EOG-20201231000082118912月31日2020财年错误不是不是不是不是不是不是P3Y33.333.333.4341个月11不是不是P2Y10101000008211892020-01-012020-12-31Iso4217：美元00008211892020-06-30Xbrli：共享00008211892021-02-120000821189美国-GAAP：石油和凝析成员2020-01-012020-12-310000821189美国-GAAP：石油和凝析成员2019-01-012019-12-310000821189美国-GAAP：石油和凝析成员2018-01-012018-12-310000821189SRT：天然气液化储备成员2020-01-012020-12-310000821189SRT：天然气液化储备成员2019-01-012019-12-310000821189SRT：天然气液化储备成员2018-01-012018-12-310000821189美国-GAAP：NaturalGasProductionMember2020-01-012020-12-310000821189美国-GAAP：NaturalGasProductionMember2019-01-012019-12-310000821189美国-GAAP：NaturalGasProductionMember2018-01-012018-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2020-01-012020-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2019-01-012019-12-310000821189Eog:GainsLossesOnMarkToMarketCommodityDerivativeContractsMember2018-01-012018-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2020-01-012020-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2019-01-012019-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2018-01-012018-12-310000821189EOG：GainsLossesOnAssetDispostionsNetMember2020-01-012020-12-310000821189EOG：GainsLossesOnAssetDispostionsNetMember2019-01-012019-12-310000821189EOG：GainsLossesOnAssetDispostionsNetMember2018-01-012018-12-310000821189EOG：其他网络成员2020-01-012020-12-310000821189EOG：其他网络成员2019-01-012019-12-310000821189EOG：其他网络成员2018-01-012018-12-3100008211892019-01-012019-12-3100008211892018-01-012018-12-31Iso4217：美元Xbrli：共享00008211892020-12-3100008211892019-12-310000821189美国-GAAP：CommonStockMember2017-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2017-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2017-12-310000821189美国-公认会计准则：留存的耳机成员(ReainedEarningsMember)2017-12-310000821189美国-公认会计准则(GAAP)：财政部股票公用金(SecuryStockCommonMember)2017-12-3100008211892017-12-310000821189美国-GAAP：CommonStockMember2018-01-012018-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2018-01-012018-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-01-012018-12-310000821189美国-公认会计准则：留存的耳机成员(ReainedEarningsMember)2018-01-012018-12-310000821189美国-公认会计准则(GAAP)：财政部股票公用金(SecuryStockCommonMember)2018-01-012018-12-310000821189美国-GAAP：CommonStockMember2018-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2018-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-12-310000821189美国-公认会计准则：留存的耳机成员(ReainedEarningsMember)2018-12-310000821189美国-公认会计准则(GAAP)：财政部股票公用金(SecuryStockCommonMember)2018-12-3100008211892018-12-310000821189美国-GAAP：CommonStockMember2019-01-012019-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2019-01-012019-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-01-012019-12-310000821189美国-公认会计准则：留存的耳机成员(ReainedEarningsMember)2019-01-012019-12-310000821189美国-公认会计准则(GAAP)：财政部股票公用金(SecuryStockCommonMember)2019-01-012019-12-310000821189美国-GAAP：SecuryStockMember2019-01-012019-12-310000821189美国-GAAP：CommonStockMember2019-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2019-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-12-310000821189美国-公认会计准则：留存的耳机成员(ReainedEarningsMember)2019-12-310000821189美国-公认会计准则(GAAP)：财政部股票公用金(SecuryStockCommonMember)2019-12-310000821189美国-GAAP：CommonStockMember2020-01-012020-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2020-01-012020-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-01-012020-12-310000821189美国-公认会计准则：留存的耳机成员(ReainedEarningsMember)2020-01-012020-12-310000821189美国-公认会计准则(GAAP)：财政部股票公用金(SecuryStockCommonMember)2020-01-012020-12-310000821189美国-GAAP：CommonStockMember2020-12-310000821189US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMember2020-12-310000821189Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-12-310000821189美国-公认会计准则：留存的耳机成员(ReainedEarningsMember)2020-12-310000821189美国-公认会计准则(GAAP)：财政部股票公用金(SecuryStockCommonMember)2020-12-310000821189美国-GAAP：会计标准更新201409成员美国-GAAP：石油和凝析成员2018-01-012018-12-310000821189美国-GAAP：石油和凝析成员EOG：更改成员生效2018-01-012018-12-310000821189美国-GAAP：会计标准更新201409成员SRT：天然气液化储备成员2018-01-012018-12-310000821189SRT：天然气液化储备成员EOG：更改成员生效2018-01-012018-12-310000821189美国-GAAP：会计标准更新201409成员美国-GAAP：NaturalGasProductionMember2018-01-012018-12-310000821189EOG：更改成员生效美国-GAAP：NaturalGasProductionMember2018-01-012018-12-310000821189美国-GAAP：会计标准更新201409成员Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMember2018-01-012018-12-310000821189Us-gaap:NaturalGasGatheringTransportationMarketingAndProcessingMemberEOG：更改成员生效2018-01-012018-12-310000821189美国-GAAP：会计标准更新201409成员2018-01-012018-12-310000821189EOG：更改成员生效2018-01-012018-12-310000821189EOG：RevolvingCreditAgreement 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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
(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
截至的财政年度2020年12月31日
或
☐ 根据1934年证券交易所法令第13或15(D)条提交的过渡报告
委托文件编号：1-9743
EOG Resources，Inc.
