记录了一笔应收账款。

除了来自石油和天然气销售合同和CO的收入2根据销售和运输合同，在某些情况下，公司就从第三方购买和随后销售原油订立营销安排。我们在综合经营报表中将收到的收入和这些销售产生的相关费用在我们的综合经营报表中确认为“石油营销收入”和“石油营销采购”，因为我们作为交易的委托人承担了对购买的商品的控制和交付销售商品的责任。当控制权在交货点根据从买方收到的价格转移给买方时，确认收入。

收入的分类

下表按产品类型汇总了我们的收入：

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至的年度 Dec. 31, 2021						开始时间段 9月2020年至19月 Dec. 31, 2020									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
石油销售						$	1,559,111					$	1,148,022					$	199,769								$	489,251
天然气销售						19,571						11,933						1,339									2,850
公司2销售费和运输费						60,570						44,175						9,419									21,049
石油营销收入						65,093						38,742						5,376									8,543
总收入						$	1,704,345					$	1,242,872					$	215,903								$	521,693

注5.租约

我们在开始时评估租赁安排的合同。我们租赁具有不可取消租赁条款的办公空间、设备和车辆。目前，我们的未完成租约的剩余期限为13年，某些土地租契有

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目录表

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剩余条款最多为47好几年了。租期不超过12个月的租约不会记录在我们的资产负债表上。下表反映了我们的经营租赁使用权资产和经营租赁负债，主要包括我们的办公室租赁：

以千计						2022年12月31日						2021年12月31日
经营租约
经营性租赁使用权资产						$	18,017					$	19,502
经营租赁负债--流动负债						$	4,676					$	4,677
经营租赁负债--长期						15,431						17,094
经营租赁负债总额						$	20,107					$	21,771

我们的大部分租约包含续订选择权，通常可由我们自行决定行使。下表列出了我们未完成的经营租赁的加权平均剩余租赁条款和折扣率：

						2022年12月31日						2021年12月31日
加权平均剩余租期						4.5年份						5.2年份
加权平均贴现率						5.7		%				5.4		%

我们将合同中的租赁和非租赁部分作为所有资产类别的单一租赁部分进行核算。经营租赁或租期在12个月或以下的租赁的租赁成本在租赁期限内以直线法确认。对于融资租赁，租赁负债的利息和使用权资产的摊销分开确认，折旧年限反映预期租赁期。可变租赁成本是指超出我们根据写字楼租赁支付的最低基本租金的额外付款。前身公司以前分租了其经营租约中的部分办公空间，并收到了租金付款。由于该等写字楼租约于破产法第11章重组期间终止，因此相关的分租协议亦告终止。继任公司其后订立营运租约，于2020年10月开始租用一间新的公司办公室。下表汇总了租赁成本和转租收入的组成部分：

												继任者																					前身
												截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计						收益表
经营租赁成本						一般和行政费用						$	5,532					$	4,102					$	872								$	5,683
						租赁运营费用						178						655						158									214
						公司2运营和发现费用						50						50						14									37
												$	5,760					$	4,807					$	1,044								$	5,934
融资租赁成本
使用权资产摊销						损耗、折旧和摊销						$	—					$	—					$	3								$	9
租赁负债利息						利息支出						—						—						1									3
融资租赁总成本												$	—					$	—					$	4								$	12
可变租赁成本												$	758					$	670					$	258								$	3,688
转租收入						一般和行政费用						$	—					$	—					$	100								$	2,584

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合并财务报表附注

我们的现金流量表包括以下与我们的经营和融资租赁有关的活动：

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
为计入租赁负债的金额支付的现金
来自经营租赁的经营现金流						$	5,903					$	2,830					$	341								$	7,341
融资租赁利息产生的营运现金流						—						—						1									3
融资租赁产生的现金流						—						—						78									10
以租赁义务换取的使用权资产
经营租约						2,270						2,683						19,902									1,049
融资租赁						—						—						—									162

下表按年汇总了截至2022年12月31日我们的租赁负债到期日：

						运营中
以千计						租契
2023						$	5,702
2024						4,963
2025						4,974
2026						4,640
2027						1,786
此后						1,023
最低租赁付款总额						23,088
减去：代表利息的数额						(2,981)
最低租赁负债现值						$	20,107

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附注6.资产报废债务

下表汇总了我们的资产报废债务的变化：

						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度
以千计
开始资产报废债务						$	302,611					$	186,281
期内发生及承担的负债						547						43,701
订正估计的退休债务						64,667						69,059
期内结清及售出的负债						(34,260)						(10,783)
吸积费用						18,477						14,353
终止资产报废债务						352,042						302,611
减去：流动资产报废债务(1)						(36,100)						(18,373)
长期资产报废债务						$	315,942					$	284,238

(1)包括在综合资产负债表的“应付帐款及应计负债”内。

所承担的债务与我们2021年3月收购怀俄明州财产权益有关(见附注3，收购和资产剥离)，产生的负债一般与油井和设施有关。2022年期间的修订主要是由于与我们井场周围表面区域的环境修复相关的成本估计增加，以及由于成本上升而增加的地下废弃成本。2021年期间的订正主要涉及增加某些油田的弃井费用估计数，以及加快某些未来弃井活动的估计时间。

我们有托管账户，这些账户在法律上限制了我们的某些资产报废义务。这些代管账户的余额为#美元。55.9百万美元和美元55.6分别截至2022年12月31日和2021年12月31日。这些余额主要投资于按摊销成本记录的美国国债和货币市场账户，这些投资包括在我们综合资产负债表中的“未来资产报废债务的限制性现金”中。其中一部分投资包括现金、现金等价物和我们合并现金流量表上的限制性现金余额(见附注1，经营性质和重要会计政策摘要--现金、现金等价物和限制性现金)。这些投资的账面价值接近其截至2022年和2021年12月31日的估计公平市场价值。

注7.未评估的财产

截至2022年12月31日摊销的石油和天然气资产中不包括的未评估财产成本以及发生这些费用的年份摘要如下：

						2022年12月31日
						在下列情况下发生的费用：
以千计						2022						2021						继任者2020年						重新开始调整(9月18,2020)(1)						总计
物业购置成本						$	—					$	—					$	—					$	64,077					$	64,077
勘探开发						132,494						35,881						—						—						168,375
资本化利息						3,824						3,575						584						—						7,983
总计						$	136,318					$	39,456					$	584					$	64,077					$	240,435

(1)反映我们的未评估财产的账面价值，这是由于在破产后采用重新开始会计(见附注2，重新开始会计核算，了解更多信息)，截至2022年12月31日仍未评估的物业。

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我们的物业收购成本反映在上表中，涉及重新开始会计期间分配的公允价值，主要与我们的Cedar Creek背斜油田和CO2廷斯利和盐溪油田的第三产业潜力。显示为未评估资产的勘探和开发成本主要与我们位于Cedar Creek Backcline的第三油田项目有关，这些项目正在开发中，但截至2022年12月31日没有相关的已探明储量。

成本在评估项目、建立已探明储量或确定减值时持续转入摊销基础。我们审查了LEA的减值除外财产每年一次。我们目前估计，对这些财产中的大多数进行评估并将其费用计入摊销基数的工作可望在#年内完成。五至十年。在我们能够确定是否有任何可归因于上述成本的已探明储量之前，我们无法评估未来对全部成本池摊销比率的影响。

附注8.长期债务

我们公司结构中的最终母公司Denbury Inc.是我们在银行信贷协议下所有未偿债务的唯一发行人。Denbury Inc.没有独立的资产或业务。这类债务的每个附属担保人都是100%的股份由Denbury Inc.直接或间接拥有，对此类义务的担保是完全和无条件的，以及共同和几个。

