美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区,20549
表格
(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
或
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
的过渡期 to_____
委托文件编号:
(注册人的确切姓名载于其章程)
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(法团或组织的州或其他司法管辖区) |
|
(税务局雇主身分证号码) |
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(主要行政办公室地址) |
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(邮政编码) |
注册人的电话号码,包括区号(
根据该法第12(B)条登记的证券:
每个班级的标题 |
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交易符号 |
|
注册的每个交易所的名称 |
|
|
根据该法第12(G)条登记的证券:无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人,请用复选标记表示。
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。
是 ☐
I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或15(D)条要求提交的所有报告,以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则405规定必须提交的每一份交互数据文件。
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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☒ |
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规模较小的报告公司 |
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加速文件管理器 |
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☐ |
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新兴成长型公司 |
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非加速文件服务器 |
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☐ |
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如果是一家新兴的成长型公司,用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则: ☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告,证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编,第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估,该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。
如果证券是根据该法第12(B)条登记的,用勾号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. ☐
用复选标记表示其中是否有任何错误更正是需要对任何注册人收到的基于激励的补偿进行恢复分析的重述 在相关的恢复期内,执行干事 to §240.10D-1(b). ☐
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。 是
截至2022年6月30日,非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值为$
截至2023年2月20日,有
以引用方式并入的文件
注册人将在与本报告有关的会计年度结束后120天内向证券交易委员会提交的与其2023年股东年会有关的最终委托书的部分内容,通过引用并入本报告的第二部分第5项和第三部分第10-14项。
牧场资源公司
除非上下文另有说明,本报告中提及的“Range”、“We”、“Us”或“Our”均指Range Resources Corporation及其直接和间接拥有的子公司。除非另有说明,报告中有关天然气、天然气液体和原油储量的所有信息以及可归因于这些储量的估计未来净现金流均基于估计,并为我们的利息净额。如果您不熟悉本报告中使用的石油和天然气术语,请参阅本报告第一项和第二项“业务和财产”中“某些已定义术语的词汇表”中对这些术语的解释。
目录
第一部分 |
|
页面 |
ITEMS 1. & 2. |
企业和物业 |
1 |
|
一般信息 |
1 |
|
2022年执行摘要 |
1 |
|
可用信息 |
2 |
|
我们的业务战略 |
2 |
|
2022年取得重大成就 |
4 |
|
细分市场和地理信息 |
4 |
|
2023年展望 |
4 |
|
已探明储量 |
5 |
|
属性概述 |
7 |
|
生产井 |
8 |
|
钻探活动 |
9 |
|
毛面积和净面积 |
9 |
|
未开发的土地面积到期 |
10 |
|
物业的标题 |
10 |
|
交付承诺 |
10 |
|
人力资本管理 |
10 |
|
注册人的行政人员 |
11 |
|
竞争 |
12 |
|
市场营销和客户 |
12 |
|
业务的季节性 |
13 |
|
市场 |
13 |
|
政府监管 |
13 |
|
环境和职业健康及安全事宜 |
16 |
|
某些定义术语的词汇表 |
21 |
|
|
|
第1A项。 |
风险因素 |
22 |
|
|
|
项目1B。 |
未解决的员工意见 |
35 |
|
|
|
第三项。 |
法律诉讼 |
36 |
|
|
|
第四项。 |
煤矿安全信息披露 |
36 |
|
|
|
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 |
37 |
|
普通股市场 |
37 |
|
纪录持有人 |
37 |
|
分红 |
37 |
|
股东回报业绩展示 |
38 |
i
目录(续)
|
|
页面 |
第六项。 |
[已保留] |
|
|
|
|
第7项。 |
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 |
39 |
|
我们的业务概述 |
39 |
|
管理层对经营成果的讨论与分析 |
41 |
|
管理层对财务状况、现金流、资金来源和流动性的探讨与分析 |
50 |
|
管理层对关键会计估计的探讨 |
55 |
|
|
|
第7A项。 |
关于市场风险的定量和定性披露 |
60 |
|
市场风险 |
60 |
|
商品价格风险 |
61 |
|
其他商品风险 |
61 |
|
商品敏感性分析 |
62 |
|
交易对手风险 |
62 |
|
利率风险 |
62 |
|
|
|
第八项。 |
财务报表和补充数据 |
F-1 |
|
|
|
第九项。 |
会计与财务信息披露的变更与分歧 |
63 |
|
|
|
第9A项。 |
控制和程序 |
63 |
|
|
|
项目9B。 |
其他信息 |
63 |
|
|
|
第三部分 |
|
|
|
|
|
第10项。 |
董事、高管与公司治理 |
64 |
|
|
|
第11项。 |
高管薪酬 |
64 |
|
|
|
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 |
64 |
|
|
|
第13项。 |
某些关系和相关交易,以及董事的独立性 |
64 |
|
|
|
第14项。 |
首席会计师费用及服务 |
64 |
|
|
|
第四部分 |
|
|
|
|
|
第15项。 |
展品和财务报表附表 |
65 |
|
|
|
签名 |
|
68 |
II
关于前瞻性陈述的披露
这份10-K表格年度报告包含符合1933年证券法(“证券法”)第27A节和1934年“证券交易法”(“交易法”)第21E节的含义的前瞻性陈述。这些陈述不是对历史事实的陈述,它们给出了对未来事件的当前预期或预测,包括但不限于:钻井计划;计划的油井;钻机数量;我们2023年的资本预算;储量估计;对未来经济和市场状况及其对我们的影响的预期;我们的财务和运营前景以及实现这一前景的能力;我们的财务状况、资产负债表、流动性和资本资源及其好处。这些陈述通常包含“可能”、“预期”、“相信”、“估计”、“预期”、“计划”、“预测”、“目标”、“项目”、“应该”、“将”或类似的词语,表明未来的结果是不确定的。根据1995年“私人证券诉讼改革法”的“安全港”条款,这些陈述伴随着确定重要因素的警告性语言,尽管不一定是所有可能导致未来结果与前瞻性陈述中陈述的结果大不相同的因素。
虽然我们认为这些前瞻性陈述在作出时是合理的,但不能保证影响我们的未来事态发展将是我们预期的。有关可能导致我们的实际结果与前瞻性陈述中的结果不同的已知重要因素的说明,见项目1A中讨论的其他因素。风险因素。
由于许多因素,实际结果可能与预期大不相同,包括:
告诫读者不要过度依赖前瞻性陈述,这些陈述仅说明截止到本文发布之日。我们没有义务在任何前瞻性陈述发表后公开更新或修改它们,无论是由于新信息、未来事件或其他原因,除非法律要求。可归因于我们或代表我们行事的人的所有随后的书面和口头前瞻性陈述,都明确地受到本报告全文所载警告性陈述的限制。
三、
第一部分
第1项和第2项业务ESS和属性
一般信息
Range Resources Corporation是特拉华州的一家公司,是一家总部位于德克萨斯州沃斯堡的独立天然气、NGL和石油公司,从事美国天然气和石油资产的勘探、开发和收购。我们的主要作业区域是宾夕法尼亚州的马塞卢斯页岩。我们的公司办公室位于德克萨斯州沃斯堡76102号Throckmorton Street 100 Suite1200。我们还在我们的业务区设有外地办事处。我们的普通股在纽约证券交易所上市交易,股票代码为“RRC”。Range Resources Corporation成立于1980年。截至2022年12月31日,我们有2.389亿股流通股。截至2022年底,我国已探明储量具有以下特点:
我们估计的已探明储量从2021年12月31日的17.8Tcfe增加到2022年12月31日的18.1Tcfe,增幅为2%。储量的增加是成功开发计划和完井优化的结果,这些优化导致了油井性能的改善。2022年新增储量、更高的价格以及之前已探明的未开发物业的积极修订716.2 Bcfe被重新归类为未探明储量的2022年774.1 Bcfe和1.4Tcfe的储量部分抵消,因为这些油井预计不再在原来的五年开发期限内钻探。由于现有油井表现优异,这些油井被拆除,这导致更高的现场收集能力利用率,以及由于在现有地点钻探较长的侧向而重新分配资本。我们相信,随着这些地点被重新纳入我们的五年发展计划,这些未探明储量很可能会包括在我们未来的已探明储量中。
我们2022年制作的亮点包括:
执行摘要 for 2022
由于我们的产量约有70%是天然气,天然气价格通常是我们经营业绩的主要变量。在过去的几年里,纽约商品交易所(NYMEX)的天然气价格一直波动不定。自2020年初以来,天然气价格的每日收盘价一直低至1.50美元/MMBtu,高达9.35美元/MMBtu。我们收到的所有产品的价格主要是基于当前的市场价格,这不是我们所能控制的,但通过我们销售协议的多样性和积极的大宗商品价格对冲计划进行管理。目前,我们的重点是通过控制成本和运营效率来产生自由现金流,同时加强我们的资产负债表并将自由现金流返还给股东。在2022年期间,我们:
1
可用信息
我们的公司网站是http://Www.rangeresources.com。我们网站上包含的或与我们网站相关的信息不会以引用方式并入本10-K表格中,因此不应被视为本报告或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他文件的一部分。我们在向美国证券交易委员会提交报告后,在合理可行的范围内尽快在我们的网站上免费提供Form 10-K年度报告、我们的委托书、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的修正。其他信息,如演示文稿、公司可持续发展报告、公司治理准则、每个董事会委员会的章程以及商业行为和道德准则,都可以在我们的网站上获得,任何股东只要向德克萨斯州沃斯堡76102号Throckmorton Street 100号Suite1200提出书面请求,就可以向公司秘书提出书面请求。我们的商业行为和道德准则适用于所有董事、高级管理人员和员工,包括我们的总裁以及首席执行官和首席财务官。
美国证券交易委员会建立了一个互联网站,其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人的信息,包括范围。公众可以获得我们向美国证券交易委员会提交的任何文件Www.sec.gov。
我们的业务战略
我们的总体业务目标是通过专注于回报的天然气资产开发来建立股东价值。我们实现业务目标的战略是通过内部产生的钻井项目从储量和生产中产生持续的现金流。我们经常评估互补性的、基于价值的收购和处置。我们的战略要求我们在技术人员、种植面积、地震数据、钻井和完井技术以及收集和运输安排方面做出重大投资和财务承诺,以建立钻井库存和营销我们的产品。我们的战略有以下几个关键要素:
这些元素由我们在位于宾夕法尼亚州的马塞卢斯页岩的权益所支撑,该页岩的剩余生产寿命预计将超过50年。
2
致力于环境保护、工人和社区安全。我们努力实施技术和商业实践,以最大限度地减少物业开发对环境、工人健康和安全以及我们运营的社区的安全的潜在不利影响。我们通过与同行公司、监管机构、非政府组织、与石油和天然气行业无关的行业以及其他参与的利益相关者合作,分析和审查业绩,同时努力实现持续改进。我们希望每位员工保持安全运营,最大限度地减少对环境的影响,并以最高的道德标准开展日常业务。
集中在我们的核心作业区。我们目前在宾夕法尼亚州运营。集中我们的钻探和生产活动使我们能够开发解释特定地质和运营条件所需的区域专业知识,并发展规模经济。在我们的核心区域运营也使我们能够追求以诱人的回报实现持续生产的目标。我们打算通过使用技术和对我们的物业进行详细的分析,进一步扩大我们的种植面积,并改善我们的运营和财务业绩。我们定期评估和寻求收购机会(包括收购特定天然气和石油资产或拥有天然气和石油资产的实体的机会),在任何给定时间,我们可能处于评估此类机会的不同阶段。
注重成本效益. 我们集中在我们认为拥有可观碳氢化合物储量的地区,这些地区将在控制成本的同时实现经济生产。由于商品生产者几乎没有长期具有竞争力的销售价格优势,因此发现、开发和生产一种商品的成本对组织的可持续性和长期股东价值创造至关重要。我们努力控制成本,使我们发现、开发和生产天然气、天然气和石油的成本成为行业中最低的成本之一。我们运营着几乎所有的净产量,并相信我们对所运营地区的地质和运营条件的广泛了解为我们提供了实现运营效率的能力。
保持高质量的多年钻井库存.我们专注于具有多个前瞻性和生产性视野和发展机会的领域。我们使用我们的技术专业知识来建立和维护多年的钻井库存。我们相信,大量、高质量的多年钻井项目库存提高了我们有效规划经济生产的能力。目前,我们的库存中有超过3,300个已探明和未探明的马塞卢斯钻探地点。
保持低基数递减率的长寿储备基数。长寿命的天然气和石油储量提供了一个比短寿命储量更稳定的平台。递减率相对较低的长期储备降低了再投资风险,因为它们减少了每年用于替代生产的再投资资本额。长寿命的天然气和石油储备也有助于我们将成本降至最低,因为稳定的生产使建立和维持运营规模经济变得更容易。长寿命储备也提供了技术改进的好处。
根据各种商业条款,在不同的市场上向大量客户推销我们的产品。我们向国内和国际市场的大量客户销售我们的天然气、天然气、原油和凝析油,以实现现金流最大化和分散风险。我们在多条管道上持有大量可靠的运输合同,使我们能够在中西部、墨西哥湾沿岸、东南部、东北部和国际市场运输和销售天然气和天然气。我们以各种价格指数和价格公式销售我们的产品,这有助于我们优化地区价格差异和大宗商品价格波动。
保持运营和财务灵活性. 由于钻探涉及的风险,加上大宗商品价格的变化,我们是灵活的,可能会调整全年的资本预算。如果某些领域产生的回报高于预期,我们可以加快这些领域的发展,减少其他方面的支出。我们还相信保持充足的流动性,使用大宗商品衍生品来帮助稳定我们实现的价格,并专注于金融纪律。我们相信,这提供了更可预测的现金流和财务结果。
提供符合利益相关者利益的员工股权所有权和激励性薪酬。我们希望我们的员工能像企业主一样思考和行动。为了实现这一目标,我们通过持有Range的股权来奖励和鼓励他们。所有全职员工都有资格获得股权赠款。截至2022年12月31日,我们的员工和董事在我们的福利计划(既得和未得利)中拥有股权证券,总市值约为300.0美元 百万美元。我们寻求使我们的激励性薪酬与利益相关者的利益和关键业务目标保持一致,我们的董事会成员每年都会与股东接触,讨论我们的激励性薪酬框架。
3
202年取得重大成就2
细分市场和地理信息
我们的业务由一个可报告的部门组成。我们有一个单一的全公司管理团队,将所有物业作为一个整体进行管理,而不是按独立的运营部门进行管理。我们只按区域跟踪基本运营数据。我们把财务业绩作为单个企业来衡量,而不是按地区来衡量。我们的勘探和生产业务仅限于美国陆上。
欧特罗2023年可以
2023年,我们预计我们的资本预算将在5.7亿美元至6.15亿美元之间,用于天然气、NGL、原油和凝析油相关活动,不包括我们没有预算的已探明财产收购。这项预算包括5.4亿至5.65亿美元的钻井成本和3000万至5000万美元的种植面积和其他支出,预计2023年的产量将与2022年的产量类似。按照我们的历史惯例,我们将定期审查全年的资本支出,并可能根据大宗商品价格、钻井成功和其他因素调整预算。全年,我们在逐个项目的基础上分配资本。我们对2023年的预期是,我们的资本支出计划将由运营现金流提供资金。然而,如果我们2023年的资本需求超过了我们内部产生的现金流,我们可能会减少资本预算,动用我们的银行信贷安排和/或债务或股权融资来为这些需求提供资金。我们收到的天然气、NGL和石油生产的价格主要是基于当前的市场价格,这超出了我们的控制范围。2023年我们预测的部分天然气、NGL和石油产量的价格风险通过大宗商品衍生品合约得到缓解,我们打算继续进行这些交易。
4
我们近期的主要关注点包括:
证明了储量
下表根据美国证券交易委员会规则,以给定历年每个月第一天的平均价格为基础,列出了我们对截至2022年、2021年和2020年的已探明储量的估计。石油既包括原油,也包括凝析油。我们没有来自非传统来源的天然气、天然气或石油储备。此外,我们不提供可能或可能储量的选择性披露。
|
|
按平均价格计算的截至年底的石油和天然气储量摘要 |
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|||||||||||||||||
储备类别 |
|
天然气 |
|
|
NGL |
|
|
油 |
|
|
总计 |
|
|
% |
|
|||||
2022: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
证明了 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
开发 |
|
|
7,230,313 |
|
|
|
594,931 |
|
|
|
22,213 |
|
|
|
10,933,180 |
|
|
|
60 |
% |
未开发 |
|
|
4,567,659 |
|
|
|
409,027 |
|
|
|
20,443 |
|
|
|
7,144,476 |
|
|
|
40 |
% |
已证明的总数 |
|
|
11,797,972 |
|
|
|
1,003,958 |
|
|
|
42,656 |
|
|
|
18,077,656 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2021: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
证明了 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
开发 |
|
|
6,809,849 |
|
|
|
577,507 |
|
|
|
23,834 |
|
|
|
10,417,887 |
|
|
|
59 |
% |
未开发 |
|
|
4,642,232 |
|
|
|
423,798 |
|
|
|
28,762 |
|
|
|
7,357,597 |
|
|
|
41 |
% |
已证明的总数 |
|
|
11,452,081 |
|
|
|
1,001,305 |
|
|
|
52,596 |
|
|
|
17,775,484 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2020: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
证明了 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
开发 |
|
|
6,350,057 |
|
|
|
550,771 |
|
|
|
22,976 |
|
|
|
9,792,540 |
|
|
|
57 |
% |
未开发 |
|
|
4,798,503 |
|
|
|
400,695 |
|
|
|
34,650 |
|
|
|
7,410,574 |
|
|
|
43 |
% |
已证明的总数 |
|
|
11,148,560 |
|
|
|
951,466 |
|
|
|
57,626 |
|
|
|
17,203,114 |
|
|
|
100 |
% |
(a) |
根据石油和天然气的相对能量含量,石油和天然气的体积以一桶等于六mcf的速率转换为mcfe,这并不能表明石油和天然气价格之间的关系。 |
储量估算
本报告中的所有储量信息都是基于我们的石油工程人员准备的估计数,并由管理层负责。我们已对储量估算流程和程序建立了内部控制,以支持根据美国证券交易委员会要求准确、及时地编制和披露储量估算。我们还让独立石油咨询公司荷兰休厄尔联合公司对我们2022年底的储量进行了审计。这次审计的目的是为内部编制的储备金估计数的合理性提供额外的保证。这家工程公司之所以被选中,是因为它的地理专业知识和在某些物业工程方面的历史经验。2022年、2021年和2020年进行的探明储量审计合计占我们已探明储量的96%、97%和97%。2022年、2021年和2020年进行的储量审计合计占我们2022年、2021年和2020年相关已探明储量税前现值的96%、97%和97%,折现10%。由我们的独立石油顾问编写的储量摘要报告的副本作为本年度报告的附件以Form 10-K形式提供。我们独立石油咨询公司负责审核本文所述储量估算的技术人员符合石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息估计与审计准则》中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。我们拥有由石油工程师和地学专业人员组成的内部工作人员,他们与我们的独立石油顾问密切合作,以确保在储量审计过程中提供的数据的完整性、准确性和及时性。全年, 我们的技术团队定期与我们的
5
独立的石油顾问,负责审查财产并讨论方法和假设。虽然我们没有专门指定的正式委员会来审查储量报告和储量估计过程,但我们的高级管理层审查和批准我们已探明储量的重大变化。我们向我们的顾问提供我们最大的生产资产的历史信息,如所有权权益、天然气、天然气和石油产量、油井测试数据、大宗商品价格以及运营和开发成本。我们的顾问进行独立的分析,并与我们的油藏工程和经济学教授高级副总裁一起审查差异。在某些情况下,还会举行额外的会议,以审查已查明的储备差额。我们的储备审计师对已探明储量的估计以及按10%折现的该等储量的税前现值与我们的估计总体上相差不超过10%。然而,在逐个租约、逐个油田或逐个区域进行比较时,我们的一些估计可能高于储备审计师的估计,而另一些可能低于储备审计师的估计。当该等差额合计不超过10%时,我们的储备核数师信纳按10%折现的已探明储备及该等储备的税前现值是合理的,并将出具无保留意见。由于继续进行此类分析的成本效益有限,剩余的差异(如果有的话)不会得到解决。
我们的储量估计与我们的独立石油顾问的总体估计之间的历史差异一直不到5%。我们所有的储量估计都是由我们的油藏工程和经济学高级副总裁先生审核和批准的,他直接向我们的总裁和首席执行官汇报工作。我们的高级副总裁(音译)拥有宾夕法尼亚州立大学电气工程理学学士学位。在加入Range之前,他在Amoco、Hunt Oil和Union Pacific Resources担任过各种技术和管理职位,并在石油和天然气行业拥有40多年的工程经验。年内,我们的储备组亦可能对重大收购或有问题指标的物业(例如使用年限过长、业绩突然变化或经济或营运状况变化)的储量估计进行单独而详细的技术审查。在截至2022年12月31日的一年中,我们没有就我们对天然气和石油储量的估计向任何联邦当局或机构提交任何报告。
储备技术
探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析,可以合理确定地估计出,在现有经济条件、运营方法和政府法规的情况下,从给定日期起,从已知的储集层中可以经济地生产的天然气、天然气液化天然气和石油的数量。“合理确定”一词意味着高度相信实际回收的天然气、天然气和石油的数量将等于或超过估计的数量。为了实现合理的确定性,我们的内部技术人员采用了已经证明能够产生一致性和可重复性的结果的技术。用于评估我们已探明储量的技术和经济数据包括但不限于通过钻井结果和油井动态的经验证据、递减曲线分析、测井记录、地质图和现有的井下和生产数据、地震数据、试井数据、油藏模拟建模和增强数据分析的实施和应用。
已探明的未开发储量(或“PUD”)包括预计将从未钻探面积上的新油井或需要重大支出才能完成的现有油井中开采的储量。PUD储量可归类为未钻探面积上的探明储量,直接抵消了在钻探时可合理确定产量的开发区,或可靠技术可提供合理经济产量确定性的开发区。只有在具备在五年内钻探储量的能力和意图的情况下,未钻探的地点才可被归类为拥有PUD储量,除非具体情况需要更长的时间段。
关于天然气液体的报告
我们生产NGL,作为我们天然气加工的一部分。在天然气加工过程中提取天然气液化石油气减少了可供销售的天然气数量。截至2022年12月31日,按mcf当量计算,NGL约占我们已探明总储量的33%。NGL是按加仑(和按桶)出售给我们的客户的产品。在报告已探明储量和NGL产量时,我们已将产量和储量包括在桶中。2022年,每桶天然气的平均价格约为同等体积石油平均价格的38%。我们报告了所有与天然气有关的生产信息,不包括天然气加工所导致的天然气产量减少的影响。我们目前在已探明的储量中包括乙烷,这些储量与我们现有的长期、可延长的乙烷合同下将交付的数量相匹配。
6
已探明未开发储量
截至2022年12月31日,我们的PUD总计20.4MMbls原油,409.0 MMbbls天然气和4.6Tcf天然气,总计7.1Tcfe。2022年与开发PUD有关的费用约为4.3亿美元。所有PUD钻探地点计划在2027年底之前完成钻探。截至2022年12月31日,我们有87.8Bcfe的储量,从最初的预订日期算起,已经报告了五年多的时间,目前正在钻探和完工,预计将于2023年转为销售。PUD在这一年中发生的变化是由于:
有关2022年PUD变化的更多说明,请参见我们的合并财务报表附注17。我们相信,我们重新归类为未探明的PUD可以包括在我们未来已探明的储量中,因为这些地点将重新纳入我们的五年发展计划。
探明储量(PV-10)
下表列出了已探明储量的估计未来现金流量净额(不包括未平仓衍生合约)、按10%(PV-10)折现率折现的现金流量净额的现值,以及过去五年用于预测现金流量净额的预期基准价和现场平均价格。我们的储量估计不包括任何可能或可能的储量(单位为百万,价格除外):
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2022 |
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2021 |
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2020 |
|
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2019 |
|
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2018 |
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|||||
未来净现金流 |
|
$ |
78,650 |
|
|
$ |
39,919 |
|
|
$ |
9,795 |
|
|
$ |
22,179 |
|
|
$ |
34,836 |
|
现值: |
|
|
|
|
|
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|
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|||||
所得税前 |
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29,554 |
|
|
|
14,868 |
|
|
|
2,981 |
|
|
|
7,561 |
|
|
|
13,173 |
|
所得税后(标准化计量) |
|
|
24,545 |
|
|
|
12,485 |
|
|
|
2,846 |
|
|
|
6,629 |
|
|
|
11,116 |
|
基准价格(NYMEX): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
汽油价格(每Mcf) |
|
|
6.36 |
|
|
|
3.60 |
|
|
|
1.98 |
|
|
|
2.58 |
|
|
|
3.10 |
|
油价(每桶) |
|
|
94.13 |
|
|
|
66.34 |
|
|
|
39.77 |
|
|
|
55.73 |
|
|
|
65.55 |
|
井口价格: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
汽油价格(每Mcf) |
|
|
6.08 |
|
|
|
3.30 |
|
|
|
1.68 |
|
|
|
2.38 |
|
|
|
2.98 |
|
油价(每桶) |
|
|
87.14 |
|
|
|
59.35 |
|
|
|
30.13 |
|
|
|
49.24 |
|
|
|
59.96 |
|
NGL价格(每桶) |
|
|
38.35 |
|
|
|
28.41 |
|
|
|
16.14 |
|
|
|
17.32 |
|
|
|
25.22 |
|
未来净现金流是指出售已探明储量的预计收入,扣除生产和开发成本(包括运输和收集费用、运营费用和生产税)。收入是基于每月第一天的12个月未加权平均值定价的,没有升级。未来现金流减去估计生产成本、行政成本、开发及生产已探明储量的成本及废弃成本,所有这些均基于每年年底的当前经济状况。不能保证已探明的储量将在未来生产,也不能保证价格、生产或开发成本保持不变。在估计储量和相关信息时,存在许多固有的不确定性,不同的油藏工程师往往对相同的资产得出不同的估计。
属性概述
目前,我们的天然气和石油业务集中在美国阿巴拉契亚地区,更具体地说,是在宾夕法尼亚州的马塞卢斯页岩。我们的资产包括在已开发和未开发的天然气和石油租赁中的权益。这些利益使我们有权在特定地区钻探和生产天然气、天然气、原油和凝析油。我们的利益主要以工作利益的形式存在,其次是版税和凌驾于版税之上的利益。
我们拥有超过五年已探明储量的大量钻探机会组合,因此在Marcellus、Utica/Point Pleasant和上泥盆统地层中拥有巨大的未登记资源潜力。我们在宾夕法尼亚州拥有1,428口净生产油井,几乎所有的油井都是我们运营的。我们在这一地区的平均工作权益为95%。截至2022年12月31日,我们约有894,000英亩(净额783,000英亩)在租。在2022年期间,我们在现场平均使用了大约两台水平钻机,并预计在整个2023年平均使用两台水平钻机。
7
下表列出了我们在Marcellus页岩油田的年产量、平均销售价格和生产成本数据,该油田是2020年我们储量超过总探明储量15%的唯一油田。在截至2022年和2021年12月31日的年度内,我们几乎所有的储量都位于马塞卢斯页岩中。
|
|
马塞卢斯页岩 |
|
|||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|||
生产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
天然气(Mmcf) |
|
|
538,865 |
|
|
|
540,824 |
|
|
|
544,079 |
|
NGL(Mbbls) |
|
|
36,369 |
|
|
|
36,365 |
|
|
|
36,185 |
|
原油和凝析油(MBBLS) |
|
|
2,704 |
|
|
|
3,032 |
|
|
|
2,599 |
|
Mmcfe合计(a) |
|
|
773,304 |
|
|
|
777,205 |
|
|
|
776,786 |
|
售价:(b) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
天然气(单位:Mcf) |
|
$ |
4.98 |
|
|
$ |
2.29 |
|
|
$ |
0.49 |
|
NGL(每桶) |
|
|
20.41 |
|
|
|
17.12 |
|
|
|
4.91 |
|
原油和凝析油(每桶) |
|
|
87.90 |
|
|
|
59.76 |
|
|
|
29.24 |
|
总计(每Mcfe)(a) |
|
|
4.74 |
|
|
|
2.62 |
|
|
|
0.67 |
|
生产成本: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
租赁经营(按MCFE) |
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.10 |
|
所得税以外的其他税金(按Mcfe计算) (c) |
|
|
0.04 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
0.02 |
|
(a) |
石油和天然气的体积以一桶等于6mcf的速率换算,这是根据石油和天然气的大致相对能量含量计算的,这并不能反映石油和天然气价格之间的关系。 |
(b) |
我们不记录衍生品或现场层面的衍生品结果。包括扣除第三方运输、收集和压缩费用。 |
(c) |
包括宾夕法尼亚州撞击费。 |
截至2022年12月31日的储量为18.1Tcfe,较2021年增加302.2 Bcfe,或2%.钻探增加1.7Tcfe、有利的定价修订、之前已探明未开发储量的72.0Bcfe和716.2 Bcfe的积极业绩修订重新加入我们的五年发展计划,但这部分被773.3 Bcfe的产量以及推迟到我们目前1.4Tcfe的五年发展计划之后的已探明未开发储量的下调所抵消。由于现有油井表现优异,这些油井被拆除,这导致更高的现场收集能力利用率,以及由于在现有地点钻探较长的侧向而重新分配资本。2022年,我们的年产量仅略低于2021年的产量。在2022年期间,我们花费了4.607亿美元钻探了60口(59.0净额)开发井,所有这些井都是高产的。当时没有钻探任何探井。截至2022年12月31日,我们拥有超过3300个已探明和未探明的钻探地点的库存。年内,我们在阿巴拉契亚地区钻探了60个已探明地点,新增了154个已探明钻探地点,并删除了87个已探明钻探地点,但由于未来资本支出下降、油井性能改善以及五年规则对在原开发期限内不得钻探油井的影响,已删除的储量重新归类为未探明储量。年内,我们取得了100%的钻井成功率。
生产井
下表列出了与2022年12月31日的生产井有关的信息。如果我们同时拥有一口油井的特许权使用费和工作权益,则该权益包括在下表中。根据油井的主要生产流程,油井可分为天然气或原油。我们没有很大数量的双重完成。
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|
|
|
|
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|
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平均值 |
|
|||
|
|
总井数 |
|
|
劳作 |
|
||||||
|
|
毛收入 |
|
|
网络 |
|
|
利息 |
|
|||
天然气 |
|
|
1,506 |
|
|
|
1,427 |
|
|
|
95 |
% |
原油 |
|
|
2 |
|
|
|
1 |
|
|
|
51 |
% |
总计 |
|
|
1,508 |
|
|
|
1,428 |
|
|
|
95 |
% |
生产井是指生产井和具有机械生产能力的井。天然气和石油资产的日常运营由汇集或运营协议中指定的运营商负责。操作员监督生产,维护生产记录,雇用或与现场人员签订合同,并履行其他职能。运营商在履行职责时发生的直接费用以及每月每口井的生产和钻井管理费用按非关联第三方通常收取的费率获得补偿。费用通常会随着正在作业的井的深度和位置而变化。
8
钻孔A活动
下表总结了过去三年的钻探活动。总油井反映了我们拥有权益的所有油井的总和。净油井反映了我们在总油井中的工作利益的总和。这一信息不应预示未来的业绩,也不应假定生产井的数量与由此产生的天然气和石油储量之间存在任何关联。截至2022年12月31日,我们有41口总油井(净值38.0口)处于钻井过程或活跃完井阶段。此外,截至2022年底,等待完工或等待管道的油井总数为11.0口(净11.0口)。
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
|||||||||||||||
|
|
毛收入 |
|
|
网络 |
|
|
毛收入 |
|
|
网络 |
|
|
毛收入 |
|
|
网络 |
|
||||||
开发井 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
多产 |
|
|
60.0 |
|
|
|
59.0 |
|
|
|
58.0 |
|
|
|
57.1 |
|
|
|
52.0 |
|
|
|
51.4 |
|
干的 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
探井 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
多产 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
1.0 |
|
|
|
1.0 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
干的 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
总井数 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
多产 |
|
|
60.0 |
|
|
|
59.0 |
|
|
|
59.0 |
|
|
|
58.1 |
|
|
|
52.0 |
|
|
|
51.4 |
|
干的 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
总计 |
|
|
60.0 |
|
|
|
59.0 |
|
|
|
59.0 |
|
|
|
58.1 |
|
|
|
52.0 |
|
|
|
51.4 |
|
成功率 |
|
|
100 |
% |
|
|
100 |
% |
|
|
100 |
% |
|
|
100 |
% |
|
|
100 |
% |
|
|
100 |
% |
总量和N东部种植面积
我们在已开发和未开发的天然气和石油种植面积中拥有权益。这些所有权权益通常采取石油和天然气租约中具有不同期限的工作权益的形式。已开发面积包括分配给或可分配给生产井或能够生产的油井的租赁面积,即使较浅或较深的油层可能尚未完全勘探。未开发面积包括租赁的英亩土地,这些土地上的油井尚未钻探或完成到允许生产商业数量的天然气或石油的地步,无论该面积是否包含已探明的储量。下表列出了截至2022年12月31日我们拥有工作权益的已开发和未开发面积的某些信息。与期权面积、特许权使用费、优先特许权使用费和其他类似权益相关的面积不包括在本摘要中:
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|
已开发英亩 |
|
|
未开发的英亩 |
|
|
总英亩 |
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|||||||||||||||
|
|
毛收入 |
|
|
网络 |
|
|
毛收入 |
|
|
网络 |
|
|
毛收入 |
|
|
网络 |
|
||||||
密西根 |
|
|
111 |
|
|
|
111 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
111 |
|
|
|
111 |
|
纽约 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
2,265 |
|
|
|
567 |
|
|
|
2,265 |
|
|
|
567 |
|
俄克拉荷马州 |
|
|
21,867 |
|
|
|
9,329 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
21,867 |
|
|
|
9,329 |
|
宾夕法尼亚州 |
|
|
789,642 |
|
|
|
697,975 |
|
|
|
68,179 |
|
|
|
65,039 |
|
|
|
857,821 |
|
|
|
763,014 |
|
德克萨斯州 |
|
|
6,242 |
|
|
|
4,323 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
6,242 |
|
|
|
4,323 |
|
西弗吉尼亚州 |
|
|
5,876 |
|
|
|
5,197 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
5,876 |
|
|
|
5,197 |
|
|
|
|
823,738 |
|
|
|
716,935 |
|
|
|
70,444 |
|
|
|
65,606 |
|
|
|
894,182 |
|
|
|
782,541 |
|
平均工作利息 |
|
|
|
|
|
87 |
% |
|
|
|
|
|
93 |
% |
|
|
|
|
|
88 |
% |
9
未开发的地区GE到期
下表按年汇总了我们计划在未来五年内到期的未开发面积。
|
|
英亩 |
|
|
占总数的百分比 |
|
||||||
截至12月31日, |
|
毛收入 |
|
|
网络 |
|
|
未开发 |
|
|||
2023 |
|
|
18,768 |
|
|
|
17,875 |
|
|
|
27 |
% |
2024 |
|
|
12,226 |
|
|
|
11,300 |
|
|
|
17 |
% |
2025 |
|
|
9,849 |
|
|
|
8,993 |
|
|
|
14 |
% |
2026 |
|
|
17,915 |
|
|
|
17,495 |
|
|
|
27 |
% |
2027 |
|
|
8,607 |
|
|
|
8,570 |
|
|
|
13 |
% |
在所有情况下,商业油井的钻探面积都将超过租约到期日。我们租赁的土地,如果最初的油井没有在规定的时间内钻探,租约到期,一般在三到五年之间。然而,我们过去一直能够,并预计未来能够延长其中一些租约的租期,并与其他公司出售或交换其中一些租约。上表所列的期满数字并未计入我们可能会延长租期的因素。我们预计不会因为资金、设备或人员不足而导致钻探失败而损失大量租赁面积。然而,基于我们对未来经济的评估,我们已经允许种植面积到期,我们预计未来还会允许更多的种植面积到期。我们目前并无已探明的未开发储备地点计划于租约到期后进行钻探。
物业的标题
我们相信,根据公认的行业标准,我们对我们所有的生产物业拥有令人满意的所有权。按照行业惯例,在未开发物业的情况下,往往在获得租赁时对记录所有权进行最低限度的调查。在完成对生产物业的收购之前和在对未开发物业开始钻探作业之前进行调查。个别物业可能会承受我们认为不会对物业的使用或价值造成重大影响的负担。物业的负担可能包括:
交付承诺
关于我们交付承诺的讨论,见项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--交付承诺.