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 47-0684736 |
(述明或其他司法管辖权
公司或组织) | | (税务局雇主
识别号码) |
1111贝格比, 天空大堂2, 休斯敦, 德克萨斯州 77002
(主要执行办公室地址)邮政编码(Zip Code)
注册人的电话号码，包括区号：713-651-7000
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每节课的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，每股面值0.01美元 | EOG | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：
没有。
根据证券法第405条的规定，用复选标记标明注册人是否为知名的经验丰富的发行人。是☒*否☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据《交易法》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条或第15(D)条要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是☒*否☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☒*否☐
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、较小的申报公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中对“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速滤波器☒*加速文件管理器☐*非加速文件管理器(Non-Accelerated Filer)☐
规模较小的报告公司☐*新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，用勾号表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
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☐*否☒
说明截至注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日，非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值，根据普通股最后一次出售的价格或此类普通股的平均出价和要价计算得出的总市值。截至2020年6月30日，非关联公司持有的普通股总市值：$29,4442000万。
注明截至最后实际可行日期，注册人所属的每一类普通股的流通股数量。类别：普通股，每股面值0.01美元。583,563,479截至2021年2月12日，已发行的股票。
通过引用并入本文的文件。将于2020年12月31日之后120天内提交的注册人2021年股东年会的最终委托书的部分内容通过引用并入本报告的第三部分。
目录
| | | | | | | | |
| | | 页面 |
| 第一部分 | |
| | | |
| 第1项。 | 业务 | 1 |
| | 一般信息 | 1 |
| | 勘探和生产 | 1 |
| | 营销 | 4 |
| | 井口量价 | 5 |
| 人力资本管理 | 6 |
| | 竞争 | 7 |
| | 调节 | 7 |
| | 其他事项 | 11 |
| | 有关我们高管的信息 | 12 |
| 第1A项。 | 风险因素 | 13 |
| 1B项。 | 未解决的员工意见 | 26 |
| 第二项。 | 特性 | 26 |
| | 油气勘探与生产--性质与储量 | 26 |
| 第三项。 | 法律程序 | 30 |
| 第四项。 | 矿场安全资料披露 | 30 |
| | | |
| 第二部分 | |
| | | |
| 第五项。 | 注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场 | 30 |
| 第六项。 | 选定的财务数据 | 32 |
| 第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 33 |
| 第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 57 |
| 第八项。 | 财务报表和补充数据 | 57 |
| 第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 57 |
| 第9A项。 | 管制和程序 | 57 |
| 第9B项。 | 其他资料 | 58 |
| | | |
| 第三部分 | |
| | | |
| 第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 58 |
| 第11项。 | 高管薪酬 | 58 |
| 第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权和管理层及相关股东事宜 | 59 |
| 第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事独立性 | 60 |
| 第14项。 | 首席会计费及服务 | 60 |
| | | |
| 第四部分 | |
| | | |
| 第15项。 | 展品、财务报表明细表 | 61 |
| | | |
| 第16项。 | 表格10-K摘要 | 61 |
| | |
| 签名 | |
第一部分
第一项：业务
一般信息
EOG Resources，Inc.是特拉华州一家成立于1985年的公司，与其子公司(统称EOG)一起勘探、开发、生产和销售原油、天然气液体(NGL)和天然气，主要在美利坚合众国(美国或美国)、特立尼达和多巴哥共和国(特立尼达)、中华人民共和国(中国)、阿曼苏丹国(阿曼)的主要生产盆地进行勘探、开发、生产和销售，选择其他国际地区。EOG的主要生产区在下面的“勘探和生产”中有进一步的描述。EOG的年度报告Form 10-K、Form 10-Q季度报告、Form 8-K的当前报告以及根据1934年证券交易法(修订)第13(A)或15(D)节提交或提供的任何报告修正案(包括相关证物和补充附表)在这些报告之后，将在合理可行的情况下尽快通过EOG的网站免费提供。美国证券交易委员会(SEC).EOG的网站地址是www.eogresource ces.com.我们网站上的信息并未以引用方式并入本报告，也不构成本报告的一部分。
截至2020年12月31日，EOG的总估计净探明储量为32.2亿桶油当量(MMBoe)，其中原油和凝析油储量15.14亿桶(MMBbl)，NGL储量8.13MMBbl，天然气储量5.36万亿立方英尺(Bcf)，或893MBoe(见“合并财务报表补充信息”)。在特立尼达和其他国际地区分别为1%和1%。原油当量体积是使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0000立方英尺(Mcf)天然气的比率来确定的。