高级担保银行信贷安排

2020年9月18日，我们达成了一项575与作为行政代理的JPMorgan Chase Bank，N.A.及其他贷款方签订的优先担保循环信贷安排信贷协议(经修订，“银行信贷协议”)。根据《银行信用证协议》，信用证的总金额不超过#美元。100100万美元，短期Swingline贷款总额不超过$25100,000,000美元，每个受制于银行信贷协议下的可用承诺。根据银行信贷协议，可获得性取决于借款基数，借款基数每半年重新确定一次，日期为每年5月1日和11月1日左右。借贷基础是由贷款人酌情调整的，而且在一定程度上是基于我们无法控制的外部因素。如果我们在《银行信贷协议》下的未偿债务超过当时有效的借款基数，我们将被要求在不超过六个月的期间内偿还超出的金额。银行信贷协议项下总贷款人承诺中未提取的部分须缴交承诺费：0.5年利率。根据银行信贷协议，我们的未偿还借款总额为#美元。29.0百万美元和美元35.0百万美元，截至2022年12月31日和2021年12月31日，截至2022年12月31日 31日，我们拥有10.1百万未付信用证。

2022年5月4日，我们签署了《银行信贷协议》第二修正案，其中包括：

•增加借款基数和贷款人承诺额575百万至美元750百万；

•将到期日从2024年1月30日延长至2027年5月4日；

•修订了《银行信贷协议》下的贷款利息条款，以(1)将备用基本利率贷款的适用范围从2%至3至每年的百分比1.5%至2.5年利率和(2)以有担保隔夜融资利率“(SOFR)”贷款取代涉及LIBOR贷款的拨备，适用保证金为2.5%至3.5年利率；及

•允许我们支付股息和回购我们的普通股，并进行其他无限制的支付和投资，只要(1)不存在违约或借款基础不足的事件；(2)我们的总杠杆率为1.5为1或更低；以及(3)银行信贷协议下的可用性至少为20借款基数的%。

作为我们2022年秋季半年度借款基数重新确定的一部分，我们的银行信贷协议的借款基数和贷款人承诺重申为$750百万，我们计划在2023年5月1日左右进行下一次重新确定。

2023年1月20日，我们签署了《银行信贷协议第三修正案》，其中包括允许我们每周发放和偿还某些SOFR贷款的能力。

银行信贷协议限制了我们产生和偿还其他债务；授予留置权；进行某些合并、合并、清算和解散；出售资产；进行收购和投资；进行其他有限制的付款(包括赎回、回购或注销我们的普通股)；以及签订商品衍生协议，每种情况下均受银行信贷中规定的此类限制的某些例外情况的限制。

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目录表

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合并财务报表附注

协议。我们的银行信贷协议要求我们在摆脱破产的情况下达到某些最低的商品对冲水平；然而，这些条件已于2020年12月31日满足，我们目前没有根据银行信贷协议进行的对冲要求。

银行信贷协议以以下各项作为抵押：(1)我们已探明的石油和天然气资产，这些资产通过我们的受限附属公司持有；(2)该等附属公司的股权质押；(3)我们大宗商品衍生产品协议的质押；(4)Denbury Inc.和该等子公司(视情况而定)的存款账户、证券账户和商品账户的质押；以及(5)基本所有其他抵押品的担保权益，该等抵押品可通过统一商业代码备案完善，但某些例外情况除外。

《银行信贷协议》包含某些财务业绩契约，包括：

•综合总债务与综合EBITDAX契约(定义见《银行信贷协议》)，该比率不得超过3.5《时代》；以及

•要求维持流动比率(即综合流动资产与综合流动负债之比)为1.0.

就根据银行信贷协议计算流动比率而言，综合流动资产不包括衍生资产的当前部分，但包括银行信贷协议的可用借款能力，综合流动负债则不包括衍生负债的当前部分及未偿还长期债务的当前部分。

根据《银行信贷协议》，截至2022年12月31日未偿还借款的加权平均利率为9%。截至2022年12月31日，我们遵守了银行信贷协议下的所有债务契约。

我们的银行信贷协议的上述描述和定义的条款包含在银行信贷协议中。

管道融资交易的重组

2008年5月，我们完成了与Genesis Energy，L.P.(“Genesis”)的两笔交易，涉及我们的两条管道。Nejd管道系统包括一个20-年担保融资租赁，自由州管道包括一项长期运输服务协议。2020年10月下旬，我们重组了CO2与Genesis的管道融资安排，其中(1)Denbury从Genesis手中重新获得Nejd管道系统，以换取#美元702021年期间分四次等额支付了100万美元，这意味着完全清偿了Nejd担保融资租约下的所有剩余债务；以及(2)Denbury从Genesis手中重新收购了自由州管道，以换取一次性支付#美元。22.52020年10月30日，100万人。

发债成本

与发行我们的未偿还长期债务有关，我们产生了债务发行成本，这些成本将在每项相关贷款或借款的期限内使用直线或实际利息方法摊销为利息支出。剩余的未摊销债务发行成本为#美元9.2百万美元和美元5.7分别为2022年12月31日和2021年12月31日。与我们的银行信贷协议相关的发行成本包括在综合资产负债表的“其他资产”中。

债务偿还时间表

这一美元29.0截至2022年12月31日的总债务将于2027年到期。

 

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目录表

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合并财务报表附注

注9.所得税

我们的所得税规定(优惠)如下：

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
当期所得税支出(福利)
联邦制						$	3,055					$	—					$	—								$	(6,407)
状态						2,308						403						30									(853)
当期所得税支出(福利)总额						5,363						403						30									(7,260)
递延所得税支出(福利)
联邦制						63,814						—						—									(319,011)
状态						5,667						364						(2,556)									(89,858)
递延所得税支出(福利)合计						69,481						364						(2,556)									(408,869)
所得税支出(福利)合计						$	74,844					$	767					$	(2,526)								$	(416,129)

截至2022年12月31日，我们的一般业务信贷结转总额为$10.52041年将有100万辆开始到期。关于我们于2020年的重组，于2021年1月1日之前产生的净营业亏损结转(“NOL”)和用于提高石油采收率和研发的税收抵免结转已根据1986年《国内税法》第108节关于清偿债务的属性减少和排序规则完全减少。在2022年12月31日，我们有1美元0.6根据2017年通过的减税和就业法案，100万替代最低税收抵免可全额退还，并在资产负债表上记录为应收账款，以及州NOL和税收抵免总计$48.2与我们的国有业务有关的百万欧元(未计入估值拨备)。我们州的NOL将在不同的年份到期，从2025年开始。

递延所得税反映了可用税收结转以及基于税法和法定税率在资产负债表日期12月31日、2022年和2021年生效的临时差异。基于所有可用证据，无论是积极的还是消极的，我们得出的结论是，截至2022年3月31日，有足够的积极证据，主要与全球油价和未来逆转现有应税临时差异产生的应税收入大幅增加有关，得出结论，我们的联邦和某些州递延税项资产更有可能变现。 基于这一决定，我们在2022年将联邦和某些州递延税项资产的估值免税额取消了1美元。51.4百万美元和美元14.8分别为100万美元。 州估值津贴的逆转与密西西比州、蒙大拿州和北达科他州的某些州递延税项资产有关。截至2022年12月31日，我们拥有59.2与阿拉巴马州路易斯安那州业务相关的州递延税净资产100万美元，以及某些密西西比州的税收抵免，这些抵免完全被估值津贴抵消。估值免税额将继续保留，直至实现未来递延税项优惠的可能性较大。我们估值免税额的变动详情如下：

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
期初余额						$	125,462					$	129,408					$	129,840								$	77,215
收费						790						29,345						2,269									77,138
扣除额						(67,019)						(33,291)						(2,701)									(24,513)
期末余额						$	59,233					$	125,462					$	129,408								$	129,840

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目录表

Denbury Inc.

