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HenryHub成员2023-01-012023-02-230000874499SRT：最小成员数美国公认会计准则：次要事件成员GPOR：无成本领口NYMEX HenryHub成员2023-02-230000874499美国公认会计准则：次要事件成员GPOR：无成本领口NYMEX HenryHub成员SRT：最大成员数2023-02-230000874499GPOR：PurasedGasCallOptionsMembers美国公认会计准则：次要事件成员2023-01-012023-02-230000874499GPOR：PurasedGasCallOptionsMembers美国公认会计准则：次要事件成员2023-02-230000874499美国公认会计准则：次要事件成员GPOR：SoldGasCallOptions2023成员2023-01-012023-02-230000874499美国公认会计准则：次要事件成员GPOR：SoldGasCallOptions2023成员2023-02-230000874499美国公认会计准则：次要事件成员GPOR：SoldGasCallOptions2025成员2023-01-012023-02-230000874499美国公认会计准则：次要事件成员GPOR：SoldGasCallOptions2025成员2023-02-230000874499美国公认会计准则：次要事件成员2023-02-27

目录表

财务报表索引

美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格10-K

(标记一)

☒			根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告

截至本财政年度止12月31日, 2022

或

☐			根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告

的过渡期                  至                  

佣金文件编号001-19514

湾港能源公司演讲

(注册人的确切姓名载于其章程)

特拉华州						86-3684669
(法团或组织的州或其他司法管辖区)						(美国国税局雇主识别号码)
713市场驱动
俄克拉荷马城			俄克拉荷马州			73114
(主要行政办公室地址)						(邮政编码)

(405) 252-4600

(注册人电话号码，包括区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：

每个班级的标题

交易代码

注册的每个交易所的名称

普通股，每股面值0.0001美元

GPOR

纽约证券交易所

如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是  ☒ No ☐

用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐    不是  ☒

用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是  ☒ No ☐

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每一份交互数据文件。

    是  ☒ No ☐

用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。见《交易法》第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。(勾选一项)：

大型加速文件服务器  ☒ Accelerated filer ☐ Non-accelerated filer ☐

规模较小的报告公司☐ Emerging growth company ☐

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符合交易所法案第13(A)节规定的任何新的或修订的财务会计准则的延长过渡期。☐

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

如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐

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目录表

财务报表索引

用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐

用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐ No ☒

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

截至2022年6月30日，非关联公司持有的我们普通股的总市值约为$911.7百万美元。截至2023年2月23日，有18,847,841我们面值0.0001美元的流通股普通股。

以引用方式并入的文件

湾港能源公司2023年股东年会的委托书的部分内容通过引用并入本10-K表格第三部分的第10、11、12、13和14项。

---

目录表

财务报表索引

湾港能源公司

目录 

						页面
前瞻性陈述						1
汇总风险因素						2
第一部分						4
第1项。			生意场			4
第1A项。			风险因素			21
项目1B。			未解决的员工意见			36
第二项。			特性			36
第三项。			法律程序			36
第四项。			煤矿安全信息披露			36
第II部						37
第五项。			注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券			37
第六项。			已保留			38
第7项。			管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析			38
			行动的结果			41
			流动资金和资本资源			47
			关键会计政策和估算			52
第7A项。			关于市场风险的定量和定性披露			53
第八项。			财务报表和补充数据			56
第九项。			会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧			112
第9A项。			控制和程序			112
项目9B。			其他信息			115
项目9C。			关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露			117
第三部分						117
第10项。			董事、行政人员和公司治理			117
第11项。			高管薪酬			117
第12项。			某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和有关股东的事项			117
第13项。			某些关系和相关交易，以及董事的独立性			117
第14项。			主要会计费用及服务			117
第四部分						118
第15项。			展品和财务报表附表			118
第16项。			表格10-K摘要			121
签名						122

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目录表

财务报表索引

定义

除文意另有所指外，凡提及“我们”、“湾港”、“公司”及“注册人”，均指湾港能源公司及其合并附属公司。除单位金额和每股金额外，所有货币价值均以千美元为单位，除非另有说明。此外，以下是本年度报告中使用的表格10-K中某些术语的其他缩写和定义：
1145义齿。根据破产法第1145条，本公司、作为受托人的UMB银行、全国协会和担保方于2021年5月17日就2026年到期的8.000%优先债券达成的协议。
2019年计划。2019年修订和重新制定的股票激励计划。
2023年的笔记。优先债券2023年到期，年息率6.625。
2024年的钞票。优先债券2024年到期，年息率6.000。
2025年的票据。优先债券2025年到期，年息率6.375。
2026年票据。优先债券2026年到期，年息率6.375。
2026年高级债券。优先债券2026年到期，年息率8.000。
4(A)(2)义齿. 某些合资格的持有人已作出选择，根据修订后的1933年证券法(“证券法”)第4(A)(2)节，由公司、UMB银行、作为受托人的国民协会及其担保方之间根据一份日期为2021年5月17日的契约发行的优先票据，而不是其在2026年到期的5.5亿美元优先票据本金总额中的份额。第4(A)(2)款义齿的条款与1145款义齿的条款基本相似。4(A)(2)契约条款与1145契约条款之间的主要区别是：(I)持有4(A)(2)票据的发行人的关联公司被允许投票，以确定所需本金债券的持有人是否同意根据4(A)(2)契约的任何指示或同意，而持有1145票据的发行人的关联公司将不被允许根据1145契约就此类事项投票，(Ii)1145契约(付款契约除外)的契诺规定发行人须遵守经修订的第4(A)(2)契约的契诺；及。(Iii)1145契约规定1145证券须按比例与4(A)(2)证券一同赎回，而如果第4(A)(2)契约获清偿及清偿，则1145契约即获清偿及解除。
ASC.会计准则编撰。
亚利桑那州立大学。会计准则更新。
破产法。《美国法典》第11章第11章。
破产法庭。美国德克萨斯州南区破产法院。
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，一桶天然气和原油相当于6000立方英尺天然气。
董事会(董事会)。湾港能源公司的董事会。
BTU。英制热量单位，表示将一磅水加热1华氏度所需的能量，可用来描述燃料的能量含量。
建筑贷款。我们公司总部的贷款协议定于2025年6月到期。
第十一章案例。自愿提交的请愿书2020年11月13日由湾港能源公司、Gator Marine，Inc.、Gator Marine Ivanhoe，Inc.、Grizzly Holdings，Inc.、湾港阿巴拉契亚有限责任公司、湾港Midcon有限责任公司、湾港中流控股公司、Jaguar Resources LLC、Mule Sky LLC、彪马资源公司和Westhawk Minerals LLC。
代码。注销负债收入。

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财务报表索引

普通股。面值0.0001美元的普通股，由继承人在出现之日发行。
完成。处理已钻井的油井，然后安装生产天然气、石油和天然气的永久设备的过程。
信贷安排。经2022年5月2日的《借款基数重新确定协议》和《信贷协议第一修正案》修订的现有信贷安排。
DD&A。折旧、损耗和摊销。
债务人。湾港能源公司、Gator Marine，Inc.、Gator Marine Ivanhoe，Inc.、Grizzly Holdings，Inc.、湾港阿巴拉契亚公司、湾港Midcon公司、湾港中流控股公司、捷豹资源公司、Mule Sky LLC、彪马资源公司和Westhawk Minerals LLC。
已开发种植面积。分配给或可分配给生产井或能够生产的井的英亩数。
DIP信用贷款。优先担保优先债务人占有循环信贷安排，本金总额为2.625亿美元。
争议索赔准备金。准备金用于解决截至该计划生效之日存在争议的无担保债权人的任何未决债权。
干井。不按经济产量生产原油和/或天然气的油井。
现有的信贷安排。第三次修订和重新签署了与摩根大通银行(JPMorgan Chase Bank，N.A.)作为行政代理和各贷款人的信贷协议，规定了一种新的基于优先担保准备金的循环信贷安排，自2021年10月14日起生效。
探井。在未探明地区发现原油或天然气，在现有油田发现新的储油层，或在另一个储集层中发现原油或天然气的新储集层，或将已知的储集层扩展到探明地区以外的井。
出苗日期. May 17, 2021.
退出信贷协议。第二次修订和重新签署了信贷协议，丰业银行为牵头行政代理，各贷款方提供退出融资和先出定期贷款。
退出信贷安排。总而言之，先出定期贷款和退出机制，初始借款基数和选定的承诺额最高可达5.8亿美元。
出口设施。以丰业银行为牵头安排人及行政代理的高级担保准备金循环信贷安排及各贷款方。
先出定期贷款。优先担保定期贷款，本金总额最高为1.8亿美元。
公认会计原则。美国普遍接受的会计原则。
灰熊。灰熊油砂ULC。
灰熊控股公司。灰熊控股公司。
总英亩或总油井。指的是某一作业权益所拥有的全部英亩或油井。
担保人。为公司的信贷安排或某些其他债务提供担保的所有现有合并子公司。
由生产部门持有。指持续至第二期的石油及天然气租赁，只要生产油井及/或气井位于租赁物业或与之合用的土地的任何部分。
水平钻井。在某些地层中使用的一种钻井技术，即将一口井垂直钻至某一深度，然后在某一特定间隔内水平钻入。
激励计划。湾港能源公司2021年股票激励计划，自出现之日起生效。
契约。总而言之，管理2026年高级债券的1145个压痕和4(A)(2)压痕。

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财务报表索引

IRC。经修订的1986年《国内税法》。
伦敦银行同业拆借利率。伦敦银行同业拆借利率。
洛伊。租赁运营费用。
马塞卢斯。指的是马塞卢斯地层，包括位于美国和加拿大阿巴拉契亚盆地的含油气岩层，通常被称为马塞卢斯地层。我们的种植面积主要位于俄亥俄州东部的贝尔蒙特县。
Mbbl.1000桶原油、凝析油或天然气液体。
麦克夫。一千立方英尺的天然气。
麦克菲。一千立方英尺天然气当量，一桶天然气和原油相当于六千立方英尺天然气。
MMbbl.100万桶原油、凝析油或天然气液体。
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。一百万立方英尺天然气当量，一桶天然气和原油相当于六千立方英尺天然气。
天然气液体(NGL)。天然气中的碳氢化合物，在天然气处理或循环工厂中通过吸收、冷凝、吸附或其他方法以液体的形式从天然气中分离出来。天然气液体主要包括乙烷、丙烷、丁烷、异丁烯、戊烷、己烷和天然汽油。
净英亩或净井。指在总英亩或总油井中拥有的零星工作权益的总和。
净收入利息(NRI)。在石油和天然气资产中的权益，使所有者有权分享石油、天然气或天然气生产。
纽约商品交易所。纽约商品交易所。
OCC。俄克拉荷马州公司委员会。
家长。湾港能源公司或其信贷安排的继承者。
请愿日期。2020年11月13日。
平面图。修订后的《湾港能源公司及其债务人子公司第11章联合重组计划》。
前任。在2021年5月17日或之前从破产组织中脱颖而出。
前身高级笔记。总而言之，2023年、2024年、2025年和2026年的债券。
优先股。面值0.0001美元的优先股，由继承人在出现之日发行。
请愿前循环信贷安排。经修订的高级担保循环信贷安排，丰业银行为牵头安排人和行政代理，若干贷款人为不时贷款人，最高贷款额为580,000,000美元。
先前的前置期间。2021年1月1日至2021年5月17日。
上一个后继期。2021年5月18日至2021年12月31日。
高产井。一口被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，其销售收益超过了生产费用和税收。

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财务报表索引

探明开发储量(PDP)。储量预计将在现有设备和作业方法下通过现有油井开采。
已探明储量。通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计石油和天然气的数量，从某一特定日期起，在现有的经济条件下，在提供经营权的合同到期之前，根据现有的经济条件、作业方法和政府条例，可以合理地估计石油和天然气的产量是经济可行的，除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
已探明未开发储量(PUD)已探明储量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完成的现有油井中回收。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上经济生产是合理的。只有在通过了一项开发计划，表明计划在五年内进行钻探的情况下，未钻探的地点才可被归类为已探明的未开发储量，除非具体情况证明有理由延长时间。
PV-10.预计未来净收入的现值，折现10%。
回购计划。一项股票回购计划，收购至多3亿美元的Gulfport已发行普通股。授权延长至2023年6月30日，董事会可随时暂停、修改、延长或终止。
水库。一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的原油和/或天然气的自然聚集，被不渗透的岩石或水屏障所限制，与其他储集层分开。
专利权使用费权益。指对原油或天然气资产产生的资源或收入的一定百分比的所有权。特许权使用费权益所有人不承担与钻探和生产原油或天然气资产相关的勘探、开发或运营费用。
RSA。重组支持协议。
《独家新闻》。指的是俄克拉荷马州中南部的石油省，这个术语用于描述阿纳达科盆地内俄克拉荷马州许多顶级碳氢化合物生产县的限定区域。这部独家报道主要针对泥盆纪到密西西比纪的伍德福德、塞卡莫尔和斯普林格地层。我们的种植面积主要在加尔文、格雷迪和斯蒂芬斯三个县。
美国证券交易委员会。美国证券交易委员会。
第382条。美国国税法第382条。
软性。有担保的隔夜融资利率。
标准化测量。对贴现的未来净现金流的标准化衡量。
继任者。破产后重整旗鼓的组织在2021年5月17日之后的一段时间内进行了重组。
Tcfe。一万亿立方英尺的天然气当量，一桶天然气和原油相当于6000立方英尺的天然气。
未开发面积。未钻探或完成的油井可用于生产商业数量的原油和/或天然气的租赁或矿产面积。
尤蒂卡。指的是尤蒂卡地层，包括位于美国和加拿大阿巴拉契亚盆地的含油气岩层，通常被称为尤蒂卡地层。我们的种植面积主要分布在俄亥俄州东部的贝尔蒙特、哈里森、杰斐逊和门罗县。
工作利益(Wi)。使所有者有权钻探、生产和在该财产上进行经营活动以及分享生产的经营利益。
WTI。指的是西德克萨斯中质油。

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财务报表索引

前瞻性陈述

本10-K表格可能包括受风险和不确定因素影响的前瞻性陈述，这些前瞻性陈述受风险和不确定因素的影响，符合1933年证券法第27A条(“证券法”)、1934年证券交易法第21E条(“交易法”)和1995年私人证券诉讼改革法的含义。这些陈述涉及已知和未知的风险、不确定性和其他因素，可能导致我们的实际结果、表现或成就与前瞻性陈述明示或暗示的任何未来结果、表现或成就大不相同。在某些情况下，您可以通过诸如“可能”、“将”、“应该”、“可能”、“将”、“预期”、“计划”、“预期”、“打算”、“相信”、“估计”、“项目”、“预测”、“潜在”以及旨在识别前瞻性陈述的类似表达来识别前瞻性陈述。除有关历史事实的陈述外，本10-K表格中包含的所有陈述，均涉及我们预期或预期在未来将或可能发生的活动、事件或发展，包括新型冠状病毒病(新冠肺炎)大流行和乌克兰战争对我们的业务、我们的行业和全球经济的预期影响、估计未来石油和天然气储量的产量和净收入及其现值、未来资本支出(包括其金额和性质)、我们摆脱破产的影响、股票回购、业务战略和实施战略的措施、竞争实力、目标、我们业务和运营的扩张和增长、计划、对未来成功的提及、对未来事项的意图以及其他此类事项的提及均为前瞻性陈述。

这些前瞻性陈述主要基于我们对未来事件的预期和信念，这些预期和信念反映了我们管理层所做的估计和假设。这些估计和假设反映了我们基于目前已知的市场状况以及与我们的运营和商业环境相关的其他因素做出的最佳判断，所有这些因素都很难预测，而且许多都不是我们所能控制的。

尽管我们相信我们的估计和假设是合理的，但它们本质上是不确定的，涉及许多我们无法控制的风险和不确定性。此外，管理层对未来事件的假设可能被证明是不准确的。管理层告诫所有读者，本10-K表格中包含的前瞻性陈述并不保证未来的业绩，我们也不能向任何读者保证这些陈述将会实现或前瞻性事件和情况将会发生。由于项目1A所列因素，实际结果可能与前瞻性陈述中预期或暗示的结果大不相同。“风险因素” and Item 7. “管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析“节及本表格10-K的其他部分。所有前瞻性陈述仅表示截至本10-K表格之日。

本年度报告中包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，都明确地受到本警示声明的限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一并考虑。

除非适用法律另有要求，否则我们没有义务更新任何前瞻性陈述，以反映本年度报告日期之后的事件或情况。

投资者应该注意到，我们在提交给美国证券交易委员会的文件中公布了财务信息。我们可以使用我们网站(www.gufportenergy.com)的投资者部分与投资者进行交流。在那里张贴的财务和其他信息可能被认为是重要信息。我们网站上的信息不是本Form 10-K年度报告的一部分。

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目录表

财务报表索引

汇总风险因素

金融、流动性和商品价格风险

•天然气、石油和天然气的价格波动很大，较长时间内的较低价格可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

•我们的商品价格风险管理活动可能会限制我们从商品价格上涨中获得的利益，可能需要我们为衍生品债务提供抵押品，并涉及我们的交易对手可能无法履行对我们的义务的风险。

•我们的浮动利率负债使我们面临利率风险，这可能导致我们的偿债义务增加。

•我们的债务和其他财务承诺可能会限制我们的财务和运营灵活性。

•我们的开发、收购和勘探业务需要大量资本，我们可能无法以令人满意的条件或根本无法获得所需的资本或融资，这可能导致财产损失和我们的石油和天然气储量下降。

•根据我们对石油和天然气资产的核算方法，大宗商品价格下跌可能会导致资产价值减值。

•控制权的改变可能会限制我们使用净营业亏损来减少未来的应税收入。

行业、商业和运营风险

•石油和天然气开发、勘探和生产行业竞争非常激烈，我们的一些竞争对手拥有比我们更多的财力和其他资源。

•如果我们不能替代储备，我们可能就无法维持生产。

•我们已探明储量的实际数量和未来净收入可能低于我们的估计。

•我们的开发和勘探钻探工作以及我们的油井运营可能无法盈利或实现我们的目标回报。

•我们战略的一部分涉及使用最新的水平钻井和完井技术；因此，我们计划在这些业务中进行的钻井的结果可能会受到与钻井和完井技术相关的风险的影响，钻井结果可能无法满足我们对储量或产量的预期。

•我们未开发的土地必须在租约到期前钻探，以保持生产所需的面积。在竞争激烈的土地面积市场中，未能钻探足够的油井来容纳土地面积可能会导致巨额的租约续签成本，或者，如果续签不可行，我们将失去租赁和未来的钻探机会。

•石油和天然气业务是不确定的，涉及大量成本和风险。经营风险和未投保的风险可能会导致重大损失，并可能阻碍我们实现利润。

•多井垫钻可能会导致我们的经营业绩波动，并推迟我们的PUD储量的转换。

•我们不是我们所有石油和天然气资产的运营商，因此无法控制开发努力的时机、相关成本或此类资产的储量的生产速度。

•石油和天然气生产作业，特别是使用水力压裂的作业，在很大程度上依赖于水的供应。如果我们不能为我们的运营获得足够的水供应，或者不能以经济和环境安全的方式处置或回收我们使用的水，我们以经济和商业数量生产天然气、石油和天然气的能力可能会受到损害。

•我们所有的生产基地都位于俄亥俄州东部和俄克拉何马州中部，这使得我们很容易受到仅在这些地区运营的相关风险的影响。

•失去我们产品的一个或多个购买者可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。

•钻井平台、设备、原材料、供应品、油田服务或人员的不可用、高成本或短缺可能会限制我们的运营。

•我们的运营可能会受到管道、卡车运输和收集系统容量限制的不利影响，并可能受到中断的影响，从而对我们的现金流产生不利影响。

•我们被要求根据最低数量向我们的一些中游服务提供商支付费用，而不考虑实际数量吞吐量。

•新冠肺炎疫情已经并可能在未来对我们的运营、财务业绩和状况、经营业绩和现金流产生负面影响。

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目录表

财务报表索引

•整体经济、商业或行业状况的恶化将对我们的经营业绩、流动资金和财务状况产生重大不利影响。

•恐怖主义活动可能对我们的业务和行动结果产生实质性的不利影响。

•针对石油和天然气行业使用的系统和基础设施以及相关法规的网络攻击可能会对我们的运营产生不利影响，如果我们无法获得和维护对我们的数据的足够保护，我们的业务可能会受到损害。

•我们可能从事涉及重大风险的收购和剥离活动。

环境、法律和监管风险

•我们受到广泛的政府监管和持续的监管变化的影响，这可能会对我们的业务产生不利影响。

•旨在应对地震活动的立法或监管举措可能会限制我们的钻探和生产活动，以及我们处理从此类活动中收集的产出水的能力，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

•对环境、社会和治理(“ESG”)问题的更多关注可能会影响我们的业务、财务业绩或股票价格。

•未来美国和州的税收立法可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。

•我们的业务受到有关隐私和数据保护的复杂和不断变化的法律法规的约束。

与投资美国有关的风险

•我们证券的市场价格易受波动影响。

•未来出售或可供出售的大量普通股，或认为这些出售可能发生的看法，可能会对我们普通股的交易价格产生不利影响，并可能削弱我们通过未来出售股权证券筹集资金的能力。

•我们的某些股东拥有我们未偿还债务和股权证券的很大一部分，他们的利益可能并不总是与普通股的其他持有人的利益相一致。

•未来我们的普通股可能会被稀释，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。

•我们修订和重述的公司注册证书规定，除某些例外情况外，特拉华州衡平法院将是某些股东诉讼事项的唯一和独家论坛，这可能限制我们的股东在与我们或我们的董事、高级管理人员、员工或股东的纠纷中获得有利的司法论坛的能力。

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目录表

财务报表索引

第一部分

第1项。			生意场

我们的业务

湾港是一家独立的天然气勘探和生产公司，资产主要位于阿巴拉契亚和阿纳达科盆地。我们的主要物业位于俄亥俄州东部，我们的目标是在通常被称为尤蒂卡地层的地方进行开发，在俄克拉何马州中部，我们的目标是在勺子伍德福德和斯普林格地层进行开发。格尔夫波特的前身于1997年7月在特拉华州注册成立。我们的公司总部位于俄克拉何马州的俄克拉何马城，湾港的普通股在纽约证券交易所(NYSE)上市，股票代码为“GPOR”。我们的公司战略专注于我们资产基础的经济发展，以努力产生可持续的自由现金流。

截至2022年12月31日，我们拥有4.0Tcfe的已探明储量，标准化计算为83亿美元，PV-10为95亿美元。请参阅“定义“以上是我们对PV-10(一种非公认会计准则财务指标)的定义，以及”石油、天然气和天然气储量以下是我们对贴现未来净现金流的标准化衡量标准(最直接可比的GAAP衡量标准)与PV-10的对账。

关于我们的信息

我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告以及根据交易法第13(A)或15(D)节提交或提交的对该等报告的所有修订，均在以电子方式提交给美国证券交易委员会或向其提供这些材料后，在合理可行的情况下尽快免费发布在我们网站www.gufportenergy.com的投资者关系页面上。除了我们最近发布的新闻稿外，我们还不时在我们的网站上发布公告、更新、活动、投资者信息和演示文稿。我们网站上或可能链接到我们网站的其他网站上包含的信息，不会通过引用的方式并入本10-K表格年度报告中，也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。

根据《破产法》第11章摆脱自愿重组

2020年11月13日，我们和我们的某些子公司根据美国法典第11章第11章向德克萨斯州南区美国破产法院提交了自愿救济请愿书。第11章病例是在标题下联合管理的在Re Gulfport Energy Corporation等人，案件编号20-35562(DRJ)。破产法院于2021年4月28日确认了该计划并进入了确认令，债务人在出现日期从破产法第11章的案件中脱颖而出。2021年5月18日，我们开始在纽约证券交易所进行交易，交易代码为“GPOR”。

业务战略

湾港的目标是通过我们在尤蒂卡和勺子作业区的重要资源业务的经济发展，创造可持续的价值。我们的战略是以一种产生可持续现金流的方式开发我们的资产，提高利润率和运营效率，同时改善我们的ESG和安全表现。为了实现这些目标，我们将资本分配给我们认为能够提供最高回报率的项目，并在我们的开发工作中部署领先的钻井和完井技术和技术。我们相信，我们每年产生自由现金流的计划将使我们能够进一步加强我们的资产负债表，向股东返还资本，并通过为我们未来的发展计划提供选择的增加租赁机会来增加我们的资源深度。

2023年展望

我们的2023年资本支出计划预计在4.25亿美元至4.75亿美元之间。在Utica，我们打算钻15至17口总作业水平井(净额13至15口)，完成15至17口总(净额13至15口)作业水平井的钻井，并开始销售18至20口(净额16至18口)水平井。在马塞卢斯，我们打算钻探、完成钻井，并开始销售两口总作业水平井(净额1.9口)。在铲子中，我们打算对两口总作业水平井(净值1.6口)进行钻探、完成钻井并开始销售。我们预计将通过我们的运营现金流和信贷安排下的借款为这些支出提供资金。

我们预计，这一钻井计划将在2023年产生约1,000至1,040 MMcfe的日产量。

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目录表

财务报表索引

此外，2023年，我们预计将通过我们的普通股回购计划继续采取股东返还行动。在2022年，我们以2.508亿美元的价格回购了290万股票，剩下4920万美元用于我们的回购计划。

作业区

尤蒂卡 -Utica涵盖了位于美国和加拿大阿巴拉契亚盆地的含油气岩层。我们拥有约188,000英亩的净水库英亩，主要位于俄亥俄州东部的贝尔蒙特、哈里森、杰斐逊和门罗县，这些地区的尤蒂卡厚度从600英尺到750英尺以上不等。在2022年期间，我们在这一领域的净产量约为693 MMcfe，约占我们总产量的70%。

马塞卢斯覆盖了覆盖在尤蒂卡上的含油气岩层。我们已经在俄亥俄州东部的贝尔蒙特县确定了15,000英亩的净水库面积用于马塞卢斯开发，并于2022年在我们的尤蒂卡作业区内增加了8个PUD马塞卢斯地点。我们的马塞卢斯开发区比尤蒂卡浅3500至4500英尺。

《独家新闻》-独家新闻是一个明确的区域，涵盖了阿纳达科盆地内俄克拉荷马州许多顶级的碳氢化合物生产县。这部独家报道主要针对泥盆纪到密西西比纪的伍德福德、塞卡莫尔和斯普林格地层。我们拥有约73,000英亩的净储油英亩(其中约41,000英亩在伍德福德组，约32,000英亩在斯普林格组)，主要位于加尔文、格雷迪和斯蒂芬斯三县。我们所处位置的伍德福德页岩厚度从200英尺到400多英尺不等，直接覆盖在亨顿石灰岩之上，位于Sycamore地层之下，这两个地层也都是当地生产的储层。Sycamore组由含烃互层页岩和硅质石灰岩组成，厚度从150英尺到450多英尺不等，并被Caney页岩覆盖。横跨我们位置的Springer组由一系列透镜状砂岩和页岩单元组成。主要目标是戈达德页岩中的一系列多孔、低粘土和富含有机物质的包裹，厚度从50英尺到250英尺以上不等。2022年，我们在这一领域的净产量约为每天290 MMcfe，约占我们总产量的30%。

石油、天然气和天然气储量

储量工程是估计经济可采石油、天然气和天然气储量的主观过程，这些储量不能以准确的方式测量。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的质量。因此，不同工程师对储量的估计往往不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能证明对这些估计进行修订是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。对经济上可开采的石油和天然气以及未来净收入的估计基于一些变量和假设，所有这些变量和假设都可能与实际结果不同，包括地质解释、价格以及未来的生产率和成本。见第1A项。“风险因素“载于本表格10-K的其他地方。

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目录表

财务报表索引

下表列出了截至2022年12月31日的信息，涉及我们已探明和未开发的估计石油、天然气和天然气储量、相关的估计未来净收入、PV-10和标准化衡量标准。估计的未来净收入、PV-10和标准化措施都不是为了代表我们拥有的估计的石油、天然气和天然气储量的当前市场价值。我们估计的所有储量都位于美国境内。

			2022年12月31日
			油 (MMbbl)						天然气 (Bcf)						NGL (MMbbl)						总计 (Bcfe)
尤蒂卡
已被证明是发达的			2						1,523						9						1,591
事实证明是未开发的(1)			7						1,256						6						1,335
已证明的总数			9						2,779						15						2,926
《独家新闻》
已被证明是发达的			7						511						25						704
事实证明是未开发的			2						322						14						417
已证明的总数			9						833						39						1,121
总计
已被证明是发达的			9						2,034						34						2,295
事实证明是未开发的			9						1,578						20						1,752
已证明的总数			18						3,612						54						4,048
由于四舍五入的原因，合计可能不会相加或重新计算。

_____________________

(1)包括位于马塞卢斯目标地层的约72个Bcfe净储量。

 

			2022年12月31日
			已被证明是发达的						事实证明是未开发的						已证明的总数
			(百万美元)
预计未来净收入(1)			$	10,712					$	7,951					$	18,663
估计未来净收入的现值(PV-10)(1)			$	5,803					$	3,721					$	9,524
标准化测量(1)															$	8,279
由于四舍五入的原因，合计可能不是总和。

_____________________

(1)预计未来净收入是指根据截至2022年12月31日的现有经济条件下的价格和成本，并假设下列商品价格，从已探明储量的生产中产生的估计未来收入，扣除估计生产和未来开发成本。为了确定我们储备报告中使用的价格，我们使用了截至2022年12月31日的12个月期间内每个月第一天的未加权算术平均价格。在基差调整之前，我们的PV-10措施使用的价格为每桶94.14美元和每MMBtu 6.36美元。这些价格不应被解释为对未来价格的预测，也不能反映我们截至2022年12月31日实施的大宗商品衍生品工具的价值。所列数额不包括与财产无关的费用，如公司一般和行政费用以及偿债费用，也不包括折旧、损耗和摊销。估计未来净收入的现值通常不同于标准衡量标准，因为前者不包括截至2022年12月31日估计的未来所得税支出12亿美元的影响。

管理层使用PV-10作为衡量公司当前已探明储量价值和比较同行公司之间相对价值的指标，PV-10是在不扣除估计的未来所得税费用的情况下计算的。我们还了解到，证券分析师和评级机构也以类似的方式使用这一衡量标准。虽然估计未来净收入及其现值是基于价格、成本和贴现因素，但各公司之间的价格、成本和贴现因素可能是一致的，但对贴现未来现金流量的标准化计量取决于每家公司的独特税务情况。不应孤立地考虑PV-10，也不应将其作为根据公认会计准则提出的未来净现金流量贴现或公司财务或经营业绩的任何其他衡量标准的替代指标。

上文提出了对未来净现金流量贴现的标准化计量与PV-10的对账。PV-10和未来净现金流贴现的标准化衡量标准都不能代表我们已探明石油和天然气储量的公允价值。

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目录表

财务报表索引

已探明储量

已探明储量和未开发储量及相关信息的估算，是按照《美国证券交易委员会油气申报现代化规则》的要求提出的。这些规则允许使用可靠的技术对储量进行估计和分类，并要求使用对地点和质量差异进行调整的前12个月商品价格的未加权平均值(除非合同安排指定价格)来计算储量的经济生产能力和作为与已探明储量有关的未来现金净流量的标准化计量报告的贴现现金流量。使用了可靠的技术来支持尤蒂卡和独家新闻作业区的未开发地点。该公司使用公开和专有的地质和工程数据来确定地层及其生产属性的连续性。这些数据包括动态数据、地震数据、裸眼测井信息、测井数据的岩石物理分析、泥浆测井、测井剖面、气样分析、统计分析以及总有机质含量和热成熟度的测量。在我们的开发区，这些数据显示出一致和连续的储层特征。参考注20关于我们已探明储量的更多信息以及此类估计的编制，请参阅我们的合并财务报表。

下表汇总了2022年期间我们估计的已探明储量的变化(以Bcfe为单位)：

已探明储量，2021年12月31日(后续)			3,898
石油和天然气储备销售到位			—
扩展和发现			439
对先前储量估计数的订正			70
当前生产			(359)
已探明储量，2022年12月31日(后续)			4,048
由于四舍五入的原因，合计可能不是总和。

石油和天然气储备销售到位。这些是在一段时期内剥离探明储量而导致的探明储量的减少。2022年期间，我们通过各种方式出售了我们在其他非核心资产中的非运营权益，出售了约0.2 Bcfe的已探明石油和天然气储量。

扩展和发现。这些是对我们已探明储量的补充，这是通过在发现后的一段时间内通过额外钻探扩大先前发现的油气藏的探明面积而产生的。已探明储量增加约438.9 Bcfe主要归因于我们Utica和勺子种植面积的持续发展。我们在尤蒂卡增加了44个PUD地点，其中包括我们的尤蒂卡种植面积中的36个PUD地点，为295.9 Bcfe，以及我们的Marcellus种植面积中的8个PUD地点，为72.1Bcfe。在我们的铲子面积中，我们增加了5个PUD位置，即65.4Bcfe。2022年新增了8个马塞卢斯PUD地点，我们在本报告中将其归入尤蒂卡。专注于产生可持续现金流的五年计划限制了我们增加重要油井位置的能力。

对先前储量估计数的修订。修正是指由于开发计划的变化、通常从开发钻探和生产历史中获得的新信息或商品价格、运营成本或开发成本等经济因素的变化而导致的先前储量估计的向上或向下的变化。

我们总共向上修正了69.7Bcfe的估计探明储量，其中47.7Bcfe是大宗商品价格变化的结果。2022年全年大宗商品价格出现波动，天然气12个月均价从2021年的3.60美元/MMBtu上涨到2022年的6.36美元/MMBtu，天然气12个月均价从2021年的每桶31.90美元上涨到2022年的每桶47.86美元，原油12个月均价从2021年的每桶66.55美元上涨到2022年的每桶94.14美元。

上调144.5 Bcfe是由于我们在2022年之前成功的租赁努力增加了工作利息和净收入利息。由于我们时间表的变化使这些PUD地点的开发超出了最初预订的五年，因此排除了Utica的4个PUD地点和《独家新闻》中的5个PUD地点，因此向下修正了95.6 Bcfe。发展计划的改变反映了我们致力于优化长期发展时间表，以实现现金流和整体经济效益的最大化。最后，26.9 Bcfe的小幅下修主要是由于几口油井或PUD位置预测的业绩变化。

有关2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的已探明储量、已探明已开发储量和已探明未开发储量的估计，以及过去三年已探明储量的变化的其他资料，载于

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关于油气勘探和生产活动的补充信息，或补充信息, 在……里面注20我们的合并财务报表。

已探明未开发储量

截至2022年12月31日，我们的PUD总计1,578 Bcf天然气，9 MMBbl石油和20 MMBbl天然气，总计1,752 Bcfe。截至2022年年底，我们约76%的PUD和24%的PUD分别位于尤蒂卡和SCOOP。我们的PUD将在适用油井投产时或在没有与该等已探明已探明储量相关的重大增量完井资本支出时从未开发转换为已开发。

只有在我们的高级管理层和董事会批准开发计划后，我们才会记录PUD钻井地点，以便在最初预订时间起五年内完成相关的开发钻井。我们的开发计划中确定的PUD钻井地点是基于对我们当时掌握的信息的分析确定的。在发展计划获得通过后，我们可以根据计划获得批准后发生的事件和情况，定期对已批准的发展计划进行调整。这些情况可能包括大宗商品价格前景和成本的变化、基础设施可获得性的延迟、油井许可的延迟以及最近完成的油井的新数据。

下表汇总了2022年我们估计的已探明未开发储量的变化(以Bcfe为单位)：

已探明未开发储量，2021年12月31日(后续)			1,733
石油和天然气储备销售到位			—
扩展和发现			433
转换为已探明的已开发储量			(474)
对先前储量估计数的订正			60
已探明未开发储量，2022年12月31日(后续)			1,752
由于四舍五入的原因，合计可能不是总和。

扩展和发现。我们延长了约433.4个Bcfe，主要是由于我们目前的五年发展计划侧重于产生可持续的现金流，增加了49个PUD钻探地点。新增钻探地点包括尤蒂卡矿区的36个PUD钻井地点、Marcellus矿区的8个PUD钻井地点和《独家新闻》中的5个PUD钻井地点。在本报告中，马塞卢斯PUD钻探地点已归入尤蒂卡。

转换为已探明已开发储量。我们的2022年开发活动将约474.2个Bcfe转变为已探明的已开发生产储量，这些储量可归因于尤蒂卡的15个PUD地点和独家新闻中的31个PUD地点。这46个PUD代表着2022年33%的转化率。

修订先前的储量估计数。我们估计的已探明未开发储量总共向上修正了59.7Bcfe。这包括92.3Bcfe的下调，这是由于我们计划的变化将这些PUD地点的开发推迟到最初预订的五年之后，排除了Utica的4个PUD地点和独家新闻中的5个PUD地点。由于工作利息和净收入利息、油井开发设计和油井预测等变化的综合影响，估计已探明储量向上修正了152.0 Bcfe，抵消了这些向下修正。

2022年，与开发PUD相关的成本约为2.716亿美元。

我们2022年储量报告中包括的所有PUD钻探地点计划在初始预订后五年内进行钻探。

截至2022年12月31日，我国已探明总储量的0.60%被归类为已探明开发未生产。

储量估算

截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度储量估计是由荷兰休厄尔联合公司(NSAI)为我们所有的业务区域准备的。

NSAI是一家独立的石油工程公司。本年度报告的附件99.1以表格10-K的形式提供了一份储备金摘要报告。负责准备我们已探明储量估算的技术人员符合

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财务报表索引

石油工程师协会颁布的《石油和天然气储量信息评估和审计标准》对资格、独立性、客观性和保密性提出了要求。我们的独立第三方工程师在我们的任何物业中都没有权益，也不是我们的临时雇员。

我们拥有由石油工程师和地球科学专业人员组成的内部员工，他们与NSAI密切合作，以确保用于计算我们已探明储量的数据的完整性、准确性和及时性。我们的内部技术团队成员全年定期与NSAI会面，讨论已探明储量估计过程中使用的假设和方法。我们向NSAI提供我们物业的历史信息，如所有权权益、石油和天然气产量、油井测试数据、大宗商品价格、运营和开发成本以及其他考虑因素，包括基础设施的可用性和成本以及许可证的状态。我们油藏工程的高级副总裁主要负责监督我们所有储量估计的准备工作。他是一名石油工程师，拥有超过25年的油藏和运营经验。此外，我们的地学人员拥有约46年的综合行业经验，我们的储集层员工拥有约55年的综合经验。

对已探明储量估算的内部控制

我们的探明储量估计是根据我们的内部控制程序编制的。这些程序旨在确保储量估计的可靠性，包括以下内容：

•审查和核实历史生产、经营、营销和资本数据，这些数据是以我们报告的实际生产为基础的；

•我国土部门对财产所有权的核实；

•NSAI与我们经验丰富的油藏工程师协调，准备年终储量估计；

•油藏工程部直接向首席执行官汇报职责；

•我们的油藏工程部在每个季度末对我们所有报告的已探明储量进行审查，包括审查所有重大储量变化和所有新增的已探明未开发储量；

•向我们的董事会提供有关运营数据的季度更新，包括生产、钻井和完井活动水平以及我们储量的任何重大变化；

•董事会对年终储量报告的年度审查、已探明储量的逐年变化，以及对以前采用的开发计划的任何变化；

•我们的高级管理层和董事会对多年发展计划的年度审查和批准；

•我们的高级管理层对我们以前通过的发展计划的调整和进行此类调整所涉及的考虑因素进行年度审查；以及

•董事会在年内对高级管理层和技术人员对先前批准的发展计划进行的更改进行年度审查，包括更换、移除或推迟PUD地点。

PV-10敏感度

如上所述，我们在2022年12月31日的已探明储量是根据2022年月初价格的12个月未加权算术平均值每桶94.14美元和每MMBtu 6.36美元计算得出的。在生产和开发成本保持不变的情况下，如果美国证券交易委员会定价为每桶103.55美元和每MMBtu 6.99美元，或10%的涨幅，这将导致2022年12月31日我们的已探明储量增加4.2Bcfe，PV-10价值增加14亿美元。在生产和开发成本保持不变的情况下，如果美国证券交易委员会的定价分别为每桶84.73美元和每MMBtu 5.72美元，或下降10%，这将导致2022年12月31日的已探明储量减少6.1Bcfe，PV-10价值减少14亿美元。对于每一种情况，都包括了以美国证券交易委员会定价经济的133只PUD。

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种植面积

下表列出了截至2022年12月31日我们的已开发和未开发英亩总面积：

									开发 种植面积												未开发 种植面积
字段									毛收入						网络						毛收入						网络
尤蒂卡									135,817						109,797						83,166						78,185
《独家新闻》									50,041						35,783						7,975						5,718
其他									—						—						232						232
总计									185,858						145,580						91,373						84,135