人力资本管理
我们相信我们的员工是我们成功的基础。我们战略的成功执行有赖于吸引、培养和留住我们的熟练员工和管理团队成员。我们员工的能力、经验和行业知识显著有利于我们的运营和业绩,为了最大限度地发挥员工的贡献,我们定期评估、修改和改进我们的政策和做法,包括薪酬,以提高员工的敬业度、生产力和效率。截至2023年1月1日,我们有544名全职员工,他们目前都不在工会或其他集体谈判安排的覆盖范围内。
薪酬和福利。 我们至少每年审查所有员工的薪酬,以适应市场条件,并吸引和留住高技能的劳动力。我们鼓励员工充分利用我们提供的福利和计划。除了具有竞争力的基本工资外,其他福利包括年度奖金计划、长期激励计划、公司匹配401(K)计划、医疗和保险福利、灵活的支出账户和员工援助计划。
我们的薪酬计划包括让所有全职员工有资格获得股权奖励,我们认为这在我们的同行中是独一无二的,并鼓励每一名员工像企业所有者一样思考,并分享企业的成功。我们认为,这些做法以及下文进一步描述的做法,是我们自愿离职率非常低的关键驱动因素,在截至2022年12月31日的五年期间,自愿离职率平均不到4.5%。
10
健康与安全。 我们相信,健康和安全是一项核心价值观,并植根于我们业务的方方面面。这一价值体现在我们强大的安全文化中,强调对我们工作场所的员工和承包商的个人责任和安全领导。我们全面的环境、健康和安全(EHS)管理体系为EHS合规和绩效建立了一个公司治理框架,并涵盖了我们运营生命周期的所有要素。这些做法以及我们管理层和员工对我们安全文化的承诺,导致从2020年到2022年的三年期间,在360万个工作小时内只发生了四起OSHA可记录事件,这三年期间的平均总可记录事故率为0.22。
招聘、招聘和晋升。 由于我们业务的周期性和可能发生的活动波动,我们对员工人数采取保守的方法,仔细评估是否需要新员工来填补空缺职位,或者我们是否可以通过扩大现有员工或几名员工的角色来填补该职位。通过这种方式,我们为员工提供了学习新角色和横向和纵向发展技能的机会,并在经济低迷时限制或最大限度地减少裁员和波动。
我们通过在内部提升职位、通过我们的网站平台进行招聘、校园外展、实习和参加招聘会来寻找合格的候选人。在我们的招聘和招聘工作中,我们力求培养一种相互尊重的文化,并严格遵守所有适用的联邦、州和地方法律,规范就业方面的非歧视。我们以同样的高度尊重所有申请者,无论他们的性别、种族、宗教、国籍、年龄、婚姻状况、政治派别、性取向、性别认同、残疾或受保护的退伍军人身份。这一理念在就业的整个生命周期中延伸到所有员工。
有关我们对人力资本的承诺的更多信息,请访问我们的网站。请注意,我们网站上的信息并未通过引用并入本申请。
高管们登记人的执行人员
我们的高管及其截至2023年2月1日的年龄如下:
|
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年龄 |
|
职位 |
杰弗里·L·文图拉 |
|
65 |
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首席执行官兼总裁 |
马克·S·斯卡奇 |
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45 |
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执行副总裁总裁-首席财务官 |
丹尼斯·L·德格纳 |
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50 |
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执行副总裁总裁-首席运营官 |
多里·A·吉恩 |
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65 |
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高级副总裁-主计长兼首席会计官 |
David P.普尔 |
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60 |
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高级副总裁-总法律顾问兼公司秘书 |
杰弗里·L·文图拉首席执行官总裁于2003年加入Range担任首席运营官,2005年成为董事的一员。文图拉先生被任命为总裁,自2008年5月起生效,并自2012年1月起担任首席执行官。在此之前,文图拉曾在1997年加入的斗牛士石油公司担任总裁兼首席运营官。在为斗牛士服务之前,Ventura先生在Maxus Energy Corporation工作了八年,负责管理各种工程、勘探和开发业务,并负责工程技术的协调。此前,文图拉在田纳科石油勘探和生产公司工作,在那里他担任过各种工程和运营职位。文图拉先生拥有宾夕法尼亚州立大学石油和天然气工程学士学位。文图拉先生是石油工程师协会、美国石油地质学家协会和德克萨斯州专业工程师协会的成员。
马克·S·斯卡奇执行副总裁总裁-首席财务官,于2008年加入Range。2018年,斯库奇先生被任命为高级副总裁-首席财务官。此前,斯库奇曾担任总裁副财务兼财务主管。在加入Range之前,Scucchi先生在摩根大通证券公司工作,为中小型科技公司提供商业和投资银行服务。在加入摩根大通证券公司之前,斯库奇先生曾在安永律师事务所从事多年的审计工作。Scucchi先生在乔治城大学获得工商管理理学学士学位,在圣母大学获得会计学理学硕士学位。斯库奇先生是CFA特许持有人,也是德克萨斯州的注册会计师。
丹尼斯·L·德格纳 运营执行副总裁总裁,2010年加入Range。德格纳于2018年被任命为运营总监高级副总裁,并于2019年5月被任命为首席运营官。此前,德格纳曾担任阿巴拉契亚地区的总裁副手。德格纳拥有20多年的石油和天然气经验,曾在德克萨斯州、路易斯安那州、怀俄明州、科罗拉多州和宾夕法尼亚州等美国各地担任过各种技术和管理职位。在加入Range之前,德格纳先生曾在Encana、Sierra Engineering和哈里伯顿担任过职务。德格纳先生是石油工程师协会的成员。德格纳先生拥有德克萨斯农工大学农业工程理学学士学位。
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多里·A·吉恩,高级副总裁-财务总监兼首席会计官,2001年加入Range。吉恩女士曾任财务报告经理、副总裁、主计长,2009年9月当选为主计长。在加入Range之前,她曾在多斯科西制造公司和德克萨斯石油天然气公司担任过各种会计职位。吉恩女士在德克萨斯大学阿灵顿分校获得了会计工商管理学士学位。她是一名在德克萨斯州注册的注册会计师。
David·P·普尔高级副总裁-总法律顾问兼公司秘书,于2008年加入Range。普尔先生拥有30多年的法律经验。2004年5月至2008年3月,他在TXU公司任职,最后担任执行副总裁总裁-法律和总法律顾问。在加入TXU之前,普尔先生在Hunton&Williams LLP及其前身工作了16年,在那里他是合伙人,最后担任达拉斯办事处的管理合伙人。普尔先生毕业于德克萨斯理工大学,拥有石油工程理学学士学位,并以优异成绩获得了德克萨斯理工大学法学院的法学博士学位。
竞争
石油和天然气行业的所有部门都存在竞争,尤其是在开发和收购天然气和石油资产、保护和留住人员、进行钻井和现场作业以及销售生产方面,我们遇到了激烈的竞争。勘探、开发、收购和生产方面的竞争对手包括大型石油和天然气公司以及许多独立的石油和天然气公司、个人所有者和其他公司。虽然我们庞大的种植面积和核心区集中度提供了一些竞争优势,但许多竞争对手拥有远远超过我们的财务和其他资源。因此,竞争对手可能会为理想的租赁支付更高的价格,并评估、竞标和购买比我们的财力或人力资源允许的更多数量的物业或前景。我们面临着管道和其他服务的竞争,以将我们的产品运往市场,特别是在美国东北部地区。我们还面临着来自提供风能、太阳能和其他可再生能源等替代能源的公司的竞争。随着替代能源技术变得更加可靠,以及世界各国政府支持或强制使用这种替代能源,竞争将会加剧。
油气勘探开发行业通过聘用训练有素、经验丰富的人员,根据管理方向做出谨慎的资本投资决策,拥抱技术创新,专注于价格和成本管理,从而获得竞争优势。我们拥有一支敬业的员工团队,他们代表了我们认为必要的专业学科和科学,使我们能够最大限度地提高我们有形资产所固有的长期盈利能力和净资产价值。有关更多信息,请参阅第1A项。风险因素。
市场营销和客户
我们的大部分天然气、NGL、原油和凝析油生产来自我们为我们的利益和其他工作利益所有者运营的资产。我们从可归因于我们工作利益的销售中向特许权使用费所有者支付费用。天然气、NGL和石油采购商是根据价格、信用质量和服务可靠性来选择的。有关占综合收入10%或以上的天然气、天然气和石油产量的购买者的摘要,请参阅我们综合财务报表的附注2。由于天然气和石油的替代购买者通常很容易获得,我们相信失去这些购买者中的任何一个都不会对我们的运营产生实质性的不利影响。我们酒店的产品以符合行业惯例的方法进行销售。天然气是一种大宗商品,因此,我们生产的天然气通常会得到基于市场的定价。天然气、天然气和石油生产的销售价格是根据行业通常考虑的因素进行谈判的,例如指数或现货价格、从油井到管道的距离、商品质量和当前的供需状况。
我们与第三方签订合同,加工我们的天然气,并从生产的天然气中提取更重的碳氢化合物流(主要由乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油组成)。我们的天然气产品销售给公用事业、营销和中游公司以及工业用户。我们的NGL产品通常销售给石化最终用户、营销者/贸易商(国内和国际)和天然气加工商。我们的石油和凝析油产品出售给原油加工商、运输商以及炼油和营销公司。
我们与非关联第三方就我们生产的不同部分进行衍生品交易,以实现更可预测的现金流,并减少我们对天然气、NGL和石油价格短期波动的敞口。有关更详细的讨论,请参阅 项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析以及项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。
我们将生产从井口、储罐和加工厂转移到买方指定的交货点会产生收集和运输费用。这些费用各不相同,主要根据数量、运输距离和第三方采集者和运输者收取的费用计算。我们也有基于收益百分比的合同。交通运输
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这些收集和运输系统和管道的能力有时会受到限制。我们的阿巴拉契亚生产是通过第三方管道运输的,我们在这些管道上拥有一定的长期合同产能。我们试图平衡销售、储存和运输头寸,包括从第三方购买商品转售,以满足运输承诺。
到目前为止,我们在为我们所有的产品找到市场方面并没有遇到重大困难,或者在将我们的产品运输到这些市场方面;然而,我们不能保证我们总是能够运输和销售我们的所有产品或获得有利的价格。我们已经签订了几项乙烷协议,出售或运输我们马塞卢斯页岩区的乙烷。有关更多信息,请参阅第1A项。风险因素-我们的业务依赖于天然气和石油运输以及NGL加工设施,其中大部分为他人所有,我们依赖于与这些各方签订合同的能力。
业务的季节性
一般来说,天然气和丙烷的需求在春季和秋季减少,冬季增加,在某些地区夏季也增加。温和的冬季或炎热的夏季等季节性异常也可能影响这一需求。此外,管道、公用事业公司、当地配电公司和工业终端用户使用天然气储存设施,并在夏季购买一些预期的冬季需求。这也会影响需求的季节性。
标记ETS
我们生产和销售天然气、NGL和石油的能力有利可图,取决于许多我们无法控制的因素。这些因素的影响是无法准确预测或预期的。虽然我们无法预测可能影响商品价格的事件的发生或商品价格将受到影响的程度,但我们生产的任何商品的价格通常都会接近生产地理区域的当前市场价格。
政府监管
在公开市场销售证券的企业受到美国证券交易委员会等联邦机构的监管。纽约证券交易所是一家私营证券交易所,也要求我们遵守普通股的上市要求。这种监管监督要求我们有责任建立和维护财务报告的披露控制程序和内部控制程序,并确保提交给美国证券交易委员会的财务报表和其他信息不包含对重大事实的虚假陈述,或遗漏陈述必要的重大事实,以使此类报告中的陈述不具误导性。如果不遵守纽约证券交易所上市规则和美国证券交易委员会的规定,我们可能会面临公共或私人原告的诉讼。不遵守纽约证券交易所的规则也可能导致我们的普通股退市,这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。遵守其中一些规则和条例的成本很高,条例可能会发生变化或重新解释。
勘探和开发以及石油和天然气的生产和销售受到广泛的联邦、州和地方法规、授权和贸易协定的约束。影响能源行业的政府政策,如税收、关税、关税、价格管制、补贴、奖励措施、汇率和进出口限制,可影响某些商品的生产可行性和数量、进出口的数量和类型,无论是交易未经加工或加工的商品产品,以及行业盈利能力。例如,美国政府决定对从中国进口的某些商品征收关税,中国政府随后对美国出口的液化天然气征收25%的关税进行报复,扰乱了能源市场的某些方面。尽管与中国在2020年1月宣布了一项贸易协议,但中国对进口美国液化天然气征收25%的关税预计将暂时保持不变,但最终可能会通过给予中国进口美国液化天然气的可自由支配的关税豁免,或者如果谈判进入第二阶段协议而得到缓解。这种中断和不确定性可能会影响石油和天然气的价格,并可能导致我们改变勘探和生产水平的计划。下文概述了相关的联邦、州和地方法规。我们相信,我们基本上遵守了目前适用的法律和法规,继续大量遵守现有要求不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大不利影响。然而,目前的监管要求可能会发生变化,可能会发生目前无法预见的环境事件, 或者可能会发现过去不遵守环境法律或法规的情况。见第1A项。风险因素 – 天然气行业受到广泛的监管。我们认为,我们受到这些法规的影响与业内其他公司没有什么不同。
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概述。我们的石油和天然气业务受各种联邦、州和地方法律法规的约束。一般而言,这些规例涉及的事项包括但不限于:
2005年8月,美国国会(“国会”)颁布了“2005年能源政策法案”(“EPAct 2005”)。除其他事项外,EPAct 2005修订了天然气法案(NGA),规定“任何实体”,包括其他非管辖权生产商,如Range,使用与购买或销售天然气或受联邦能源管理委员会(FERC)监管的运输服务有关的任何欺骗性或操纵性装置或装置,违反FERC规定的规则,都是非法的。2006年1月,FERC发布了实施这一规定的规则。这些规则规定,任何实体直接或间接使用或使用任何装置、计划或诡计进行欺诈;对重大事实作出任何不真实的陈述或遗漏任何使陈述不具误导性所必需的陈述;或从事任何欺诈或欺骗任何人的行为或做法,均属违法。EP2005法案还授权FERC对违反NGA的行为进行民事处罚。2023年1月12日,FERC发布了一项最终规则,根据2015年联邦民事处罚通货膨胀调整改进法案,将违反NGA的最高民事罚款从每次违规每天1,388,496美元增加到每次违规每天1,496,035美元。反操纵规则不适用于仅涉及州内或其他非管辖范围内的销售或收集的活动,但适用于活动或其他非管辖实体,只要这些活动是在与天然气销售有关的情况下进行的。, 受FERC管辖的采购或运输,其中包括第704号命令(定义和描述如下)下的报告要求。因此,2005年EPAct是对FERC执法权力的一次重大扩展。Range受到这项法案的影响与其他任何天然气生产商没有什么不同。不遵守与2005年EPAct有关的适用法律和条例可能导致重大处罚,该行业的监管负担增加了经营成本,并影响了盈利能力。尽管我们认为我们基本上遵守了与EP2005法案相关的所有适用法律和法规,但此类法律和法规经常被修改或重新解释。因此,我们无法预测合规的未来成本或影响。国会、各州、FERC、其他联邦监管实体和法院定期考虑影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何这样的提议何时或是否会生效。
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2007年12月,FERC发布了关于年度天然气交易报告要求的最终规则,经随后的重审命令修订(“第704号命令”)。根据第704号命令,上一历年超过220万MMBtus实物天然气的批发买家和卖家,包括天然气采集商和营销商,必须在5月1日向FERC报告ST在每一年中,前一历年批发购买或销售的天然气总量,只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第704号命令的指导确定应报告哪些个别交易。第704号命令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数出版商报告价格,如果是,他们的报告是否符合FERC关于价格报告的政策声明。
州内天然气管道运输费率受州监管委员会的监管。州内天然气管道监管的基础,以及对州内天然气管道费率的监管和审查程度,因州而异。国会、FERC、州监管机构和法院不时会考虑可能影响天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类提议何时或是否会生效,也无法预测它们是否会对我们的业务产生影响。我们相信,对州内天然气管道运输率的监管不会以任何与其对类似竞争对手的影响有实质性不同的方式影响我们的运营。
天然气加工。我们依赖于由第三方拥有和运营的天然气加工业务。不能保证这些加工操作在未来将继续不受监管。然而,尽管加工设施可能没有直接关系,但其他法律法规可能会影响可供加工的天然气,如国家对气井允许的生产率和最大日产量的监管,这可能会影响我们的加工。
天然气收集。NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC管辖。我们相信,我们的收集设施符合FERC传统上用来确立管道系统作为非司法管辖区收集者的地位的测试。然而,没有明确的测试来确定管道设施的管辖权地位。此外,FERC监管的传输服务和联邦政府不受监管的收集服务之间的区别不时会引发诉讼,因此我们一些收集设施的分类和监管可能会根据FERC和法院未来的裁决而发生变化。因此,我们不能保证我们的天然气收集设施的管辖地位不会改变。
我们依赖由第三方拥有和运营的收集设施来收集我们物业的产量,因此我们受到这些第三方收取的收集服务费率的影响。如果联邦或州法规的变化会影响在这些第三方设施收集服务的收费,我们也可能会受到这些变化的影响。我们预计,我们受到的影响不会与处境相似的天然气生产商不同。
对石油和天然气液体的运输和销售进行监管。州际液体管道运输费率、条款和条件受到众多联邦、州和地方当局的监管,在许多情况下,在州际管道上运输和销售此类产品的能力取决于根据州际商法(“ICA”)也受FERC管辖的管道。我们不认为这些规定对我们的影响与其他生产商不同。
ICA要求管道在向FERC备案时保持关税。关税规定了既定的费率以及管理这项服务的规则和条例。ICA要求,除其他事项外,州际公共运输管道的费率和服务条款与条件必须“公正、合理”。这类管道还必须以不过分歧视或不适当优惠的方式提供司法服务。托运人有权向FERC挑战新的和现有的费率以及服务条款和条件。
FERCS条例包括一种方法,供输油管道通过使用为此类费率设定最高水平的指数系统来改变其费率。根据FERC的规定,液体管道可以通过使用服务成本法申请超过通过应用索引方法获得的费率的增加,但前提是管道确定管道经历的实际成本与应用索引方法产生的费率之间存在重大差异。液体运输费的增加可能会导致收入和现金流下降。2022年1月,FERC修订了这一指数的调整,将2021年7月1日至2026年6月30日的五年期间的制成品生产者价格指数减去0.21%。这项调整于2022年3月1日生效,每五年进行一次审查。
此外,由于液体管道的共同承运人监管义务,在现有托运人的提名超过能力或新托运人提出能力请求的情况下,必须以公平的方式在托运人之间按比例分配能力。因此,新的托运人或现有托运人增加的数量可能会减少我们可用的运力。任何长时间的运行中断或管道可用能力的削减,
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我们所依赖的液体运输可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
环境和职业健康及安全事宜
我们的运营受到许多联邦、州和地方法律和法规的约束,这些法规涉及职业健康和安全、向环境排放材料或其他与环境保护有关的法律和法规,其中一些法规如果不遵守,将受到重大的行政、民事和刑事处罚。这些法律法规可能包括但不限于:
这些法律法规也可能会限制生产率。此外,环境法律和法规经常发生变化,任何导致更严格和成本更高的油井建设、钻井、水管理或完井活动,或对我们运营中使用或生产的任何物质的废物处理、储存、运输、处置或清理要求更具限制性的变化,都可能对我们的运营和财务状况以及整个石油和天然气行业产生重大不利影响。
石油和天然气活动越来越多地受到某些组织的反对,在某些领域,政府当局出于对防止污染或保护环境的关切而限制或禁止石油和天然气活动。此外,一些环境法律和法规可能会施加严格的责任,而不考虑过错或知情,这可能会使我们对发生时合法的行为或之前的运营商或第三方在我们目前拥有的场地或我们已将废物送去处置的地点造成的行为或条件承担责任。如果未来实施法律或法规,或采取其他政府行动禁止、限制或大幅增加钻探成本,或实施环境保护要求,导致石油和天然气行业总体成本增加,我们的业务和财务业绩可能会受到不利影响。以下是我们的运营所受的一些环境法的摘要。
综合环境响应、赔偿和责任法。经修订的《综合环境反应、补偿和责任法》(CERCLA),也被称为“超级基金”法和类似的州法律,对被认为对向环境中释放或威胁释放“危险物质”负有责任的某些类别的人施加责任,而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人可包括发生危险物质泄漏的一个或多个处置场的所有者或经营者,以及在发生泄漏的地点处置或安排处置危险物质的公司。根据《环境与环境保护法》,所有这些人都可能承担连带责任,支付清理已排放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用。此外,根据环境法或普通法或两者兼而有之,邻近的土地所有者和其他第三方就据称因向环境中排放危险物质或其他污染物而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。尽管石油,包括原油和天然气,在《环境与环境影响报告法》中不是“危险物质”,但至少有两家法院裁定,与生产原油有关的某些废物可能被归为“环境与环境影响报告书”下的“危险物质”,因此,这种废物的排放可能会引起根据“环境、环境、责任和环境法”承担的责任。虽然我们在运营过程中产生了可能被监管为危险物质的材料,但我们尚未收到通知,表明我们可能需要根据CERCLA负责清理费用。此外, 某些州的法律也对石油和天然气废物的处理进行了管理。可能对我们产生重大不利影响的新的州和联邦监管倡议可能会定期提出并实施。
废物处理。我们还可能根据修订后的《资源保护和回收法》(RCRA)和类似的州法律承担责任,这些法律对非危险固体废物和危险废物的处理和处置施加了相关要求。与勘探、开发或生产原油、天然气或地热能相关的钻井液、产出水和其他废物目前由美国环境保护局(EPA)和州机构根据RCRA不那么严格的非危险固体废物进行管理
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规定。这些固体废物有可能在未来被重新归类为危险废物,无论是通过修订RCRA还是通过新的法律,这可能会大大增加我们管理和处置这类废物的成本。此外,普通工业废物,如油漆废物、废溶剂、实验室废物和废压缩机油,可被管制为危险废物。尽管管理被归类为危险废物的废物的成本可能很高,但我们预计不会经历比我们行业中类似情况的公司更沉重的成本。2016年12月,美国环保署在一项同意法令中同意审查其对石油和天然气废物的监管。因此,2019年4月23日,环保局决定保留其根据RCRA对石油和天然气废物进行监管的现行立场。然而,未来法律和法规的任何变化都可能对我们的资本支出和运营费用产生重大不利影响。
我们目前拥有或租赁,并在过去拥有或租赁多年来用于勘探和生产原油和天然气的物业。石油碳氢化合物或废物可能已被处置或释放在我们拥有或租赁的物业上或之下,或被带去处置此类材料的其他地点或之下。此外,其中一些物业是由第三方经营的,这些第三方对石油碳氢化合物和废物的处理、处置或排放不受我们的控制。这些财产和在其上处置或释放的材料可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律法规的约束。根据这些法律和法规,我们可能被要求清除或补救以前处置的废物或财产污染,或进行补救活动,以防止未来的污染。
水的排放和使用。经修订的《联邦水污染控制法》(“CWA”)和类似的州法律对向联邦和州水域排放污染物,包括产出水和其他石油和天然气废物,施加了限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物,除非符合环境保护局或国家颁发的许可证条款。这些法律还禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚和填埋材料,除非获得许可。这些法律和任何执行条例规定了对未经许可排放可报告数量的石油和其他物质的行政、民事和刑事处罚,并可能对清除、补救和损害费用施加巨大的潜在责任。根据这些法律和法规,我们可能被要求获得和维持废水或暴雨水排放的批准或许可,并被要求制定和实施与现场储存超过阈值数量的石油有关的泄漏预防、控制和对策计划,也称为“SPCC计划”。我们定期审查我们的天然气和石油资产,以确定是否需要SPCC新的或更新的计划,如有必要,我们将制定或升级此类计划,预计成本不会很高。
经修订的1990年《石油污染法》(下称《OPA》)载有许多关于防止和应对漏油进入美国水域的要求。OPA要求设施所有者对石油泄漏引起的所有遏制和清理费用以及某些其他损害承担严格、连带和连带的责任,包括但不限于应对石油泄漏到地表水的费用。虽然我们认为我们基本上遵守了OPA,但不遵守可能会导致不同的民事和刑事处罚和责任。
《安全饮用水法》授权的地下注水控制方案禁止任何地下注水,除非获得许可。在我们的运营中,Range可能会在地下油井中处理产出的水,这些井的设计和允许将水放入与淡水水源隔离的深层地质地层中。然而,由于一些州已经开始担心,在某些情况下,产出水的处置可能会导致地震活动,它们已经通过或正在考虑通过关于这种处置的额外规定。我们目前在运营中不使用地下注水。
水力压裂。水力压裂已被该行业使用了60多年,是从致密的地下岩层中刺激天然气和/或石油生产的一种重要和常见的做法。水力压裂过程包括在压力下向目标地下地层注入水、沙子和化学物质,以压裂围岩并刺激生产。我们经常应用水力压裂技术作为我们行动的一部分。这一过程通常由州环境机构以及石油和天然气委员会监管;然而,几个联邦机构已经声称对该过程的某些方面拥有监管权力。例如,环保局根据《清洁空气法》(定义见下文)发布了管理性能标准的最终法规,包括捕获水力压裂过程中释放的空气排放的标准;拟议的流出限制准则,即页岩气开采作业的废水在排放到处理厂之前必须达到;并于2014年5月发布了关于拟议的关于有毒物质控制法的规则制定的预先通知,其中报告了水力压裂中使用的化学物质和混合物。此外,尽管联邦土地管理局于2015年3月发布了一项最终规则,规定了联邦土地上水力压裂的披露要求和其他监管任务,但在2017年12月29日,美国内政部撤销了2015年的规则,该规则将对公共土地上的水力压裂或水力压裂设置新的环境限制,因为它认为2015年的规则施加了不合理的行政负担和合规成本。此外,时不时地,, 国会已经考虑通过立法,旨在规定水力压裂的联邦法规,并要求披露
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水力压裂过程中使用的化学物质。2021年1月20日,总裁·拜登上任第一天,他发布了一项行政命令,其中包括撤销了特朗普政府期间发布的一系列行政命令、总统备忘录和机构关于环境政策的指导意见草案。除了国会采取的任何行动外,我们开展业务的某些州,包括宾夕法尼亚州,已经通过了或其他州正在考虑通过法规,对水力压裂作业实施或可能施加新的或更严格的许可、公开披露或油井建设要求。各州也可以选择完全禁止水力压裂,例如华盛顿州、纽约州、佛蒙特州、马里兰州和俄勒冈州(这些州暂时停止水力压裂直到2025年)。加利福尼亚州州长也宣布了到2024年在该州禁止水力压裂的计划。地方政府或政治分区也可寻求在其管辖范围内通过法令,规定一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点或方式。例如,2021年2月25日,为宾夕法尼亚州、特拉华州、新泽西州和纽约州1300多万人提供饮用水的特拉华州河流流域委员会批准了一项最终规则,禁止在特拉华河流域进行大规模水力压裂,其中包括与特拉华州分水岭重叠的马塞卢斯页岩的一部分,特别是在宾夕法尼亚州东北部和纽约州南部。最近,在2022年12月,特拉华河流域委员会投票禁止水力压裂作业产生的废水进入特拉华河流域水域或陆地。如果是新的或更严格的联邦政府, 如果在我们目前或未来计划运营的地区采用与水力压裂工艺相关的州或地方法律限制,我们可能会产生额外的、更大的成本来满足这些要求。因此,我们还可能在勘探、开发或生产活动的追求中受到额外的许可要求和经历额外的延迟或削减。
此外,某些政府审查正在进行中,重点是水力压裂实践的环境方面。2016年12月,美国环保署发布了关于水力压裂通过抽水、泄漏、直接压裂进入此类资源、液体和气体在地下迁移以及废水处理和排放不足而影响饮用水资源的最终报告,但没有发现这些机制对饮用水资源造成广泛、系统影响的证据。然而,环保局的报告确实确定了未来可以采取的努力,以进一步了解水力压裂对饮用水资源的影响,包括对水力压裂油气井地区的地下水和地表水进行监测。根据EPA的研究、现有法规和我们的做法,我们认为我们的水力压裂作业不太可能影响饮用水资源,但EPA的研究可能导致根据联邦安全饮用水法案或其他监管机制进一步监管水力压裂的举措。
我们相信,我们的水力压裂活动遵循适用的行业惯例和地下水保护的法律要求,我们的水力压裂作业不会导致重大环境责任。我们并不维持只为水力压裂作业的损失提供保险的保单;但我们相信,我们现有的保单将承保因水力压裂造成的任何指称的第三方人身伤害和财产损失,包括突发性和意外污染保险。
空气排放。经修订的1963年《清洁空气法》(“清洁空气法”)和类似的州法律限制从许多来源排放空气污染物。这些法律和任何实施条例可能要求我们在建设或修改某些预计会产生空气排放的项目或设施、实施严格的空气许可要求或使用特定设备或技术控制排放时,必须事先获得批准。我们可能需要在未来几年为空气污染控制设备支付某些资本支出,以维持或获得经营许可证和污染物排放的批准。例如,根据2015年8月时任总裁·奥巴马的甲烷减排战略,环保局提出了新的法规,将为新的和改装的石油和天然气生产以及天然气加工和传输设施设定甲烷排放标准。环保局于2016年6月3日敲定了这些新规定,将于2016年8月2日生效;然而,2017年6月12日,环保局宣布提议将这些逃逸排放标准暂缓两年,“同时该机构将重新考虑这些标准”。2019年9月24日,美国环保署在一项拟议的规则中确定,2016年条例和其他先前规则下的一些要求是不合适的,因为它们影响的是没有被适当确定为受监管来源类别的一部分的来源,而且因为它们施加了多余的要求而不必要。因此,环保局建议取消不适当和多余的要求,同时保持对受监管来源类别中适当确定的排放源的健康和环境保护。然而,在2021年11月2日,, 美国环保局根据《清洁空气法》发布了一项新的拟议规则,旨在减少石油和天然气行业新的和现有来源的甲烷和其他空气污染。这项拟议的规则(I)将要求各州首次减少全国数十万个现有污染源的甲烷排放,(Ii)将扩大目前对石油和天然气行业新的、经过改造和重建的污染源的减排要求,以及(Iii)一旦敲定,可能要求使用先进技术作为井场和压缩机站泄漏调查的“最佳减排系统”的一部分。举行了公众评议期,2022年11月11日,环保局发布了对2021年11月拟议规则的补充,其目的除其他外,旨在(I)确保定期监测油井现场的泄漏,根据现场设备的类型和数量提出要求,(Ii)要求部署创新和先进的监测
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通过建立更广泛的技术可以满足的性能要求,以及(3)通过要求在允许监测结束之前井场被适当关闭和封堵的文件,防止废弃和未封堵油井的泄漏。2023年1月举行了公开评议期,最终规则预计将于2023年晚些时候出台。这些标准何时实施以及是否实施,以及它们具体需要什么,目前尚不清楚。此外,2018年6月,宾夕法尼亚州环保部(DEP)对宾夕法尼亚州新建、改造或运营的所有新获准或改装的天然气压缩机站、加工厂和传输站通过了更高的许可条件,以努力监管这些地点的温室气体排放。为了推进环保部监管甲烷排放的使命,2019年12月,环保部提出了一项规则,监管现有井场和压缩机站的挥发性有机化合物(包括甲烷)的排放,其中一项义务是要求天然气运营商进行季度泄漏检测和补救。宾夕法尼亚州总检察长办公室对拟议的规则进行了审查,随后进行了60天的公众评议期。此后,宾夕法尼亚州环境质量委员会(“PEQB”)于2020年7月27日通过了拟议的规则制定和额外的公众评议期。2022年5月4日,PEQB撤回了这项规定。2022年5月18日,该规则被分成两个单独的规则-一个适用于常规油气来源,另一个适用于非常规油气来源。2022年6月14日,PEQB通过了关于非常规油气来源的规则。在2022年10月12日的会议上,PEQB通过了关于常规油气来源的规则。然而,在2022年11月14日, 宾夕法尼亚州众议院环境资源和能源委员会不批准这种最终省略的规定,触发了14个日历天的立法审查期。由于这样的立法审查期将延长到宾夕法尼亚州向EPA提交实施油气来源VOC排放监管的计划的最后期限2022年12月16日之后,PEQB于2022年11月30日通过了针对传统油气来源的规则,作为紧急认证的最终省略规则制定,前州长汤姆·沃尔夫证明,颁布此类规则对于应对紧急情况是必要的。2022年12月10日,常规规则和非常规规则都作为最终规则公布。自那以后,某些组织对PEQB采取了法律行动,因为它没有遵循适用于传统石油和天然气行业的规则制定要求。遵守这些或任何类似的后来颁布的监管措施可能会直接影响我们,因为我们需要在一些设备上安装新的排放控制,导致许可时间更长,并大幅增加我们的资本支出和运营成本,这可能会对我们的业务产生不利影响。
气候变化。2009年,美国环保署公布了其调查结果,即二氧化碳、甲烷和其他温室气体(温室气体)的排放对公众健康和环境构成威胁,因为根据环保局的说法,这些气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候条件。根据这些发现,环境保护局通过了现行《清洁空气法》下的法规,确立了第五章和防止显著恶化(PSD),允许对某些大型固定污染源的温室气体排放进行审查,这些污染源已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。我们可能会受到这些标题V和私营部门司许可审查的约束,并被要求安装“最佳可用控制技术”,以限制我们未来可能寻求建造的任何新设施或重大改装设施的温室气体排放,如果这些设施的温室气体排放量超过阈值许可水平。环保局还通过了规则,要求每年报告美国特定排放源的温室气体排放量,包括某些石油和天然气生产设施,其中包括我们的几个设施。我们认为,我们的监测活动和报告基本上遵守了适用的义务。
国会不时审议减少温室气体排放的立法,近年来已有一些联邦监管举措来解决温室气体排放问题,如上文更详细描述的那样,设立了第五章和私营部门司,允许审查温室气体排放。此外,2021年12月8日,总裁·拜登签署了一项行政命令,指示政府在本十年结束前将温室气体排放量减少65%,并在2050年实现碳中和。此外,已经出现了一些州和地区的努力,旨在通过限额和交易计划跟踪和/或减少温室气体排放,这些计划通常要求主要的温室气体排放源,如发电厂,获得并交出排放限额,以换取这些温室气体的排放。
虽然目前还无法预测可能通过的应对温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们的业务,但任何此类未来的联邦或州法律法规或国际契约可能会要求我们产生更高的运营成本,如购买和运营排放控制系统的成本,以获得排放限额或遵守新的监管或报告要求。在国际层面上,美国是2015年12月在法国巴黎达成国际气候变化协议的近200个国家之一,该协议呼吁各国设定自己的温室气体排放目标,并对每个国家将用来实现其温室气体排放目标的措施保持透明,该协议于2016年11月4日正式生效。虽然美国在2016年9月正式接受了该协议,但在2017年6月1日,当时的总裁·特朗普决定让美国退出《巴黎协定》。根据《巴黎协定》的条款,美国退出的最早可能生效日期是2020年11月4日。然而,2021年1月20日,总裁·拜登签署了一项行政命令,指示美国重新加入《巴黎协定》,其中
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于2021年2月19日正式生效。目前尚不清楚重新加入《巴黎协定》或任何单独谈判达成的协议会对我们产生怎样的影响。
总裁·拜登在2021年1月上任后宣布,他将要求国会在其总统任期的第一年制定立法,以(I)不迟于2025年他的第一个任期结束时建立里程碑式的环境目标,(Ii)在清洁能源和气候研究与创新方面投入大量资金,(Iii)激励整个经济领域,尤其是受气候变化影响最大的社区,快速发展清洁能源创新。例如,2021年1月20日,总裁·拜登发布了13990号行政命令,要求所有联邦机构的负责人审查特朗普政府时期任何被认为与拜登政府的环境政策不一致的机构活动,并考虑暂停、修改或撤销这些行动。因此,2021年4月,内政部长发布了两项秘书命令,旨在优先采取行动应对气候变化,并撤销至少12项在特朗普政府时期发布的命令,这些命令不再与总裁·拜登领导下的美国内政部的政策优先事项一致。此外,2021年1月27日,总裁·拜登发布了旨在应对气候变化的行政命令,包括暂停联邦土地上新的油气租赁,以及削减化石燃料补贴。最后,应该指出的是,一些科学家已经得出结论,地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生具有重大物理影响的气候变化,例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加。如果发生任何此类影响,可能会对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
我们相信,我们基本上遵守了当前适用的环境法律和法规。虽然我们没有因为遵守环境要求而经历任何实质性的不利影响,但不能保证这种情况会继续下去。我们在2022年没有任何与遵守环境法或环境补救事项有关的物质资本或其他非经常性支出,我们也预计2023年此类支出将是实质性的。然而,我们经常产生支出,并承担符合环境法律和优化我们的排放表现的项目。我们预计这些成本将在未来继续产生。
职业健康和安全。我们还必须遵守修订后的联邦《职业安全与健康法》(下称《职业安全与健康法》)的要求,以及监管员工健康和安全保护的类似州法律。此外,OSHA的危险通信标准要求维护有关在我们的运营中使用或生产的危险材料的信息,并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局和公民。我们相信,我们的业务基本上符合OSHA的要求。
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Certa词汇表在定义的术语中
本报告使用了本词汇表中定义的术语。
Bbl。一个储油桶,或42美国加仑液体体积,这里指的是原油或其他液态碳氢化合物。
Bcf。10亿立方英尺的天然气。
Bcfe.10亿立方英尺天然气当量,基于每桶石油或NGL的6mcf的比率,这反映了相对的能量含量。
BTU。一英制热量单位,一种能量当量单位。英制热量单位是将一磅水的温度从58.5华氏度提高到59.5华氏度所需的热量。
发展良好。在石油或天然气储集层的探明区域内钻到已知可生产的地层层位深处的井。
干井。不能生产足够经济数量的石油或天然气的油井。
探井。在未探明的地区发现石油或天然气,在现有油田中发现新的油气藏,或扩大已知油气藏的井。
总英亩或总井。一块土地或一口井的总面积(视属何情况而定),其中有一块土地或一口井。
Henry Hub价格。以结算日平均报价的天然气基准价。
Mbbl.1000桶原油或其他液态碳氢化合物。
麦克夫。一千立方英尺的天然气。
每天的MCF。每天1000立方英尺的天然气。
麦克菲。1000立方英尺天然气当量,基于每桶石油或NGL的6mcf的比率,这反映了相对的能量含量。
MMbbl.100万桶原油或其他液态碳氢化合物。
MMBtu.百万英制热量单位。
MMcf.100万立方英尺的天然气。
麦克菲先生。一百万立方英尺的气体当量。
NGL。天然气液体是在天然气中发现的自然存在的物质,包括乙烷、丁烷、异丁烷、丙烷和天然气汽油,可以从生产的天然气中集体去除,分离成这些物质并出售。
净英亩或净井。在总英亩或总油井中拥有的零碎工作权益的总和。
纽约商品交易所。纽约商品交易所。
现值(PV)。未来现金流量净额的现值,使用10%的贴现率,使用报告日期生效的不变价格和成本从估计的已探明储量中扣除(除非此类价格或成本根据合同规定发生变化)。税后现值是标准化计量。
多产井。正在生产石油或天然气或有能力生产的油井。