合并财务报表附注

截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们递延税项资产和负债的重要组成部分如下：

以千计						2022年12月31日						2021年12月31日
递延税项资产
亏损和税收抵免结转-国家						$	48,172					$	54,943
衍生工具合约						—						30,892
应计负债和其他准备金						19,155						19,567
商业信用结转						10,487						18,066
亏损结转-联邦						—						10,310
租赁负债						1,998						4,523
财产和设备						—						2,613
其他						5,974						4,206
估值免税额						(59,233)						(125,462)
递延税项资产总额						26,553						19,658
递延税项负债
财产和设备						(78,055)						—
公司2和其他合同						(15,304)						(17,208)
经营性租赁使用权资产						(2,770)						(4,088)
衍生工具合约						(1,544)						—
递延税项负债总额						(97,673)						(21,296)
递延纳税净负债总额						$	(71,120)					$	(1,638)

我们通过应用美国联邦法定税率和报告的持续业务收入的有效税率计算的所得税支出对账如下：

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
使用联邦法定所得税税率计算的所得税拨备						$	116,551					$	11,921					$	(11,169)								$	(388,228)
州所得税						20,642						1,468						8,509									(120,340)
股票薪酬扣除带来的税收意外之财						(158)						(267)						—									(1,380)
不可扣除的补偿						2,303						5,057						—									—
更改估值免税额						(66,229)						(3,946)						(432)									52,625
提高采收率和其他						(1,530)						(14,272)						—									—
减税属性--扣除债务收入后的净额						—						—						—									31,667
其他						3,265						806						566									9,527
所得税支出(福利)合计						$	74,844					$	767					$	(2,526)								$	(416,129)

 

我们在美国联邦司法管辖区和许多州司法管辖区提交合并和单独的所得税申报单。截至2019年之前的纳税年度的所得税申报时效法规已经失效，因此不受各自税务机关的审查。我们有不支付了与我们的所得税相关的任何重大利息或罚款。

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目录表

Denbury Inc.

合并财务报表附注

附注10.股东权益

注册权协议

2020年9月18日，就本公司脱离破产保护程序，本公司与前身第二留置权票据的若干前实益持有人订立了一项登记权协议(“登记权协议”)，该协议订立了重组支持协议，导致本公司根据预先打包的重组计划进行重组，根据该协议，本公司于2021年4月提交美国证券交易委员会的自动生效的转售登记声明内，将该等继任者的普通股持有人的普通股纳入该等股份的转售登记声明内，以供使用。根据《登记权协议》，这些担保持有人拥有习惯要求和附带的登记权，但须受《登记权协议》规定的限制的限制。该等登记权利须受若干条件及限制所规限，包括承销商有权限制拟纳入发售的股份数目，以及在某些情况下本公司有权延迟或撤回登记声明。

401(K)计划

我们提供401(K)计划，员工可以在受美国国税局限制的情况下贡献收入。我们配得上100雇员供款的百分比，最高可达6薪酬的百分比，由计划定义，立即授予。401(K)计划的等额缴费总额为#美元。5.82022年，百万美元5.12021年，百万美元1.12020年9月19日至2020年12月31日(后续)期间的百万美元，以及4.42020年1月1日至2020年9月18日(前身)期间的百万美元。

股份回购计划

2022年5月初，我们的董事会批准了一项高达1美元的普通股回购计划250百万股已发行的Denbury普通股。在2022年6月至7月期间，该公司回购了1,615,356根据该计划，Denbury普通股的价格约为$100百万美元，平均价格为$61.92每股。2022年8月，董事会将Denbury的股票回购授权增加了$100百万美元，因此总额为$250根据该计划，目前仍有100万股普通股被授权用于未来的回购。该计划没有预先确定的结束日期，可以随时暂停或终止。根据该计划，该公司没有义务回购任何美元金额或特定数量的普通股。

库存股的报废

在截至2022年12月31日的一年中，我们退休了1.6100万股现有库存股，账面价值为#美元100.0百万美元，主要通过我们的股票回购计划获得。在库存股报废时，我们以已报废普通股的面值减去普通股，并以超过面值的普通股价值减去额外的实收资本。

员工购股计划-继任者

2022年6月1日，公司股东批准了Denbury Inc.员工股票购买计划，授权出售至多2,000,000本协议项下的普通股。根据雇员退休保障计划，全职雇员最多可供款至10购买之前未发行的Denbury普通股，在一定限制的情况下，购买基本工资的%。ESPP的参与者可以按15每股普通股的公允市价折让%，以每一发行期的第一个交易日或最后一个交易日的收盘价中较低者为准。ESPP下的第一个要约期于2022年9月1日开始，至2022年12月31日结束，本公司就此发行了7,604股份。该计划由我们董事会的薪酬委员会管理。

注11.股票薪酬

以下是与前一时期(2020年1月1日至2020年9月18日)和后继期(2020年9月19日至2020年12月31日，以及截至2021年12月31日和2022年12月31日的每一年)有关的股票薪酬说明。上一期间有效的所有股票补偿计划和奖励均于#年取消

公司于2020年9月18日根据破产法第11章进行重组。以下描述的被指定为后续计划或奖励的计划和奖励是截至2022年12月31日生效的唯一此类计划和奖励。以下所述的每项计划和奖励都被指定为前任或继任者，但标有“基于股票的薪酬– 前任和继任者“该条既适用于前身期间，也适用于后继期。

股票薪酬--前任和继任者

基于股票的补偿费用列入合并业务报表中的“一般和行政费用”。与参与勘探和钻探活动的员工相关的股票薪酬在综合资产负债表中作为“石油和天然气资产”的一部分资本化。我们的会计政策是在没收发生时对其进行核算。

下表列出了所述期间的按库存计算的薪酬费用：

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
G&A中包含的股票薪酬费用						$	16,055					$	25,322					$	8,212								$	4,111
资本化的股票薪酬						1,012						1,883						695									1,660
基于股票的薪酬安排的总成本						$	17,067					$	27,205					$	8,907								$	5,771
基于股票的薪酬安排确认的所得税优惠						$	1,663					$	1,846					$	2,053								$	1,028

管理激励计划--继任者

关于我们摆脱破产的情况，该计划规定通过一项管理激励计划，即Denbury Inc.2020综合股票和激励计划(“LTIP”)，自出现之日起生效，方法是修订和重述Denbury Resources Inc.修订和重新声明的2004年综合股票和激励计划，该计划于2020年3月26日修订并重新声明。LTIP预留6.2百万股Denbury的普通股，用于奖励高级管理人员、其他员工、董事和其他服务提供商。LTIP规定，除其他事项外，授予激励性股票期权、非法定股票期权、限制性股票、限制性股票单位、股票增值权、股息等价物、其他基于股票的奖励、现金奖励或上述奖励的任何组合。2020年12月2日，Denbury董事会批准并批准了LTIP，初步奖励包括2.22020年12月4日授予的100万股普通股。截至2022年12月31日，3.6根据长期投资协议，有100万股可供未来授予，所有这些股票都可以以限制性股票、限制性股票单位或绩效股票单位的形式发行。我们的激励性薪酬计划由我们董事会的薪酬委员会管理。LTIP将于2030年9月到期。

限制性股票单位和奖励--继任者

非基于业绩的限制性股票单位(“RSU”)奖励于2020年12月授予有限数量的员工和董事，并于2022年3月根据继任者的LTIP授予董事。此外，在2022年3月，我们根据继任者的LTIP向员工授予了非基于业绩的限制性股票奖励。

非基于业绩的RSU的持有者将获得相当于结算时归属的RSU数量的后续普通股股份。非基于性能的RSU通常在三年制在三年期限结束时交付股票的期间。既得非基于业绩的RSU奖励为持有人提供在相关RSU奖励结算时应支付的股息等值权利。预计将向参与者交付的股份将从长期投资协议项下保留的授权但未发行的股份中获得。授予日RSU的公允价值是基于授予日我们普通股的公允市场价值。

非基于业绩的限制性股票奖励的持有者有权拥有非限制性股票(包括投票权)，但在满足某些要求之前，持有者无权交付部分股票。非-

基于业绩的限制性股票奖励在三年内按比例归属，具体归属条款在授予和交付股份时确定，在归属时发生。非基于业绩的限制性股票奖励为持有者提供了可没收的股息等价权，这些权利属于相关股票。授予日限制性股票奖励的公允价值以授予日我们普通股的公平市值为基础。

截至2022年12月31日，9.3百万美元和美元8.7未确认的薪酬支出分别与继任者的非绩效限制性股票单位授予和限制性股票奖励有关。这一未确认的补偿费用预计将在加权平均期内确认0.9年和1.6分别是几年。以下是授予单位和奖励的非业绩限制性股票的总归属日期公允价值和授予的限制性股票的加权平均授予日期公允价值摘要：