EOG的所有业务都与原油和天然气勘探和生产相关。有关EOG在国内和国外业务的相关风险的信息，请参阅项目1A，风险因素。
EOG的业务战略是通过控制运营和资本成本以及最大限度地提高储量采收率来最大化资本投资回报率。根据这一战略，每个预期钻探地点都根据其估计回报率进行评估。这一战略的目的是在成本效益的基础上提高每个生产单位的现金流和收益的产生，使EOG能够实现股东价值的长期增长，并保持强劲的资产负债表。EOG专注于创新和具有成本效益地利用与三维地震和微震数据相关的先进技术，开发油藏模拟模型，使用改进的钻井设备和完井技术进行水平钻井和地层评估。这些先进技术在整个EOG中酌情使用，以降低与EOG所有方面相关的风险和成本开发和开采。EOG主要通过强调钻探内部生成的前景来实施其战略，以发现和开发低成本储量。保持尽可能低的运营成本结构，加上高效和安全的运营以及强大的环境管理实践和业绩，是EOG战略实施中不可或缺的一部分。
关于EOG在油井或种植面积中的工作权益的信息，“净”油气井或种植面积的计算方法是将“总”油气井或种植面积乘以EOG在油井或种植面积中的开采权益。
勘探和生产
美国业务部门
EOG的业务位于美国大多数高产盆地，重点是原油，在较小程度上，还有富含液体的天然气业务。
截至2020年12月31日，按原油当量计算，EOG在美国已探明净储量的48%为原油和凝析油，26%为NGL，26%为天然气。这些储量大多位于具有良好生产特征的长寿油田。EOG认为，通过在其中许多油田及其周围继续开发和利用适用的技术，存在着增加产量的机会。EOG还维持着一项积极的勘探计划，旨在扩大油田，并在其已经广泛的投资组合中增加新的趋势和资源业务。
以下是2020年EOG美国业务某些领域的重大发展和预期2021年计划的摘要。
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| 2020 | | 2021 |
| 作业区 | 原油和凝析油体积 (MBbld)(1) | 天然气液体体积 (MBbld)(1) | 天然气流量 (MMcfd)(1) | 总净英亩数(以千为单位) | | 净完井数 | | 预计净完井量 |
| | | | | | | | |
| 南得克萨斯州 | 162 | | 33 | | 281 | | 1,138 | | | 223 | | | 160 | |
| 特拉华州盆地 | 183 | | 75 | | 460 | | 404 | | | 247 | | | 275 | |
| 落基山 | 49 | | 14 | | 159 | | 1,167 | | | 56 | | | 50 | |
| 中大陆 | 10 | | 14 | | 87 | | 310 | | | 15 | | | |
| 其他领域 | 4 | | — | | 53 | | 851 | | | 7 | | | 15 | |
| 总计 | 408 | | 136 | | 1,040 | | 3,870 | | | 548 | | | ~500 |
(1)每天千桶或百万立方英尺(视情况而定)。
南得克萨斯州地区包括我们的鹰福特游戏和我们新宣布的Dorado天然气游戏。 EOG在Eagle Ford多产的石油窗口总共拥有约51.6万英亩的净面积，在Dorado探矿区拥有约16.3万英亩的净英亩。 2020年第二季度和第三季度，由于原油价格低迷，EOG大幅削减了鹰福特石油产量；鹰福特的运营在2020年第三季度末恢复正常。 在Dorado Play中，随着疫情的爆发和随之而来的市场低迷，EOG选择推迟2020年的钻井计划，转而专注于收集和分析有关其2019年Dorado钻井计划生产表现的数据。 2020年，EOG完成了213口Eagle Ford净油井，并在2020年底收购并完成了一口净Dorado油井，以进一步勾勒出该剧的轮廓。 到2021年，EOG预计将完成大约145口Eagle Ford净油井，并钻探和完成大约15口Dorado净油井。
在特拉华州盆地，EOG在2020年完成了247口净井，主要是在特拉华州盆地的WolfCamp、bone Spring和Leonard Plays。特拉华州盆地由大约4800英尺的富含石油的堆叠支付潜力组成，为EOG在其404,000总净种植面积范围内提供了多个共同开发机会。
在特拉华州盆地的上沃尔夫坎普油田，EOG拥有大约22.6万英亩的净面积，并在2020年完成了166口净油井。EOG继续其上WolfCamp开发计划，原油部分的井间距接近500英尺，原油和天然气组合部分的井间距为880英尺。除了上狼营，EOG在2020年完成了新宣布的中狼营游戏的7口净井，并确定了19.3万英亩的净预期英亩。特拉华州盆地WolfCamp项目的持续改进和出色结果得益于优化的井距、增强的完井能力、精确的钻探和持续的成本降低。展望2021年，特拉华州盆地狼营的比赛仍将是主要关注领域。
在骨弹簧游戏中，EOG有三个主要的子剧：第一个、第二个和第三个骨弹簧。2020年，EOG在三个子业务中总共完成了56口净骨泉井，总占地面积为28.9万英亩。在三个子戏中，第二个骨泉在2020年完成了大部分活动，EOG完成了42口净井。骨泉游戏仍然是EOG特拉华州盆地计划和投资组合中不可或缺的一部分。
在Leonard Play中，EOG拥有约16万英亩的净地，并维持其发展计划，2020年完成18口净井。随着首先开发更深层次的目标，同时从浅层目标收集数据的战略，伦纳德的表演将逐渐成为EOG计划中更活跃的部分。
2021年的活动仍将集中在特拉华州盆地的WolfCamp、bone Spring和Leonard Play，EOG预计将在那里完成约275口净油井。
2020年落基山区的活动主要集中在怀俄明州鲍德河流域。在鲍德河盆地，EOG实施了一个钻井平台项目，在Niobrara、Mowry、Turner和Parkman地层完成了35口净井。此外，还增加了关键基础设施，以降低运营成本并提高未来的价格变现。在DJ盆地，EOG运营了一个钻井平台一年的时间，并在Codell和Niobrara地层完成了17口净井。随着开发继续向鲍德河流域转移，预计2021年DJ盆地的活动将微乎其微。在威利斯顿盆地，EOG在巴肯和三个福克斯完成了3口净井。2020年，落基山地区和威利斯顿盆地的产量大幅减产，主要是在第二季度，以应对原油价格下跌，但随后已恢复到正常水平。2021年，活动将集中在波德河流域的开发上，计划完成大约45口净井。EOG目前在落基山脉地区拥有约120万英亩净地。
在中大陆地区，EOG继续开发Woodford Oil Window Play，2020年完成了15口净井。EOG在游戏中拥有大约3.7万英亩的净地，并计划在2021年进行最低限度的活动。
在美国以外的业务
EOG在特立尼达、中国四川盆地、阿曼和加拿大都有业务，并正在评估这些地区和其他选定国际地区的更多勘探、开发和开采机会。
特立尼达。 EOG通过其子公司，包括EOG Resources特立尼达Limited，持有以下项目的勘探和生产许可证：(I)勘探和生产许可证，涵盖东南海岸财团(SECC)区块、鹈鹕和Banyan油田、Sercan地区及其每一个相关设施以及Ska、Mento、Reggae和Deep Teak、Saaman和Poui地区，所有这些地区都在特立尼达近海；以及(Ii)与特立尼达和多巴哥政府就每一项经修改的U(A)区的生产分享合同。