已探明已开发的未动用储量。已探明储量包括:(I)已完成及测试但因缺乏市场或轻微完井问题而未能生产的油井的已探明储量,预期将予纠正;及(Ii)现有油井的已探明储量,因测井特征及邻近油井的类似产量而预期可生产。
探明的已开发储量。(1)通过现有设备和作业方法的现有油井,或所需设备的成本与开采成本相比相对较小的已探明储量。
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(Ii)通过已安装的开采设备和在储量估计时投入使用的基础设施(如果开采方式不涉及油井)。
已探明储量。地质和工程数据可以合理确定地估计,在提供经营权的合同到期之前的一段合理时间内,在现有经济、运营和监管条件下,从已知油气藏经济上可以生产的原油、天然气和天然气的数量,除非有证据表明续签是合理确定的。
已探明的未开发储量。已探明储量,预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。
重新完成。在先前完井的地层之外的另一个地层中完成现有井筒的生产。
储备寿命指数。某一时间点的探明储量除以当时的产量(每年或每季度)。
版税面积。指的是一种费用、矿产或特许权使用费权益,使所有者有权免费获得所生产的石油和天然气的特定部分或这种生产的价值的特定部分,且无需支付所有生产成本。
版税利益。在石油和天然气财产中的权益,使所有者有权分享石油和天然气生产,而不必支付生产成本。
标准化测量。根据委员会关于在提交委员会的财务报表中列入石油和天然气储量信息的规则,所得税后估计探明储量的未来净现金流的现值以10%的折现率计算,持有价格和成本按报告日期的有效金额不变(除非此类价格或成本根据合同规定可能发生变化)。
Tcfe.一 万亿立方英尺天然气当量,一桶天然气或原油相当于6000立方英尺天然气。
未经证实的财产。没有探明储量的物业。
工作兴趣。使所有者有权钻探、生产和在该财产上进行经营活动和分享生产的经营利益,但须缴纳所有特许权使用费、凌驾于特许权使用费和其他负担、勘探、开发和运营的所有成本以及与此相关的所有风险。
非常规的游戏。石油和天然气行业中使用的一个术语,指的是目标油藏通常分为三类:(1)致密砂岩、(2)煤层或(3)页岩。储集层往往覆盖很大面积,缺乏通常定义常规储集层的明显圈闭、盖层和离散的碳氢化合物-水边界。这些油藏通常需要压裂增产或其他特殊开采工艺才能达到经济流量。
第1A项。风险因素
虽然我们利用稳健的流程和资源来识别和管理风险,但我们在业务过程中面临各种风险和不确定性,其中一些风险与任何业务面临的风险相当,一些风险是我们业务所独有的。以下概述了可能对我们的业务、财务状况或经营结果产生不利影响的已知重大风险和不确定性。在考虑进行或维持对我们证券的投资时,您应仔细考虑以下包括的风险因素,以及题为“有关前瞻性陈述的披露”一节所提及的事项,以及通过引用方式包含在本Form 10-K年度报告中的其他信息。这些风险并不是我们面临的唯一风险。我们的业务还可能受到其他风险和不确定性的影响,这些风险和不确定性目前我们不知道,或者根据我们目前掌握的信息,我们认为这些风险和不确定性不是实质性的。如果以下描述为风险的任何事件实际发生,可能会对我们的业务、财务状况或运营结果造成重大损害,或损害我们执行业务计划或完成预期发展活动的能力。在这种情况下,我们普通股的市场价格可能会下跌,如果足够严重,我们证券投资的全部价值可能会变得一文不值。
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与我们的业务相关的经济风险
天然气、天然气和石油价格的波动严重影响了我们的现金流和资本资源,并可能阻碍我们的经济运营能力。天然气、天然气和石油价格波动很大,价格下跌对我们的盈利能力和财务状况产生了不利影响。作为一项大宗商品业务,石油和天然气行业通常是周期性的,我们预计这种波动将持续下去。天然气价格对我们的影响可能比石油价格更大,因为截至2022年12月31日,我们已探明储量的大约65%是天然气,而且过去的一些时候,与我们的生产成本相比,天然气价格一直很低。 天然气、天然气和石油价格随着供需变化、市场不确定性和其他我们无法控制的因素而波动。这些因素包括:
这些因素和其他因素对天然气、天然气和石油价格的长期影响是不确定的。天然气和NGL大宗商品价格的历史性下跌通过以下方式对我们的业务产生了不利影响:
如果对天然气、NGL和石油的需求减少,我们收到的价格以及我们营销和生产天然气、NGL和石油的能力可能会受到负面影响。天然气、天然气和石油市场的波动性以及我们产品的价格在很大程度上是由我们无法控制的各种因素决定的。由于缺乏当地市场需求以及运输和储存能力,美国一些地理区域的天然气和油井的产量已经或可能在相当长的一段时间内减产。最近,由于大宗商品价格较低,我们暂时关闭了油井,如果对我们产品的需求减少和/或价格下降,我们的一些油井可能会在未来关闭,或者销售条款可能不如其他方式获得的优惠。市场竞争一直很激烈,买家将支付的价格或是否有足够的存储空间仍存在不确定性,所有这些都可能对我们的现金流、运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
我们可能会经历一段成本更高的时期。这些成本增加可能会降低我们的盈利能力、现金流和按计划进行开发活动的能力。我们依赖第三方承包商为我们的运营提供关键服务和设备。从历史上看,在石油、天然气和天然气价格上涨的时期,我们的资本和运营成本都会上升。这些成本增加是由我们无法控制的各种因素造成的,例如我们和我们的供应商所依赖的电力、钢铁和其他原材料成本的增加;随着钻井和完井活动的增加,对劳动力、服务和材料的需求增加;以及税收增加。天然气和石油行业钻探活动的增加可能导致一些钻探设备、材料和供应的成本增加。此类成本的增长速度可能快于我们收入的增长,从而对我们的盈利能力、现金流以及按计划和预算开展开发活动的能力产生负面影响。
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在整个2022年,我们经历了由于行业活动增加、供应链中断、俄罗斯-乌克兰冲突和全球货币政策而导致的成本上涨。我们继续采取行动和实施计划,以加强我们的供应链,以应对这些压力。然而,我们预计在可预见的未来,我们的成本结构将面临供应链限制和通胀压力,包括钢铁、燃料和劳动力等项目。通过继续专注于成本控制举措和行动,提高我们的钻井、完井和运营效率,我们能够缓解一些通胀压力。
我们的负债可能会限制我们成功经营业务的能力。我们是固定利率优先票据的借款人,并维持着截至2022年12月31日余额为1900万美元的银行信贷安排。我们的勘探和开发计划需要大量的资本资源,这取决于钻探水平和预期的服务成本。现有业务还需要持续的资本支出。我们的负债水平增加可能会:
从历史上看,我们通过运营现金流、银行信贷安排以及债务和股权发行为资本支出提供资金。我们还从事资产货币化交易;然而,如果通过债务或股票市场或通过额外的银行债务无法获得资本,我们可能会被迫出售资产。未来的现金流受到许多变量的影响,例如现有油井的产量水平、天然气、天然气和石油的价格,以及我们开发和生产储量的成功与否。如果我们获得资本的渠道因各种因素而受到限制,这些因素可能包括天然气、NGL和石油价格下降导致的收入减少,或者产量减少或信贷和资本市场恶化,我们为我们的运营提供资金和更换储备的能力将降低,导致我们的财务灵活性进一步受到压力。
根据我们的银行信贷安排可供借款的金额受借款基数的影响,借款基数由我们的贷款人在考虑我们的估计已探明储备后确定,并会根据贷款人当时确定的定价模型定期重新确定。天然气、NGL和石油价格的下跌对我们的估计已探明储量的价值产生了不利影响,进而影响了我们的贷款人用来确定我们的借款基础的市场价值,并可能导致我们决心降低我们的借款基础,从而降低我们的财务灵活性。
全球金融市场的中断或波动可能会导致信贷供应收缩,影响我们为业务融资的能力。目前,我们需要继续获得资本。运营现金流的大幅减少或信贷的可获得性可能会对我们进行计划的运营的能力产生实质性的不利影响。我们还面临与我们的银行信贷安排相关的一些信用风险,即我们的一个或多个贷款人遇到流动性问题,无法根据我们现有的循环信贷额度向我们提供必要的资金。
任何不能履行债务义务的行为都可能损害我们的业务、财务状况和经营业绩。。由于大宗商品价格的可变性质,我们的收益和现金流将每年都会波动。如果我们的现金流和资本资源不足以为债务提供资金,我们可能会被迫出售资产、寻求额外的股权出售或重组债务。我们重组债务的能力将取决于资本市场的状况和我们目前的财务状况。任何债务重组都可能以更高的利率进行,并可能要求我们遵守更繁琐的公约,这可能会进一步限制我们的运营和财务灵活性。现有或未来债务工具的条款可能会限制我们采用其中一些替代方案。
我们获得了美国主要信用评级机构的债务评级。可能影响我们信用评级的因素包括债务水平、计划中的资产购买或出售以及相对于债务余额的短期和长期现金流。评级机构还会考虑流动性、资产质量、成本结构、产品组合(天然气、天然气和石油)以及预计的大宗商品定价水平。评级下调可能会对我们未来进入债务市场的能力产生不利影响,增加未来债务的成本,并可能要求我们为某些债务提供信用证或其他形式的抵押品。例如,由于大宗商品价格长期低迷及其对我们财务的影响,穆迪和标准普尔在2020年下调了我们的评级,同时进行了全行业的重新评级过程
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结果。在2021年和2022年,穆迪和标准普尔都上调了我们的评级。我们不能保证我们目前的评级将在任何给定的时间段内保持有效,或保证评级在未来不会被下调。
由于我们借款安排中的交叉违约条款,如果我们发生违约,我们可能无法偿还所有未偿债务。我们优先债务的条款,包括我们的循环信贷安排,包含交叉违约条款,这些条款规定,如果我们的契约或其他贷款协议下发生某些违约,我们将在此类协议下违约。因此,如果根据这些协议中的任何一项,违约事件发生在某些门槛以上,我们将面临根据所有债务协议违约的前景,在这种情况下,我们有义务偿还所有未偿债务,但很可能无法同时偿还所有未偿债务。在这种情况下,我们可能无法获得替代融资,或者,如果我们能够获得此类融资,我们可能无法以我们可以接受的条款获得融资,这将对我们继续执行业务计划、进行资本支出和为我们的运营提供资金的能力产生负面影响。
衍生产品交易可能会限制我们的潜在收益,并涉及其他风险。。为管理我们对大宗商品价格波动的风险敞口,我们目前及未来可能会订立衍生品安排,就我们未来生产的一部分利用大宗商品衍生品(“对冲”)。套期保值通常旨在锁定大宗商品价格,以限制波动性并提高现金流的可预测性。如果天然气、天然气液化天然气和石油价格高于对冲设定的价格,这些对冲交易可能会限制我们的潜在收益。此外,衍生品交易在某些情况下可能使我们面临财务损失的风险,包括在以下情况下:
我们不能确定我们可能达成的任何衍生品交易是否足以保护我们免受天然气、NGL或石油价格下跌的影响。此外,如果我们未来选择不从事衍生品交易,我们可能会比使用衍生品交易的竞争对手更受天然气、天然气和石油价格下跌的不利影响。长期而言,较低的天然气、天然气和石油价格也将对我们以高于生产成本的价格签订衍生品合同的能力产生负面影响。
如果交易对手未能履行衍生品合同,我们将面临财务损失的风险。我们无法预测交易对手的信誉或履约能力的突然变化。即使我们确实准确地预测了这些变化,我们缓解风险的能力也可能是有限的,这取决于市场状况。此外,如果我们的一个或多个对冲交易对手破产,或其他类似的程序或流动性限制,我们将不太可能收回陷入困境的一个或多个实体欠我们的全部或很大一部分金额。在大宗商品价格下跌期间,我们的衍生品应收账款头寸增加,这增加了我们对交易对手的风险敞口。如果我们交易对手的信誉恶化,导致他们无法履行,我们可能会招致重大损失。我们不从事涉及加密货币的交易。
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与我们的运营相关的风险
钻探是一项不确定且代价高昂的活动。。钻井、完井和运营一口井的成本往往是不确定的,许多因素可能会对一口井的经济产生不利影响。如果我们钻探干井或油井,但在钻探、运营和其他成本之后,我们生产的天然气、天然气和石油不足以在商业上可行,那么我们的努力将是不经济的。没有办法在钻探和测试之前确定是否有任何特定的勘探将以商业上可行的数量生产天然气、NGL或石油。此外,我们的钻探和生产作业可能会因各种因素而被削减、推迟或取消,包括但不限于:
如果这些因素中的任何一个发生,我们可能会失去全部或部分投资,或者我们可能无法实现预期的收益,这两者中的任何一个都可能对我们的收入和盈利产生实质性的不利影响。我们的业务包括利用我们和我们的服务提供商开发的钻井和完井技术。我们在钻水平井时面临的风险包括但不限于以下几点:
我们在完成水平井时面临的风险包括但不限于以下几点:
我们确定的钻探地点计划在数年内进行,这使得它们容易受到不确定性的影响,这些不确定性可能会实质性地改变其钻探的发生或时机。。我们的管理团队已经特别确定并安排了某些钻探地点,以便在我们现有的土地上进行未来多年的钻探活动。这些钻探地点是我们发展战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素,包括天然气和石油价格、资金的可获得性和成本、钻井和生产成本、
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钻井服务和设备的可获得性、钻井结果、租约到期、运输限制、监管和分区批准以及其他因素。由于这些不确定的因素,我们不知道我们已经确定的众多钻探地点是否都会被钻探。此外,除非在覆盖一些钻探地点的未开发英亩土地的间隔单位内建立生产,否则此类土地的租约将到期。在勘探和开发活动步伐放缓的地区,这些风险有时会更大。因此,我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动大不相同。此外,我们将需要大量资本在较长的时间内进行这些地点的发展,而我们可能无法筹集或产生所需的资本。我们能够在这些地点进行的任何钻探活动可能不会成功,或导致我们有能力将已探明储量增加到我们的总已探明储量,或可能导致我们的估计已探明储量向下修正,这可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
我们的业务受到经营风险的影响,这些风险可能会导致我们的保单可能无法完全覆盖的重大损失或债务。。虽然我们有降低运营风险的流程和程序,但天然气、天然气和石油业务面临许多风险,包括井喷、弹坑、爆炸、石油、天然气或井液的失控流动(尤其是到达地表水或地下水的井液)、火灾、管道或水泥故障、管道破裂或泄漏、破坏、污染、有毒气体释放、具有异常或意外压力的地质构造、不利天气条件或自然灾害以及其他环境危害和风险。此外,我们的业务有时靠近人口稠密的商业区或住宅区。如果这些危险中的任何一种发生,我们可能会因以下原因而遭受重大损失:
我们根据我们认为是行业惯例的做法,按照我们认为审慎且在商业上可行的金额和成本,为我们的业务产生的许多(但不是全部)潜在损失或责任提供保险。我们的保险包括在恢复之前必须满足的免赔额,以及次级限额和/或自我保险。另外,我们的保险是有免责条款和限制的。我们的保险并不涵盖与我们的业务相关的所有潜在风险,包括可能造成的重大收入损失。我们不能保证我们的保险范围将充分保护我们免受所有潜在后果、损害和损失的责任。
我们可以选择不购买保险,如果我们确定可用保险的成本相对于我们认为的风险过高。然而,这样的判断可能被证明是不正确的。此外,一些形式的保险可能在未来变得不可用。如果我们因重大事件而承担责任,而损害不在保险范围内或超过保单限额,则我们可用于运营的收入和资金将减少,这反过来可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
此外,我们在很大程度上依赖于由第三方拥有和运营的设施,特别是天然气运输和加工设施,这些第三方设施的损坏或破坏可能会影响我们加工、运输和销售我们产品的能力。在一定程度上,我们为宾夕法尼亚州的三家第三方加工厂和我们油井的连接线提供业务中断保险,我们在那里为加工厂的承保损失或损坏造成的生产中断造成的潜在灾难性损失投保;然而,此类保险是有限的,可能不足以保护我们免受所有潜在后果、损害和损失的影响。
我们的生产资产集中在阿巴拉契亚盆地的宾夕法尼亚州部分,这使得我们很容易受到在一个地理和政治区域运营的风险的影响。基本上,我们已探明总储量的100%可归因于我们位于阿巴拉契亚盆地的资产,这些资产全部位于宾夕法尼亚州。此外,我们的产品还容易受到加工和运输限制的影响。例如,我们的NGL的很大一部分是通过某些管道在宾夕法尼亚州运输的,这些管道一直是并将继续成为州和地方审查和调查的主题,监管机构的建设和流动停顿、诉讼以及各种罚款和处罚。我们也更严重地受到宾夕法尼亚州广泛和不断变化的监管环境的影响,这可能会导致额外的成本、延迟或中断我们油井的建设、开发和生产。另请参阅下文天然气行业受到广泛的监管。此外,宾夕法尼亚州的地方政府
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授权通过和实施条例,并对我们的井场、油罐区和其他相关设施的选址施加某些限制。在开始建设我们的设施之前,可能需要得到一个或多个地方政府机构的批准,其中一些批准是在公开听证会之后进行的,这可能会导致延误、增加费用,在某些情况下,还会阻碍开发。此外,新的举措或法规可能包括限制我们进行某些作业的能力,例如水力压裂或处置我们作业产生的物质,包括但不限于产出水、钻井液和与我们作业相关的其他废物。目前有几个州已经选择完全禁止水力压裂,包括华盛顿州、纽约州、马里兰州、佛蒙特州和俄勒冈州(暂停水力压裂到2025年);如果宾夕法尼亚州或联邦政府禁止水力压裂,将阻碍我们马塞卢斯页岩储量的经济发展,给我们带来严重的财务后果。
我们在水力压裂作业中使用了大量的水。我们无法找到足够数量的水,也无法处理或回收我们运营中使用的水,这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。水是我们钻井和水力压裂过程的重要组成部分。限制或限制我们获得足够水量的能力(包括干旱等自然原因造成的限制)可能会影响我们的行动。如果我们无法从当地来源获得用于我们行动的水,我们可能需要从新的来源获得水,并将水运输到钻探地点,从而导致成本增加。我们必须处理或回收我们行动中使用的水。遵守有关提取、储存和使用地表水或地下水的环境和许可要求可能会增加成本,并导致我们的业务延误、中断或终止。
我们的业务依赖于其他人拥有的天然气和石油运输以及NGL加工设施,并取决于我们与这些人签订合同的能力。我们销售天然气、NGL和石油生产的能力在一定程度上取决于第三方拥有的集输管道系统、加工设施、轨道车、卡车或船只的可用性、邻近程度和能力,以及我们与这些第三方签订合同的能力。这些系统和设施缺乏可用能力,可能导致生产井关闭或物业开发计划延迟或中断。另请参阅上文我们的生产地集中在阿巴拉契亚盆地的宾夕法尼亚州部分, 使我们容易受到与在一个地理和政治区域运营相关的风险的影响。虽然我们对产品的运输有一定的合同控制权,但这些业务关系的重大变化,包括合同对手方的财务状况,可能会对我们的运营产生实质性影响。在某些情况下,我们不在第三方设施上购买确定的运输,因此,我们的生产运输可能会被那些有确定安排的人中断。在其他情况下,我们已经达成了确定的运输安排,无论实际吞吐量如何,我们都有义务支付最低运量的费用。如果由于开发活动减少或延迟、当前商品价格环境、生产相关困难或其他原因导致产量下降,我们可能无法利用现有确定运输合同下的所有权利,导致我们有义务支付费用而不从销售中获得收入。此类费用可能数额巨大,并可能对我们的运营产生实质性的不利影响。我们还与第三方签订了长期协议,提供天然气收集和加工服务。在某些情况下,收集系统和输送管道的能力可能不足以容纳现有油井和新油井的产量。联邦和州对天然气和石油生产和运输的监管、税收和能源政策、供需变化、管道压力、管道的损坏或破坏以及总体经济状况可能会对我们生产、收集和运输天然气、NGL和石油的能力产生不利影响。如果这些第三方管道或其他设施中的任何一个部分或完全无法运输或加工我们的产品,或者天然气管道或设施的天然气质量规格发生变化以限制我们通过这些管道或设施运输天然气的能力, 我们的收入可能会受到不利影响。
由于维护、机械故障、事故、天气和/或其他原因导致的第三方设施中断可能会对我们营销和交付产品的能力造成负面影响。特别是,支持我们在宾夕法尼亚州西南部核心作业区的某些第三方天然气加工设施的中断可能会对我们在该地区营销和交付天然气生产的能力产生重大影响,特别是如果这种中断持续的时间超过短期,可能导致我们必须大幅削减产量。我们无法控制何时或是否恢复这些设施,而且通常也无法控制将收取的价格。由于缺乏现金流,全面停产将对我们造成重大影响,如果很大一部分产量以低于市场价格的价格进行对冲,我们在该等财务对冲下对交易对手的义务将不得不通过借款支付,从而进一步影响我们的财务状况。
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与我们经营的行业相关的风险
天然气行业受到广泛的监管。天然气、NGL、凝析油和其他碳氢化合物,以及我们生产这些产品的业务,都受到联邦、州和地方各级广泛的法律、法规和法令的约束。此外,当局亦不断检讨影响业界的新法例、拟议规则制定和条例修订,以期对我们的产品和业务提出更广泛的要求和规则。遵守众多政府部门和机构的新法律和不断扩大的法律往往会增加我们的经营成本,延误我们的运营,并降低我们的盈利能力。某些潜在的立法,如禁止水力压裂,甚至可能使我们无法经济地开发我们的储量。
影响我们业务的法律和法规制约的事项包括但不限于:可能向环境排放的物质和材料的数量和类型,包括温室气体;对意外向环境释放的受管制物质或材料的反应;钻井和完井过程中用水的来源和处置;有关钻井、完井和生产作业的许可证、性能规则和报告义务;受威胁或濒危物种和水道保护工作;以及与气候相关的举措。
环境法规和污染责任可能使我们面临巨大的成本和处罚。我们可能会因遵守现有或未来的环境法律、法规和执法政策或倡议而招致巨大的成本和责任。其中一些环境法律和法规可能会施加严格的、连带的责任,而不考虑过错或知情,这可能会使我们对发生时合法的行为承担责任,或由先前的所有者或运营商造成的条件,或与我们将材料用于回收或处置的第三方场地有关的责任。宾夕法尼亚州的法律还规定,无论过错或意图如何,某些物质的释放都要承担刑事责任。不遵守这些法律和法规可能会导致我们的项目或其他业务的批准或执行出现延误、取消或限制,并使我们受到行政、民事和/或刑事处罚、纠正行动以及禁止我们的部分或全部业务的命令。我们的运营可能会受到新的和修订的法律法规以及对现有法律法规的重新解释或政府加强与环境法相关的执法的影响。例如,经过适当处理的钻井液和产出水目前不受RCRA规定的危险废物的监管,而是受RCRA的非危险废物条款监管。环保局未来可能会提议制定规则,将此类废物指定为危险废物而不是非危险废物,并可能在州一级做出类似的指定。如果这种情况发生在联邦和/或州一级,可能会导致获得和维持遵约的巨大成本。
我们还可能面临与我们的运营和废物处理实践相关的碳氢化合物、空气排放和废水或其他液体排放的责任和成本。根据环境法律和法规,我们、我们的承包商或我们的运营导致的危险物质或受管制物质的泄漏或其他未经授权的泄漏可能使我们面临重大损失、支出和责任、民事和刑事责任,我们目前和过去都参与了此类调查、补救和监测活动。宾夕法尼亚州总检察长办公室已公开宣布调查和指控,一般与我们在宾夕法尼亚州的行业有关。此外,邻近的土地所有者和其他第三方可能会对我们提出索赔或提起诉讼,指控我们因向环境中排放物质而造成人身伤害和/或财产损失,无论是否有证据表明我们的运营产生了影响,所有这些都可能导致重大的诉讼或和解费用以及声誉损害。
有关受威胁和濒危物种以及航道保护的法律法规可能会延误或限制我们的行动,并导致我们招致巨额成本。各种联邦和州法规禁止对濒危或受威胁物种及其栖息地产生不利影响的行动或行动。这些法规包括1973年的联邦濒危物种法案(“欧空局”)、候鸟条约法案、CWA、CERCLA和类似的州计划。美国鱼类和野生动物服务局(FWS)可能会指定其认为对受威胁或濒危物种的生存所必需的关键栖息地和合适的栖息地。一个关键的栖息地或合适的栖息地指定可能会导致对土地使用的实质性限制,并延误、限制甚至阻止我们的行动。拜登政府已采取行动,扩大欧空局的执法范围,包括扩大“关键栖息地”的定义。虽然目前FWS所列的濒危或濒危物种均不会对我们的业务产生重大影响,但在我们开展业务的地区或扩大指定为“关键栖息地”的地区,未来将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种,可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加,和/或限制或阻止我们的业务能力,这可能会对我们开发和生产保护区的能力产生不利影响。
此外,根据《公约》的范围及其对美国水域的保护,湿地或其他环境敏感地区的存在可能会影响作业。2022年12月30日,美国环保局宣布了一项最终规则,涉及修订后的“美国水域”定义,其中包括类似于2015年前定义的更广泛的解释。这一最终规则在《联邦纪事报》公布60天后生效。一旦生效,这一规则可能会导致环境保护局或州机构扩大CWA,对其各自的执法角色采取更广泛的看法。环保局可能会在未来改变其规则。如果法律挑战或任何进一步的规则制定
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扩大CWA的管辖权,我们可能会招致更多的成本和限制,和/或许可或项目的延误或取消,这可能会导致重大成本和负债或财务损失。
与气候有关的法规和倡议可能使我们面临巨大的成本和业务限制。关于我们的气候变化的程度、气候变化的潜在原因及其潜在影响,公众正在进行一场辩论。作为这场辩论的一部分,人们还普遍认为,包括二氧化碳和甲烷在内的温室气体水平的增加已经并将继续促进气候变化,气候变化已导致与化石燃料的生产和温室气体排放相关的许多监管、政治、诉讼和金融风险。
联邦和州政府不时考虑立法和法规以减少温室气体排放,包括但不限于实施天然气行业的温室气体监测和报告,其中包括我们的某些业务。环保局试图根据《清洁空气法》和针对挥发性有机化合物(VOCs)的新来源性能标准(NSPS)实现这些减少,包括石油和天然气来源的甲烷排放。2021年,美国环保局提出了新的NSP,作为减少现有石油和天然气来源甲烷排放的拟议规则的一部分,该规则将(I)要求各州首次减少全国数十万个现有来源的甲烷排放,(Ii)扩大石油和天然气行业新的、经过改造和重建的来源目前的减排要求,以及(Iii)在最终敲定后,要求使用先进技术作为井场和压缩机站泄漏调查的“最佳减排系统”的一部分。2022年11月11日,环保局补充了其关于NSPS的拟议规则,以(I)确保定期监测所有井点的泄漏,要求基于现场设备的类型和数量,(Ii)通过建立更广泛的技术可以满足的性能要求,要求部署创新和先进的监测技术,以及(Iii)通过要求在允许监测结束之前适当关闭和封堵井点的文件,防止废弃和未封堵油井的泄漏。2023年1月对补充后的拟议规则进行了公开评议期,最终规则预计将于2023年晚些时候制定。虽然最终规则的范围无法预测, 遵守拟议的条款,如扩大监测要求和更严格的排放限制,可能会产生额外的成本。在宾夕法尼亚州,监管机构已经对直接影响我们运营的油井现场作业、压缩机、加工厂和其他下游设施实施了运营许可和排放限制。环保部正在实施新的附加法规,以限制石油和天然气行业现有来源的VOCs。还出现了一些州和地区的努力,试图通过总量管制和交易计划来追踪和减少温室气体排放,在这些计划中,排放者将被要求获得并交出排放限额,以换取排放温室气体。2020年9月,PEQB批准了一项决议草案,以加入区域温室气体倡议(RGGI),该倡议是康涅狄格州、特拉华州、缅因州、马里兰州、马萨诸塞州、新罕布夏州、新泽西州、纽约州、罗德岛州和佛蒙特州之间的合作努力,旨在限制和减少电力部门的CO2化石燃料发电厂排放的废气。然而,为了回应PEQB加入RGGI的决议,宾夕法尼亚州议会于2021年12月15日通过了一项决议,表达了对该州加入RGGI的努力的反对,称RGGI将推高能源成本,导致数千人失业。2022年1月10日,沃尔夫州长否决了这项反对决议。2022年4月,宾夕法尼亚州参议院未能推翻沃尔夫州长的否决,因此,宾夕法尼亚州正式加入RGGI。然而,2022年7月,宾夕法尼亚州联邦法院发布了一项命令,阻止该州参与RGGI,直到法院对其合宪性做出裁决。除了RGGI,环保部还在评估其他法规,以实现减排。我们已经启动了自己的内部目标,以减少我们运营中的温室气体排放。例如,制定到2025年实现温室气体净零排放1和2的目标;然而,有多种因素可能阻碍我们实现这一目标,包括但不限于操作故障、设备和服务的可用性、工程成果、资金限制以及碳抵消倡议的可用性和成功。考虑到与新兴技术的使用、市场状况以及经过验证的碳抵消的可用性相关的不确定性,我们无法预测我们是否能够及时实现温室气体净零排放目标。未能达到我们的温室气体排放目标或未能达到我们的温室气体排放目标的看法(无论是否有效)可能会损害我们的声誉,并对我们的股价产生负面影响。
应对全球气候变化的联邦、州和地区行动的结果可能导致各种新的法律和法规来控制或限制排放,包括阻止或限制温室气体排放的税收或其他收费。这也可能取决于政治结果,因为一直有某些候选人寻求竞选各州和联邦政府的各种职位或他们任命的人,他们承诺限制温室气体排放,禁止水力压裂油井和天然气井,并禁止在联邦土地上生产石油和天然气的新租约。我们的储量开发严重依赖水力压裂的使用,如果不使用这种技术(我们认为这种技术已经安全地进行了几十年),我们就无法在经济上开发我们的任何储量,禁止这种技术将给我们带来实质性的经济损害。
与气候变化担忧相关的诉讼风险也在增加,因为一些城市和地方政府已在州和联邦法院对化石燃料生产商提起诉讼,声称对公众造成的危害提出索赔,并要求对气候变化对道路和基础设施的影响进行赔偿。这类诉讼还声称
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化石燃料生产商已经意识到气候变化的不利影响,并通过未能充分披露这些影响来欺骗投资者。
包括天然气生产商在内的化石燃料能源公司的财务风险也在上升,因为担心化石燃料对气候变化潜在影响的股东和债券持有人可能会选择将部分或全部投资从基于化石燃料的能源转移出去。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款机构也一直受到维权人士的压力,并成为游说的对象,要求它们不要为化石燃料生产提供资金。此外,2021年11月,美联储发表了一份声明,支持绿化金融系统网络的努力,以确定与中央银行和监管机构最相关的气候相关挑战的关键问题和潜在解决方案。美联储是该网络的成员。其中一些机构贷款人可能会选择不为我们提供资金,这可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消,或损害我们的经济运营能力。
某些向投资者和股东提供公司治理和其他公司风险信息的组织已经制定了分数和评级,以基于可持续性或环境、社会和治理(“ESG”)指标来评估公司和投资基金。目前,这种评分或评级没有统一的标准,但可持续发展评估的重要性正越来越广泛地被投资者和股东接受。国内和国际上的一些倡导团体一直在倡导政府和私人采取行动,促进上市公司在ESG问题上的变革,包括通过投资顾问、公共养老基金、大学和投资界其他成员的投资和投票做法。因此,许多投资基金在进行投资时,关注积极的ESG业务实践和可持续发展分数。不适应或不遵守投资者或股东ESG期望和标准的公司,或被认为没有对日益关注的ESG问题做出适当反应的公司,无论是否有法律要求这样做,都可能遭受声誉损害,此类公司的财务状况、运营结果或现金流可能受到重大不利影响。
此外,我们可能会不时创建和发布有关ESG事项的自愿披露。该等自愿披露中的许多陈述均基于假设性预期和假设,这些预期和假设可能代表或不代表当前或实际风险或事件,或预期风险或事件的预测,包括相关成本。这种期望和假设必然是不确定的,可能容易出错或受到误解,因为所涉及的时间很长,而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一办法。
目前,我们无法预测由于气候担忧而导致的此类法律、法规、地区或国际倡议或契约、诉讼、ESG评级或融资限制对我们未来综合财务状况、运营业绩或现金流的潜在影响;然而,此类影响可能是实质性的,并对我们的业务产生实质性的负面影响。
有关我们的储备和未来净现金流的信息是估计的,并不一定与我们的结果相符。在估计已探明的天然气和石油储量及其价值时,存在许多固有的不确定性,包括许多我们无法控制的因素。对已探明储量的估计取决于与当前和未来经济状况、商品价格以及我们油井的预计生产率有关的许多假设。如果我们经历了大宗商品价格持续下跌的时期,我们已探明储量的一部分可能被视为不经济的,不再被归类为已探明储量。尽管我们使用稳健的流程和程序来评估和估计我们的储量,但它们都是估计的,而开发我们的估计储量的实际产量、收入和成本将与估计不同,这些差异可能是重大的和/或负的。
储量估算是一个主观的过程,涉及估算从无法直接测量的天然气和石油地下储量中回收的量。因此,不同的石油工程师,各自使用业界公认的地质和工程实践以及科学方法,可能会根据相同的可用数据计算不同的储量估计和未来净现金流。由于工程原理主观上适用于天然气、NGL和石油储量估计,下列各项可能与估计的数量或其他因素有很大不同:
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本报告所载来自我们已探明储备的贴现未来现金流量净额,与我们物业应占储备的市值并不相同。根据美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)的要求,我们已探明储量的估计贴现未来净收入是基于12个月平均价格(每月1日),而成本估计是基于当前的年终经济状况。未来的实际价格和成本可能会大幅上升或下降。此外,根据美国公认会计原则,用于计算贴现未来净现金流量的10%贴现率不一定是基于资本成本的最合适的贴现率,资本成本不时变化,以及与我们的业务和整个石油和天然气行业相关的风险。
我们可能面临与反对石油和天然气勘探和开发活动的长期趋势有关的各种风险。随着时间的推移,对石油和天然气钻探和开发活动的反对声音一直在增长。石油和天然气行业的公司经常成为个人和非政府组织推迟或阻止石油和天然气开发的活动人士的目标,他们利用安全、环境合规和商业惯例来支持他们对石油和天然气钻探的反对。反发展活动人士正在努力减少联邦和州政府土地的使用,推迟或取消某些项目,如石油和天然气钻探的开发,以及运输和加工石油和天然气生产所需的管道基础设施。例如,环保活动人士继续倡导在美国加强对页岩钻探和水力压裂的监管或禁令,即使是在宾夕法尼亚州这样的司法管辖区,这些司法管辖区对页岩钻探和水力压裂的监管也是最严格的。这种激进的努力可能会导致以下结果:
我们可能需要产生与响应这些倡议相关的巨额成本,这些行动可能会对我们的财务业绩产生实质性的不利影响。遵守任何由此产生的重大或阻碍我们活动的额外法律或法规要求,可能会对我们的业务、财务状况、现金流和运营结果产生实质性的不利影响。
保护措施和技术进步可能会减少对石油和天然气的需求。燃料节约措施、替代燃料要求、政府对可再生能源的要求、消费者对石油和天然气替代品日益增长的需求、燃油经济性和能源生产或储存设备(如电池技术)方面的技术进步,未来可能会降低我们销售的天然气、NGL和石油的需求,进而降低价格。此外,这些措施可能会减少我们所依赖的必要第三方服务和设施的可用性,这可能会增加我们的运营成本,并对我们生产、运输和加工天然气、天然气和石油的能力产生不利影响。石油和天然气服务和产品需求变化的影响可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
法律、税收和监管风险
目前与天然气和石油勘探和开发有关的某些联邦所得税减免可能会被取消或推迟,并可能对天然气开采征收额外的联邦或州税收或费用,包括与甲烷排放有关的税收或费用。定期提出立法,可对美国联邦所得税法作出重大修改,并可包括取消石油和天然气勘探和生产公司目前享有的某些联邦所得税优惠,其中包括但不限于:(1)取消石油和天然气资产的百分比损耗津贴;(2)取消目前扣除的无形钻探和开发费用;(3)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。此外,还可以立法征收新的费用或增加
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石油和天然气开采税,这可能导致运营成本增加和/或消费者对我们产品的需求减少。任何此类立法的通过或美国联邦所得税法的任何其他类似变化可能会增加成本,或者取消或推迟目前可用于天然气和石油勘探和开发的某些税收减免,任何此类变化都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。截至2022年12月31日,我们与上年资本化无形钻探成本相关的税基为1.877亿美元,这些成本将在未来五年摊销。
2012年,宾夕法尼亚州通过立法,制定了一项名为天然气影响费的税收,适用于我们所有种植面积所在的宾夕法尼亚州的生产。该立法规定,天然气和石油运营商在15年内每钻一口井每年都要缴纳一笔费用。就像遣散税一样,这笔费用是由宾夕法尼亚州公用事业委员会设定的浮动比例,基于两个因素:消费者价格指数的变化和纽约商品交易所天然气交易所每月最后一天的平均价格。影响费用增加了我们在马塞卢斯页岩业务的财务负担。不能保证影响费将保持目前的结构,也不能保证不会征收额外的税。宾夕法尼亚州州长和多名宾夕法尼亚州议员不时提出立法,以制定遣散税,以取代或补充已经存在的影响费。目前无法估计任何额外税收负担的结构和最终影响,但可能是实质性的。
我们在使用净营业亏损、税收抵免和扣除业务利息支出方面可能会受到限制。如本10-K表格所附财务报表所示,我们有大量净营业亏损(“NOL”)。这些NOL的使用和业务利息费用的扣除取决于许多因素,包括公司未来的应纳税所得额。我们利用递延税项资产的能力取决于我们通过我们的业务或出售资产能够产生的未来税前收入。如果管理层得出结论认为递延税项资产的部分或全部收益更有可能无法实现,将在得出这一结论的期间确认估值备抵。此外,在控制发生变化的情况下,这些NOL的使用可能存在限制。在任何一种情况下,估值津贴的影响都将对我们的财务报表产生负面影响。
对我们提出的法律诉讼可能会导致重大的法律责任,并对我们的财务状况造成重大和不利的影响。。像许多石油和天然气公司一样,我们参与了各种法律程序,包括威胁索赔,如所有权、特许权使用费和合同纠纷。和解法律程序(声称或非声称)的成本或履行在该等法律程序中对我们不利的任何判决的成本可能会导致重大负债或利益损失,这可能会对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。确定与法律诉讼有关的应计项目或损失范围的判决和估计数可能在不同时期发生变化,这种变化可能是实质性的。目前的应计项目可能不足以满足任何此类判断。法律诉讼也可能导致对Range的负面宣传。此外,法律程序分散了管理层和其他人员对其主要责任的注意力。目前,根据管理层掌握的信息,似乎没有可能造成重大财务影响的未决索赔或诉讼。然而,管理层对未决索赔和诉讼的评估可能不准确,后续事件可能导致此类索赔或诉讼的重大责任。
我们的成功取决于我们管理层的关键成员,以及我们吸引和留住经验丰富的技术人员和其他专业人员的能力。我们的高级管理团队或任何其他官员都不受雇佣协议的约束,因此,保留他们作为雇员的可能性低于他们是否签署了雇佣协议。其中一个或多个人的意外损失,特别是与我们的首席执行官、首席财务官和首席运营官有关的损失,可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。此外,在我们的核心运营领域拥有丰富经验的关键技术专业人员的流失可能很难被替代,如果他们离开,该等员工的流失可能会对钻井、完成和运营油井的成本产生不利影响。
与我们普通股相关的风险
如果增发普通股,普通股股东将被稀释。为了协调利益和鼓励所有权,我们向员工和董事发行限制性股票和绩效股,作为他们薪酬的一部分。此外,我们可能会发行额外的普通股、额外的优先票据或其他可转换为普通股的证券或债务,以延长到期日或为资本支出提供资金,包括收购。增发普通股会稀释现有股东的利益。扭转稀释影响的一种方法是收购我们的股票。然而,我们用现金回购证券的能力受到我们的银行信贷安排和某些债券契约的限制。
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股息限制。支付股息和其他限制性付款的限额(如我们的银行信贷安排所定义)是根据我们的银行信贷安排规定的。在某些情况下,这些限制可能会限制或阻止股息的支付。2020年1月,我们宣布董事会暂停我们普通股的分红。然而,在2022年第三季度,我们的董事会恢复了我们的现金股息。
我们的股价可能会波动,股东可能无法以或高于他们支付的价格转售我们普通股的股份。。我们普通股的价格波动很大,这可能会给投资者造成损失。我们普通股的市场价格一直不稳定。从2020年1月1日到2022年12月31日,纽约证券交易所公布的我们普通股的价格从每股1.64美元的低点到每股37.44美元的高点不等。从2023年1月1日到2023年2月20日,我们的普通股从每股22.61美元的低点到每股27.01美元的高点不等。我们预计我们的股价将继续受到各种因素的影响,包括我们无法控制的因素。这些因素包括:
我们可能在未来的某个时候达不到我们股东或证券分析师的期望,我们的股价可能会因此下跌。
一般风险因素
我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响,包括网络安全威胁和其他中断。美国政府发布了公开警告,表明能源资产可能是网络安全威胁的具体目标。作为天然气和石油生产国,我们面临着各种安全威胁,包括:
计算机和电信系统是我们业务不可分割的一部分,用于支持我们的勘探、开发和生产活动以及我们的主要会计和财务报告职能。我们使用这些系统来分析和存储财务和运营数据,并与内部和外部业务对手进行沟通。网络攻击可能会危及我们的计算机和电信系统,并导致我们的业务运营中断或我们的数据和专有信息丢失。此外,计算机控制着全球的石油和天然气生产、加工设备和分配系统,是将我们的产品推向市场所必需的。对这些操作系统或它们所依赖的网络和基础设施的网络攻击可能会破坏关键的生产、分销和/或存储资产,延迟或阻止向市场交付,导致意外排放和/或使其难以或不可能准确地说明生产和结算交易。对供应商或服务提供商的网络攻击可能导致供应链中断,这可能会推迟或停止开发项目。如果我们的会计或人力资源系统受到网络攻击,如果个人信息被获取,我们可能会承担责任。
安全威胁使我们的运营面临更大的风险,这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。特别是,我们实施各种程序和控制措施,以监测和减轻安全威胁,并加强我们的人员、信息、设施和基础设施的安全,可能会导致资本和运营成本增加。此外,不能保证这些程序和控制措施足以防止安全漏洞的发生。如果发生任何此类安全漏洞,可能会对我们的员工造成伤害或敏感信息的丢失,对我们的运营至关重要的关键基础设施或能力的损失,并可能对我们的声誉、财务状况以及运营或现金流的结果产生重大不利影响。攻击者正变得越来越老练,预计网络攻击的频率和规模都将增加,但
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但不限于恶意软件、网络钓鱼、勒索软件、试图未经授权访问数据以及可能导致关键系统中断、未经授权发布机密或其他受保护信息以及损坏数据的其他电子安全漏洞。这些事件可能损害我们的声誉,并导致未经授权支付资金、补救行动、业务损失和/或潜在责任造成的财务损失。我们可能无法预测、检测或预防未来的攻击,特别是在攻击者使用的方法经常变化且在启动之前无法识别的情况下。此外,持续和不断变化的网络安全攻击威胁导致法律和合规问题的演变,包括监管对预防的关注增加,这可能需要我们花费大量额外资源来满足这些要求。虽然我们使用我们认为适当的广泛程序和程序来应对网络安全风险,迄今尚未遭受与此类攻击有关的任何重大损失,但不能保证我们未来不会遭受此类损失。与网络攻击或类似事件直接或间接相关的任何损失、成本或责任可能不在我们的任何保单的承保范围内,或可能超过其承保范围。
恐怖袭击和恐怖袭击的威胁,无论是国内还是国外的袭击,以及为应对这些行为而采取的军事或其他行动,都可能造成全球金融和能源市场的不稳定。世界各地持续的敌对行动以及美国或其他国家恐怖袭击的发生或威胁可能会以不可预测的方式对全球经济产生不利影响,包括能源供应和市场中断、商品价格波动加剧或我们所依赖的基础设施可能成为恐怖主义行为的直接目标或间接受害者,进而对我们的业务和业务结果产生重大不利影响。
项目1B。未解决问题教育署职员评论
没有。
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项目3.法律法律程序
我们是在正常业务过程中出现的许多未决或威胁的法律行动和索赔的标的或一方。虽然许多该等事项涉及固有的不确定性,但我们相信,最终因法律程序或索偿而产生的负债金额(如有)不会对我们整体的综合财务状况或我们的流动资金、资本资源或未来的年度营运业绩产生重大不利影响。我们将继续每季度评估我们的诉讼,并将适当地建立和调整任何诉讼储备,以反映我们对当时诉讼状况的评估。
环境诉讼程序
我们不时会收到来自政府和监管当局的违规通知,涉及我们运营的地区涉嫌违反环境法规或根据这些法规颁布的规则和法规的行为。虽然我们不能确切地预测这些违反通知是否会导致罚款和/或处罚,但如果罚款和/或处罚,它们可能导致个别或总计超过25万美元的罚款。
项目4.地雷安全管理局安全披露
不适用。
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第II部
项目5.M市场:注册人的普通股权益、相关股东事项和
发行人
购买股权证券
普通股市场
我们的普通股在纽约证券交易所上市,代码为“RRC”。2022年期间,平均每天的交易量约为500万股。
纪录持有人
根据我们转让代理的记录,截至2023年2月20日,我们普通股的记录持有者约有873人。
分红
股息的支付以董事会正式宣布为准。未来宣布和支付的股息数额(如果有的话)由我们的董事会全权决定,并将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、负债水平和董事会认为相关的其他因素。更多信息见项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。
股权薪酬计划信息
本项目所需信息参考2023年委托书并入本文,委托书将于2022年12月31日后不迟于120天提交美国证券交易委员会。
发行人及关联购买人购买股权证券
购买我们普通股的情况如下:
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截至2022年12月31日的三个月 |
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期间 |
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总数 |
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平均价格 |
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总数 |
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近似值 |
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2022年10月 |
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540,000 |
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$ |
27.72 |
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540,000 |
|
|
$ |
1,171,161,132 |
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2022年11月 |
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1,040,000 |
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|
|
$ |
27.58 |
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|
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1,040,000 |
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|
$ |
1,142,476,809 |
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2022年12月 |
|
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1,610,000 |
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|
$ |
26.13 |
|
|
|
1,610,000 |
|
|
$ |
1,100,400,840 |
|
|
|
|
3,190,000 |
|
|
|
|
|
|
|
3,190,000 |
|
|
|
|
(a) |
2019年10月,我们的董事会批准了一项1亿美元的普通股回购计划。2022年2月,我们的董事会随后增加了对该计划的授权,累计批准金额为5.3亿美元。2022年10月,董事会批准根据该计划额外回购高达10亿美元的已发行普通股,其中包括费用、佣金和费用。截至2022年12月31日,这些回购的股份作为库存股持有。 |
37
斯托克霍尔DER Return性能演示文稿
下图为按照美国证券交易委员会高管薪酬披露规则绘制的图表。这种历史性的股价表现并不一定预示着未来的股票表现。该图表比较了Range普通股、标准普尔油气勘探与生产指数和标准普尔小盘600指数累计总回报的变化。我们增加了一个自建的Peer Group,它与我们董事会薪酬委员会选择的Peer Group匹配,并在我们的业绩单位计划中使用,同时删除了三个指数,包括标准普尔Mid Cap 400指数、道琼斯美国勘探与生产指数和ISE Revere National Gas指数。我们认为,这些变化更准确地提供了对股票表现的更广泛的比较,并使用了我们所在行业中最常用的指数或我们所在的指数。该图表假设在2017年12月31日向公司普通股和每个指数投资了100美元,并将股息进行了再投资。
|
2017 |
|
|
2018 |
|
|
2019 |
|
|
2020 |
|
|
2021 |
|
|
2022 |
|
||||||
Range Resources公司 |
$ |
100 |
|
|
$ |
56 |
|
|
$ |
29 |
|
|
$ |
40 |
|
|
$ |
107 |
|
|
$ |
150 |
|
标普油气勘探与生产指数 |
|
100 |
|
|
|
71 |
|
|
|
64 |
|
|
|
39 |
|
|
|
64 |
|
|
|
91 |
|
标准普尔小型股600指数 |
|
100 |
|
|
|
92 |
|
|
|
112 |
|
|
|
125 |
|
|
|
158 |
|
|
|
133 |
|
2022自建对等群(a) |
|
100 |
|
|
|
68 |
|
|
|
75 |
|
|
|
102 |
|
|
|
184 |
|
|
|
134 |
|
(a) |
2022年自构建的Peer Group包括以下12家公司:Antero Resources Corporation、Chesapeake Energy Corporation、CNX Resources、Comstock Resources,Inc.、Coterra Energy,Inc.、EQT Corporation、Matado Resources、Murphy Oil、PDC Energy、SM Energy Company、Southwest Energy Company和标准普尔500指数,并以股票市值为权重。 |
38
第7项。管理层的讨论N和财务状况及业绩分析
运营
以下讨论旨在帮助您了解我们的业务和经营结果以及我们目前的财务状况,并应与第8项下的信息一起阅读。财务报表和补充数据以及本表格10-K其他部分的其他财务信息。另请参阅上文“关于前瞻性陈述的披露”一节中提及的事项。
以下表格和讨论列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的主要业务和财务数据。关于2021年12月31日终了年度与2020年12月31日结果的类似讨论,请参阅项目7。在我们于2022年2月22日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的年度报告10-K中的第二部分中,有一篇题为《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》。
我们的业务概述
我们是一家独立的天然气、天然气液体(“NGL”)原油和凝析油公司,从事勘探、开发和收购位于美国阿巴拉契亚地区的天然气和原油资产。我们在一个部门运营,拥有一个全公司范围的管理团队,将所有物业作为一个整体进行管理,而不是通过独立的运营部门进行管理。我们把财务业绩作为单个企业来衡量,而不是按地区来衡量。
我们的总体业务目标是通过注重回报的天然气资产开发来建立股东价值。我们实现业务目标的战略是通过内部产生的钻探项目,偶尔加上对非核心资产或有时核心资产的互补性收购和剥离,从储量和生产中产生持续的现金流。目前,我们的投资组合集中在宾夕法尼亚州的高质量天然气资产上。我们的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于天然气、天然气液化石油气、原油和凝析油的现行价格,以及我们经济地发现、开发、收购和生产天然气、天然气液化石油气和石油储量的能力。
大宗商品价格一直不稳定,预计也将继续波动。我们相信,我们处于有利地位,能够在大宗商品价格低迷的环境下应对任何挑战,我们可以通过以下方式忍受当前和未来大宗商品价格的持续波动:
天然气、天然气、原油和凝析油的价格波动很大,并影响到:
我们根据美国公认会计原则编制财务报表,这要求我们做出影响我们报告的运营结果以及我们报告的资产、负债和已探明天然气、NGL和石油储量的金额的估计和假设。我们使用成功的努力方法来核算我们的天然气、NGL和石油活动。我们的公司总部设在德克萨斯州的沃斯堡。
39
2022年的主要亮点包括:
改善资产负债表,增加对投资者的资本回报,并保留流动性
|
|
2021年12月31日 |
|
|
变化 |
|
|
2022年12月31日 |
|
|||
银行债务 |
|
$ |
— |
|
|
$ |
19,000 |
|
|
$ |
19,000 |
|
高级笔记 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2030年到期的4.75%优先债券 |
|
|
— |
|
|
|
500,000 |
|
|
|
500,000 |
|
2022年到期的5.00%优先债券 |
|
|
169,589 |
|
|
|
(169,589 |
) |
|
|
— |
|
2022年到期的5.875厘优先债券 |
|
|
48,528 |
|
|
|
(48,528 |
) |
|
|
— |
|
2023年到期的5.00%优先债券 |
|
|
532,335 |
|
|
|
(532,335 |
) |
|
|
— |
|
2025年到期的4.875厘优先债券 |
|
|
750,000 |
|
|
|
— |
|
|
|
750,000 |
|
2026年到期的9.25%优先债券 |
|
|
850,000 |
|
|
|
(850,000 |
) |
|
|
— |
|
2029年到期的8.25%优先债券 |
|
|
600,000 |
|
|
|
— |
|
|
|
600,000 |
|
高级票据合计 |
|
|
2,950,452 |
|
|
|
(1,100,452 |
) |
|
|
1,850,000 |
|
债务总额 |
|
|
2,950,452 |
|
|
|
(1,081,452 |
) |
|
|
1,869,000 |
|
现金余额(在资产负债表中披露) |
|
|
(214,422 |
) |
|
|
214,215 |
|
|
|
(207 |
) |
总债务,扣除现金 |
|
$ |
2,736,030 |
|
|
$ |
(867,237 |
) |
|
$ |
1,868,793 |
|
改善财务和运营业绩
继续注重安全、负责任和可持续的业务
40
管理层对经营成果的讨论与分析
大宗商品价格一直波动不定。与2021年相比,2022年天然气、石油和NGL的基准价格有所提高,因此,与2021年同期相比,我们的价格变现大幅增长。2022年,我们在运营、财务和战略方面取得了许多成功,因为我们继续专注于提高利润率和回报,提高运营效率,并将资本返还给股东。我们相信,在大宗商品价格周期中,我们已经为长期成功做好了准备。
2022年成果概览
在截至2022年12月31日的年度内,由于实现净价格(包括我们支付的所有衍生品和解和第三方运输成本的平均价格)与2021年相比增长65%,我们来自天然气、NGL和石油销售的收入有所增长。2022年的平均日产量为2.12 Bcfe,而2021年为2.13 Bcfe。平均天然气差价低于纽约商品交易所,略低于前一年。
2022年期间,我们确认的净收益为12亿美元,或每股稀释后普通股4.69美元,而2021年同期为4.118亿美元,或每股稀释后普通股1.61美元。与2021年相比,截至2022年12月31日的年度净收入有所改善,原因是实现价格大幅上升。
2022年,我们的财务和经营业绩包括以下结果:
我们在2022年从经营活动中产生了19亿美元的现金流,比2021年增加了11亿美元,这反映了更高的已实现价格和更低的相对营运资本流出(169.3美元 2022年流出100万美元,而2021年流出2.417亿美元)。2022年底,我们有12亿美元的可承诺借款能力。
收购
2022年,我们投资2870万美元收购了未探明的土地,而2021年为2200万美元。我们继续有选择地进行面积租赁和续租,以巩固我们在宾夕法尼亚州马塞卢斯页岩业务中的面积地位。
2023年展望
进入2023年,我们相信我们将取得可持续的长期成功。2023年,我们预计我们的资本预算将在5.7亿美元至6.15亿美元之间,用于天然气、NGL、原油和凝析油相关活动,不包括我们没有预算的已探明财产收购。按照我们的历史惯例,我们将定期审查全年的资本支出,并可能根据大宗商品价格、钻井成功和其他因素调整预算。我们预计我们2023年的资本预算将实现与2022年产量类似的产量。我们的2023年资本预算旨在专注于继续提高公司回报和产生自由现金流,我们预计它将由运营现金流提供资金。我们收到的天然气、NGL和石油生产的价格主要是基于当前的市场价格,这超出了我们的控制范围。我们2023年预测的部分天然气、NGL和石油产量的价格风险通过签订大宗商品衍生品合同得到部分缓解,我们打算继续签订这些类型的合同。我们认为,大宗商品价格可能会继续波动。
41
在2023年期间。我们还预计,最终取决于我们无法控制的各种因素的通胀压力将在2023年持续。我们继续评估和监测这对我们业务的影响和后果。
市况
我们生产的天然气、天然气和石油的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。与2021年同期相比,2022年天然气、NGL和石油基准有所增加,因此,我们经历了价格变现的显著增长。随着我们继续关注欧佩克和其他大型产油国的行动、俄罗斯-乌克兰冲突、全球石油和天然气库存以及潜在衰退对石油需求的不确定性、未来的货币政策以及旨在向低碳能源过渡的政府政策的影响,我们预计我们生产的部分或全部大宗商品的价格将保持波动。由于相对温和的冬季和基础设施的限制,期货价格有所下降。较长期的天然气期货价格保持强劲,原因是市场预期,由于基础设施限制、资本纪律和核心库存枯竭,与过去相比,油盆地的相关天然气活动和干气盆地活动将出现温和的增长。此外,全球能源危机进一步突显了北美低成本、低排放的页岩气资源基础,支持了美国液化天然气出口、国内工业气需求和发电的持续强劲的结构性需求增长。其他因素,如全球货币政策收紧的速度和程度,以及对抗新冠肺炎病毒的应对措施的有效性,可能会影响世界经济增长的复苏以及对石油、天然气和天然气的需求。此外,过去几年,由于病毒、俄罗斯-乌克兰冲突以及全球货币政策导致的供应链持续中断,成本正在上涨。我们继续评估和监测这些因素对我们业务的影响和后果。
我们生产的各种天然气、天然气和石油的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。碳氢化合物等大宗商品的价格本质上是不稳定的。最近,与2022年12月相比,天然气价格有所下降,由于最近温和的冬季天气,2023年2月纽约商品交易所天然气的月平均结算价格降至每立方米3.11美元。与2022年12月相比,原油价格在2023年1月上涨至每桶78.16美元。下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度天然气、石油和天然气液化石油气综合价格的相关基准。
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
基准: |
|
|
|
|
|
|
||
纽约商品交易所平均价格(a) |
|
|
|
|
|
|
||
天然气(单位:Mcf) |
|
$ |
6.64 |
|
|
$ |
3.88 |
|
石油(每桶) |
|
$ |
94.90 |
|
|
$ |
67.93 |
|
Mont Belvieu NGL复合材料(每加仑)(b) |
|
$ |
0.90 |
|
|
$ |
0.74 |
|
(a) |
按纽约商品交易所(“NYMEX”)最后一个月的平均结算价计算。 |
(b) |
根据我们估计的每桶NGL产品组成。 |
我们的价格变现(不包括我们衍生品的影响)可能由于许多原因而与基准不同,包括质量、位置或以不同指数出售的产量。
天然气、天然气和石油销售、产量和已实现价格计算
由于已实现的商品价格和生产量的变化,我们的收入每年都不同。2022年,天然气、NGL和石油的销售额比2021年增长了53%,实现价格增长了53%(不包括我们衍生品的现金结算)。下表说明了过去两年天然气、天然气、原油和凝析油销售的主要组成部分(以千计):
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
更改百分比 |
|
||||
天然气、天然气和石油销售 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气 |
|
$ |
3,364,111 |
|
|
$ |
1,896,231 |
|
|
$ |
1,467,880 |
|
|
|
77 |
% |
NGL |
|
|
1,308,574 |
|
|
|
1,135,826 |
|
|
|
172,748 |
|
|
|
15 |
% |
石油和凝析油 |
|
|
238,407 |
|
|
|
182,970 |
|
|
|
55,437 |
|
|
|
30 |
% |
天然气、天然气和石油销售总额 |
|
$ |
4,911,092 |
|
|
$ |
3,215,027 |
|
|
$ |
1,696,065 |
|
|
|
53 |
% |
42
我们通过钻探成功维持产量,因为我们将新油井投入生产,这部分被我们的天然气和石油储量通过生产而自然下降所抵消。我们过去两年的生产情况如下表所示:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
更改百分比 |
|
||||
生产(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气(Mcf) |
|
539,442,624 |
|
|
|
541,021,442 |
|
|
|
(1,578,818 |
) |
|
|
— |
% |
NGL(BBLS) |
|
36,392,033 |
|
|
|
36,372,862 |
|
|
|
19,171 |
|
|
|
— |
% |
原油和凝析油(BBLS) |
|
2,715,681 |
|
|
|
3,044,026 |
|
|
|
(328,345 |
) |
|
|
(11 |
%) |
总计(Mcfe)(b) |
|
774,088,908 |
|
|
|
777,522,772 |
|
|
|
(3,433,864 |
) |
|
|
— |
% |
日均产量(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气(Mcf) |
|
1,477,925 |
|
|
|
1,482,251 |
|
|
|
(4,326 |
) |
|
|
— |
% |
NGL(BBLS) |
|
99,704 |
|
|
|
99,652 |
|
|
|
52 |
|
|
|
— |
% |
原油和凝析油(BBLS) |
|
7,440 |
|
|
|
8,340 |
|
|
|
(900 |
) |
|
|
(11 |
%) |
总计(Mcfe)(b) |
|
2,120,792 |
|
|
|
2,130,199 |
|
|
|
(9,407 |
) |
|
|
— |
% |
(a) |
表示无论何时生产的销售量。 |
(b) |
根据石油和天然气的大约相对能量含量,石油和天然气的体积以一桶等于六mcf的速率转换为mcfe,这并不能表明石油和天然气价格之间的关系。 |
我们在2022年收到的平均实现价格(包括所有衍生品和解和按Range支付的第三方运输成本)为每mcfe 3.17美元,而2021年为每mcfe 1.92美元。我们的大部分产品都以对市场敏感的价格出售。一般来说,如果相关的大宗商品指数下降,我们生产的产品价格也会下降。由于我们按照美国公认会计原则的要求在两个不同的基础上记录运输成本,我们认为计算的最终实现价格应该包括运输、收集、加工和压缩费用的影响。平均销售价格(不包括衍生结算)不包括任何衍生结算或第三方运输成本,该等成本在随附的综合经营报表的运输、收集及压缩开支中列报。平均销售价格(不包括衍生品结算)确实包括我们从买家那里获得净收益的运输成本。我们的平均实现价格(包括所有衍生品结算和按范围支付的第三方运输成本)计算包括所有衍生品现金结算。我们的衍生产品结算包括在我们的已实现价格计算中,不包括与出售我们的北路易斯安那州物业有关的或有对价结算。过去两年的平均实现价格计算如下:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
更改百分比 |
|
||||
平均价格 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
平均销售价格(不包括衍生品结算): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气(单位:Mcf) |
$ |
6.24 |
|
|
$ |
3.50 |
|
|
$ |
2.74 |
|
|
|
78 |
% |
NGL(每桶) |
|
35.96 |
|
|
|
31.23 |
|
|
|
4.73 |
|
|
|
15 |
% |
原油(每桶) |
|
87.79 |
|
|
|
60.11 |
|
|
|
27.68 |
|
|
|
46 |
% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
6.34 |
|
|
|
4.13 |
|
|
|
2.21 |
|
|
|
53 |
% |
平均实现价格(包括所有衍生产品 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气(单位:Mcf) |
$ |
4.16 |
|
|
$ |
2.74 |
|
|
$ |
1.42 |
|
|
|
52 |
% |
NGL(每桶) |
|
35.62 |
|
|
|
28.70 |
|
|
|
6.92 |
|
|
|
24 |
% |
原油(每桶) |
|
57.39 |
|
|
|
46.16 |
|
|
|
11.23 |
|
|
|
24 |
% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
4.78 |
|
|
|
3.43 |
|
|
|
1.35 |
|
|
|
39 |
% |
平均实现价格(包括所有衍生产品结算 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
天然气(单位:Mcf) |
$ |
2.90 |
|
|
$ |
1.51 |
|
|
$ |
1.39 |
|
|
|
92 |
% |
NGL(每桶) |
|
20.08 |
|
|
|
14.64 |
|
|
|
5.44 |
|
|
|
37 |
% |
原油(每桶) |
|
57.39 |
|
|
|
45.86 |
|
|
|
11.53 |
|
|
|
25 |
% |
总计(每Mcfe)(a) |
|
3.17 |
|
|
|
1.92 |
|
|
|
1.25 |
|
|
|
65 |
% |
(a) |
石油和天然气的体积以一桶等于6mcf的速率换算,这是根据石油和天然气的大致相对能量含量计算的,这并不能反映石油和天然气价格之间的关系。 |
43
已实现价格包括基差和从我们的基差对冲中实现的收益或损失的影响。由于交货地点、相对质量和其他因素的调整,我们收到的天然气价格可能高于或低于纽约商品交易所的价格。下表按Mcf提供了这一影响:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
天然气平均价差低于纽约商品交易所 |
|
$ |
(0.40 |
) |
|
$ |
(0.38 |
) |
基差套期保值已实现收益 |
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.04 |
|
下表反映了我们的生产和平均已实现商品价格(不包括衍生品结算和按范围支付的第三方运输成本)(单位为千,价格除外):
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
||||
天然气 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
价格(每Mcf) |
|
$ |
3.50 |
|
|
$ |
2.74 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
6.24 |
|
制作(Mmcf) |
|
|
541,021 |
|
|
|
— |
|
|
|
(1,578 |
) |
|
|
539,443 |
|
天然气销售 |
|
$ |
1,896,231 |
|
|
$ |
1,473,414 |
|
|
$ |
(5,534 |
) |
|
$ |
3,364,111 |
|
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
||||
NGL |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
价格(每桶) |
|
$ |
31.23 |
|
|
$ |
4.73 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
35.96 |
|
生产(Mbbls) |
|
|
36,373 |
|
|
|
— |
|
|
|
19 |
|
|
|
36,392 |
|
NGLS销售 |
|
$ |
1,135,826 |
|
|
$ |
172,150 |
|
|
$ |
598 |
|
|
$ |
1,308,574 |
|
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
||||
原油 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
价格(每桶) |
|
$ |
60.11 |
|
|
$ |
27.68 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
87.79 |
|
生产(Mbbls) |
|
|
3,044 |
|
|
|
— |
|
|
|
(328 |
) |
|
|
2,716 |
|
原油销售 |
|
$ |
182,970 |
|
|
$ |
75,173 |
|
|
$ |
(19,736 |
) |
|
$ |
238,407 |
|
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2021 |
|
|
价格 |
|
|
卷 |
|
|
2022 |
|
||||
已整合 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
价格(每Mcfe) |
|
$ |
4.13 |
|
|
$ |
2.21 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
6.34 |
|
制作(Mmcfe) |
|
|
777,523 |
|
|
|
— |
|
|
|
(3,434 |
) |
|
|
774,089 |
|
天然气、天然气和石油销售总额 |
|
$ |
3,215,027 |
|
|
$ |
1,710,264 |
|
|
$ |
(14,199 |
) |
|
$ |
4,911,092 |
|
44
运输、收集、加工和压缩 2022年和2021年的支出为12亿美元。这些第三方成本略高是由于NGL价格上涨的影响,这导致加工成本、燃料成本和电力成本增加,部分抵消了我们宾夕法尼亚州东北部物业某些需求费用到期的影响。我们已将这些成本计入平均实现价格的计算中(包括所有衍生产品结算和按Range支付的第三方运输费用)。下表汇总了过去两年的运输、收集、加工和压缩费用(以千计),并按每桶和每桶计算:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
更改百分比 |
|
||||
天然气 |
|
$ |
677,316 |
|
|
$ |
661,990 |
|
|
$ |
15,326 |
|
|
|
2 |
% |
NGL |
|
|
565,614 |
|
|
|
511,568 |
|
|
|
54,046 |
|
|
|
11 |
% |
油 |
|
|
11 |
|
|
|
911 |
|
|
|
(900 |
) |
|
|
(99 |
%) |
总计 |
|
$ |
1,242,941 |
|
|
$ |
1,174,469 |
|
|
$ |
68,472 |
|
|
|
6 |
% |
天然气(单位:Mcf) |
|
$ |
1.26 |
|
|
$ |
1.22 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
|
3 |
% |
NGL(每桶) |
|
$ |
15.54 |
|
|
$ |
14.06 |
|
|
$ |
1.48 |
|
|
|
11 |
% |
石油(每桶) |
|
$ |
— |
|
|
$ |
0.30 |
|
|
$ |
(0.30 |
) |
|
|
(100 |
%) |
衍生公允价值(亏损)收益2022年亏损12亿美元,而2021年亏损6.502亿美元。我们所有的衍生品都是按市值计价的会计方法。按市值计价的会计处理造成了我们收入的波动,因为衍生品的未实现收益和损失包括在总收入中。随着大宗商品价格的上涨或下跌,这种变化将对我们衍生品的市值产生相反的影响。我们衍生品的收益通常表明未来井口收入较低,而亏损表明未来井口收入较高。于2022年12月31日,我们的商品衍生合约按其公允价值入账,净衍生负债为1.386亿美元,较截至2021年12月31日录得的1.695亿美元净衍生负债减少3,090万美元。我们还签订了基差互换协议,以限制因NYMEX和收到的地区价格之间的差异变化而导致的波动。这些基差互换按市值计价,我们确认截至2022年12月31日的净衍生资产为521,000美元,而截至2021年12月31日的净衍生资产为1,600万美元。下表汇总了过去两年我们的大宗商品衍生品的影响(单位:千):
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
每一合并的衍生公允价值亏损 |
|
$ |
(1,188,506 |
) |
|
$ |
(650,216 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
||
非现金公允价值(亏损)收益:(1) |
|
|
|
|
|
|
||
天然气衍生品 |
|
$ |
(2,392 |
) |
|
$ |
(130,114 |
) |
石油衍生品 |
|
|
14,783 |
|
|
|
(23,879 |
) |
NGLS衍生物 |
|
|
2,931 |
|
|
|
14,100 |
|
运费衍生品 |
|
|
(114 |
) |
|
|
(990 |
) |
或有对价 |
|
|
(13,560 |
) |
|
|
10,680 |
|
非现金公允价值损益合计(1) |
|
$ |
1,648 |
|
|
$ |
(130,203 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
||
衍生工具结算的净现金(付款)收据: |
|
|
|
|
|
|
||
天然气衍生品 |
|
$ |
(1,119,940 |
) |
|
$ |
(415,228 |
) |
石油衍生品 |
|
|
(82,546 |
) |
|
|
(42,447 |
) |
NGLS衍生物 |
|
|
(12,168 |
) |
|
|
(91,838 |
) |
或有对价 |
|
|
24,500 |
|
|
|
29,500 |
|
现金支付净额合计 |
|
$ |
(1,190,154 |
) |
|
$ |
(520,013 |
) |
(1) |
商品衍生品的非现金公允价值调整是一项非公认会计准则的衡量标准。商品衍生品的非现金公允价值调整仅代表商品衍生品头寸的公允市值在期间之间的净变动,不包括期内结算对商品衍生品的影响。吾等认为,商品衍生工具的非现金公允价值调整是一项有用的补充披露,以区分期内非现金公平市场价值调整与商品衍生工具结算。商品衍生工具的非现金公允价值调整并非根据公认会计原则衡量财务或经营业绩,也不应被视为替代我们综合经营报表中报告的衍生工具公允价值收益或亏损。 |
45
经纪天然气、营销和其他2022年的收入为4.242亿美元,而2021年为3.654亿美元。我们与第三方进行采购交易,并在不同时间与第三方进行单独的销售交易,以利用可用的管道能力,并在发生运营中断时履行销售承诺。2022年期间包括与我们的生产无关的天然气销售收入4.086亿美元(经纪),以及与我们的生产无关的NGL销售收入280万美元。2021年期间包括3.424亿美元的天然气中间人销售收入和690万美元的与我们的生产无关的NGL销售收入。与2021年相比,这些收入有所增加,原因是较高的销售价格被较低的代理量部分抵消。截至2021年12月31日的12个月还包括作为产能释放协议的一部分收到的880万美元。
每个mcfe的成本和费用
我们认为,我们的一些费用波动最好是以生产单位或按MCFE为基础进行分析。以下是关于过去两年我们按MCPFE计算的某些费用的信息:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
直接运营费用 |
|
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
10 |
% |
收入支出以外的其他税种 |
|
|
0.05 |
|
|
|
0.04 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
25 |
% |
一般和行政费用 |
|
|
0.22 |
|
|
|
0.22 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
利息支出 |
|
|
0.21 |
|
|
|
0.29 |
|
|
|
(0.08 |
) |
|
|
(28 |
%) |
损耗、折旧和摊销费用 |
|
|
0.46 |
|
|
|
0.47 |
|
|
|
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
%) |
直接运营 2022年的支出为8430万美元,而2021年为7530万美元。直接运营费用包括运营和生产油井的正常经常性费用、非经常性修井和与维修相关的费用。在绝对基础上,我们2022年的直接运营费用比上一年增加了12%,主要是由于运水/装卸成本和合同劳动力成本增加。我们在2022年产生了300万美元的修井成本,而2021年的修井成本为340万美元。
在每个MCFE的基础上,2022年的运营费用比2021年同期增加了0.01美元,或10%,这是由于更高的运水/装卸成本造成的。基于股票的薪酬支出是作为外地雇员薪酬的一部分摊销的股权赠款。下表汇总了过去两年每个MCFE的直接运营费用:
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
租赁经营费用 |
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
10 |
% |
修井 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
基于股票的薪酬 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
直接运营总费用 |
$ |
0.11 |
|
|
$ |
0.10 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
10 |
% |
所得税以外的其他税种 费用 2022年为3540万美元,而2021年为3060万美元。这一费用类别主要是宾夕法尼亚州的影响费用。2012年,宾夕法尼亚州颁布了一项针对非常规天然气和石油生产的“影响费”,其中包括马塞卢斯页岩。影响费用基于钻井年份,费用根据天然气价格变化,就像遣散税一样。截至2022年12月31日的年度包括3320万美元的影响费用,而截至2021年12月31日的年度为2930万美元,增加的主要原因是天然气价格上涨。这一类别还包括其他税收,如特许经营税、房地产税和商业活动税。下表汇总了过去两年每Mcfe的收入以外的其他税收:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
撞击费 |
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