						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日
以千为单位，加权平均授予日公允价值除外
归属的限制性股票单位的公允价值						$	36,047					$	31,073					$	—
年度内授予的限制性股票单位的加权平均授予日公允价值						76.08						31.87						24.67
归属的限制性股票奖励的公允价值						$	6					$	—					$	—
年内授予的限制性股票奖励的加权平均授予日期公允价值						76.87						—						—

截至2022年12月31日(后继者)期间，我们已发行的非基于业绩的RSU和限制性股票奖励的状况以及变化摘要如下：

限售股单位						数 获奖名单						加权 平均值 授予日期 公允价值
截至2021年12月31日未归属						849,907						$	25.08
授与						15,893						76.08
既得						(412,065)						25.05
被没收						(23,842)						24.67
截至2022年12月31日未归属						429,893						27.02

限制性股票奖						数 获奖名单						加权 平均值 授予日期 公允价值
截至2021年12月31日未归属						—						$	—
授与						158,692						76.87
既得						(98)						76.08
被没收						(5,737)						76.08
截至2022年12月31日未归属						152,857						76.90

基于绩效的股票单位--继任者

2020年12月和2022年3月，继任董事会向有限数量的员工授予绩效股票单位(PSU)奖励。2020年12月授予的PSU奖励具有与公司普通股交易价格挂钩的归属参数，并于2021年3月3日完全归属。虽然这些奖励的业绩衡量标准已经达到，但股份的交付将在三年制演出期间，2023年12月4日。PSU在2022年3月颁发的奖项授予了大约3在业绩期间获得(和有资格授予)的基于业绩的奖励的年限和数量将取决于我们的股票相对于指定同行组的业绩。一般情况下，根据绩效奖励可赚取的最高股份数量的一半将根据指定的目标水平(100目标归属级别百分比)

或在任何较早的控制权变更时，如果达到最高目标水平(200目标归属水平的百分比)。获得的股票将在2025年3月1日奖励归属时发行。基于业绩的既得PSU奖励为持有人提供在结算相关PSU奖励时应支付的股息等值权利。预计将向参与者交付的股份将从长期投资协议项下保留的授权但未发行的股份中获得。

PSU奖是使用蒙特卡洛模拟进行估值的。模型中使用的预期波动率是使用前身股票在回顾期间的历史波动率估计的，回溯期通常等于授标之日起的预期寿命。

截至2022年12月31日，6.9与继任者的PSU奖励有关的剩余未确认补偿支出中的100万美元。这一未确认的补偿费用预计将在加权平均期内确认2.2好几年了。蒙特卡洛模拟估价方法使用的假设范围如下：

						继任者
						截至的年度 Dec. 31, 2022			时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日
授予的PSU奖励的加权平均公允价值						$	89.43		$	24.19
加权平均无风险利率						1.76		%	0.21		%
预期寿命						2.96年份			0.23年份
加权平均预期波动率						61.6		%	110.0		%
股息率						—		%	—		%

截至2022年12月31日(后继者)年度的PSU奖项活动摘要如下：

						数 获奖名单						加权 平均值 授予日期-公允价值
截至2021年12月31日未归属						—						$	—
授与						110,385						89.43
既得						—						—
被没收						(4,273)						90.86
截至2022年12月31日未归属						106,112						89.37

以下是PSU奖励的总归属日期公允价值和加权平均授予日期公允价值的摘要：

						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日
除加权平均授予日公允价值外，以千为单位
已归属绩效股票单位的公允价值						$	—					45,077						—
年度内授予的绩效股票单位的加权平均授予日期公允价值						89.43						—						24.19

2020年6月薪酬调整--前任

针对当时影响石油和天然气行业的重大经济和市场不确定性，2020年6月，前任及其董事会和薪酬委员会实施了修订的薪酬结构，根据该结构，21在公司高管(包括我们任命的高管)和高级管理人员中，所有未偿还的股权奖励和2020年目标可变现金薪酬均被取消，取而代之的是现金留存激励。总计，$15.22020年6月，向这些员工预付了100万美元的现金留存奖励，其义务是

高管们将偿还高达100如果不满足特定条件，薪酬的百分比(税后计算)。前任任命的高管的现金留存奖励是赚取的50%，以他们连续受雇最长达12个月及50基于实现某些特定激励指标的百分比。

根据FASC主题718，补偿 – 股票薪酬，我们将涉及股权补偿的交易计入奖励修改，并将奖励从股权奖励重新分类为责任奖励。由于对赔偿金进行了修改，修改时未确认的赔偿金确定为#美元。18.7百万(美元)4.1百万美元的增量薪酬支出)，高于#美元15.2(I)以前未支付的奖励的公允价值加上递增补偿(定义为超过修改日期现金保留奖励支付的现金)或(Ii)为每项奖励的现金保留奖励支付的现金。这一价值被确认为服务期内每笔赔偿金的总补偿支出。补偿费用在2020年1月1日至2020年9月18日期间(前身)在合并业务报表的“一般和行政费用”中确认。在《破产法》第11章重组所涉期间，继续对前任剩余的以股份为基础的报酬赔偿金进行会计处理，在取消赔偿金后，再增加#美元4.6在截至2020年9月18日的前一段时间内确认了百万美元的补偿支出。

2004年综合股票和奖励计划--前身

自2020年3月26日起修订和重述的2004年综合股票和激励计划(“2004年计划”)是一项激励计划，规定向高级管理人员、员工和董事发放激励和非限制性股票期权、限制性股票奖励、限制性股票单位、以股票结算的股票增值权以及基于业绩的奖励。自2004年计划开始以来，共颁发了61.4根据2004年计划，授权发行了100万股普通股。由于我们摆脱了破产，截至2020年9月18日的所有未偿还股本都被注销。

限制性股票-前身

在前一个时期，我们向员工和董事发放了非基于业绩的限制性股票，作为我们长期薪酬计划的一部分。非基于业绩的限制性股票奖励的持有者有权拥有非限制性股票(包括投票权)，但在满足某些要求之前，持有者无权交付部分股票。从2014年开始，非基于业绩的限制性股票奖励为持有人提供了属于标的股票的可没收股息等值权利。非基于业绩的限制性股票三年制归属期限，具体归属条款在授予时确定。

以下为非业绩限制性股票的总归属日期公允价值摘要：

						从2020年1月1日至9月1日2020年18月
以千计
归属的限制性股票的公允价值						$	707

为了摆脱破产，截至2020年9月18日，所有已发行的限制性股票都被注销，有不是与非基于业绩的限制性股票安排相关的剩余补偿成本将在未来期间确认。

基于绩效的股票奖-前身

前任董事会薪酬委员会每年向Denbury的管理人员授予基于业绩的股权奖励。基于表现的奖励通常授予3.252020年授予的奖项的年限。在业绩期间获得(并有资格授予)的业绩股票数量取决于：(1)在实现具体确定的业绩目标方面的成功程度(“业绩业务奖励”)和(2)前任股票相对于指定同行组的业绩(“业绩TSR奖励”)。

基于绩效的运营奖使用前身股票的公平市场价值进行估值，基于绩效的TSR奖使用蒙特卡洛模拟进行估值。模型中使用的预期波动率是使用前身股票在回顾期间的历史波动率估计的，回溯期通常等于授标之日起的预期寿命。基于绩效的TSR奖的蒙特卡洛模拟估值方法(在目标层面提出)使用的假设范围如下：

						从2020年1月1日至9月1日2020年18月
获颁以表现为基础的TSR奖项的加权平均公平价值						$	0.15
无风险利率						0.27		%
预期寿命						3.0年份
预期波动率						89.6		%
股息率						—		%

以下是前身基于业绩的股权奖励的总授予日期公允价值摘要：

从2020年1月1日至9月1日2020年18月

以千计

根据表现授予的TSR奖励的公允价值

79

2020年6月，取消了所有以业绩为基础的股权奖励，代之以现金留存奖励(见2020年6月薪酬调整--前任)；有不是截至2020年9月18日的剩余薪酬成本将在与绩效股权奖励相关的未来期间确认。