SECC的几个油田，改性U(A)，改性U(B)和4(A)区块，榕树油田和Sercan地区已经开发，正在生产天然气、原油和凝析油。
2020年，EOG的天然气平均净产量约为180MMcfd，原油和凝析油平均净产量约为1.0Mbld。2020年，EOG打了三口净井，完成了两口净井。剩余的净油井有一项正在评估中的发现。所有油井都发现了商业经济储量。
2021年，EOG预计将专注于平台和相关基础设施的设计和制造，以实现之前宣布的在修改后的U(A)区块发现的目标。此外，EOG预计将继续其勘探计划。
中国。自2008年以来，EOG一直与其合作伙伴中石油(PetroChina)签订产量分成合同，开发位于中国四川盆地川中区块勘探区的白角场油田。2020年，EOG的天然气净产量平均约为26MMcfd。EOG继续与中石油合作，以确保不间断生产。
阿曼。2020年9月，EOG与APEX阿曼(第36号区块)公司达成协议，收购其在阿曼第36号区块的全部权益。皇家法令于2020年10月28日发布，当时EOG成为第36号区块的运营商，并拥有第36号区块勘探和生产分享协议下的所有权利。此外，2020年12月，阿曼能源和矿产部根据与特提斯石油蒙特萨尔有限公司签订的定产协议条款，批准将第49号区块转让给EOG。根据共建协议的条款，EOG于2020年12月31日参与了正在进行的一口探井的钻探工作。2021年，EOG预计将在36号区块钻探两口净探井。
加拿大。EOG在不列颠哥伦比亚省东北部的霍恩河地区拥有大约4.7万英亩的净地。2020年3月，EOG开始退出加拿大业务。
营销
2020年，EOG继续以多元化的方式营销其井口原油和凝析油产量。EOG在美国生产的大部分井口原油和凝析油通过管道运输到下游市场，其余的销往当地市场。EOG进入的主要美国销售区位于美国墨西哥湾沿岸的不同地点，包括德克萨斯州的休斯顿和科珀斯克里斯蒂、俄克拉何马州的库欣、二叠纪盆地和中西部地区。2020年，EOG还在休斯顿航道和科珀斯克里斯蒂港口出售原油，出口到外国目的地。在每种情况下，收到的价格都是基于该特定销售点的市场价格或适用于该地点的价格指数。2021年，预计此类生产的定价机制将保持不变。截至2020年12月31日，EOG承诺在2021年向多方交付8MMBbls的固定数量原油，预计所有这些原油都将在未来生产可用储量时交付。
2020年，EOG在美国的某些井口天然气生产，要么在EOG拥有的设施，要么在第三方设施，提取NGL。NGL以当时的市场价格出售，进入当地市场或下游市场。在某些情况下，EOG将其NGL生产换成了下游收到的纯度产品，这些产品以当时的市场价格出售。2021年，这样的定价机制预计将保持不变。
2020年，根据其多元化的营销战略，EOG在美国的大部分井口天然气生产通过管道运输到不同的地点，包括德克萨斯州的凯蒂、德克萨斯州东部、德克萨斯州南部的Agua Dulce Hub、科罗拉多州威尔德县的夏延枢纽、南加州和伊利诺伊州的芝加哥。剩余的天然气产量被出售给当地市场。在每种情况下，定价都是基于最终销售点的现货市场价格。2021年，预计此类生产的定价机制将保持不变。此外，EOG还向德克萨斯州科珀斯克里斯蒂附近的一家液化天然气液化设施出售天然气，并根据普氏日本韩国市场(Platts Japan Korea Marker)进行定价。截至2020年12月31日，EOG承诺向多方交付固定数量的天然气，2021年为170 bcf，2022年为105 bcf，2023年为91 bcf，2024年为94 bcf，2025年为81 bcf，之后为1,609 bcf，所有这些预计都将通过未来可用储量的生产交付。
2020年，特立尼达的大部分井口天然气是按照完全或部分取决于加勒比海氨指数价格和/或甲醇价格的合同出售的。剩馀的数量根据合同出售，价格部分取决于美国Henry Hub的市场价格或根据固定价格合同出售。2021年，特立尼达的天然气产量将以固定价格合同出售，合同将于2026年结束。
2020年，所有来自中国的井口天然气都是根据买家对当地各个细分市场的管道销售量，以监管价格出售的。预计2021年中国的生产定价机制将保持不变。
在某些情况下，EOG购买和销售第三方原油和天然气，以平衡公司的运输能力与某些地区的生产，并利用EOG拥有的设施的过剩产能。
2020年期间，三家采购商各占EOG井口原油和凝析油、NGL和天然气收入以及采集、加工和营销收入的10%以上。这三家买家都在原油精炼行业。EOG认为，失去任何一位买家都不会对其财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
井口量价
下表列出了有关EOG的原油、凝析油、天然气和天然气的井口量和平均价格的某些信息。该表还列出了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的每一年，使用1.0桶原油和凝析油(NGL)与6.0Mcf天然气的比率确定的原油当量体积。关于每天的井口量，见项目7，管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析-经营成果。
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| 截至十二月三十一日止的年度 | 2020 | | 2019 | | 2018 |
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原油和凝析油体积(MMBbl)(1) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 鹰福特 | 54.6 | | | 68.3 | | | 62.4 | |
| 特拉华州盆地 | 67.0 | | | 63.4 | | | 46.3 | |
| 其他 | 27.8 | | | 34.6 | | | 35.4 | |
| 美国 | 149.4 | | | 166.3 | | | 144.1 | |
| 特立尼达 | 0.4 | | | 0.2 | | | 0.3 | |
其他国际组织(2) | — | | | 0.1 | | | 1.6 | |
| 总计 | 149.8 | | | 166.6 | | | 146.0 | |
天然气液体体积(MMBbl)(1) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 鹰福特 | 9.7 | | | 10.7 | | | 11.4 | |
| 特拉华州盆地 | 27.7 | | | 23.5 | | | 15.8 | |
| 其他 | 12.4 | | | 14.7 | | | 15.3 | |
| 美国 | 49.8 | | | 48.9 | | | 42.5 | |
其他国际组织(2) | — | | | — | | | — | |
| 总计 | 49.8 | | | 48.9 | | | 42.5 | |
天然气体积(Bcf)(1) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 鹰福特 | 53 | | | 53 | | | 58 | |
| 特拉华州盆地 | 168 | | | 147 | | | 110 | |
| 其他 | 160 | | | 190 | | | 169 | |