其他 |
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
% |
所得税以外的税金总额 |
|
$ |
0.05 |
|
|
$ |
0.04 |
|
|
$ |
0.01 |
|
|
|
25 |
% |
46
一般和行政 2022年的支出为1.681亿美元,而2021年的支出为1.684亿美元。与2021年相比,2022年的减少主要是由于法律费用和法律和解1160万美元的减少,被基于股票的薪酬增加和包括技术和保险费用在内的一般办公费用增加以及工资和福利略有增加所抵消。截至2022年12月31日,与2021年12月31日相比,一般和行政员工数量增加了3%。
2022年的一般和行政费用与2021年同期相比,按每一次千年发展目标计算是相同的。较低的法律费用和法律和解被更高的基于股票的薪酬所抵消。基于股票的薪酬支出是指作为薪酬的一部分,向我们的员工和非员工董事发放的基于股票的薪酬奖励的摊销。下表汇总了过去两年每个MCFE的一般和行政费用:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
一般和行政 |
|
$ |
0.16 |
|
|
$ |
0.17 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(6 |
%) |
基于股票的薪酬 |
|
|
0.06 |
|
|
|
0.05 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
20 |
% |
一般和行政费用总额 |
|
$ |
0.22 |
|
|
$ |
0.22 |
|
|
$ |
— |
|
|
|
— |
% |
利息支出 2022年为1.651亿美元,而2021年为2.273亿美元。下表列出了过去两年每个MCFE的利息支出信息:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
银行信贷安排 |
|
$ |
0.01 |
|
|
$ |
0.02 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(50 |
%) |
高级笔记 |
|
|
0.19 |
|
|
|
0.26 |
|
|
|
(0.07 |
) |
|
|
(27 |
%) |
摊销递延融资成本和其他 |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
利息支出总额 |
|
$ |
0.21 |
|
|
$ |
0.29 |
|
|
$ |
(0.08 |
) |
|
|
(28 |
%) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
平均未偿债务(千) |
|
$ |
2,510,107 |
|
|
$ |
3,100,067 |
|
|
$ |
(589,960 |
) |
|
|
(19 |
%) |
平均利率(a) |
|
|
6.25 |
% |
|
|
7.0 |
% |
|
|
(0.75 |
)% |
|
|
(11 |
%) |
(a) |
包括承诺费,但不包括债务发行成本的摊销。 |
在绝对基础上,2022年利息支出比2021年减少的主要原因是总体平均利率下降和未偿平均债务余额减少。有关更多信息,请参阅我们的合并财务报表附注7。2022年银行信贷安排的平均未偿债务为4840万美元,而2021年为1.449亿美元;2022年银行信贷安排的加权平均利率为4.1%,2021年为2.1%。
损耗、折旧和摊销2022年(DD&A)为3.534亿美元,而2021年为3.646亿美元。与2021年相比,2022年的下降是由于消耗率下降了2%。在每个mcfe的基础上,DD&A在2022年降至0.46美元,而2021年为0.47美元。消耗费用是DD&A的最大组成部分,2022年为每mcfe 0.45美元,而2021年为每mcfe 0.46美元。我们历来根据年终储备报告,在每年第四季度调整我们的损耗率,并在年内其他情况表明储备或成本发生重大变化的时候进行调整。我们目前预计2023年我们的DD&A费率约为每Mcfe 0.45美元。下表汇总了过去两年每个MCFE的DD&A费用:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
损耗和摊销 |
|
$ |
0.45 |
|
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
%) |
吸积作用和其他 |
|
|
0.01 |
|
|
|
0.01 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
% |
DD&A费用总额 |
|
$ |
0.46 |
|
|
$ |
0.47 |
|
|
$ |
(0.01 |
) |
|
|
(2 |
%) |
47
其他运营费用
我们的总运营费用还包括通常与生产不同的其他费用。这些支出包括基于股票的补偿、经纪天然气和营销、勘探费用、未探明财产的放弃和减值、退出和终止成本、递延补偿计划和提前清偿债务的损失。下表详细说明了过去两年分配给职能费用类别的基于库存的报酬(以千为单位):
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
直接运营费用 |
|
$ |
1,459 |
|
|
$ |
1,310 |
|
经纪天然气和营销费用 |
|
|
2,439 |
|
|
|
1,794 |
|
勘探费 |
|
|
1,578 |
|
|
|
1,507 |
|
一般和行政费用 |
|
|
42,023 |
|
|
|
39,673 |
|
基于股票的薪酬总额 |
|
$ |
47,499 |
|
|
$ |
44,284 |
|
基于股票的薪酬包括摊销限制性股票和基于业绩的赠款。
经纪天然气与市场营销 2022年的支出为4.27亿美元,而2021年为3.673亿美元。我们与第三方进行采购交易,并在不同时间与第三方进行单独的销售交易,以利用可用的管道能力,并在发生运营中断时履行销售承诺。这些费用的增加反映了较高的采购价格,部分被较低的采购量所抵消。下表详细说明了我们经纪的天然气、营销和其他净利润率,其中包括截至2022年12月31日的两年期间这些第三方交易的净影响(以千为单位):
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
经纪销售天然气 |
|
$ |
408,584 |
|
|
$ |
342,431 |
|
经纪销售NGL |
|
|
2,783 |
|
|
|
6,925 |
|
其他营销收入和其他收入 |
|
|
12,850 |
|
|
|
16,056 |
|
中间人购买和运输天然气 |
|
|
(413,911 |
) |
|
|
(350,426 |
) |
中间人购买NGL |
|
|
(2,808 |
) |
|
|
(8,044 |
) |
其他营销费用 |
|
|
(10,329 |
) |
|
|
(8,818 |
) |
经纪天然气净额和销售利润率 |
|
$ |
(2,831 |
) |
|
$ |
(1,876 |
) |
探索 2022年的支出为2680万美元,而2021年为2360万美元。由于延迟租金和其他成本增加,2022年的勘探费用比前一年更高。以股票为基础的薪酬是指作为我们勘探员工薪酬的一部分的股权赠与的摊销。下表详细说明了我们过去两年的勘探相关费用(以千为单位):
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||||||||||
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
变化 |
|
|
% |
|
||||
地震 |
$ |
237 |
|
|
$ |
129 |
|
|
$ |
108 |
|
|
|
84 |
% |
延迟租赁和其他 |
|
19,576 |
|
|
|
16,597 |
|
|
|
2,979 |
|
|
|
18 |
% |
人事费 |
|
5,381 |
|
|
|
5,322 |
|
|
|
59 |
|
|
|
1 |
% |
基于股票的薪酬费用 |
|
1,578 |
|
|
|
1,507 |
|
|
|
71 |
|
|
|
5 |
% |
勘探总费用 |
$ |
26,772 |
|
|
$ |
23,555 |
|
|
$ |
3,217 |
|
|
|
14 |
% |
未探明财产的遗弃和减值2022年为2860万美元,而2021年为720万美元。与2021年同期相比,由于宾夕法尼亚州估计的租赁到期时间较高,这些成本有所增加。个别微不足道的未探明物业的减值乃根据我们的平均持有期、预期没收比率及预期钻探成功程度按合计基准进行评估及摊销。我们按季度评估个别重大未经证实物业的减值,并在情况显示减值的情况下确认亏损。在确定重大未探明财产是否受损时,我们会考虑许多因素,包括但不限于当前勘探计划、正在评估的财产和/或邻近财产的有利或不利活动、我们的地质学家对财产的评估以及财产租赁期的剩余几个月。
出口 费用2022年为7030万美元,而2021年为2170万美元。2020年8月,我们在一笔交易中完成了对我们北路易斯安那州业务的出售,其中包括保留某些相关的收集、运输和加工义务,延长至2030年。这些估计未来债务的现值总计为4.798亿美元。
48
这是在2020年第三季度记录的。在截至2022年12月31日的12个月内,我们记录了4360万美元与保留负债相关的增值费用,在2022年第二季度,我们记录了2480万美元的不利调整,以增加这一负债,以应对买方预测的钻探计划的变化。在截至2021年12月31日的12个月中,我们记录了4870万美元与保留负债相关的增值费用,在2021年第二季度,我们记录了2820万美元的收益,以减少我们对这些保留负债的最初估计,原因是付款低于我们的预测,部分被买方预测钻探计划的变化所抵消。下表详细说明了我们过去两年的退出和终止成本(以千为单位):
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
|
|||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
资产剥离合同义务(包括贴现的增加) |
|
$ |
69,758 |
|
|
$ |
20,340 |
|
运输合同运力释放(含增加折扣) |
|
|
579 |
|
|
|
754 |
|
遣散费 |
|
|
— |
|
|
|
567 |
|
|
|
$ |
70,337 |
|
|
$ |
21,661 |
|
递延补偿计划 2022年的支出为6190万美元,而2021年为6840万美元。我们的股价从2021年12月31日的17.83美元上涨到2022年12月31日的25.02美元。这一非现金项目涉及在我们的递延补偿计划中归属和持有的与我们普通股相关的负债的价值增加或减少。递延补偿负债通过计入递延补偿计划支出的费用或贷项调整为公允价值。普通股在授予符合条件的参与者时被置于递延补偿计划中。
提前清偿债务损失2022年为6950万美元,而2021年为9.8万美元。2022年第一季度,我们宣布赎回2026年到期的9.25%未偿还优先票据中的8.5亿美元,这些票据于2022年2月1日赎回。赎回价格相当于面值的106.938,外加应计和未付利息。我们确认了提前清偿债务的亏损6920万美元,包括交易催缴溢价成本和回购债务的剩余递延融资成本的支出。
所得税支出(福利) 2022年的支出为2.305亿美元,而2021年的收益为970万美元。2022年所得税支出的增长反映出与2021年相比,我们的所得税前营业收入增加了10亿美元,部分被我们的业绩和当前大宗商品价格环境导致的估值津贴的变化所抵消。2022年的有效税率为16.3%,而2021年为2.4%。我们本年度的有效税率受到宾夕法尼亚州联邦立法降低企业所得税税率的影响。2022年和2021年的有效税率与法定税率不同,原因是州所得税和其他单独的税目,详情如下。截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度,当期所得税支出与州所得税有关。见合并财务报表附注5以作进一步讨论。下表汇总了我们过去两年的税务活动(以千为单位):
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
所得税前总收入 |
$ |
1,413,830 |
|
|
$ |
402,035 |
|
美国联邦法定利率 |
|
21 |
% |
|
|
21 |
% |
按法定税率计算的税费总额 |
|
296,904 |
|
|
|
84,427 |
|
|
|
|
|
|
|
||
扣除联邦福利后的州和地方所得税 |
|
13,980 |
|
|
|
16,260 |
|
国家利率和法律的变化 |
|
(588 |
) |
|
|
(13,583 |
) |
股权补偿 |
|
(673 |
) |
|
|
9,083 |
|
更改估值免税额: |
|
|
|
|
|
||
联邦估价免税额 |
|
(46,633 |
) |
|
|
(84,515 |
) |
国家估价免税额 |
|
(31,693 |
) |
|
|
(23,357 |
) |
永久性分歧和其他 |
|
(837 |
) |
|
|
1,942 |
|
所得税支出(收益)合计 |
$ |
230,460 |
|
|
$ |
(9,743 |
) |
实际税率 |
|
16.3 |
% |
|
|
(2.4 |
)% |
49
我们通过分析预计未来的应税收入、暂时性差异的逆转模式、亏损结转期和宾夕法尼亚州净营业亏损结转限制,来估计我们利用递延税项资产的能力。未来大宗商品价格等不确定因素可能会影响我们的计算,并可能导致估值免税额的变化。
管理层对财务状况、现金流、资金来源和流动性的探讨与分析
现金流
下表列出了过去两年现金和现金等价物的来源和用途(以千计):
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
现金和现金等价物的来源 |
|
|
|
|
|
|
||
经营活动 |
|
$ |
1,864,744 |
|
|
$ |
792,948 |
|
资产的处置 |
|
|
518 |
|
|
|
303 |
|
信贷借贷便利 |
|
|
972,000 |
|
|
|
1,434,000 |
|
发行新的优先票据 |
|
|
500,000 |
|
|
|
600,000 |
|
其他 |
|
|
72,713 |
|
|
|
53,667 |
|
现金和现金等价物的总来源 |
|
$ |
3,409,975 |
|
|
$ |
2,880,918 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
现金和现金等价物的使用 |
|
|
|
|
|
|
||
天然气和石油性质的附加物 |
|
$ |
(456,505 |
) |
|
$ |
(393,478 |
) |
种植面积购买 |
|
|
(30,885 |
) |
|
|
(23,962 |
) |
其他财产 |
|
|
(682 |
) |
|
|
(1,231 |
) |
偿还信贷安排 |
|
|
(953,000 |
) |
|
|
(2,136,000 |
) |
优先票据及附属票据的偿还 |
|
|
(1,659,422 |
) |
|
|
(63,324 |
) |
购买库存股 |
|
|
(399,699 |
) |
|
|
— |
|
已支付的股息 |
|
|
(38,638 |
) |
|
|
— |
|
其他 |
|
|
(85,359 |
) |
|
|
(48,959 |
) |
现金和现金等价物的使用总额 |
|
$ |
(3,624,190 |
) |
|
$ |
(2,666,954 |
) |
经营活动现金流 2022年为19亿美元,而2021年为7.929亿美元。经营活动提供的现金增加是由于平均实现价格(包括所有衍生产品结算和第三方运输成本)增加了65%。业务活动提供的现金净额也受到周转资金变动或现金收入和支出时间的影响。2022年营运资本的变化(反映在我们的综合现金流量表中)为流出169.3美元 百万 相比之下,2021年的流出资金为2.417亿美元。
天然气和石油性质的附加物是我们对现金和现金等价物最重要的使用。这些现金支出与我们的钻井和完井资本预算计划相关。下表显示了过去两年在我们的合并现金流量表上显示的天然气和石油资产的资本支出和增加的对账(以千为单位):
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
阿巴拉契亚 |
|
$ |
462,134 |
|
|
$ |
391,483 |
|
已探明物业的应计资本开支变动 |
|
|
(5,629 |
) |
|
|
1,995 |
|
天然气和石油性质的附加物 |
|
$ |
456,505 |
|
|
$ |
393,478 |
|
优先票据及附属票据的偿还2022年包括赎回2026年到期的未偿还9.25%优先票据中的8.5亿美元,2022年到期的5.00%优先票据中的1.696亿美元,2022年到期的5.87%优先票据中的4850万美元,以及2023年到期的5.00%优先票据中的5.323亿美元。
流动性与资本资源
我们的主要流动性来源是现金、运营产生的内部现金流、资本市场交易和我们的银行信贷安排。截至2022年12月31日,我们在银行信贷安排下拥有约12亿美元的流动性,包括现金和可获得性。基于目前的大宗商品价格环境,我们相信我们有足够的流动性和资本资源来执行我们在可预见的未来的业务计划。我们继续管理我们的钻井和完井承诺的持续时间和水平,以便在我们的活动水平和资本支出方面保持灵活性。
50
现金来源
在截至2022年12月31日的一年中,我们从运营活动中产生了19亿美元的现金流。截至2022年12月31日,我们银行信贷安排下的剩余借款能力为12亿美元,我们手头有20.7万美元现金。我们的借款基数可以根据大宗商品价格的变化、已探明财产的收购或剥离或融资活动而进行调整。我们可以动用我们的银行信贷来满足短期现金需求。
我们的营运资金需求由我们的现金和我们的银行信贷支持。我们相信,我们的短期和长期流动性足以为我们目前的业务和我们的长期资金需求提供资金,包括我们的资本支出计划、偿还债务期限和股息。尽管我们预计现有信贷安排下的现金流和能力足以为我们预期的2023年资本计划提供资金,但我们也可能选择通过新的债券或股票发行或其他融资来源筹集资金。我们信用评级的任何下调都可能使我们更难或更昂贵地借入额外资金。我们所有的流动性来源都可能受到整体经济状况、全球大流行、不可抗力事件和大宗商品价格波动、运营成本和产量的影响,所有这些都会影响我们和我们的行业。我们无法控制天然气、NGL或石油的市场价格,尽管我们可能能够通过使用衍生品合约作为我们大宗商品价格风险管理的一部分来影响已实现收入的金额。
银行信贷安排
2022年4月,我们签订了一项经修订的银行信贷安排,该安排以我们几乎所有的资产为抵押,到期日为2027年4月14日。截至2022年12月31日,我们在银行信贷安排下的未偿还借款为1900万美元,我们的借款基数为30亿美元,贷款人承诺总额为15亿美元。截至2022年12月31日,我们还有3.074亿美元的未开立信用证。
借款基数每半年定期重新确定一次,并取决于许多因素,但主要是贷款人对未来现金流的评估。下一次预定的借款基数重新确定是在2023年春季。我们目前必须遵守某些金融和非金融契约,包括限制股息支付、债务发生和我们保持某些财务比率的要求(如我们的银行信贷协议中所定义的)。截至2022年12月31日,我们遵守了所有这些公约。
截至2022年12月31日的一年,我们的每日加权平均银行信贷安排债务余额为4840万美元,而截至2021年12月31日的一年为1.449亿美元。银行信贷安排下的借款可以是备用基本利率(“ABR”,定义见银行信贷安排协议)加0.75%至1.75%的利差,或按有担保隔夜融资利率(SOFR,定义见银行信贷安排协议)加1.75%至2.75%的利差。适用的利差取决于相对于借款基数的借款。我们可不时选择将所有或任何部分的SOFR贷款转换为基本利率贷款,或将所有或任何基本利率贷款转换为SOFR贷款。
现金的用途
我们使用现金开发、勘探和收购天然气和石油资产,并用于支付收集、运输和加工成本、运营、一般和行政成本、税收和债务义务,包括利息、股息和股份回购。开发、勘探和收购天然气和石油资产的支出是我国资本资源的主要用途。2022年期间,我们在合并现金流量表中报告的资本支出为4.881亿美元。我们目前预计2023年的资本预算将在5.7亿至6.15亿美元之间。我们未来资本支出的数额将取决于一系列因素,包括我们来自运营、投资和融资活动的现金流、基础设施可用性、供需基本面以及我们执行开发计划的能力。此外,初级商品价格对投资机会、资金的可获得性以及我们发展活动的时间和结果的影响可能会导致未来发展的资金需求发生变化。我们定期审查我们的预算,以评估当前和预计现金流、债务需求和其他因素的变化。
我们可能会不时回购或赎回全部或部分未偿还债务证券,以换取现金、交换其他证券或两者兼而有之。此类回购或赎回可能在公开市场交易中进行,并将取决于当时的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。涉及的金额可能很大。我们下一个重要的长期债务到期日是2025年到期的7.5亿美元。作为我们2023年战略的一部分,我们将继续专注于改善我们的债务指标。
51
我们董事会批准的股票回购计划包括批准回购15亿美元的我们的普通股。在2022年期间,我们回购了1400万股票,截至2022年12月31日,根据该计划仍有11亿美元的授权。
2022年第三季度,我们的董事会重新制定了季度股息。2022年,我们支付了总计3860万美元的股息。
货架登记
我们向美国证券交易委员会提交了一份通用货架登记声明,根据该声明,我们作为一家知名的经验丰富的发行商”根据美国证券交易委员会规则,有能力出售不确定数量的各种类型的债务和股权证券。
资本化和股息支付
截至2022年12月31日和2021年12月31日,我们的总债务和总资本如下(以千计):
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
银行债务 |
|
$ |
9,509 |
|
|
$ |
— |
|
高级笔记 |
|
|
1,832,451 |
|
|
|
2,925,787 |
|
债务总额 |
|
|
1,841,960 |
|
|
|
2,925,787 |
|
股东权益 |
|
|
2,876,006 |
|
|
|
2,085,663 |
|
总市值 |
|
$ |
4,717,966 |
|
|
$ |
5,011,450 |
|
债务资本化比率 |
|
|
39.0 |
% |
|
|
58.4 |
% |
2022年,我们总共向股东支付了3860万美元的股息(第三季度和第四季度每股普通股0.08美元)。未来股息的数额以董事会宣布为准,主要取决于收益、资本支出和各种其他因素。
现金合同债务
我们的合同义务包括长期债务、经营租赁、衍生债务、资产报废义务以及运输、收集和处理承诺。截至2022年12月31日,我们没有任何资本租赁或任何重大的表外债务或其他此类未记录债务,我们也没有为任何非关联方的债务提供担保。截至2022年12月31日,我们在银行信贷安排下总共有3.074亿美元的未偿还信用证。下表提供了我们根据2022年12月31日生效的协议有义务支付的未来付款时间的估计。除了下表中列出的合同债务外,我们截至2022年12月31日的综合资产负债表还反映了我们银行债务的应计利息110万美元,这笔债务将于2023年第一季度支付。根据截至2022年12月31日的未偿还金额,我们预计在每期票据到期前每年支付利息:4.75%优先票据2,380万美元,4.875%优先票据3,660万美元,8.25%优先票据4,950万美元。
52
以下是我们在2022年12月31日的合同财务义务及其未来到期日的摘要。我们预计将用经营活动产生的现金为这些合同义务提供资金,如有必要,还将从我们的银行信贷安排或其他来源借款(以千计)。
|
按期付款到期 |
|
|||||||||||||||||||||
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
此后 |
|
|
总计 |
|
||||||
债务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
2027年到期的银行债务(a) |
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
19,000 |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
19,000 |
|
2025年到期的4.875厘优先债券 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
750,000 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
750,000 |
|
2029年到期的8.25%优先债券 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
600,000 |
|
|
|
600,000 |
|
2030年到期的4.75%优先债券 |
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
500,000 |
|
|
|
500,000 |
|
其他义务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|||||
经营租赁,净额 |
|
70,873 |
|
|
|
8,119 |
|
|
|
6,576 |
|
|
|
8,793 |
|
|
|
— |
|
|
|
94,361 |
|
软件许可证和其他 |
|
2,419 |
|
|
|
555 |
|
|
|
295 |
|
|
|
48 |
|
|
|
15 |
|
|
|
3,332 |
|
衍生债务(b) |
|
151,417 |
|
|
|
15,495 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
166,912 |
|
运输和收集承诺(c) |
|
801,850 |
|
|
|
782,445 |
|
|
|
694,670 |
|
|
|
1,218,509 |
|
|
|
2,971,614 |
|
|
|
6,469,088 |
|
资产报废债务负债(d) |
|
4,570 |
|
|
|
38 |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
105,243 |
|
|
|
109,851 |
|
合同债务总额(e) |
$ |
1,031,129 |
|
|
$ |
806,652 |
|
|
$ |
1,451,541 |
|
|
$ |
1,246,350 |
|
|
$ |
4,176,872 |
|
|
$ |
8,712,544 |
|
(a) |
在我方银行信贷额度终止之日到期。假设利率或未偿还余额不变,我们的银行信贷安排每年支付的利息约为160万美元。 |
(b) |
衍生债务是指根据大宗商品衍生品的主要净额结算安排确定的净负债,截至2022年12月31日估值。我们的衍生品按公允价值计量和记录,并受到市场和信用风险的影响。最终清算价值将取决于未来的实际商品价格,这可能与截至2022年12月31日用于确定公允价值的投入有很大不同。见本公司合并财务报表附注9。 |
(c) |
根据这些合同的条款,上述义务是我们最低限度的财务承诺。我们的实际支出可能会超过这些最低承诺。 |
(d) |
以上金额代表折扣值。债务本身存在不确定性,实际金额和时间可能与我们的估计不同。见本公司合并财务报表附注8。 |
(e) |
该表不包括递延补偿计划的负债,因为这些债务将由现有计划资产提供资金,不包括对税务当局的债务。 |
除上表所列金额外,我们还签订了一项附加协议,该协议视某些管道改造和/或天然气日产量1.8Bcf的建设而定,预计将于2024年开始,期限为13年。在合同的最后五年,该协议下的销售量下降,以每天810,000 mcf结束。
上表未包括我们对剥离北路易斯安那州资产后保留的某些债务的应计合同债务的估计。这些合同义务与收集、加工和运输协议有关,包括某些最低数量的承诺。保留债务本身存在不确定性,因此,确定应计债务需要作出重大判断和估计。实际的和解金额和时间可能与我们的估计不同。另见我们合并财务报表的附注3、附注14和附注15。截至2022年12月31日,这项债务的账面价值为3.906亿美元(贴现),并计入我们合并资产负债表中的剥离合同债务。截至2022年12月31日,我们基于贴现价值对这笔留存债务的估计结算如下(以千为单位):
|
|
截至的年度 |
|
|
2023 |
|
$ |
86,546 |
|
2024 |
|
|
73,916 |
|
2025 |
|
|
64,276 |
|
2026 |
|
|
45,773 |
|
2027 |
|
|
37,743 |
|
此后 |
|
|
82,366 |
|
|
|
$ |
390,620 |
|
53
已探明储量
为了维持和增长产量和现金流,我们必须继续开发现有的已探明储量,并找到或获得新的天然气、天然气和石油储量。以下是对已探明储量、储量补充和修订以及已探明储量未来净现金流的讨论。
|
|
年终十二月三十一日 |
|
|||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
|
|
(MMcfe) |
|
|||||
已探明储量: |
|
|
|
|
|
|
||
年初 |
|
|
17,775,484 |
|
|
|
17,203,114 |
|
增加储备 |
|
|
1,668,244 |
|
|
|
1,602,769 |
|
储备修订 |
|
|
(591,983 |
) |
|
|
(252,876 |
) |
销售额 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
生产 |
|
|
(774,089 |
) |
|
|
(777,523 |
) |
年终 |
|
|
18,077,656 |
|
|
|
17,775,484 |
|
已探明的已开发储量: |
|
|
|
|
|
|
||
年初 |
|
|
10,417,887 |
|
|
|
9,792,540 |
|
年终 |
|
|
10,933,180 |
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|
|
10,417,887 |
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我们于2022年底的探明储量为18.1Tcfe,而2021年底的已探明储量为17.8Tcfe。截至2022年底,天然气约占我们已探明储量的65%。
储备的增加和修订。在2022年期间,我们增加了1.7Tcfe的已探明储量,这些储量来自钻探活动和宾夕法尼亚州已探明地区的评估。2022年新增储量中,约77%可归因于天然气。我们的乙烷储量旨在与我们现有的长期、可延长合同下交付的数量相匹配。对先前估计的负592.0 Bcfe的修订包括1.4Tcfe储量重新分类为未探明,这是因为先前计划的油井预计不会在最初的五年开发期限内钻探,这被有利的价格修订、72.8Bcfe的正业绩修订和716.2 Bcfe的积极修订所抵消,因为它们重新加入了我们的五年发展计划。年内重新分类为未经证实的油井乃由于现有油井表现出众所致,而现有油井因在现有地点钻探较长的支管而导致更高的现场集聚能力利用率及资本重新分配。在2021年期间,我们增加了1.6Tcfe的已探明储量,这些储量来自钻探活动和宾夕法尼亚州探明地区的评估。2021年新增的储量中,约有72%来自天然气。我们的乙烷储量旨在与我们现有的长期、可延长合同下交付的数量相匹配。对先前估计的负252.9 Bcfe的修订包括1.3Tcfe储量重新分类为未探明,原因是先前计划的油井预计不会在最初的五年开发期限内钻探,这显着被22.6Bcfe的有利定价修订和1.0Tcfe的正业绩修订所抵消。
未来净现金流。截至2022年12月31日,我们已探明储量的估计未来净现金流的现值(以10%折现)为296亿美元。截至2021年12月31日,我们估计的未来净现金流的现值为149亿美元。这一现值是根据美国证券交易委员会规则,根据储量有效期内前12个月未加权的每月首日石油和天然气价格持平计算得出的。截至2022年12月31日,我们已探明储量的估计未来净现金流的税后现值为245亿美元,而2021年12月31日为125亿美元。
未来净现金流的现值并不是对我们已探明储量的公平市场价值的估计。对公允价值的估计,除其他外,还将考虑到未来价格和成本的预期变化、超过已探明储量的储量的预期回收、更能代表对评估方的货币时间价值的贴现系数以及生产石油和天然气所固有的已知风险。
54
交付承诺
我们有与我们的马塞卢斯页岩资产相关的各种批量交付承诺。我们希望能够通过我们自己的生产来履行我们的合同义务;但是,如果出现承诺不足的情况,我们可能会购买第三方产品来履行我们的承诺,或者支付承诺不足的索要费用。截至2022年12月31日,我们到2037年的交付承诺如下:
年终 |
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天然气 |
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乙烷和丙烷 |
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2023 |
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365,000 |
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50,000 |
2024 |
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261,899 |
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50,000 |
2025 |
|
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182,493 |
|
|
50,000 |
2026 |
|
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158,301 |
|
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50,000 |
2027 |
|
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100,000 |
|
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46,233 |
2028 |
|
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100,000 |
|
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45,000 |
2029 |
|
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100,000 |
|
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33,444 |
2030 |
|
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— |
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30,000 |
2031 |
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— |
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16,575 |
2032-2037 |
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— |
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10000人(每年) |
除了上表中所列的金额外,我们还与一家管道公司签订了到2037年从我们的马塞卢斯页岩油井输送乙烷产量的合同。这些协议和相关费用取决于设施建设和/或修改,从2027年到2033年,每天15,000桶。
其他
我们租赁的土地,如果最初的油井没有在规定的时间内钻探,通常会受到租赁到期的影响,通常在三到五年之间。我们预计不会因为资金、设备或人员不足而导致钻探失败而损失大量租赁面积。然而,基于我们对未来经济的评估,包括连接生产的基础设施成本,我们已经允许种植面积到期,并将允许更多的种植面积在未来到期。到目前为止,我们用于遵守环境或安全法规的支出并不是我们成本结构的重要组成部分,预计未来也不会很大。然而,新的法规、执法政策、损害索赔或其他事件可能会导致未来的巨额成本。
利率
截至2022年12月31日,我们有19亿美元的未偿债务,固定利率平均为5.9%,银行债务总额为1900万美元,浮动利率,2022年底的平均利率为8.25%。2022年12月31日的一个月SOFR利率为4.4%。2022年12月31日未偿还的浮动利率债务的短期利率每增加1%,我们将额外损失约19万美元的年息。
表外安排
我们目前没有利用与未合并实体的任何表外安排来增强我们的流动资金或资本资源状况。然而,按照天然气和石油行业的惯例,我们有各种合同工作承诺,上文在现金合同义务项下描述了这些承诺。
管理层对关键会计估计的探讨
我们对我们的财务状况和经营结果的讨论和分析是基于我们的综合财务报表,这些报表是根据美国公认的会计原则编制的。在编制我们的财务报表时,我们需要作出估计和假设,以影响报告的资产和负债额、年终或有资产和负债的披露以及年内报告的收入和支出。在下列情况下,会计估计被视为关键:(1)由于对高度不确定的事项或该等事项对变化的敏感性所必需的主观性和判断水平,估计和假设的性质是重要的;及(2)估计和假设对财务状况或经营业绩的影响是重大的。实际结果可能与使用的估计和假设不同。
净储备量估计数
我们使用成功努力法来核算天然气和石油生产活动,而不是替代的可接受的全额成本法。我们认为,净资产和净收益在
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成功的努力法比完全成本法下的会计方法更好,特别是在积极探索的时期。成功努力会计法与完全成本法的一个不同之处在于,在成功努力法下,所有勘探干井以及地质和地球物理成本都从其发生期间的收益中扣除;而在完全成本法中,这些成本作为资产资本化,与成功油井的成本汇集在一起,并作为耗竭费用的一个组成部分从未来期间的收益中扣除。在成功努力会计方法下,成功的勘探钻探成本和所有开发成本被资本化,这些成本按我们工程师估计并经独立工程师审计的已探明天然气和石油储量为基础的单位生产法系统地计入费用。在以下情况下,发现尚未被归类为已探明储量的探井所产生的成本将计入我们的资产负债表中:(1)该油井已发现足够的储量,证明其作为生产井的完成是合理的;(2)我们在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够进展。已探明物业租赁成本以总探明储量为基础,采用生产单位法摊销至费用。物业按情况需要评估减值(至少每年一次),价值减值计入费用。成功努力法本质上依赖于已探明储量的估算,已探明储量包括已探明储量和已探明未开发储量。
美国证券交易委员会将探明储量定义为,地质和工程数据合理证明,在现有经济和运营条件下,未来几年可从已知油藏中开采的天然气、液化石油气、凝析油和原油。已探明的已开发储量是指在现有设备和操作方法下,预计可通过现有油井开采的储量。已探明的未开发储量包括已通过开发计划的储量,表明每个地点计划在被登记为已探明储量之日起五年内进行钻探,除非具体情况需要更长的时间。尽管我们的工程师了解并遵循美国证券交易委员会建立的储量指导方针,但储量的估计需要工程师基于专业判断做出大量假设。储量估计至少每年更新一次,并考虑最近的产量水平和其他技术信息。估计储量往往会受到未来修订的影响,这可能是根据可获得的额外信息,包括储集层动态、新的地质和地球物理数据、额外的钻探、技术进步、价格和成本变化以及其他经济因素。天然气、NGL和石油价格的变化可能会导致决定开工或停产,这可能会导致对储量的修订。储备的调整反过来又会导致我们的损耗率发生调整。我们无法预测未来可能需要对准备金进行何种调整。储量估计是由我们的油藏工程和经济学的高级副总裁审查和批准的,他直接向我们的总裁和首席执行官汇报工作。为了进一步确保我们储量估计的可靠性, 我们聘请独立的石油顾问来审计我们对已探明储量的估计。第三方编制的估算值可能高于或低于本文所包含的估算值。独立石油顾问在2022年审计了大约96%的储量,2021年审计了97%的储量。我们的储量估计与我们的顾问的总体估计之间的历史差异一直不到5%。本报告中包含的储量是我们石油工程人员估计的储量。有关其他讨论,请参阅项目1和项目2.业务和物业-已探明储量.