附注12.商品衍生工具合约

我们不对我们的石油和天然气衍生工具合同采用对冲会计处理；因此，这些工具的公允价值变化在变动期的收益中确认。这些公允价值变化，以及到期合同的结算，在我们的综合经营报表中的“商品衍生产品费用(收入)”项下显示。

从历史上看，我们签订了各种石油和天然气衍生品合约，以提供与预期未来石油和天然气生产相关的大宗商品价格风险的经济对冲，并为我们未来的现金流提供更多确定性。我们不为交易目的持有或发行衍生金融工具。一般而言，这些合约由价格下限、看跌期权、三向期权、固定价格掉期、以卖出卖权增强的固定价格掉期和基差掉期的各种组合组成。我们对冲的产量每年都有所不同，这取决于我们的债务水平、财务实力、对未来大宗商品价格的预期，以及偶尔对我们银行信贷安排的要求。

我们通过已建立的内部控制程序来管理和控制市场和交易对手的信用风险，这些程序会在持续的基础上进行审查。我们试图通过正式的信贷政策、监督程序和多元化将交易对手的信用风险降至最低，我们所有的商品衍生品合同都是与我们的银行信贷协议下的贷款人(或该等贷款人的关联公司)签订的。截至2022年12月31日，我们所有未偿还的衍生工具合约均须遵守可强制执行的总净额结算安排，根据该安排，该等合约的应付款项可从与同一交易对手订立的独立衍生工具合约的应收款项中抵销。我们的政策是在我们的资产负债表上按总额对衍生资产和负债进行分类，即使合同受到可强制执行的总净额结算安排的约束。

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目录表

Denbury Inc.

合并财务报表附注

下表汇总了截至2022年12月31日的我们的商品衍生品合约，其中没有一份根据FASC被归类为对冲工具衍生工具和套期保值主题：

月份						指数价格						体积(每天的桶)						合同价格(美元/桶)
																		加权平均价格
																		交换												地板						天花板
石油合同：
2023年固定价格掉期
1月至6月						纽约商品交易所						9,500						$	76.65											$	—					$	—
7月至12月						纽约商品交易所						11,000						78.48												—						—
2023个衣领
1月至6月						纽约商品交易所						17,500						$	—											$	69.71					$	100.42
7月至12月						纽约商品交易所						9,000						—												68.33						100.69

附注13.公允价值计量

FASC公允价值计量Theme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为出售资产而收到的价格或为转移负债而支付的价格(通常称为“退出价格”)。我们利用市场数据或市场参与者在为资产或负债定价时使用的假设，包括关于风险和估值技术投入中固有风险的假设。这些投入可以是容易观察到的，也可以是得到市场证实的，或者通常是看不到的。我们主要采用收益法进行经常性公允价值计量，并努力利用可获得的最佳信息。因此，我们利用估值技术，最大限度地利用可观察到的投入，并最大限度地减少使用不可观察到的投入。我们能够根据这些投入的可观测性对公允价值余额进行分类。财务会计准则委员会建立了一个公允价值层次结构，对用于衡量公允价值的投入进行优先排序。该层次结构对相同资产或负债的活跃市场的未调整报价给予最高优先权(第1级计量)，对不可观察到的投入给予最低优先权(第3级计量)。公允价值层次的三个层次如下：

•第1级-截至报告日期相同资产或负债在活跃市场的报价。

•第2级-定价输入是第1级所包括的活跃市场的报价以外的价格，截至报告日期可直接或间接观察到。第2级包括使用模型或其他估值方法进行估值的金融工具。这类工具包括基于纽约商品交易所的非交易所交易石油衍生品。我们的无成本套圈采用Black-Scholes模型进行估值，这是一种行业标准的期权估值模型，考虑了标的工具的合同价格、到期日、大宗商品远期报价、利率、波动性因素和信用以及其他相关经济指标等投入。基本上所有这些假设在工具的整个期限内都可以在市场上观察到，可以从可观察到的数据中得出，或者得到在市场上执行交易的可观察水平的支持。

•第三级--定价投入包括通常较难观察到的重要投入。这些投入可以与内部开发的方法一起使用，从而产生管理层对公允价值的最佳估计。

我们根据非履行风险的估值模型调整估值，使用我们对交易对手对资产头寸的信用质量的估计和我们对负债头寸的信用质量的估计。我们使用第三方信用数据的多种来源来确定交易对手的非履约风险，包括信用违约互换。

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目录表

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合并财务报表附注

下表按公允价值层级列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日按公允价值经常性会计处理的金融资产和负债：

						公允价值计量使用：
						报价 处于活动状态 市场						意义重大 其他 可观察到的 输入量						意义重大 看不见 输入量
以千计						(1级)						(2级)						(3级)						总计
2022年12月31日
资产
石油衍生产品合约--当前						$	—					$	15,517					$	—					$	15,517
石油衍生产品合约--长期合约						—						—						—						—
总资产						$	—					$	15,517					$	—					$	15,517
负债
石油衍生产品合约--当前						$	—					$	(13,018)					$	—					$	(13,018)
石油衍生产品合约--长期合约						—						—						—						—
总负债						$	—					$	(13,018)					$	—					$	(13,018)
2021年12月31日
负债
石油衍生产品合约--当前						$	—					$	(134,509)					$	—					$	(134,509)
石油衍生产品合约--长期合约						—						—						—						—
总负债						$	—					$	(134,509)					$	—					$	(134,509)

由于我们不对我们的商品衍生产品合约应用对冲会计，我们的资产和负债的任何收益和损失都计入随附的综合经营报表中的“商品衍生产品费用(收益)”。

其他公允价值计量

我们的银行信贷协议项下贷款的账面价值接近公允价值，因为它们受短期浮动利率的约束，该利率与我们在该期间可获得的利率大致相同。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们债务本金的估计公允价值为29.0百万美元和美元35.0分别为100万美元。我们还有其他金融工具，主要包括现金、现金等价物、美国国库券、短期应收账款和应付账款，由于工具的性质和相对较短的到期日，这些工具接近公允价值。

附注14.承付款和或有事项

承付款

我们已经签订了购买CO的长期承诺2只有在发生指定的未来事件时才是不可取消或可取消的。这些承诺将持续到6好几年了。我们将为CO支付的代价2通常根据一氧化碳含量的不同而变化2交货量和油价。此外，我们还有一份与我们在CO中的首要特许权使用费权益相关的加工费合同2在拉巴奇球场。我们在这些合同下的年度承诺可能在$40.6百万至美元52.02023年将达到100万美元，假设75每桶NYMEX油价和未来几年的下降，因为CO2采购合同承诺到期。

在2022年第一季度，我们达成了一项2储存协议，包括两笔不可取消的#美元付款2百万美元，总额为$4100万，将于2023年和2024年到期。

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目录表

Denbury Inc.

合并财务报表附注

我们是要求我们交付CO的长期合同的一方2我们的客户是CO的工业终端用户2或以各种合同价格向客户提高采收率。根据工业合同中规定的每日最大合同量，可交付给这些客户的总金额可能高达478CO的Bcf2在接下来的时间12好几年了。

诉讼

我们参与了与我们的业务相关的各种诉讼、索赔和监管程序。虽然我们目前认为这些诉讼的最终结果，无论是个别的还是总体的，都不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性的不利影响，但诉讼受到固有的不确定性的影响。如果我们确定损失是可能的，并且可以合理地估计损失金额，我们就应计诉讼和索赔损失。

2022年5月26日，美国运输部管道和危险材料安全管理局(PHMSA)发布了关于2020年2月密西西比州萨蒂亚附近管道故障的可能违规通知、拟议民事处罚和拟议合规令(NOPV2廷斯利和德里油田之间的输油管道。国家海洋和大气管理局建议初步评估民事罚款为#美元。3.9我们在2022年第二季度的财务报表中记录了与这一事件有关的100万美元。我们已经对NOPV作出了回应，并正在与PHMSA就NOPV中可能指控的违规行为、拟议的民事处罚以及NOPV中所包含的遵从令的性质进行讨论。