在我们不是按生产持有的租约中，大多数租约的主要期限为五年，其中许多包括延长主要期限的选项。我们管理租赁到期，以确保我们不会遇到意外的材料到期。我们的租赁管理工作包括安排我们的运营以在到期日之前支付数量以持有租赁、支付规定的租赁延期付款、计划非核心资产剥离或与其他运营商的战略面积交易以提高我们的租赁库存等级，以及让一些不再属于我们发展计划的租赁到期。下表列出了截至2022年12月31日未开发租赁土地的总面积和净面积的潜在到期日：

			未开发的英亩
			总英亩						净英亩
截至12月31日止的年度，
2023			12,292						11,418
2024			3,522						3,323
2025			4,296						4,283
2025年后			5,782						5,660
由生产部门持有			65,248						59,219
总计(1)			91,140						83,903

_____________________

(1)不包括不过期的种植面积。

生产井

下表列出了截至2022年12月31日我们的总产量和净产量，分别表示为石油和天然气：

			NRI/WI						多产 油井												多产 气井												总井数
字段			百分比						毛收入						网络						毛收入						网络						毛收入						网络
尤蒂卡			48.78/60.19						146						41.9						526						362.5						672						404.4
《独家新闻》			20.71/27.76						106						16.1						556						167.7						662						183.8
总计(1)									309						58.0						1,189						530.2						1,498						588.2

_____________________

(1)我们还拥有164口油井的优先/特许权使用费权益，平均净资产收益率为0.6%，这对我们的运营并不重要。由于四舍五入的原因，合计可能不是总和。

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钻探活动

下表列出了在所述期间钻探的作业井的资料。这些信息不应被认为是未来业绩的指标，也不应假定所钻生产井的数量、发现的储量数量或经济价值之间必然存在任何关联。生产井是指那些生产商业数量的碳氢化合物的油井，无论它们是否产生合理的回报率。

			截至十二月三十一日止的年度：
			2022												2021												2020
			毛收入						网络						毛收入						网络						毛收入						网络
发展：
多产			25						21.7						29						26.6						26						24.4
干的			—						—						—						—						—						—
总计			25						21.7						29						26.6						26						24.4
探索性：
多产			—						—						—						—						—						—
干的			—						—						—						—						—						—
总计			—						—						—						—						—						—

下表按经营区域列出了截至2022年12月31日的年度活动：

			已运营																								非运营
字段			钻透												转向销售												钻透												转向销售
			毛收入						网络						毛收入						网络						毛收入						网络						毛收入						网络
尤蒂卡(1)			19						17.4						15						13.4						—						—						—						—
《独家新闻》(2)			6						4.3						13						10.3						13						0.1						40						2.7
总计			25						21.7						28						23.7						13						0.1						40						2.7

_____________________

(1)截至2022年12月31日，在2022年钻探的19口毛管井中，有5口作为生产井完成，8口处于不同钻井阶段，6口正在等待完工。

(2)截至2022年12月31日，2022年钻探的6口毛油井已全部转为销售。

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生产、价格和生产成本

下表列出了我们的生产量、收到的平均价格和所示期间的平均生产成本(销售总额以千为单位)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
天然气销售
天然气产量(MMcf)			322,366						208,641									124,279						344,999
天然气产量(MMcf/d)			883						915									907						943
总销售额			$	1,998,452					$	906,096								$	344,390					$	671,535
不受衍生品影响的平均价格(美元/mcf)			$	6.20					$	4.34								$	2.77					$	1.95
结算衍生品的影响(美元/mcf)(1)			$	(3.11)					$	(1.44)								$	(0.03)					$	0.33
平均价格，包括已结算的衍生品(美元/mcf)			$	3.09					$	2.90								$	2.74					$	2.28
石油和凝析油销售
石油和凝析油产量(MBbl)			1,610						1,167									531						1,803
石油和凝析油产量(MBbl/d)			4						5									4						5
总销售额			$	147,444					$	81,347								$	29,106					$	62,902
不受衍生品影响的平均价格(美元/桶)			$	91.58					$	69.71								$	54.81					$	34.88
结算衍生品的影响(美元/桶)(2)			$	(24.32)					$	(8.33)								$	—					$	25.76
平均价格，包括已结算的衍生品(美元/桶)			$	67.26					$	61.38								$	54.81					$	60.64
NGL销售
NGL产量(MBbl)			4,483						2,658									1,211						3,964
天然气产量(MBbl/d)			12						12									9						11
总销售额			$	184,963					$	105,141								$	36,780					$	66,814
不受衍生品影响的平均价格(美元/桶)			$	41.26					$	39.56								$	30.37					$	16.86
结算衍生品的影响(美元/桶)			$	(2.80)					$	(4.88)								$	—					$	(0.04)
平均价格，包括已结算的衍生品(美元/桶)			$	38.46					$	34.68								$	30.37					$	16.82
天然气、石油和凝析油及天然气销售
天然气当量(MMcFe)			358,924						231,594									134,735						379,600
天然气当量(MMcFe/d)			983						1,016									983						1,037
总销售额			$	2,330,859					$	1,092,584								$	410,276					$	801,251
不受衍生品影响的平均价格(美元/麦克菲)			$	6.49					$	4.72								$	3.05					$	2.11
结算衍生品的影响(美元/麦克菲)			$	(2.94)					$	(1.39)								$	(0.02)					$	0.42
平均价格，包括已结算的衍生品(美元/麦克菲)			$	3.55					$	3.33								$	3.03					$	2.53
生产成本：
平均租赁运营费用(美元/麦克菲)			$	0.18					$	0.14								$	0.14					$	0.14
除收入外的平均税(美元/麦克菲)			$	0.17					$	0.13								$	0.09					$	0.08
平均运输、收集、加工和压缩(美元/立方米)			$	1.00					$	0.92								$	1.20					$	1.20
租赁运营费用、中游成本和收入以外的其他税费合计(美元/麦克菲)			$	1.34					$	1.19								$	1.43					$	1.42
由于四舍五入的原因，合计可能不会相加或重新计算。

_____________________

(1)于2020年11月，本公司提前终止若干售出天然气的看涨期权，导致现金支付6,020万美元。

(2)于2020年4月，本公司提早终止若干石油固定价格掉期交易，带来现金收入4,050万美元。

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下表提供了截至2022年12月31日我们已探明储量占总储量15%或更多的油气田的产量、平均销售价格和平均生产成本的摘要：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
尤蒂卡
净生产量
天然气(MMCF)			246,123						166,906									106,968						291,133
石油(MBbl)			244						220									183						393
NGL(MBbl)			885						562									361						1,077
总计(MMcfe)			252,895						171,598									110,235						299,955
不受衍生品影响的平均价格：
天然气(美元/mcf)			$	6.14					$	4.33								$	2.64					$	1.97
石油(美元/桶)			$	90.60					$	66.94								$	52.43					$	33.41
NGL(美元/桶)			$	48.21					$	47.16								$	37.21					$	18.55
生产成本：
平均租赁运营费用(美元/麦克菲)			$	0.17					$	0.13								$	0.13					$	0.13
除收入外的平均税(美元/麦克菲)			$	0.06					$	0.07								$	0.06					$	0.07
平均运输、收集、加工和压缩(美元/立方米)			$	1.08					$	0.98								$	1.26					$	1.29
租赁运营费用、中游成本和收入以外的其他税费合计(美元/麦克菲)			$	1.31					$	1.18								$	1.45					$	1.49
《独家新闻》
净生产量
天然气(MMCF)			76,242						41,724									17,302						53,853
石油(MBbl)			1,366						933									344						1,392
NGL(MBbl)			3,598						2,095									849						2,886
总计(MMcfe)			106,024						59,893									24,461						79,519
不受衍生品影响的平均价格：
天然气(美元/mcf)			$	6.38					$	4.40								$	3.59					$	1.83
石油(美元/桶)			$	91.71					$	70.37								$	56.05					$	35.31
NGL(美元/桶)			$	39.56					$	37.51								$	27.46					$	16.23
生产成本：
平均租赁运营费用(美元/麦克菲)			$	0.20					$	0.17								$	0.22					$	0.18
除收入外的平均税(美元/麦克菲)			$	0.38					$	0.29								$	0.20					$	0.10
平均运输、收集、加工和压缩(美元/立方米)			$	0.78					$	0.74								$	0.90					$	0.86
租赁运营费用、中游成本和收入以外的其他税费合计(美元/麦克菲)			$	1.36					$	1.20								$	1.32					$	1.14

我们的投资

灰熊油砂。通过我们的全资子公司Grizzly Holdings Inc.，我们拥有Grizzly 24.5%的股份。截至2022年12月31日，灰熊在加拿大艾伯塔省的阿萨巴斯卡、和平河和冷湖油砂地区拥有约830,000英亩的净租赁土地。灰熊的运营自2016年以来一直处于暂停状态。此外，截至2022年12月31日，灰熊没有已探明储量。我们选择在2019年停止为资本募集提供资金，我们没有义务为Grizzly可能考虑进行的任何未来项目提供资金。未能为资本募集提供资金将导致我们在Grizzly的股权所有权继续稀释。在摆脱破产后，我们决定不再有能力对Grizzly的运营和财务政策施加重大影响。因此，我们不再使用权益法来核算我们在Grizzly的投资。

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财务报表索引

猛犸象能源公司。如中所讨论的注15在我们的合并财务报表中，公司先前拥有的猛犸能源已发行普通股股份在2021年用于解决4A类索赔。该公司不再拥有猛犸象能源公司的任何普通股。

营销

我们营销业务的主要职能是提供天然气、石油和天然气营销服务，包括确保和谈判商品交易、收集、运输、加工和运输服务、合同管理和提名服务，以及湾港营销油井生产的提名服务。通常，天然气和天然气生产以现货和定期交易的形式出售给买家。石油产品以现货和定期交易方式出售，我们的大部分销售合同本质上是较短期的。

我们已经与各方签订了长期的收集、加工和运输合同，为特定时期内固定、可确定数量的生产预留能力。有些合同要求我们根据这些承诺支付在交付或运输最低数量方面的任何不足之处。此外，我们定期与第三方签订各种石油、天然气和NGL购销合同，用于各种商业目的，包括降低风险和履行我们坚定的运输交付承诺。这些营销活动通常通过聚合交易量并允许通过中间市场或直接终端市场在交易结构、规模和交易对手风险敞口方面提高灵活性，从而提高我们产品的价值。看见注18为了进一步讨论我们的承诺，请查阅我们的合并财务报表。

主要客户

在截至2022年12月31日的一年中，我们对主要客户(占天然气、石油和NGL销售总额10%以上的购买者)的天然气、石油和NGL销售总额，在套期保值影响之前，以及之前的继承期、之前的前置期和截至2020年12月31日的年度如下：

						销售额的百分比
截至2022年12月31日的年度(后继者)
生态能源						20		%
克利尔沃特						11		%
2021年5月18日至2021年12月31日(后续)
生态能源						20		%
麦格理						10		%
2021年1月1日至2021年5月17日(前身)
生态能源						14		%
麦格理						12		%
城堡						11		%
截至2020年12月31日的年度(前身)
生态能源						12		%

竞争

石油和天然气行业竞争激烈，我们与许多其他拥有比我们更多资源的公司竞争。竞争可能会对我们成功地寻找优质供应商、服务提供商、员工和承包商的能力产生负面影响，以确保最佳的管道接入和终端市场，以便在其中销售我们的产品、获得新的物业以及我们寻找和开发储量。我们的许多竞争对手不仅勘探和生产石油和天然气，还拥有中游和更下游的业务，并在地区、国家或全球范围内销售各种碳氢化合物产品。此外，石油和天然气与客户可用的其他形式的能源竞争，主要是基于价格。除了煤和燃料油之外，这些替代能源还包括可再生能源，如风能或太阳能。石油和天然气或其他形式能源的可获得性或价格的变化，以及商业条件、保护、立法、法规和转换为替代燃料和其他形式能源的能力，可能会影响对石油和天然气的需求。

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季节性

湾港全年都在钻探和完井，但恶劣的天气条件可能会影响钻探、完井和现场作业，以及第三方中下游管道作业，这可能会影响整体产量。季节性异常可能会最小化或夸大对这些行动的影响，而极端天气事件可能会在短时间内对我们的行动造成实质性限制。

石油和天然气属性标题

石油和天然气行业的惯例是，在收购未开发的石油和天然气租约时只对它们的所有权进行初步审查，并在我们准备开发未开发的租约和收购生产物业时进行更广泛的所有权审查。在未来的收购中，我们将以与行业惯例大体一致的方式对该等物业的重要部分进行业权审查。我们的某些石油和天然气资产可能会受到所有权、产权负担、地役权、地役权或其他限制的某些不完善之处，管理层认为，这些限制总体上不会对我们的运营造成实质性限制。

法规-环境、健康和安全

勘探和生产、环境、健康和安全以及职业法律法规

我们的行动受联邦、部落、州和地方法律法规的约束。这些法律和条例涉及的事项包括但不限于以下事项：

•报告工作场所的伤害和疾病；

•工业卫生监测；

•工人保护和工作场所安全；

•钻探和进行作业的批准或许可；

•提供钻井和油井作业方面的财务保证(如保证金)；

•计算和支付特许权使用费和生产税；

•地震作业和数据；

•井位、钻井、固井、套管；

•做好垫层和设备的设计和施工；

•在湿地、沿海地区或含有濒危或受威胁物种、其栖息地或具有重要文化意义的地点等敏感地区的建筑和作业活动；

•完井方法；

•水力压裂；

•取水；

•油井生产和作业，包括加工和收集系统；

•应急响应、应急计划和防泄漏计划；

•空气排放和液体排放；

•气候变化；

•石油和天然气作业附带流体和材料的使用、运输、储存和处置；

•地面使用、维护、监测和恢复与井垫、管道、蓄水池和通路有关的财产；

•封井和弃井；以及

•产品的运输。

2021年1月上任后不久，总裁·拜登发布了一系列旨在应对气候变化的行政命令，要求各机构审查特朗普政府采取的环境行动，并向各部门和机构发布了一份备忘录，要求在拜登政府任命或指定的部门或机构负责人审查和批准该规则之前，不要提出或发布规则。这些行政命令在一定程度上导致美国再次交存了一份接受《巴黎协定》的文书，该协定于2015年在联合国(UN)期间创建。气候变化大会，此后于2021年2月19日重新对美国生效。《巴黎协定》要求各国从2020年开始，每五年审查一次设定减排目标的国家自主贡献，并将其视为一种进步。预计巴黎协定和行政命令的条款将导致额外的法规或现有法规的变化，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。在……里面

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此外，节约能源或使用替代能源的激励措施可能会对我们的业务产生负面影响。行政命令和国际协议可能会导致制定额外的条例或改变现有的条例。不遵守法律法规可能会导致施加补救责任、罚款或刑事处罚，或禁止我们在受影响地区的业务。此外，多部环境法规定了公民诉讼，允许环境组织代替政府采取行动，并起诉经营者涉嫌违反环境法。我们认为环境、安全、健康保护和合规的成本是我们业务中必要的、可管理的部分。我们能够规划并遵守环境、安全和健康法律法规，而不会实质性地改变我们的运营战略或产生重大的未报销支出。然而，基于政策和监管趋势以及日益严格的法律，我们与环境、安全和健康保护的合规相关的资本支出和运营费用多年来一直在增加，并可能继续增加。我们不能以任何合理的确定程度预测我们未来在这类问题上的风险敞口。见第1A项所述的风险因素。关于政府规章和正在进行的规章改革的进一步讨论，包括与环境事项有关的规章。

我们的业务还受到保护法规的约束，包括对钻井和间隔单元或按比例分配单元的大小、一个单元中可以钻井的井的数量、油气井允许的产油率以及石油和天然气属性的单位化或汇集的规定。在美国，一些州允许强制合并或整合土地，以促进勘探和开发。其他州依赖于自愿汇集土地和租约，这可能会使开发石油和天然气资产变得更加困难。此外，联邦和州保护法一般限制天然气的排放或燃烧，州保护法对产品的应税购买提出了某些要求。这些规定经常给我们带来额外的运营成本，还可能限制我们可以从油井中生产的石油和天然气数量，以及我们可以钻探的油井数量或地点。

一些州和当地社区已经开始提出监管建议，要求或制定更严格的水力压裂作业许可和合规要求。联邦和州机构继续评估水力压裂的潜在影响，这可能会促使进一步采取行动，制定联邦、州和/或地方立法和法规。对水力压裂的进一步限制可能会减少我们最终能够从我们的资产中商业批量生产的天然气、石油和天然气的数量。

我们的某些美国天然气和石油租约由联邦政府授予或批准，并由内政部土地管理局(BLM)或印第安人事务局(BIA)管理。这类租约需要遵守详细的联邦法规和命令，这些法规和命令除其他事项外，规定在这些租约涵盖的土地上进行钻探和作业，以及计算和向联邦政府、部落或部落成员支付特许权使用费。近年来，联邦政府特别积极地评估并在某些情况下颁布了新的规则和条例，涉及竞争性租赁招标、通风和燃烧、石油和天然气测量以及联邦土地生产的特许权使用费支付义务。此外，2021年1月20日，内政部代理部长签署了一项命令，实际上将联邦土地上的新化石燃料租赁和许可暂停60天。然后在2021年1月27日，总裁·拜登发布了一项行政命令，无限期暂停在公共土地或近海水域新的石油和天然气租约，等待完成对联邦油气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑。如果审查导致制定对钻探的额外限制、对租约可获得性的限制或对获得所需许可证的能力的限制，则可能对我们的运营产生重大不利影响。在联邦土地上的许可活动也经常受到拖延。

获得许可的延迟或无法获得新的许可或许可续期可能会抑制我们执行钻探和生产计划的能力。不遵守适用的法规或许可证要求可能会导致我们的许可证被吊销，无法获得新的许可证，并被处以罚款和处罚。

经营风险和保险

石油和天然气业务涉及各种经营风险，包括火灾、爆炸、井喷、管道故障、异常压力地层和环境危害，如漏油、天然气泄漏、破裂或有毒气体排放。如果发生其中任何一种情况，我们可能会招致法律辩护费用，并可能因受伤或生命损失、财产、自然资源和设备的严重损坏或破坏、污染或其他环境破坏、清理责任、监管调查和处罚以及暂停运营而遭受重大损失。我们的水平和深井钻探活动比垂直和浅层钻探作业涉及更大的机械问题风险。

我们保持对油井保险的控制，单井限额为2500万美元，多井垫最高限额为3750万美元。这项政策为与钻井、完井和操作油井相关的某些突发和意外风险提供了保险。这种保险可能不足以覆盖所有损失或承担责任。我们还携带了5100万美元

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全面的一般责任伞保险计划。此外，我们维持一份1,000万元的污染责任保险单，承保与逐步污染有关的风险，以及超出突发和意外污染风险的一般责任保险。我们为我们运营的所有州的员工提供工伤保险，并为我们公司的车辆提供汽车责任保险。虽然我们认为这些保单在行业中是惯例，但它们并不能为所有经营风险提供完全的保险，而且在某些情况下，保单限制了我们的工作利息百分比。此外，我们的保险不包括可能由政府当局评估的罚款或罚款。保险未能完全覆盖的损失可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。我们的保险覆盖范围可能不足以覆盖针对我们提出的每一项索赔，或者可能无法在未来进行商业购买。

根据联邦和州的要求，我们已经为我们的每个主要设施准备并制定了防止、控制和应对泄漏的计划。这些计划每五年进行一次技术审查，并在必要时进行更新。根据适用法规的要求，我们的设施配备了二次密封系统，以捕获潜在的泄漏。我们还拥有额外的溢油工具包，带有油栅和吸收垫，如果需要，可以随时获得。此外，我们还聘请了应急公司。这些公司专门清理因泄漏、井喷和自然灾害而产生的碳氢化合物，当需要他们的服务时，他们一周七天、每天24小时随时待命。当这些公司为我们提供清理服务时，我们向他们支付定金外加额外的金额。我们在2022年和2021年每年为定金和清理服务支付的总金额都是微不足道的。虽然这些公司过去经常能够在需要时满足我们的服务需求，但如果发生大范围的灾难，其中一家或多家公司未来在需要时向我们提供服务的能力可能会受到阻碍或延迟。然而，鉴于我们经营的地区和我们生产的产品的性质，我们相信，如果我们的主要补救公司无法履行职责，我们可以找到其他公司。

企业风险管理

通过我们的企业风险管理(ERM)计划，由整个公司的高级管理层和主题专家组成的内部风险委员会审查和评估公司的风险。我们的董事会在风险管理方面发挥着关键作用，对公司的管理团队、战略举措和运营进行监督。董事会委员会监督公司治理、风险管理、监管合规和ESG事项。

网络安全仍然是我们业务的首要风险，由我们的首席信息官监督，首席信息官负责识别和缓解信息安全风险。审计委员会每年从首席信息官那里收到详细的网络安全更新，并通过ERM计划每季度接收一次网络安全更新，这是一个关键风险。该公司为所有员工提供信息安全培训计划，并定期对其网络安全计划进行外部审计。在过去三年中，没有发生任何重大信息安全事件。

人力资本管理

员工

截至2022年12月31日，我们拥有223名员工，比2021年12月31日的212名员工增加了约5%。2022年的增长是由我们全年业务的招聘推动的。我们所有的员工都不讨价还价。

吸引和留住合格的员工仍然是我们的首要任务之一。我们专注于对影响员工的关键领域进行实质性改进。在2022年间，我们继续在招聘和保留流程上进行重大投资，包括增加分配给我们年度绩效评估的资金，并增加所有员工的401(K)匹配。我们仍然致力于为现有员工提供发展机会，作为一种额外的留住工具，因为他们对公司的持续承诺对我们的成功至关重要。

我们继续对可能有助于新冠肺炎或其他空气传播病原体传播的情况做出快速反应。2022年，我们对健康工作条件的关注帮助保护了员工的安全，将湾港地点的疾病传播风险降至最低，并使我们的运营保持在最小中断的情况下。

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包容性与多样性

在2022年期间，我们继续在之前宣布的多样性和包容性倡议的基础上再接再厉，包括对所有管理人员和主管进行培训，以识别和消除工作场所的偏见。我们还与第三方招聘网站合作，并利用其他工具将我们的覆盖范围扩大到不同的应聘者，他们占我们2022年新招聘员工的近33%，比2021年增加了约10%。我们还感到高兴的是，在整个公司的关键管理、监督和专业职位上，不同类型的员工越来越多。

我们董事会的组成在2022年没有变化，它仍然是一群高素质的董事，其中40%是不同的候选人。我们仍然致力于评估我们的招聘和晋升做法，以确保在整个公司考虑和纳入多样性和包容性。

在2022年期间，湾港继续制定和修订公司政策，包括那些旨在实施我们的商业行为和道德准则的政策，该准则为我们在开展业务时如何与员工、供应商和其他利益相关者互动提供了一个框架。为此，我们为所有员工提供了年度或进修培训，重点是指导方针、规则和原则，当代表公司行事时必须遵循这些原则。我们将继续致力于维护最高的商业道德标准。

健康、安全和环境

安全是我们所做的一切的首要任务。我们有一个健全的年度培训计划，包括环境、健康和安全主题。我们的安全计划，工作安全，由12个关键主题组成，包括关键任务和文化条件。我们定期举行安全简报会，讨论日常运营情况，并定期召开安全简报会，强调潜在风险。如果工作是以不安全的方式进行的，每个员工都有权使用他们的停工权停止操作。我们通过建立与领先指标(即事件报告和调查、危险观察、安全和健康会议)和滞后指标(即伤害率和可预防的机动车辆事故)挂钩的全公司年度关键安全指标来监测员工安全。

作为我们专注于持续改进的一部分，我们监控和传达内部和外部的关键环境和安全指标。趋势分析指导我们根据需要进行运营变化和政策更新，以保护我们的员工、公众和环境。我们建立并仔细跟踪关键的环境和安全指标，这些指标是每位员工每年激励薪酬机会的组成部分。

我们已经建立了几个计划，以确保我们的员工和外部合作伙伴接受适当的培训，以安全有效地执行我们所做的关键工作。我们继续加强我们的安全工作计划，并为领导提供关于加固策略的培训。此外，我们在2021年启动了工作绿色计划，重点是保护我们作业的空气、土地和水，并包括以社区为基础的志愿者活动，目标是环境清理和栖息地改善倡议。创建了关于绿色工作要素的环境培训，并将其提供给所有员工。

培训与发展

格尔夫波特投资于员工的职业成长，以建立强大的团队，培养当今和未来的领导者。我们通过让行业领先的专业人士参与有趣和有价值的工作并提供培训和发展机会来建立我们充满活力的团队。我们利用安全专家开发的面对面培训课程，并用基于计算机的模块补充这些课程，以支持我们所做的一切安全第一的心态。我们继续通过大学、电子内容服务和与我们行业相关的专业课程，通过我们的学费报销计划或第三方提供商为员工提供培训资源。

行政人员

约翰·莱因哈特、总裁和首席执行官

2023年1月18日，董事会任命54岁的莱因哈特先生为总裁兼首席执行官，自2023年1月24日起生效。莱因哈特先生加盟该公司，拥有20多年的石油和天然气行业领导经验。最近，他担任蒙太奇资源公司首席执行官兼董事会成员总裁，在那里他领导的行动将蒙太奇定位为一个有吸引力的战略合作伙伴，具有足够的规模，较低的债务状况，并实现顶级运营和财务指标。莱因哈特先生此前曾担任蓝岭资源公司首席执行官兼董事会成员总裁以及首席运营官

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阿森特资源公司的官员。在加入切萨皮克能源公司之前，他在斯伦贝谢开始了他的石油和天然气职业生涯，在那里他担任着责任越来越大的运营职位。莱因哈特的职业生涯始于美国陆军，在巴拿马和伊拉克服役。莱因哈特先生毕业于西弗吉尼亚大学，获得机械工程学士学位。

蒂莫西·J·卡特，董事会执行主席

2023年1月24日，卡特先生辞去公司首席执行官一职，被任命为公司执行主席。现年62岁的卡特先生于2021年5月加入湾港担任临时首席执行官，并于2021年9月就任首席执行官。卡特是一名石油工程师，拥有38年的能源经验。2019年1月至2021年3月，他担任QEP Resources的首席执行官和董事。在加入QEP之前，Cutt先生于2016年至2018年担任钴国际能源公司首席执行官兼董事总裁。此前，卡特在2013年至2016年担任石油事业部总裁之前，曾在必和必拓担任过多个高管职位。在此期间，他也是必和必拓企业领导团队的成员。Cutt先生的职业生涯始于美孚，在埃克森美孚工作了24年，曾担任过各种管理职务，包括委内瑞拉埃克森美孚的总裁、埃克森美孚加拿大能源公司的总裁和海伯尼亚管理开发公司的总裁。卡特先生在2013-2018年间担任美国石油协会(API)的董事会成员。

首席财务官William J.Buese

现年51岁的布泽于2021年5月加入湾港集团，担任首席财务官。最近，Buese先生于2020年1月至2021年3月担任QEP Resources首席财务官兼财务主管总裁副。他于2012年加入QEP Resources，并在九年的时间里担任了越来越多的责任职位，包括财务和财务副总裁总裁和财务部门的董事。在加入QEP之前，Buese先生是MarkWest Energy Partners，LP的财务总监，并在2005年至2012年期间担任过各种财务、财务、会计和投资者关系职位。Buese先生在能源行业拥有超过16年的金融专业知识，总共拥有超过25年的金融经验。Buese先生在密歇根州立大学获得会计学学士学位，在科罗拉多大学丹佛分校获得信息系统理学硕士学位。

帕特里克·K·克雷恩，首席法律和行政官

Craine先生现年50岁，自2021年6月起担任首席法律和行政官，并于2019年5月加入湾港，担任执行副总裁总裁、总法律顾问兼公司秘书。在加入公司之前，Craine先生在切萨皮克能源公司担任副总法律顾问兼首席风险和合规官。在2013年加入切萨皮克之前，Craine先生是全球律师事务所Bracewell LLP的合伙人，在那里他的业务重点是证券和公司监管事项和调查。在进入私人执业之前，Craine先生曾在美国证券交易委员会和金融行业监管局担任律师，在他们的石油和天然气工作组担任领导职务。Craine先生拥有20多年丰富的高级管理经验，处理范围广泛的证券、公司、监管、治理、合规和诉讼事务，尤其是能源行业的专业知识。Craine先生从Wabash学院获得文学士学位，以优异成绩获得Phi Beta Kappa学位，并从南方卫理公会大学戴德曼法学院获得法学博士学位，以优异成绩毕业。

迈克尔·J·斯卢特，油藏工程学高级副总裁

现年50岁的Sluiter先生于2018年12月从Noble Energy，Inc.加盟湾港，担任油藏工程部门的高级副总裁，他最近在Noble Energy，Inc.担任二叠纪盆地业务部经理。在2007年加入来宝之前，他花了20多年的时间在桑托斯澳大利亚和美国桑托斯公司培养他在非常规资源开发、油藏工程、地下开发、业务开发/并购以及领导力方面的技能和专业知识。斯卢伊特的职业生涯始于在泰国斯伦贝谢公司担任有线现场服务工程师。Sluiter先生毕业于澳大利亚悉尼大学，拥有化学工程理学学士学位。

莱斯特·齐特库斯，《大地》的高级副总裁

齐特库斯先生自2017年1月起出任置地高级副总裁，并于2014年3月加入本公司，出任置地副总裁总裁。在加入本公司之前，齐特库斯先生于2013年10月至2014年3月担任独立顾问，并于2007年5月至2013年10月担任切萨皮克能源公司土地副总裁总裁。他在公平资源公司(现在的EQT公司)工作了20年，在1987年至2007年间担任过多个职位，包括运营部副主任总裁和土地部的高级副总裁。他拥有哈佛大学土地管理专业的学位

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埃文斯维尔大学。齐特库斯先生是美国专业地主协会成员，曾任美国独立石油协会区域董事会员。

我们的任何一位高管之间或他们与公司董事会之间没有任何家族关系。这些高级管理人员由公司董事会负责。

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第1A项。			风险因素

影响我们业务和经营业绩的因素很多，其中许多是我们无法控制的。以下是可能导致我们未来结果与当前预期大不相同的重要因素的摘要。下面描述的风险并不是我们公司面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定性也可能影响我们的业务运营。如果这些风险中的任何一项实际发生，我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流、储备或我们偿还债务和其他债务的能力可能会受到影响，我们证券的交易价格和流动性可能会下降，您可能会损失您对我们证券的全部或部分投资。

金融、流动性和商品价格风险

天然气、石油和天然气价格波动很大，较长一段时间内的较低价格可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

我们的收入、现金流、盈利能力、未来增长率、产量以及我们的石油和天然气资产的账面价值在很大程度上取决于天然气的现行价格，在较小程度上取决于石油和天然气的当前价格。我们在更换储备、维持生产和为我们的商业计划提供资金方面产生了大量支出。较低的天然气、石油和天然气价格可能会对可用于资本支出、偿债和偿债的现金数量以及我们借钱或筹集额外资本的能力产生负面影响，从而可能对我们的财务状况、运营业绩、现金流和储备产生实质性的不利影响。此外，天然气、石油和天然气价格低迷的时期可能会导致我们的石油和天然气资产进行上限测试减记。

从历史上看，天然气、石油和天然气市场一直不稳定，它们可能会继续波动。例如，在2021年期间，西德克萨斯中质轻质低硫原油(我们称为西德克萨斯中质原油或WTI)的价格从每桶47.47美元到85.64美元不等，Henry Hub天然气现货市场价格从每MMBtu 2.43美元到23.86美元不等。2022年期间，西德克萨斯中质原油价格从每桶71.05美元到123.64美元不等，Henry Hub天然气现货市场价格从每MMBtu 3.46美元到9.85美元不等。

天然气、石油和天然气价格的大幅波动可能是我们无法控制的因素造成的，包括：

•国内和全球的石油、天然气和天然气供应，包括美国石油和天然气储量的库存；

•石油和天然气的价格水平以及对未来价格的预期；

•消费者和工业需求水平的变化，包括全球或国家卫生流行病的影响和关切，如最近的冠状病毒；

•勘探、开发、生产和输送石油和天然气的成本；

•当前产量下降的预期速度；

•替代燃料的价格和可获得性；

•影响能源消耗的技术进步；

•与操作钻机相关的风险；

•世界范围内保护措施的有效性；

•管道、其他运输设施和加工设施的可获得性、邻近程度和能力；

•商品期货市场的交易水平和影响，包括商品价格投机者和其他人的交易；

•美国出口石油、天然气、液化天然气和天然气；

•外国进口商品的价格和水平；

•国内外政府规章和税收的性质和范围；

•石油输出国组织成员国和其他国家同意和维持石油价格和生产控制的能力；

•包括中东、非洲、南美和俄罗斯在内的石油和天然气产区的政治或经济不稳定或武装冲突；

•天气状况；

•恐怖主义行为；以及

•国内和全球经济状况。

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这些因素和能源市场的波动性使得预测未来天然气、石油和天然气价格走势变得极其困难。即使目前有天然气、石油和NGL衍生品来缓解与我们2023年现金流的一部分相关的价格风险，我们在2024年及以后仍对天然气价格以及较小程度的石油和NGL价格有相当大的敞口。此外，较低价格的长期延续可能会减少我们可能在经济上生产的储量数量。这可能导致我们不得不大幅下调我们的估计已探明储量。如果发生这种情况，或者如果我们的产量估计发生变化，或者我们的勘探或开发活动被削减，全成本会计规则可能要求我们将石油和天然气资产的账面价值减记为收益的非现金费用。

我们的商品价格风险管理活动可能会限制我们从商品价格上涨中获得的利益，可能需要我们为衍生品债务提供抵押品，并涉及我们的交易对手可能无法履行对我们的义务的风险。

为了管理我们对价格波动的敞口，我们签订了天然气、石油和天然气价格衍生品合约。我们的天然气、石油和天然气衍生产品安排可能会限制我们从大宗商品价格上涨中获得的好处。我们的天然气、石油和NGL衍生工具的公允价值可能会在不同时期之间大幅波动。我们决定透过衍生工具安排(如有)减少现金流波动，部分是基于我们对当前及未来市况的看法，以及我们稳定发展已探明储备所需现金流的愿望。由于我们对长期看涨期权的敞口以及我们信贷安排的限制，我们也可能无法缓解价格波动。如果某些时间段的定价环境被认为不有利，我们可能会选择不参与衍生品交易。此外，我们可以选择在现有衍生品头寸的合同到期日之前将其平仓，以将获得的头寸货币化，以便为我们的资本计划提供资金。

天然气、石油和NGL衍生品交易使我们面临我们的交易对手--通常是金融机构--可能无法履行对我们的义务的风险。在大宗商品价格下跌期间，我们的大宗商品衍生资产头寸的价值增加，这增加了我们的交易对手敞口。虽然我们套期保值安排的交易对手在某些情况下须确保其对我们的责任，但如果我们的任何交易对手违约或寻求破产保护，可能会对我们为计划中的活动提供资金的能力产生不利影响，并可能导致我们未来现金流的更大比例受到大宗商品价格变化的影响。

我们的浮动利率负债使我们面临利率风险，这可能导致我们的偿债义务增加。

我们的盈利面临与我们的信贷安排下的借款相关的利率风险，该安排是根据浮动利率条款进行安排的。因此，我们的利息支出对SOFR基准的波动很敏感。于2022年12月31日，根据我们的信贷安排借入的款项按加权平均利率7.39%计息。平均利率每提高1%，我们的利息支出将增加约150万美元，这是基于截至2022年12月31日我们的信贷安排下的未偿还借款。在我们的信贷安排下有未偿还的浮动利率借款时，如果我们的利率上升，将增加我们的成本，这可能对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。截至2022年12月31日，我们没有对冲利率风险。

我们的债务和其他财务承诺可能会限制我们的财务和运营灵活性。

截至2022年12月31日，我们的本金债务总额约为6.95亿美元。我们还对租赁、钻井合同、衍生品合同、公司运输以及服务、产品和物业的购买义务做出了各种承诺。我们的财务承诺可能会对我们的业务产生重要影响，包括但不限于，限制我们为未来的营运资本和资本支出提供资金、从事未来的收购或开发活动、支付股息、回购我们的普通股和优先股的股票或以其他方式完全实现我们的资产和机会的价值，因为需要将我们运营的现金流的很大一部分用于偿还我们的债务或遵守我们的债务的限制性条款。较高的债务水平可能会使我们更容易受到普遍不利的经济和行业状况的影响。此外，管理我们的信贷安排的协议和管理我们优先票据的契约包含多项对我们施加限制的契约，包括要求我们遵守某些财务契约，以及限制我们处置资产、进行某些投资、产生留置权和额外债务，以及进行合并、合并和收购的能力。如果大宗商品价格下跌，我们减少资本支出水平，产量下降，或者我们产生额外的减值支出，或者我们的已探明储备的价值下降，我们可能无法产生额外的债务，可能需要偿还未偿还的债务，或者可能没有

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在未来我们的债务工具中遵守金融契约。请参阅本年度报告表格10-K第二部分第7项“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”和注5关于财务契约和我们的信贷安排的更多信息，请参阅我们的合并财务报表。

我们的开发、收购和勘探业务需要大量资本，我们可能无法以令人满意的条款或根本无法获得所需的资本或融资，这可能导致财产损失和我们的石油和天然气储量下降。

我们未来的成功取决于我们发现、开发或获得更多经济上可开采的石油和天然气储量的能力。我们的已探明储量一般会随着储量的耗尽而下降，除非我们成功进行勘探或开发活动或收购含有已探明储量的物业，或两者兼而有之。我们已经并预计将在我们的业务和运营中投入大量资本支出，用于石油和天然气储量的开发、生产、勘探和收购。

从历史上看，我们主要通过运营现金流、发行股权和债务证券以及我们循环信贷安排下的借款来为资本支出提供资金。我们来自运营的现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：

•我们的探明储量；

•我们现有油井能够生产的石油和天然气的数量；

•石油和天然气的销售价格；

•我们在经济上获得、定位和生产新储量的能力；以及

•我们在信贷安排下借款的能力。

我们不能向您保证，我们的业务和其他资本资源将提供足够的现金，以维持计划或未来的资本支出水平。如果我们的资本开支要求在任何时候超过我们所拥有的资本数额，我们可能会被要求通过各种方式寻求额外的资本来源。我们不能保证我们将能够以对我们有利的条款获得债务或股权融资，或者根本不能。

如果我们无法为我们的资本需求提供资金，我们可能被要求削减与勘探和开发我们的前景相关的业务，这反过来可能导致财产损失和我们的石油和天然气储量的下降。此外，我们可能无法实施我们的发展计划、完成收购、利用商机或应对竞争压力，其中任何一项都可能对我们的生产、收入和运营结果产生重大不利影响。

根据我们对石油和天然气资产的核算方法，大宗商品价格下跌可能会导致资产价值减值。

我们使用全成本法核算石油和天然气业务。因此，所有成本，包括非生产成本以及与石油和天然气资产的收购、勘探和开发相关的某些一般和行政成本，都被资本化。净资本化成本仅限于已探明石油和天然气储量的已探明石油和天然气储量的估计未来所得税后净收入(按10%折现)以及不受摊销影响的物业成本。这些资本化成本，包括估计的未来开发成本和现场补救成本(如果有的话)，通过等值生产单位法耗尽，即按6立方米天然气与1桶石油的比率将石油和天然气转换为1微克当量天然气。

根据全成本法核算石油和天然气资产，我们被要求每季度进行一次上限测试。这项测试确定了石油和天然气资产账面价值的上限。净资本化成本限于扣除递延所得税的未摊销成本净值或成本中心上限中的较低者。如果减去相关递延所得税净负债的账面净值超过上限，则需要减值或非现金减记。上限测试减值可能会导致特定期间的重大损失。一旦发生，即使石油或天然气价格上涨，石油和天然气资产的减记在以后也是不可逆转的。未来的非现金资产减值可能会对我们的运营结果产生负面影响。

控制权的改变可能会限制我们使用净营业亏损来减少未来的应税收入。

截至2022年12月31日，我们有大约16亿美元的净运营亏损(NOL)结转给联邦

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所得税的目的。如果我们经历了根据IRC第382条所确定的“所有权变更”，我们用所有权变更前产生的NOL来抵销所有权变更后产生的应税收入的能力将是有限的，可能是相当大的。一般来说，所有权变更将对我们在未来任何纳税年度可用来抵销应纳税所得额的变更前NOL的金额设定年度限制，其金额一般等于所有权变更前我们的股票价值乘以发生所有权变更的月份的长期免税率。一般来说，在三年滚动期间的任何时候，如果我们的持股比例由一个或多个“5%股东”(根据守则的定义)累计增加超过50个百分点，将发生所有权变更。

脱离破产法第11章的破产程序导致了IRC第382条规定的所有权变更。我们目前预计将适用IRC第382(L)(5)条下的规则，这将允许我们减轻IRC第382条对所有权变更时存在的NOL施加的限制。然而，如果我们经历第二次所有权变更，那么我们使用NOL的能力可能会受到IRC第382条更严格的限制。