| 美国 | 381 | | | 390 | | | 337 | |
| 特立尼达 | 66 | | | 95 | | | 97 | |
其他国际组织(2) | 11 | | | 14 | | | 11 | |
| 总计 | 458 | | | 499 | | | 445 | |
原油当量体积(MMBoe)(3) | | | | | |
| 美国： | | | | | |
| 鹰福特 | 73.1 | | | 87.8 | | | 83.5 | |
| 特拉华州盆地 | 122.7 | | | 111.4 | | | 80.3 | |
| 其他 | 66.9 | | | 81.0 | | | 78.8 | |
| 美国 | 262.7 | | | 280.2 | | | 242.6 | |
| 特立尼达 | 11.4 | | | 16.0 | | | 16.5 | |
其他国际组织(2) | 1.8 | | | 2.4 | | | 3.4 | |
| 总计 | 275.9 | | | 298.6 | | | 262.5 | |
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| 截至十二月三十一日止的年度 | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
原油和凝析油平均价格(美元/桶)(4) | | | | | |
| 美国 | $ | 38.65 | | | $ | 57.74 | | | $ | 65.16 | |
| 特立尼达 | 30.20 | | | 47.16 | | | 57.26 | |
其他国际组织(2) | 43.08 | | | 57.40 | | | 71.45 | |
| 复合材料 | 38.63 | | | 57.72 | | | 65.21 | |
天然气液体平均价格(美元/桶)(4) | | | | | |
| 美国 | $ | 13.41 | | | $ | 16.03 | | | $ | 26.60 | |
其他国际组织(2) | — | | | — | | | — | |
| 复合材料 | 13.41 | | | 16.03 | | | 26.60 | |
天然气平均价格(美元/mcf)(4) | | | | | |
| 美国 | $ | 1.61 | | | $ | 2.22 | | | $ | 2.88 | |
| 特立尼达 | 2.57 | | | 2.72 | | | 2.94 | |
其他国际组织(2) | 4.66 | | | 4.44 | | | 4.08 | |
| 复合材料 | 1.83 | | | 2.38 | | | 2.92 | |
(1)百万桶或十亿立方英尺，视情况而定。
(2)其他国际业务包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。英国业务于2018年第四季度出售。
(3)百万桶油当量；包括原油和凝析油、NGL和天然气。
(4)美元/桶或每千立方英尺(以适用者为准)。不包括金融商品衍生工具的影响(见综合财务报表附注12)。
人力资本管理
截至2020年12月31日，EOG雇佣了约2900人，其中包括外籍员工。 EOG的人力资本管理方法包括董事会和薪酬委员会的监督，并侧重于各种领域，包括：
文化；招聘；留住。EOG独特的文化是其可持续成功的关键。通过为员工提供优质的工作环境，并保持一致的大学招聘和实习计划，EOG能够吸引和留住一些业内最优秀和最聪明的人才。 为了帮助评估其人力资本管理方法的有效性，EOG每年进行一次员工敬业度调查。 根据调查结果，EOG在各个办公地点都获得了“顶级工作场所”的认可。
薪酬、福利、健康和福利。EOG高度重视通过提供有竞争力的工资、奖金和补贴的综合福利来吸引和留住顶尖人才。 EOG还提供整体健康计划、配套礼物计划、灵活的工作时间、带薪家庭护理假、带薪生病或受伤假以及员工援助计划，以支持员工及其家属的精神健康。此外，通过新员工股票奖励和年度股票奖励计划，每个员工都是EOG成功的参与者。
2020年，为了应对新冠肺炎疫情，EOG专注于确保员工及其家人的安全，包括为员工提供技术和支持，使他们能够在家中高效工作。此外，EOG在其办公室和工作地点建立了社交距离做法和协议，并提供了口罩、洗手液和额外的清洁。
培训与发展。EOG提供领导力、管理技能、沟通、团队效率、技术技能以及EOG系统和应用的开发和使用方面的培训。EOG的领导力培训侧重于通过培养领导一支多学科、多样化和分散的员工队伍所需的技能，来提供EOG领导力的连续性。此外，EOG每年举行几次内部技术会议，旨在分享整个公司的最佳实践和技术进步，包括安全和环境主题。EOG还为其员工提供学费报销计划以及专业认证费用的报销。
多样性和包容性。性别、种族、民族和文化的多样性，以及背景和经历的多样性，导致了思想的多样性，这是一项巨大的资产，并受到EOG的积极欢迎。正如其《董事、高级管理人员和员工商业行为和道德准则》所反映的那样，EOG致力于在就业的各个方面提供平等机会，并根据技能和业绩聘用、评估和提拔员工。EOG的协作文化促进了公司各个层面的包容性。此外，EOG专注于发展其员工，包括那些具有不同背景的员工，以提供职业机会，包括晋升到监督和管理职位。
安全问题。EOG的安全管理计划和流程以基于绩效的理念为中心，根据这一理念，EOG设定了安全预期，并提供了一个框架，在此框架下，管理层可以系统地实现和评估安全绩效。EOG的安全绩效也被考虑在员工绩效和薪酬评估中。EOG为员工以及承包商和其他可能在EOG设施工作或参观的人提供初步、定期和进修的安全培训。这些培训计划涉及各种主题，包括操作程序、安全工作实践以及应急和事故响应程序。
竞争
EOG与大型综合性石油和天然气公司、政府附属的石油和天然气公司以及其他独立的石油和天然气公司竞争，以获得勘探、开发、生产、营销和运输原油、NGL和天然气所需的许可证和租赁、物业和储量，以及获得勘探、开发、生产、营销和运输原油、NGL和天然气所需的设施、设备、材料、服务和员工和其他人员(包括地质学家、地球物理学家、工程师和其他专家)。EOG的某些竞争对手拥有比EOG拥有的财力和其他资源大得多的财力和其他资源，并在EOG可能寻求新的或扩大进入的国家或地区建立了战略性的长期地位或牢固的政府关系。因此，EOG可能在某些方面处于竞争劣势，例如在竞标钻探权或获得必要的服务、设施、设备、材料和人员方面。此外，EOG规模较大的竞争对手在应对影响原油、NGL和天然气需求的因素时可能具有竞争优势，例如全球价格和产量水平以及替代燃料的成本和可用性不断变化。EOG还面临来自可再生能源等竞争能源的竞争。见项目1A，风险因素。
调节
2020年选举。2020年11月，小约瑟夫·R·拜登(Joseph R.Biden Jr.)当选为美国总统。在本届政府期间，可能会发布新的或修订的规则、法规和政策，并可能提出新的立法，这可能会影响石油和天然气勘探和生产行业。这些规则、条例、政策和立法除其他事项外，可能影响(I)允许在联邦土地上进行石油和天然气钻探，(Ii)租赁联邦土地用于石油和天然气开发，(Iii)监管温室气体(GHG)排放和/或与石油和天然气作业有关的其他气候变化相关事项，(Iv)在联邦土地上使用水力压裂，(V)计算联邦土地上石油和天然气生产的特许权使用费，以及(Vi)适用于石油和天然气的美国联邦所得税法。有关更多信息，请参见下面的讨论和第1A项(风险因素)。