其他或有事项

我们在运营所在的各个州接受各种税收(收入、销售和使用以及遣散费)的审计，并不时收到我们可能欠下的潜在税款的评估。过去，这些问题的解决对我们的财务没有实质性的不利影响，目前我们有不是潜在税收的实质性评估。

我们受到各种可能的意外情况的影响，这些情况主要是由于对影响石油和天然气行业的联邦和州法律和法规的解释而引起的。这些意外情况包括对石油和天然气销售的价格、特许权使用费所有者从他们的租约中获得生产费用的价格、环境问题和其他事项的不同解释。虽然我们认为我们已经遵守了各种法律法规、行政裁决及其解释，但随着新的解释和规定的发布，可能需要进行调整。此外，生产率、营销和环境事务受到各种联邦和州机构的监管。

附注15.额外的资产负债表细节

贸易和其他应收款净额

以千计						2022年12月31日						2021年12月31日
应收贸易账款净额						$	19,619					$	10,832
应收联邦所得税净额						597						597
其他应收账款						7,127						7,841
总计						$	27,343					$	19,270

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目录表

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合并财务报表附注

坏账准备的前滚

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至的年度 Dec. 31, 2021						开始时间段 9月2020年至19月 Dec. 31, 2020									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
期初余额						$	18,947					$	23,206					$	22,146								$	17,137
坏账准备						1,270						826						1,060									5,297
核销						—						(5,085)						—									(288)
期末余额						$	20,217					$	18,947					$	23,206								$	22,146

应付账款和应计负债

以千计						2022年12月31日						2021年12月31日
应付帐款						$	58,905					$	25,700
应计资产报废债务--流动						36,100						18,373
应计租赁经营费用						29,454						27,901
应计勘探和开发成本						28,963						18,936
应计补偿						27,025						23,735
应缴税金						19,487						14,453
应计衍生工具结算						9,452						27,336
其他						39,414						35,164
总计						$	248,800					$	191,598

附注16.补充现金流量信息

补充现金流信息

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
补充现金流量信息
为利息支付的现金，已支出						$	1,961					$	4,227					$	813								$	29,357
支付利息的现金，资本化						4,237						4,585						1,261									22,885
为利息支付的现金，被视为债务的减少						—						—						—									46,417
缴纳所得税的现金						7,543						184						—									453
从所得税退税中收到的现金						3						3						10,457									1,932
非现金投融资活动
资产报废债务增加						65,214						112,760						23,398									4,328
资本支出负债增加(减少)						27,271						35,679						1,867									(12,809)
可转换优先票据转换为普通股						—						—						—									11,501

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目录表

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未经审计的补充资料

补充石油和天然气披露(未经审计)

已招致的费用

下表汇总了在石油和天然气财产收购、勘探和开发活动中发生和资本化的费用。物业收购成本指因购买、租赁或以其他方式收购物业而产生的成本，包括未开发的租赁权和购买现有储备。勘探成本包括确定可能需要检查的区域和检查被认为是 拥有蕴藏石油和天然气储量的前景，包括钻探探井的成本、地质和地球物理成本以及未开发资产的承接成本。获得已探明储量的开发成本，包括钻探开发井的成本，以及提供开采、处理、收集和储存石油和天然气的设施的成本，以及改进开采系统的成本。

我们利用对正在进行开发活动的未评估石油和天然气资产的兴趣。下表包括截至2022年12月31日的年度的资本化利息380万美元，截至2021年12月31日的年度的430万美元，2020年9月19日至2020年12月31日期间的120万美元，以及2020年1月1日至2020年9月18日期间的2200万美元。已发生的成本包括已发生和已获得的资产报废债务。下表中包括的资产报废债务包括截至2022年12月31日的年度40万美元，截至2021年12月31日的年度4370万美元，2020年9月19日至2020年12月31日期间的340万美元，2020年1月1日至2020年9月18日期间的250万美元。见附注6，资产报废债务，了解更多信息。

石油和天然气活动的费用如下：

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千计
物业收购
证明了(1)						$	1,115					$	50,935					$	130								$	278
未评估						—						—						—									—
探索						4,402						79						60									260
发展						353,446						172,214						23,741									92,212
已发生的总成本(2)						$	358,963					$	223,228					$	23,931								$	92,750

(1)2021年已探明的房地产收购包括与我们收购Big Sand Drag和Beaver Creek油田权益相关的3980万美元资产报废义务。见注3，收购和资产剥离，以获取更多信息。

(2)与勘探和开发活动直接相关的资本化一般和行政成本：截至2022年12月31日的年度为2530万美元，截至2021年12月31日的年度为2490万美元，2020年9月19日至2020年12月31日期间为560万美元，2020年1月1日至2020年9月18日期间为1950万美元。

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目录表

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未经审计的补充资料

石油和天然气经营业绩

不包括公司间接费用和利息成本的石油和天然气生产活动的经营结果如下：

						继任者																					前身
						截至的年度 Dec. 31, 2022						截至2021年12月31日的年度						时间从9月1日开始。2020年19月19日至2020年12月31日									开始时间段 2020年1月1日至 Sept. 18, 2020
以千为单位，但按京东方的数据除外
石油、天然气及相关产品销售						$	1,578,682					$	1,159,955					$	201,108								$	492,101
租赁运营费用						502,409						424,550						101,234									250,271
交通费和营销费						20,112						28,817						10,595									27,164
生产税和从价税						128,302						88,468						15,061									38,647
损耗、折旧和摊销						121,918						119,997						37,549									104,504
公司2财产和管道的损耗和折旧(1)						6,796						7,180						1,744									33,839
石油和天然气资产减记						—						14,377						1,006									996,658
商品衍生品费用(收益)						178,744						352,984						61,902									(102,032)
净营业收入(亏损)						620,401						123,582						(27,983)									(856,950)
所得税拨备(福利)						83,754						—						—									(214,238)
石油和天然气生产活动的经营成果						$	536,647					$	123,582					$	(27,983)								$	(642,712)
每个京东方的损耗、折旧和摊销						$	7.53					$	7.14					$	7.72								$	10.15

(1)表示对我们的CO的损耗和折旧的分配2与我们的第三级石油生产活动相关的财产和管道。

石油和天然气储量

所有年度的净探明石油和天然气储量估计是由位于德克萨斯州达拉斯的独立石油工程师DeGolyer和MacNaughton准备的。这些石油和天然气储量估计不包括任何可能存在的或可能存在的储量的价值，也不包括任何未开发面积的价值。储量估计代表我们在物业中的净收入权益。看见与探明石油和天然气储量相关的未来现金流量折现及其变化的标准化计量下面讨论不同价格对储量数量和价值的影响。运营成本、生产和从价税以及未来开发成本基于截至2022年12月31日的当前成本。

在估计已探明储量的数量以及预测未来的生产速度和开发支出的时间方面存在许多固有的不确定性。以下储量数据仅代表估计，不应被解释为准确。此外，现值不应被解释为我们石油和天然气储量的当前市场价值或获得同等储量所需的成本。2022年、2021年和2020年年终储量估计数采用的平均价格等于适用的财政12个月期间内每个油田每月第一天收到的碳氢化合物价格的未加权算术平均数。我们所有的储备都位于美国。

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目录表

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未经审计的补充资料

已探明储量估计数量

						截至十二月三十一日止的年度：
						2022																		2021																		2020
						油 (Mbbl)						燃气 (MMcf)						总计 (MBOE)						油 (Mbbl)						燃气 (MMcf)						总计 (MBOE)						油 (Mbbl)						燃气 (MMcf)						总计 (MBOE)
年初余额						188,938						16,506						191,689						140,499						15,604						143,100						226,133						24,334						230,189
对先前估计数的修订						24,863						16,378						27,593						55,998						(615)						55,895						(63,359)						(5,822)						(64,329)
生产						(16,535)						(3,299)						(17,085)						(17,258)						(3,261)						(17,801)						(18,237)						(2,905)						(18,721)
就地采矿权						—						—						—						9,765						5,764						10,725						—						—						—
矿产销售到位						—						—						—						(66)						(986)						(230)						(4,038)						(3)						(4,039)
年终余额						197,266						29,585						202,197						188,938						16,506						191,689						140,499						15,604						143,100
已探明已开发储量-年底						193,343						29,585						198,274						179,147						16,506						181,898						136,402						15,604						139,003
已探明未开发储量-年底						3,923						—						3,923						9,791						—						9,791						4,097						—						4,097