行业、商业和运营风险

石油和天然气开发、勘探和生产行业竞争非常激烈，我们的一些竞争对手拥有比我们更多的财力和其他资源。

我们在业务的方方面面都面临竞争，包括买卖储量和租赁、获得运营业务所需的商品和服务以及营销天然气、石油或天然气。竞争对手包括跨国石油公司、独立生产公司以及个体生产商和经营者。我们的一些竞争对手比我们拥有更多的财政和其他资源，可能会更多地进入资本和信贷市场。其中许多公司不仅勘探和生产石油和天然气，还在地区、国家或全球范围内开展中游和炼油业务，并销售石油和其他产品。因此，这些竞争对手或许能够比我们更有效地应对这些竞争因素，或者更容易经受住行业的低迷。我们还面临着来自替代能源的间接竞争，包括风能、太阳能和电力。

我们的业绩在很大程度上取决于高技能员工的才华和努力，以及我们吸引新员工、留住和激励现有员工的能力。在我们的行业里，对合格员工的竞争非常激烈。如果我们不能成功地吸引和留住技术熟练的员工和管理人才，我们有效竞争的能力可能会减弱。我们还竞争勘探、开发和运营物业所需的设备。通常，在大宗商品价格上涨期间，钻探和运营成本也会增加。在这些期间，钻机和其他油田设备和服务经常短缺，这可能会对我们在预算内及时执行我们的开发计划的能力造成不利影响。

我们已探明储量的实际数量和未来净收入可能低于我们的估计。

本报告对已探明储量的估计以及对已探明储量的未来净收入的估计是基于各种假设，包括美国证券交易委员会要求的与天然气、石油和液化天然气价格、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可用性有关的假设。估计天然气、石油和天然气储量的过程是复杂的，涉及与每口井的地质、地球物理、工程和经济数据相关的重大决策和假设。因此，这些估计数可能会在未来进行修订。

未来的实际产量、天然气、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采天然气、石油和天然气储量很可能与这些估计不同。这些差异可能很大，并可能对我们已探明储量的估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整对已探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发钻探的结果、当前的石油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。

截至2022年12月31日，我们估计的全部已探明储量中约有43%是PUD，可能不会最终开发或生产。开采PUD需要大量的资本支出和成功的钻井作业。我们独立石油工程师的储量报告中包含的储量数据假定，开发这种储量需要大量的资本支出。估计的开发成本可能不等于我们的实际成本，开发可能不会按计划进行，结果可能不会像估计的那样。我们储量开发的延迟、大宗商品价格的进一步下跌或钻探和开发这些储量的成本增加，都将减少我们估计已探明储量的未来净收入

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未开发的储量，可能导致一些项目变得不经济。如果我们选择不开发我们的PUD，或者如果我们不能以其他方式成功开发它们，我们将被要求将它们从我们报告的已探明储量中移除。此外，根据美国证券交易委员会的储量报告规则，由于通常只有与预定在预订之日起五年内钻探的油井有关的PUP才可能被预订，因此我们可能被要求移除任何在这五年时间框架内未开发的PUP。

您不应假设本报告中包含的现值代表我们估计储量的当前市场价值。根据美国证券交易委员会的要求，对我们现值的估计是基于截至估计日期的价格和成本。估算日的价格按本报告所述期间终了的12个月的平均天然气和石油价格计算，以12个月期间内每个月第一天的未加权算术平均数确定。2022年12月31日的现值是基于每MMBtu 6.36美元的天然气价格和每桶94.14美元的油价，然后再考虑基差调整。未来的实际价格和成本可能大大高于或低于估计日期的价格和成本。

我们的石油和天然气资产未来的实际净收入也将受到以下因素的影响：

•我们收到的石油和天然气的实际价格；

•实际生产的数量和时间；

•石油和天然气的供应和需求；以及

•政府规章或税收的变化。

石油和天然气资产的生产时间和开发和生产费用都将影响我们已探明储量未来净现金流的时间和它们的现值。此外，美国证券交易委员会在计算贴现的未来现金流量净额时要求使用的10%贴现率用于报告目的，并不一定是最合适的贴现率。不时生效的利率以及与我们的业务或整个石油和天然气行业相关的风险将影响10%折扣因素的适当性。

我们的开发和勘探钻探工作以及我们的油井运营可能无法盈利或实现我们的目标回报。

我们有大量未开发物业的库存。开发和勘探钻探和生产活动面临许多风险，包括无法发现具有商业价值的油气藏的风险。获得石油和天然气资产要求我们评估储油层和基础设施的特点，包括可采储量、开发和运营成本以及潜在的环境和其他责任。这样的评估是不准确的，而且本质上是不确定的。关于评估，我们对科目属性进行审查，但这种审查不一定会揭示所有现有的或潜在的问题。在我们尽职调查的过程中，我们可能不会检查每一口井或管道。在进行检查时，我们不一定要观察到结构和环境问题，如管道腐蚀。我们可能无法从卖方那里获得合同赔偿，赔偿我们在购买房产之前产生的债务。我们可能被要求承担物业实际状况的风险，以及物业可能不符合我们预期的风险。

我们收购了大量未经证实的资产，我们相信这些资产将增强我们的增长潜力，并随着时间的推移增加我们的收益。然而，我们不能向你保证，所有的前景在经济上都是可行的，或者我们不会放弃我们的初始投资。此外，不能保证我们收购的未开发物业将得到有利可图的开发，不能保证我们在我们追求的前景中钻探的新油井将具有生产力，也不能保证我们将收回对该等未开发物业或油井的全部或任何部分投资。

石油和天然气的钻探可能涉及无利可图的努力，不仅来自干井，而且来自产量高但不足以支付钻探、运营和其他成本的商业产量的油井。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或一处财产的经济产生不利影响。钻井和完井作业可能由于意外的钻井条件、所有权问题、设备故障或事故、中游运输、设备或人员短缺、环境问题、州或地方禁止或暂停水力压裂和采出水处理以及大宗商品价格下跌等原因而被削减、推迟或取消。如果大宗商品价格下跌，油井的盈利能力，特别是我们经营的某些地区的盈利能力，将会降低或消除。此外，盈利的油井可能无法达到我们的内部回报目标，这取决于天然气、石油和天然气的当前和未来市场价格、与生产天然气、石油和天然气相关的成本以及我们以可接受的成本增加储量的能力。钻探的结果是我们的新石油和

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富含液体的页岩油田可能比更发达、已有更长生产历史的页岩油田更不确定，我们不能保证已被证明在其他页岩地层中成功的钻井和完井技术在新开发的页岩地层中使用时，最终也会成功。开发和勘探钻探活动的所有成本均按完全成本法资本化，即使该活动不会产生商业上的生产性发现，如果大宗商品价格下降，可能会导致我们未来的石油和天然气资产减值。

我们在很大程度上依赖于地震数据和其他技术来评估未开发的财产和进行我们的勘探活动。我们使用的地震数据和其他技术不能让我们在收购未开发的财产或钻探油井之前确定是否存在石油或天然气，或者是否可以经济地生产。如果我们在收购或开发没有按预期生产或处于有利可图的水平的物业时产生重大费用，可能会对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。

我们战略的一部分涉及使用最新的水平钻井和完井技术；因此，我们计划在这些业务中进行的钻井的结果可能会受到与钻井和完井技术相关的风险的影响，钻井结果可能无法满足我们对储量或产量的预期。

我们的业务包括利用我们和我们的服务提供商开发的最新钻井和完井技术。我们在钻井过程中面临的风险包括但不限于：将井筒降落在所需的钻探区；在地层中水平钻进时停留在所需的钻井区；将我们的套管贯穿井筒的整个长度；以及能够在水平井筒中始终如一地运送工具和其他设备。我们在完井时面临的风险包括，但不限于，能够压裂刺激计划数量的阶段，能够在完井作业期间在整个井筒长度下下工具，以及在最后的压裂刺激阶段完成后成功清理井筒。此外，就我们从事水平钻探的程度而言，这些活动可能会对我们在一个或多个已确定的垂直钻探地点成功钻探的能力产生不利影响。此外，我们采用的某些开发活动，如偏移钻井和多井垫钻，可能会导致生产不规范或中断，因为在偏移钻井的情况下，邻近油井被关闭，而在多井垫钻的情况下，在任何此类油井开始生产之前，钻探和完成多口井所需的时间。

归根结底，这些钻井和完井技术的成功与否只能随着时间的推移而得到评估，因为要钻更多的井，并在足够长的时间内建立生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资本限制、租约到期、收集系统的使用或天然气和石油价格下跌而无法执行钻探计划，我们在这些领域的投资回报可能不像我们预期的那样具有吸引力。此外，由于这些发展，我们可能会导致石油和天然气资产的重大减记，我们未开发土地的价值未来可能会下降。

我们未开发的土地必须在租约到期前钻探，以保持生产所需的面积。在竞争激烈的土地面积市场中，未能钻探足够的油井来容纳土地面积可能会导致巨额的租约续签成本，或者，如果续签不可行，我们将失去租赁和未来的钻探机会。

石油和天然气资产的租期通常为三至五年，之后到期，除非在到期之前钻了一口井，并建立了有偿碳氢化合物生产。此外，我们的许多石油和天然气租约要求我们钻探具有商业产量的油井，如果我们不能成功钻探此类油井，我们可能会失去根据此类租约获得的权利。尽管我们84%的尤蒂卡种植面积由现有生产持有，但剩余的种植面积将到期。在未被生产持有的剩余16%的Utica土地中，37%将于2023年到期，10%将于2024年到期，14%将于2025年到期，39%将于2025年到期，尽管我们的部分Utica租约一般授予我们将这些租约再延长五年的权利。虽然我们99%的采掘面积由现有生产持有，但剩余的种植面积将到期。在我们未被生产持有的剩余1%的采掘面积中，6%将于2023年到期，91%将于2024年到期，3%将于2025年到期，此后将不再到期。尽管我们寻求积极管理我们未开发的物业，但我们在这些地区的钻探计划可能会根据各种因素而发生变化，包括钻探结果、石油和天然气价格、资金的可用性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、收集系统和管道运输限制以及监管批准。较低的大宗商品价格可能会导致我们推迟钻探计划，从而失去我们开发相关物业的权利。续签即将到期的租约的成本可能会大幅增加，我们可能无法以商业合理的条款续签此类租约，甚至根本无法续签。如果我们无法为即将到期的租约续签提供资金, 我们可能会失去部分种植面积，我们的实际钻探活动可能与我们目前的预期有很大不同，这可能会对我们的业务产生不利影响。

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石油和天然气业务是不确定的，涉及大量成本和风险。经营风险和未投保的风险可能会导致重大损失，并可能阻碍我们实现利润。

由于各种因素，我们的石油和天然气资产可能会受损，我们的业务可能会减少、延迟或取消，此类业务的成本可能会增加，这些因素包括但不限于：

•意外的钻井条件、压力条件或储集层中的不规则现象；

•钻井液漏失；

•设备故障或事故；

•火灾、爆炸、井喷、凹陷或井控失控，以及流体和化学品的不当处理或地下运移；

•与水力压裂有关的风险，包括压裂液的任何处理不当、地面溢出或潜在的地下运移，包括化学添加剂；

•恶劣的天气条件和自然灾害，如龙卷风、地震、飓风和极端温度；

•具有所有权的或在接受政府许可或批准时发出的；

•我们生产的外卖能力受到限制，包括由于中游基础设施不足或下游市场受限；

•环境危害或责任，包括对我们购买的物业的前业主造成的环境损害的责任；

•限制获取或处置钻井和完井作业中使用或生产的水；

•在提供服务或交付设备方面出现短缺或延误；

•监管政策、政治或公众舆论的意外或不可预见的变化。

这些因素中的一个或多个的发生可能会导致我们在特定物业的投资部分或全部损失，以及重大债务。

虽然我们可能会为上述风险中的部分(但不是全部)提供保险，但我们的保险可能不足以覆盖伤亡损失或责任，而且我们的保险不包括政府当局可能评估的罚款或罚款。对于某些风险，如政治风险、业务中断、网络安全漏洞、战争、恐怖主义和海盗，我们的保险覆盖范围有限或没有。此外，在未来，我们可能无法获得保费水平的保险，以证明其购买。发生重大未投保索赔、超出我们的保险承保限额或在我们无法获得责任保险的情况下提出索赔，可能会对我们进行正常业务运营的能力以及我们的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。我们可能无法获得新的政府法规可能要求的额外保险或担保。这可能会导致我们限制我们的运营，这可能会严重影响我们的财务状况。保险未能完全覆盖的损失可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

多井垫钻可能会导致我们的经营业绩波动，并推迟我们的PUD储量的转换。

在可行的情况下，我们使用多井垫层钻井。例如，在尤蒂卡，我们在一个垫子上钻多口井。在垫子上钻出的油井只有在垫子上的所有油井都钻完并下井，钻机搬离现场后才能开始销售。此外，在钻井和完井过程中，可能会暂时关闭抵消新钻井的现有井。因此，多井垫钻延迟了油井的完工和新油井的投产，并可能对现有偏置油井的产量产生负面影响，所有这些都可能导致我们的运营业绩在不同时期出现波动。最后，油井完工延迟可能会影响将PUD储量转换为PDP储量的计划。

我们并不是我们所有石油和天然气资产的运营商，因此无法控制开发努力的时机、相关成本或此类资产的储量的生产速度。

我们并非所有与我们有利害关系的物业的经营者，对该等非营运物业的营运或其相关成本施加影响的能力有限。这些项目对运营商和其他营运权益拥有者的依赖，以及影响运营和相关成本的能力有限，可能会阻碍钻探或收购活动实现目标资本回报。在其他人经营的物业上进行开发和勘探活动的成功和时机将取决于一些在很大程度上不是我们所能控制的因素，包括：

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•资本支出的时间和数额；

•是否有合适的钻井设备、生产和运输基础设施以及合格的操作人员；

•经营者的专业知识和财力；

•其他钻井参与者的批准；

•技术选择；以及

•储量的生产速度。

此外，当我们不是特定石油或天然气项目的多数股东或运营商时，如果我们不愿意或没有能力在多数股东或运营商要求时为与此类项目相关的资本支出提供资金，我们在这些项目中的权益可能会减少或丧失。

石油和天然气生产作业，特别是使用水力压裂的作业，在很大程度上依赖于水的供应。如果我们不能为我们的运营获得足够的水供应，或者不能以经济和环境安全的方式处置或回收我们使用的水，我们以经济和商业数量生产天然气、石油和天然气的能力可能会受到损害。

在钻井过程中，尤其是水力压裂过程中，水是石油和天然气生产的重要组成部分。我们无法找到足够数量的水，或者无法处理或回收我们勘探和生产操作中使用的水，这可能会对我们的运营产生不利影响。在水源方面，我们首先寻求使用非饮用水供应来满足我们的业务需要。在某些地区，当地含水层容量可能不足，无法为钻探活动提供水源。然后，必须从其他来源获得水，并将其输送到钻井现场。如果无法获得足够的水，或无法处理或回收我们业务中使用的水，可能会对我们在某些地区的业务产生不利影响。实施新的环境法规可能会限制对采出水和钻井液等物品的处置，从而进一步限制我们进行水力压裂等作业的能力。

我们所有的生产基地都位于俄亥俄州东部和俄克拉何马州中部，这使得我们很容易受到仅在这些地区运营的相关风险的影响。

我们产量最大的油田位于俄亥俄州东部和俄克拉何马州中部。因此，我们可能不成比例地受到雪、冰、雾、雨、飓风、龙卷风或其他自然灾害或缺乏实地基础设施等天气条件造成的这些地理区域生产延误或中断的影响。未投保的风险或超出任何现有保险范围的金额都可能造成损失。我们可能无法以我们认为合理的费率获得和维持足够的保险，而且可能无法获得某些类型的保险。

失去我们产品的一个或多个购买者可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。

在截至2022年12月31日的一年中，我们的石油和天然气的最大买家约占我们天然气、石油和天然气收入总额的20%。如果该买家或一个或多个其他重要买家无法履行其合同义务，我们可能无法以我们认为可接受的条款向其他客户销售此类产品。此外，如果我们的一个或多个客户无力支付欠我们的款项，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。

钻井平台、设备、原材料、供应品、油田服务或人员的不可用、高成本或短缺可能会限制我们的运营。

石油和天然气行业是周期性的，这可能导致钻机、设备、原材料(特别是沙子和其他支撑剂)、用品和人员短缺。当出现短缺时，钻机、设备和供应的成本和交付时间会增加，对合格钻机人员的需求和工资率也会随着需求的增加而上升。根据行业惯例，我们依赖独立的第三方服务提供商提供钻探新油井所需的大部分服务。如果我们无法以合理的成本获得足够数量的钻井平台，我们的财务状况和运营结果可能会受到影响，我们可能无法在租约到期之前钻探我们所有的土地。钻机、设备、原材料(特别是砂子和其他支撑剂)、用品、人员、卡车运输服务、油管、水力压裂和完井服务以及生产设备的短缺和费用增加可能

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延迟或限制我们的勘探和开发业务，进而可能损害我们的财务状况和运营结果。

我们的运营可能会受到管道、卡车运输和收集系统容量限制的不利影响，并可能受到中断的影响，从而对我们的现金流产生不利影响。

我们石油和天然气生产的适销性在一定程度上取决于第三方拥有的天然气管道、卡车和运输驳船的可用性、接近性和运力。一般来说，我们不控制这些交通设施，我们进入这些设施可能会受到限制或被拒绝。在某些资源领域，集输系统的能力不足以容纳现有油井和新油井的潜在产量。这些运输设施或我们的压缩和其他生产设施的可用性出现重大中断，可能会对我们向市场输送或生产我们的石油和天然气的能力造成不利影响，从而导致我们的运营严重中断。

对于我们正在集中一部分勘探和开发活动的Utica英亩地区，由于在获得通行权和获得必要的州和联邦许可以及我们的中游服务提供商完成设施方面的挑战，运营可能会延迟。资本限制可能会限制在尤蒂卡和我们经营的其他地区建造新的管道和收集系统，以及第三方提供或扩大卡车运输服务。因此，我们可能会在生产和销售天然气、石油和天然气方面遇到延误或削减。在这种情况下，我们可能不得不关闭或减少等待管道连接或产能的油井，或者以比NYMEX报价或我们目前预计的价格低得多的价格出售天然气、石油或天然气生产，这将对我们的运营结果产生不利影响。

我们在任何地区的天然气、石油和天然气生产的一部分可能会因各种原因而不时中断或关闭，包括天气条件、事故、管道或收集系统接入中断、现场劳工问题或罢工，或者我们可能会根据市场状况自愿减产。如果我们的大量生产同时中断，可能会对我们的现金流产生实质性的不利影响。

我们被要求根据最低数量向我们的一些中游服务提供商支付费用，而不考虑实际数量吞吐量。

我们与我们的一些第三方服务提供商签订了具有最低数量交付承诺的收集、加工和运输服务的合同，根据这些合同，我们有义务为最低数量支付一定的费用，而无论实际数量吞吐量如何。截至2022年12月31日，我们根据这些协议承担的长期合同债务总额约为16亿美元。这些费用可能数额巨大，并可能对我们的运营结果产生实质性的不利影响。

新冠肺炎疫情已经并可能在未来对我们的运营、财务业绩和状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

我们面临着新冠肺炎等公共卫生危机，它以前曾对我们的业务和运营结果产生重大影响，未来可能也会影响。例如，新冠肺炎大流行导致当局实施了许多预防措施来遏制或缓解病毒的爆发，如旅行禁令和限制、对商业活动的限制、隔离和就地避难令，这些措施以前曾在某些受影响国家和地区造成、并可能在未来造成业务放缓或关闭。这些事态发展导致天然气、石油和天然气的需求和定价在整个大流行期间的不同时间点出现波动，我们未来可能会经历类似的影响。除了对我们的销售和收入有潜在的负面影响外，大流行还使我们的业务、运营和员工面临各种其他风险，包括：

•全球金融市场的波动和扰乱，这可能对我们未来获得资本的能力产生负面影响；

•关键员工或大部分员工的疾病，这可能导致效率低下、延误或中断，从而降低我们的生产量；

•我们生产的天然气、石油和天然气的很大一部分传输、收集和加工所依赖的第三方中游服务中断；以及

•潜在地增加了对我们在10-K表格年度报告中项目1A.“风险因素”中列出的许多其他风险的敞口，例如与我们的财务业绩和债务义务有关的风险。

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新冠肺炎大流行的快速发展和流动性使我们无法预测新冠肺炎对我们业务的最终不利影响，这将取决于许多我们无法预测的不断变化的因素和未来的发展，包括大流行将持续多长时间，它对天然气、液化石油气和石油的需求的影响，整体经济和金融市场的反应，以及政府应对大流行病的影响。这些发展中的任何一项都可能在未来对我们的运营、财务业绩和状况、经营结果和现金流产生负面影响。

整体经济、商业或行业状况的恶化将对我们的经营业绩、流动资金和财务状况产生重大不利影响。

对全球经济状况、能源成本、地缘政治问题、通货膨胀、信贷可获得性和成本以及欧洲、亚洲和美国金融市场的担忧加剧了经济波动，降低了对全球经济的预期。从历史上看，对全球经济增长的担忧对全球金融市场和大宗商品价格产生了重大影响。如果美国或国外的经济环境恶化，全球对石油产品的需求可能会减少，这可能会影响我们销售产品的价格，影响我们的供应商、供应商和客户继续运营的能力，并对我们的运营结果、流动性和财务状况产生重大不利影响。

恐怖主义活动可能对我们的业务和行动结果产生实质性的不利影响。

恐怖袭击和恐怖袭击的威胁，无论是国内还是国外的袭击，以及为应对这些行为而采取的军事或其他行动，都可能造成全球金融和能源市场的不稳定。中东持续的敌对行动以及美国或其他国家发生或威胁发动恐怖袭击，可能会以不可预测的方式对全球经济产生不利影响，包括能源供应和市场中断、商品价格波动加剧，或者我们所依赖的基础设施可能成为恐怖主义行为的直接目标或间接受害者，进而对我们的业务和业务结果产生重大不利影响。这些因素，再加上商品价格的波动、企业和消费者的信心以及失业率，过去导致了经济放缓，未来也可能导致经济放缓。

针对石油和天然气行业使用的系统和基础设施以及相关法规的网络攻击可能会对我们的运营产生不利影响，如果我们无法获得和维护对我们的数据的足够保护，我们的业务可能会受到损害。

我们的业务越来越依赖数字技术来进行某些勘探、开发和生产活动。我们依靠数字技术来估计石油、天然气和NGL储量，处理和记录财务和运营数据，分析地震和钻井信息，并与我们的客户、员工和第三方合作伙伴进行沟通。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。我们的技术、系统、网络以及我们的供应商、供应商和其他业务合作伙伴的技术、系统、网络可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，这些攻击或信息安全漏洞可能导致对我们的地震数据、储备信息、客户或员工数据或其他专有或商业敏感信息的未经授权访问，可能导致数据损坏、通信中断或我们的勘探或生产运营或计划中的业务交易中的其他中断，任何这些都可能对我们的运营结果产生重大不利影响。如果我们的信息技术系统停止正常运行，或者我们的网络安全遭到破坏，我们的正常运营可能会受到干扰，其中可能包括钻井、完井、生产和公司职能。涉及我们的信息系统和相关基础设施或我们的业务伙伴的网络攻击可能会导致供应链中断，延误或阻止我们产品的运输和营销，违反规定导致监管罚款或处罚，我们或任何客户、供应商或特许权使用费所有者的数据或机密信息的丢失或披露或损坏，可能会损害我们的业务，损害我们的声誉，使我们承担潜在的财务或法律责任，并要求我们招致重大成本, 包括修复或恢复我们的系统和数据或采取其他补救措施的成本。

此外，某些网络事件，如监控，可能会在较长时间内保持不被检测到。我们防范网络安全风险的系统可能还不够。随着网络攻击的继续发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，或调查和补救任何网络攻击的漏洞。此外，监管数据隐私和未经授权披露机密信息的新法律和法规带来了越来越复杂的合规挑战，并可能提高成本，任何不遵守这些法律和法规的行为都可能导致重大处罚和法律责任。

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我们可能从事涉及重大风险的收购和剥离活动。

我们可能会进行收购，以补充或扩大我们目前的业务领域。如果我们不能进行有吸引力的收购，我们未来的增长可能会受到限制。此外，即使我们确实进行了收购，它们也可能不会增加我们的运营现金流，也不会因为各种风险而产生预期的好处，包括但不限于：

•对储量、潜在钻探地点、收入和成本的错误估计或假设，包括协同效应和股权或债务的总成本；

•整合所收购资产或企业的业务、技术、产品和人员方面的困难；以及

•与合同保护不充分的任何收购有关的未知和不可预见的负债或其他问题，包括环境责任和所有权瑕疵。

此外，我们可能会不时出售或以其他方式处置我们的某些物业或业务，作为评估我们的资产组合的结果，或帮助提高我们的流动性。这些交易还存在固有风险，包括可能延迟完成交易、出售的资产或业务的销售收益低于预期的风险，以及可能在完成交易后要求赔偿的风险。此外，商品价格的波动可能会导致潜在竞标者减少，销售努力不成功，买家可能在成交前寻求终止交易的风险更高。

环境、法律和监管风险

我们受到广泛的政府监管和持续的监管变化的影响，这可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的业务受到广泛的联邦、州、部落、地方和其他法律、规则和法规的约束，包括环境问题、工人健康和安全、野生动物保护、石油、天然气和天然气的收集和运输、保护政策、报告义务、特许权使用费支付、无人认领的财产和税收。这些条例包括钻探和进行其他作业的许可证要求，以及提供包括钻井、完井和油井作业在内的财务保证(如保证金)的要求。如果没有发放许可证，或者如果对我们的钻井或完井活动施加了不利的限制或条件，我们可能无法按计划进行运营。例如，2022年12月6日，美国环境保护局(USEPA)提出了一项新的甲烷规则，该规则为现有设施的现有甲烷排放源建立了指导方针。环境控制设备的供应链受限，加上预计的重大合规成本，可能会对我们的运营产生实质性影响。此外，土地管理局(BLM)于2022年11月30日发布了一项拟议的废物最小化规则。该规定增加了对联邦和印度租约运营商的额外要求，并包括新的空气质量要求以及废物预防条款。此外，我们可能会被要求支付巨额支出，有时甚至是意想不到的支出，以遵守适用的政府法律、规则、法规、许可或命令。

此外，公共政策的变化已经并在未来可能进一步影响我们的运作。监管改革可能会限制产量水平，实施价格控制，改变环境保护要求，增加税收、特许权使用费和其他应向政府支付的金额。如果现有法律法规被修订或重新解释，或者如果新的法律法规适用于我们的运营，我们的运营和合规成本可能会进一步增加。我们预计，这些法律和法规中的任何一项对我们的运营的影响不会与对其他具有类似运营、规模和财务实力的公司的影响有实质性差异。尽管我们无法预测现有法律法规的变化，但此类变化可能会对我们的盈利能力、财务状况和流动性产生重大影响。如下文所述，与管道安全、地震活动、水力压裂、气候变化和濒危物种名称有关的变化尤其如此。

管道安全。我们中游服务提供商拥有的管道资产受到与管道安全和完整性管理相关的严格而复杂的法规的约束。美国管道和危险材料安全管理局(PHMSA)制定了一系列规则，要求管道运营商为天然气、天然气和凝析油输送管道以及某些输送危险液体(如石油)的低应力管道和收集管道制定和实施完整性管理计划，一旦发生故障，这些管道可能会影响“高后果区域”。最近的PHMSA规则 还将完整性评估和泄漏检测的某些要求扩展到严重后果范围之外。此外，到2023年为PHMSA提供资金的立法要求该机构参与额外的规则制定，以修改气体分配运营商的完整性管理计划、应急响应计划、操作和维护手册以及压力控制记录保存要求；创建新的泄漏检测和修复计划义务；以及

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为陆上天然气收集管道设定新的联邦最低安全标准。目前，我们无法预测这些要求或其他潜在的新法规或修订法规的成本，但这些成本可能会很大，我们的中游服务提供商产生的任何此类成本可能会导致我们的中游收集和处理费用增加。此外，我们的中游服务提供商违反管道安全法规可能会导致施加重大处罚，这可能会影响我们运营所需的管道容量的成本或可用性。

地震活动。在我们的一些作业区和其他地方发生的地震，引发了人们对地震活动以及可能与能源行业的关系的担忧。例如，OCC向铲斗和堆积区的操作员发布了指导意见，以管理可能与水力压裂或水处理活动有关的某些地震活动。旨在解决这些担忧的立法和监管举措可能会导致额外的监管或其他要求，从而可能导致运营延误、增加我们的运营和合规成本或以其他方式对我们的运营产生不利影响。此外，我们可能会受到第三方诉讼的影响，要求赔偿或其他补救措施，原因是我们的作业区域据称发生了诱发地震活动。

水力压裂。有几个州已经通过或正在考虑通过法规，可能会对水力压裂作业施加更严格的许可、公开披露或油井建设要求。三个州(纽约州、马里兰州和佛蒙特州)已经禁止使用大流量水力压裂。除州法律外，一些地方市政府已经或正在考虑采取土地使用限制，如城市法令，可能限制或禁止一般钻井或特别是水力压裂的执行。也有一些政府审查侧重于深层页岩和其他地层完井和生产实践，包括水力压裂。各国政府可能会继续研究水力压裂。我们无法预测未来研究的结果，但根据迄今这些研究的结果，联邦和州立法机构和机构可能会寻求进一步监管甚至禁止水力压裂活动。此外，如果与水力压裂有关的现有法律法规被修订或重新解释，或者如果新的法律法规通过司法或行政行动适用于我们的运营，我们的业务、财务状况、运营结果和现金流可能会受到不利影响。

我们无法预测未来是否会颁布适用于水力压裂的其他联邦、州或地方法律或法规，如果是的话，任何此类法律或法规将要求或禁止采取什么行动。如果对水力压裂作业施加更多级别的监管或许可要求，我们的业务和运营可能会受到延误、运营和合规成本增加以及潜在禁令的影响。额外的监管也可能导致对水力压裂的更大反对，包括诉讼。

气候变化。政治和社会对气候变化问题的持续关注导致了立法、监管和其他举措，以减少二氧化碳和甲烷等温室气体排放，并鼓励节能或使用替代能源。美国联邦和州两级的政策制定者都提出了立法，并提出了新的法规，旨在通过对温室气体排放的库存、限制或征税来量化和限制温室气体的排放，并鼓励消费者使用替代能源。国会于2022年8月通过了《降低通胀法案》，总裁·拜登于2022年8月签署成为法律，该法案对石油和天然气业务提出了新的气候相关要求，并为可再生能源倡议拨出了大量联邦资金。此外，该法律有史以来第一次对某些设施的温室气体(GHG)排放征收费用。《通胀削减法案》中的排放费和资金条款可能会增加我们的运营成本，加快我们摆脱化石燃料的步伐，这反过来可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。

我们开展业务的国家实施了排气和燃烧限制，旨在减少石油和天然气勘探和生产活动中的甲烷排放。到目前为止，立法和州政府的举措总体上都集中在碳排放限额交易或碳税计划的发展上。可再生能源标准(也称为可再生能源组合标准)要求电力公司从符合条件的可再生资源中提供规定的最低百分比的电力，并随着时间的推移潜在地增加到所需的百分比。制定联邦可再生能源标准，或在州一级制定额外或更严格的可再生能源标准，或采取其他举措鼓励使用可再生能源，可能会减少对石油和天然气的需求，从而对我们的收入、现金流和财务状况产生不利影响。总量管制和交易计划提供了温室气体排放限额，随着时间的推移，这些限额会逐渐减少。总量管制和交易计划或在州一级扩大使用总量管制和交易计划，可能会通过购买补贴给我们带来直接成本，并可能通过激励消费者放弃化石燃料来施加间接成本。此外，联邦或州的碳税可能会直接增加我们的运营成本，并同样激励消费者放弃化石燃料。

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此外，担心气候变化潜在影响的活动人士将注意力集中在化石燃料能源公司的资金来源上，这导致某些金融机构、基金和其他资金来源限制或取消了它们对石油和天然气活动的投资。最终，这可能会使为勘探和生产活动获得资金变得更加困难。投资界成员也开始筛选我们这样的公司的可持续性表现，包括与温室气体和气候变化有关的做法，然后再投资于我们的共同部门。为应对这些压力而改进可持续发展实践的任何努力都可能会增加我们的成本，我们可能会被迫实施经济上不可行的技术，以改善我们的可持续发展表现，并满足为某些客户提供服务的特定要求。如果我们无法达到ESG标准或这些各方制定的投资、贷款、评级或投票标准和政策，我们可能会失去投资者，投资者可能会将一部分资本从我们手中分配出去，我们可能会成为专注于ESG的激进主义的目标，我们的资金成本可能会增加，我们证券的价格可能会受到负面影响，我们的声誉也可能会受到负面影响。

这些针对温室气体排放的各种立法、监管和其他活动可能会对我们的业务产生不利影响，包括对我们的设备和运营施加报告义务或限制其温室气体排放，这可能需要我们为减少与我们运营相关的温室气体排放而产生成本。限制温室气体排放也可能对石油和天然气的需求产生不利影响，这可能会降低我们的储备价值，并对我们的盈利能力、财务状况和流动性产生重大不利影响。此外，对气候变化风险的日益关注增加了政府调查和私人诉讼的可能性，这可能会增加我们的成本或以其他方式对我们的业务产生不利影响。

恶劣天气事件，如风暴、飓风、干旱或洪水，可能会对我们的运营产生不利影响，并可能增加我们的成本。潜在的不利影响可能包括对我们设施的损坏、天气事件导致的效率较低或非常规操作的成本，或保险范围成本的增加。如果气候变化导致更强烈或更频繁的恶劣天气事件，其物理和破坏性影响可能会对我们的业务和资产产生实质性的不利影响。

空气排放。美国联邦清洁空气法案和相关的州法律法规限制了许多来源的空气污染物的排放，包括石油和天然气作业。新的设施可能需要获得许可才能开始运营，现有设施可能需要获得额外的许可，并产生资本成本，以保持合规。联邦和州监管机构可以对不遵守《清洁空气法》和相关州法律法规的空中许可或其他要求的行为施加行政、民事和刑事处罚。总的来说，我们相信遵守《清洁空气法》和类似的州法律法规不会对我们的运营或财务状况产生实质性影响。

濒危物种。《濒危物种法》(ESA)禁止捕捞濒危或受威胁的物种或其栖息地。虽然我们的一些资产和租赁面积可能位于指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，但我们相信我们在实质上遵守了欧空局的规定。然而，在我们打算进行建筑活动的地区指定以前未确认的濒危或受威胁物种，或对我们的建筑或运营活动施加季节性限制，可能会对我们的计划造成实质性限制或延误。

旨在应对地震活动的立法或监管举措可能会限制我们的钻探和生产活动，以及我们处理从此类活动中收集的产出水的能力，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

州和联邦监管机构最近侧重于与水力压裂相关的活动，特别是向处置井地下注入废水，与地震活动增加之间的可能联系，各级监管机构正在继续研究石油和天然气活动与诱发地震活动之间的可能联系。此外，包括俄克拉何马州在内的一些州也提起了一些诉讼，指控处置井的运营对附近的财产造成了损害，或者违反了州和联邦有关废物处理的规定。为了回应这些担忧，一些州的监管机构正在寻求施加额外的要求，包括关于允许采出水处理井的要求，或以其他方式评估地震活动与此类井的使用之间的关系。

在我们的Utica和勺子作业中，我们努力通过我们的压裂刺激作业重复使用/回收生产和完井活动产生的所有产出水。虽然我们的目标是100%回收或共享所有产出的水，但我们确实按照所有州和联邦规定的做法向第三方商业运营的处理井注入水，并在一旦共享裂缝刺激操作闲置时停止生产水回收。

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与其他运营商的机会已经耗尽。在俄亥俄州，钻井作业中使用的所有水都通过注入受适用州机构监管的第三方盐水处理井来处理。

对ESG问题的更多关注可能会影响我们的业务、财务业绩或股价。

近年来，与ESG相关的公司活动在公共话语和投资界得到了越来越多的关注。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、维权投资者、大学和投资界其他成员的投资和投票做法。这些活动包括增加对气候变化相关行动的关注和要求，倡导改变公司董事会，以及推广使用节能建筑材料。这些活动可能导致对我们的石油、天然气和天然气的需求减少，利润减少，调查和诉讼增加，每一项都可能对我们进入资本市场的机会产生负面影响。

此外，我们注意到，关于碳核算以及衡量和统计温室气体排放量和温室气体减排量的程序的标准和期望正在演变，我们衡量排放量的方法和我们的减排方法目前可能被一些利益攸关方认为不符合共同做法或最佳做法。如果未能遵守投资者或客户不断变化的期望和标准，或者如果我们被认为没有对日益关注的ESG问题做出适当的回应，无论是否有法律要求这样做，都可能对我们的业务造成声誉损害，增加我们的诉讼风险，并可能对我们的运营结果产生实质性的不利影响。

此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的机构已经制定了评级系统，以评估公司对ESG事项的处理方式。这些评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。我们可能会采取某些行动来改善我们公司和/或产品的ESG形象，但我们不能保证这些行动会产生预期的效果。不利的ESG评级可能会导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们的股价以及我们获得资金的机会和成本产生负面影响。

未来美国和州的税收立法可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。

不时有人提出立法，如果成为法律，将对影响石油和天然气行业的美国联邦和州所得税法律做出重大改变。例如，美国国会过去曾提出立法建议，如果通过，将(I)取消无形钻探和开发成本的立即扣除，(Ii)废除石油和天然气资产的百分比损耗拨备，以及(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。无法准确预测将来是否会提出或制定任何此类立法修改，或者如果通过，任何此类立法的具体条款或生效日期将是什么。此外，在州一级，俄亥俄州和俄克拉何马州定期考虑修改立法，对石油和天然气生产征收更高的税。美国联邦和州税法的这些拟议变化如果被采纳，或者其他类似的变化，将对我们的活动征收额外税收，或者减少或取消目前可用于天然气和石油勘探、开发或类似活动的扣除额，可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。

我们的业务受到有关隐私和数据保护的复杂和不断变化的法律法规的约束。

围绕数据隐私和保护的监管环境正在不断演变，可能会发生重大变化。管理数据隐私和未经授权披露机密信息的新法律和法规带来了越来越复杂的合规挑战，并在我们收集和存储与版税所有者相关的个人数据时潜在地提高了我们的成本。任何不遵守这些法律和法规的行为都可能导致重大处罚和法律责任。例如，经《加州隐私权法案》(CPRA)修订的《加州消费者隐私法》确立了某些透明度规则，并为用户创建了新的数据隐私权，包括对我们使用某些敏感个人信息的限制，以及让用户更有能力控制其数据与第三方共享的目的。CPRA还规定了对数据安全违规或其他CPRA违规行为的法定罚款。与此同时，其他许多州也考虑了像CPRA这样的隐私法。我们将继续监测和评估这些州法律的影响，这些法律可能会对违规行为施加实质性惩罚，征收巨额调查和合规费用，要求我们改变我们的

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如果我们不遵守任何此类适用的法律，我们的商业行为将允许私人集体诉讼，并为我们的业务带来重大潜在责任。

我们未能或被认为未能遵守适用的数据保护法，可能会导致诉讼风险增加，包括私人诉讼权利，以及政府实体或其他人对我们的诉讼或诉讼，使我们面临巨额罚款、处罚、判决和负面宣传，要求我们改变我们的业务做法，增加合规成本和复杂性，并对我们的业务产生不利影响。如上所述，我们还面临网络事件或攻击的可能性，这些事件或攻击本身可能导致违反这些法律。此外，如果我们收购了一家违反或不遵守适用数据保护法的公司，我们可能会因此招致重大责任和处罚。

与投资美国有关的风险

我们证券的市场价格易受波动影响。

当我们摆脱破产的时候，我们原来的普通股被注销了，我们发行了普通股。我们普通股的市场价格可能会因众多因素的影响而大幅波动，我们普通股的交易水平可能会受到许多因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素包括：我们计划进行的交易导致的新资本结构；我们摆脱破产后有限的交易历史；我们有限的交易量；由于我们采用重新开始会计而缺乏可比的历史财务信息；我们的经营业绩和现金流的实际或预期变化；我们收益发布的性质和内容；影响我们的产品、客户、竞争对手或市场的公告或事件；我们市场的商业状况和证券市场和能源相关股票市场的总体状况；以及总体经济和市场状况以及其他可能影响我们未来业绩的因素。包括本年度报告表格10-K第I部分第1A项所述的各项。