美国对原油和天然气生产的管制。原油和天然气生产业务受到各种类型的监管，包括联邦和州机构的监管。
影响石油和天然气行业的美国立法正在不断地进行审查，以进行修订或扩大。 此外，许多部门和机构，包括联邦和州，根据法规授权发布并已经发布了适用于石油和天然气行业的规则和法规。 除其他事项外，这些规则和条例要求允许钻探油井，调节油井间距，通过限制燃烧防止天然气浪费，要求各种勘探和生产业务提供担保，并规范特许权使用费支付(联邦和州租赁)、生产税和从价税的计算和支付。
EOG在新墨西哥州、北达科他州、犹他州、怀俄明州和墨西哥湾以及其他地区的部分石油和天然气租约由联邦政府授予，并由土地管理局(BLM)和/或印度事务局(BIA)管理，如果是近海租约(对于EOG，是极小的租约)，由海洋能源管理局(BOEM)和安全和环境执法局(BSEE)管理，均为联邦机构 EOG对联邦石油和天然气租约进行的运营必须遵守许多额外的法律和法规限制，对于与部落土地有关的租约，还必须遵守某些部落环境和许可要求以及就业权法规。 此外，美国内政部(通过其多个机构，包括BLM、BIA和自然资源收入办公室)对我们计算和支付与我们的联邦和部落石油和天然气租赁相关的特许权使用费、奖金、罚款、罚款、评估和其他收入拥有一定的权力。
BLM、BIA和BOEM租赁包含相对标准化的条款，要求遵守详细的法规，如果是离岸租赁，则需要根据外大陆架土地法(这些条款可能会被BOEM或BSEE更改)的命令。 在某些情况下，BLM、BIA、BOEM或BSEE(视情况而定)可能要求暂停或终止联邦租约的运营。 任何这样的暂停或终止都可能对EOG在联邦土地上的利益产生实质性的不利影响。此外，2021年1月27日，拜登总统发布了题为“应对国内外气候危机”的14008号行政命令，指示内政部长在符合适用法律的范围内，并与其他机构和利益攸关方协商，在完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑之前，暂停批准在联邦土地或近海水域新的石油和天然气租约。对允许在联邦土地上进行石油和天然气勘探和生产活动的任何限制或禁令都可能对EOG的运营、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
州际商业中天然气的运输和转售受经修订的1938年《天然气法》(NGA)和1978年《天然气政策法》的监管。这些法规由联邦能源管理委员会(FERC)管理。从1993年1月起，1989年的《天然气井口解除控制法》(Natural Gas Well Head Untrol Act)解除了对所有“首次销售”天然气的天然气价格的管制，其中包括EOG对自己生产的所有销售。EOG的所有其他天然气销售，如从第三方购买的天然气，仍受NGA下全面销售证书的管辖销售，NGA有灵活的条款和条件。因此，根据适用的合同条款，EOG目前所有的天然气销售都可以按市场价格进行。然而，EOG的司法销售在未来可能会受到更严格的联邦监管，包括FERC可能会前瞻性地对此类销售施加更多限制性条件。相反，EOG的原油、凝析油和NGL的销售是以不受监管的市场价格进行的。
EOG在德克萨斯州西部和新墨西哥州的二叠纪盆地、德克萨斯州北部的沃斯堡盆地Barnett Shale、北达科他州的Williston盆地Bakken和Three Forks Play以及德克萨斯州南部的Eagle Ford拥有某些收集和/或加工设施。 国家对收集和加工设施的监管通常包括提供收集和加工服务方面的各种安全、环境和(在某些情况下)非歧视要求，但通常不涉及费率监管。 如果EOG的收集和处理业务将来受到州或联邦政府对费率和服务的监管，它们可能会受到实质性的不利影响。
EOG的采集和加工作业也可能或将受到与该等设施的设计、安装、测试、建造、操作、更换和管理相关的安全和操作法规的约束。 与这些事项有关的其他规则和立法也会不时予以考虑和/或通过。 虽然EOG无法预测此类立法可能对其运营和财务状况产生的影响(如果有的话)，但EOG可能被要求招致额外的资本支出，以及增加的合规和运营成本，这取决于未来此类立法和监管变化的性质和程度。
EOG还在北达科他州拥有原油铁路装车设施，并在其某些美国业务中拥有原油卡车卸货设施。 此类设施的监管是在州和联邦层面进行的，通常包括各种安全、环境、许可和包装/标签要求。 与这些事项有关的附加规定会不时予以考虑和/或采纳。 尽管EOG无法预测任何此类新法规可能对其铁路原油资产和卡车运输原油产生的影响(如果有的话)，但EOG可能会被要求产生额外的资本支出，并增加合规和运营成本，具体取决于未来此类监管变化的性质和程度。 EOG在2020年期间没有通过铁路运输任何原油。
国会、州立法机构、FERC和其他联邦、州和地方监管委员会、机构、理事会和法院会不时考虑可能影响石油和天然气行业的提案和程序。 EOG无法预测任何此类提案或程序何时或是否会生效。 还应该指出，石油和天然气行业历来受到非常严格的监管；因此，不能保证这些立法机构和监管委员会、机构、理事会和法院目前采取的做法不会改变。
环境法规总则--美国。 EOG受到各种联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规涉及向环境排放材料或其他与环境保护有关的法律和法规。 这些法律法规会影响EOG的运营和成本，因为它们会对原油和天然气的勘探、开发和生产运营产生影响。 不遵守这些法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，包括评估罚款、施加调查和补救义务、暂停或吊销必要的许可证、执照和授权，要求安装额外的污染控制措施，以及发布命令禁止未来的运营或施加额外的合规要求。
此外，EOG还从第三方手中收购了某些石油和天然气资产，这些第三方在管理和处置或释放碳氢化合物或其他废物方面的行动不在EOG的控制之下。根据环境法律和法规，EOG可能被要求清除或补救由先前的所有者或经营者处置或排放的废物。EOG还可能产生与清理第三方场地相关的费用，这些第三方场地是EOG向其运送受管制物质进行处置或向其运送设备进行清洁的，以及对自然资源的损害或与此类第三方场地释放受管制物质有关的其他索赔。此外，根据环境法律和法规，EOG可能会对EOG以前拥有或目前拥有权益、但曾经是或不是运营商的油气资产负责。此外，EOG必须遵守美国环境保护局(U.S.EPA)的规定，要求每年报告温室气体排放量，而且，正如下面进一步讨论的那样，EOG还必须遵守有关水力压裂和我们运营的其他方面的联邦、州和地方法律法规。
遵守环境法律和法规增加了EOG的总体业务成本，但到目前为止，还没有对EOG的运营、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响。此外，根据目前的法律法规，预计EOG在不久的将来不会被要求花费与其勘探和开发总支出计划相关的重大金额(无论是用于环境控制设施还是其他方面)，以遵守这些法律法规。然而，鉴于这些法律和法规可能会发生变化，EOG无法预测遵守规定的最终成本或对EOG的运营、财务状况和运营结果的最终影响。