外汇储备以这12个月内大宗商品价格的加权平均为基础,使用美国证券交易委员会定义的每月1日的收盘价。在确定每一处房产2022年12月31日的探明储量时,基准价格会根据考虑到房产具体质量和位置差异的价差进行调整。如果未来平均价格低于2022年12月31日用于确定储量的价格,可能会对我们对已探明储量的估计产生不利影响。由于许多因素(包括大宗商品价格和业绩修正),很难估计任何潜在价格变化的幅度以及对已探明储量的影响。
损耗率是根据储量估计和生产物业的资本化成本确定的。随着估计储量的调整,假设产量或资本化成本不变,物业的消耗费用将发生变化。虽然物业寿命内的总耗损支出限于物业的总成本,但已探明储备的修订会导致确认耗损支出的时间发生变化。已探明储量的下修可能会导致减损费用的加速,而上修往往会降低减损费用的认知率。根据截至2022年12月31日的已探明储量,我们估计,探明储量每增加1%,2023年的耗竭费用将增加或减少约300万美元(基于当前的产量估计)。估计准备金被用作计算房地产资产组的预期未来现金流量的基础,这些现金流量用于确定该房地产是否可能减值。储备亦用于估计综合财务报表附注17中有关天然气及石油生产活动的未来现金流量折现及储备量的标准化计量的补充披露。估计储量的变化被视为会计上估计的变化,并在预期基础上反映。不应假定标准化措施就是我们估计的已探明储量的当前市场价值。
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公允价值估计
公允价值是指在计量日在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产所收到的价格或转移一项负债所支付的价格。计量资产负债公允价值的方法有三种:市场法、收益法和成本法,每一种方法都包括多种估值技术。市场法使用涉及相同或可比资产或负债的市场交易产生的价格和其他相关信息。收益法使用估值技术来计量公允价值,方法是根据当前市场对这些未来金额的预期,将未来金额(如现金流量或收益)转换为单一现值或一系列现值。成本法是根据目前替换一项资产的服务能力所需的数额。这通常被称为当前重置成本。成本法假设公允价值不会超过市场参与者获得或建造具有可比效用的替代资产的成本,并对过时进行调整。
公允价值会计准则没有规定在计量公允价值时应该使用哪种估值技术,也没有在这些技术中确定优先顺序。这些准则建立了公允价值层次结构,对应用各种估值技术时使用的投入进行了优先排序。投入广义上是指市场参与者用来做出定价决策的假设,包括对风险的假设。在公允价值层次结构中,第一级投入的优先级最高,而第三级投入的优先级最低。公允价值层次的三个层次如下:
最大限度地利用可观察到的投入的估值技术受到青睐。资产和负债按对公允价值计量有重要意义的最低优先级别的投入进行整体分类。对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断,并可能影响资产和负债在公允价值层级中的配置。有关本公司公允价值计量的披露,请参阅综合财务报表附注10。
公允价值计量的重要用途包括:
对长期资产进行减值测试的必要性可以基于几个指标,包括大宗商品价格大幅下降、我们的资本预算减少、对储备的不利调整、预期生产时间的重大变化、合同的其他变化或物业所在监管环境的变化。
退出成本估算
我们的综合资产负债表包括主要与路易斯安那州保留的收集、加工和运输合同有关的应计退出成本负债。与我们的北路易斯安那州资产剥离相关的这些退出成本的初始公允价值计算中固有了许多假设和判断,包括最终支付金额、信贷调整后的贴现率、买方的开发计划以及我们对这些钻探计划的概率加权预测、市场状况以及买方对协议中包括的每个设施的最终使用情况。这项义务的很大一部分是天然气加工协议,其中包括在未达到最低产量承诺的情况下支付短缺款项,我们必须评估流向该设施的产量的可能性和数量。此外,我们的协议还包括额外的运输协议,这些协议基于适用于最低使用量的合同费率。我们已经就这些负债的时间和金额做出了重大判断和估计。我们的初始公允价值估计是基于我们认为合理且可能发生的假设。如果钻探开发没有如我们假设的那样进行,负债的账面价值可能增加约2000万美元。其他假设的变化,如对流向加工设施的生产量的估计,可能会导致更高的负债。如果我们假设生产量的流量在合同结束时保持不变,那么负债可能会增加大约2000万美元。我们继续定期监测我们的估计,未来可能需要调整我们的
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基于事实和情况的估计。有关这些成本的进一步讨论,请参阅我们合并财务报表的附注14和附注15。
天然气和石油性质的减值评估
只要事实和情况的变化表明资产的账面价值可能无法收回,使用中的长期资产就会被评估减值。就减值评估而言,长期资产必须在可以确定独立现金流的最低水平进行分组,在某些情况下,通常是按资产的逻辑分组,如果存在重大的共享基础设施或合同条款,导致独立的、离散的领域之间的经济相互依存。如果资产组的使用及其最终处置产生的未贴现估计现金流量之和小于资产组的账面价值,则账面价值减记为估计公允价值。截至2022年12月31日,我们与长期资产相关的估计未贴现现金流大大超过了它们的账面价值。有关过去三年入账减值及相关公允价值计量的讨论,请参阅综合财务报表附注10。
为测试我们的天然气和石油资产的减值而计算的公允价值是使用预期未来现金流现值法和适当时的比较市场价格来估计的。由于结果是基于预测假设,因此在执行这些公允价值估计时涉及重大判断。重要的假设包括:
我们根据我们认为合理可能发生的预计财务信息来估计我们的公允价值。由于有许多假设(例如储量、开发计划的速度和时间、商品价格、资本支出、运营成本、钻探和开发成本、通货膨胀和贴现率)可能对我们的估计产生重大影响,对我们的未贴现现金流计算中假设变化的敏感性进行估计是不可行的。对上述某些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。例如,大宗商品价格持续下跌对未来未贴现现金流的影响可能会被成本降低部分抵消。
商品衍生工具
所有商品衍生工具均按其公允价值作为资产或负债计入我们的综合资产负债表。我们若干商品衍生工具的公允价值计量基于(其中包括)期权定价模型、期货、波动率、到期时间和信用风险,并在我们的综合财务报表附注10中讨论。我们定期通过审核交易对手声明、确认原始投入来源以及监控估值方法和假设的变化来验证我们的公允价值计量。有关衍生工具及其估值的其他资料,可参阅项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。
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所得税
在我们经营的所有领域,我们都要缴纳所得税和其他税。就财务报告而言,我们按适用于适当税务管辖区的税率提供税项。对要记录的所得税数额的估计涉及对复杂税法的解释。由于联邦和州税率的变化和/或税法的变化可能会影响我们,我们的有效税率可能会因其他因素而发生变化。我们的有效比率也受到各州之间收入分配变化的影响。
我们的综合资产负债表包括递延税项资产。当费用在报税表中确认之前在财务报表中确认,或者当收入项目在财务报表中确认之前在纳税申报表中确认时,递延税项资产就产生了。当营业亏损或税收抵免可用来抵消未来几年到期的税款时,也会产生递延税项资产。最终,递延税项资产的实现取决于未来期间是否存在足够的应税收入,以吸收未来可扣除的暂时性差异、亏损、结转或抵扣。
在评估递延税项资产的潜在变现时,管理层必须考虑部分或全部递延税项资产变现的可能性是否更大(可能性超过50%)。管理层在决定是否需要计价津贴时,会考虑所有可用的证据(包括正面和负面)。该等证据包括递延税项负债的预定冲销、预计未来应课税收入及作出评估时的税务筹划策略,以及在考虑负面及正面证据的相对权重时所需作出的判断。我们会继续监察事实及情况,以重新评估营运亏损结转、抵免及其他递延税项资产在到期前使用的可能性。因此,我们可能决定应设立额外的递延税项资产估值免税额。在决定是否需要为我们的递延税项资产余额计提估值准备时,我们会考虑其他因素,包括当前的财务状况、经营业绩、预计未来的应纳税所得额、税务筹划策略和新法规。这一决定涉及重大判断,因为我们需要对未来大宗商品价格、预计产量、开发活动、未来业务战略的盈利能力以及石油和天然气行业的预测经济做出假设。此外,由于税法和我们的收益水平的变化而导致的有效税率的变化可能会限制递延税项资产的使用,并将影响未来递延税项余额的估值。关于递延税项资产未来变现的判断的改变可能导致全部或部分估值拨备的冲销。例如,基于大宗商品价格的大幅上涨和其他积极证据, 在2022年,我们发放了联邦和州估值津贴的很大一部分。在确定期间,我们的净收入将受益于较低的实际税率。
我们相信,在扣除估值扣除后,我们的递延税项净资产最终将实现。在2022年期间,我们将国家净营业亏损结转、基差和信贷的估值准备金从2021年12月31日的2.031亿美元减少到2022年12月31日的1.714亿美元。联邦估值津贴从2021年12月31日的6800万美元降至2022年12月31日的2130万美元。有关所得税的进一步信息,请参阅我们的合并财务报表附注5。
考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设,对导致未来收入计算的假设变化的敏感性进行估计是不现实的。对一些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。例如,大宗商品价格持续下跌对未来应税收入的影响可能会被较低的资本支出部分抵消。
我们可能会受到税务当局在我们的各种所得税申报单中确认收入和扣除的金额和/或时间的挑战。虽然我们相信我们已为所有税项作足够的拨备,但由于估计或尚未解决的税务事项的变化,未来可能会出现收入或亏损。
尚未采用的会计准则
预计都不会产生实质性影响。
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ITEM 7A。关于市场风险的定量和定性披露
以下信息的主要目标是提供有关我们潜在的市场风险敞口的前瞻性、定量和定性信息。市场风险是指因天然气、天然气、石油价格和利率的不利变化而产生的损失风险。这些披露并不是对未来预期损失的准确指标,而是对合理可能的损失的指标。这些前瞻性信息为我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口提供了指标。我们所有对市场风险敏感的工具都是出于交易以外的目的订立的。所有账户都是以美元计价的。
M市场风险
我们面临着与天然气、天然气和石油价格波动相关的市场风险,因为这些价格的波动继续影响着我们的行业。我们预计未来大宗商品价格将保持波动和不可预测。我们采用各种策略,包括使用商品衍生工具来管理与这些价格波动相关的风险。这些衍生工具适用于我们生产的不同部分,仅提供部分价格保护。这些安排限制了价格上涨对我们的好处,但在价格下跌时提供了保护。此外,如果我们的交易对手违约,这种保护可能是有限的,因为我们可能得不到衍生品的好处。我们面临所有衍生工具的公允价值变动的风险;然而,这种风险应通过与基础商品交易相关的价格变动来缓解。虽然衍生品工具的使用可能会对我们在特定季度或年度期间的经营业绩产生重大影响,但我们相信该等工具的使用不会对我们的财务状况或流动资金产生重大不利影响。已实现价格主要由全球石油价格和北美天然气生产的现货市场价格推动。天然气价格比石油价格对我们的影响更大,因为我们2022年12月31日已探明储量中约65%是天然气,相比之下,已探明储量中石油的比例为2%。此外,我们的部分NGL(占已探明储量的33%)也受到油价变化的影响。有时,我们也面临与利率变化相关的市场风险。从2021年12月31日到2022年12月31日,这些风险没有发生实质性变化。
我们认为,NGL的价格具有一定的季节性,尤其是丙烷。因此,NGL价格与NYMEX WTI(或西德克萨斯中质油)的关系将因产品成分、季节性和地理供需而有所不同。我们在几个地区和国际市场销售NGL。如果我们无法销售或储存NGL,我们可能会被要求减产或将钻探活动转移到干气地区。
阿巴拉契亚地区的当地需求和基础设施有限,无法容纳乙烷。我们签订了协议,从马塞卢斯页岩区出售或运输乙烷。我们不能确保这些设施将继续可用。如果我们至少有一项协议不能出售乙烷,我们可能会被要求减产,或者像我们过去所做的那样,购买或转移天然气,以与我们丰富的残渣气混合。
60
商品价格风险
我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理大宗商品价格波动的风险敞口。我们不会为投机或交易目的而订立这些安排。有时,我们的某些衍生品是掉期,在这种掉期中,我们会收到产品的固定价格,并向交易对手支付市场价格。我们的衍生品计划还可能包括项圈,它设定了最低底价和预先确定的最高价格。我们的计划还可能包括三个选项的组合:卖出看跌期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。卖出看跌期权确定最高价格,而买入看跌期权确定下限价格,直到商品的市场价格跌破卖出看跌期权股票价格,在这个价格下,购买看跌期权的价值实际上是上限的。截至2022年12月31日,我们的衍生品计划包括掉期、领子和三向领子。这些合同按月到期,至2024年12月。其公允价值,即截至2022年12月31日立即清算时将实现的估计金额,接近1.386亿美元的衍生负债净额,而截至2021年12月31日的衍生负债净额为1.695亿美元。这一变化主要与2022年期间衍生品合约的结算以及截至2022年12月31日的天然气、天然气和石油期货价格有关,这些价格与我们在2022年期间签订的2023年和2024年的新商品衍生品合约有关。截至2022年12月31日,以下商品衍生品合约未平仓,不包括我们的基差掉期和剥离或有对价,下文将单独讨论:
期间 |
|
合同类型 |
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带边框的体积 |
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加权平均对冲价格 |
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公平市场 |
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交换 |
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卖出卖权 |
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地板 |
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天花板 |
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(单位:千) |
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天然气 |
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2023 |
|
掉期 |
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376,384 MMBtu/天 |
|
$ |
3.44 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(109,138 |
) |
|||
2023 |
|
领子 |
|
278,082 MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
3.60 |
|
|
$ |
4.78 |
|
|
$ |
(12,714 |
) |
||
2023 |
|
三向领口 |
|
187,233 MMBtu/天 |
|
|
|
|
$ |
2.67 |
|
|
$ |
3.74 |
|
|
$ |
4.83 |
|
|
$ |
(11,917 |
) |
|
2024 |
|
掉期 |
|
110,000 MMBtu/天 |
|
$ |
4.63 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
13,202 |
|
|||
2024 |
|
领子 |
|
469,235 MMBtu/天 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
3.55 |
|
|
$ |
5.51 |
|
|
$ |
(5,930 |
) |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
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原油 |
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|
|
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|
|
|
|
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|||||
2023 |
|
掉期 |
|
5,123桶/天 |
|
$ |
71.39 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(13,908 |
) |
|||
2024年1月至9月 |
|
领子 |
|
832桶/天 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
80.00 |
|
|
$ |
90.12 |
|
|
$ |
1,807 |
|
|
|
O其他商品风险
我们受到基差风险的影响,因为天然气交易价格往往基于行业参考价格,而行业参考价格可能与当地市场的价格不同。如果一个地区的大宗商品价格变动没有在其他地区得到反映,衍生品商品工具可能不再提供预期的对冲,导致基差风险增加。除上述衍生合约外,我们还签订了天然气基差互换协议。由于交割地点(“基差”)、相对质量和其他因素的调整,我们收到的天然气生产价格可能高于或低于NYMEX价格;因此,我们签订了基差互换协议,实际上锁定了基差调整。截至2022年12月31日,天然气基础掉期的公允价值为52.1万美元,交易量为288,555,000 MMBtu。
我们有权在出售我们的北路易斯安那州资产时获得或有对价,最高可达2100万美元,这是基于已公布的指数和买方2023年已实现的NGL价格未来实现的天然气和石油价格。该工具于2022年12月31日的公允价值为1,310万美元的衍生资产。此外,在截至2022年12月31日的一年中,我们预计将收到2450万美元,这笔资金在我们的综合资产负债表中被列为流动资产。
61
C商品敏感性分析
下表显示了我们衍生品合约的公允价值以及2022年12月31日大宗商品价格变化10%和25%将导致的公允价值假设变化。我们仍然面临商品衍生工具市场价值可能发生变化的风险;然而,这种风险应该通过基础实物商品的价格变化来缓解(以千计):
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公允价值假设变动 |
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增加 |
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减少 |
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公允价值 |
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10% |
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25% |
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|
10% |
|
|
25% |
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掉期 |
|
$ |
(109,844 |
) |
|
$ |
(86,562 |
) |
|
$ |
(216,404 |
) |
|
$ |
86,562 |
|
|
$ |
216,405 |
|
领子 |
|
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(16,837 |
) |
|
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(81,262 |
) |
|
|
(208,659 |
) |
|
|
79,294 |
|
|
|
193,932 |
|
三向领口 |
|
|
(11,917 |
) |
|
|
(20,137 |
) |
|
|
(53,621 |
) |
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17,892 |
|
|
|
38,870 |
|
基差互换 |
|
|
521 |
|
|
|
13,179 |
|
|
|
32,947 |
|
|
|
(13,179 |
) |
|
|
(32,947 |
) |
资产剥离或有对价 |
|
|
13,080 |
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|
1,330 |
|
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2,740 |
|
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(1,760 |
) |
|
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(5,190 |
) |
反制艺术风险
我们的基于商品的合同使我们面临合同交易对手不履行合同的信用风险。我们在主要投资级金融机构和大宗商品交易商之间的风险敞口是多元化的,我们与大多数交易对手签订了总的净额结算协议,规定从单独的衍生品合同中抵消应收账款。我们的衍生品合约与多个交易对手签订,以将我们对任何单个交易对手的风险敞口降至最低。截至2022年12月31日,我们的衍生品交易对手包括14家金融机构,其中除6家外,其余都是我们银行信贷安排中的担保贷款人。在确定我们衍生品合同的公允价值时,交易对手信用风险被考虑在内。虽然交易对手是主要的投资级金融机构和大型大宗商品交易商,但我们的衍生品合约的公允价值已进行调整,以计入某些交易对手的违约风险,这是无关紧要的。
在……里面利率风险
我们的银行债务面临利率风险。我们试图平衡浮动利率债务、固定利率债务和债务到期日,以管理利率成本、利率波动性和融资风险。这是通过固定利率上市交易债务和有时可变利率银行债务的组合来实现的。截至2022年12月31日,我们有19亿美元的未偿债务,固定利率平均为5.9%。截至2022年12月31日,我们有1900万美元的浮动利率银行债务未偿还,而截至2021年12月31日,我们没有未偿还的浮动利率银行债务。我们的银行信贷安排按浮动利率计息,2022年12月31日的利率为8.25%。2022年12月31日,一个月SOFR利率为4.4%。截至2022年12月31日,未偿还浮动利率债务的短期利率每增加1%,我们将额外损失约19万美元的年息。只有当我们选择以不同于账面价值的价格回购或以其他方式注销固定利率债务时,我们对利率变动和固定利率债务公允价值相应变化的敏感度才会影响我们的运营结果和现金流。有关我们的优先票据的更多信息,请参阅我们的合并财务报表附注7。
我们优先债务的公允价值是基于2022年12月31日的市场报价。下表列出了有关这些公允价值的信息(以千为单位):
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携带 |
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公平 |
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固定利率债务: |
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优先债券将于2025年到期 |
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$ |
750,000 |
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$ |
714,870 |
|
(利率固定在4.875厘) |
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|
|
||
优先债券将于2029年到期 |
|
|
600,000 |
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618,312 |
|
(利率定在8.25%) |
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||
优先债券将于2030年到期 |
|
|
500,000 |
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442,350 |
|
(利率固定在4.75%) |
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||
|
|
$ |
1,850,000 |
|
|
$ |
1,775,532 |
|
62
项目8.财务统计员TS和补充数据
牧场资源公司
合并财务报表索引
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页面 数 |
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|
管理层关于财务报告内部控制的报告 |
F–2 |
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独立注册会计师事务所PCAOB事务所报告ID:000 |
F–3 |
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截至2022年和2021年12月31日的合并资产负债表 |
F–6 |
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截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的综合业务报表 |
F–7 |
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截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的综合全面收益(亏损)表 |
F–8 |
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截至2022年、2021年和2020年12月31日的合并现金流量表 |
F–9 |
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截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度股东权益综合报表 |
F–10 |
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合并财务报表附注 |
F–11 |
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F-1
管理层关于内部控制的报告对财务报告的控制
致Range Resources Corporation的股东:
管理层负责建立和维护适当的财务报告内部控制制度(如1934年《证券交易法》修订后的规则13(A)-15(F)所界定)。我们对财务报告的内部控制旨在为财务报告和综合财务报表的列报的可靠性提供合理的保证。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述,即使被确定为有效的,也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理的保证。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化或政策或程序的遵守程度恶化而使内部控制变得不充分。
管理层评估了截至2022年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性。这项评估是在管理层,包括首席执行官和首席财务官的监督和参与下进行的,管理层在进行评估时使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会(COSO)在#年提出的标准。《内部控制--综合框架(2013)》。根据我们的评估,我们认为,截至2022年12月31日,根据这些标准,我们对财务报告的内部控制是有效的。
我们的独立注册会计师事务所安永会计师事务所审计了本年度报告中包含的财务报表,并发布了截至2022年12月31日的财务报告内部控制证明报告。他们的报告出现在下一页。
发信人: |
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/s/ 杰弗里·L·文图拉 |
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发信人: |
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/s/ 马克·S·斯卡奇 |
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杰弗里·L·文图拉 |
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马克·S·斯卡奇 |
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首席执行官兼总裁 |
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常务副总裁兼首席财务官 |
德克萨斯州沃斯堡
2023年2月27日
F-2
R独立注册会计师事务所报告
致Range Resources Corporation股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013年框架)(COSO标准)中确立的标准,审计了Range Resources Corporation截至2022年12月31日的财务报告内部控制。我们认为,根据COSO标准,截至2022年12月31日,Range Resources Corporation(本公司)在所有重要方面都对财务报告实施了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表,以及截至2022年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、综合收益(亏损)、股东权益和现金流量,2023年2月27日的相关附注和我们的报告就此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制,并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》所载财务报告内部控制的有效性进行评估。我们的责任是根据我们的审计,对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得合理的保证,以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制,评估存在重大弱点的风险,根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性,以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序,旨在根据公认的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序:(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录;(2)提供合理的保证,即交易被记录为必要的,以便按照公认的会计原则编制财务报表,公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行;(三)提供合理保证,防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/S/安永律师事务所
德克萨斯州沃斯堡
2023年2月27日
F-3
独立注册会计师事务所报告
致Range Resources Corporation股东和董事会
对财务报表的几点看法
我们已审计了Range Resources Corporation(本公司)截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并资产负债表、截至2022年12月31日的三个年度内各年度的相关综合经营表、全面收益(亏损)、股东权益和现金流量以及相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们认为,综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况,以及截至2022年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量,符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准,根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准和我们2月2月的报告,审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制 2023年27日就此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证,无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序,无论是由于错误还是欺诈,以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计,以及评价财务报表的整体列报。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期财务报表审计所产生的事项:(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露;(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见,我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
有关事项的描述
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已探明的天然气和石油资产的损耗、折旧和摊销 截至2022年12月31日,公司已探明的天然气和石油资产的账面净值总计51亿美元,截至该年度的损耗、折旧和摊销费用(“DD&A”)为3.534亿美元。如综合财务报表附注2所述,本公司采用成功努力法对其天然AS和石油生产活动进行会计处理。根据这一方法,已探明财产的DD&A,包括其他财产和设备,如与天然气和石油生产活动有关的集输管线,使用公司石油工程人员估计的以已探明天然气和石油储量为基础的生产单位提供。已探明的石油和天然气储量是采用石油行业普遍认可的标准地质和工程方法编制的,其基础是利用财政和非财政投入对估计的原地碳氢化合物储量进行评估。公司的石油工程人员在解释用于估计储量的数据时需要判断力。估计已探明的天然气和石油储量需要选择和评估投入,包括历史产量、天然气和石油价格假设以及未来运营和资本成本假设等。由于估计天然气和石油储量涉及的复杂性,管理层聘请了独立的石油顾问来审计公司石油工程人员截至2022年12月31日编制的已探明储量估计。 |
F-4
我们是如何在审计中解决这个问题的 |
审计公司的DD&A计算特别复杂,因为需要使用石油工程人员和独立石油顾问的工作,以及评估管理层对工程师在估计已探明天然气和石油储量时所使用的上述投入的确定。
我们已取得了解、评估设计及测试内部控制的运作成效,以处理与DD&A计算有关的重大错报风险,包括控制用于估计已探明天然气及石油储量的财务数据的完整性及准确性。
我们对公司DD&A计算的测试包括,除其他程序外,评估主要负责监督石油工程人员和用于审计储量估计的独立石油顾问编制储量估计的个人的专业资格和客观性。在样本基础上,我们测试了用于估计已探明天然气和石油储量的财务数据的完整性和准确性,方法是在适用的情况下同意对来源文件的重要投入,并根据我们对佐证证据的审查和对任何相反证据的考虑来评估投入的合理性。此外,我们对天然气和石油储量估计的选定投入进行了分析程序,并对产出进行了回顾程序。最后,我们测试了DD&A计算是基于公司储量报告中适当的已探明天然气和石油储量数量。 |
/s/
自2003年以来,我们一直担任本公司的审计师。
2023年2月27日
F-5
牧场资源公司
合并资产负债表
(单位:千,共享数据除外)
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十二月三十一日, |
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2022 |
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2021 |
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资产 |
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流动资产: |
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现金和现金等价物 |
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应收账款减去坏账准备#美元 |
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应收或有代价 |
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衍生资产 |
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预付资产和其他流动资产 |
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流动资产总额 |
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衍生资产 |
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天然气和石油性质,成功的努力方法 |
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累计损耗和折旧 |
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其他财产和设备 |
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累计折旧和摊销 |
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( |
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经营性租赁使用权资产 |
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其他资产 |
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总资产 |
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负债 |
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流动负债: |
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应付帐款 |
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资产报废债务 |
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应计负债 |
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递延补偿负债 |
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应计利息 |
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衍生负债 |
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资产剥离合同义务 |
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长期债务当期到期日 |
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流动负债总额 |
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银行债务 |
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高级笔记 |
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递延税项负债 |
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衍生负债 |
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递延补偿负债 |
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经营租赁负债 |
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资产报废债务和其他负债 |
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资产剥离合同义务 |
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总负债 |
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股东权益 |
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优先股,$ |
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普通股,$ |
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在2022年12月31日及 |
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国库持有的普通股,按成本价计算, |
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额外实收资本 |
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累计其他综合损益 |
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留存赤字 |
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股东权益总额 |
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总负债和股东权益 |
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$ |
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附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-6
牧场资源公司
C非索引化的操作报表
(单位为千,每股数据除外)
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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收入和其他收入: |
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天然气、天然气和石油销售 |
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$ |
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衍生公允价值(亏损)收益 |
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( |
) |
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( |
) |
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经纪天然气、营销和其他 |
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总收入和其他收入 |
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成本和支出: |
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直接运营 |
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运输、收集、加工和压缩 |
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所得税以外的其他税种 |
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经纪天然气与市场营销 |
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探索 |
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未探明财产的遗弃和减值 |
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一般和行政 |
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退出成本 |
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递延补偿计划 |
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利息 |
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提前清偿债务的损失(收益) |
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损耗、折旧和摊销 |
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已证实的财产和其他资产的减值 |
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出售资产的收益 |
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总成本和费用 |
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所得税前收入(亏损) |
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所得税费用(福利): |
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当前 |
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延期 |
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净收益(亏损) |
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每股普通股净收益(亏损): |
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基本信息 |
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稀释 |
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加权平均已发行普通股: |
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基本信息 |
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稀释 |
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附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-7
牧场资源公司
公司合并报表再融资收益(亏损)
(单位:千)
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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净收益(亏损) |
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$ |
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其他全面亏损: |
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退休后福利: |
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精算收益 |
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摊销以前的服务费用 |
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所得税费用 |
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) |
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全面收益(亏损)合计 |
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$ |
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$ |
( |
) |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-8
牧场资源公司
C非理想化现金流量表
(单位:千)
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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经营活动: |
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净收益(亏损) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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对净收益(亏损)与以下来源提供的现金净额进行调整 |
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经营活动: |
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递延所得税支出(福利) |
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) |
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( |
) |
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已探明财产的损耗、折旧、摊销和减值 |
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未探明财产的遗弃和减值 |
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衍生公允价值损失(收益) |
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|
|
|
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( |
) |
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衍生金融工具的现金结算 |
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( |
) |
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( |
) |
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|
资产剥离合同义务 |
|
|
|
|
|
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坏账准备 |
|
( |
) |
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|
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摊销递延融资成本和其他 |
|
|
|
|
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|
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递延和基于股票的薪酬 |
|
|
|
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|
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|||
出售资产的收益 |
|
( |
) |
|
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( |
) |
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( |
) |
提前清偿债务的损失(收益) |
|
|
|
|
|
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( |
) |
||
营运资金变动: |
|
|
|
|
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应收账款 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
|
|
预付费和其他 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
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|
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应付帐款 |
|
|
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|
|
|
|
( |
) |
||
应计负债及其他 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
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|
( |
) |
经营活动提供的现金净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
投资活动: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
天然气和石油性质的附加物 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
增加外地服务资产 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
种植面积购买 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
处置资产所得收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
购买递延补偿计划持有的有价证券 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
出售递延投资者持有的有价证券所得收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
薪酬计划 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
用于投资活动的现金净额 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
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( |
) |
融资活动: |
|
|
|
|
|
|
|
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|||
信贷工具的借款 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
偿还信贷安排 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
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( |
) |
发行优先票据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
偿还高级或高级从属票据 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
已支付的股息 |
|
( |
) |
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|
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购买国库股票 |
|
( |
) |
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|
|
( |
) |
|
发债成本 |
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( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
为代扣代缴的股票缴纳的税款 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
|
|
( |
) |
现金透支的变动 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
出售递延股东持有的普通股所得收益 |
|
|
|
|
|
|
|
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|||
薪酬计划 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
用于融资活动的现金净额 |
|
( |
) |
|
|
( |
) |
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( |
) |
(减少)现金及现金等价物增加 |
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( |
) |
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|
|
( |
) |
|
年初现金及现金等价物 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
年终现金及现金等价物 |
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-9
牧场资源公司
合并股东权益报表
(单位为千,每股数据除外)
|
|
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|
|
|
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普普通通 |
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累计 |
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||||||||
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库存 |
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其他内容 |
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其他 |
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普通股 |
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财务处 |
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持有者 |
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已缴费 |
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保留 |
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全面 |
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股票 |
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面值 |
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股票 |
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财政部 |
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资本 |
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赤字 |
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收入(亏损) |
|
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总计 |
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||||||||
截至2019年12月31日的余额 |
|
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$ |
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$ |
( |
) |
|
$ |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
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|||||
普通股发行 |
|
|
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— |
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( |
) |
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( |
) |
|||||
普通股的发行 |
|
|
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|
— |
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( |
) |
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基于股票的薪酬 |
|
— |
|
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|
— |
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||||||
国库股发行 |
|
— |
|
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( |
) |
|
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( |
) |
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|||||
回购库存股 |
|
— |
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|
( |
) |
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( |
) |
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其他综合收益 |
|
— |
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— |
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净亏损 |
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— |
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|
— |
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|
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( |
) |
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( |
) |
||||
2020年12月31日的余额 |
|
|
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( |
) |
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( |
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( |
) |
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|||||
普通股发行 |
|
|
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— |
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普通股的发行 |
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— |
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( |
) |
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基于股票的薪酬 |
|
— |
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||||||
国库股发行 |
|
— |
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( |
) |
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( |
) |
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其他综合收益 |
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— |
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净收入 |
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— |
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||||||
截至2021年12月31日的余额 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
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普通股发行 |
|
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普通股的发行 |
|
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( |
) |
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基于股票的薪酬 |
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支付的现金股息(美元 |
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— |
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— |