未来出售或可供出售的大量普通股，或认为这些出售可能发生的看法，可能会对我们普通股的交易价格产生不利影响，并可能削弱我们通过未来出售股权证券筹集资金的能力。

我们的普通股有很大一部分是由相对少数的投资者持有的。为了摆脱破产保护，吾等订立了登记权协议，根据该协议，吾等已同意向美国证券交易委员会提交一份登记声明，以方便该等投资者日后出售我们的普通股。在公开市场上出售我们的普通股的大量股份，甚至认为这些出售可能会发生(例如在提交上述登记声明时)，可能会削弱我们通过未来出售我们的股权证券或使用我们的股权证券支付收购来筹集资金的能力。

我们无法预测未来我们普通股的销售会对普通股的交易价格产生什么影响。大量出售我们的普通股，或认为可能发生这样的出售，可能会对我们普通股的交易价格产生不利影响。

我们的某些股东拥有我们未偿还债务和股权证券的很大一部分，他们的利益可能并不总是与普通股的其他持有人的利益重合。

我们很大比例的债务和股权由相对较少的投资者持有。因此，这些投资者可能会对提交给我们的股东和债务持有人批准的所有事项产生重大影响，包括选举和罢免我们的董事、控制权交易的变化以及所有需要多数股东批准的行动的结果。

这些投资者的利益可能并不总是与其他普通股持有者和其他债务持有人的利益一致，这些投资者的控制权集中可能会限制其他股东影响公司事务的能力。这些投资者的所有权和投票权的集中也可能推迟、推迟甚至阻止第三方收购或本公司的其他控制权变更交易。这可能会使一些交易在没有他们的支持下变得更加困难或不可能，即使这样的事件符合我们其他股东的最佳利益。此外，投票权的集中可能会对普通股的交易价格和流动性产生不利影响。

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未来我们的普通股可能会被稀释，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。

我们不受发行普通股额外股份的限制。未来，我们可能会发行普通股，以筹集现金，用于未来的资本支出、收购或一般公司用途。我们也可以发行可转换、可交换或代表接受我们普通股权利的证券。最后，我们目前向某些员工和董事发放限制性股票单位和业绩归属限制性股票单位，作为他们薪酬的一部分。任何这些事件都将稀释我们股东在Gulfport的所有权权益，并可能减少我们的每股收益，并对我们的普通股价格产生不利影响。

我们修订和重述的公司注册证书规定，除某些例外情况外，特拉华州衡平法院将是某些股东诉讼事项的唯一和独家论坛，这可能限制我们的股东在与我们或我们的董事、高级管理人员、员工或股东的纠纷中获得有利的司法论坛的能力。

我们经修订和重述的公司注册证书规定，除有限的例外情况外，特拉华州衡平法院将在法律允许的最大范围内，成为(I)代表我们提起的任何派生诉讼或法律程序的唯一和独家论坛；(Ii)任何声称我们的任何董事或高级管理人员违反对我们、我们的股东、我们的债权人或其他成员的受信责任的诉讼；(Iii)根据DGCL、我们的公司注册证书或我们的章程的任何条款而产生的针对我们、任何DGCL或我们的高级职员的任何诉讼；或(Iv)任何针对我们、任何董事或受内政原则管辖的我们的高级人员提出索赔的任何诉讼。这种法院条款的选择可能会限制股东在司法法院提出其认为有利于与我们或我们的任何董事或高管或股东发生纠纷的索赔的能力，这可能会阻碍与此类索赔有关的诉讼。或者，如果法院发现我们的公司注册证书中包含的法院条款的选择在诉讼中不适用或不可执行，我们可能会在其他司法管辖区产生与解决此类诉讼相关的额外费用，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

项目1B。			未解决的员工意见

没有。

第二项。			特性

关于我们物业的信息包括在项目1和#年石油和天然气勘探和生产活动补充信息中。注20我们的合并财务报表。

第三项。			法律程序

该公司涉及在其正常业务过程中出现的各种商业和监管索赔、诉讼和其他法律程序。

虽然未决法律程序、纠纷或索赔的最终结果以及由此对我们造成的任何影响无法确切预测，但我们相信，如果最终做出不利决定，这些事项都不会对我们的财务状况、现金流或运营结果产生重大不利影响。

与本项目有关的信息3.法律诉讼程序载于附注19我们的合并财务报表。

第四项。			煤矿安全信息披露

不适用。

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第II部

第五项。			注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券

普通股

我们的普通股在纽约证券交易所上市，代码为“GPOR”。看见注7我们的合并财务报表，以进一步讨论我们的普通股。

股东

截至2023年2月21日收盘，我们普通股的登记持有者约有823人。

分红

在我们摆脱破产后，我们在2021年和2022年没有支付普通股的股息。任何未来普通股股息的宣布和支付将由董事会完全酌情决定，并将取决于我们的财务业绩、现金需求、未来前景和我们董事会认为相关的其他因素。我们的信贷安排还要求我们在支付股息时满足某些财务契约。

在之前的继承期内，公司支付了优先股的股息，其中包括3,071股以实物支付的优先股，大约55,000美元的现金代替零碎股票，以及向优先股持有人支付的150万美元的现金股息。在截至2022年12月31日的年度内，公司向优先股持有人支付了540万美元的现金股息。

发行人购买股票证券

2021年11月，公司董事会批准了回购计划，以收购至多1亿美元的普通股，随后在2022年4月将授权从1亿美元增加到2亿美元，然后在2022年7月从2亿美元增加到3亿美元。回购计划下的购买可能会不时在公开市场或私下协商的交易中进行，并将受到可用的流动性、市场状况、信贷协议限制、适用的法律要求、合同义务和其他因素的制约。回购计划并不要求公司购买任何特定数量的普通股。该公司打算根据回购计划购买股份，同时保持足够的流动性，为其资本发展计划提供资金。回购计划授权延长至2023年6月30日，董事会可随时暂停或修改、延长或终止该计划。截至2022年12月31日，公司已按加权平均价每股86.47美元，以2.508亿美元回购290万股股份。

下表提供了截至2022年12月31日的三个月我们的普通股回购活动摘要：

期间						购买的股份总数(1)						每股平均支付价格						作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数						根据计划或计划可能尚未购买的股票的大约最高美元价值
10月1日-10月31日						64,355						$	90.53					64,266						$	66,603,000
11月1日-11月30日						78,370						$	84.09					78,161						$	60,013,000
12月1日-12月31日						150,510						$	71.63					150,510						$	49,231,000
总计						293,235						$	79.11					292,937

_____________________

(1)我们分别以87.71美元和85.83美元的加权平均价回购和注销了89股和209股普通股，以满足在2022年10月和11月分别授予限制性股票单位奖励时产生的预扣税款要求。

最近出售的未注册证券

没有。

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股票表现图表

以下业绩图表和相关信息不应被视为“征集材料”，也不应被视为向美国证券交易委员会“存档”，也不应通过引用将此类信息纳入根据“1933年证券法”或“1934年证券交易法”(均经修订)提交的任何未来文件中，除非公司通过引用明确将其纳入此类文件中。

下面的业绩图表显示了2021年5月19日至2022年12月31日期间，根据标准普尔500指数和标准普尔石油天然气勘探和生产指数的累计总回报衡量的后续普通股股东累计总回报的变化。该图表跟踪了从2021年5月19日至2022年12月31日在我们的普通股和每个指数(包括指数证券的所有股息的再投资)中投资100美元的表现。

第六项。			[已保留]

第7项。			管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析

以下讨论和分析代表了管理层对我们的业务、财务状况和整体业绩的看法。这些信息旨在让投资者了解我们过去的业绩、当前的财务状况和对未来的展望，应与本报告的“第8项.财务报表和补充数据”一并阅读。以下信息更新了湾港在其2021年年度报告中关于Form 10-K备案的财务状况的讨论，并将截至2022年12月31日的年度运营结果与2021年5月18日至2021年12月31日期间(“先前继承期”)和2021年1月1日至2021年5月17日期间(“先前继承期”)进行了比较。未包括在本表格10-K中的2020年项目的讨论以及2021年与2020年之间的年度比较可在“管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析“在第二部分，本局截至2021年12月31日止年度的Form 10-K年报第7项。

概述

湾港是一家独立的天然气勘探和生产公司，资产主要位于阿巴拉契亚和阿纳达科盆地。我们的主要物业位于俄亥俄州东部，目标是尤蒂卡，以及俄克拉何马州中部，目标是斯库普·伍德福德和斯普林格地层。我们的战略是以安全、对环境负责的方式开发我们的资产，同时产生可持续的现金流，提高利润率和运营效率，并将资本返还给股东。为了实现这些目标，我们将资本分配给我们认为能够提供最高回报率的项目，并在我们的开发工作中部署领先的钻井和完井技术和技术。

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最新发展动态

信贷安排

于2022年5月2日，本公司订立借款基数重订协议及信贷协议第一修正案(“修订”)，修订本公司现有的信贷安排(经修订为“信贷安排”)。修正案除其他事项外，将信贷机制下的借款基数从8.5亿美元增加到10亿美元，选定的承诺额仍为7亿美元。2022年10月31日，公司完成了半年度借款基数的重新确定，期间借款基数重新确认为10亿美元，选定的承诺额仍为7亿美元。看见注5在我们的合并财务报表中，我们对信贷安排进行了额外讨论。

股票回购计划

2021年11月，公司董事会批准了回购计划，以收购最多1亿美元的普通股，随后在2022年4月将授权从1亿美元增加到2亿美元，然后在2022年7月从2亿美元增加到3亿美元。回购计划下的购买可能会不时在公开市场或私下协商的交易中进行，并将受到可用的流动性、市场状况、信贷协议限制、适用的法律要求、合同义务和其他因素的制约。回购计划并不要求公司购买任何特定数量的普通股。该公司打算根据回购计划购买股份，同时保持足够的流动性，为其资本发展计划提供资金。回购计划授权延长至2023年6月30日，董事会可随时暂停或修改、延长或终止该计划。截至2022年12月31日，公司以2.508亿美元回购290万股，加权平均价为每股86.47美元。

通货膨胀、利率上升和商品价格变化

2022年12月，美国的年通货膨胀率按消费物价指数计算为6.5%，与近年来观察到的历史通货膨胀率相比有显著增加。通货膨胀和大宗商品价格上涨导致钻井和完井成本比上一年增加。此外，美联储批准了一系列提高联邦基金利率的措施，从而收紧了货币政策。此外，美联储主席表示，美联储将继续采取必要行动，降低通胀，确保物价稳定，包括继续加息。通胀环境影响了我们整个2022年的信贷工具借款利率。我们的信贷工具借款利率已从2021年12月31日的3.19%上升到2022年12月31日的7.39%。利率的进一步提高可能会对公司继续执行其业务战略的能力产生负面影响。

我们的收入、我们的资产价值，以及我们以有吸引力的条件获得银行贷款或额外资本的能力，一直并将继续受到天然气、石油和天然气价格变化以及开采我们储量的成本的影响。天然气、石油和天然气价格受到我们无法控制或预测的大幅波动的影响。我们的某些资本支出和支出受到总体通胀的影响，我们预计2023年的成本将继续成为供需关系的函数；然而，我们预计通胀不会对2023年的现金流产生重大影响。

乌克兰战争的影响

俄罗斯入侵乌克兰和为应对危机而实施的制裁增加了全球金融市场的波动性，预计将产生进一步的全球经济后果，包括扰乱全球能源市场，放大通胀和供应链限制。乌克兰战争的最终影响将取决于未来的事态发展，以及恢复正常经济和运营状况的时机和程度。

2022年运营和财务亮点

2022年，我们取得了以下显著成就：

•报告的总净产量为每天983.4 MMcfe。

•产生了7.391亿美元的运营现金流。

•转为销售28口总(23.6净)油井；包括尤蒂卡的Extreme Pad，该油井上线后的总峰值产量约为每天140MMcfe。

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•通过以加权平均价每股86.47美元回购290万股股份，向股东返还2.508亿美元。

•将信贷安排下的借款基数从8.5亿美元增加到10亿美元。

•总债务减少1,900万美元。

•报告的年末估计净探明储量为4.0Tcfe。

工商业展望

到2023年，公司的主要重点是继续关注减少周期时间和运营成本，以提高利润率，并最终支持我们预期的自由现金流产生。我们致力于强调可持续性，并将继续把安全、环境管理和与我们运营的社区保持牢固的关系放在首位。全年，我们计划维持资本纪律，优先考虑产生自由现金流，并保持我们强大的财务状况，同时向股东返还资本，并通过增加租赁机会增加我们的资源深度。

2022年，天然气价格大幅改善，但由于现货价格从每MMBtu 3.46美元至9.85美元不等，价格继续波动。Henry Hub在2022年的平均价格为每MMBtu 6.44美元，而2021年为每MMBtu 3.89美元。展望2023年，我们预计天然气价格将继续波动。为了减轻我们对大宗商品市场波动的风险，并帮助为我们的财务实力提供一定程度的确定性，我们已经达成了天然气掉期和套圈的组合，约占我们2023年预期产量的58%，平均底价为每立方米3.58美元。

我们的2023年资本支出计划预计在4.25亿美元至4.75亿美元之间。在2022年之前，总体通胀是温和的；然而，在2022年期间，我们的资本和运营成本受到大宗商品价格波动、通胀大幅上升以及缺乏进入本年度的长期合同的负面影响。随着最近大宗商品价格的疲软，我们可能会开始看到2023年的通缩压力，以及不那么频繁的供应链约束。我们将继续监测和管理外地活动增加造成的通货膨胀和供应链压力，以及未来商品价格的任何上涨。

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目录表

财务报表索引

经营成果

上一继承期与上一继承期截至2022年12月31日止年度的比较

我们报告截至2022年12月31日的一年的净收益为4.947亿美元，而上一后续时期的净亏损为1.128亿美元，上一前一时期的净收益为2.51亿美元。导致净收入增加的重大变化将在以下几页按类别进一步讨论。由于四舍五入的原因，以下部分的某些合计和更改可能无法求和或重新计算。

天然气、石油和凝析油以及天然气销售(销售总额以千计)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
天然气(MMcf/天)
Utica生产量			674						732									781
挖掘生产量			209						183									126
总产量			883						915									907
总销售额			$	1,998,452					$	906,096								$	344,390
不受衍生品影响的平均价格(美元/mcf)			$	6.20					$	4.34								$	2.77
结算衍生品的影响(美元/mcf)			$	(3.11)					$	(1.44)								$	(0.03)
平均价格，包括已结算的衍生品(美元/mcf)			$	3.09					$	2.90								$	2.74
油和凝析油(MBbl/天)
Utica生产量			1						1									1
挖掘生产量			4						4									3
总产量			4						5									4
总销售额			$	147,444					$	81,347								$	29,106
不受衍生品影响的平均价格(美元/桶)			$	91.58					$	69.71								$	54.81
结算衍生品的影响(美元/桶)			$	(24.32)					$	(8.33)								$	—
平均价格，包括已结算的衍生品(美元/桶)			$	67.26					$	61.38								$	54.81
NGL(MBbl/天)
Utica生产量			2						2									3
挖掘生产量			10						9									6
总产量			12						11									9
总销售额			$	184,963					$	105,141								$	36,780
不受衍生品影响的平均价格(美元/桶)			$	41.26					$	39.56								$	30.37
结算衍生品的影响(美元/桶)			$	(2.80)					$	(4.88)								$	—
平均价格，包括已结算的衍生品(美元/桶)			$	38.46					$	34.68								$	30.37
总计(MMcfe/天)
Utica生产量			693						753									805
挖掘生产量			290						263									179
总产量			983						1,016									983
总销售额			$	2,330,859					$	1,092,584								$	410,276
不受衍生品影响的平均价格(美元/麦克菲)			$	6.49					$	4.72								$	3.05
结算衍生品的影响(美元/麦克菲)			$	(2.94)					$	(1.39)								$	(0.02)
平均价格，包括已结算的衍生品(美元/麦克菲)			$	3.55					$	3.33								$	3.03

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目录表

财务报表索引

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
天然气销售			$	1,998,452					$	906,096								$	344,390
石油和凝析油销售			147,444						81,347									29,106
天然气液体销售			184,963						105,141									36,780
天然气、石油和凝析油以及天然气销售总额			$	2,330,859					$	1,092,584								$	410,276

在截至2022年12月31日的一年中，我们的未对冲天然气、石油和凝析油以及NGL收入总额比前一年增加了约12亿美元，增幅为113%。这一增长主要是由我们摆脱破产的时机推动的。之前的后继期只包括从2021年5月18日到2021年12月31日的生产，而2022年的全年生产。此外，如上表所示，石油、天然气和NGL指数的单位变现大幅增加。最值得注意的是，Henry Hub指数从之前继任期的每MMBtu 4.28美元增加到2022年的每MMBtu 6.44美元。

在截至2022年12月31日的一年中，我们的未对冲天然气、石油和凝析油以及NGL收入总额比上一季度增加了约19亿美元，或468%。这一增长主要是由我们摆脱破产的时机推动的。之前的前一时期只包括2021年1月1日至2021年5月17日的生产，而2022年全年的生产。此外，石油、天然气和NGL指数也有显著增长。最值得注意的是，Henry Hub指数从之前继任期的每MMBtu 3.25美元增加到2022年的每MMBtu 6.44美元。

截至2022年12月31日止年度、上一后继期及上一上一期的天然气、石油及天然气总销量分别约占我们适用年度或期间总销量的86%、88%及86%。

天然气、石油和天然气衍生产品(千)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
天然气衍生品.公允价值损益			$	32,797					$	(223,512)								$	(123,080)
天然气衍生品.结算损失			(1,002,098)						(300,172)									(3,362)
天然气衍生产品的总亏损			(969,301)						(523,684)									(126,442)
石油和凝析油衍生产品--公允价值收益(损失)			6,618						(5,128)									(6,126)
石油和凝析油衍生产品.结算损失			(39,163)						(9,720)									—
石油和凝析油衍生产品的总亏损			(32,545)						(14,848)									(6,126)
NGL衍生品-公允价值收益(亏损)			14,648						(5,322)									(4,671)
NGL衍生品--结算损失			(12,549)						(12,965)									—
NGL衍生产品的总收益(亏损)			2,099						(18,287)									(4,671)
天然气、石油和天然气衍生产品的总亏损			$	(999,747)					$	(556,819)								$	(137,239)

上表中的结算收益(亏损)代表下列工具的已实现现金收益或亏损注13我们的合并财务报表。在截至2022年12月31日的一年中，我们的套期保值计划产生了10.538亿美元的现金结算，而前一后续期间为3.229亿美元，前一前一期间为340万美元。

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目录表

财务报表索引

租赁运营费用(单位数千元，单位除外)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
租赁运营费用
尤蒂卡			$	43,775					$	21,841								$	13,991
《独家新闻》			21,015						10,247									5,449
其他			1						84									84
租赁运营费用合计			$	64,790					$	32,172								$	19,524
每公用事业单位租赁运营费用
尤蒂卡			$	0.17					$	0.13								$	0.13
《独家新闻》			0.20						0.17									0.22
其他			0.15						0.81									2.15
每个MCFE的租赁运营费用总额			$	0.18					$	0.14								$	0.14

与之前的继承期相比，截至2022年12月31日的一年，总LOE的增长主要是由于我们摆脱破产的时机。之前的后继期仅包括2021年5月18日至2021年12月31日的生产和LOE，而2022年全年的生产和LOE。与之前的后续时期相比，2022年单位LOE的增加主要是由于额外的水处理成本、额外的修井成本和合同劳动力的增加。

与前一时期相比，截至2022年12月31日的一年，总LOE的增长主要是由于我们摆脱破产的时机。前一时期仅包括2021年1月1日至2021年5月17日的生产和LOE，而2022年全年的生产和LOE。与前一时期相比，2022年单位LOE的增加主要是由于额外的水处理成本、额外的修井成本和合同劳动力的增加。

所得税以外的其他税款(单位为千，单位除外)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
生产税			$	48,145					$	22,793								$	8,459
财产税			7,146						5,266									2,590
其他			4,847						2,184									1,300
所得税以外的税金总额			$	60,139					$	30,243								$	12,349
每麦克菲收入以外的其他税收总额			$	0.17					$	0.13								$	0.09

在截至2022年12月31日的一年中，与之前的继承期和之前的前任相比，除收入外的税收增加，主要与我们摆脱破产的时机有关。之前的继承期仅包括2021年5月18日至2021年12月31日的活动，之前的继承期仅包括2021年1月1日至2021年5月17日的活动，而2022年为全年。

在截至2022年12月31日的一年中，与上一后继期和上一前一期相比，除收入外的单位税收增加，主要是由于我们的天然气、石油和凝析油收入以及不包括上述对冲影响的NGL收入大幅增加而导致生产税增加。

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目录表

财务报表索引

运输、收集、加工和压缩(单位为千，单位除外)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
运输、收集、加工和压缩			$	357,246					$	212,013								$	161,086
运输、收集、加工和压缩			$	1.00					$	0.92								$	1.20

在截至2022年12月31日的一年中，运输、收集、处理和压缩的数量与之前的继承期和之前的前任相比都有所增加，这主要与我们摆脱破产的时机有关。之前的继承期仅包括2021年5月18日至2021年12月31日的活动，之前的继承期仅包括2021年1月1日至2021年5月17日的活动，而2022年为全年。

与上一继承期相比，在截至2022年12月31日的一年中，单位数量的增长主要是由于最低运量承诺的增加，以及某些集散和运输系统运费的提高。

与前一时期相比，在截至2022年12月31日的一年中，单位单位的减少主要是由于与中游合同拒绝和通过破产程序重新谈判有关的节省。

折旧、损耗和摊销(千元，单位除外)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
石油和天然气财产的折旧、耗尽和摊销			$	266,449					$	159,518								$	60,831
其他财产和设备的折旧、耗尽和摊销			1,312						1,395									1,933
折旧、损耗和摊销总额			$	267,761					$	160,913								$	62,764
折旧、损耗和摊销总额			$	0.74					$	0.69								$	0.47

我们的石油和天然气资产的折旧、损耗和摊销在截至2022年12月31日的年度与之前的继承期和之前的前任相比都有所增加，这主要是由于我们摆脱破产的时机所致。之前的继承期仅包括2021年5月18日至2021年12月31日的活动，之前的继承期仅包括2021年1月1日至2021年5月17日的活动，而2022年为全年。

与上一继承期相比，在截至2022年12月31日的一年中，单位折旧、损耗和摊销的增加主要是由于2022年额外的钻探和开发活动。

与上一年度相比，在截至2022年12月31日的一年中，单位折旧、损耗和摊销的增加主要是由于我们的石油和天然气资产重新开始估值的结果。看见注3关于重新开始调整的更多信息，请参阅我们的合并财务报表。

油气物性减值

由于在2021年6月30日进行的上限测试，我们在之前的后续期间产生了1.178亿美元的石油和天然气资产减值费用。在应用重新开始会计后，我们的石油和天然气资产的价值是根据截至出现日期的远期条带石油和天然气价格确定的。这些价格高于2021年6月30日全成本上限限制中使用的12个月加权平均价格，这导致了之前的后继期减值费用。

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目录表

财务报表索引

其他财产和设备的减值

由于预期未来用途的变化，我们在前一期间确认了公司总部1,460万美元的减值费用。

一般和行政费用(千元，单位除外)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
一般和行政费用，毛额			$	68,495					$	53,711								$	32,152
从第三方报销			(13,035)						(7,373)									(4,957)
资本化的一般费用和行政费用			(20,156)						(11,873)									(8,020)
一般和行政费用，净额			$	35,304					$	34,465								$	19,175
一般和行政费用，按Mcfe计算净额			$	0.10					$	0.15								$	0.14

在截至2022年12月31日的一年中，与之前的继承期和之前的前任相比，一般和行政费用总额增加，主要与我们摆脱破产的时机有关。

与之前的后继期和前前期相比，截至2022年12月31日的年度单位一般和行政费用下降，主要是因为与我们的重组相关的法律和专业费用大幅减少。在我们摆脱破产之前，与我们根据破产法第11章申请相关的法律和专业费用作为重组项目净额列报。在我们的出现日期之后，与我们第11章申请管理相关的任何法律和专业费用都作为一般和行政费用列报。

重组与负债管理

在之前的后续期间，我们产生了280万美元的重组费用，与裁员有关，因为我们继续使我们的员工和领导结构与我们目前的运营环境保持一致。

吸积费用

在截至2022年12月31日的一年中，增值费用增加到270万美元，而上一后续时期为120万美元。这一增长主要与我们摆脱破产的时机有关。增值支出较上一期间的120万美元有所增加，主要是由于我们摆脱破产的时机所致，但由于我们在摆脱破产后重新开始调整，导致我们的资产报废义务减少，部分抵消了这一增长。看见注3关于重新开始调整的更多信息，请参阅我们的合并财务报表。

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目录表

财务报表索引

利息支出(千元，单位除外)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
2026年优先债券利息			$	44,000					$	27,476								$	—
信贷安排利息			12,799						1,978									—
贷款成本摊销			2,914						1,663									—
退出贷款的利息			—						5,810									—
先出定期贷款的利息			—						3,564									—
DIP信贷安排的利息			—						—									3,104
请愿前循环信贷安排的利息支出			—						—									2,044
其他			60						362									(989)
利息支出总额			$	59,773					$	40,853								$	4,159
每个麦克菲的利息支出			$	0.17					$	0.18								$	0.03

在截至2022年12月31日的一年中，利息支出较之前的继承期和之前的前沿期都有所增加，主要与我们摆脱破产的时机有关。在截至2022年12月31日的年度内，每单位的利息支出与上一继承期相当，而在截至2022年12月31日的年度与上一前一期相比，利息支出出现显著增长，这主要是由于我们摆脱破产后债务结构的变化。

债务清偿损失(收益)

于前一继承期内，本公司确认与取消与退出信贷安排有关的资本化承诺费有关的亏损300万美元，详情见注5我们的合并财务报表。

股权投资亏损，净额(千)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
权益法投资损失净额			$	—					$	—								$	342

通过我们的全资子公司Grizzly Holdings，我们拥有加拿大无限责任公司Grizzly约24.5%的权益。自出现之日起生效，我们评估了我们对Grizzly的投资，并确定我们不再有能力对Grizzly Holdings的运营和财务政策施加重大影响。因此，我们停止使用权益法核算我们在Grizzly的投资，我们将使用以前的账面价值零作为初始基准，随后将按公允价值计量，同时在收益中记录公允价值的任何变化。

在截至2020年12月31日的年度内，我们从猛犸能源服务公司获得的净亏损份额超过了我们投资的账面价值，这使得我们的投资减少到零。我们的账面价值在之前的前身期间一直保持为零，直到出现日期使用猛犸象股份解决4A类索赔为止。看见注15我们的合并财务报表，以进一步讨论我们的股权投资。

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目录表

财务报表索引

重组项目，Net

下表汇总了重组项目中的组成部分，净额包括在我们截至2022年12月31日的年度合并经营报表中，以前的继任期和以前的前任期间(以千为单位)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
法律和专业咨询费			$	—					$	—								$	81,565
对允许的索赔进行调整			—						—									—
须妥协的负债净收益			—						—									(575,182)
重新开始调整，净额			—						—									160,756
抵销前置累计的其他综合收益			—						—									40,430
发债成本			—						—									3,150
其他项目，净额			—						—									22,383
重组项目，净额			$	—					$	—								$	(266,898)

其他，净额(千)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
其他，净额			$	(11,348)					$	13,049								$	1,713

与上一继承期和上一前继承期相比，2022年12月31日终了年度的其他收入增加，主要是由于2022年收到的结算付款收据，见附注19我们的合并财务报表。

所得税(单位：千)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
所得税优惠			$	—					$	(39)								$	(7,968)

截至2022年12月31日的年度，公司的实际税率为0%。在前一期间，我们的有效税率为(3.3%)，所得税优惠为800万美元。税收优惠完全归因于俄克拉荷马州的一项退款申请，该申请与与历史纳税申报单相关的审查有关。由于本公司的估值免税额状况及与破产法第11章出现相关的永久性调整，实际税率与法定税率不同。对于之前的继承期，我们的有效税率为0.03%，税收优惠为3.9万美元。税收支出完全归因于第三季度提交的俄克拉荷马州退款申请，导致对前一时期记录的福利进行了调整。由于对我们的递延税项净值资产保持全额估值准备，我们没有在之前的后续期间记录任何额外的所得税支出。

流动性与资本资源

概述。我们努力保持充足的流动性，以确保财务灵活性，抵御大宗商品价格波动，为我们的开发项目、运营和资本支出提供资金，并向股东返还资本。我们利用衍生品合约来减少商品价格波动对财务的影响，并为公司的现金流提供一定程度的确定性。从历史上看，我们通常为我们的运营、计划的资本支出、收购额外的石油和

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目录表

财务报表索引

天然气资产及任何债务或股份回购，包括我们经营活动的现金流、手头现金、我们循环信贷安排下的借款，以及股权和债务证券的发行。

在截至2022年12月31日的一年中，我们的资本资源和流动性的主要来源是运营产生的内部现金流，我们现金的主要用途是根据回购计划回购股票、根据信贷安排偿还款项、支付优先股的股息以及开发我们的石油和天然气资产。

我们相信，在未来12个月和可预见的未来，我们的年度自由现金流产生、手头现金和信贷安排下的借款能力将提供足够的流动资金，为我们的运营、资本支出、利息支出、债务偿还和董事会授权的任何向股东返还资本提供资金。

如果实际经营结果、已实现的大宗商品价格或现金使用与我们的假设不同，我们的流动性可能会受到不利影响。看见注5我们的合并财务报表，以进一步讨论我们的债务义务，包括我们票据的本金和账面金额。

截至2022年12月31日，我们拥有730万美元的现金和现金等价物，而截至2021年12月31日的现金和现金等价物为330万美元，截至2022年12月31日的净营运资本赤字为3.911亿美元，而截至2021年12月31日的净营运资本赤字为3.614亿美元。截至2022年12月31日，我们的营运资金赤字不包括未来12个月到期的债务。截至2022年12月31日，我们的融资债务本金总额为6.95亿美元，而截至2021年12月31日的本金总额为7.14亿美元。看见注5我们的合并财务报表，以进一步讨论我们的债务义务，包括我们票据的本金和账面金额。

截至2023年2月23日，我们有2560万美元的现金和现金等价物，我们的信贷安排下有7900万美元的借款，1.134亿美元的未偿还信用证，以及5.5亿美元的未偿还2026年优先票据。

如中所讨论的注5在我们的综合财务报表中，当我们在2021年10月14日签订现有的信贷安排时，它规定的最高本金总额高达15亿美元，初始借款基数为8.5亿美元，初始选定承诺额为7.0亿美元。现有的信贷安排还为签发信用证提供了1.75亿美元的总承付款。

于2022年5月2日，吾等签订了《借款基数重新厘定协议修正案》及《信贷协议第一修正案》(下称《修正案》)，修订了现有的信贷安排(经修订后的“信贷安排”)。修正案除其他事项外，(A)将信贷安排下的借款基数从8.5亿美元增加到10亿美元，可选择的承诺额仍为7亿美元，(B)修订某些与对冲有关的契约，以放宽某些要求和限制，(C)修改限制付款的契约，以(I)将允许无限制限制付款的净杠杆率从1.00至1.00提高至1.25至1.00，以及(Ii)允许额外的限制性付款赎回优先股，直至2022年12月31日，提供一定的杠杆，没有违约或借款基础不足的事件和可用性测试，以及(D)规定从LIBOR过渡到SOFR基准，所有期限的信贷利差调整为10个基点。

2022年10月31日，本公司完成了半年度借款基数的重新确定，在此期间，信贷安排下的借款基数被重新确认为10亿美元，所选承诺保持在7亿美元。

此外，在出现日期，根据计划的条款，我们发行了我们的2026年高级票据。2026年优先票据由本公司为信贷安排提供担保的每一家子公司在优先无担保的基础上提供担保。

我们可以继续使用现金、借款和发行普通股或其他证券的组合，通过私下协商的交易、公开市场回购、赎回、收购要约或其他方式来偿还我们的未偿债务和优先股，但我们没有义务这样做。

看见注5我们的合并财务报表，以进一步讨论我们出现后的未偿债务。

优先股分红。如中所讨论的注6在我们的综合财务报表中，优先股持有人有权就现金股息按清算优先权(定义见下文)每年10%的比率收取累计季度股息，而就作为优先股额外股份以实物支付的股息(“实物股息”)每年按清算优先权每年15%收取股息。我们目前可以选择支付现金或PIK股息

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目录表

财务报表索引

按季度计算。优先股每股有1,000美元的清算优先权(“清算优先权”)。优先股没有规定的到期日，除非被公司回购或赎回或转换为普通股，否则将无限期地保持未偿还状态。

在截至2022年12月31日的年度以及之前的后续期间，公司分别向优先股持有人支付了540万美元和150万美元的现金股息。

补充担保人财务信息。2026年优先票据由为我们的信贷安排或某些其他债务提供担保的所有现有合并子公司(统称为“担保人”)以优先无担保基础提供担保。2026年发行的优先债券不由Grizzly Holdings或Mule Sky，LLC(“非担保人”)担保。担保人为母公司100%所有，担保方式为全额、无条件、连带和数个。对母公司或担保人以股息或贷款形式从对方获得资金的能力没有重大限制。担保与附属担保人的所有优先债务具有同等的偿还权，并优先于附属担保人的任何未来次级债务的偿还权。 2026年优先票据及担保实际上从属于本公司及附属担保人的所有有担保债务(包括信贷安排下的所有借款及其他债务)，但以担保该等债务的抵押品价值为限，并在结构上从属于不为2026年优先票据提供担保的任何附属公司的所有债务及其他负债。

美国证券交易委员会规则S-X规则13-01要求展示“财务信息摘要”，以取代规则3-10要求的“摘要综合财务信息”。如果担保人的资产、负债和经营结果与我们合并财务报表中列报的相应金额没有实质性差异，规则13-01允许省略汇总财务信息。母公司和担保子公司构成了我们的主要业务。因此，我们得出结论，由于我们的担保人的摘要财务信息与我们的综合财务报表没有实质性差异，因此不需要列报摘要财务信息。

衍生工具和套期保值活动。我们的运营结果和现金流受到天然气、石油和天然气市场价格变化的影响。为了减轻部分不利市场变化的风险，我们订立了各种衍生工具。我们的天然气、石油和NGL衍生业务，与我们的天然气、石油和NGL销售相结合，使我们能够更确定地预测我们将获得的总收入。看见第7A项关于市场风险的定量和定性披露，以进一步讨论大宗商品价格风险对我们财务状况的影响。此外，请参见注13为了进一步讨论衍生品和套期保值活动，我们的合并财务报表。2022年12月31日之后，截至2023年2月23日，我们签订了以下天然气、石油和NGL衍生品合约：

期间						衍生工具的类型						索引						每日业务量(MMbtu)						加权 平均价格
2023						基差互换						乐购M2						76,219						$(0.85)
2023						基差互换						霸王龙3区						59,452						$(0.22)
2023						基差互换						NGPL TXOK						42,685						$(0.34)
2024						掉期						纽约商品交易所亨利·哈勃						30,000						$3.90
2024						无成本的衣领						纽约商品交易所亨利·哈勃						60,000						$3.17 / $3.96

此外，在年底后，该公司通过回购2023年天然气卖出看涨期权的一部分，并出售2023年和2025年的额外天然气看涨期权，重组了部分天然气卖出看涨期权头寸。下表汇总了这些交易：

期间						衍生工具的类型						索引						每日业务量(MMBtu)						加权 平均价格
2023						购买的天然气呼叫选项						纽约商品交易所亨利·哈勃						134,137						$	2.90
2023						售出的天然气看涨期权						纽约商品交易所亨利·哈勃						134,137						$	3.70
2025						售出的天然气看涨期权						纽约商品交易所亨利·哈勃						160,000						$	6.04

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合同义务和商业义务。 下表列出了我们在2022年12月31日的合同和商业义务(以千为单位)：

			按期付款到期
合同义务			总计						2023						2024-2025						2026-2027						2028年及其后
长期债务(1):
本金			$	695,000					$	—					$	145,000					$	550,000					$	—
利息			148,500						44,000						88,000						16,500						—
确定运输和收集合同(2)			1,618,385						231,123						360,578						274,802						751,882
其他业务承诺(3)			83,900						52,700						31,200						—						—
经营租赁负债(4)			26,713						12,414						13,738						561						—
合同现金债务总额(5)			$	2,572,498					$	340,237					$	638,516					$	841,863					$	751,882

_____________________ 

(1)本公司债务及相关利息的到期日反映其原来的到期日，并不反映因与该等债务有关的任何违约事件而导致的任何加速。看见注5我们的合并财务报表，以描述我们的长期债务。

(2)我们在公司运输和收集合同下的承诺不反映最近被拒绝或正在被拒绝的合同，如附注19我们的合并财务报表。看见注18我们的合并财务报表，以进一步讨论我们坚定的运输和收集承诺。

(3) See 注18关于我们的其他业务承诺的说明，请参阅我们的合并财务报表。

(4) See 注10关于我们经营租赁负债的说明，请参阅我们的合并财务报表。

(5)本表不包括衍生负债或因日后放弃石油及天然气财产而估计的贴现成本。看见附注13和4我们的合并财务报表分别。

表外安排。我们可能会进行表外安排和交易，这可能会产生重大的表外债务。截至2022年12月31日，我们的重大表外安排和交易包括1.134亿美元的循环信贷安排未偿还信用证和3350万美元的担保债券。信用证和担保债券都被用作财务担保，其中大部分与确定的运输协议有关。为了支持公司的业务计划，公司期望在未来达成类似的合同安排。与未合并实体或其他人士并无任何其他交易、安排或其他关系合理地可能对我们的流动资金或资本资源的可获得性造成重大影响。

资本支出。除了某些租赁收购活动外，我们的资本支出历史上一直与执行我们的钻井和完井活动有关。我们的资本投资战略专注于开发我们认为能够提供最高回报率的项目，并使我们能够产生可持续的现金流，考虑到当前和预测的大宗商品价格。在截至2022年12月31日的年度内，公司的资本支出总额为4.492亿美元，其中4.118亿美元用于钻井和完井活动，3740万美元用于租赁和土地投资。

我们2023年的资本支出目前估计在3.75亿美元至4亿美元之间，用于钻井和完井支出。此外，我们目前预计2023年非钻井和完井支出约为5,000万至7,500万美元，主要包括租赁收购、租赁延期和租赁维护付款。我们预计这一资本计划将在2023年产生大约1,000至1,040 MMcfe的日产量。

商品价格风险。能源市场的波动性使得预测未来石油和天然气价格走势变得极其困难。2022年期间，西德克萨斯中质原油价格从每桶71.05美元到123.64美元不等，Henry Hub天然气现货市场价格从每MMBtu 3.46美元到9.85美元不等。2021年期间，WTI价格从每桶47.47美元到85.64美元不等，Henry Hub天然气现货市场价格从每MMBtu 2.43美元到23.86美元不等。如果石油和天然气价格进一步下跌，我们的运营、财务状况和开发石油和天然气储备的支出水平可能会受到重大不利影响。此外，较低的石油和天然气价格可能会减少我们可以经济地生产的石油和天然气的数量。这可能导致我们不得不大幅下调我们的估计已探明储量。如果发生这种情况，或者如果我们的产量估计发生变化，或者我们的勘探或开发活动被削减，全成本会计规则可能要求我们将石油和天然气资产的账面价值减记为收益的非现金费用。大宗商品价格和/或我们储备的减少也可能对我们循环信贷安排下的借款基础产生负面影响，这可能会限制我们的流动性和为发展活动提供资金的能力。

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见项目7A。“关于市场风险的定量和定性披露”，以了解有关2022年12月31日我们的未平仓衍生品工具的进一步信息。

现金的来源和用途

下表列出了截至2022年12月31日的年度、以前的继承期和以前的前任期间的现金和现金等价物的主要变化(以千为单位)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
经营活动提供的净现金			$	739,077					$	292,985								$	172,155
增加石油和天然气的性质			(460,780)						(207,113)									(102,330)
债务活动净额			(19,000)						(138,751)									(147,660)
普通股回购			(250,482)						—									—
发行优先股所得款项			—						—									50,000
优先股分红			(5,444)						(1,503)									—
其他			628						(1,775)									(2,609)
现金、现金等价物和限制性现金净变化			$	3,999					$	(56,157)								$	(30,444)
期末现金、现金等价物和限制性现金			$	7,259					$	3,260								$	59,417

经营活动提供的净现金。在截至2022年12月31日的一年中，经营活动提供的净现金为7.391亿美元，而上一后续时期为2.93亿美元，前一前一时期为1.722亿美元。这些增长主要是由于我们的石油和天然气购买者的现金收入增加，原因是天然气、石油和天然气净销售额大幅增加，不包括衍生品的影响。

增加石油和天然气属性。于截至2022年12月31日止年度内，我们在尤蒂卡钻出19口总(净额17.4口)油井，并从15口总(净额13.4)井开始销售，总成本约为2.718亿美元；我们在该铲子内钻出6口总(净额4.3)井，并从13口总(净额10.3)井开始销售，总成本约为1.269亿美元。此外，在2022年期间，我们挖出了13口总油井(净额0.07口)，40口总油井(净额2.65口)被其他运营商转手销售，我们的总成本约为1,320万美元。