对先前估计的修订反映了大宗商品价格的变化，导致2022年和2021年期间分别向上修正23.1MMBOE和50.1MMBOE，2020年期间向下修正75.7MMBOE。

我们的石油和天然气储量没有大幅增加，不包括2021年到位的矿产收购，因为我们在任何给定年份可以登记的已探明储量的规模取决于我们应对新洪水的进展和生产反应的时机，而且我们在2021年或2020年没有发起新的洪水。2022年，我们在CCA发起了新的第三次洪水，但尚未确认与该项目相关的已探明储量。2021年的矿产收购与我们的风河流域收购有关。

与探明石油和天然气储量相关的未来现金流量折现及其变化的标准化计量

有关已探明石油及天然气储量的贴现未来现金流量及其变动的标准化计量(“标准化计量”)并不旨在反映我们的石油及天然气资产的公平市价。对这种价值的估计，除其他因素外，应考虑石油和天然气的预期未来价格、超过现有已探明储量开采的可能性、可能储量和种植面积前景的价值，或许还有不同的贴现率。应该指出的是，储量估计，特别是根据新发现的储量估计，本质上是不准确的，需要进行大量修改。

根据标准化计量，通过对年终已探明储量的估计未来产量采用每月第一天12个月平均价格(如下表所示)来估计未来现金流入。这些价格对已探明储量的数量和价值都有重大影响，因为石油和天然气价格的下降会导致油井更早地达到其经济寿命的尽头，并可能使某些已探明的未开发地点变得不经济，这两者都会减少储量。这些价格按领域进行了进一步调整，以得出适当的公司净价。

						十二月三十一日，
						2022						2021						2020
石油(纽约商品交易所每桶价格)						$	93.67					$	66.56					$	39.57
天然气(Henry Hub价格/MMBtu)						6.36						3.60						1.99

下表中对贴现未来净现金流的标准化衡量的变化受到了2020至2022年间纽约商品交易所每月第一天平均油价走势的重大影响。我们收到的加权平均油价相对于NYMEX使用的油价(我们的NYMEX油价差异)是每桶0.65美元

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目录表

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未经审计的补充资料

低于截至2022年12月31日的NYMEX代表性油价，相比之下，截至2021年12月31日的NYMEX代表性油价比NYMEX代表性油价低2.70美元/桶，截至2020年12月31日的NYMEX代表性油价低于NYMEX代表性油价3.73美元/桶。

未来现金流入由基于当前成本的估计未来生产、开发和废弃成本减少，没有增加以确定税前现金流入。我们未来的净流入不包括之前在我们资本化CO上花费的现金的减少2在已探明第三级储量的生产过程中将消耗的资产。未来所得税是通过对相关已探明石油和天然气资产的现金净流入超过我们的纳税基础而适用法定税率计算的。税收抵免和净营业亏损结转也被考虑在未来的所得税计算中。使用10%的年贴现率对所得税后未来的现金净流入进行贴现，以得出标准化的衡量标准。

						十二月三十一日，
以千计						2022						2021						2020
未来现金流入						$	18,385,963					$	12,020,943					$	5,010,288
未来生产成本						(9,450,935)						(6,652,315)						(3,300,890)
未来开发成本						(1,233,166)						(1,116,998)						(962,224)
未来所得税						(1,644,542)						(776,337)						(59,600)
未来净现金流						6,057,320						3,475,293						687,574
估计现金流量的时间，每年有10%的折扣						(2,566,397)						(1,288,242)						(32,840)
未来净现金流量贴现的标准化计量						$	3,490,923					$	2,187,051					$	654,734

 

下表分析了已探明石油和天然气储量的未来现金流量贴现标准化计量的变化情况：

						截至十二月三十一日止的年度：
以千计						2022						2021						2020
年初						$	2,187,051					$	654,734					$	2,261,039
生产的石油和天然气的销售，扣除生产成本						(927,858)						(618,119)						(250,237)
价格和生产成本的净变动						2,417,990						2,360,251						(1,753,248)
先前估计产生的开发成本						68,515						36,074						28,182
未来开发成本的变化						(13,755)						(15,623)						11,200
由于时间和其他原因而进行的修订						(4,418)						35,887						(127,046)
折扣的增加						242,760						68,119						233,663
就地采矿权						—						105,610						—
矿产销售到位						—						(1,454)						(55,102)
所得税净变动						(479,362)						(438,428)						306,283
年终						$	3,490,923					$	2,187,051					$	654,734

补充CO2披露(未经审计)

基于DeGolyer和MacNaughton准备的工程报告，证明了CO2储量估计如下：

						截至十二月三十一日止的年度：
在MMcf中						2022						2021						2020
公司2 储量
墨西哥湾沿岸地区(1)						3,808,436						4,474,313						4,641,812
落基山区(2)						996,330						1,046,139						1,089,101

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目录表

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未经审计的补充资料

(1)已证明的CO2墨西哥湾沿岸地区的储量包括我们位于杰克逊穹顶的水库的储量，并以毛(8/8)为基础列报，其中我们的净收入利息分别约为3.0Tcf、3.6Tcf和3.7Tcf，分别于2022年、2021年和2020年12月31日。

(2)已证明的CO2落基山脉地区的储量包括我们在LaBarge油田的首要特许权使用费权益，其中我们的净收入权益分别约为1.0Tcf、1.0Tcf和1.1Tcf，分别于2022年、2021年和2020年12月31日。

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目录表

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项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧

没有。

 

第9A项。控制和程序

信息披露控制和程序的评估

截至本报告所述期间结束时，在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，对我们的披露控制和程序(如《交易所法》第13a-15(E)条所界定的)的设计和运作的有效性进行了评估。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序自2022年12月31日起有效，以确保公司根据1934年证券交易法提交和提交的报告中要求披露的信息得到记录；在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内对这些信息进行处理、汇总和报告；以及根据交易所法案积累需要披露的信息并视情况传达给包括首席执行官和首席财务官在内的管理层，以便及时就所需披露做出决定。

财务报告内部控制变化的评价

在我们管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，我们已确定，在2022财年第四季度，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

管理层关于财务报告内部控制的报告

我们的管理层负责根据修订后的1934年《证券交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条的规定，建立和维护对财务报告的充分内部控制。在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下，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)中的框架，评估了截至本报告期末财务报告内部控制的有效性。基于该评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们对财务报告的内部控制是有效的，可以为我们的财务报告的可靠性提供合理的保证，并根据美国公认会计原则为外部目的编制我们的财务报表。

我们截至2022年12月31日的财务报告内部控制的有效性，已由独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所审计，如本报告所述。

重要考虑事项

我们对财务报告的披露控制和程序的有效性以及我们对财务报告的内部控制受到各种固有限制，包括成本限制、决策时使用的判断、对未来事件可能性的假设、我们系统的健全性、人为错误的可能性以及欺诈风险。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有这样的风险，即由于条件的变化，控制可能会变得不充分，而且遵守政策或程序的程度可能会随着时间的推移而恶化。由于这些限制，不能保证财务报告的任何披露控制和程序或内部控制系统将成功地防止所有错误或欺诈，或及时将所有重要信息告知适当的管理层。

项目9B。其他信息

没有。

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目录表

Denbury Inc.

项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

没有。

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目录表

Denbury Inc.

第三部分

项目10.董事、高级管理人员和公司治理

除下文所披露者外，有关第10项之资料将载于将于2023年6月1日举行之2023年股东周年大会(“股东周年大会”)之委托书(“委托书”)内，并以参考方式并入本文。

道德守则

我们通过了《高级财务官道德守则》。本道德守则，包括任何修订或豁免，张贴在我们的网站上：Www.denbury.com。

项目11.高管薪酬

有关第11项的资料将载于股东周年大会的委托书内，并在此并入作为参考。

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

有关第12项的资料将载于股东周年大会的委托书内，并在此并入作为参考。

第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性

有关第13项的资料将载于股东周年大会的委托书内，并在此并入作为参考。

项目14.首席会计师费用和服务

我们的独立注册会计师事务所是普华永道会计师事务所, 德克萨斯州达拉斯，PCAOB审计师ID：238.