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|
— |
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( |
) |
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— |
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( |
) |
国库股发行 |
|
— |
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( |
) |
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( |
) |
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— |
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||||
回购库存股 |
|
— |
|
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— |
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( |
) |
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|
|
|
|
— |
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— |
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|
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( |
) |
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其他综合收益 |
|
— |
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— |
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净收入 |
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— |
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截至2022年12月31日的余额 |
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$ |
( |
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$ |
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$ |
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附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-10
牧场资源公司
Consoli备注注明日期的财务报表
Range Resources Corporation(“Range”、“WE”、“Us”或“Our”)是一家总部位于德克萨斯州沃斯堡的独立天然气、天然气液体(NGL)、原油和凝析油公司,从事美国阿巴拉契亚地区天然气和石油资产的勘探、开发和收购。我们的目标是通过专注于回报的天然气资产开发来建立股东价值。Range是一家特拉华州的公司,我们的普通股在纽约证券交易所上市和交易,代码为“RRC”。
列报依据和合并原则
随附的综合财务报表(包括附注)是根据美国公认会计原则编制的,其中包括我们所有子公司的账目。所有重要的公司间余额和交易均已注销。对上期数额进行了某些重新分类,以符合本期的列报方式。这些重新分类对以前报告的股东权益、净收入或现金流没有影响。
预算的使用
根据美国公认会计原则编制财务报表时,我们需要作出估计和假设,以影响截至合并财务报表日期的资产和负债额、或有资产和负债的披露,以及报告期内收入和支出的报告金额。实际结果可能与这些估计值不同,这些估计值中的变化在已知时会被记录下来。
天然气、天然气、原油和凝析油储量的估计数量是一个需要判断的重大估计。本10-K表中包含的所有储备数据均为估算值。油藏工程是估算天然气、天然气、原油和凝析油地下储量的主观过程。在估计已探明的天然气、天然气、原油和凝析油储量时,存在许多固有的不确定性。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。因此,储量估计可能与最终回收的天然气、天然气、原油和凝析油的数量不同。更多详情见附注17。
其他须予估计及假设的项目包括物业、厂房及设备的账面价值、若干衍生工具的估值、退出成本负债及递延所得税资产的估值免税额等。尽管我们认为这些估计是合理的,但实际结果可能与这些估计不同。
业务细分信息
我们已经评估了我们的组织和管理方式,并只确定了一个运营部门。我们认为我们的收集、加工和营销职能是我们天然气、原油和凝析油生产活动不可或缺的组成部分。我们有一个单一的全公司管理团队,将所有物业作为一个整体进行管理,而不是按独立的运营部门进行管理。我们只按区域跟踪基本运营数据。我们把财务业绩作为单个企业来衡量,而不是按地区来衡量。我们所有的运营收入、运营收入和资产都产生并位于美国。
收入确认和应收账款
天然气、NGL和石油销售收入在产品控制权转移到客户手中并合理确保可收集性时确认。有关我们产品类型的更详细摘要,请参阅下面的内容。
天然气和天然气销售。根据我们的一些天然气加工合同,我们将天然气输送到中游加工实体的井口或中游加工实体系统的入口处。中游加工实体对天然气进行加工,并将所得款项汇给我们,用于销售NGL和残渣气。在这些场景中,我们评估我们是交易中的委托人还是代理人。对于那些我们认为自己是委托人的合同,最终的第三方是我们的客户,我们在毛收入的基础上确认收入,收集、压缩、加工和运输费用作为费用列报。或者,对于我们认为自己是代理商的那些合同,中游加工实体是我们的客户,我们根据从中游加工实体收到的收益净额确认收入。
F-11
在其他天然气加工协议中,我们可能选择在中游实体加工厂的后门以实物形式携带我们的残渣气体和/或NGL,然后自行销售产品。通过营销过程,我们在合同约定的交货点将产品交付给最终的第三方购买者,并从购买者那里收到指定的指数价格。在这种情况下,当控制权在交货点转移给购买者时,我们根据从购买者那里收到的指数价格确认收入。天然气加工合同产生的收集、加工和压缩费用,以及为将产品交付给买方而产生的任何运输费用,均作为运输、收集、加工和压缩费用列报。
石油销售。我们的石油销售合同通常采用以下方式之一:
经纪天然气、营销等。我们利用单独的购买交易(通常是与单独的交易对手)购买天然气或NGL,然后根据我们的现有合同出售该天然气或NGL,以履行合同承诺或利用现有的基础设施合同经济地利用可用产能,从而实现经纪利润率。在这些安排中,我们根据我们与另一家交易对手签订的现有天然气合同,控制在输送天然气之前购买的天然气。根据适用的会计准则,与天然气经纪业务有关的收入和费用作为收入和费用的一部分列报毛额。当我们确定不再是这种安排的主要义务人时,将多余的公司运输出售给第三方所产生的收益也包括在这里。我们的经纪利润净额为亏损$。
对衍生工具收益或损失的确认不被视为与客户签订合同的收入。我们可以使用被视为衍生品的金融或实物合约作为经济对冲来管理与正常销售相关的价格风险,或者在有限的情况下,可能将它们用于我们打算实物结算但不符合被视为正常销售的所有标准的合约。
应收账款。我们的应收账款主要包括石油和天然气购买者和我们经营物业的共同权益所有者的应收账款。尽管应收账款集中在石油和天然气行业,但我们并不认为这是一种不寻常的信用风险。然而,这种集中度有可能影响我们的整体信用风险敞口,因为我们的客户可能会受到经济和金融状况、大宗商品价格或其他条件变化的类似影响。在每个报告期内,我们使用历史数据和当前市场状况评估材料应收账款的可回收性。当根据管理层的判断,应计重大应收账款的预期信贷损失拨备以反映应收回的净额时,采用违约损失法。在某些情况下,我们要求购买者邮寄备用信用证。对于共同权益所有人的应收账款,我们可能有能力扣留未来的收入支出,以追回任何未支付共同利息账单的款项。我们定期审查可收集性,并根据需要建立或调整我们的津贴。我们对与勘探和生产有关的应收账款计提了坏账准备#美元。
现金和现金等价物
现金和现金等价物包括手头现金和存款,以及对三个月或以下期限的高流动性债务工具的投资。超过存款资金的未付支票计入综合资产负债表上的应付帐款,这种透支的变化被归类为综合现金流量表上的融资活动。
有价证券
在我们的递延补偿计划中持有的非关联股权证券的投资符合交易证券的资格,并按公允价值记录。递延补偿计划中持有的投资包括各种公开交易的共同基金。这些基金包括股票、证券和货币市场工具,并在随附的综合资产负债表中在其他资产中列报。
F-12
天然气和石油性质
物业购置成本。我们使用成功努力法对天然气和石油生产活动进行核算。钻探未发现已探明储量的探井的成本、地质和地球物理成本、延迟租金以及携带和保留未探明资产的成本被计入费用。发现尚未被归类为已探明储量的探井所产生的成本,在下列情况下予以资本化:(A)该油井已发现足够的储量,足以证明其作为生产井完工是合理的;(B)我们在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展。
折旧、损耗和摊销。已探明财产的折旧、耗尽和摊销,包括与天然气和石油生产活动有关的集输管线等其他财产和设备,按生产方式单位计提。从历史上看,我们在每年第四季度根据年终储备报告调整我们的损耗率,并在年内情况表明储备或成本发生重大变化的其他时间调整我们的损耗率。
减值。我们已探明的天然气和石油资产在发生事件或环境变化表明资产的账面价值可能无法收回时,将审查其减值情况。如果资产使用及其最终处置产生的预期未贴现未来现金流量之和少于资产的账面价值,则按资产的公允价值确认减值损失。对这些资产的潜在减值以最低水平进行审查,即存在基本上独立于其他资产类别的可识别现金流,这是计算损耗的水平。被视为减值的天然气和石油资产减记至其公允价值,由折现的未来净现金流量或(如有)可比市场价值确定。有几个
我们定期评估我们未经证实的房地产投资的减值。这些费用中的大部分一般与租赁成本的购置有关。成本根据经济因素带来的变化和管理层所采用的业务战略的潜在变化(可能影响我们打算钻探的钻探地点的数量)进行资本化和评估(至少每季度一次)。我们大部分未探明物业的减值乃根据我们的平均持有期、预期没收比率及预期钻探成功程度进行综合评估及摊销。诸如油藏动态或未来开发面积计划等信息也被考虑在内。个别重大未探明物业之减值乃按物业评估,并综合考虑时间、地质及工程因素。未经证实的财产的账面净值为#美元。
性情。出售属于摊销基数一部分的天然气和产油资产的收益计入摊销组的账面净值,对收入没有直接影响。然而,如果处置的重大程度足以对摊销基数中剩余物业的损耗率产生重大影响,则确认损益。处置被记为出售资产。有关我们处置的其他信息,请参阅附注3。
其他财产和设备
其他财产和设备包括建筑物、家具和固定装置、实地设备、租赁改进以及数据处理和通信设备等资产。这些项目一般按个别部件在其经济使用年限内按直线折旧,经济使用年限一般为至
租契
我们在安排开始时确定安排是否为租约。我们以可取消和不可取消的租赁方式租赁某些钻井平台、办公空间、现场设备、车辆和其他设备,以支持我们的运营。我们的某些租赁协议包括租赁和非租赁部分。我们将这些组成部分作为单一租约进行核算。与钻井平台相关的租赁成本被资本化为油井成本的一部分。
租赁使用权(“ROU”)资产及负债于租赁开始日按租赁期内的租赁付款现值初步入账。由于我们的大多数租赁合同不提供隐含贴现率,我们使用递增借款利率,该利率是根据
F-13
租借。租赁可以包括续签、购买或终止选项,这些选项可以延长或缩短租赁期限。这些选择权的行使由我们酌情决定,并在合同开始时和整个合同期间进行评估,以确定是否需要修改租赁期限。租期为
我们租赁的资产可用于与其他工作权益所有者的联合石油和天然气业务。只有当我们作为共同财产的经营者签订合同时,我们才会确认租赁负债和ROU资产。此类租赁负债和ROU资产是根据合同总义务确定和披露的。我们的租赁成本也是以总合同为基础列报的。
其他资产
截至2022年12月31日的其他资产包括
基于股票的薪酬安排
我们按照公允价值会计方法对股票薪酬进行核算。我们提供各种基于股票的奖励,包括限制性股票和基于业绩的奖励。我们的限制性股票奖励和我们的业绩奖励(其中业绩条件基于内部业绩衡量标准)的公允价值是基于授予之日我们普通股的市场价值。我们的绩效奖励的公允价值是使用蒙特卡洛模拟方法估计的,其中绩效条件是基于市场条件的。
我们在整个奖励的必要服务期内以直线为基础确认基于股票的薪酬支出。我们确认的费用是扣除估计没收的净额。我们根据以前的经验估计我们的罚没率,并在情况需要时进行调整。如果实际没收不同于预期,可能需要在未来期间进行调整以确认费用。在可能的范围内,我们通过用现金满足预扣税要求来限制为这些奖励而发行的股票数量。所有奖励均按授予时的现行市场价格发放,这些奖励的归属是基于员工是否继续受雇于我们,但因死亡、残疾或退休而终止雇佣关系的情况除外。有关基于股票的薪酬的其他信息,请参见附注11。
衍生金融工具
我们发行的所有大宗商品衍生工具都是为了管理我们预期的天然气、NGL和石油生产所带来的价格风险。尽管存在天然气、NGL和石油价格上涨带来的财务好处可能得不到的风险,但我们认为稳定和可预测的现金流的好处是重要的。这些好处包括更有效地利用现有人员和规划未来的员工增加,灵活地进入需要大量承诺资本的长期项目,更顺利和更有效地执行我们正在进行的开发钻探和增产计划,更一致的投资资本回报,以及更好地进入银行和其他资本市场。所有未结算商品衍生工具均按其公允价值作为资产或负债在随附的综合资产负债表中入账。在大多数情况下,当我们的衍生品受主净额结算协议管辖时,经纪公司以净额为基础反映在我们的综合资产负债表上,主净额结算协议允许我们在违约交易对手的应付款和应收账款之间进行抵销。衍生产品公允价值的变动在收益中确认。衍生工具合约结算所产生的现金流量反映在经营活动中,并于随附的综合现金流量表中反映。
衍生工具的所有已实现和未实现损益均采用按市价计价的会计方法核算。我们在随附的综合经营报表中以衍生公允价值确认每一期间与该等合约有关的所有未实现及已实现损益。我们的某些大宗商品衍生品是掉期交易,在这种掉期交易中,我们会收到产品的固定价格,并向交易对手支付市场价格。我们有确定最低底价和预先确定的最高价格的领子。我们还签订了基差互换协议。由于交割地点(“基差”)、相对质量和其他因素的调整,我们收到的天然气生产价格可能高于或低于NYMEX价格;因此,我们签订了天然气基差互换协议,有效地确定了我们的基差调整。我们的计划还可能包括三个选项的组合:卖出看跌期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。卖出看跌期权确定最高价格,而买入看跌期权确定下限价格,直到商品的市场价格跌破卖出看跌期权股票价格,那时购买的看跌期权的价值实际上是上限的。我们还有权获得与2020年出售我们的北路易斯安那州资产有关的或有对价。这种衍生金融工具作为资产记录在
F-14
随附合并资产负债表。这种或有考虑是基于未来的天然气、NGL和石油价格,主要是基于已公布的指数。有关我们的衍生工具的更多信息,请参阅附注9。
吾等可不时订立衍生合约,并于衍生合约开始时支付或收取相当于合约开始时公允价值的保费付款。这些金额将包括在我们合并资产负债表上的净衍生资产或负债中。支付或收到的衍生工具保费减少或增加了在衍生工具合约结算时在每一期间记入收益的损益金额。
信用风险的集中度
截至2022年12月31日,我们的信用风险主要集中在催收应收账款的风险和交易对手未能根据衍生品合同履行的风险。我们的大部分应收账款来自不同的公司集团,包括主要能源公司、管道公司、当地分销公司、金融机构、大宗商品交易商和不同行业的最终用户,这些应收账款通常是无抵押的。我们客户业务的性质可能会对我们的整体信用风险产生积极或消极的影响,因为这些实体可能会受到经济或其他条件变化的类似影响。为了管理应收账款的收回风险,我们监控交易对手的财务实力和/或信用评级,并在我们认为必要的情况下,获得母公司担保、预付款、信用证或其他信用增强措施,以降低损失风险。我们预计,由于第三方表现不佳,不会对我们的财务业绩产生实质性影响。
在截至2022年12月31日的一年中,我们
吾等已与交易对手签署国际掉期交易商协会总协议(“ISDA协议”),以订立衍生工具合约。为了管理与我们的衍生品相关的交易对手风险,我们根据对交易对手的财务实力和/或信用评级的评估来选择和监控交易对手。我们还可以限制与任何单一交易对手的风险敞口水平。此外,我们的ISDA协议条款为我们和我们的交易对手提供净额结算权利,以便我们可以根据单独的衍生品合同与交易对手进行应收账款抵销。我们的ISDA协议通常也包含抵销权,因此,一旦发生由我们或衍生品合同的交易对手定义的违约行为,非违约方可以将所有衍生品合同下的应收账款与与该交易对手达成的其他协议的应收账款进行抵销。我们的衍生品合约均没有保证金要求或抵押品条款,需要我们在预定的现金结算日之前提供资金或提供额外的抵押品。
截至2022年12月31日,我们的衍生品交易对手包括
资产报废债务
资产报废债务的公允价值(“ARO”) 如能对公允价值作出合理估计,则在发生期间确认。资产报废债务主要涉及放弃天然气和石油生产资产,包括拆除和搬迁或处置生产平台、收集系统、油井和相关结构的费用。估计是基于封堵和废弃油井的历史经验、基于储量估计的这些油井的剩余寿命估计、对未来封堵和废弃油井成本的外部估计、联邦和州监管要求、通货膨胀率和经信贷调整的无风险利率。资本化资产报废成本的折旧一般将以生产单位为基础确定,而待确认的增值将在生产资产的使用年限内逐步增加。有关更多信息,请参见注释8。
退出成本
我们确认负债在发生负债期间的退出成本的公允价值。对退出成本负债的确认和公允价值估计要求管理层考虑到某些估计和假设。公允价值估计基于履行债务所需的未来贴现现金流出。在期间内
F-15
后继对于初始计量,退出成本负债的变化,包括因修订未来合同期的估计现金流量的时间或金额而产生的变化,被确认为利用初始贴现率对变化期间的负债进行的调整。这些成本,包括相关的增值费用,计入随附的合并经营报表中的退出和终止成本。有关其他信息,请参阅附注15。
或有事件
我们受到法律程序、索赔、债务和在正常业务过程中出现的环境问题的影响。当这种损失被认为是可能的,并且损失金额可以合理估计时,我们就应计损失。有关我们的意外情况的更详细讨论,请参见附注14。
环境成本
如果成本减轻或防止了未来的污染,或者如果成本改善了环境安全或现有资产的效率,则环境支出被资本化。支出与过去业务造成的现有状况有关,但没有未来的经济利益。
递延税金
递延税项资产及负债,以制定税率计量,确认可归因于列载资产及负债金额的财务报表与其课税基础之间的差额而产生的估计未来税项后果,该等差额于吾等向有关税务机关提交的文件中报告。递延税项资产在它们更有可能变现的时候被记录下来。递延税项资产的变现根据几个相互关联的因素进行定期评估。这些因素可能包括我们是否处于近几年的累计亏损状况、我们对暂时性差异的逆转以及我们预期在税收抵免和营业亏损结转到期之前的期间产生足够的应税收入。所有递延税项在随附的综合资产负债表中列为长期税项。
库存股
美国财政部的股票购买按成本入账。再发行时,持有库存股的成本减去所持库存股每股平均买入价。
我们确认了出售资产的税前净收益为#美元。
2021年处置
路易斯安那州北部。如下所述,我们在2020年第三季度完成了我们北路易斯安那州资产的出售。2021年,我们确认了出售这些资产的额外收益:
2020年处置
路易斯安那州北部。2020年第三季度,我们完成了对北路易斯安那州资产的出售,总对价估计公允价值为$
F-16
宾夕法尼亚州。2020年第一季度,我们完成了对宾夕法尼亚州西北部浅层遗留资产的出售,所得收益为
收入的分类
我们已经确定了
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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天然气销售 |
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$ |
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$ |
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NGLS销售 |
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石油和凝析油销售 |
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天然气、天然气和石油销售总额 |
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购进天然气销售情况 |
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购买的NGL的销售情况 |
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其他营销收入和其他收入 |
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总计 |
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$ |
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$ |
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$ |
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履约义务和合同余额
我们相当多的产品销售是短期的,合同期限为一年或更短时间。我们通常在控制权转移时履行我们的履约义务,并在生产交付给买方的月份记录收入。可能会收到某些天然气和NGL销售的结算报表
我们的所得税支出是$
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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联邦法定税率 |
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% |
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% |
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% |
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州,扣除联邦福利的净额 |
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国家利率和法律的变化 |
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股权补偿 |
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估值免税额 |
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永久性分歧和其他 |
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( |
) |
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合并有效税率 |
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% |
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( |
)% |
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% |
F-17
可归因于所得税前收入(亏损)的所得税费用(收益)包括以下内容(以千为单位):
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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当前 |
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延期 |
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总计 |
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当前 |
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延期 |
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总计 |
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当前 |
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延期 |
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总计 |
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美国联邦政府 |
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$ |
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美国各州和地方 |
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总计 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
递延税项资产和负债的重要组成部分如下:
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十二月三十一日, |
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2022 |
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2021 |
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(单位:千) |
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递延税项资产: |
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净营业亏损结转 |
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$ |
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资产剥离合同义务 |
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递延补偿 |
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股权补偿 |
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资产报废债务 |
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利息支出结转 |
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租赁使用权负债 |
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累计按市值计价损失 |
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其他 |
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估值免税额: |
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联邦制 |
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州,扣除联邦福利的净额 |
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( |
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( |
) |
递延税项资产总额 |
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递延税项负债: |
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折旧和损耗 |
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( |
) |
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( |
) |
租赁使用权资产 |
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( |
) |
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( |
) |
其他 |
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( |
) |
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( |
) |
递延税项负债总额 |
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( |
) |
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( |
) |
递延税项净负债 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
截至2022年12月31日,递延税项负债比递延税项资产多出#美元
在2022年12月31日,我们有联邦NOL结转$
2022年7月12日,宾夕法尼亚州联邦通过立法,将企业净所得税税率从
F-18
2022年8月16日,总裁·拜登签署了《2022年通胀削减法案》(以下简称《爱尔兰共和军》)变成法律。爱尔兰共和军对《国税法》进行了若干修订,包括
普通股股东应占每股基本收益或亏损的计算方法为:(1)普通股股东应占收益或亏损;(2)减去可分配给参与证券的收入;(3)除以加权平均基本流通股。普通股股东应占稀释收益或每股亏损的计算方法为:(I)普通股股东应占基本收益或亏损;(Ii)加上可分配给参与证券的收益的稀释调整;(Iii)除以加权平均稀释已发行股份。稀释每股净收益(亏损)分别用两类法和库存股方法计算,并给出了两种计算方法中稀释程度较大的一种。下表列出了净收益或亏损与普通股股东应占基本收益或亏损以及普通股股东应占稀释收益或亏损(除每股金额外,以千计)的对账:
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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报告的净收益(亏损) |
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$ |
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$ |
( |
) |
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参股基本收入(a) |
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( |
) |
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普通股股东的基本净收益(亏损) |
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( |
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参与收益的重新分配(a) |
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普通股股东摊薄净收益(亏损) |
$ |
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$ |
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每股普通股净收益(亏损): |
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基本信息 |
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稀释 |
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$ |
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( |
) |
(a) |
下表详细说明了基本加权平均流通股和稀释加权平均流通股(千股):
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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分母: |
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加权平均已发行普通股-基本 |
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稀释证券的影响 |
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加权平均已发行普通股-稀释后 |
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加权平均已发行普通股-基本不包括
F-19
截至以下日期,我们有以下未偿债务。发行债务的费用一般被资本化,并作为债务减少计入随附的综合资产负债表。这些成本在相关工具的预期寿命内摊销。当债务在到期前报废,或修改显著改变现金流时,相关的未摊销成本将计入费用。2021年12月31日,我们的银行信贷安排的递延融资成本包括在随附的综合资产负债表中的其他资产中。
|
|
十二月三十一日, |
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2022 |
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2021 |
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银行债务 |
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$ |
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高级笔记 |
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高级票据合计 |
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债务总额 |
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未摊销保费 |
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未摊销债务发行成本 |
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债务总额(扣除债务发行成本) |
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长期债务的当期到期日较短 |
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( |
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长期债务总额 |
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$ |
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银行债务
2022年4月,我们签订了一项经修订和重述的循环银行贷款,我们称之为我们的银行债务或银行信贷贷款,以我们几乎所有的资产为抵押,到期日为
2022年12月31日,银行承诺总额为
F-20
新高级票据
2022年1月,我们发行了$
2022年提前清偿债务
2022年1月,我们宣布赎回美元
高级票据赎回
如果我们经历了控制权的变化,票据持有人可能会要求我们在以下地址回购全部或部分优先票据
2022年第二季度,我们停用了2022年到期的5.00%优先票据和2022年到期的5.875%优先票据。2022年第三季度,我们在公开市场购买了
担保
Range Resources Corporation是一家控股公司,不拥有任何运营资产,也没有独立于其子公司的重大业务。我们的全资附属公司(由Range直接或间接拥有)对我们的优先票据和我们的银行信贷安排的担保是全面和无条件的,并且是共同和若干的,受某些惯例豁免条款的约束。Range和我们的担保子公司的资产、负债和经营结果与我们的合并财务报表没有实质性差异。子担保人可以免除其在担保项下的义务:
F-21
债务契约和期限
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截至的年度 |
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2023 |
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$ |
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2024 |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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此后 |
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$ |
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ARO主要代表我们将在其生产寿命结束时封堵、废弃和修复我们的生产资产所产生的估计金额的现值。在确定此类义务时使用的重要投入包括对封堵和废弃成本的估计、估计的未来通货膨胀率和良好生活。投入是根据历史数据和当前估计成本计算的。
|
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2022 |
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2021 |
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期初 |
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已发生的负债 |
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已结清的债务 |
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吸积费用 |
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预算的更改 |
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期末 |
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较小电流部分 |
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) |
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) |
长期资产报废债务 |
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$ |
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$ |
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增值费用在随附的综合经营报表中确认为折旧、损耗和摊销费用的增加。
F-22
我们使用基于大宗商品的衍生品合约来管理对大宗商品价格波动的敞口。我们不会为投机或交易目的而订立这些安排。我们不使用复杂的衍生品,因为我们通常使用大宗商品掉期或套头合约来(1)减少我们生产和销售的大宗商品价格波动的影响,(2)支持我们的年度资本预算和支出计划。每项衍生工具均须在我们的综合资产负债表上以资产或负债的形式记录,并以其公允价值计量。其公允价值是根据合同价格和参考价格(天然气和原油一般为NYMEX)的比较得出的终止后将变现的估计金额,约为衍生负债净额#美元。
期间 |
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合同类型 |
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带边框的体积 |
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加权平均对冲价格 |
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交换 |
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卖出卖权 |
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地板 |
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天花板 |
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天然气 |
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2023 |
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掉期 |
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$ |
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2023 |
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领子 |
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$ |
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$ |
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2023 |
|
三向领口 |
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$ |
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2024 |
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掉期 |
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$ |
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2024 |
|
领子 |
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$ |
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原油 |
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2023 |
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掉期 |
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2024年1月至9月 |
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领子 |
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基差互换合约
除了上面的掉期和套圈外,在2022年12月31日,我们还签订了天然气基差掉期合约,锁定了NYMEX与我们在阿巴拉契亚的某些实物定价点之间的差价。这些合约按月结算至2026年12月,包括总成交量
资产剥离或有对价
除上述衍生品外,我们出售北路易斯安那州资产时获得或有对价的权利被确定为衍生金融工具,未被指定为对冲工具。最高可达$的或有对价
F-23
衍生工具资产和负债
随附的综合资产负债表中包含的衍生品截至2022年、2022年和2021年12月31日的合并公允价值摘要如下(以千为单位)。截至2022年12月31日,我们正在与14个交易对手进行衍生品活动,其中除6个交易对手外,其余都是我们银行信贷安排中的担保贷款人。我们认为,所有这些交易对手都是可以接受的信用风险。有时,此类风险可能集中在某些交易对手身上。我们的交易对手的信誉将受到定期审查。当持有损益头寸的衍生品由单一交易对手持有,且我们有总的净额结算安排时,资产和负债就进行了净额结算。
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2022年12月31日 |
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总金额 |
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总金额 |
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净额 |
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衍生资产: |
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天然气 |
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-掉期 |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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原油 |
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-衣领 |
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资产剥离或有对价 |
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2022年12月31日 |
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总金额 |
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总金额 |
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净额 |
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衍生工具(负债): |
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天然气 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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原油 |
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-掉期 |
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) |
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2021年12月31日 |
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总金额 |
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总金额抵销 |
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净额 |
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衍生资产: |
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天然气 |
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-掉期 |
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$ |
( |
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$ |
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-衣领 |
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( |
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-三向领口 |
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( |
) |
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--基差互换 |
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原油 |
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-掉期 |
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NGL |
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-C3丙烷涂布 |
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-C5天然汽油掉期 |
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-C5天然汽油领口 |
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运费 |
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-掉期 |
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资产剥离或有对价 |
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F-24
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2021年12月31日 |
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总金额 |
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总金额 |
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净额 |
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衍生工具(负债): |
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天然气 |
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-掉期 |
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-交换 |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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-呼叫 |
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--基差互换 |
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原油 |
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-掉期 |
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( |
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NGL |
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-C3丙烷涂布 |
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-C5天然汽油掉期 |
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( |
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( |
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-C5天然汽油领口 |
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( |
) |
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运费 |
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-掉期 |
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$ |
( |
) |
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$ |
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$ |
( |
) |
我们的衍生品对我们过去三年的综合经营报表的影响概述如下(以千计)。
|
|
衍生公允价值(亏损)收益 |
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|||||||||
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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大宗商品掉期 |
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( |
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$ |
( |
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$ |
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互换 |
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( |
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领子 |
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( |
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三向领口 |
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( |
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基差互换 |
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打电话 |
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( |
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( |
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运费掉期 |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
资产剥离或有对价 |
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总计 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
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F-25
公允价值是指在计量日在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产所收到的价格或转移一项负债所支付的价格。计量资产负债公允价值的方法有三种:市场法、收益法和成本法,每一种方法都包括多种估值技术。市场法使用涉及相同或可比资产或负债的市场交易产生的价格和其他相关信息。收益法使用估值技术来计量公允价值,方法是根据当前市场对这些未来金额的预期,将未来金额(如现金流量或收益)转换为单一现值金额。成本法是根据目前替换一项资产的服务能力所需的数额。这通常被称为当前重置成本。成本法假设公允价值不会超过市场参与者获得或建造具有可比效用的替代资产的成本,并对过时进行调整。
公允价值会计准则没有规定在计量公允价值时应该使用哪种估值技术,也没有在各种技术中确定优先顺序。这些准则建立了公允价值层次结构,对应用各种估值技术时使用的投入进行了优先排序。投入广义上是指市场参与者用来做出定价决策的假设,包括对风险的假设。在公允价值层次结构中,第一级投入的优先级最高,而第三级投入的优先级最低。公允价值层次的三个层次如下:
最大限度地利用可观察到的投入的估值技术受到青睐。资产和负债按对公允价值计量有重要意义的最低优先级别的投入进行整体分类。对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断,并可能影响资产和负债在公允价值层级中的配置。当在不同级别之间发生转移时,我们的政策是假定转移发生在导致转移的事件或情况变化的日期。
公允价值--经常性
我们使用市场方法进行经常性公允价值计量,并努力利用现有的最佳信息。因此,最大限度地利用可观察到的影响的估值技术受到青睐。下表列出了按公允价值经常性计量的资产和负债的公允价值等级表(以千计):
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|
2022年12月31日的公允价值计量使用: |
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|
|
报价 |
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意义重大 |
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|
意义重大 |
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总计 |
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交易延期持有的有价证券 |
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$ |
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$ |
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$ |
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衍生品 |
-掉期 |
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( |
) |
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( |
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-衣领 |
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-三向领口 |
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--基差互换 |
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资产剥离或有对价 |
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F-26
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|
2021年12月31日的公允价值计量使用: |
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|
|
报价 |
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|
意义重大 |
|
|
意义重大 |
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|
总计 |
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||||
交易延期持有的有价证券 |
$ |
|
|
$ |
|
|
$ |
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|
$ |
|
|||||
衍生品 |
-掉期 |
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( |
) |
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( |
) |
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-呼叫 |
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( |
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( |
) |
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-衣领 |
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( |
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( |
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-三向领口 |
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( |
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--基差互换 |
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-交换 |
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( |
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( |
) |
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衍生品 |
-运费互换 |
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资产剥离或有对价 |
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我们的1级交易证券是交易所交易的,并以公允价值计量,采用市场法,使用2022年12月31日的市值。第二级衍生工具以公允价值计量,采用第三方定价服务的市场方法,这已得到活跃市场或经纪商报价的数据证实。第三级衍生工具按公允价值使用第三方定价服务的市场方法计量,这已得到来自活跃市场或经纪商报价的数据的证实,但也将利用对整体价值重要的不可观察的定价输入。截至2022年12月31日,我们没有进行3级测量。
|
|
截至的年度 |
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2021年12月31日的余额 |
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$ |
( |
) |
聚落 |
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转出级别3 |
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2022年12月31日的余额 |
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$ |
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我们在递延补偿计划中持有的交易证券采用按市值计价的会计方法入账,并计入随附的综合资产负债表中的其他资产。我们选择采用公允价值选项,以简化我们递延薪酬计划中投资的会计处理。利息、股息和按市价计价的损益包括在随附的综合经营报表中的递延补偿计划费用中。截至2022年12月31日止年度的利息及股息为$
北路易斯安那州资产剥离或有对价。2020年8月,我们完成了我们北路易斯安那州资产的出售,我们有权获得或有对价,这是基于基于公布的指数的天然气和石油价格的未来实现,以及基于买方已实现的NGL价格的NGL价格。我们使用期权定价模型来估计或有对价的公允价值,使用重要的第2级投入,其中包括基于活跃市场的未来商品报价。另请参阅附注3和附注9以了解更多信息。
北路易斯安那州资产剥离合同义务。2020年,我们在出售北路易斯安那州资产的同时记录了剥离合同义务。这项债务的公允价值是根据概率加权预测使用第三级投入确定的,该预测考虑了历史结果、市场状况和买方的各种潜在发展计划,以得出未来付款的估计现值。公允价值计算中包含许多其他假设和判断,包括经信贷调整的贴现率以及买方的发展计划和我们对该等钻探计划的概率加权预测、市场状况以及买方对协议中包括的每个设施的最终使用情况,所有这些都具有内在的不确定性,可能会改变未来付款的金额和时间。这项义务的很大一部分是天然气加工协议,其中包括在未达到最低产量承诺的情况下支付缺额款项。未来现金付款的现值是使用
F-27
租约。由于商品价格环境下降,以及出售北路易斯安那州资产,我们不断努力减少一般和行政费用,作为这一努力的一部分,我们腾出了沃斯堡总部的一层楼。我们记录了与这份租约有关的减值#美元
公允价值--报告
下表列出了截至2022年12月31日和2021年12月31日我们的金融工具的账面价值和公允价值(以千为单位):
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2022年12月31日 |
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2021年12月31日 |
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携带 |
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公平 |
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携带 |
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公平 |
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资产: |
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资产剥离或有对价 |
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有价证券(a) |
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(负债): |
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( |
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( |
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( |
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( |
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银行信贷安排(b) |
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( |
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( |