上文讨论的钻井和完井成本反映了已发生的成本，而下表所示的钻井和完井成本反映了钻井和完井的现金支付。已发生的资本支出和现金资本支出可能因现金支付周期的不同而不同。截至2022年12月31日的年度、前继期和前前期的现金资本支出如下(以千为单位)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
石油和天然气财产现金支出：
钻井和完井成本			$	410,281					$	183,333								$	94,128
租赁收购			32,708						13,022									2,752
其他			17,791						10,758									5,450
石油和天然气财产支出总额			$	460,780					$	207,113								$	102,330

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债务活动。在截至2022年12月31日的一年中，公司在其信贷安排上的借款减少了1900万美元。截至2023年2月23日，该公司的信贷安排有7900万美元的未偿还借款。

普通股回购。截至2022年12月31日，公司以2.508亿美元回购290万股，加权平均价为每股86.47美元。截至2023年2月23日，我们根据回购计划以约2.644亿美元的价格回购了310万股票，加权平均价为每股85.14美元。

发行优先股。在之前的期间，我们收到了大约5000万美元与我们的优先股发行有关的收益。

优先股分红。在截至2022年12月31日的一年中，公司向优先股持有人支付了540万美元的现金股息，而在之前的后续期间，公司向优先股持有人支付了150万美元的现金股息。

关键会计政策和估算

根据美国公认的会计原则编制财务报表要求我们作出估计和假设。我们认为对我们的财务报表最重要的会计估计和假设如下所述。我们的管理层已经与我们董事会的审计委员会讨论了每一个重要的会计估计。

重组和重新开始会计。公司应用FASB ASC主题852-重组(“ASC 852”)编制综合财务报表，该报表规定了通过破产法第11章进行重组的实体的会计和财务报告要求。这些要求包括将与重组有关的交易与与企业持续经营有关的活动区分开来。因此，在截至2020年12月31日的综合资产负债表上，可能受到破产法第11章程序影响的请愿前负债被归类为受损害的负债。此外，在截至2020年12月31日的年度和前一时期的合并经营报表中，某些费用、已实现损益和在第11章案件中实现或发生的损失准备金，包括对某些债务账面价值的调整，被计入重组项目。

一旦脱离破产法第11章的案例，ASC 852要求我们根据个别资产的估计公允价值将我们的重组价值分配给我们的个人资产，从而产生一个新的实体用于财务报告。生效日期后，ASC 852的会计和报告要求不再适用，对后续期间没有影响。参考注2和注3关于破产程序事件以及重组的会计和报告影响的更多信息，请参阅我们的合并财务报表。

石油和天然气的性质。我们使用全成本法核算石油和天然气业务。因此，所有成本，包括非生产成本以及与石油和天然气资产的购置、勘探和开发直接相关的某些一般和行政成本，都被资本化。

在完全成本法下，资本化成本根据已探明的石油和天然气储量按复合单位生产法摊销。如果我们每年保持相同的产量水平，如果我们对剩余储量或未来开发成本的估计发生重大变化，折旧、损耗和摊销费用可能会有很大不同。

我们根据美国证券交易委员会规定的全成本核算方法，每季度审查我们的石油和天然气资产的账面价值。这种季度审查被称为上限测试。

影响这一测试的两个主要因素是储量估计和截至2022年12月31日的12个月期间每个月第一天的未加权算术平均价格。下调石油和天然气储量估计数和/或不利的价格可能对未来估计净收入的现值产生重大影响。任何超出账面净值的部分，减去递延所得税，通常都会作为费用注销。该公司在截至2022年12月31日的年度内没有记录其石油和天然气资产的减值。该公司在上一后续期间记录了1.178亿美元的石油和天然气资产减值。请参阅中的石油和天然气属性注1关于全面成本会计方法的进一步信息，请参阅我们的合并财务报表。

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石油、天然气和天然气储量。对石油和天然气储量及其价值、未来生产率、未来开发成本和大宗商品价差的估计是我们最重要的估计。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。此外，储量估计可能会根据实际产量、随后勘探和开发活动的结果、最近的大宗商品价格、运营成本和其他因素进行修订。这些修订可能会对我们的财务报表产生重大影响。商品价格的波动导致这些估计和假设中固有的不确定性增加。天然气、石油或天然气价格的变化可能会导致实际结果与我们的估计大不相同。看见注20我们的合并财务报表以获取更多信息。

所得税。我们采用资产负债法来核算所得税，在这种方法下，递延税项资产和负债被确认为(1)财务报表账面金额与现有资产和负债的计税基础之间的暂时性差异以及(2)营业亏损和税收抵免结转的未来税务后果。递延所得税资产和负债是根据适用于预期收回或结算这些临时差额的未来期间的制定税率计算的。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间在收入中确认。递延税项资产在变现变得可确定的年度确认。每季度，管理层对其应税收入进行预测，以确定是否更有可能需要估值津贴，同时考虑积极和消极因素。如果管理层认为，部分递延税项资产很可能不会变现，则为我们的递延税项资产建立估值准备金。截至2022年12月31日，已设立8.033亿美元的估值拨备，以完全抵消我们合并资产负债表上的递延税项净资产。

收入确认。我们几乎所有的收入都来自销售天然气、原油以及从我们的石油和天然气资产中生产的天然气。收入记录在产品交付给购买者的月份。我们在发货后一到三个月内收到几乎所有这些销售的付款。在每个月底，我们估计当月交付给采购商的产品数量和我们将收到的价格。我们的估计收入和产品销售的实际金额之间的差异记录在从买家那里收到付款的那个月。从历史上看，我们收到的实际付款并没有明显偏离我们的应计项目。

衍生品公司。我们寻求通过签订场外固定价格掉期、基差掉期、无成本环和各种类型的期权合同来减少我们对天然气、石油和NGL价格不利变化的敞口，这些价格受到重大且往往是波动的影响。所有衍生工具在资产负债表中确认为资产或负债，按公允价值计量。我们使用行业标准模型估计所有衍生工具的公允价值，该模型考虑了各种假设，包括标的工具的当前市场和合同价格、隐含波动率、时间价值、不履行风险以及其他相关经济指标。

衍生品公允价值变动的会计处理取决于衍生品的预期用途和由此产生的名称。我们目前的商品衍生工具没有被指定为会计目的的套期保值。因此，公允价值变动在变动期的综合经营报表中确认。衍生工具的损益计入经营活动的现金流。

第7A项。			关于市场风险的定量和定性披露

天然气，石油和天然气液体衍生仪器。我们的经营业绩和现金流受到石油、天然气和天然气市场价格变化的影响。为了减轻我们对不利价格变动的部分风险，我们签订了各种衍生工具。我们的天然气、石油和NGL衍生业务与我们的天然气、石油和NGL销售相结合，使我们能够更确定地预测我们将获得的收入。我们相信，我们的衍生品工具在实现我们的风险管理目标方面将继续非常有效。

我们保护短期现金流并试图减少天然气、石油和NGL价格不利变化的风险敞口的总体战略是，当价格达到管理层认为可以为我们的投资资本提供合理回报率的水平时，对冲加强天然气、石油和NGL期货市场。在形成对未来价格的看法时，我们考虑的信息包括总体经济状况、工业产出水平和预期、生产商盈亏平衡成本结构、液化天然气趋势、石油和天然气储存库存水平、基本产量的行业下降率和天气趋势。执行管理层参与所有风险管理活动，董事会在季度董事会会议上审查我们的衍生品计划。我们相信我们有足够的内部控制来防止未经授权的交易。

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财务报表索引

我们使用衍生品工具来实现我们的风险管理目标，包括掉期、期权和无成本项圈。所有这些都将在下面更详细地描述。我们通常使用掉期来对冲很大一部分石油和天然气价格风险。我们过去也曾出售看涨期权，以利用与市场价格波动相关的溢价。

我们通过审核我们的整体估计未来产量水平来确定可能受衍生合约影响的名义产量，该估计未来产量水平是根据对现有生产储量估计和对新钻探可能产量的估计得出的。产量预测至少每月更新一次，并在必要时根据实际结果和活动水平进行调整。我们不会就超出我们预测产量份额的数量订立衍生合约，如果未来期间的产量估计被下调，且已就高于新产量预测的部分数量执行了衍生品工具，则通常情况下会颠倒立场。我们衍生工具的实际固定价格来自NYMEX等第三方指数的参考。我们所有的商品衍生工具都是根据合同规定的固定价格和浮动价格之间的差额进行净结算的，从而产生欠交易对手或来自交易对手的净金额。

我们不断评估我们的衍生产品头寸，如果未来市场状况发生变化，价格处于我们认为可能危及头寸有效性的水平，我们将通过与交易对手谈判现金结算、重组头寸或进行有效逆转当前头寸的新交易来缓解这种风险。吾等在结算日前结清或重组头寸时所考虑的因素，与我们在决定订立原始衍生头寸时所考虑的因素相同。

我们利用既定的指数价格、波动率曲线、贴现系数和期权定价模型确定了我们衍生工具的公允价值。这些估值将与交易对手的估值进行比较，以确定合理性。衍生品交易还面临交易对手无法履行义务的风险。这种不履行风险在我们的衍生工具的估值中被考虑，但到目前为止还没有对我们的衍生工具的价值产生实质性的影响。我们在财务报表中报告的价值是在某个时间点上报告的，随后随着这些估计进行修订以反映实际结果、市场状况的变化和其他因素而发生变化。看见附注16以进一步讨论与我们的衍生工具相关的公允价值计量。

截至2022年12月31日，我们的天然气、石油和NGL衍生工具符合以下类型的工具：

•掉期：我们收到一个固定的价格，并向对冲商品的交易对手支付浮动的市场价格。为了换取我们某些掉期交易的更高固定价格，我们可能会出售看涨期权。

•基差互换：这些工具是保证从指定交割点到纽约商品交易所的固定价差的安排。我们收到固定差价，并向对冲商品的交易对手支付浮动的市场差价。

•无成本的衣领：每个双向价格圈都有一个固定的下限和上限价格，用于对冲生产。如果适用的月度价格指数超出了各个领子的下限和上限价格设定的范围，本公司将与交易对手现金结算差额。

•看涨期权：我们出售看涨期权，偶尔也会买入，以换取溢价。在结算时，如果市场价格超过看涨期权的固定价格，我们将向交易对手支付卖出的看涨期权的超额金额，我们将收到买入的看涨期权的超额金额。如果市场价格低于看涨期权的固定价格，任何一方都不需要支付任何款项。

我们的对冲安排在某些情况下可能会使我们面临财务损失的风险，包括产量低于预期或大宗商品价格上涨的情况。截至2022年12月31日，我们的净负债衍生头寸为3.479亿美元，而截至2021年12月31日的净负债衍生头寸为4.02亿美元。利用实际衍生品合同交易量，基础商品价格上涨10%将使我们的负债增加约1.719亿美元，而基础商品价格下降10%将使我们的负债减少约1.566亿美元。然而，任何已实现的衍生工具收益或亏损将分别由衍生工具涵盖的产品实际销售价值的减少或增加大幅抵销。有关本公司商品衍生产品交易的详细资料，请参阅注13我们的合并财务报表。

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财务报表索引

交易对手信用风险。本公司通过要求所有交易对手的具体最低信用标准、积极监控交易对手的公共信用评级以及避免通过与多个交易对手进行交易来避免信用风险集中，定期监测和管理与衍生品合同相关的交易对手风险敞口。该公司的商品衍生合约交易对手通常是具有投资级信用评级的金融机构。 本公司于执行衍生工具合约前与其每一衍生工具交易对手订立国际掉期交易商协会主协议(“ISDA”)。ISDA的条款赋予(其中包括)本公司及交易对手在本公司或衍生合约交易对手发生界定违约行为时的抵销权。

利率风险。我们的信贷安排是根据浮动利率条款安排的，因为这些安排下的垫款可以是基本利率贷款或定期基准贷款的形式。因此，我们的利息支出对美国最优惠利率的波动很敏感，如果当选了术语基准利率，则是术语基准利率的波动。截至2022年12月31日，我们的信贷安排下有1.45亿美元的未偿还借款，加权平均利率为7.39%。根据截至2022年12月31日我们的信贷安排下的未偿还借款，平均利率每提高1%，利息支出将增加约150万美元。截至2022年12月31日，我们没有任何利率互换来对冲我们的利率风险。

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财务报表索引

第八项。			财务报表和补充数据

财务报表索引

						页面
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID号248)						57
合并资产负债表						59
合并业务报表						60
综合全面收益表(损益表)						61
合并股东权益报表(亏损)						62
合并现金流量表						64
合并财务报表附注						65
1.主要会计政策摘要						65
2.第十一章浮现						71
3.重新开始会计核算						72
4.财产和设备						81
5.长期债务						83
6.夹层股权						86
7.权益						87
8.股票薪酬						88
9.与客户签订合同的收入						90
10.租契						91
11.所得税						93
12.每股收益						95
13.衍生工具						95
14.重组和负债管理费用						99
15.投资						100
16.公允价值计量						101
17.关联方交易						103
18.承诺						103
19.或有事项						104
20.关于石油和天然气勘探和生产活动的补充资料						106
21.后续事件						111

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目录表

财务报表索引

独立注册会计师事务所报告

董事会和股东

湾港能源公司

对财务报表的几点看法

我们审计了湾港能源公司(特拉华州的一家公司)及其子公司(“本公司”)截至2022年12月31日和2021年12月31日(继承人)的综合资产负债表，截至2022年12月31日(继承人)的年度、2021年5月18日至2021年12月31日(继承人)、2021年1月1日至2021年5月17日(前身)和截至2020年12月31日(前身)的相关综合经营表、综合收益(亏损)、股东权益(亏损)和现金流量(统称为“财务报表”)以及相关附注(统称“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日(后继者)的财务状况，以及截至2022年12月31日(后继者)、2021年5月18日至2021年12月31日(后继者)、2021年1月1日至2021年5月17日(前身)以及截至2020年12月31日(前身)的年度的经营成果和现金流量，符合美国公认的会计原则。

我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据2013年建立的标准，审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布，我们2023年3月1日的报告表达了无保留的意见。

从破产中走出来

如财务报表附注1所述，美国特拉华州地区破产法院于2021年4月28日发出命令，确认重组计划，公司于2021年5月17日摆脱破产。因此，所附财务报表已根据“财务报告准则汇编”第852号“财务报告准则汇编”编制，作为资产、负债和资本结构的新实体，其资产、负债和资本结构的账面金额不能与以前的期间相比较，如附注3所述。

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

关键的审计问题 下面传达的是一件事 (1)涉及对财务报表有重大影响的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对财务报表的整体看法，我们也不会因为沟通关键审计事项而改变 下面，提供了一个 不同意见 关于关键审计问题 或其所关乎的账目或披露。

受公司已探明储量估算影响的油气资产的损耗、折旧和摊销费用

如财务报表附注1进一步所述，该公司采用全成本法核算石油和天然气业务。这种会计方法要求管理层对已探明储量和相关的未来净现金流进行估计，以计算和记录石油和天然气资产的损耗、折旧和摊销。估计…的数量

57

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目录表

财务报表索引

根据已探明石油及天然气储量，管理层作出重大估计及假设，包括预测已探明未开发物业的产量递减率，以及预测与本公司已探明未开发物业发展计划有关的产量时间及产量。此外，对已探明储量的估计也受到管理层对与已探明储量相关的油井的财务状况的判断和估计的影响，以确定油井在估计损耗、折旧和摊销费用所需的适当定价假设下是否预期是经济的。我们确认了已探明储量的估计，因为它与确认损耗、折旧和摊销费用有关，是一项关键的审计事项。

我们确定已探明储量的估计是一项重要审计事项的主要考虑因素是，对估计本公司已探明储量的数量和未来现金流所需的某些投入和假设的相对较小的变化可能会对损耗、折旧和摊销费用的计量产生重大影响。反过来，审计这些输入和假设需要审计师主观而复杂的判断。

我们与估算已探明储量有关的审计程序包括以下内容：

•我们测试了与管理层估计已探明储量有关的内部控制的设计和运作有效性，目的是估计损耗、折旧和摊销费用。

•我们评估了本公司储量专家的独立性、客观性和专业资格，就评估本公司已探明储量的过程和判断向油藏工程师进行了询问，并阅读了本公司储量专家编写的报告。

•我们评估了用于确定已探明储量和其他现金流量的敏感输入和假设，以及源自公司会计记录的其他现金流量输入和假设，例如历史定价差异、运营成本、估计的未来开发成本和所有权权益。我们测试了管理层确定假设的流程，包括检查基本支持，在适用的情况下，以样本为基础。具体地说，我们的审计程序涉及测试管理层的假设，如下所示：

◦将准备金报告中使用的估计定价差异与本年度记录的与收入交易有关的实际价格进行比较，并酌情审查定价差异的合同支持情况；

◦测试用于估计年终运营成本的模型，并将其与历史运营成本进行比较；

◦测试用于确定未来开发费用的模型，并酌情将储备金报告中使用的估计未来开发费用与最近钻探和完成的油井的支出金额进行比较；

◦通过检查土地和分区订单记录，检验储备报告中使用的工作和净收入利益；

◦通过审查历史转换率和对公司为已探明未开发物业提供资金和开发意向的支持，评估公司支持储量报告中反映的已探明未开发物业的证据；以及

◦通过与历史实际结果和上一年的储备报告进行比较，将分析程序应用于储备报告。

/s/ 均富律师事务所

自2005年以来，我们一直担任本公司的审计师。

俄克拉荷马城，俄克拉荷马州

March 1, 2023

58

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目录表

财务报表索引

湾港能源公司

合并资产负债表

(单位：千)

			继任者
			2022年12月31日						2021年12月31日
资产
流动资产：
现金和现金等价物			$	7,259					$	3,260
应收账款-石油、天然气和天然气液体销售			278,404						232,854
应收账款--连带利息和其他			21,478						20,383
预付费用和其他流动资产			7,621						12,359
短期衍生工具			87,508						4,695
流动资产总额			402,270						273,551
财产和设备：
石油和天然气性质，全成本法
已探明的石油和天然气性质			2,418,666						1,917,833
未证明的性质			178,472						211,007
其他财产和设备			6,363						5,329
总资产和设备			2,603,501						2,134,169
减去：累计损耗、折旧、摊销和减值			(545,771)						(278,341)
财产和设备合计(净额)			2,057,730						1,855,828
其他资产：
长期衍生工具			26,525						18,664
经营性租赁资产			26,713						322
其他资产			21,241						19,867
其他资产总额			74,479						38,853
总资产			$	2,534,479					$	2,168,232

负债、夹层股权与股东权益
流动负债：
应付账款和应计负债			$	437,384					$	394,011
短期衍生工具			343,522						240,735
经营租赁负债的当期部分			12,414						182
流动负债总额			793,320						634,928
非流动负债：
长期衍生工具			118,404						184,580
资产报废债务			33,171						28,264
非流动经营租赁负债			14,299						140
长期债务，扣除本期债务			694,155						712,946
非流动负债总额			860,029						925,930
总负债			$	1,653,349					$	1,560,858
承付款和或有事项(附注18和19)
夹层股权：
优先股--$0.0001面值，110.0授权千股，52.3截至2022年12月31日已发行和未偿还的1,000美元，以及57.9截至2021年12月31日已发行及未偿还的千张			52,295						57,896
股东权益：
普通股--$0.0001面值，42.0授权的百万股，19.1截至2022年12月31日已发行和未偿还的百万美元，以及20.6截至2021年12月31日已发行和未偿还的			2						2
额外实收资本			449,243						692,521
普通股作为储备持有，622022年12月31日的千股，以及9382021年12月31日千股			(1,996)						(30,216)
留存收益(累计亏损)			381,872						(112,829)
库存股，按成本价-3.92022年12月31日的千股，以及不是股票于2021年12月31日			(286)						—
股东权益总额			$	828,835					$	549,478
总负债、夹层权益和股东权益			$	2,534,479					$	2,168,232

见合并财务报表附注。

59

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目录表

财务报表索引

湾港能源公司

合并业务报表

(单位：千)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
收入：
天然气销售			$	1,998,452					$	906,096								$	344,390					$	671,535
石油和凝析油销售			147,444						81,347									29,106						62,902
天然气液体销售			184,963						105,141									36,780						66,814
天然气、石油和天然气衍生产品的净(亏损)收益			(999,747)						(556,819)									(137,239)						65,291
总收入			1,331,112						535,765									273,037						866,542
运营费用：
租赁运营费用			64,790						32,172									19,524						54,235
所得税以外的其他税种			60,139						30,243									12,349						28,509
运输、收集、加工和压缩			357,246						212,013									161,086						456,318
折旧、损耗和摊销			267,761						160,913									62,764						239,744
石油和天然气性质的减值			—						117,813									—						1,357,099
其他财产和设备的减值			—						—									14,568						—
一般和行政费用			35,304						34,465									19,175						59,329
重组和负债管理费用			—						2,858									—						30,847
吸积费用			2,746						1,214									1,229						3,066
总运营费用			787,986						591,691									290,695						2,229,147
营业收入(亏损)			543,126						(55,926)									(17,658)						(1,362,605)
其他费用(收入)：
利息支出			59,773						40,853									4,159						120,079
债务清偿损失(收益)			—						3,040									—						(49,579)
权益法投资损失净额			—						—									342						11,055
重组项目，净额			—						—									(266,898)						152,359
其他，净额			(11,348)						13,049									1,713						21,324
其他费用合计			48,425						56,942									(260,684)						255,238
所得税前收入(亏损)			494,701						(112,868)									243,026						(1,617,843)
所得税(福利)费用			—						(39)									(7,968)						7,290
净收益(亏损)			494,701						(112,829)									250,994						(1,625,133)
优先股股息			(5,444)						(4,573)									—						—
参与证券--优先股			(76,401)						—									—						—
普通股股东应占净收益(亏损)			$	412,856					$	(117,402)								$	250,994					$	(1,625,133)
每股普通股净收益(亏损)：
基本信息			$	20.45					$	(5.71)								$	1.56					$	(10.14)
稀释			$	20.32					$	(5.71)								$	1.56					$	(10.14)
加权平均已发行普通股-基本			20,185						20,545									160,834						160,231
加权平均已发行普通股-稀释			20,347						20,545									160,834						160,231

见合并财务报表附注。

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目录表

财务报表索引

湾港能源公司

综合全面收益表(损益表)

(单位：千)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
净收益(亏损)			$	494,701					$	(112,829)								$	250,994					$	(1,625,133)
外币折算调整			—						—									2,570						3,833
其他综合损失			—						—									2,570						3,833
综合收益(亏损)			$	494,701					$	(112,829)								$	253,564					$	(1,621,300)

见合并财务报表附注。

61

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目录表

财务报表索引

湾港能源公司

合并股东权益报表(亏损)

(单位：千)

			普通股												储备中持有的普通股												库存股						已缴费 资本						累计其他 综合(亏损)收益						留存收益(累计 赤字)						股东合计 权益(赤字)
			股票						金额						股票						金额
2020年1月1日的余额(前身)			159,711						$	1,597					—						$	—					$	—					$	4,207,554					$	(46,833)					$	(2,847,726)					$	1,314,592
净亏损			—						—						—						—						—						—						—						(1,625,133)						(1,625,133)
其他综合收益			—						—						—						—						—						—						3,833						—						3,833
股票薪酬			—						—						—						—						—						6,444						—						—						6,444
回购股份			(243)						(3)						—						—						—						(233)						—						—						(236)
发行限制性股票			1,294						13						—						—						—						(13)						—						—						—
2020年12月31日的余额(前身)			160,762						$	1,607					—						$	—					$	—					$	4,213,752					$	(43,000)					$	(4,472,859)					$	(300,500)
净收入			—						$	—					—						$	—					$	—					$	—					$	—					$	250,994					$	250,994
其他综合收益			—						—						—						—						—						—						2,570						—						2,570
股票薪酬			—						—						—						—						—						6,514						—						—						6,514
回购股份			(96)						(1)						—						—						—						(7)						—						—						(8)
发行限制性股票			228						3						—						—						—						(2)						—						—						1
累计其他综合收益清偿			—						—						—						—						—						—						40,430						—						40,430
注销前置权益			(160,894)						(1,609)						—						—						—						(4,220,256)						—						4,221,865						—
普通股发行			21,525						2						—						—						—						693,773						—						—						693,775
储备普通股股份			—						—						(1,679)						(54,109)						—						—						—						—						(54,109)
2021年5月17日的余额(前身)			21,525						$	2					(1,679)						$	(54,109)					$	—					$	693,774					$	—					$	—					$	639,667
2021年5月18日的余额(继任者)			21,525						$	2					(1,679)						$	(54,109)					$	—					$	693,774					$	—					$	—					$	639,667
净亏损			—						—						—						—						—						—						—						(112,829)						(112,829)
释放储备普通股			—						—						741						23,893						—						—						—						—						23,893
优先股的转换			12						—						—						—						—						171						—						—						171
优先股股息			—						—						—						—						—						(4,573)						—						—						(4,573)
股票薪酬			—						—						—						—						—						3,149						—						—						3,149
2021年12月31日的余额(继任者)			21,537						$	2					(938)						$	(30,216)					$	—					$	692,521					$	—					$	(112,829)					$	549,478

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目录表

财务报表索引

湾港能源公司

合并股东权益报表(亏损)--续

(单位：千)

			普通股												储备中持有的普通股												库存股						已缴费 资本						累计其他 综合(亏损)收益						留存收益(累计 赤字)						股东合计 权益(赤字)
			股票						金额						股票						金额
2022年1月1日的余额(后续)			21,537						$	2					(938)						$	(30,216)					$	—					$	692,521					$	—					$	(112,829)					$	549,478
净收入			—						—						—						—						—						—						—						494,701						494,701
优先股的转换			407						—						—						—						—						5,601						—						—						5,601
股票薪酬			—						—						—						—						—						8,670						—						—						8,670
回购计划下的普通股回购			(2,896)						—						—						—						(286)						(250,482)						—						—						(250,768)
发行储备普通股			—						—						876						28,220						—						—						—						—						28,220
发行限制性股票，扣除为缴纳所得税而扣缴的股份			49						—						—						—						—						(1,623)						—						—						(1,623)
优先股股息			—						—						—						—						—						(5,444)						—						—						(5,444)
2022年12月31日的余额(继任者)			19,097						$	2					(62)						$	(1,996)					$	(286)					$	449,243					$	—					$	381,872					$	828,835

见合并财务报表附注。

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目录表

财务报表索引

湾港能源公司

合并现金流量表

(单位：千)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
经营活动的现金流：
净收益(亏损)			$	494,701					$	(112,829)								$	250,994					$	(1,625,133)
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
损耗、折旧和摊销			267,761						160,913									62,764						239,744
石油和天然气性质的减值			—						117,813									—						1,357,099
其他财产和设备的减值			—						—									14,568						—
股权投资损失			—						—									342						11,055
债务清偿损失(收益)			—						3,040									—						(49,579)
衍生工具净亏损(收益)			999,747						556,819									137,239						(65,291)
结算衍生工具的净现金(付款)收入			(1,053,810)						(322,857)									(3,361)						159,394
非现金重组项目，净额			—						—									(446,012)						21,956
递延所得税费用			—						—									—						7,290
其他，净额			11,251						3,130									1,727						31,984
经营性资产和负债变动，净额			19,427						(113,044)									153,894						6,785
经营活动提供的净现金			$	739,077					$	292,985								$	172,155					$	95,304
投资活动产生的现金流：
增加石油和天然气的性质			$	(460,780)					$	(207,113)								$	(102,330)					$	(367,287)
出售石油和天然气资产所得收益			3,360						4,339									15						50,971
其他，净额			(875)						2,669									4,484						1,729
用于投资活动的现金净额			$	(458,295)					$	(200,105)								$	(97,831)					$	(314,587)
融资活动的现金流：
请愿前循环信贷安排的本金支付			$	—					$	—								$	(318,961)					$	(383,290)
请愿前循环信贷安排的借款			—						—									26,050						713,701
退出信贷安排中的借款			—						406,277									302,751						—
退出信贷安排的本金支付			—						(709,028)									—						—
DIP信贷安排的本金支付			—						—									(157,500)						(90,000)
基于DIP信贷安排的借款			—						—									—						90,000
信贷贷款本金支付			(2,082,000)						(477,000)									—						—
信贷工具借款			2,063,000						641,000									—						—
债务发行成本和贷款承诺费			(234)						(8,783)									(7,100)						(2,988)
优先股股息			(5,444)						(1,503)									—						—
发行优先股所得款项			—						—									50,000						—
回购计划下的普通股回购			(250,482)						—									—						—
优先债券回购			—						—									—						(22,827)
其他，净额			(1,623)						—									(8)						(1,512)
在融资活动中提供的现金净额(用于			$	(276,783)					$	(149,037)								$	(104,768)					$	303,084
现金、现金等价物和限制性现金净增(减)			$	3,999					$	(56,157)								$	(30,444)					$	83,801
期初现金、现金等价物和限制性现金			$	3,260					$	59,417								$	89,861					$	6,060
期末现金、现金等价物和限制性现金			$	7,259					$	3,260								$	59,417					$	89,861

见合并财务报表附注。

64

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目录表

财务报表索引

湾港能源公司

合并财务报表附注

1.重要会计政策摘要

公司说明

湾港能源公司是一家独立的天然气勘探和生产公司，专注于在美国生产天然气、原油和天然气。该公司的主要资产位于俄亥俄州东部，目标是尤蒂卡，以及俄克拉何马州中部，目标是斯库普·伍德福德和斯普林格地层。Gulfport于2020年11月13日根据破产法第11章申请自愿重组，随后根据破产法的适用条款作为占有债务人运营，直到2021年5月17日出现。本公司在简明财务报表和附注中将出现后的重组组织称为2021年5月17日以后的“继任者”，将出现前的组织称为2021年5月17日或之前的“前身”。

《破产法》第11章规定的自愿重组

在请愿日，债务人夫妇根据《破产法》向德克萨斯州南区美国破产法院提交了自愿救济请愿书。第11章病例是在标题下联合管理的在Re Gulfport Energy Corporation等人，Case No. 20-35562 (DRJ).

破产法院于2021年4月28日确认了该计划并输入了确认令。债务人在出现之日出现在破产法第11章的案件中。本公司的破产程序及相关事宜摘要如下。

在第11章案件悬而未决期间，本公司根据破产法的适用条款，继续以占有债务人的身份在正常过程中经营业务。破产法院批准了该公司请求的第一天救济，主要是为了减轻破产法第11章案件对其运营、供应商、供应商、客户和员工的影响。因此，本公司得以在请愿日之后期间进行正常业务活动及履行所有相关责任，并获授权就请愿日之前提供的货品及服务向矿产权益拥有人支付特许权使用费、雇员工资及福利，以及若干供应商及供应商。在《破产法》第11章案件悬而未决期间，所有正常业务过程以外的交易都需要事先获得破产法院的批准。

除破产法规定的某些特定例外情况外，破产法第11章案件的提交自动搁置了针对本公司的所有司法或行政行动，以及债权人就请愿前索赔收取或以其他方式行使权利或补救的努力。在没有破产法院命令的情况下，根据《破产法》，几乎所有债务人的请愿前债务都受到损害和解除。自出现之日起，自动停留被取消。

公司应用FASB ASC主题852-重组(“ASC 852”)编制截至2021年5月17日止期间的综合财务报表。ASC 852规定了通过破产法第11章破产程序重组的实体的会计和财务报告要求。这些要求包括将与重组有关的交易与与企业持续经营有关的活动区分开来。因此，在截至2020年12月31日的综合资产负债表上，可能受到破产法第11章程序影响的请愿前负债被归类为受损害的负债。此外，在第11章案件期间发生的某些费用、已实现损益和损失准备金计入重组项目净额。参考注3有关重组项目的更多信息。

鉴于本公司摆脱破产，并根据美国会计准则第852条，本公司于破产之日符合资格并申请重新开始会计。看见注3有关重新开始会计的应用的更多信息。

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风险和不确定性

该公司的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于石油、天然气和天然气的当前和未来价格，这些价格受到许多湾港公司控制之外的因素的影响，包括市场供求的变化。新冠肺炎疫情和全球经济各部门的相关关闭导致自2020年以来全球对天然气和原油的需求大幅减少。市场供需的变化还受到欧佩克+产量水平、天气状况、管道产能限制、库存水平、基差、出口能力、美元强势等因素的影响。Gulfport生产的油田价格历来波动较大，未来可能会有较大波动。该公司的衍生品合同部分缓解了价格波动对公司现金流的影响，该公司已经为其预期的未来天然气、原油和NGL产量的一部分签订了衍生品合同。看见注13以供进一步讨论本公司的商品衍生合约。

合并原则

合并财务报表包括公司及其全资子公司湾港能源运营公司、Grizzly控股公司、捷豹资源公司、Gator Marine，Inc.、Gator Marine Ivanhoe，Inc.、Westhawk Minerals LLC、彪马资源公司、湾港阿巴拉契亚公司、湾港中流控股公司、湾港Midcon公司和Mule Sky LLC。所有公司间余额和交易在合并中被冲销。

细分市场

该公司的资产和业务包括一可报告的部分。该公司有一个单一的管理团队，将所有物业作为一个整体进行管理，而不是按地理经营区域进行管理。此外，该公司将财务业绩作为单个企业来衡量，而不是按地区来衡量。

现金和现金等价物

本公司将原始到期日为三个月或以下的所有高流动性投资视为综合财务报表中的现金等价物。

应收帐款

该公司向不同的买家出售石油和天然气，并与公司经营的物业的共同所有者一起参与油井和天然气井的钻探、完井和运营。相关应收账款分别归类为应收账款--石油和天然气销售和应收账款--连带利息和其他。信贷是基于对客户支付历史的评估而发放的，通常不需要抵押品。应收账款应在30当本公司认为收款有问题时，按应付客户款项扣除坏账准备后的天数列账。超过合同付款期限的未付账款被视为逾期。本公司在厘定其备抵金额时，会考虑多项因素，包括应收账款逾期的时间长短、本公司以往的亏损纪录、客户目前向本公司支付债务的能力、可抵销客户应得的生产收益的金额，以及整体经济和整个行业的状况. 不是物质津贴在2022年12月31日和2021年12月31日被认为是必要的。

石油和天然气属性

该公司采用全成本法核算石油和天然气业务。因此，所有成本，包括非生产成本以及与石油和天然气资产的收购、勘探和开发直接相关的某些一般和行政成本，都被资本化。此外，利息将根据未经探明的石油和天然气资产的成本进行资本化，这些资产未计入正在进行或预计在未来12至18个月内进行勘探和开发活动的摊销。

在完全成本会计方法下，该公司必须每季度进行一次上限测试。这项测试确定了已探明油气资产账面价值的限制或上限。净资本化成本限于扣除递延所得税的未摊销成本净值或成本中心上限中的较低者。成本中心上限的定义是：(A)根据每月第一天价格的12个月未加权平均值，根据任何对公司石油和天然气收入进行对冲的合同条款或金融衍生品(仅在衍生品工具被视为对公司石油和天然气收入进行对冲的范围内)，从已探明储量中以10%的年利率折现的估计未来净收入的总和。

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(B)未经探明财产未予摊销的成本(如有的话)及(C)未经探明财产的成本或市值中较低者，包括因石油及天然气财产的账面与课税基础之间的差异而产生的相关递延税项。如果包括相关递延税项在内的账面净值超过上限，则需要减值或非现金减记。上限测试减值可导致特定期间的重大损失；然而，未来的损耗费用将会减少。石油和天然气价格下跌可能导致石油和天然气资产减值。公司确认了上限测试减值#美元。117.82021年第二季度为100万。

这些资本化成本，包括已探明的未开发资产的估计未来开发成本和现场修复成本，通过相当于生产单位的方法耗尽，即按一桶石油与六立方米天然气的比率将桶转换为天然气。出售石油及天然气资产不确认损益，除非该等处置显著改变资本化成本与已探明石油及天然气储量之间的关系。未摊销的石油和天然气资产包括未经探明的租赁权的成本，总额约为#美元。178.5百万美元和美元211.0分别为2022年12月31日和2021年12月31日。管理层每季度对这些成本进行减值审查。如果已发生减值，超过现值的部分成本将转移到石油和天然气资产的成本中，但需进行摊销。管理层在其减值评估中考虑的因素包括Gulfport和其他运营商的钻探结果、非生产持有的石油和天然气租约条款以及可用于勘探和开发的资金。

本公司通过记录相当于资产报废估计成本的公允价值的负债来核算其放弃和恢复负债。资产报废负债记录在债务符合负债定义的期间，这通常是资产投入使用的时候。在最初计入负债时，公司将石油和天然气资产的账面价值增加相当于原始负债的金额。负债在每个期间增加到现值，资本化成本计入资本化成本，并根据准备金的耗尽进行折旧。赔偿责任清偿或者油井出售后，赔偿责任倒置。这些负债额可能会因资产寿命的变化、估计的遗弃成本或法律或法定补救要求而发生变化。

其他财产和设备

其他财产和设备的折旧是在相关资产的估计使用年限内按直线计提的，其范围为3至15好几年了。

外币

美元是湾港综合业务的功能货币。然而，该公司对一家加拿大实体进行了股权投资，该实体的功能货币是加元。自出现之日起，这项投资不再按权益会计方法入账。根据权益会计法，加拿大投资的资产和负债根据资产负债表日的现行汇率换算成美元。加拿大的收入和支出按所列期间的平均汇率换算，权益缴款按缴款之日的现行汇率换算。此外，在成立之日之前，本公司在一家美国公司拥有股权投资，该公司的子公司是一家加拿大实体，其职能货币是加元。换算调整对净收入没有影响，计入股东权益(亏损)中的累计其他全面收益。

下表列出了计入累计其他综合亏损(不含税)的公司累计换算调整余额(单位：千)：

2020年12月31日			$	(41,651)
2021年12月31日			$	—
2022年12月31日			$	—

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每股普通股净收益(亏损)

每股普通股基本净收入(亏损)的计算方法是将当期普通股应占收入除以当期已发行普通股的加权平均数。每股普通股摊薄净收益(亏损)反映了如果行使认股权或其他发行普通股的合同或将其转换为普通股，可能发生的摊薄。如果潜在普通股的影响是反稀释的，则不包括在内。普通股基本净收益(亏损)和稀释后净收益(亏损)的计算如下注12.