有关第14项的资料将载于股东周年大会的委托书内，并在此并入作为参考。

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目录表

Denbury Inc.

第四部分

项目15.证物和财务报表附表

财务报表和时间表。作为本报告一部分提交的财务报表和附表载于第页63。所有财务报表附表都被省略，因为它们不适用，或者要求的信息在财务报表或合并财务报表附注中列报。

展品。作为本报告的一部分，本报告包括下列物证。

证物编号：						展品
2(a)						Denbury Resources Inc.及其债务人关联公司第11章联合重组计划(技术修改)(通过引用批准债务人披露声明的命令附件A并入，并确认本公司于2020年9月4日提交的作为附件2.1至Form 8-K的债务人联合第11章重组计划，文件编号001-12935)。
3(a)						Denbury Resources Inc.的第三次重新注册证书(通过参考公司于2020年9月18日提交的Form 8-K附件3.1，文件编号001-12935合并而成)。
3(b)						第四次修订和重新修订的登伯里资源公司的章程，截至2020年9月18日(通过引用该公司于2020年9月18日提交的8-K表格的附件3.2，第001-12935号文件)。
4(a)						A系列认股权证协议，日期为2020年9月18日，由Denbury Inc.和Broadbridge Corporation Issuer Solutions，Inc.(通过引用该公司于2020年9月18日提交的Form 8-K表第10.2号文件第001-12935号合并而成)。
4(b)						B系列认股权证协议，日期为2020年9月18日，由Denbury Inc.和Broadbridge Corporation Issuer Solutions，Inc.(通过引用公司于2020年9月18日提交的Form 8-K表第10.3号文件第001-12935号合并而成)。
4(c)						登记权利协议，日期为2020年9月18日，由Denbury Inc.和其中指定的某些持有人签订(通过参考公司于2020年9月18日提交的Form 8-K表第10.4号文件第001-12935号并入)。
4(d)*						Denbury Inc.根据修订后的1934年《证券交易法》第12条登记的股本证券的说明。
10(a)						信贷协议，日期为2020年9月18日，由Denbury Inc.(借款人、贷款方)和JPMorgan Chase Bank，N.A.(行政代理、Swingline贷款人和信用证发行人)签订，日期为2020年9月18日(通过引用公司于2020年9月18日提交的Form 8-K表第10.1号文件第001-12935号合并)。
10(b)						信贷协议第一修正案，日期为2021年11月3日，由Denbury Inc.(借款人)、JPMorgan Chase Bank，N.A.(管理代理)和贷款方(通过引用公司于2021年11月4日提交的10-Q表格的附件10(A)合并而成，文件编号001-12935)。
10(c)						信贷协议第二修正案，日期为2022年5月4日，由Denbury Inc.(作为借款人)、JPMorgan Chase Bank，N.A.(作为行政代理)和贷款方签署。(引用本公司于2022年5月6日提交的10-Q表格附件10(D)，文件编号001-12935)。
10(d)*						信贷协议第三修正案，日期为2023年1月20日，由Denbury Inc.作为借款人，JPMorgan Chase Bank，N.A.作为行政代理，以及贷款人一方签署。
10(e)**						Denbury Inc.员工股票购买计划(通过引用公司于2022年6月6日提交的8-K表格第10.1号文件第001-12935号合并而成)。

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目录表

Denbury Inc.

证物编号：						展品
10(f)**						赔偿协议表，由Denbury Inc.与其高级管理人员和董事之间以及由Denbury Inc.与其高级管理人员和董事之间(通过参考公司于2020年9月18日提交的Form 8-K表第10.5号文件第001-12935号合并而成)。
10(g)						重组支持协议，日期为2020年7月28日(引用本公司于2020年7月29日提交的8-K表格附件10.1，文件编号001-12935)。
10(h)**						登伯里资源公司2020年激励奖金协议表(引用本公司于2020年8月11日提交的10-Q表格附件10(G)，文件编号001-12935)。
10(i)**						Denbury Inc.2020年综合股票和激励计划(通过引用公司于2020年12月4日提交的8-K表格第10.1号文件第001-12935号合并而成)。
10(j)**						根据Denbury Inc.的2020年综合股票和激励计划(通过引用公司于2021年3月5日提交的Form 10-K的附件10(F)，文件第001-12935号合并而成的2020年限制性股票单位奖励表格)。
10(k)**						2020年董事递延股票单位奖励表格根据Denbury Inc.的2020年综合股票和激励计划(通过引用公司于2021年3月5日提交的Form 10-K的附件10(G)，文件第001-12935号合并)。
10(l)**						根据Denbury Inc.的2020年综合股票和激励计划(通过引用公司于2021年3月5日提交的Form 10-K的附件10(H)，文件第001-12935号合并而获得的2020年绩效股票单位奖)。
10(m)**						2022年登伯里公司2020年综合股票和激励计划下的限制性股票奖励表格(通过引用公司于2022年5月6日提交的表格10-Q的附件10(A)，第001-12935号文件合并)。
10(n)**						2022年Denbury Inc.2020年综合股票和激励计划下的递延股票单位奖励表格(通过引用公司于2022年5月6日提交的表格10-Q的附件10(B)，第001-12935号文件合并)。
10(o)**						2022年登伯里公司2020年综合股票和激励计划下的TSR绩效奖励表格(合并时参考公司于2022年5月6日提交的表格10-Q的附件10(C)，文件编号001-12935)。
21*						Denbury Inc.子公司名单。
23(a)*						普华永道会计师事务所同意。
23(b)*						普华永道会计师事务所同意。
23(c)*						德戈莱尔和麦克诺顿的同意。
31(a)*						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条颁发首席执行官证书。
31(b)*						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条颁发首席财务官证书。
32*						根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条认证首席执行官和首席财务官。
99*						DeGolyer和MacNaughton截至2022年12月31日的石油和天然气储量报告摘要，日期为2023年2月1日。

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目录表

Denbury Inc.

证物编号：						展品
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分类扩展架构文档。
101.CAL*						内联XBRL分类扩展计算链接库文档。
101.DEF*						内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档。
101.LAB*						内联XBRL文档标签Linkbase文档。
101.PRE*						内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。
104						封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。

*随信附上。

**补偿安排。

项目16.表格10-K摘要

没有。

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目录表

Denbury Inc.

签名

根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，Denbury Inc.已正式授权下列签名者代表其签署本报告。

						Denbury Inc.
2023年2月23日						/s/Mark C.Allen
						马克·C·艾伦 常务副总裁兼首席财务官
2023年2月23日						/s/妮可·詹宁斯
						妮可·詹宁斯 总裁副秘书长兼首席会计官

根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表Denbury Inc.以指定的身份和日期签署。

2023年2月23日						/s/克里斯蒂安·S·肯德尔
						克里斯蒂安·S·肯德尔 董事、总裁和首席执行官 (首席行政主任)
2023年2月23日						/s/Mark C.Allen
						马克·C·艾伦 常务副总裁兼首席财务官 (首席财务官)
2023年2月23日						/s/妮可·詹宁斯
						妮可·詹宁斯 总裁副秘书长兼首席会计官 (首席会计主任)
2023年2月23日						/s/Kevin O.Meyers
						凯文o迈耶斯 董事
2023年2月23日						/s/安东尼·阿巴特
						安东尼·阿巴特 董事
2023年2月23日						/s/卡罗琳·安戈利
						卡罗琳·安戈利 董事
2023年2月23日						/s/詹姆斯·查普曼
						詹姆斯·查普曼 董事
2023年2月23日						/s/林恩·A·彼得森
						林恩·A·彼得森 董事

2023年2月23日						/s/Brett Wiggs
						布雷特·威格斯 董事
2023年2月23日						/s/辛迪·A·叶尔丁
						辛迪·A·叶尔丁 董事

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