气候变化--美国。近年来，地方、州、联邦和国际监管机构越来越关注温室气体排放和气候变化问题。除了美国环保署要求每年报告温室气体排放的规定外，美国环保局还通过了针对某些大型污染源的法规，根据联邦清洁空气法将温室气体排放作为污染物进行监管。此外，美国环保署在2016年5月发布了相关规定，要求运营商减少位于天然气集输站、天然气加工厂和天然气输送压缩机站的新建、改造和改造的原油和天然气井和设备的甲烷排放和挥发性有机化合物(VOC)的排放。2020年9月，美国环保署发布了一项最终规则，将传输和存储部分从2016年新的源性能标准中删除，取消了传输和存储部分的VOC和甲烷排放标准，并取消了生产和加工部分的甲烷排放标准。多个州以及工业和环境组织分别挑战美国环保局2016年的标准和2020年9月的最终规则。尽管目前面临法院挑战，拜登政府领导下的美国环保局可能会重新考虑2020年9月的最终规则，这可能会导致更严格的甲烷排放规则制定。
在国际层面，美国于2015年12月参加了在法国巴黎举行的第21届联合国气候变化框架公约缔约方大会。巴黎协定(在会议上通过)呼吁各国在全球气温和温室气体排放方面做出努力。《巴黎协定》于2016年11月4日生效。虽然美国于2020年11月4日退出了巴黎协定，但拜登总统于2021年1月20日发布了一项行政命令，承诺美国重新遵守巴黎协定。此外，许多州和地方官员表示，他们打算加强努力，维护国际协议中规定的承诺。此外，2021年1月27日，拜登总统发布了题为“应对国内外气候危机”的14008号行政命令，指示内政部长在符合适用法律的范围内，并与其他机构和利益攸关方协商，考虑是否调整与从联邦土地和近海水域开采的石油和天然气资源相关的特许权使用费，以计入相应的气候成本。
EOG认为，其在整个运营过程中减少温室气体排放的战略既符合环境的最佳利益，也符合谨慎的商业做法。EOG已经开发了一种系统，用于计算其运营设施的温室气体排放量。该排放管理系统根据公认的监管方法(如果适用)和公认的工程实践来计算排放量。EOG报告了美国环保署于2009年发布的经修订的强制性温室气体报告规则所涵盖的设施的温室气体排放情况。
EOG无法预测目前或未来任何关于气候变化和温室气体排放的拟议或未来调查、法律、法规、条约或政策(包括新政府可能在美国颁布的任何法律和法规)的时间、范围和影响，但此类开发的直接和间接成本(如果颁布、发布或应用)可能会对EOG的运营、财务状况和运营结果产生重大和不利影响。此外，对全球气候变化风险的日益关注增加了政府调查以及私人和公共诉讼的可能性，这可能会增加我们的成本，或者以其他方式对我们的业务产生不利影响。
水力压裂和其他作业法规-美国。EOG钻探的陆上原油和天然气井基本上都是通过水力压裂完成和增产的。水力压裂技术已被石油和天然气行业使用了60多年，并在不断得到加强，它使EOG能够生产出否则无法回收的原油和天然气。 具体地说，水力压裂是一种将加压流体泵入地下地层以形成微小裂缝或空间的过程，这些裂缝或空间允许原油和天然气从储层流入油井，从而使其能够被带到地面。 水力压裂一般发生在地下数千英尺的地方，在任何饮用水含水层之下都有相当远的距离，在破裂区域和含水层之间有不透水的岩石层。 水力压裂过程中使用的流体的组成通常包括水和砂，以及不到1%的高度稀释的化学添加剂；公众可以通过互联网网站和行业协会赞助的其他出版物以及要求报告压裂液成分的州的州政府机构获得压裂液中使用的化学添加剂的清单。 虽然大多数沙子仍然留在地下以保持裂缝的开放，但大量的水和化学添加剂会回流，然后要么被重复使用，要么被安全地处置在适当的监管机构批准和允许的地点。EOG定期对这些处置设施进行监管评估，以监测对适用法规的遵守情况。
水力压裂的监管主要是通过许可和其他合规要求在州和地方两级进行的。然而，2012年4月，美国环保署发布了专门适用于石油和天然气行业的法规，要求运营商大幅减少天然气井的挥发性有机化合物(VOC)排放，这些气井通过使用“绿色完井”来捕获本来会泄漏到空气中的天然气。美国环保署还发布了法规，为几种类型的设备(包括储罐、压缩机、脱水器以及天然气加工厂的阀门和甜味剂装置)的VOC排放建立了标准。此外，2016年5月，美国环保署发布法规，要求运营商减少位于天然气生产集散站和增压站、天然气加工厂和天然气输送压缩机站的新建、改造和重建的原油和天然气井和设备的甲烷和挥发性有机化合物(VOC)排放。2020年9月，美国环保署发布了对2012年和2016年新的源性能标准的修正案，从新的源性能标准中删除了传输和存储部分，取消了传输和存储部分的VOC和甲烷排放标准，并取消了生产和加工部分的甲烷排放标准。
每隔一段时间，就会有其他各种提案在联邦层面上规范水力压裂。此外，拜登总统在竞选期间提出了在联邦土地和水域使用水力压裂的建议和立场。此外，2021年1月27日，拜登总统发布了题为“应对国内外气候危机”的14008号行政命令，指示内政部长在符合适用法律的范围内，并与其他机构和利益攸关方协商，在完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑之前，暂停批准在联邦土地或近海水域新的石油和天然气租约。
除上述联邦法规外，一些州和地方政府已经或已经考虑对钻井和完井作业施加各种条件和限制，包括对油井套管和固井的要求；对附近水井的测试；对取水和用水的限制；披露水力压裂作业中使用的化学添加剂；限制水力压裂作业中可能使用的化学添加剂的类型；以及限制在荒野湿地、生态或地震敏感区内的某些土地上进行钻探或注水活动，以及其他受保护的地区。这种联邦、州和地方的许可和披露要求、运营限制、条件或禁令可能会导致运营延误，增加运营和合规成本，此外，可能会推迟或有效阻止从地层中开发原油和天然气，如果不使用水力压裂，这些地层在经济上是不可行的。
遵守与水力压裂和我们运营的其他方面相关的法律法规增加了EOG的总体业务成本，但到目前为止，还没有对EOG的运营、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响。此外，根据目前的法律法规，预计EOG在不久的将来不会被要求花费与其勘探和开发总支出计划相关的重大金额，以遵守这些法律法规。然而，EOG无法预测(I)目前在美国或我们运营的其他方面提出的或未来任何有关水力压裂的法律或法规的时间、范围和效果，以及(Ii)遵守这些未来法律法规的最终成本或对EOG的运营、财务状况和运营结果的最终影响。这些法律和法规的直接和间接成本(如果通过)可能会对EOG的运营、财务状况和运营结果产生重大和不利的影响。
其他国际规则。EOG在美国以外的勘探和生产业务受EOG运营所在国家政府实施的各种法规(包括环境法规)的约束，可能会影响EOG在这些国家的运营和合规成本。EOG目前在特立尼达、中国和加拿大有业务，并在阿曼有一个勘探项目。EOG无法预测目前或未来提出的任何法律、法规或条约的时间、范围和效果，包括与气候变化和水力压裂有关的法律、法规或条约，但这些法律、法规和条约(如果通过)的直接和间接成本(如果通过)可能会对EOG的运营、财务状况和运营结果产生重大不利影响。EOG将继续审查其在美国以外的业务和运营面临的与所有环境问题相关的风险，包括气候变化和水力压裂法规。此外，EOG将继续监测和评估其运营地区在美国以外地区的任何新政策、立法、法规和条约，以确定对其运营的影响，并在必要时采取适当行动。
其他规定。EOG在得克萨斯州和威斯康星州有采砂和加工业务，支持EOG的勘探和开发业务。EOG的采砂作业受到联邦矿山安全和健康管理局(在安全和健康方面)和州机构(在空气许可和其他环境方面)的监管。多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法第1503(A)节和S-K条例第104项(17 CFR 229.104)要求的有关矿山安全违规行为和其他监管事项的信息包含在本报告的附件95中。