所得税

格尔夫波特记录的所得税金额需要解释美国各地不同税收管辖区的复杂规则和条例。Gulfport采用资产负债法核算所得税，根据该方法，递延税项资产和负债就(1)财务报表账面金额与现有资产和负债的计税基础之间的暂时性差异以及(2)营业亏损和税项抵免结转的未来税务后果进行确认。递延所得税资产和负债是根据适用于预期收回或结算这些临时差额的未来期间的制定税率计算的。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间在收入中确认。递延税项资产在可确定变现的年度确认为收入。当递延税项资产极有可能无法变现时，会为递延税项资产拨备估值拨备。

本公司须缴纳美国联邦所得税以及多个州司法管辖区的所得税。除极少数例外，公司在2019年之前的几年内不再接受美国联邦、州和地方税务机关的所得税审查。截至2022年12月31日，公司已不是将对实际税率产生实质性影响的未确认税收优惠。本公司将与所得税有关的利息和罚金分别确认为利息费用和一般及行政费用。看见注11以进一步讨论本公司的所得税。

收入确认

该公司的收入主要来自天然气、石油和凝析油以及天然气的销售。天然气、石油和凝析油以及天然气的销售在履行履约义务期间确认。公司通常认为每个单元(MMBtu或Bbl)的交付是可以单独识别的，并代表着一项独特的履行义务，一旦产品的控制权转移到客户手中，该义务就会在某个时间点得到满足。本公司在评估控制权转移时会考虑各种事实和情况，包括但不限于(I)购买者是否可以指示产品的使用，(Ii)重大风险的转移，(Iii)公司的支付权和(Iv)法定所有权的转移。

天然气加工所产生的收集、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，包括确定的运输费用，在随附的综合经营报表中作为运输、收集、加工和压缩列示。

收入是根据与客户的合同中规定的对价计算的，不包括代表第三方收取的任何金额。这些合约通常包括可变对价，该对价基于与市场指数和当月交割量挂钩的定价。因此，这种市场定价在合同开始时可能受到约束(即不可估量)，但将根据适用的市场定价予以确认，该市场定价将在货物转让给客户时得知。付款日期通常在30商品交付的日历月末的天数。

衍生工具的收益或损失的确认不在ASC 606的范围内，与客户签订合同的收入并且不被视为来自与受ASC 606约束的客户的合同的收入。公司可以使用作为衍生产品入账的金融或实物合同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，可以将这些合同用于公司打算实物结算但不符合被视为正常销售的所有标准的合同。

本公司已选择从交易价格的计量中剔除由政府当局评估的、与特定创收交易同时征收并由本公司向客户收取的所有税项，如销售税、使用税、增值税和类似税。

看见注9有关与客户签订合同带来的额外收入的讨论。

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股票薪酬的会计核算

向员工以股份为基础的付款，包括授予限制性股票单位和业绩归属限制性股票单位，按授予当日的公允价值确认为股权或负债，并将在适用的归属期间支出。限售股的归属期限为一至四年按年分期付款。本公司不会根据对没收的估计来确认费用，而是只在发生没收时才确认没收的影响。

衍生工具

该公司利用商品衍生品来管理与其天然气、原油和天然气生产的预测销售相关的价格风险。所有衍生工具在综合资产负债表中确认为资产或负债，按公允价值计量。本公司不适用于衍生工具的对冲会计。因此，公允价值变动在变动期的综合经营报表中确认。衍生工具的损益计入经营活动的现金流。

预算的使用

按照公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计、判断和假设，这些估计、判断和假设影响截至财务报表日期的资产和负债额以及报告期内的收入和支出。实际结果可能与这些估计大相径庭。与该等财务报表有关的重大估计包括已探明石油及天然气储量的估计及其估计未来现金流量净额的相关现值、资产报废债务的金额及时间、递延税项资产的变现、收购资产及负债的公允价值厘定及未来营业亏损净额的实现，以及可作为所得税开支减少额结转的项目。对公司石油和天然气储量的估计用于计算石油和天然气资产的损耗、折旧、摊销和减值。尽管管理层认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计不同。

重新分类

对上期财务报表和相关披露进行了某些重新分类，以符合本期列报。这些重新分类对以前报告的总资产、总负债、净收益(亏损)或经营现金流量总额没有影响。

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补充现金流量和非现金信息(千)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
补充披露现金流量信息：
为重组项目支付的现金，净额			$	—					$	85,706								$	87,199					$	24,553
利息支付			57,685						33,295									7,272						84,823
所得税收据			—						(9,381)									—						—
经营性资产和负债变动情况：
(增加)应收账款减少-石油、天然气和天然气液体销售			(45,550)						(52,143)									(60,832)						1,331
(增加)应收账款减少--连带利息和其他			(1,095)						(5,178)									(3,005)						36,055
应付账款和应计负债增加(减少)			59,879						(72,912)									79,193						126,434
(增加)预付费用减少			4,863						13,559									135,471						(154,948)
(增加)其他资产减少			1,330						3,630									3,067						(2,087)
经营性资产和负债变动总额			$	19,427					$	(113,044)								$	153,894					$	6,785
非现金交易的补充披露：
资本化股票薪酬			$	2,948					$	1,101								$	930					$	2,860
资产报废债务资本化			2,169						7,964									546						2,358
因资产剥离而取消的资产报废债务			(7)						—									—						(2,213)
利息资本化			—						198									—						907
请愿前将左轮手枪本金转移到DIP信贷安排			—						—									—						157,500
或有对价资产在剥离之日的公允价值			—						—									—						23,090
释放储备普通股			28,220						23,893									—						—
权益法投资的外币折算收益			—						—									2,570						3,833

应付账款和应计负债

截至2022年12月31日和2021年12月31日，应付账款和应计负债包括以下内容(单位：千)：

			继任者
			2022年12月31日						2021年12月31日
应付账款和其他应计负债			$	117,529					$	98,821
应付收入和待定事项			222,721						180,857
应计合同拒付赔偿金和预留股份			40,996						69,216
应计运输、收集、加工和压缩			56,138						45,117
应付账款和应计负债总额			$	437,384					$	394,011

最近采用的会计公告

2020年8月，FASB发布了ASU第2020-06号，债务--带有转换和其他期权的债务(分专题470-20)和衍生工具和套期保值--实体自有权益中的合同(分专题815-40)：实体自有权益中可转换票据和合同的会计。这一新标准简化并增加了对可转换工具的会计和计量的披露要求。它取消了可转换票据的库存股方法，并要求对某些协议适用“如果转换”的方法。此外，该标准取消了受益转换

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以及现金转换会计模型，需要对嵌入的转换特征进行单独的会计处理，并确认债务贴现和与这些嵌入特征的利息支出相关的摊销。

本公司选择提前采用本准则，自出现之日起生效。该公司采用了新的标准，采用了修改后的追溯方法过渡法。采用新准则时，不需要对留存收益进行累积效果调整。后续期间的综合财务报表按新准则列报，而前一期间及可比较期间则未予调整，并继续根据本公司的历史会计政策呈报。

2.第十一章浮现

如中所述注1，2020年11月13日，债务人提交了破产法第11章的案件和计划，随后进行了修改，并于2021年4月28日进入确认令。2021年5月17日，该计划生效后，债务人夫妇摆脱了破产。此处使用但未定义的大写术语应具有本计划中赋予它们的含义。

重组计划

根据破产法院确认的计划，公司于2021年5月17日破产后发生了以下重大交易：

•在紧接出现日期之前已发行的前身普通股的股份被注销，并在出现日期，公司发行19,845,780普通股和普通股55,000优先股的股份，这是下述交易的结果。该公司还签订了注册权协议，并修订了其公司章程和章程，以授权普通股和优先股以及其他公司治理行动。看见注6和7进一步讨论公司成立后的权益；

•注销了前身高级票据项下的所有未清债务；

•前身进行了某些重组交易，包括与湾港新成立的全资子公司湾港合并子公司(“合并子”)订立合并计划，根据该计划，合并子与前身合并并并入前身，导致前身成为湾港的全资附属公司；

•债务人订立第二份经修订及重订的信贷协议(“退出信贷协议”)，丰业银行为行政代理、各贷款方及获湾港若干附属公司确认及同意为担保人，提供(I)一项新的以优先抵押准备金为基础的循环信贷安排，本金总额最高可达$1.5(2)本金总额最高不超过#美元的优先担保定期贷款180(“先出定期贷款”)和退出机制(“退出信贷机制”)，其初始借款基数和选定的承诺额合计最高可达#美元。580百万美元(减去被视为由任何非同意的RBL贷款人提供资金的任何定期贷款的金额)；

•该公司签订了一项契约，发行最高可达$550百万美元ITS本金总额8.000%2026年到期的优先票据，日期为2021年5月17日，由作为受托人的发行人、UMB银行、国民协会及其担保方(该契约为“1145契约”，以及根据该契约发行的该等优先票据，即“1145票据”)根据《破产法》第1145条(“第1145条”)在发行人、UMB银行、国民协会和担保方之间到期。某些合资格的持有人已根据1933年《证券法》第4(A)(2)节作出选择(“4(A)(2)选举”)，使这些持有人有权获得根据日期为2021年5月17日的契约发行的优先票据，该契约由作为受托人的UMB银行国民协会的发行人及其担保方(该契约为“4(A)(2)契约”及根据该契约发行的此类优先票据，即“4(A)(2)票据”)发行，而该契约经修订，最高可达$。550本金总额为1145元的债券。第4(A)(2)款义齿的条款与1145款义齿的条款基本相似。1145义齿和4(A)(2)义齿统称为“义齿”。1145号债券及4(A)(2)号债券统称为“2026高级债券”；

•DIP信贷机制不可行地转换为退出机制，DIP信贷机制下的所有承诺终止。允许的DIP债权的每个持有人在完全和最终满意的情况下收到了每个允许的DIP债权的和解、解除和解除，并作为交换，每个允许的DIP债权在退出信贷安排中按比例分享；

•允许票据申索的每一持有人按比例获得其份额19,714,204普通股股份，54,967优先股和新无担保优先票据的股份；

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•1,678,755普通股发行到有争议的索赔准备金；

•超过便利性索赔门槛的类别4A索赔的每个持有人获得其按比例分配的119,679普通股股份(已发行给无担保债权分配信托基金)，$10百万现金，但须经无担保债权分配受托人调整；以及100猛犸象股份的%；

•超过便利索赔门槛的类别4B索赔的每个持有人获得其按比例分配的11,897普通股股份，33优先股、配股认购权及2026年优先票据；

•每个便利类索赔的持有者将分享$3百万现金分配池，无担保债权分配受托管理人可能额外增加$2通过减少湾港母公司现金池达到100万美元；

•每项公司间债权在出现之日被取消，公司间权益的持有人没有得到任何追回或分配；

•公司进行了供股并发行了50,000优先股的价格为$1,000每股向针对前身子公司的债权持有人支付，筹集$50百万美元的收益。另外，5,000根据后盾承诺协议，向后盾承诺对手方发行股票，以代替现金对价；以及

•本公司通过《湾港能源公司2021年股票激励计划》(以下简称《激励计划》)，自产生之日起生效并保留2,828,123根据将根据激励计划授予的股权激励奖励，向Gulfport的员工和非员工董事发行普通股。

此外，根据破产法院确认的计划，公司成立后的董事会由以下成员组成五董事，包括公司前首席执行官兼现任执行主席蒂莫西·卡特，以及四非雇员董事David·沃尔夫、吉列尔莫·马丁内斯、杰森·马丁内斯和David·雷加纳托。

未执行的合同

除某些例外情况外，根据《破产法》，债务人有权承担、转让或拒绝某些未执行的合同和未到期的租约，但须经破产法院批准并满足某些其他条件。一般而言，拒绝执行中的合同被视为请愿前对该合同的违反，除某些例外情况外，免除了债务人履行此类合同下的未来义务，但有权使对方当事人在请愿前对这种被视为违反行为所造成的损害提出一般无担保索赔。另一种情况是，承担一份尚未履行的合同或未到期的租约，要求债务人纠正该尚未履行的合同或未到期的租约(如有)下的现有货币违约，并为未来的履行提供充分的保证。因此，本文件中对与债务人订立的任何未完成合同或未到期租赁的任何描述，包括在适用情况下量化本公司在该等未完成或未到期的债务人租约下的责任，均须受本公司根据破产法拥有的任何凌驾性拒绝权所规限。此外，本协议的任何内容均不是也不应被视为承认因拒绝任何未完成的合同或未到期的租约而产生的任何索赔金额或计算，债务人明确保留其对此的所有权利。参考附注19有关与一般无担保债权相关的未来可能的拒收损害赔偿的更多信息。

3.重新开始会计

鉴于本公司摆脱破产，并根据美国会计准则第852条，本公司于破产之日符合资格并申请重新开始会计。本公司符合重新开始会计的资格，因为(1)在出现日期前持有本公司现有有表决权股份的持有人，在公司脱离破产后获得的有表决权股份不足继任者权益的50%，及(2)在紧接该计划确认前本公司资产的重组价值约为$2.310亿美元低于请愿后负债，并允许索赔#美元。3.1十亿美元。

根据ASC 852，采用重新开始会计，公司根据其估计公允价值按照FASB ASC主题820将其重组价值分配给其个人资产-公允价值计量和FASB ASC主题805-企业合并。因此，2021年5月17日以后的合并财务报表与该日或之前的合并财务报表不可比。继承人资产和负债的出现日期公允价值与其在其历史资产负债表上所反映的记录价值存在重大差异。

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重组价值

重组价值是根据对公司有息债务和股东权益的企业价值或公允价值的估计得出的。根据ASC 852，重组价值一般与考虑负债前实体的公允价值接近，并旨在接近意愿买家在重组生效后立即为资产支付的金额。正如披露声明中所述，根据最新定价进行了修订，并经破产法院批准，继任者的企业价值估计在$1.310亿美元1.9十亿美元。在第三方估值顾问的协助下，本公司采用各种估值方法及方法厘定继承人的企业价值及相应的隐含权益价值，包括：(I)根据我们的财务预测计算未来现金流量现值的收益法，(Ii)使用类似资产售价的市场法及(Iii)成本法。递延所得税是根据FASB ASC主题740-所得税。就公认会计原则而言，本公司对继承人的个人资产、负债和权益工具进行估值，并在估计范围内确定企业价值的估计值。管理层的结论是，对企业价值的最佳估计是#美元。1.6十亿美元。用于计算重组价值的具体估值方法和关键假设，以及应用重新开始会计产生的离散资产和负债的价值，将在下面的估值过程中更详细地描述。

企业价值和相应的隐含权益价值取决于我们使用基于资产的评估已探明储量、未开发物业和其他财务信息、考虑和预测的方法，结合截至2021年5月17日的新开始报告日期的收入、成本和市场方法，实现我们估值中列出的未来财务结果。由于估计、假设、估值和财务预测，包括公允价值调整、财务预测、企业价值和股权价值预测，固有地受到重大不确定性的影响，或有事项的解决超出了我们的控制范围。因此，不能保证估计、假设、估值或财务预测将会实现，实际结果可能大不相同。

下表将企业价值与继任者权益在出现之日的隐含公允价值进行核对(以千为单位)：

企业价值			$	1,600,000
加：现金和现金等价物(1)			1,526
减去：债务的公允价值			(852,751)
继承人权益价值(2)			$	748,775

_____________________ 

(1)限制性现金不包括在上表中。

(2)包括$55夹层股权价值百万美元。

下表将企业价值与截至出现日期的重组价值进行核对(以千为单位)：

企业价值			$	1,600,000
加：现金和现金等价物(1)			1,526
加上：流动负债和其他负债			686,489
另外：资产报废债务			19,084
减去：出现日期后作为理赔准备金持有的普通股			(54,109)
继承资产的重组价值			$	2,252,990

_____________________ 

(1)限制性现金不包括在上表中。

我们的石油和天然气资产、其他资产和设备、衍生工具、股权投资和资产报废债务的公允价值是在出现之日估计的。

石油和天然气性质。该公司的主要资产是其石油和天然气资产，这些资产是按照全成本会计方法核算的。该公司根据预期从这些资产产生的贴现未来现金流量来确定其石油和天然气资产的公允价值。已探明及未探明储量包括所有已开发油井及未开发物业的所有已开发油井及未开发物业的估计未来收入及营运成本，按经营面积编制贴现现金流模型。与计算未来现金流量折现净额有关的重要投入包括(一)可采储量、(二)产量、(三)未来运营和开发成本、(四)未来

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大宗商品价格在七年后以通货膨胀率上升，并经差价调整；(V)按经营面积计算的基于市场的加权平均资本成本。该公司利用NYMEX条带定价，根据差价进行调整，对储量进行估值。所使用的NYMEX条带定价输入被归类为第一级公允价值假设，所有其他输入被归类为第三级公允价值假设。所使用的贴现率是使用加权平均资本成本计算得出的，其中包括按经营区域划分的具有相似地理位置和资产开发类型的市场参与者的估计债务和权益成本。

其他财产和设备T.土地、建筑物、车辆、计算机设备和其他设备等其他财产和设备的公允价值保持在账面净值，因为账面价值合理地接近资产的公允价值。

资产报废债务S.根据FASB ASC主题410-资产报废和环境义务，与公司石油和天然气资产相关的资产报废债务采用收益法进行估值。公司资产报废债务的公允价值是根据我们有回收义务的资产的估计当前回收成本、对回收义务时间的更新估计、适当的长期通胀调整以及公司修订的经信贷调整的无风险利率而重估的。信用调整后的无风险利率是基于对利率的评估，该利率相当于根据公司信用状况的影响进行调整的无风险利率。

衍生品公司。衍生工具的公允价值是根据反映本公司于出现日期的信用状况的信用评级的变化而调整的。

股权投资。公司对Grizzly的投资公允价值减少了#美元27百万美元。估值的减少是基于公司新管理层对投资的评估及其在投资组合中对未来资金的优先考虑。特别是，Grizzly的运营仍处于暂停状态，尽管自2015年首次暂停运营以来，定价环境有所改善。此外，公司预计不会为未来的资本募集提供资金，这将导致其股权权益进一步稀释。

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目录表

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合并资产负债表

以下是截至2021年5月17日的综合资产负债表。这份综合资产负债表包括反映计划预期交易完成的调整(反映在“重组调整”栏中)，以及由于采用重新开始会计(反映在“新开始调整”栏中)截至出现日期的公允价值调整。下表后面的解释性说明提供了有关调整的进一步细节，包括用于确定其资产和负债公允价值的假设和方法。

						As of May 17, 2021
						前身						重组调整						重新开始调整						继任者
						(单位：千)
资产
流动资产：
现金和现金等价物						$	146,545					$	(145,019)		(a)			$	—					$	1,526
受限现金						—						57,891			(b)			—						57,891
应收账款--石油和天然气销售						180,711						—						—						180,711
应收账款--连带利息和其他						15,431						—						—						15,431
预付费用和其他流动资产						86,189						(60,894)			(c)			—						25,295
短期衍生工具						3,324						—						141			(r)			3,465
流动资产总额						432,200						(148,022)						141						284,319
财产和设备：
石油和天然气性质，全成本法
已探明的石油和天然气性质						9,558,121						—						(7,860,713)			(s)			1,697,408
未证明的性质						1,375,681						—						(1,145,507)			(s)			230,174
其他财产和设备						38,026						—						(31,133)			(t)			6,893
总资产和设备						10,971,828						—						(9,037,353)						1,934,475
累计损耗、折旧和摊销						(8,870,723)						—						8,870,723			(u)			—
财产和设备合计(净额)						2,101,105						—						(166,630)						1,934,475
其他资产：
股权投资						27,044						—						(27,044)			(v)			—
长期衍生工具						7,468						—						715			(w)			8,183
经营性租赁资产						47						—						—						47
其他资产						18,866						7,100			(d)			—						25,966
其他资产总额						53,425						7,100						(26,329)						34,196
总资产						$	2,586,730					$	(140,922)					$	(192,818)					$	2,252,990

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						前身						重组调整						重新开始调整						继任者
						(单位：千)
负债和股东权益(赤字)
流动负债：
应付账款和应计负债						$	384,200					$	122,599		(e)			$	—					$	506,799
短期衍生工具						96,116						—						2,784			(x)			98,900
经营租赁负债的当期部分						—						38			(f)			—						38
长期债务当期到期日						280,251						(220,251)			(g)			—						60,000
流动负债总额						760,567						(97,614)						2,784						665,737
非流动负债：
长期衍生工具						69,331						—						11,411			(y)			80,742
资产报废债务						—						65,341			(h)			(46,257)			(z)			19,084
非流动经营租赁负债						—						9			(i)			—						9
长期债务，扣除本期债务						—						792,751			(j)			—						792,751
非流动负债总额						69,331						858,101						(34,846)						892,586
可能受到损害的负债						2,224,449						(2,224,449)			(k)			—						—
总负债						$	3,054,347					$	(1,463,962)					$	(32,062)					$	1,558,323
承付款和或有事项
夹层股权：
优先股						$	—					$	55,000		(l)			$	—					$	55,000
股东权益(赤字)：
前身普通股						1,609						(1,609)			(m)			—						—
普通股						—						2			(n)			—						2
额外实收资本						4,215,838						(3,522,064)			(o)			—						693,774
储备持有的普通股						—						(54,109)			(p)			—						(54,109)
累计其他综合损失						(40,430)						40,430			(q)			—						—
留存收益(累计亏损)						(4,644,634)						4,805,390			(q)			(160,756)			(Aa)			—
股东权益合计(亏损)						$	(467,617)					$	1,268,040					$	(160,756)					$	639,667
总负债、夹层权益和股东权益(赤字)						$	2,586,730					$	(140,922)					$	(192,818)					$	2,252,990

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重组调整(单位：千)

(a)下表反映了计划执行之日现金和现金等价物的变化情况：

交易对手因该计划而释放的代管资金						$	63,068
优先股发行收益						50,000
将DIP信贷机制和请愿前循环信贷机制滚动到退出机制所需的资金						(175,000)
支付应计请愿前循环信贷安排和DIP信贷安排利息						(1,022)
支付与退出信贷安排有关的发行费用						(10,250)
为专业费用代管提供资金						(43,891)
在出现之日起支付专业费用						(7,964)
转移到无担保债权分配信托的受限现金						(1,000)
转账到便利店理赔现金池的受限现金						(3,000)
转帐至父现金池的受限现金						(10,000)
在出现之日支付遣散费						(5,960)
现金和现金等价物净变化						$	(145,019)

(b)限制性现金的变化反映了从专业费用代管和各种索赔类别现金池从现金和现金等价物转账的净影响。

(c)预付费用和其他流动资产的变化包括：

因该计划而释放代管资金						$	(63,068)
确认交易对手信用证是由于在发生时发生的结算						4,247
紧急情况下赚取的预付赔偿金						(2,073)
预付费用和其他流动资产的净变化						$	(60,894)

(d)其他资产的变动是由于与退出信贷安排有关的债务发行费用资本化所致。

(e)应付账款和应计负债的变动情况如下：

支付应计请愿前循环信贷安排和DIP信贷安排利息						$	(1,022)
在紧急情况下支付专业费用						(7,964)
通过无担保债权分配信托解决债权的应计应付款项						1,000
通过便利性索赔现金池结算的索赔的应计应付金额						3,000
应计应付通过母公司现金池结算的索赔						10,000
紧急情况下应支付的专业费用						18,047
针对湾港母公司的一般无担保债权的应计应付款项将通过从储备普通股分配的4A债权来解决						23,894
针对湾港子公司的一般无担保债权的应计应付款项将通过从储备普通股中分配的4B债权来解决						30,216
因计划影响而恢复应付款项						45,428
应付账款和应计负债净变化						$	122,599

(f)当前经营租赁负债的变化反映了由于合同假设而恢复的租赁负债。

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(g)长期债务当前期限的变化包括：

在退出机制下发行的定期票据的当期部分						$	60,000
支付DIP融资以实现退出融资						(157,500)
将请愿后的RBL借款转移到Exit融资						(122,751)
长期债务当前到期日的净变化						$	(220,251)

(h)反映了将资产报废债务从受折衷影响的负债中重新分类。

(i)非流动经营租赁负债的变化反映了由于合同假设而恢复的租赁负债。

(j)长期债务的变化包括：

出脱工具上的出场日期						$	122,751
根据退出信贷安排发放的先出定期贷款的非流动部分						120,000
香港邮政发行2026年优先债券						550,000
对长期债务的净影响，扣除当前到期日						$	792,751

(k)在出现之日，可受损害的负债按照《计划》结算如下：

通过4A、4B和5B类分配解决的一般无担保债权						$	74,098
前任高级票据及相关权益						1,842,035
请愿前循环信贷安排						197,500
将前任索赔恢复为继承人负债						45,475
恢复以前的资产报废债务						65,341
按计划结算的折衷负债总额						$	2,224,449

由此产生的受损害负债的收益确定如下：

请愿前一般无抵押债权在紧急情况下解决						$	74,098
前身高级票据申索在紧急情况下解决						1,842,035
请愿前循环信贷安排						197,500
将请愿前循环信贷安排转至退出RBL贷款安排						(197,500)
通过无担保债权分配信托解决债权的应计应付款项						(1,000)
通过便利性索赔现金池结算的索赔的应计应付金额						(3,000)
应计应付通过母公司现金池结算的索赔						(10,000)
转让给信托的股份的应计应付款项						(54,109)
发行普通股以清偿前身债务						(639,666)
发行2026年优先票据以解决类别4B及5B申索						(550,000)
受折衷影响的债务清偿收益						$	658,358

(l)优先股的变动反映供股发行的优先股的公允价值。

(m)前置普通股的变化反映了根据《计划》前置股本的清偿。

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(n)普通股的变化包括：

发行普通股以解决对湾港母公司的一般无担保债权(面值)						$	—
发行普通股以解决对湾港子公司的一般无担保债权(面值)						2
出现日期后为理赔保留的普通股(面值)						—
普通股净变动						$	2

(o)实缴资本的变动情况如下：

发行普通股以了结对湾港母公司的一般无担保债权						$	27,751
发行普通股以了结针对湾港子公司的一般无担保债权						666,022
取消基于股票的前置薪酬						4,419
以资本支付的前任的终绝						(4,220,256)
实收资本净变动						$	(3,522,064)

(p)为解决允许的一般无担保债权而持有的普通股包括：

为了结针对湾港母公司的允许索赔而保留的股份						(23,894)
为了结针对湾港子公司的获准索赔而保留的股份						(30,215)
储备普通股合计						(54,109)

(q)留存收益(累计亏损)的变动情况如下：

受折衷影响的债务清偿收益						$	658,358
清偿前身普通股及缴入资本						4,221,864
确认交易对手信用证是由于在发生时发生的结算						4,247
紧急情况下赚取的递延补偿						(2,073)
清偿前置积累的其他综合收益						(40,430)
核销与先出定期贷款有关的债务发行成本						(3,150)
该计划产生的遣散费						(5,961)
在出现时赚取的专业费用						(18,047)
配股后备承诺费						(5,000)
取消基于股票的前置薪酬						(4,418)
留存收益净变动(累计亏损)						$	4,805,390

重新开始调整

(r)短期衍生工具的公允价值变动是由于本公司出现后信用评级的变动所致。

(s)石油和天然气资产的变化是由于采用重新开始会计而对公司资产进行的公允价值调整。

(t)其他财产和设备的前置累计折旧和摊销采用重新开始会计方法，从资产总值中扣除净额。

(u)由于采用了重新开始会计，以前的累计折旧和摊销被取消。

(v)股权投资的变动是由于对公司的Grizzly投资进行了公允价值调整。

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(w)长期衍生工具的公允价值变动是由于本公司出现后信用评级的变动所致。

(x)与短期衍生工具有关的负债的公允价值变动是由于本公司出现后信用评级的变动所致。

(y)与长期衍生工具有关的负债的公允价值变动是由于本公司出现后信用评级的变动所致。

(z)由于公司信贷调整后的无风险利率和预期经济寿命估计的变化，资产报废债务的公允价值减少。

(Aa)留存收益的变化代表了重组后资产负债表重新开始调整的总影响。

重组项目，净额

本公司已产生与重组有关的重大开支、收益及亏损，主要是结算须予妥协的债务的收益、准予申索的拨备，以及重组程序第11章提交文件后所产生的法律及专业费用。准予索赔的应计费用主要是合同拒绝以及计划规定的中游节余要求引起的结算所造成的损失。虽然索赔对账进程正在进行中，但与拒绝某些中游合同有关的负债估计数反映了对正在进行的诉讼和和解谈判最有可能的结果的最佳估计。这些项目在重组项目中产生的金额，在附带的简明综合经营报表中净额，对公司的经营报表产生了重大影响。

下表汇总了重组项目中的组成部分，净额包括在公司的综合经营报表中(以千计)：

			继任者																					前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日															2021年1月1日至2021年5月17日
法律和专业咨询费			$	—					$	—														$	81,565
须妥协的负债净收益			—						—															(575,182)
重新开始调整，净额			—						—															160,756
抵销前置累计的其他综合收益			—						—															40,430
发债成本			—						—															3,150
其他项目，净额			—						—															22,383
重组项目总数(净额)			$	—					$	—														$	(266,898)

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4.财产和设备

截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，财产和设备的主要类别以及相关累计DD&A和减值如下(以千计)：

			继任者
			2022年12月31日						2021年12月31日
已探明的石油和天然气性质			$	2,418,666					$	1,917,833
未证明的性质			178,472						211,007
其他应折旧的财产和设备			5,977						4,943
土地			386						386
总资产和设备			2,603,501						2,134,169
累计DD&A和减值			(545,771)						(278,341)
财产和设备，净额			$	2,057,730					$	1,855,828

石油和天然气的性质

在完全成本会计方法下，石油和天然气资产的资本化成本须接受季度完全成本上限测试，这一测试在注1。截至2022年12月31日，该公司石油和天然气资产的账面净值低于截至2022年12月31日期间的计算上限。因此，该公司在截至2022年12月31日的年度内没有记录其石油和天然气资产的减值。于上一继承期及截至二零二零年十二月三十一日止年度内，本公司产生117.8百万美元和美元1.4分别由于其石油和天然气资产超过其计算上限而减值10亿美元。较低的上限主要是由于天然气、石油和天然气的12个月平均往绩价格大幅下降，大大降低了已探明储量价值和已探明储量。在前一期间，该公司没有记录其石油和天然气资产的减值。

计入全部成本池的一般费用和行政费用是管理层对与勘探和开发活动直接相关的费用的估计，例如与监督勘探和开发活动有关的地质和其他行政费用。与勘探和开发活动没有直接关联的所有一般和行政费用均在发生时计入费用。资本化的一般和行政费用约为#美元。20.2百万，$11.9百万，$8.0百万美元和美元25.0截至2022年12月31日止年度、前继承期、前继承期及截至2020年12月31日止年度分别为百万元。每公吨的平均损耗率是本报告所述期间资本化成本、未来开发成本和相关基本储量的函数，为#美元。0.74, $0.69, $0.45及$0.61截至2022年12月31日的年度、先前继承期、先前前任期间及截至2020年12月31日的年度的每公积金。

以下是截至2022年12月31日湾港不受摊销影响的石油和天然气资产摘要(单位：千)：

			在以下方面招致的费用
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									重新开始调整(2021年5月17日)(1)						总计
采购成本			$	17,288					$	8,687								$	152,456					$	178,431
勘探成本			—						—									—						—
开发成本			16						25									—						41
资本化利息			—						—									—						—
不受摊销影响的石油和天然气资产总额			$	17,304					$	8,712								$	152,456					$	178,472

_____________________

(1)反映我们未经证实的财产的账面价值，这是由于在破产后应用重新开始会计(见注3有关更多信息)，截至2022年12月31日仍保留在未经证实的财产中。

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下表按面积汇总了公司截至2022年12月31日和2021年12月31日不计入摊销的非生产性物业(单位：千)：

			继任者
			2022年12月31日						2021年12月31日
尤蒂卡			$	147,370					$	175,028
《独家新闻》			31,102						35,975
其他			—						4
			$	178,472					$	211,007

该公司至少每年评估一次不包括在摊销计算中的成本。根据行业条件和公司活动水平，将上述大部分成本计入公司摊销计算通常发生在三至五年。然而，该公司在尤蒂卡的大多数非生产性租约已五年制延期条款，这可能会将这一时间范围延长到五年.

资产报废义务

本公司截至2022年12月31日、之前的继承期和之前的前一年的资产报废债务对账如下(单位：千)：

2021年1月1日的资产报废义务(前身)			$	63,566
已发生的负债			546
吸积费用			1,229
截至2021年5月17日的期末余额(前身)			$	65,341
重新开始调整(1)			(46,257)
截至2021年5月18日的资产报废义务(继任者)			$	19,084
已发生的负债			204
吸积费用			1,214
对估计现金流量的修订(2)			7,762
截至2021年12月31日的资产报废义务(继承者)			$	28,264
已发生的负债			96
因资产剥离而转移的负债			(7)
吸积费用			2,746
对估计现金流量的修订(2)			2,072
截至2022年12月31日的资产报废义务(继承者)			$	33,171

_____________________

(1)如中所述注3，本公司于出现日期按公允价值记录其资产报废债务。

(2)订正是由于估计费用的变化而引起的负债现值的变化。

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5.长期债务

截至2022年12月31日和2021年12月31日，长期债务包括以下项目(以千计)：

			继任者
			2022年12月31日						2021年12月31日
信贷安排			$	145,000					$	164,000
8.0002026年到期的优先无担保票据百分比			550,000						550,000
未摊销债务净发行成本			(845)						(1,054)
总债务，净额			694,155						712,946
减去：长期债务的当前到期日			—						—
反映为长期的总债务			$	694,155					$	712,946

信贷安排

2021年10月14日，本公司与作为行政代理的北卡罗来纳州摩根大通银行和各贷款方签订了现有的信贷安排。现有信贷安排的本金总额最高可达#美元。1.5亿美元，初始借款基数为#850100万美元，初步当选承诺额总额为#美元700百万美元。现有的信贷安排还规定了#美元175.0可用于签发信用证的总承诺额的上百万欧元。信贷安排将于2025年10月14日到期。

借款基数将每半年重新确定一次，时间为每年5月1日和11月1日左右。

于2022年5月2日，本公司完成半年度借款基数重新厘定，并订立《借款基数重新厘定协议修订及吾等信贷协议第一修正案》(“修订”)，修订现有信贷安排(经修订为“信贷安排”)。修正案除其他事项外，(A)将信贷安排下的借款基数由#美元增至850百万至美元1.010亿美元，当选的承诺额保持在$700(B)修订某些与对冲有关的契约，以放宽某些要求和限制；(C)修订管制受限制付款的契约，以(I)提高净杠杆率，容许从1.00 to 1.00 to 1.25到1.00和(Ii)允许额外的限制性付款在2022年12月31日之前赎回优先股，前提是一定的杠杆作用，没有违约或借款基础不足的事件和可用性测试，以及(D)规定从LIBOR基准过渡到SOFR基准，其中10所有期限的信用利差调整基点。

于2022年10月31日，本公司完成半年度借款基数的重新厘定，其间信贷安排项下的借款基数重新确认为#美元1.010亿美元，当选的承诺额保持在$700百万美元。

信贷安排的利息利率等于(A)SOFR基准加以下各项的适用保证金2.75%至3.75年利率%或(B)基本税率加上适用的利润率1.75%至2.75年利率，以借款基数利用率为基础。该公司须支付以下承诺费0.50在信贷安排下的当前总承付款中，平均每日未使用部分的年利率。公司还被要求支付惯常的信用证和预付费用。

信贷安排要求公司在每个财政季度的最后一天(I)资金净杠杆率小于或等于3.25至1.00，以及(Ii)电流比率大于或等于1.00 to 1.00.

信贷安排项下的债务、若干掉期债务及若干现金管理债务，由本公司及借款人全资拥有的境内重要附属公司(统称为“担保人”及连同借款人为“贷款方”)担保，并以贷款方的几乎所有资产作抵押(除惯常例外情况外)。

信贷机制还包含习惯性的肯定和否定契约，除其他外，包括遵守法律(包括环境法和反腐败法)、交付季度和年度财务报表和借款基础凭证、开展业务、维护财产、维护保险、签订某些衍生工具合同、限制留置权的产生、负债、资产处置、限制付款和其他习惯契约。这些公约受到一些限制和例外的约束。

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截至2022年12月31日，该公司拥有145.0信贷安排下的未偿还借款，百万美元113.4未偿还的信用证金额为100万美元，并遵守信贷协议下的所有契约。

截至2022年12月31日，信贷安排的加权平均利率为7.39%.

2026年高级债券

如中所讨论的注2，在出现日期，根据计划的条款，公司发行了$550百万美元ITS本金总额8.0002026年到期的优先票据的百分比。2026年优先票据由本公司为信贷安排提供担保的每一家子公司在优先无担保的基础上提供担保。2026年优先债券的利息每半年支付一次，分别在每年的6月1日和12月1日支付。2026年优先债券根据契约发行，日期为2021年5月17日，由发行人、UMB银行、作为受托人的国民协会和担保人发行，于2026年5月17日到期。

1145契约的契约(付款契约除外)要求公司遵守经修订的第4(A)(2)契约的契约。4(A)(2)契约载有限制发行人及其受限制附属公司有能力(I)招致额外债务，(Ii)就某些股权支付股息或分派，或赎回、回购或注销某些股权或次级债务，(Iii)作出某些投资，(Iv)限制来自受限制附属公司的分派，(V)从事指定资产出售，(Vi)在附属公司之间进行某些交易，(Vii)从事某些行业，(Viii)从事合并、合并及收购，(Ix)设立不受限制的附属公司及(X)产生或设立留置权。这些公约包含重要的例外、限制和限制。在2026年高级债券被评级为投资级的任何时候，某些契约将被终止并停止适用。

退出信贷安排

如中所讨论的注2，在出现之日，根据该计划的条款，本公司签订了退出信贷协议，该协议规定(I)退出贷款本金总额最高可达#美元。1.5亿元及(Ii)先出定期贷款，总额最高可达$180.0百万美元。退出机制的初始借款基数和选定的承诺额最高可达#美元。580.0百万美元。

根据退出安排提取的贷款不需要摊销，而根据先出定期贷款提取的贷款以#美元摊销。15.0每季度分期付款100万次，从截止日期开始，每三个月支付一次。退出信贷安排原定于2024年5月17日到期。

撤离机制提供了#美元。150.0可用于签发信用证的总承诺额的上百万欧元。撤离贷款机制还包括一笔#美元。40在中游解决方案(如退出信贷协议中所定义)之前将一直有效的百万可用性拦截器。信贷安排对退出信贷安排进行了修订和再融资。

第11章诉讼--前身债务

对我们的某些有担保和无担保债务来说，第11章的申请构成了违约事件。由于破产法第11章的情况，这些债务工具项下到期的本金和利息立即到期并应支付。然而，《破产法》第362条禁止债权人因违约而采取任何行动。

前身优先票据、建筑贷款及请愿前循环信贷安排的本金(请愿日后在请愿前循环信贷安排上提取的信用证除外)于所附综合资产负债表于2020年12月31日被分类为须予妥协的负债。

债务人占有信贷协议

根据RSA，同意的RBL贷款人同意向本公司提供本金总额为$的优先担保优先债务人占有循环信贷安排262.5百万美元，包括(A)$105百万美元的新资金和(B)美元157.5用于结清请愿前循环信贷机制下现有未偿债务的一部分。DIP信贷安排的条款和条件规定在管理DIP信贷安排的某种形式的信贷协议中。除其他事项外，DIP信贷融资的收益用于下列用途：

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目录表

财务报表索引

请愿书、营运资金、允许的资本投资、一般公司用途、信用证、行政费用、保费、费用和第11章案例中所考虑的交易的费用，以及支付法院批准的适当保护义务。在出现之日，DIP贷款机制被终止，贷款人不可行地转换为退出贷款机制。每个允许DIP债权的持有人在完全和最终满意的情况下，收到了每个允许DIP债权的和解、释放和解除，并作为交换，每个允许DIP债权在退出信贷安排中按比例分享。

请愿前循环信贷安排

于出现日期前，本公司已与丰业银行作为牵头安排人及行政代理及若干贷款方订立经修订的优先担保循环信贷安排协议。请愿前循环信贷安排的借款基数为#美元。580百万美元。在出现之日，请愿前循环信贷安排被终止，贷款人不可行地转换为退出信贷安排。申请前循环信贷安排项下获准索偿的每名持有人均获完全及最终清偿、清偿、解除及解除每项获准索偿，并以此作为交换，以换取其在退出信贷安排中的按比例份额参与。

前身高级票据

在出现日期，前身高级票据项下的所有未偿债务已按计划注销，而每名获准无抵押票据债权的持有人均按比例获得19.7百万股普通股和美元5502026年发行的高级债券中的100万美元。

前置房屋贷款

2015年6月，本公司获得贷款，用于在俄克拉何马城建设本公司的公司总部，该贷款于2016年12月基本完工。于出现日期，本公司公司总部的所有权恢复至楼宇贷款贷款方，本公司与贷款方就总部订立短期租赁协议。因此，自出现之日起，房屋贷款负债即告解除。

前身债务回购

2019年7月，公司董事会批准了美元100百万现金将用于在公开市场以折扣价按面值回购其优先债券。2019年12月，公司董事会将优先票据回购计划的授权规模增加至1美元200总计一百万美元。于截至二零二零年十二月三十一日止年度内，本公司利用其循环信贷安排下的借款于公开市场回购约$73.3未偿还前身高级债券的本金总额为百万元22.8百万美元现金，并确认了一美元49.6债务清偿的百万美元收益，其中包括未摊销发行成本的报废和与回购债务相关的费用。这一收益包括在所附综合业务报表中的债务清偿收益中。

利息支出

以下时间表显示了截至2022年12月31日的年度、之前的继承期、之前的前任时期和截至2020年12月31日的年度的利息支出组成部分(以千为单位)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
支付利息的现金			$	57,685					$	33,295								$	7,272					$	84,823
应计利息的变动			(826)						6,061									(1,503)						30,600
资本化利息			—						(198)									—						(907)
贷款成本摊销			2,914						1,663									—						5,563
其他			—						32									(1,610)						—
利息支出总额			$	59,773					$	40,853								$	4,159					$	120,079

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《公司》做到了不将截至2022年12月31日或之前期间的利息支出资本化。该公司资本化了大约$0.2百万美元和美元0.9于上一继承期及截至2020年12月31日止年度的未开发石油及天然气资产的利息支出分别为百万元。

债务公允价值

于2022年12月31日，2026年优先债券所代表的未偿还债务的账面价值约为$549.2百万美元。根据报价市场价格(第1级)，2026年优先债券的公允价值被确定为约为$542.72022年12月31日为100万人。

6.夹层股权

如中所讨论的注2，公司在出现之日向特拉华州州务卿提交了一份修订和重述的公司注册证书，其中规定(I)有权发布42百万股普通股，面值为$0.0001每股及(Ii)指定110,000优先股，面值为$0.0001每股和清算优先权为$1,000每股。

夹层股权

优先股

在出现之日，继承人发布了55,000优先股股份。

优先股持有人有权获得累计季度股息，股息率为10清算优先权的年利率(关于现金股息和15与以现金支付的额外优先股股息(“实收股息”)有关的清算优先权的每年百分比。湾港目前可以选择每季度支付现金或PIK股息。