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( |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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递延补偿计划(c) |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
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|
( |
) |
(a) |
在我们的递延薪酬计划中持有的有价证券在主要交易所交易活跃,并根据期末收盘价进行更新,这是一级投入。 |
(b) |
由于浮动利率结构,我国银行债务的账面价值接近公允价值。我们的优先票据的公允价值是基于期末市场报价,即二级投入。 |
(c) |
我们的递延薪酬计划的公允价值按资产负债表日的收盘价更新,这是一级投入。 |
我们的流动资产和负债包含金融工具,其中最重要的是贸易应收账款和应付账款。我们认为我们流动资产和负债的账面价值接近公允价值。我们的公允价值评估包含多种考虑因素,包括(1)工具的短期存续期和(2)我们历史上发生的坏账支出和预期的未来微不足道的坏账支出。最初按公允价值计量的非金融负债包括资产报废债务、经营租赁债务以及我们在出售北路易斯安那州资产时产生的剥离合同债务。
图则说明
我们有
F-28
基于股票的薪酬总支出
基于股票的薪酬支出是指限制性股票和业绩单位的摊销。
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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直接运营费用 |
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经纪天然气和营销费用 |
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勘探费 |
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一般和行政费用 |
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退出成本 |
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基于股票的薪酬总额 |
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$ |
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$ |
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与上述其他形式的基于股票的薪酬支出不同,我们递延薪酬计划中与既有限制性股票相关的负债按市值计价直接与我们股价的变化挂钩,而与职能支出没有直接关系。因此,与我们的递延补偿计划中持有的既得限制性股票相关的负债没有分配到职能类别,而是在随附的综合经营报表中报告为递延补偿计划费用。
2022年,我们记录的额外税收优惠估计为
基于股票的奖励
限制性股票奖。我们在基于股权的股票补偿计划下授予限制性股票单位。这些限制性股票单位,我们称为限制性股票奖励,通常授予
薪酬委员会还向董事会的某些员工和非员工董事授予限制性股票,作为他们薪酬的一部分。我们还向某些员工授予限制性股票以留住员工。薪酬支出在归属期间的余额中确认,归属期间通常为员工授予的三年结束,非雇员董事的授予日期后一年结束。所有限制性股票奖励均按授予时的现行市场价格发行,归属基于员工继续受雇于我们。在授予之前,所有限制性股票奖励都有权(由受托人)对此类股票进行投票,并获得股息(如果有的话)。在授予这些限制性股票(我们称为限制性股票责任奖励)时,这些股票中的大多数通常被置于我们的递延补偿计划中,并且在归属时,允许以现金或股票的形式提取。这些责任奖励被归类为负债,并在每个报告期按公允价值重新计量。这一按市价计价的金额在随附的综合经营报表中的递延补偿计划费用中报告。从历史上看,我们在授予限制性股票时使用的是授权但未发行的股票。然而,我们也可以利用库藏股,如果可以的话。
基于股票的绩效单位。我们同意
限制性股票--股权奖
2022年,我们批准了
F-29
限制性股票责任奖
2022年,我们批准了
|
|
限制性股票 |
|
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限制性股票 |
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股票 |
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加权 |
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股票 |
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|
加权 |
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截至2021年12月31日的未偿还债务 |
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$ |
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$ |
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授与 |
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既得 |
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( |
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( |
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被没收 |
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( |
) |
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在2022年12月31日未偿还 |
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$ |
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$ |
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基于股票的业绩单位
内部绩效指标奖。这些奖励是根据我们董事会薪酬委员会在三年绩效期间设定的绩效指标来获得或不获得的。实际支出可能介于
2022年授予的内部绩效指标奖基于:
2021年授予的内部绩效指标奖基于:
2020年授予的内部绩效指标奖是根据以下各项获得的:
F-30
在2021年之前,业绩期间以三年期间实现的年度业绩目标为基础。对于2021年和2022年授予的奖项,三年目标设定在授予年度的第一季度。如果未达到适用期间的绩效指标,则认为该部分被没收,并对记录的费用进行调整。
|
|
数量 |
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加权 |
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截至2021年12月31日的未偿还债务 |
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已批出单位(a) |
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既得(b) |
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( |
) |
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被没收 |
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在2022年12月31日未偿还 |
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|
$ |
|
(a)
这取决于具体确定的业绩目标的实现情况。
(b)
股份。
我们记录的内部绩效指标奖励薪酬支出为$
TSR奖。这些奖励是根据Range的普通股相对于同业集团中预定的一组公司在过去一年中的比较表现来获得的或不获得的
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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无风险利率 |
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% |
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% |
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预期年度波动率 |
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% |
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% |
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% |
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授予日期每单位公允价值 |
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$ |
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$ |
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$ |
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以下是我们的非既得TSR奖励活动的摘要:
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单位数 |
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加权 |
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截至2021年12月31日的未偿还债务 |
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授与(a) |
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已归属并已发行(b) |
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被没收 |
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在2022年12月31日未偿还 |
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$ |
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(a)
业绩单位的授予取决于归属日期与我们的同类公司相比的股东总回报排名。
(b)
演出倍数和实际支出是
我们记录了TSR奖励补偿费用$
F-31
401(K)计划
我们维持401(K)福利计划,允许员工缴纳最高
递延薪酬计划
我们的递延薪酬计划使董事、高级管理人员和关键员工能够推迟他们的全部或部分工资和奖金,并根据个人的判断投资于Range普通股或进行其他投资。Range提供部分匹配贡献,该贡献在
我们的法定股本为
|
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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期初余额 |
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限制性股票授予 |
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归属的限制性股票单位 |
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已归属的绩效股票单位 |
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业绩股票股利 |
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国库股 |
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( |
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期末余额 |
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普通股分红
2020年1月,我们宣布董事会暂停我们的普通股分红。2022年第三季度,我们的董事会恢复了季度现金股息。未来宣布及支付的股息金额(如有)由董事会全权决定,并将视乎我们的财务状况、盈利、资本要求、负债水平、我们未来的业务前景及董事会认为相关的其他事项而定。我们的银行信贷安排允许支付普通股股息,但有某些限制,如贷款协议中所述。
F-32
股票回购计划
2019年10月,董事会批准了一项股票购买计划,收购金额最高可达
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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期初余额 |
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分配和/或出售的拉比信托股份 |
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( |
) |
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( |
) |
回购股份 |
|
|
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期末余额 |
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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|||
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(单位:千) |
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经营活动提供的现金净额包括: |
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向税务机关缴纳的所得税 |
$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
支付的利息 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
非现金投资和融资活动包括: |
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资产报废成本资本化,净额 |
$ |
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$ |
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$ |
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应计资本支出增加(减少) |
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( |
) |
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( |
) |
诉讼
我们是在我们的正常业务过程中出现的许多未决或威胁的法律行动和行政诉讼或调查的主体或当事人,包括但不限于专利费索赔、合同索赔和环境索赔。虽然许多该等事项涉及固有的不确定性,但我们相信,最终因法律程序或索偿而产生的负债金额(如有)不会对我们整体的综合财务状况或我们的流动资金、资本资源或未来的年度营运业绩产生重大不利影响。
当我们认为有必要时,我们会为某些法律程序建立准备金。建立准备金的依据是估算过程,其中包括法律顾问的咨询意见和管理层的主观判断。虽然管理层相信这些准备金是足够的,但我们有可能在已建立准备金的事项上产生额外的损失。我们将继续按季度评估我们的诉讼,并将适当地建立和调整任何诉讼储备,以反映我们对当时诉讼现状的评估。
由于环境法律和法规,我们已经并将继续产生资本、运营和补救支出。截至2022年12月31日和2021年12月31日,补救责任并不重大。截至2022年12月31日,我们不知道有任何环境索赔尚未拨备,或将对我们的财务状况或运营结果产生实质性影响。环境责任通常涉及在最终解决、和解或补救发生之前可能会进行修订的估计数。我们认为,我们几乎所有的竞争对手都必须遵守类似的环境法律和法规。
资产剥离后的债务
在剥离我们的北路易斯安那州资产后,我们保留了某些合同义务。这些义务主要涉及收集、加工和运输协议,包括某些最低数量的承诺。更多信息见附注3、附注10和附注15。
F-33
租赁承诺额
在截至2022年12月31日的两年中,我们总租赁费用的构成如下(以千计):
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截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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经营租赁成本 |
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$ |
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$ |
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可变租赁费用(1) |
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短期租赁费用(2) |
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转租收入 |
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( |
) |
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( |
) |
租赁总费用 |
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$ |
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$ |
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短期租赁成本(3) |
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$ |
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$ |
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(1) |
不依赖于指数或费率且不包括在租赁负债或ROU资产中的可变租赁付款。 |
(2) |
短期租赁费用是指与合同期限为一年或一年以下的租赁相关的费用,不包括在我们合并资产负债表中的净资产或租赁负债中。 |
(3) |
该等短期租赁成本与合约期一年或以下的租赁有关,其中大部分与钻机有关,这些钻机在我们的综合资产负债表中作为天然气和石油资产的一部分进行资本化,并可能根据使用的钻机数量而波动。 |
与我们的经营租赁相关的补充现金流信息包括在下表中(以千为单位):
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|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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为计入租赁的金额支付的现金 |
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$ |
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$ |
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||
为换取租赁义务而增加的ROU资产 |
|
$ |
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|
$ |
|
与我们的经营租赁相关的补充资产负债表信息包括在下表中(以千为单位):
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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|||||
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
||
经营租赁ROU资产 |
|
$ |
|
|
$ |
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-当前 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
租赁负债--长期 |
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$ |
( |
) |
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$ |
( |
) |
我们经营租赁的加权平均剩余租期和加权平均贴现率如下:
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
|
2021 |
加权平均剩余租期 |
|
|
||
加权平均贴现率 |
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合同期限超过一年的租赁债务到期情况如下(以千计):
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|
运营中 |
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2023 |
|
$ |
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2024 |
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2025 |
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|
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2026 |
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2027 |
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|
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|
租赁付款总额 |
|
|
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|
折扣的影响较小 |
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( |
) |
租赁总负债 |
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$ |
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F-34
运输、收集和加工合同
我们已经与各种管道承运商签订了确定的运输和收集合同,未来将从我们在宾夕法尼亚州的物业运输和收集天然气、天然气和石油生产。根据这些合同,我们有义务每天运输或收集最低天然气流量,或按指定的预订费费率支付任何不足之处。我们承诺在这些管道上的产量目前预计将超过合同中规定的最低日产量。然而,如果我们未来未能交付承诺的数量,我们将在交付不足的期间确认不足的付款,并已产生相关责任。
|
|
交通运输 |
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|
2023 |
|
$ |
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2024 |
|
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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|
此后 |
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|
$ |
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(a) |
此表中的金额代表我们承诺支付的总金额;然而,我们将根据我们的工作利益在财务报表中记录我们按比例分摊的成本,这可能会根据产量的不同而有所不同。 |
除了上表中包括的金额外,我们还签订了一项附加协议,这取决于某些管道的改造和/或天然气产量的建设。
上表未包括我们对剥离北路易斯安那州资产后保留的应计合同债务的估计。这些合同义务与收集、加工和运输协议有关,包括某些最低数量的承诺。保留债务本身存在不确定性,因此,确定应计债务需要作出重大判断和估计。实际的和解金额和时间可能与我们的估计不同。另请参阅附注3、附注10和附注15以了解更多信息。截至2022年12月31日,这项债务的账面价值为$
|
|
资产剥离 |
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2023 |
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$ |
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2024 |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
|
|
|
|
此后 |
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|
|
$ |
|
F-35
交付承诺
我们有与我们的马塞卢斯页岩资产相关的各种批量交付承诺。我们希望能够通过我们自己的生产来履行我们的合同义务;但是,如果出现承诺不足的情况,我们可能会购买第三方产品来履行我们的承诺,或者支付承诺不足的索要费用。
截至十二月三十一日止的年度: |
|
天然气 |
|
乙烷和丙烷 |
2023 |
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2024 |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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2028 |
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2029 |
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2030 |
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2031 |
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2032-2037 |
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除了上表中所列的金额外,我们还与一家管道公司签订了到2037年从我们的马塞卢斯页岩油井输送乙烷产量的合同。这些协议和相关费用取决于设施建设和/或修改,用于
其他
我们有租赁面积,如果最初的油井没有在规定的时间内钻探,通常是在和
退出成本
2020年8月,我们出售了北路易斯安那州的资产,并保留了某些收集、运输和加工义务,这些义务将持续到2030年。在这些合同中,我们不会实现任何未来的好处。估计债务计入我们综合资产负债表中的当期和长期资产剥离合同债务。在截至2022年12月31日的12个月内,我们记录的增值费用为$
在2020年第二季度,我们就宾夕法尼亚州某些运输管道的运力释放进行了谈判,从2020年5月31日起生效,并延续到合同的剩余部分。由于这些释放,我们记录了$的退出成本
F-36
终止费
在2020年第三季度,我们完成了我们北路易斯安那州资产的出售,我们记录了
|
|
截至十二月三十一日止的年度: |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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遣散费 |
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$ |
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$ |
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$ |
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|||
运输合同能力释放(包括 |
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|||
资产剥离合同义务(包括增值 |
|
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|||
一次性最小承诺量合同 |
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基于股票的薪酬和其他 |
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|||
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|
$ |
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|
$ |
|
|
$ |
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F-37
以下详细说明了2022年12月31日和2021年12月31日终了年度的应计离职和终止费用负债活动(单位:千):
|
|
退出成本 |
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|
终止费 |
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||
2020年12月31日余额 |
|
$ |
|
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$ |
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||
应计遣散费 |
|
|
|
|
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|
||
应计合同债务--估计数变动 |
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|
( |
) |
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|
|
折扣的增加 |
|
|
|
|
|
|
||
付款 |
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( |
) |
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( |
) |
2021年12月31日的余额 |
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应计合同债务--估计数变动 |
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|
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|
||
折扣的增加 |
|
|
|
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|
|
||
付款 |
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( |
) |
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|
( |
) |
2022年12月31日的余额 |
|
$ |
|
|
$ |
|
我们对探井成本进行资本化,直到确定油井已发现已探明储量或已受损为止。资本化探井成本在随附的合并资产负债表中以天然气和石油属性列示。如果探井被确定为减损,则油井成本将在随附的综合经营报表中计入勘探费用。截至2022年12月31日的年度,我们没有资本化的探井成本。
|
2021 |
|
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2020 |
|
||
期初余额 |
$ |
|
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$ |
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||
资本化探井成本增加待定 |
|
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|
|
||
对油井、设施和设备的重新分类 |
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( |
) |
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|
资本化探井成本,计入费用 |
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期末余额 |
$ |
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$ |
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在一段时间内资本化的探井成本较低 |
$ |
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$ |
( |
) |
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一段时间内已资本化的探井成本 |
$ |
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$ |
|
我们的天然气和石油生产活动在美国大陆的陆上进行,我们所有已探明的储量都位于美国境内。
资本化成本和累计折旧、损耗和摊销(a)
|
|
十二月三十一日, |
|
|||||||||
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2022 |
|
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2021 |
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2020 |
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(单位:千) |
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天然气和石油属性: |
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受耗尽影响的财产 |
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$ |
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$ |
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$ |
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未证明的性质 |
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总计 |
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累计折旧、损耗和 |
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( |
) |
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( |
) |
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( |
) |
净资本化成本 |
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$ |
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$ |
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$ |
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F-38
物业收购、勘探和开发所产生的成本(a)
|
|
十二月三十一日, |
|
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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(单位:千) |
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收购: |
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种植面积购买 |
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发展 |
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探索: |
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钻探 |
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费用 |
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基于股票的薪酬费用 |
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天然气收集设施: |
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发展 |
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小计 |
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资产报废债务 |
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已发生的总成本 |
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储量审计
本报告中的所有储量信息都是基于我们的石油工程人员准备的估计。2022年年底,独立石油咨询公司荷兰休厄尔联合公司对我们在阿巴拉契亚地区的2022年储量进行了审计。这些工程师之所以被选中,是因为他们在地理上的专业知识和他们在某些物业工程方面的历史经验。在2022年12月31日,我们的顾问审计了大约
我们的储量估计与我们的独立石油顾问的总体估计之间的历史差异一直是
油气探明储量估算
天然气、天然气、原油和凝析油的储量由我们的石油工程人员估计,并进行调整,以反映每年年底生效的合同安排和特许权使用费费率。估算储量需要许多假设和判断决定。报告数量可能会在未来进行修订,其中一些可能是大量的,因为从储集层性能、新的地质和地球物理数据、额外钻探、技术进步、价格变化、生产税和其他经济因素获得更多信息。
F-39
美国证券交易委员会将已探明储量定义为,地质和工程数据合理证明,在现有经济和运营条件下,未来几年可从已知油藏中开采的天然气、天然气藏、原油和凝析油。探明开发储量是指在现有设备和作业方式下,可从现有油井中回收的探明储量。已探明的未开发储量是指预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完成的现有油井中回收的储量。未钻井面积的储量应限于与钻井时有合理确定产量的生产单元相抵销的钻井单位。其他未钻探单位的已探明储量只有在可以确定证明现有生产地层的生产是连续的情况下才能获得。已探明的未开发储量只有在该地区和同一储集层的实际测试证明有效的情况下,才能分配给考虑采用改进开采技术的面积。只有通过了开发计划,表明每个位置都是
已探明储量的报告价值不一定表明公平市场价值或未来净现金流量的现值,因为价格、成本和政府政策不会保持不变,适当的贴现率可能会有所不同,需要广泛的判断来估计生产时间。其他合乎逻辑的假设可能会导致显著不同的金额。
2022年12月31日用于估计储量信息的平均实现价格为美元。
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天然气 |
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NGL |
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原油 |
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天然 |
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(MMcf) |
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(MBbls) |
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(MBbls) |
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(MMcfe)(a) |
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已探明的已开发和未开发储量: |
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平衡,2019年12月31日 |
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修订版本 |
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扩展、发现和添加 |
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物业销售 |
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生产 |
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平衡,2020年12月31日 |
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修订版本 |
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扩展、发现和添加 |
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生产 |
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平衡,2021年12月31日 |
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修订版本 |
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扩展、发现和添加 |
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生产 |
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( |
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平衡,2022年12月31日 |
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已探明的已开发储量: |
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2020年12月31日 |
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2021年12月31日 |
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2022年12月31日 |
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已探明的未开发储量: |
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2020年12月31日 |
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2021年12月31日 |
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2022年12月31日 |
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F-40
在2022年间,我们增加了大约
在2021年期间,我们增加了大约
在2020年期间,我们增加了大约
以下是2022年已探明未开发储量(Mmcfe)的变化情况:
2021年12月31日开始探明未开发储量 |
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未开发储量转为已开发储量 |
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修订版本(a) |
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扩展和发现 |
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已探明未开发储量于2022年12月31日结束 |
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在2022年间,我们花费了大约
与已探明油气储量有关的未来现金流量贴现标准化计量(未经审计)
以下概述了我们在编制随附的天然气、天然气液化天然气、原油和凝析油储量披露时使用的政策,已探明天然气、天然气液化天然气和石油储量未来现金流量贴现的标准化计量,以及每年标准化计量的对账。披露的信息是试图以一种可与行业同行相媲美的方式展示信息。
这些信息是基于对截至本年度12月31日我们在天然气和石油资产中的权益的已探明储量的估计。这些估计是由我们的石油工程人员准备的。已探明储量是估计的天然气、天然气、原油和凝析油的数量,地质和工程数据表明,在现有的经济和运营条件下,这些储量在未来几年内可以合理确定地从已知的油藏中开采出来。
对已探明储量生产所产生的未来现金流量折现的标准计量如下:
F-41
折现未来净现金流量的标准化计量并不意味着,也不应被解释为显示我们的天然气、天然气液化石油气和石油储量的公允价值。对公允价值的估计,除其他外,还将考虑目前未归类为已证实的储备的回收、预期的未来价格和成本变化以及更能代表货币的时间价值和储备估计所固有的风险的贴现系数。
F-42
有关已探明天然气、天然气液化天然气、原油及凝析油储量的折现未来现金流量净额的标准化计量如下,不包括于各个报告日期与未偿还衍生工具相关的现金流量。未来现金流入是第三方运输、收集和压缩费用的净值。
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截至12月31日, |
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2022 |
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2021 |
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(单位:千) |
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未来现金流入 |
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$ |
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未来成本: |
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生产 |
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发展(a) |
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未来所得税支出 |
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10%折扣前的未来净现金流合计 |
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9%的年度折扣 |
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未来净现金贴现的标准化计量 |
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$ |
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下表汇总了ch在贴现未来净现金流的标准化衡量方面存在差异。
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十二月三十一日, |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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(单位:千) |
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对以前估计数的修订: |
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价格和生产成本的变化 |
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数量方面的修订 |
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未来开发和废弃的变化 |
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所得税净变动 |
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折扣的增加 |
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通过扩建增加已探明储量, |
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天然气、天然气和石油销售,净产量 |
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实际开发成本发生在 |
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出售现有储备 |
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计时和其他 |
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年初 |
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年终 |
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F-43
第九项。会计和财务方面的变化和与会计人员的分歧
披露
没有。
第9A项。控制S和程序
信息披露控制和程序的评估。根据《交易法》第13a-15(B)条的要求,我们已在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下,评估了截至本表格10-K所涵盖的期间结束时,我们的披露控制和程序(如《交易法》第13a-15(E)和15d-15(E)条所定义)的设计和运作的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证,确保我们根据交易所法案提交的报告中需要披露的信息会被积累并传达给我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官,以便及时做出关于需要披露的决定,并在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。根据评估,我们的首席执行官和首席财务官得出结论,截至2022年12月31日,我们的披露控制和程序在合理的保证水平下是有效的。
财务报告内部控制的变化。在截至2022年12月31日的三个月内,我们对财务报告的内部控制制度没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
管理层财务报告内部控制年度报告。见“管理层财务报告内部控制报告”和“独立注册会计师事务所财务报告内部控制报告”,分别载于项目8.财务报表和补充数据下的F-2和F-3页。
项目9B。其他信息
没有。
63
第三部分
项目10.董事、执行董事公司法人与公司治理
为回应这一项目而需要的信息将在将于2023年5月举行的2023年股东年会的范围委托书中列出,并通过引用并入本文。
有关本公司行政人员的资料,请参阅本表格10-K第1项下的“注册人行政人员”。
道德守则
《道德守则》。我们已经通过了适用于我们的首席执行官、首席财务官、首席会计官或执行类似职能的人员(以及我们的董事和所有其他员工)的道德准则。我们的网站上有一份副本,Www.rangeresources.com如果任何人提出要求,印刷本将免费提供给任何人。如有此类要求,请联系公司秘书,地址:德克萨斯州沃斯堡76102,Throckmorton Street 100Throckmorton Street,Suite1200。本公司拟于修订或豁免之日起,代表本公司总裁及首席执行官、首席财务官、财务总监及执行类似职能的人士,在本公司网站的公司管治标题下,即时披露对《道德守则》的任何修订或豁免。
第11项.执行IVE补偿
本项目所要求的信息通过参考2023年股东年会的范围委托书并入本文。
项目12.某些受益OW的担保所有权NERS和管理层以及
相关股东事项
本项目所要求的信息通过参考2023年股东年会的范围委托书并入本文。
ITEM 13. 某些关系和关联交易与董事的独立性
本项目所要求的信息通过参考2023年股东年会的范围委托书并入本文。
ITEM 14. 首席会计师费用及服务
本项目所要求的信息通过参考2023年股东年会的范围委托书并入本文。
64
第四部分
项目15.展品和国际泳联NCIAL语句时间表
财务报表索引第8项中所列的财务报表和财务报表明细表作为本表格10-K的一部分提交:
随附的展品索引中列出的展品作为本表格10-K的一部分进行了归档。
展品 数 |
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展品说明 |
3.1 |
|
重述范围资源公司注册证书(参考附件3.1.1并入我们于2004年5月5日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209))经Range Resources Corporation重新注册证书的第一修正案证书修订(参考附件3.1并入我们于2005年7月28日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209))和《岭南资源公司注册证书二次修订证书》(参考附件3.1并入我们于2008年7月24日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格(文件编号001-12209)) |
3.2 |
|
修订及重订《射程附例》(参考附件3.1并入我们于2016年5月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)) |
4.1* |
|
注册人的证券说明 |
4.2 |
|
高级债券,2025年到期,年息率4.875(参考2015年5月14日提交给美国证券交易委员会的8-K表格中的附件A至附件4.1(文件编号001-12009)) |
4.3 |
|
Range Resources Corporation作为发行人、初始担保人(定义如下)和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人于2015年5月14日签订的契约(通过引用附件4.1并入我们于2015年5月14日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)) |
4.4 |
|
第二份补充契约,由Range Resources Corporation、其中指定的担保人和北卡罗来纳州纽约银行梅隆信托公司签署,日期为2016年8月23日(通过引用附件4.2并入我们当前的表格报告 8-K(文号001-12209)2016年8月25日提交美国证券交易委员会的文件) |
4.5 |
|
第一补充契约,由Range Resources Corporation、其中指定的担保人和美国银行全国协会签署,日期为2016年8月23日(通过引用附件4.3并入我们当前的表格报告 8-K(文号001-12209)2016年8月25日提交美国证券交易委员会的文件) |
4.6
|
|
8.25厘优先债券,2029年到期(通过引用附件A并入我们于2021年1月8日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号001-12209)的附件4.1) |
4.7
|
|
Range Resources Corporation作为发行人,附属担保人(定义如下)作为担保人,美国银行全国协会作为受托人的契约,日期为2021年1月8日(参考附件4.1并入我们于2021年1月8日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号:001-12209)) |
4.8 |
|
利率4.75厘的优先债券,2030年到期(通过引用附件4.2并入我们于2022年2月1日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件号001-12209)) |
4.9 |
|
日期为2022年2月1日的契约,由Range Resources Corporation作为发行人,附属担保人(如其中定义)作为担保人,美国银行信托公司全国协会作为受托人(通过引用附件4.1合并到我们的8-K(文件号001-12209),该文件于2022年2月1日提交给美国证券交易委员会) |
10.01 |
|
第七次修订和重新签署的信贷协议,日期为2022年4月14日,由Range Resources Corporation作为借款人,JPMorgan Chase Bank,N.A.作为行政代理,以及不时作为其一方的信用证发行人或贷款人(参考附件10.1并入我们于2022年4月18日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号001-12209)) |
10.02* |
|
修订和重新调整Range Resources Corporation 2004董事和特定员工递延薪酬计划,自2023年1月31日起生效 |
10.03 |
|
Range Resources Corporation修订并重新制定了2005年股权薪酬计划(以引用方式并入我们于2009年6月4日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件10.1) |
65
10.04 |
|
Range Resources Corporation修订并重新确定的2005年股权薪酬计划第一修正案(通过引用附件10.1并入我们于2010年5月20日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号001-12209)) |
10.05 |
|
对Range Resources Corporation的第二次修正案修订并重新启动了2005年股权薪酬计划(参考2011年5月19日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)中的附件10.1)
|
10.06
|
|
Range Resources Corporation修订并重新制定2019年股权薪酬计划(通过引用附件A并入我们于2022年4月1日提交给美国证券交易委员会的最终委托书(文件编号001-12209) |
10.07 |
|
Range Resources Corporation 401(K)计划(以引用附件10.14的方式并入我们于2003年9月4日提交给美国证券交易委员会的S-4表格(文件编号333-108516)) |
10.08 |
|
修订和重启Range Resources Corporation管理层变更控制权分散福利计划,2008年12月31日生效(以引用方式并入我们于2008年12月5日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件10.1) |
10.09
|
|
经修订及重订的行政人员变更控制权分流福利计划补编第1号(以引用方式并入我们于2020年2月12日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件10.1) |
10.10 |
|
弥偿协议的格式(以引用方式并入我们于2009年2月17日提交给美国证券交易委员会的8-K表格(文件编号001-12209)的附件10.6) |
10.11 |
|
购买协议,日期为2022年1月13日,由Range Resources Corporation、Range Production Company,LLC、Range Resources-Appalachia,LLC、Range Resources-MidContinental,LLC、Range Resources-Pine Mountain,Inc.和富国银行证券(Wells Fargo Securities,LLC)签署,作为初始买家的代表(通过引用附件10.1并入我们于2022年1月14日提交给美国证券交易委员会的Form 8-K(文件号001-12209)) |
21* |
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注册人的子公司 |
22* |
|
附属担保人 |
23.1* |
|
独立注册会计师事务所的同意 |
23.2* |
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荷兰Sewell&Associates,Inc.,独立咨询工程师同意 |
31.1* |
|
主席兼首席执行官根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条颁发的Range认证 |
31.2* |
|
首席财务官根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对Range的证明 |
32.1** |
|
主席兼首席执行官依据《美国法典》第18编第1350条,即根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《射程》的证明 |
32.2** |
|
首席财务官根据《美国法典》第18编第1350条,根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的范围的证明 |
99.1* |
|
荷兰Sewell&Associates,Inc.独立咨询工程师报告 |
101.INS* |
|
内联XBRL实例文档 |
101.SCH* |
|
内联XBRL分类扩展架构 |
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分类扩展标签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) |
*现送交存档。
66
**随函提供。
67
登录解决方案
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求,注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
牧场资源公司
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发信人: |
/s/ 杰弗里·L·文图拉 |
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|
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杰弗里·L·文图拉 |
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首席执行官兼总裁 (首席行政官) |
日期:2023年2月27日
根据1934年《证券交易法》的要求,本报告已由以下人员代表注册人在指定日期以注册人身份签署。
签名 |
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容量 |
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日期 |
/s/ 杰弗里·L·文图拉 |
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首席执行官兼总裁 |
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2023年2月27日 |
杰弗里·L·文图拉 |
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(首席行政官) |
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/s/ 马克·S·斯卡奇 |
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常务副总裁兼首席财务官 |
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2023年2月27日 |
马克·S·斯卡奇 |
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(首席财务官) |
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/s/ 多里·A·吉恩 |
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高级副总裁,主计长兼首席会计官 |
|
2023年2月27日 |
多里·A·吉恩 |
|
(首席会计官) |
|
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/s/ 格雷格·G·麦克斯韦 |
|
董事会主席 |
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2023年2月27日 |
格雷格·G·麦克斯韦 |
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/布伦达·A·克莱恩 |
|
董事 |
|
2023年2月27日 |
布兰达·A·克莱恩 |
|
|
|
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/s/玛格丽特·K·多曼 |
|
董事 |
|
2023年2月27日 |
玛格丽特·K·多曼 |
|
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|
/s/ 詹姆斯·M·芬克 |
|
董事 |
|
2023年2月27日 |
詹姆斯·M·芬克 |
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|
/s/ 史蒂文·D·格雷 |
|
董事 |
|
2023年2月27日 |
史蒂文·D·格雷 |
|
|
|
|
/s/雷吉纳·W·斯皮勒 |
|
董事 |
|
2023年2月27日 |
瑞金娜·W·斯皮勒 |
|
|
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68