每名优先股持有人均有权(“转换权”)随时选择将其持有的全部或部分优先股转换为若干股普通股，其商数等于(X)乘以(I)清算优先股次数(Ii)等于一(1)加上转换当日每股总面值(按优先条款所界定)的(Y)$所得的商数。14.00每股(可按优先条款调整)(“换股价格”)。2022年12月31日发行的优先股股票将转换为3.7如果优先股的所有持有者都行使了他们的转换权，则为百万股普通股。

湾港有权但无义务通过通知优先股持有人赎回全部但不少于全部已发行的优先股，按以下较大者计算：(I)优先股的总价值，按普通股的当前市场价格(按优先条款中的定义)计算，如果在赎回时根据转换权将该优先股转换为普通股，则该优先股本应转换为该普通股；以及(Ii)(Y)如果赎回日期是在出现日期的三年之前或之前，清算优先权的总和加上在出现日期的三年内所有未支付的PIK股息的总和，或(X)如果赎回日期是在出现日期的三年之后，则为清算优先权(“赎回价格”)。

于出现日期后，如有重大变动(定义见优先条款)，湾港须于三年内以现金支付每股优先股赎回价格，赎回全部(但不少于全部)优先股流通股。3)发生这种根本变化的工作日。尽管如上所述，在根据上一句话进行赎回的情况下，如果Gulfport缺乏足够的现金来赎回所有已发行的优先股，公司必须按比例赎回每位持有人的优先股股份。

优先股没有规定的到期日，除非湾港回购或赎回或转换为普通股，否则将无限期地保持未偿还状态。

由于上述赎回特征，优先股已在所附综合资产负债表中归类为夹层权益。

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红利和转换

在截至2022年12月31日的年度内，本公司支付了5.4向我们优先股的持有者派发百万现金股息。在之前的继承期内，公司支付了优先股的股息，其中包括3,071以实物支付的优先股，约为$55千股代替零碎股份的现金，以及$1.5向我们优先股的持有者派发百万现金股息。

下表汇总了截至2022年12月31日的年度及之前继任期的公司优先股活动：

2021年5月18日的优先股(继任者)						55,000
发行优先股						3,071
优先股的转换						(175)
2021年12月31日的优先股(继任者)						57,896
优先股的转换						(5,601)
截至2022年12月31日的优先股(继任者)						52,295

7.股权

如中所讨论的注2，公司在出现之日向特拉华州州务卿提交了一份修订和重述的公司注册证书，其中规定(I)有权发布42百万股普通股，面值为$0.0001每股及(Ii)指定110,000优先股，面值为$0.0001每股和清算优先权为$1,000每股。

普通股

在出现之日，前身普通股的所有现有股份都被注销。继任者发布了大约19.8百万股普通股和1.7向有争议的索赔准备金发行了100万股普通股。

在2022年1月，大约876,000截至2021年12月31日的争议索赔准备金中的股票已发行给某些索赔人。截至2022年12月31日，大约62,000有争议的索赔准备金中继续持有股份，并可在最后确定剩余索赔时发行。

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股票回购计划

2021年11月，公司董事会批准了一项股票回购计划，收购金额最高可达100百万美元的普通股，并增加了授权从$100百万至美元2002022年4月为百万美元，从200百万至美元3002022年7月，百万美元(“回购计划”)。回购计划下的购买可能会不时在公开市场或私下协商的交易中进行，并将受到可用的流动性、市场状况、信贷协议限制、适用的法律要求、合同义务和其他因素的制约。回购计划并不要求公司购买任何特定数量的普通股。该公司打算根据回购计划购买股份，同时保持足够的流动性，为其资本发展计划提供资金。回购计划授权延长至2023年6月30日，董事会可随时暂停、修改、延长或终止。下表汇总了截至2022年12月31日的年度回购计划下的活动(股份数量和所购股份的美元价值以千为单位)：

						购买的股份总数						所购股份的美元价值						每股平均支付价格
2022年第一季度						438						$	35,512					$	81.06
2022年第二季度						1,416						127,510						90.06
2022年第三季度						753						64,549						85.72
2022年第四季度						293						23,197						79.19
总计						2,900						$	250,768					$	86.47

8.基于股票的薪酬

如中所讨论的注2，自产生之日起，本公司前身普通股注销，发行本公司继任普通股。因此，该公司当时现有的基于股票的补偿也被取消，这导致确认了以前未摊销的费用#美元。4.4在取消之日，与被取消的奖励有关的百万美元。费用计入重组项目，扣除所附合并业务报表后的净额。因此，前任和后继期的股票薪酬不具有可比性。

基于继任者股票的薪酬

自产生之日起，董事会通过了奖励计划，其股份储备相当于2.8百万股普通股。激励计划规定授予激励性股票期权、非法定股票期权、限制性股票、限制性股票单位、股票增值权、股息等价物和业绩奖励或上述各项的任意组合。本公司已根据激励计划向员工和董事授予限制性股票单位和业绩归属限制性股票单位，如下所述。于截至2022年12月31日止年度及之前的继承期内，本公司的股票薪酬开支为$8.7百万美元和美元3.1分别为百万美元，其中公司资本化$2.9百万美元和美元1.1与其勘探和开发努力有关的资金分别为100万美元。股票补偿费用扣除资本化金额后，计入合并经营报表中的一般费用和行政费用。截至2022年12月31日，该公司已授予约2651000个限制性股票单位和大约191根据激励计划，1000个业绩授予限制性股票单位，扣除被没收的奖励。

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下表汇总了截至2022年12月31日的上一个继任期和年度的限制性股票单位活动：

			数量 未归属的 限售股单位						加权 平均值 授予日期 公允价值						数量 未归属的 业绩归属限制性股票单位						加权 平均值 授予日期 公允价值
截至2021年5月18日的未归属股份			—						$	—					—						$	—
授与			200,484						66.05						153,138						48.54
既得			—						—						—						—
被没收/取消			(2,071)						66.89						—						—
截至2021年12月31日的未归属股份			198,413						$	66.04					153,138						$	48.54
授与			78,192						$	96.90					37,666						$	66.82
既得			(67,564)						65.91						—						—
被没收/取消			(11,269)						80.11						—						—
截至2022年12月31日的未归属股份			197,772						$	77.49					190,804						$	52.15

后继性限制性股票单位

根据激励计划授予的限制性股票单位通常在3至4雇员和雇员的年限4在接收人满足适用服务要求的情况下，董事的服务年限。基于股票的薪酬费用在服务期内按比例记录。授予日期限制性股票单位的公允价值代表公司普通股在授予日期的收盘价。截至2022年12月31日的未确认薪酬支出为12.3百万美元。预计这笔费用将在加权平均期间内确认2.13好几年了。

继任者业绩归属限制性股票单位

该公司已根据激励计划向其若干高管授予业绩归属限制性股票单位。根据该奖励发行的普通股数量将基于(I)公司的股东总回报(“TSR”)和(Ii)公司在业绩期间的相对总股东回报(“RTSR”)的组合。参与者将从以下方面获得收入0%至200基于公司的TSR和RTSR排名的目标奖励的百分比与公司指定同行组中的公司在业绩期末的TSR相比。奖项将在以下时间内获得和授予三年制履约期，如果控制权发生变化，应提前终止履约期。赠与日期公允价值是使用蒙特卡洛模拟方法确定的，并在整个履约期内按比率记录。

下表总结了蒙特卡洛模拟中使用的假设，以确定在截至2022年12月31日的年度内授予的奖励的授予日期公允价值：

授予日期			April 29, 2022
预测期(年)			3
无风险利率			2.9%
隐含权益波动率			88.4%
授权日的股票价格			$93.98

对于在前一个后续期间发放的赠款，蒙特卡洛模型中使用的预期波动率是使用与剩余履约期间一致的历史期间估计的3好几年了。无风险利率以美国国债利率为基础，期限与赠款的预期寿命相称。该公司假设的无风险利率范围在0.35%和0.67%和预期波动范围之间87.0%和87.1%来估计公允价值。

截至2022年12月31日，与业绩归属限制性股票相关的未确认薪酬支出为$5.6百万美元。预计这笔费用将在加权平均期间内确认1.71好几年了。

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基于股票的前任薪酬

前任根据《2019年修订和重订的激励股票计划》(《2019年计划》)向员工和董事授予限制性股票单位。于前一期间及截至2020年12月31日止年度，本公司的股票薪酬成本为#美元4.4百万美元和美元16.3分别为百万美元，其中公司资本化$0.9百万美元和美元2.9与其勘探和开发努力有关的资金分别为100万美元。扣除资本化金额后的股票补偿成本计入所附综合经营报表中的一般和行政费用。

下表汇总了前一期间和截至2020年12月31日的年度的限制性股票单位活动：

			数量 未归属的 限售股单位						加权 平均值 授予日期 公允价值						数量 未归属的 业绩归属限制性股票单位						加权 平均值 授予日期 公允价值
截至2019年12月31日的未归属股份			4,098,318						$	4.73					1,783,660						$	2.96
授与			3,069,521						0.85						—						—
既得			(1,294,285)						5.73						—						—
被没收			(4,171,041)						1.68						(943,065)						1.98
截至2020年12月31日的未归属股份			1,702,513						$	4.74					840,595						$	4.07
授与			—						—						—						—
既得			(227,132)						8.45						—						—
被没收/取消			(1,475,381)						4.16						(840,595)						4.07
截至2021年5月17日的未归属股份			—						$	—					—						$	—

前身限制性股票单位

根据2019年计划授予的限制性股票单位通常在一年在董事和三年在雇员和归属的情况下，取决于接受者满足适用的服务要求。以股票为基础的薪酬成本在服务期间按比例记录。授予日期限制性股票单位的公允价值代表公司普通股在授予日期的收盘价。所有未确认的薪酬支出自出现之日起确认。

前身业绩归属限制性股票单位

该公司此前根据2019年计划向其某些高管授予了业绩归属限制性股票单位。根据该裁决发行的普通股数量是根据RTSR计算的。RTSR是一项激励措施，参与者将从中获利0%至200基于公司TSR排名的目标奖励的百分比与公司指定同行组中公司在业绩期末的TSR相比。奖励将在2019年1月1日至2021年12月31日的业绩期间内获得和授予，但如果控制权发生变化，业绩期间将提前终止。所有未确认的薪酬支出自出现之日起确认。

9.与客户签订合同的收入

收入确认

该公司的收入主要来自天然气、石油、凝析油和天然气的销售。这些销售在履行履行义务的期间确认。公司通常认为每个单元(MMBtu或Bbl)的交付是可以单独识别的，并代表在产品控制权移交给客户时得到满足的独特的履行义务。收入是根据与客户的合同中规定的对价计算的，不包括代表第三方收取的任何金额。这些合约通常包括可变对价，该对价基于与市场指数和当月交割量挂钩的定价。因此，此市场定价在合同开始时可能受到约束(即不可评估)，但将根据适用的

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市场定价，在将商品转让给客户时即可知晓。付款日期通常在30天商品交付的日历月末的日期。

天然气加工所产生的收集、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(包括固定运输费用)，均在随附的综合经营报表中作为运输、收集、加工和压缩费用列示。

分配给剩余履约义务的交易价格

该公司相当多的产品销售是短期的，通常是通过合同期限为一年或以下的常青树合同进行的。这些合同通常会根据相同的条款自动续签。对于这些合同，本公司利用了收入会计准则允许的实际权宜之计，如果履约义务是最初预期期限为一年或更短的合同的一部分，则本公司不会披露分配给剩余履约义务的交易价格。

对于合同期限超过一年的产品销售，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，公司已利用实际权宜之计，免除公司披露分配给剩余履约义务的交易价格。根据这些销售合同，每一单位产品通常代表一项单独的履约义务；因此，未来的成交量完全没有得到满足，因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。目前，本公司的产品销售合同期限超过一年，没有长期固定对价。

合同余额

当对价权变得无条件时，通常是当产品控制权转移到客户手中时，与客户签订合同的应收款就被记录下来。与客户签订的合同应收账款为#美元。278.4百万美元和美元232.9截至2022年12月31日和2021年12月31日的销售收入分别为100万美元，并在随附的合并资产负债表中的应收账款-石油和天然气以及天然气液体销售中报告。该公司目前没有与其收入合同相关的资产或负债，包括没有预付款或欠款权利。

上期履约义务

公司在产品交付给购买者的当月记录收入。然而，某些销售的结算单可能会在生产交付日期后30至90天收到，因此，公司需要估计交付给买方的生产数量和销售产品将收到的价格。估计的产品销售金额和实际销售金额之间的差额记录在收到买方付款的那个月。就所列每个期间而言，在报告期间确认的与前几个报告期间履行的履约义务有关的收入并不重要。

10.租契

租契的性质

本公司对某些设备有剩余租期超过一年的经营租赁。对于租期超过一年的所有租约，公司在资产负债表上确认使用权资产和租赁负债。初始期限为一年或更短的短期租赁不资本化。

该公司已与第三方签订了不同条款的钻井平台合同，以确保其运营的连续性、成本控制和钻井平台的可用性。本公司已订立钻机合约为营运租约，因资产可识别，本公司有权控制已识别的资产。该公司的钻井平台承诺通常具有少于以下的初始期限一年，尽管在2022年12月31日，该公司有一份有效的长期钻机合同。这些协议通常包括在初始期限结束时续签的选项。由于公司钻探计划的性质和潜在的由于大宗商品价格的不确定性，本公司无法在合同开始时合理确定是否会行使续订选择权，因此，钻探合同的租赁期限中不考虑续订选择权。与这些钻井平台承诺相关的经营租赁负债在适用时以最低合同义务为基础，主要是备用费率，不包括基于特定期间实际活动的可变金额。根据完全成本会计方法，这些成本是

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在随附的综合资产负债表中作为石油和天然气资产的一部分进行资本化。钻探成本的一部分由我们油井的其他利益所有者承担。

该公司从第三方租用其公司总部、外地地点和某些其他设备的办公空间，这些设备将在不同的日期到期，直至2026年。这些协议通常具有不可取消的条款一至五年。本公司已确定这些协议为经营租赁，其租赁期限等于主要的不可撤销合同期限。本公司在厘定租赁条款时，已纳入其认为合理肯定会行使的任何续期选择权。2022年7月，公司将总部迁至新地点。本公司新总部租约的影响见下表。

贴现率

由于本公司的大部分租约并无提供隐含利率，本公司根据生效日期所得的资料，采用递增借款利率厘定租赁付款的现值。该公司的递增借款利率反映了在类似的经济环境下，在类似期限内以抵押方式借款的估计利率，其数额相当于租赁付款。

截至2022年12月31日，根据经营租赁负债到期的未来金额如下(以千计)：

2023			$	13,752
2024			13,439
2025			836
2026			561
2027			10
租赁付款总额			$	28,598
减去：推定利息			(1,885)
总计			$	26,713

截至2022年12月31日的年度、先前继承期和先前前任期间发生的租赁费用包括以下费用(以千计)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
经营租赁成本			$	535					$	48								$	41
可变租赁成本			—						3									—
短期租赁成本			31,987						11,507									4,496
总租赁成本(1)			$	32,522					$	11,558								$	4,537

_____________________

(1)公司总租赁成本的大部分被资本化到全部成本池中，其余部分在随附的综合经营报表中计入租赁运营费用或一般和行政费用。

截至2022年12月31日的年度、之前的继承期和之前的前任期间与租赁有关的补充现金流量信息如下(以千计)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日
为计入租赁负债的金额支付的现金
来自经营租赁的经营现金流			$	601					$	78								$	48

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截至2022年12月31日的加权平均剩余租赁期限为2.16好几年了。截至2022年12月31日，用于确定经营租赁负债的加权平均贴现率为6.71%.

11.所得税

下表提供了持续经营业务的所得税拨备和递延所得税的详细情况。

所得税优惠和费用的构成如下(以千计)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
当前：
状态			$	—					$	(39)								$	(7,968)					$	—
联邦制			—						—									—						(273)
延期：
状态			—						—									—						7,563
联邦制			—						—									—						—
所得税(福利)费用准备总额			$	—					$	(39)								$	(7,968)					$	7,290

法定联邦所得税金额与记录的费用的对账如下(以千为单位)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
联邦所得税前收入(亏损)			$	494,701					$	(112,868)								$	243,026					$	(1,617,843)
法定税率的预期所得税			103,887						(23,702)									51,036						(339,747)
州所得税			2,227						(3,177)									(12,484)						(14,696)
破产调整			—						44,748									(111,285)						—
国家递延税金资产的重新计量			13,869						(7,966)									—						—
返回到规定			(17,075)						—									—						—
其他差异			1,117						2,841									445						10,800
因本年度活动而引起的估值津贴变动			(104,025)						(12,783)									64,320						350,933
所得税(福利)费用入账			$	—					$	(39)								$	(7,968)					$	7,290

截至2022年12月31日止年度，本公司的实际税率为0%。于前一期间，本公司的实际税率为(3.3)%和#美元的所得税优惠。8.0百万美元。对于之前的后继期，公司的有效税率为0.03%和$的税收优惠39一千个。截至2022年12月31日的一年，较高的有效所得税税率是由于公司在2021年记录了一项与俄克拉荷马州退款申请有关的福利，该要求与对历史报表的审查有关。实际税率与本公司估值免税额头寸应支付的法定税率不同。

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目录表

财务报表索引

在2022年12月31日和2021年12月31日产生递延税项资产和负债的暂时性差异和净营业亏损结转的税收影响估计如下(以千为单位)： 

			继任者
			2022年12月31日						2021年12月31日
递延税项资产：
净营业亏损结转和税收抵免			$	346,455					$	298,127
油气性质基础差异			269,206						432,959
对传递实体的投资			66,502						58,751
基于股票的薪酬费用			1,484						—
衍生工具公允价值变动			73,198						86,296
其他资产			52,107						31,298
递延税项资产总额			808,952						907,431
递延税项资产的估值准备			(803,332)						(907,358)
递延税项资产，扣除估值准备后的净额			5,620						73
递延税项负债：
使用权资产			5,615						—
其他			5						73
递延税项负债总额			5,620						73
递延税项净资产			$	—					$	—

管理层评估现有的正面及负面证据，以估计未来是否会产生足够的应课税收入以使用现有的递延税项资产。评估的一个重要的客观负面证据是截至2022年12月31日的三年期间发生的累计损失。这些客观证据限制了考虑其他主观证据的能力，例如我们对未来增长的预测。根据这项评估，截至2022年12月31日，估价津贴为#美元。803.3已经记录了一百万次。然而，如果对结转期内未来应纳税所得额的估计有所减少或增加，或者不再存在以累计亏损形式出现的客观负面证据，并给予主观证据(如我们的增长预测)更多权重，则被视为可变现的递延税项资产金额可能会进行调整。

如中所讨论的注2该计划的要素规定，公司与前身高级票据和某些一般无担保债权有关的债务被交换为普通股，以了结这些债权。除非有例外，债务人在清偿其未偿债务时确认Codi，其对价金额低于其调整后的发行价。IRC规定，破产法第11章破产案件中的债务人可以将Codi排除在应纳税所得额之外，但必须通过完成重组计划而实现的任何Codi的金额来减少其某些税收属性。纳税人变现的Codi数额是根据债权人为清偿未偿债务而收到的代价的公平市场价值确定的。由于破产程序中出现的股权的市场价值，Codi和历史利息支出减记的估计金额约为$655100万美元，这将减少公司净营业亏损的价值。税收属性的实际减少要到本公司纳税年度的第一天，即2022年1月1日才会发生。净营业亏损的减少预计将被估值准备金的相应减少完全抵消。截至2021年12月31日，该公司估计联邦净营业亏损约为$1.4在实施如上所述的税收属性估计减少后的10亿美元。

从破产法第11章破产程序中脱颖而出，导致了IRC第382条规定的所有权变更。公司正在实施IRC第382(L)(5)条下的规则，该规则允许公司减轻法规对公司剩余税务属性施加的限制。本公司于计提估值拨备前的递延税项资产及负债已按此基准计算。此外，根据IRC第382(L)(5)条，公司成立后的所有权变更可能会严重限制或有效地消除其实现其税务属性价值的能力。

该公司有可用联邦税净营业亏损结转，估计约为$1.6截至2022年12月31日。这些联邦净营业亏损结转约为$3492018年之前的纳税年度产生的100万美元将于2036年开始到期。由于减税和就业法案，2018年至2022年联邦NOL

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结转$1.310亿美元没有到期。该公司还有约#美元的国家净营业亏损结转3172022年开始到期的100万美元。

截至2022年12月31日，我们拥有不是对不确定的税务状况的责任。

2022年8月16日，美国颁布了2022年通胀削减法案，其中包括对某些大公司的账面收入征收15%的最低税率，对股票净回购征收1%的消费税，以及促进清洁能源的几项税收激励措施。根据公司目前对拨备的分析，公司认为这项立法不会对其合并财务报表产生实质性影响。

12.每股收益(亏损)

普通股股东应占每股基本收益或亏损的计算方法为：(1)净收益或亏损减去(2)支付给优先股持有人的股息减去(3)参与证券应占净收益或亏损除以(4)已发行加权平均基本股票。普通股股东应占摊薄净收入或每股亏损的计算方法为：(I)普通股股东应占基本净收入或亏损加上(Ii)可分配给参与证券的收入的摊薄调整除以(Iii)已发行的加权平均摊薄股份。本公司可转换优先股的摊薄影响采用“如果折算”方法，未归属限制性股票的摊薄影响采用库藏股方法。

有几个0.2在截至2022年12月31日的年度内，被视为稀释的100万股限制性股票。有几个不是在之前的继承期、之前的前任期或截至2020年12月31日的年度被认为具有稀释作用的限制性股票。有几个3.7百万美元和4.1分别于截至2022年12月31日止年度及之前的继承期，因本公司优先股而可发行的潜在普通股百万股。有几个0.1在之前的后继期内被视为反稀释的100万股限制性股票。

每股普通股基本净收益(亏损)和稀释后净收益(亏损)的对账见下表(以千计)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
净收益(亏损)			$	494,701					$	(112,829)								$	250,994					$	(1,625,133)
优先股股息			(5,444)						(4,573)									—						—
参与证券--优先股(1)			(76,401)						—									—						—
普通股股东应占净收益(亏损)			$	412,856					$	(117,402)								$	250,994					$	(1,625,133)
参与证券的重新分配			512						—									—						—
普通股股东应占摊薄净收益(亏损)			$	413,368					$	(117,402)								$	250,994					$	(1,625,133)
基本股份			20,185						20,545									160,834						160,231
稀释股			20,347						20,545									160,834						160,231
基本每股收益			$	20.45					$	(5.71)								$	1.56					$	(10.14)
稀释性每股收益			$	20.32					$	(5.71)								$	1.56					$	(10.14)

_____________________

(1)优先股代表参与证券，因为它们参与普通股的任何股息。平价通行证，按比例计算。然而，优先股不参与未分配的净亏损。

13.衍生工具

天然气、石油和天然气衍生工具

该公司寻求通过签订场外固定价格掉期、基数掉期、无成本环来减轻与天然气、石油和天然气价格不利变化相关的风险，这些价格受到重大且往往是波动的影响

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以及各种类型的期权合约。这些合同使公司能够通过有效锁定公司一定产量水平的底价来缓解未来天然气、石油和天然气价格下跌的影响。然而，这些对冲合同也限制了公司在价格波动有利时期的利益。

受商品衍生工具制约的生产量和工具的组合经常由管理层根据不断变化的市场状况进行评估和调整。湾港可订立商品衍生工具合约，但不得超过其信贷安排所列的限制。本公司一般订立商品衍生工具合约约为50%至75到每一财年第一季度末，占其预测的本年度年产量的%。该公司通常为下一年订立商品衍生品合同12至24月份。湾港并不以投机为目的订立商品衍生合约。

本公司目前并无任何商品衍生产品交易的保证金要求或抵押品规定需要在预定结算日之前付款。该公司的商品衍生品合约交易对手通常是具有投资级信用评级的金融机构和能源交易公司。Gulfport通过要求所有交易对手的具体最低信用标准，积极监控交易对手的公共信用评级，避免通过与多个交易对手进行交易而集中信用敞口，定期监测和管理其对交易对手风险的敞口。该公司与一些交易对手签订了总的净额结算协议，允许在违约情况下对应收账款和应付账款进行抵消。

固定价格掉期要求公司收到固定价格，并向套期保值社区的交易对手支付浮动市场价格。按合同约定的固定价格与参考结算价之间的差额按月结算。当参考结算价低于合同约定的价格时，公司根据差价乘以成交量从对手方获得金额。同样，当参考结算价超过合同规定的价格时，公司根据差价乘以成交量向交易对手支付金额。

该公司已经签订了基于NYMEX Henry Hub、NYMEX WTI和Mont Belvieu C3指数的天然气、原油和NGL固定价格掉期合约。以下是该公司截至2022年12月31日的未平仓固定价格掉期头寸摘要。

			索引						每日业务量						加权 平均价格
天然气									(MMBtu/d)						($/MMBtu)
2023			纽约商品交易所亨利·哈勃						229,973						$	4.28
2024			纽约商品交易所亨利·哈勃						174,973						$	4.41
油									(bbl/d)						(美元/桶)
2023			纽约商品交易所西德克萨斯中质原油						3,000						$	74.47
NGL									(bbl/d)						(美元/桶)
2023			贝尔维尤C3山						3,000						$	38.07

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目录表

财务报表索引

每个双向价格无成本领子都有一个固定的下限和上限价格，用于对冲生产。根据合同规定的底价和上限价与参考结算价之间的差额，按月结算。如果适用的月度价格指数超出领子合同中的下限和上限价格设定的范围，本公司将与对冲交易对手现金结算差额。当参考结算价低于合同底价时，公司根据差价乘以套期保值的合同量从对手方收取金额。同样，当参考结算价超过合同规定的上限价格时，公司根据差价乘以套期保值的合同量向交易对手支付金额。如果参考的结算价在最低和最高价格设定的范围内，任何一方都不应付款。

该公司已经签订了基于NYMEX Henry Hub天然气指数的天然气无成本套头合同。以下是该公司截至2022年12月31日的无成本领口头寸摘要。

			索引						每日业务量						加权平均楼面价格						加权平均上限价
天然气									(MMBtu/d)						($/MMBtu)						($/MMBtu)
2023			纽约商品交易所亨利·哈勃						285,000						$	2.93					$	4.78
2024			纽约商品交易所亨利·哈勃						90,000						$	3.67					$	6.87

本公司不时出售天然气看涨期权以换取溢价，并利用收到的相关溢价提高部分固定价格天然气掉期的固定价格。每个卖出的看涨期权都有一个既定的上限价格。如果在结算时参考结算价超过上限价格，本公司向交易对手支付的金额等于参考结算价与价格上限之间的差额乘以套期保值的合同量。如果参考的结算价低于价格上限，任何一方都不应付款。以下是该公司截至2022年12月31日的未平仓卖出看涨期权摘要。

			索引						每日业务量						加权平均上限价
天然气									(MMBtu/d)						($/MMBtu)
2023			纽约商品交易所亨利·哈勃						407,925						$	2.90
2024			纽约商品交易所亨利·哈勃						202,000						$	3.33
2025			纽约商品交易所亨利·哈勃						33,315						$	4.65

此外，本公司还建立了天然气基础掉期头寸。这些工具是一种安排，保证从指定的交割点到NYMEX Henry Hub的固定价差。本公司收取固定差价，并就对冲商品向交易对手支付浮动市场差价。截至2022年12月31日，该公司持有以下天然气基础掉期头寸：

			湾港付钱						湾港接待处						每日业务量						加权平均固定价差
天然气															(MMBtu/d)						($/MMBtu)
2023			霸王龙3区						NYMEX Plus固定价差						60,000						$	(0.22)
2023			NGPL TXOK						NYMEX Plus固定价差						20,000						$	(0.40)
2023			乐购M2						NYMEX Plus固定价差						40,082						$	(1.01)
2024			乐购M2						NYMEX Plus固定价差						9,973						$	(1.03)

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资产负债表列报

本公司在综合资产负债表中按流动资产、非流动资产、流动负债及非流动负债项下的衍生工具按毛计列报衍生工具的公允价值。本公司根据个别交易的预期未来现金流的时间，确定当期和非当期分类。下表列出了公司衍生工具在2022年、2022年和2021年12月31日的公允价值(单位：千)：

			继任者
			2022年12月31日						2021年12月31日
短期衍生资产			$	87,508					$	4,695
长期衍生资产			26,525						18,664
短期衍生负债			(343,522)						(240,735)
长期衍生负债			(118,404)						(184,580)
商品衍生品总头寸			$	(347,893)					$	(401,956)

得失

下表列出了截至2022年12月31日的年度、先前的继承期、先前的前任期间以及截至2020年12月31日的年度的天然气、石油和NGL衍生品的净收益(亏损)中确认的损益(单位：千)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
天然气衍生品.公允价值损益			$	32,797					$	(223,512)								$	(123,080)					$	(89,310)
天然气衍生品-结算(损失)收益			(1,002,098)						(300,172)									(3,362)						113,075
天然气衍生产品的总收益(亏损)			(969,301)						(523,684)									(126,442)						23,765
石油和凝析油衍生产品--公允价值收益(损失)			6,618						(5,128)									(6,126)						(2,952)
石油和凝析油衍生品--结算(损失)收益			(39,163)						(9,720)									—						46,462
石油和凝析油衍生产品的总收益(亏损)			(32,545)						(14,848)									(6,126)						43,510
NGL衍生品-公允价值收益(亏损)			14,648						(5,322)									(4,671)						(461)
NGL衍生品--结算损失			(12,549)						(12,965)									—						(142)
NGL衍生产品的总收益(亏损)			2,099						(18,287)									(4,671)						(603)
或有对价安排--公允价值损失			—						—									—						(1,381)
天然气、石油和天然气衍生产品的总收益(亏损)			$	(999,747)					$	(556,819)								$	(137,239)					$	65,291

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衍生工具资产和负债的抵销

如上所述，本公司按毛基础记录衍生工具的公允价值。下表列出了综合资产负债表中已确认的衍生资产和负债总额，以及根据与交易对手的主要净额调整安排须抵销的金额，均按公允价值计算(以千计)：

			继任者
			截至2022年12月31日
			综合资产负债表中列报的总资产(负债)						受主要净额结算协议约束的总金额						净额
衍生资产			$	114,033					$	(80,345)					$	33,688
衍生负债			$	(461,926)					$	80,345					$	(381,581)

			继任者
			截至2021年12月31日
			综合资产负债表中列报的总资产(负债)						受主要净额结算协议约束的总金额						净额
衍生资产			$	23,359					$	(20,265)					$	3,094
衍生负债			$	(425,315)					$	20,265					$	(405,050)

信用风险集中

通过使用不在交易所交易的衍生工具，本公司面临其交易对手的信用风险。信用风险是指交易对手没有按照衍生工具的条款履行义务而造成损失的风险。当衍生工具的公允价值为正时，交易对手预计会欠公司的债务，这就产生了信用风险。为将衍生工具的信贷风险减至最低，本公司的政策是只与管理层认为有能力及具竞争力的市场庄家的信誉良好的金融机构订立衍生工具合约。该公司的衍生品合约分散在多个交易对手之间，以减少其对任何单个交易对手的风险。此外，该公司使用主净额结算协议将信用风险敞口降至最低。本公司交易对手的信誉须接受定期审查。本公司的衍生工具合约均不包含与信贷风险有关的或有特征。除本公司的循环信贷提供外，本公司无须根据其衍生工具向任何交易对手提供信贷支持或抵押品，交易对手亦无须向本公司提供信贷支持。

14.重组和负债管理费用

2020年第三季度，公司宣布并完成裁员，裁员人数约为10占其员工总数的%。与裁员有关的重组费用主要包括与雇员有关的一次性离职福利。此外，在根据破产法第11章提起诉讼之前，该公司在2020年期间产生了与聘请的财务和法律顾问有关的费用，这些顾问负责协助评估一系列债务管理替代方案。

2021年第三季度，公司宣布并完成裁员，裁员人数约为3占其员工总数的%。与裁员有关的费用主要包括与雇员有关的一次性离职福利。

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目录表

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下表汇总了截至2022年12月31日的年度、先前的继任期、先前的前任时期以及截至2020年12月31日的年度的与公司裁员有关的费用以及与债务管理工作有关的费用(以千为单位)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
劳动力的减少			$	—					$	2,858								$	—					$	1,460
负债管理			—						—									—						29,387
重组和负债管理费用总额			$	—					$	2,858								$	—					$	30,847

15.投资

截至2022年12月31日和2021年12月31日，公司没有按权益法入账的投资。下表汇总了公司在上一时期和截至2020年12月31日的年度的股权投资(单位：千)：

												账面价值															权益法投资损失
												前身															前身
												2020年12月31日															2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
投资灰熊油砂公司ULC												$	24,816														$	342					$	377
投资猛犸象能源服务公司。												—															—						10,646
其他股权投资												—															—						32
股权投资总额												$	24,816														$	342					$	11,055

灰熊油砂ULC

该公司通过其全资子公司Grizzly Holdings拥有大约24.5加拿大无限责任公司Grizzly的%权益。截至2022年12月31日，灰熊大约有830,000加拿大阿尔伯塔省阿萨巴斯卡、和平河和冷湖油砂地区租赁的英亩土地。该公司拥有不是自2019年决定停止为进一步的资本募集提供资金以来，T支付了任何现金募集。Grizzly的功能货币是加元。

自发生之日起生效，本公司对其对Grizzly的投资进行了评估，并确定本公司不再有能力对Grizzly的运营和财务政策施加重大影响。因此，对其投资进行会计核算的权益法不再适用。因此，该公司将使用其先前的账面价值零(如下所述)作为其初始基准，随后将按公允价值计量，同时记录收益中公允价值的任何变化。

如中所讨论的注3，公司将其在Grizzly的投资的账面价值降低到零在出现之日。估值的减少是基于该公司新管理层对这项投资的评估及其在其投资组合中未来资金的优先顺序。特别是，Grizzly的运营仍处于暂停状态，尽管自2015年首次暂停运营以来，定价环境有所改善。此外，该公司预计不会为未来的资本募集提供资金，这将导致其股权权益进一步稀释。

猛犸象能源服务公司

如中所讨论的注2，该公司先前拥有的猛犸能源已发行普通股的股份被用于解决4A类索赔。公司的投资账面价值降至零于2020年第一季，由于本公司应占累计净亏损及减值及账面值维持于零一直到出现的日期。

100

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目录表

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16.公允价值计量

公司按公允价值在资产负债表上记录某些金融和非金融资产和负债。公允价值是指在计量日在市场参与者之间的有序交易中为出售资产而收取的价格或为转移负债而支付的价格(退出价格)。市场或可观察到的投入是价值的首选来源，其次是在没有市场投入的情况下基于假设交易的假设。公允价值计量按下列类别之一进行分类和披露：

第1级-公司在计量日期有能力获得的相同资产和负债在活跃市场的报价(未调整)。

第2级-类似资产和负债在活跃市场的报价，相同或类似工具在非活跃市场的报价，以及其投入可见或其重大价值驱动因素可见的模型衍生估值。

级别3-无法观察到估值模型的重要输入。

最大限度地利用可观察到的投入的估值技术受到青睐。金融资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行整体分类。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。如适用，在公允价值层次结构的第1级、第2级和第3级之间对公允价值进行重新分类，如适用，于每个季度末进行。

金融资产负债

下表按估值水平汇总了公司截至2022年和2021年12月31日的金融和非金融资产及负债：

			继任者
			2022年12月31日
			1级						2级						3级
			(单位：千)
资产：
衍生工具			$	—					$	114,033					$	—
或有对价安排			$	—					$	—					$	4,900
总资产			$	—					$	114,033					$	4,900
负债：
衍生工具			$	—					$	461,926					$	—

			继任者
			2021年12月31日
			1级						2级						3级
			(单位：千)
资产：
衍生工具			$	—					$	23,359					$	—
或有对价安排			$	—					$	—					$	5,800
总资产			$	—					$	23,359					$	5,800
负债：
衍生工具			$	—					$	425,315					$	—

该公司使用行业标准模型估计所有衍生工具的公允价值，这些模型考虑了各种假设，包括标的工具的当前市场和合同价格、隐含波动率、时间价值、不履行风险以及其他相关的经济衡量标准。基本上所有这些输入都可以在

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目录表

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在工具的整个期限内都是市场，并可由可观察到的数据支持。由于本公司的信贷调整发生变化，以反映其在出现时的新信贷状况，本公司调整其衍生工具的公允价值，作为于出现日期的重新开始调整。

2020年1月，该公司完成了向第三方水服务提供商出售其铲子水基础设施资产的交易。此次出售包括或有对价安排，在这种安排下，公司有机会在接下来的一年里赚取额外的奖励付款13未来数年，取决于公司达到某些门槛的能力，这些门槛将受到公司未来发展计划和产水量水平等因素的影响。截至2022年12月31日，或有对价的公允价值为#美元4.9100万美元，其中0.6百万美元包括在预付费用和其他资产中以及#美元4.3百万美元计入随附的综合资产负债表中的其他资产。或有对价安排的公允价值采用贴现现金流技术计算，并基于对公司未来发展计划和产水量的内部估计。鉴于投入的不可观察性，或有对价安排的公允价值计量被视为使用第3级投入。本公司已为此项或有代价安排选择公允价值选项，因此在收益中计入公允价值变动。该公司确认了#美元的损失。0.4百万，收益$0.4于截至2022年12月31日止年度，先前继承期及先前继承期就此项或有对价安排分别录得百万元及名义收益。这些公允价值变动计入随附的综合经营报表中的其他费用(收入)。

非金融资产和负债

按公允价值计算资产报废负债的初始计量采用贴现现金流技术，并基于与石油和天然气资产相关的未来报废成本的内部估计。鉴于投入的不可察觉性质，包括封堵成本和备用寿命，资产报废债务负债的初始计量被视为使用第3级投入。看见注4以进一步讨论本公司的资产报废义务。产生的资产报废债务为#美元0.1百万，$0.2百万美元和美元0.5截至2022年12月31日止年度，前继承期及前继承期分别为百万元。

其他金融工具的公允价值

随附的综合资产负债表上现金及现金等价物、应收账款及应付账款及应计负债的账面金额按成本列账，因其属短期性质，故接近市价。与本公司信贷安排相关的长期债务按成本列账，该成本基于本公司目前可获得的类似条款和到期日的借款利率近似市场价值。

第十一章涌现与重新开始会计

自出现之日起，本公司采用重新开始会计，这导致本公司成为一个新的财务报告实体。采用重新开始会计后，公司的资产和负债以其截至2021年5月17日的公允价值入账。本公司最重要的资产、其石油和天然气资产及相关资产的估值所用的投入，大多包括属于公允价值等级第3级的不可观察的投入。这些投入包括根据公司储备报告对未来石油和天然气产量的估计，基于截至2021年5月17日的远期条带价格曲线(经基差调整)的大宗商品价格，运营和开发成本，物业的预期未来发展计划，以及基于加权平均资本成本计算的贴现率。由于重新开始会计，本公司还按公允价值记录了其资产报废债务。用于评估资产报废债务的投入大多是3级不可观察的投入，包括截至出现日期的油井和天然气井的估计经济寿命、预期的未来封堵和废弃成本以及贴现此类成本的适当信贷调整无风险利率。参考注3以详细讨论该公司使用的公允价值方法。

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17.关联方交易

在正常业务过程中，本公司曾与某些关联方进行业务活动。

如中所讨论的注2，公司先前拥有的猛犸能源已发行普通股股票在2021年被用于解决4A类索赔。截至2022年12月31日及2021年12月31日，公司持有不是猛犸能源公司已发行普通股的股份。截至2020年12月31日，公司拥有约21.5猛犸象能源公司已发行普通股的30%。有几个不是猛犸象能源提供的服务在截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合经营报表中计入租赁运营费用的重大金额和#美元0.6在截至2020年12月31日的一年中，

18.承诺

确定的运输和收集协议

该公司与中游和管道公司有合同承诺，未来将天然气从公司的生产井收集和运输到下游市场。根据这些协议中的某些协议，该公司有最低日产量承诺。根据这些安排中的某些安排，公司还有义务为管道系统的固定运力权利支付按需收费，无论公司使用的管道运力有多大。如果公司不利用这些能力，它通常可以将其释放给其他交易对手，从而降低这些承诺的成本。在适当的情况下，营运权益所有人和特许权使用费权益拥有人将负责他们按比例分摊的这些费用。与未来公司运输和收集协议相关的承诺没有作为债务记录在随附的综合资产负债表中；然而，与已利用的未来公司运输和收集协议相关的成本反映在公司对已探明储量的估计中。

下表列出了截至2022年12月31日的这些承诺的摘要，不包括中讨论的被拒绝过程中的合同诉讼和监管程序中的部分附注19(单位：千)：

2023									$	231,123
2024									220,790
2025									139,788
2026									136,317
2027									138,485
此后									751,882
总计									$	1,618,385

其他业务承诺

在截至2022年12月31日的一年中，该公司已经签订了各种合同承诺，购买库存和其他材料，用于未来的活动。该公司承诺购买这些材料的时间跨度为2023年至2024年，金额约为52.72023年承诺100万美元和31.22024年为100万。

未来的销售承诺

该公司已与第三方签订了各种确定的天然气运输和销售合同。该公司预计将主要通过已探明已开发储量的生产来履行其交付承诺。在最近三年中，该公司已探明的储量总体上足以满足其交付承诺，并预计这些储量将继续是履行其未来承诺的主要手段。然而，当公司的已探明储量不足以履行其交付承诺时，它可以并可能使用第三方产品的现货市场购买来履行这些承诺。截至2022年12月31日，公司的承诺为20,000每天MMBtu，并延长到2024年3月。

对401(K)计划的贡献

湾港发起了一项401(K)计划，根据该计划，符合条件的员工可以通过延期支付工资，贡献其总薪酬的一部分，最高可达税前最高门槛。该计划被认为是401(K)安全港，并提供了一家公司

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匹配打开100不超过的延期薪资的百分比4薪酬的%，以及与50超过以下比例的薪资延期百分比4%，但不超过6赔偿金的%。本公司亦可自行选择向该计划供款。自2023年1月1日起，公司增加了对所有员工的匹配100不超过的延期薪资的百分比6赔偿金的%。下表汇总了截至2022年12月31日的年度、先前继承期、先前前任期间和2020年12月31日终了年度与本计划有关的缴款支出(单位：千)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
供款费用			$	1,386					$	683								$	721					$	2,600

19.或有事件

本公司涉及多项诉讼和监管程序，包括下文所述的诉讼和监管程序。其中许多诉讼还处于早期阶段，许多诉讼寻求或可能寻求损害赔偿和处罚，数额不详。本公司与诉讼及监管程序有关的总应计负债乃按个别情况厘定，代表在考虑(其中包括)每宗案件或程序的进展、其经验及其他类似案件或程序中的其他人的经验、以及法律顾问的意见及意见后估计的可能损失。在做出这些估计时，需要做出重大判断，它们的最终负债可能最终会有很大不同。根据ASC主题450，或有事件当重大损失或有事项可能发生，且损害可根据预期的最可能结果或一系列可能结果中的最低金额合理地评估时，应计项目被记录为或有重大损失或意外事件。

诉讼和监管程序

作为其第11章案例和重组努力的一部分，如注2，本公司提出动议，拒绝本公司与TC Energy Corporation(“TC”)和罗孚管道有限责任公司(“Rover”)的关联公司之间的某些确定运输协议(统称为“待决动议”)。2021年第三季度，湾港与TC敲定了和解协议，该协议于2021年9月21日获得破产法院的批准。根据和解协议，Gulfport和TC同意，Gulfport和TC之间确定的运输合同将被拒绝，Gulfport或TC将不再支付任何款项或承担任何义务，TC将因这种拒绝而提出的损害赔偿要求移交给Gulfport。作为交换，格尔夫波特同意支付#美元43.8给TC一百万现金。这一美元43.82021年10月7日，向TC支付了100万美元。根据于2021年5月生效的《计划》的条款，Gulfport预计将通过对已分配索赔的未来分配，收到对其中很大一部分数额的分配。一旦Gulfport收到，未来的任何分发都将得到认可。2022年2月，湾港收到了一笔初步分配的#美元。11.5上述索赔已列入所附合并业务报表中的其他净额。

湾港最终敲定了与罗孚的和解协议，并于2023年2月21日获得破产法院的批准。根据和解协议，Gulfport和Rover同意拒绝Gulfport和Rover之间的确定运输合同。破产法院的命令规定罗孚将：(A)获得允许的美元85.94A类一般无担保债权(“罗孚无担保债权”)，(B)收到行政债权#美元1.0(C)提取其信用担保的全部金额。格尔夫波特支付了$1.0罗孚无担保债权将从清算信托而不是湾港获得根据该计划应支付的分配。2023年2月24日，湾港收到了一笔美元17.8其TC索赔的中期分配为100万美元。未来向Gulfport进行任何分配的时间和金额尚不确定，收到的总金额将受到清算信托的分配和解决其他剩余破产索赔的影响。

年，该公司被列为被告。三单独的投诉，二由Siltstone Resources，LLC提交的第三份投诉，以及俄亥俄州公共工程委员会(OPWC)提交的第三份投诉(统称为“投诉”)。这些投诉都源于支持OPWC的限制性契约，一般禁止任何与绿色公园空间不符的转让和使用。OPWC在Siltstone事件中对Gulfport提出交叉索赔，声称该财产上矿业权的转让和石油和天然气的开发违反了这些限制性公约。2018年6月19日、2019年10月25日和2019年3月15日，投诉案中的每个初审法院都做出了有利于本公司和其他被告的判决，发现限制性公约仅适用于表层庄园。OPWC就每一项判决向各自的俄亥俄州上诉法院提出上诉，在那里，初审法院的裁决被推翻，有利于OPWC。该公司和投诉的某些其他当事人对上诉法院的裁决向俄亥俄州最高法院提出上诉。2022年2月23日，俄亥俄州最高法院确认了第一次上诉决定，将案件发回初审法院。2022年12月27日，俄亥俄州最高法院

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法院确认了另一方二并将案件发回初审法院审理。OPWC正在寻求强制执行限制性公约的禁令救济和公平救济。在截至2021年5月17日的公司破产法第11章诉讼中，违约金已成功解除。可能授予的任何禁制令救济的范围和后果尚不确定，但可能会对本公司与受投诉约束的租约相关的运营产生不利影响。

2018年12月6日，该公司与其他石油和天然气公司一起，在俄亥俄州南区美国地区法院被单独并代表所有其他类似案件列为J&R Passmore，LLC的被告。原告声称，他们各自的租约仅限于马塞卢斯和尤蒂卡页岩地质地层，并声称被告在这些各自的地层之外故意非法侵入和非法生产石油、天然气和其他碳氢化合物产品。原告要求马塞卢斯和尤蒂卡页岩层以下的任何生产的全部价值，因其矿产价值减值而造成的未指明的损害赔偿，未指明的惩罚性损害赔偿，以及支付合理的律师费、法律费用和利息。2021年4月27日，德克萨斯州南区破产法院批准了一项和解协议，根据该协议，原告完全免除了公司在2021年5月17日根据破产法第11章计划生效之日之前所欠原告金额的所有索赔。原告在2021年5月17日之后继续寻求所谓的损害赔偿。

业务运营

本公司涉及与其业务运营相关的各种诉讼和纠纷，包括商业纠纷、人身伤害索赔、特许权使用费索赔、财产损失索赔和合同诉讼。

环境意外情况

石油和天然气业务的性质给湾港及其子公司带来了一定的环境风险。湾港及其子公司实施了各种政策、计划、程序、培训和审计，以减少和减轻环境风险。该公司在全公司范围内进行定期审查，以评估其环境风险概况的变化。环境准备金是为可能造成经济损失并可合理估计的环境责任设立的。该公司通过使用评估程序来管理其在收购中的环境责任敞口，该评估程序旨在确定先前存在的污染或合规问题，并解决潜在的责任。根据所确定的环境问题的程度，除其他外，他们可以将某一财产排除在交易之外，要求出卖人在收购中对该财产进行补救，使其满意，或同意承担补救该财产的责任。

其他事项

根据管理层目前的评估，彼等认为，与其业务营运有关的任何未决或受威胁的诉讼或纠纷均不可能对其未来的综合财务状况、营运业绩或现金流产生重大不利影响。然而，这类问题的最终解决可能超过应计金额，实际结果可能与管理层的估计大不相同。

信用风险集中

湾港主要在俄亥俄州和俄克拉何马州经营石油和天然气行业，向炼油厂、经销商等转售商和其他最终用户销售产品。虽然这些客户中的某些客户受到整体经济或石油和天然气行业特定部门周期性衰退的影响，但湾港认为，由于这种经济波动造成的与信贷相关的损失水平并不重要，从长远来看，也将继续对公司的经营业绩影响不大。

该公司在几家银行维持着现金余额。每家机构的账户都由联邦存款保险公司提供保险。截至2022年12月31日，湾港在这些银行持有的现金没有超过保险限额。

在截至2022年12月31日的年度内，两家客户约占31占公司总销售额的%。在之前的后继期内，两个客户约占30占公司总销售额的%。在之前的前身期间，三个客户约占37占公司总销售额的%。在截至2020年12月31日的年度内，一个客户约占12占公司总销售额的%。本公司并不认为失去任何该等客户会对其天然气、石油及凝析油及天然气液化天然气的销售造成重大不利影响，因为其他客户现成可供选择。

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20.关于石油和天然气勘探和生产活动的补充资料(未经审计)

根据对其石油和天然气勘探和开发活动进行全面成本核算的方法，该公司对石油和天然气活动作出以下补充披露。公司拥有一家24.5灰熊的%权益。然而，在下文列出的年度内，Grizzly没有任何重大活动或已探明储量。因此，与灰熊有关的金额在下文中被省略。

下表提供了与该公司完全位于美国的石油和天然气业务有关的历史收入和成本信息：

与石油和天然气生产活动有关的资本化成本(千)

			继任者
			截至2022年12月31日的年度						截至2021年12月31日的年度
已证明的性质			$	2,418,666					$	1,917,833
未证明的性质			178,472						211,007
石油和天然气的总性质			2,597,138						2,128,840
累计损耗、摊销和减值			(543,780)						(277,331)
净资本化成本			$	2,053,358					$	1,851,509

石油和天然气财产购置和开发活动产生的费用(千)

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
采办			$	29,675					$	13,411								$	3,922					$	15,260
发展			441,458						191,193									112,986						276,622
探索性的			—						—									—						—
总计			$	471,133					$	204,604								$	116,908					$	291,882

资本化利息作为石油和天然气资产成本的一部分计入。《公司》做到了不资本化截至2022年12月31日或之前期间的年度利息支出，资本化$0.2百万美元和美元0.9分别于上一继承期及截至2020年12月31日止年度内，按本公司用于支付开支的加权平均借款成本计算。

除资本化利息外，公司还资本化了内部成本共计#美元。20.2百万，$11.9百万，$8.0百万美元和美元25.0于截至二零二二年十二月三十一日止年度、先前继承期、先前前任期间及截至2020年12月31日止年度内，分别录得与收购、勘探及开发本公司石油及天然气资产直接相关之百万元现金。

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生产活动的经营结果(单位：千)

下表列出了与石油和天然气生产和销售有关的收入和费用。所得税支出是在扣除包括折旧、损耗和摊销准备在内的成本后，对扣除永久性差异后的收入适用现行法定税率计算的。经营结果不包括一般办公室管理费用和用于石油和天然气生产的利息支出。

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						2021年5月18日至2021年12月31日									2021年1月1日至2021年5月17日						截至2020年12月31日的年度
收入			$	2,330,859					$	1,092,584								$	410,276					$	801,251
生产成本			(482,175)						(274,428)									(192,959)						(537,609)
耗尽			(266,449)						(159,518)									(60,831)						(229,702)
减损			—						(117,813)									—						(1,357,099)
所得税优惠(费用)			—						39									7,968						(7,290)
生产活动的经营成果			$	1,582,235					$	540,864								$	164,454					$	(1,330,449)
每立方英尺气体当量的消耗量(McFe)			$	0.74					$	0.69								$	0.45					$	0.61

石油和天然气储量

下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日已探明和未开发油气储量的估计数量，以及过去三年已探明储量的变化。储量报告使用的平均价格等于在截至2022年、2021年和2020年12月31日的12个月期间内，每个油田每个月的第一天收到的碳氢化合物价格的未加权算术平均价格，这是根据适用于储量估计的美国证券交易委员会指导方针。2022年储备报告使用的价格为1美元94.14每桶石油，$6.36每MMbtu和$47.86每桶NGL，分别按运输费和地区差价以及石油和天然气储量的租赁进行调整。2021年12月31日和2020年12月31日用于储备报告的价格为美元66.55每桶，$3.60每MMbtu和$31.90每桶NGL和$39.54每桶，$1.99每MMbtu和$15.40对于NGL，分别为每桶。

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格尔夫波特强调，以下所示储量数量是估计值，根据其性质，可能会加以修订。这些估计使用了所有可用的地质和油藏数据，以及生产动态数据。这些估计数每年都会进行审查，并根据额外的业绩数据进行向上或向下的修订。

			机油(MMBbl)						天然气(Bcf)									NGL(MMBbl)						天然气当量(Bcfe)
已探明储量
2019年12月31日(前身)			18						4,048									62						4,528
储备的购买			—						—									—						—
扩展和发现			1						216									3						240
出售储备			—						(74)									—						(75)
对先前储量估计数的订正			(4)						(1,564)									(23)						(1,725)
当前生产			(2)						(345)									(4)						(380)
2020年12月31日(前身)			13						2,281									38						2,588
储备的购买			—						—									—						—
扩展和发现			2						617									11						695
出售储备			—						—									—						—
对先前储量估计数的订正			2						913									9						982
当前生产			(2)						(333)									(4)						(366)
2021年12月31日(继任者)			16						3,478									54						3,898
储备的购买			—						—									—						—
扩展和发现			3						391									5						439
出售储备			—						—									—						—
对先前储量估计数的订正			—						66									—						70
当前生产			(2)						(322)									(4)						(359)
2022年12月31日(继任者)			18						3,612									54						4,048
已探明已开发储量
2019年12月31日(前身)			8						1,757									30						1,984
2020年12月31日(前身)			7						1,358									22						1,527
2021年12月31日(继任者)			8						1,928									31						2,165
2022年12月31日(继任者)			9						2,034									34						2,295
已探明未开发储量
2019年12月31日(前身)			10						2,291									32						2,544
2020年12月31日(前身)			7						923									16						1,061
2021年12月31日(继任者)			8						1,550									22						1,733
2022年12月31日(继任者)			9						1,578									20						1,752
由于四舍五入的原因，合计可能不会相加或重新计算。

2022年，该公司经历了438.9Bcfe估计已探明储量，这主要是由于本公司继续开发其Utica和勺子英亩。在全部分机中，295.9Bcfe可归因于增加了36尤蒂卡的PUD地点，72.1Bcfe可归因于增加了8PUD在马塞卢斯和65.4Bcfe可归因于增加了5独家新闻中的PUD位置。这个8在本报告中，2022年增加的马塞卢斯PUD地点已归入Utica。该公司总共经历了大约69.7估计探明储量中的bcfe，其中47.7BCFE是大宗商品价格改善的结果。天然气的12个月平均价格从1美元上涨到1美元。3.602021年每MMBtu至$6.362022年每MMBtu，NGL的12个月平均价格从每MMBtu美元31.902021年每桶至$47.862022年每桶，原油12个月平均价格从每桶1美元上涨到每桶1美元。66.552021年每桶至$94.142022年每桶。向上修订144.5Bcfe是由于我们在2022年前成功的租赁努力而增加了工作利息和净收入利益的结果。向下修订95.6由于经历了美国证券交易委员会五年发展窗口，该窗口取消了4Utica和Utica的PUD位置5独家新闻中的PUD位置。发展计划的变化反映了我们致力于优化长期发展时间表，以最大限度地提高现金流和整体经济效益。小幅向下修正26.9BCFE主要是由于几口油井的性能变化和PUD位置预测的变化所致。

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2021年，公司经历了694.6Bcfe估计已探明储量，这主要是由于本公司继续开发其Utica和勺子种植面积。在全部分机中，352.2Bcfe可归因于增加了29尤蒂卡的PUD地点，342.2Bcfe可归因于增加了34独家新闻中的PUD位置。该公司总共经历了大约982.2估计探明储量中的bcfe，其中889.2BCFE是大宗商品价格改善的结果。天然气的12个月平均价格从1美元上涨到1美元。1.992020年每MMBtu到$3.602021年每MMBtu，NGL的12个月平均价格从每MMBtu美元15.40每桶2020美元至1美元31.90每桶2021年，原油12个月平均价格从每桶1美元上涨到每桶1美元。39.54每桶2020美元至1美元66.552021年每桶。向上修订157.6BCFE经历了油井业绩、运营和开发成本的改善以及工作兴趣的变化。这部分被向下修正的64.6Bcfe，这主要是由于排除了4当公司时间表的变化将这些PUD地点的开发推迟到最初预订的五年之后，Utica的PUD地点。发展计划的变化反映了公司对资本纪律的承诺，在现金流范围内为未来的活动提供资金，以及不断优化我们的发展计划。最后，在2021年期间，我们销售了大约0.2通过各种方式出售我们在其他非核心资产中的非运营权益，以获得已探明的石油和天然气储量。

2020年，公司经历了239.8Bcfe估计已探明储量，这主要是由于本公司继续开发其Utica和勺子种植面积。在全部分机中，150.6Bcfe可归因于增加了14尤蒂卡的PUD地点，87.8Bcfe可归因于增加了八独家新闻中的PUD位置。该公司经历了大约1.7Tcfe估计探明储量，其中1,268.4BCFE是大宗商品价格变化的结果。大宗商品价格在整个2020年都经历了波动，天然气的12个月平均价格从1美元降至1美元。2.582019年每MMBtu至$1.992020年每MMBtu，NGL的12个月平均价格从每MMBtu美元21.252019年每桶至1美元15.40每桶2020年，原油12个月平均价格从每桶1美元降至1美元。55.852019年每桶至1美元39.54每桶2020年。一项额外的720.3向下修正的BCFE是由于排除了48Utica和Utica的PUD位置31独家新闻中的PUD地点，这是由于公司的日程安排发生了变化，使这些PUD地点的开发超过了最初预订的五年。发展计划的变化反映了公司对资本纪律的承诺，在现金流范围内为未来的活动提供资金，以及不断优化我们的发展计划。积极的修订263.8BCFE从运营和开发成本的改善、良好的业绩和工作兴趣的变化中获得了经验。

与探明油气储量相关的未来现金流量折现标准化计量

下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日期间湾港已探明石油和天然气储量的估计未来现金流及其变化，使用1月至12月31日、2022年、2021年和2020年期间的未加权平均月度平均价格。所用汽油的平均价格为$。6.36, $3.60及$1.99分别截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日止期间。使用的平均石油价格为1美元。94.14, $66.55及$39.54，分别为2022年、2022年、2021年和2020年12月31日终了的期间。使用的NGL平均价格为$47.86, $31.90及$15.40，分别为2022年、2022年、2021年和2020年12月31日终了的期间。

年终营运开支、发展成本及适当的法定所得税率，并考虑未来税率，以计算未来现金流量净额。所有现金流均按10%折现，以反映现金流的时间价值，而不考虑特定物业的风险。估计未来开发已探明的已开发、未生产和已探明的未开发储量的成本约为#美元。396.72023年，百万美元315.62024年为100万美元，243.4到2025年将达到100万。估计的未来发展成本包括主要发展项目的资本支出。Gulfport相信，其经营活动的现金流、手头的现金以及其信贷安排下的借款将足以支付这些估计的未来开发成本。

用于得出贴现未来净现金流量的标准化计量的假设是会计准则所要求的，并不一定反映公司的预期。这些信息对于某些比较目的可能是有用的，但不应完全依赖于评估湾港或其业绩。此外，下表中包含的信息可能不代表对未来现金流量的现实评估，也不应将贴现未来现金流量的标准化衡量标准视为代表公司准备金的现值。管理层认为，在审查以下信息时应考虑以下因素：

•出售该公司净产量所收到的未来商品价格可能与这些计算中需要使用的价格不同。

•未来的运营和资本成本可能与这些计算中需要使用的成本有所不同，并不反映公司拥有的中游业务在未来运营费用上节省的成本。

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•未来的市场条件、政府法规、储集层条件以及石油、凝析油和天然气生产的固有风险，可能会导致未来几年的产量与计算中使用的产量有很大差异。

•未来的收入可能需要缴纳不同的生产税、遣散费和财产税。

•选择10%的贴现率是任意的，在根据未来经济状况进行调整或考虑从准备金实现未来净现金流量的风险时，可能不是一个合理的因素。

下表汇总了来自天然气和原油储备的估计未来净现金流(单位：百万)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						截至2021年12月31日的年度									截至2020年12月31日的年度
未来现金流			$	26,677					$	14,938								$	4,079
未来开发和废弃成本			(1,588)						(1,141)									(652)
未来生产成本			(5,872)						(5,227)									(2,325)
未来的生产税			(553)						(336)									(137)
未来所得税			(2,609)						(437)									—
未来净现金流			16,055						7,797									965
9%折扣以反映现金流的时间安排			(7,776)						(3,659)									(425)
未来净现金流量贴现的标准化计量			$	8,279					$	4,138								$	540

未来的开发和放弃成本不仅包括开发成本，还包括清偿资产报废债务的所有未来成本。下表汇总了清偿资产报废债务的所有未来成本合计，这些债务包括在上述未来发展和放弃成本中(单位：百万)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						截至2021年12月31日的年度									截至2020年12月31日的年度
未来资产报废债务			$	222					$	205								$	120

与探明油气储量相关的未来现金流量折现标准化计量的变化

与已探明储量有关的未来现金流量折现标准化计量的主要变化来源见下表(以百万计)：

			继任者															前身
			截至2022年12月31日的年度						截至2021年12月31日的年度									截至2020年12月31日的年度
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本			$	(1,849)					$	(1,035)								$	(264)
价格、生产成本和开发成本的净变化			5,130						2,596									(954)
扩展和发现			941						639									38
在此期间发生的先前估计的开发成本			204						149									215
修订以前的数量估计数，较少相关的生产成本			154						858									(255)
石油和天然气储备销售到位			(1)						(1)									(6)
折扣的增加			414						54									170
所得税净变动			(1,067)						(178)									—
生产率和其他方面的变化			215						516									(109)
折现未来现金流量标准化计量的总变动			$	4,141					$	3,598								$	(1,165)

110

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21.后续事件

天然气、石油和天然气衍生工具

自2022年12月31日起至2023年2月23日止，本公司签订下列衍生合约：

期间						衍生工具的类型						索引						每日业务量(MMBtu)						加权 平均价格
2023						基差互换						乐购M2						76,219						$(0.85)
2023						基差互换						霸王龙3区						59,452						$(0.22)
2023						基差互换						NGPL TXOK						42,685						$(0.34)
2024						掉期						纽约商品交易所亨利·哈勃						30,000						$3.90
2024						无成本的衣领						纽约商品交易所亨利·哈勃						60,000						$3.17 / $3.96

此外，在年底后，公司通过回购2023年天然气卖出看涨期权的一部分，并出售2023年和2025年的额外天然气看涨期权，重组了部分天然气卖出看涨期权头寸。下表汇总了这些交易：

期间						衍生工具的类型						索引						每日业务量(MMBtu)						加权 平均价格
2023						购买的天然气呼叫选项						纽约商品交易所亨利·哈勃						134,137						$2.90
2023						售出的天然气看涨期权						纽约商品交易所亨利·哈勃						134,137						$3.70
2025						售出的天然气看涨期权						纽约商品交易所亨利·哈勃						160,000						$6.04

扩大的普通股回购计划

2023年2月27日，公司董事会批准将其回购计划下的授权普通股回购金额从1美元增加到1美元300百万至美元400百万美元。额外的$100百万授权将于2024年3月31日到期。

111

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第九项。			会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧

没有。

第9A项。			控制和程序

信息披露控制和程序的评估

在我们首席执行官和首席财务官的指导下，在管理层的参与下，我们建立了披露控制和程序，旨在确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序也旨在确保积累此类信息并酌情传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时就所需披露做出决定。

截至2022年12月31日，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，根据《交易法》第13a-15(B)条，对我们的披露控制程序和程序的设计和运作的有效性进行了评估。根据我们的评估，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是有效的。

在设计和评估公司的披露控制和程序时，管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和操作多么良好，都只能提供合理的、而不是绝对的保证，确保控制系统的目标能够实现。此外，任何控制系统的设计在一定程度上都是基于对未来事件的可能性的某些假设，以及在评估可能的控制和程序的成本-收益关系时应用判断。由于控制系统的这些和其他固有限制，只有合理的保证，公司的控制将在所有潜在的未来条件下成功实现其目标。

财务报告内部控制的变化

于截至2022年12月31日止年度内，我们对财务报告的内部控制并无重大影响或合理地可能会对我们的财务报告内部控制产生重大影响。

管理层关于财务报告内部控制的报告

管理层负责公允列报湾港能源公司的综合财务报表。管理层还负责建立和维持1934年《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条所界定的财务报告的适当内部控制制度。这些内部控制旨在提供合理保证，确保报告的财务信息公允列报，披露充分，以及编制财务报表所固有的判断是合理的。任何内部控制制度的有效性都有其固有的局限性，包括人为错误和凌驾于控制之上的可能性。因此，一个有效的内部控制系统只能在报告财务信息方面提供合理的保证，而不是绝对的保证。

管理层根据以下框架对我们的财务报告内部控制的有效性进行了评估2013年内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。根据其在第2次会议框架下的评价013内部控制-综合框架，管理层没有发现我们的财务报告内部控制有任何重大缺陷，并得出结论，我们的财务报告内部控制自2022年12月31日起有效。

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独立注册会计师事务所均富会计师事务所审计了我们截至2022年12月31日的财务报表，包括在本Form 10-K年度报告中，也审计了我们截至2022年12月31日的财务报告的内部控制，正如所附报告中所述。

/s/约翰·莱因哈特

/s/William J.Buese

姓名：

约翰·莱因哈特

姓名：

威廉·J·比斯

标题：

首席执行官

标题：

首席财务官

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独立注册会计师事务所报告

董事会和股东

湾港能源公司

对财务报告内部控制的几点看法

我们根据2013年确立的标准，对湾港能源公司(特拉华州的一家公司)及其子公司(本公司)截至2022年12月31日的财务报告进行了内部控制审计内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布。我们认为，截至2022年12月31日，本公司在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制，这是基于2013年建立的标准内部控制--综合框架由COSO发布。

我们亦已按照美国上市公司会计监督委员会(“PCAOB”)的标准，审核本公司截至2022年12月31日及截至该年度的综合财务报表，而我们于2023年3月1日的报告对该等财务报表表达了无保留意见。

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，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，对公司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/均富律师事务所

俄克拉荷马城，俄克拉荷马州

March 1, 2023

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项目9B。			其他信息

以下披露载于本部分第II部分第9B项，以代替表格8-K第5.02(B)-(C)和(E)项下的单独披露。

高级副总裁的解聘和任命--业务

2023年3月1日，董事会任命马修·拉克为高级副总裁--公司运营，自2023年3月1日(《生效日期》)起生效。拉克先生接替罗伯特·J·摩西，后者被解聘为高级副总裁运营公司，自生效日期起生效。

Rucker先生自2022年8月起担任标枪能源合作伙伴公司生产运营副总裁，并于2022年7月至2022年8月担任标枪业务发展副总裁总裁。 在加入标枪之前，Rucker先生于2020年6月至2020年11月担任蒙太奇资源公司首席运营官总裁执行副总裁，并于完成与蓝岭资源公司(“蓝岭”)的业务合并交易后至2020年6月担任蒙太奇执行副总裁总裁。2016年11月起任蓝岭资源规划开发部总裁副主任。在加入Blue Ridge之前，Rucker先生在2014年1月至2016年10月期间担任切萨皮克能源公司的生产主管，负责切萨皮克公司的尤蒂卡页岩生产。作为切萨皮克东部事业部领导团队的一员，Rucker先生专注于安全高效地优化尤蒂卡页岩的生产，并领导了一支超过45名员工的运营团队。在切萨皮克公司任职期间，Rucker先生在油藏的Marcellus和Utica页岩资产团队中担任过多个工程职位，主要专注于战略合资企业、资产剥离、收购和资源开发规划。Rucker先生于2007年毕业于Marietta学院，获得石油工程学士学位，并继续担任Marietta学院行业咨询委员会主席。他是石油工程师协会的会员。

根据S-K规则第401(D)项，Rucker先生与任何董事或本公司高管之间并无家族关系，Rucker先生与任何其他人士之间并无任何业务关系，而根据S-K规则第404(A)项，本公司与Rucker先生之间并无任何交易须予披露。

Rucker雇佣协议和股权奖

关于任命Rucker先生为高级副总裁-本公司运营，他与本公司订立了一份雇佣协议(“Rucker雇佣协议”)，自生效日期起生效。除其他事项外，《Rucker雇佣协议》规定：(I)初始雇佣期限于2026年12月31日结束， 一年自动续期，除非任何一方提供至少90天的事先书面通知，表明其不打算延长期限；条件是，如果控制权发生变更(如湾港能源公司2021年股票激励计划所界定，并可不时修订)，雇佣期限将延长至以下两者中较晚的：(1)任期的原始到期日和控制权变更生效日期后24个月期满；(2)390,000美元的年化基本工资；(3)获得年度绩效现金奖金的资格，2023财年的目标值等于基本工资的75%；及(Iv)根据本计划获得年度奖励股权奖励的资格，该资格由本公司薪酬委员会全权酌情决定。

根据Rucker雇佣协议，如果Rucker先生的雇佣被公司无故终止，或者Rucker先生出于正当理由辞职(两者都定义在Rucker雇佣协议中)，Rucker先生将获得，但前提是他签署并未撤销对公司及其附属公司的索赔释放，以及他继续遵守限制性契约，(1)现金遣散费，相当于其当时的基本工资加上发生此种终止的财政年度的目标年度奖金之和的一倍(如果此种终止发生在控制权变更后的24个月内，则增加到基本工资和目标年度奖金总和的两倍)；(2)按比例支付发生此种终止的财政年度的目标年度奖金的比例部分；及(3)如果Rucker先生及时选择了《眼镜蛇》规定的续保范围，一笔现金支付相当于他在终止日期后12个月期间的每月COBRA保费总额。由Rucker先生用于补贴其眼镜蛇保费(如果在控制权变更后24个月内发生此类终止，保费将增加至18个月)，在每种情况下，应在终止日期后第60天一次性支付。

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《雇佣协议》还规定了以下限制性条款：(I)在受雇期间和终止合同后的12个月内不得征求客户、雇员和独立承包商的意见；(Ii)永久不披露机密信息和商业秘密；以及(Iii)转让知识产权。

前述对《Rucker雇佣协议》条款的描述并不完整，并通过参考《雇佣协议表格》的全文加以限定，该表格的副本作为附件10.19附于后。

此外，关于Rucker先生被任命为高级副总裁先生-公司运营，有待公司薪酬委员会的批准，并视Rucker先生于2023年3月1日开始受雇于公司而定，Rucker先生将根据该计划获得一项初始股权奖励，目标价值约为1,350,000美元。该奖励将被授予如下：(I)根据员工限制性股票奖励协议的形式授予的40%的基于时间的限制性股票单位，该协议作为本公司于2021年8月9日提交的截至2021年6月30日的三个月的Form 10-Q季度报告的附件10.7，并通过引用并入本文(“Form RSU奖励协议”)，以及(Ii)60%的基于业绩的限制性股票单位的形式，根据基于业绩的限制性股票奖励协议的形式授予，于2021年8月9日提交，作为本公司截至2021年6月30日三个月的Form 10-Q季度报告的附件10.7，并通过引用并入本文(“Form PRSU奖励协议”)。

摩西解体

根据现有雇佣协议的条款，与终止雇佣有关，摩西先生将获得(I)一倍于其当前基本工资和年度奖金的金额587,200美元，(Ii)按比例支付其2023年年度奖金的部分，金额为36,198美元，(Iii)按比例归属其所有未归属股权奖励，(Iv)立即归属公司与本公司非限定递延补偿计划相匹配的任何供款或其他供款，(V)一次过支付任何已累积但在终止日期前仍未使用的PTO薪酬；及(Vi)一笔相当于其12个月的眼镜蛇月费的一次性付款，但须受上述第(I)至(Iv)项的规限，条件是该人须签立并遵守惯常的豁免及免除协议。

修订和重新签署的高管聘用协议和股权奖励

于2023年3月1日，本公司分别与本公司首席法律及行政官兼公司秘书Patrick K.Craine、本公司油藏工程部高级副总裁及本公司地产部高级副总裁Lester Zitkus各自订立经修订及重述的雇佣协议(统称经修订及重述的“雇佣协议”)。雇佣协议的条款与《形式雇佣协议》大体相似，不同之处在于：

•Craine先生将(I)获得485,000美元的年化基本工资，(Ii)有资格获得以业绩为基础的年度现金红利，2023财年的目标价值相当于其基本工资的90%，及(Iii)有资格根据本计划获得年度奖励股权奖励，目标价值约为1,500,000美元，由本公司薪酬委员会全权酌情决定。

•Sluiter先生将(I)获得390,000美元的年化基本工资，(Ii)有资格获得基于业绩的年度现金奖金，2023财年的目标价值相当于其基本工资的75%，以及(Iii)有资格根据该计划获得年度奖励股权奖励，目标价值约为1,250,000美元，由本公司薪酬委员会全权酌情决定。

•Zitkus先生将(I)获得360,000美元的年化基本工资，(Ii)有资格获得基于业绩的年度现金红利，2023财年的目标价值相当于其基本工资的60%，及(Iii)有资格根据计划获得年度奖励股权奖励，目标价值约为600,000美元，由本公司薪酬委员会全权酌情决定。

授予Craine先生、Sluiter先生和Zitkus先生的奖励如下：(I)根据Form RSU奖励协议授予的以时间为基础的限制性股票单位的40%和(Ii)根据Form PRSU奖励协议授予的以业绩为基础的限制性股票单位的60%。

前述对雇佣协议的描述并不完整，通过参考作为本报告附件10.19存档的《就业协议》表格全文，对其全文进行了限定。

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项目9C。			关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

不适用。

第三部分

第10项。			董事、行政人员和公司治理

本公司高级管理人员及若干其他高级管理人员的姓名及其于本报告日期的年龄、职衔及履历以参考方式并入本报告第I部分第1项。本第10项所要求的其他信息在此并入，引用了Gulfport根据1934年证券交易法一般规则和条例第14A条提交的最终委托书(2023年委托书)，该委托书将在截至2022年12月31日的财政年度结束后120天内提交。

第11项。			高管薪酬

本项目11所要求的信息通过引用2023年委托书并入本文。

第12项。			某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和有关股东的事项

本项目12所要求的信息通过引用2023年委托书并入本文。

第13项。			某些关系和相关交易，以及董事的独立性

本第13项所要求的信息通过引用2023年委托书并入本文。

第14项。			主要会计费用及服务

本项目14所要求的信息通过引用2023年委托书并入本文。

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目录表

财务报表索引

第四部分

第15项。			展品和财务报表附表

(A)作为本报告的一部分，提交了以下财务报表、财务报表附表和证据：

1.财务报表。湾港的合并财务报表载于本报告第二部分项目8。请参阅所附的财务报表索引。

2.财务报表明细表。没有适用或要求的财务报表明细表。

3.展品。根据S-K条例第601项的要求，在《展品索引》中列出的展品以参考的方式存档、提供或合并。

展品索引

以引用方式并入

展品编号

描述

表格

美国证券交易委员会文档号

展品

提交日期

随信存档或提供

2.1

修订了湾港能源公司及其债务人子公司的第11章联合重组计划。

8-K

001-19514

2.2

4/29/2021

3.1

修订和重订《湾港能源公司注册证书》。

8-K

001-19514

3.1

5/17/2021

3.2

修订和重新制定湾港能源公司章程。

8-K

001-19514

3.2

5/17/2021

4.1

1145由湾港能源公司、UMB银行、作为受托人的国民协会和担保方签署的日期为2021年5月17日的契约(包括附注的形式)。

8-K

001-19514

4.1

5/17/2021

4.2

4(A)(2)由湾港能源公司、UMB银行、作为受托人的国民协会及其担保人签署的日期为2021年5月17日的契约(包括附于契约的附注格式)。

8-K

001-19514

4.2

5/17/2021

4.3

根据《交易法》第12条登记的证券说明。

X

10.1+

湾港能源公司2021年股票激励计划。

8-K

001-19514

10.6

5/17/2021

10.2+

《员工限制性股票单位奖励协议》格式.

10-Q

001-19514

10.7

8/9/2021

10.3+

董事限售股奖励协议格式.

10-Q

001-19514

10.8

8/9/2021

10.4+

基于业绩的限制性股票单位奖励协议的形式.

10-Q

001-19514

10.9

8/9/2021

10.5+

赔偿协议格式。

S-4

333-199905

10.1

11/6/2014

10.6+

蒂莫西·卡特和格尔夫波特之间的首席执行官协议修正案，自2021年9月2日起生效。

8-K

001-19514

10.1

9/7/2021

10.7+

William Buese和Gulfport之间的雇佣协议，自2021年5月17日起生效。

8-K

001-19514

10.5

5/17/2021

118

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目录表

财务报表索引

10.8+

雇佣协议，由湾港能源公司和帕特里克·K·克雷恩签署，于2019年8月1日生效。

10-Q

000-19514

10.5

8/2/2019

10.9+

本公司与Michael Sluiter之间于2020年11月13日签订的雇佣协议。

8-K

001-19514

10.4

11/16/2020

10.10+

湾港能源公司和蒂莫西·卡特之间的雇佣协议，2022年4月29日生效。

10-Q

001-19514

10.2

5/4/2022

10.11+

湾港能源公司和约翰·莱因哈特之间的雇佣协议，2023年1月24日生效。

8-K

001-19514

10.1

1/24/2023

10.12+

湾港能源公司和约翰·莱因哈特之间的赔偿协议，2023年1月24日生效。

8-K

001-19514

10.2

1/24/2023

10.13+

湾港能源公司和蒂莫西·卡特之间的过渡和服务协议，2023年2月1日生效。

8-K

001-19514

10.3

1/24/2023

10.14

合作协议，日期为2021年5月17日，由湾港能源公司和Silver Point Capital，L.P.

8-K

001-19514

10.3

5/17/2021

10.15

登记权利协议，日期为2021年5月17日，由湾港能源公司及其持有人之间签署。

8-K

001-19514

10.2

5/17/2021

10.16*

第三次修订和重新签署的信贷协议，日期为2021年10月14日，由湾港能源公司(作为控股公司)、湾港能源运营公司(作为借款人)、摩根大通银行(北卡罗来纳州)、贷款方和担保方签署。

8-K

001-19514

10.1

10/14/2021

10.17

借款基数重新确定协议和信贷协议第一修正案，日期为2022年5月2日。

10-Q

001-19514

10.1

5/4/2022

10.18

借款基地重申协议和信贷协议第二修正案，日期为2022年10月31日。

10-Q

001-19514

10.1

11/2/2022

10.19+

雇佣协议的格式

X

21

注册人的子公司。

X

23.1

荷兰休厄尔律师事务所同意。

X

23.2

均富律师事务所同意。

X

31.1

根据修订后的1934年《证券交易法》颁布的第13a-14(A)条对注册人首席执行官的证明。

X

31.2

根据经修订的1934年《证券交易法》颁布的第13a-14(A)条，对注册人的首席财务官进行证明。

X

119

---

目录表

财务报表索引

32.1

根据修订后的1934年证券交易法颁布的规则13a-14(B)和美国法典第18章第63章第1350节对注册人首席执行官的证明。

X

32.2

根据经修订的1934年《证券交易法》颁布的第13a-14(B)条和《美国法典》第18编第63章第1350节，对注册人的首席财务官进行认证。

X

99.1

荷兰休厄尔律师事务所报告.

X

101.INS

内联XBRL实例文档。

X

101.SCH

内联XBRL分类扩展架构文档。

X

101.CAL

内联XBRL分类扩展计算链接库文档。

X

101.DEF

内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档。

X

101.LAB

内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档。

X

101.PRE

内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档。

X

*			根据S-K条例第601(A)(5)项，某些附表和类似的附件已被省略。注册人承诺应美国证券交易委员会的要求提供任何遗漏时间表的补充副本。

+			管理合同、补偿计划或安排。

120

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目录表

财务报表索引

第16项。			表格10-K摘要

没有。

121

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目录表

财务报表索引

签名

根据《交易法》第13或15(D)条的规定，注册人促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。

日期：2023年3月1日 

湾港能源公司
发信人：						/s/William J.BUESE
						威廉·J·比斯 首席财务官

根据《交易法》，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。

 

日期：

March 1, 2023

发信人：

/s/约翰·莱因哈特

约翰·莱因哈特 总裁与首席执行官 (首席行政主任)

日期：

March 1, 2023

发信人：

/s/William J.BUESE

威廉·J·比斯 首席财务官 (首席财务官和首席会计官)

日期：

March 1, 2023

发信人：

/s/Timothy J.Cutt

蒂莫西·J·卡特 董事会执行主席

日期：

March 1, 2023

发信人：

/s/David狼

David战狼 领衔独立董事

日期：

March 1, 2023

发信人：

吉列尔莫·马丁内斯

吉列尔莫·马丁内斯 董事

日期：

March 1, 2023

发信人：

/s/Jason Martinez

贾森·马丁内斯 董事

日期：

March 1, 2023

发信人：

/s/David雷加纳托

David雷加纳托 董事

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