有关EOG的运营、财务状况和运营结果受到或可能受到的监管相关风险的更多讨论，请参见项目1A，风险因素。
其他事项
能源价格。EOG是一家原油和天然气生产商，受到原油和凝析油、NGL和天然气价格变化的影响。在过去的三年里，美国的平均商品价格波动很大，有时甚至相当剧烈。EOG在美国生产的原油和凝析油的平均价格在2020年和2019年分别下降了33%和11%，2018年分别比前一年上涨了28%。EOG的季度价格变现从每桶20.40美元到2020年的每桶46.97美元不等。EOG在美国生产的NGL平均价格在2020年和2019年分别下降了16%和40%，2018年分别比前一年上涨了18%。这些波动导致EOG在2020年收到的用于美国生产的平均井口天然气价格比前一年下降了27%，2019年下降了23%，2018年上升了31%(包括与采用2014-09年度会计准则更新相关的每立方米0.44美元的积极收入调整)，每一项价格都比前一年增加了31%。
由于与世界政治和经济环境相关的许多不确定性(例如，包括石油输出国组织(OPEC)在内的其他原油出口国的行动，以及正在发生的“新冠肺炎”大流行的持续时间和影响)、全球原油、天然气和天然气的供求情况和其他能源供应的可获得性、消费者眼中各种能源的相对竞争关系以及其他因素，EOG无法预测未来原油和凝析油、NGL和天然气价格可能会发生什么变化。关于原油和凝析油、天然气和天然气价格的变化以及这种变化可能给EOG带来的风险的进一步讨论，见项目1A，风险因素。
包括EOG的原油和NGL衍生合约(不包括基差掉期)的影响，根据EOG的税收状况，EOG在2021年对井口原油和凝析油价格每增加或减少1.00美元的价格敏感性，加上NGL价格的估计变化，净收益约为9900万美元，经营活动的税前现金流约为1.27亿美元。包括EOG天然气衍生合约的影响在内，根据EOG的税收状况和EOG预计2021年天然气产量中尚未根据长期营销合同确定价格的部分，EOG对井口天然气价格每增加或减少0.10美元的价格敏感性约为净收益3100万美元和经营活动税前现金流约4000万美元。有关EOG截至2021年2月18日的金融商品衍生品合约摘要，请参阅第7项，管理层对运营-资本资源和流动性-商品衍生品交易的财务状况和业绩的讨论和分析。有关EOG截至2020年12月31日的12个月的金融商品衍生品合约摘要，请参阅合并财务报表附注12。
风险管理。EOG不定期从事价格风险管理活动。这些活动旨在管理EOG对原油、NGL和天然气价格波动的敞口。EOG利用金融商品衍生工具，主要是价格掉期、期权、掉期、套期和基差掉期合约，作为管理这一价格风险的手段。见合并财务报表附注12。关于EOG截至2021年2月18日的金融大宗商品衍生品合约摘要，请参阅第7项，管理层对运营资本资源和流动性-大宗商品衍生品交易的财务状况和业绩的讨论和分析。
EOG的所有原油、NGL和天然气活动都受到原油、NGL和天然气勘探、开发、生产和运输过程中通常发生的风险的影响，包括钻井和油井爆炸、凹坑、火灾、油井失控以及泄漏和泄漏，每一种风险都可能对生命、财产和/或环境造成损害。EOG的运营也受到一定风险的影响，包括飓风、洪水和其他不利天气事件。此外，EOG的活动受到政府监管以及政府当局基于环境和其他考虑而中断或终止的约束。此类事件造成的损失和负债可能会减少EOG的收入，并增加EOG的成本，达到保险无法覆盖的程度。
EOG根据EOG认为是行业惯例的做法，按照EOG认为审慎且在商业上可行的金额和成本，为这些风险中的一些(但不是全部)提供保险。具体地说，EOG维持由第三者保险人就涉及EOG营运的事故所引致的人身伤害或死亡索偿所提供的商业一般责任及额外责任保障(须受保单条款及条件规限)。此外，如果涉及EOG运作的事故对环境造成负面影响，EOG会维持由第三方保险公司为EOG可能因此类事故而招致的义务、费用或索赔提供的额外费用保障，包括渗漏和污染、清理和遏制、疏散费用和油井控制方面的义务、费用或索赔(受政策条款和条件规限)。在井控事故导致负面环境影响的情况下，此类运营商的额外费用承保将是EOG的主要承保范围，上文提到的商业一般责任和超额责任承保也为EOG提供一定的承保范围。EOG的所有钻井活动都是在与独立钻井承包商和其他第三方服务承包商签订合同的基础上进行的。此类合同中包括的赔偿和其他风险分担条款是在逐个合同的基础上进行谈判的，每个条款都基于所提供的服务和预期业务的具体情况。
除上述风险外，EOG在美国以外的业务还面临某些风险，包括税收和政府特许权使用费增加的风险、管理外国公司运营的法律和政策的变化、资产被没收、单方面或强制重新谈判、修改或取消与政府实体的现有合同、货币限制和汇率波动。请参阅项目1A(风险因素)，进一步讨论EOG在美国境外运营所面临的风险。
有关我们高管的信息
EOG现任行政人员及其姓名和年龄(截至2021年2月25日)如下：
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| 名字 | | 年龄 | | 职位 |
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| 威廉·R·托马斯 | | 68 | | 董事会主席兼首席执行官 |
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| 劳埃德·W·赫尔姆斯(Lloyd W.Helms，Jr.) | | 63 | | 首席运营官 |
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| 以斯拉·Y·雅科布 | | 44 | | 总统 |
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| 肯尼斯·W·博德克 | | 58 | | 勘探与生产执行副总裁 |
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| 蒂莫西·K·德里格斯 | | 59 | | 执行副总裁兼首席财务官 |
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| 迈克尔·P·唐纳森 | | 58 | | 执行副总裁、总法律顾问兼公司秘书 |
威廉·R·托马斯(William R.Thomas)当选为董事会主席兼首席执行官，自2014年1月起生效。他于2004年6月当选为EOG德克萨斯州沃斯堡办事处高级副总裁兼总经理，2007年2月当选为EOG德克萨斯州沃斯堡办事处执行副总裁兼总经理，并于2011年2月当选为EOG开发部高级执行副总裁。随后，他于二零一一年七月至二零一一年九月担任勘探高级执行副总裁，于二零一一年九月至二零一三年七月担任总裁，并于二零一三年七月至二零一三年十二月担任总裁兼首席执行官。托马斯先生于1979年1月加入EOG的前身。托马斯先生是EOG的首席执行官。
劳埃德·W·赫尔姆斯(Lloyd W.Helms，Jr.)2017年12月当选为首席运营官。在此之前，他曾于2013年8月至2017年12月担任勘探和生产部执行副总裁。他于2006年9月当选为工程与采购部副总裁，2008年3月当选为EOG加拿大阿尔伯塔省卡尔加里办事处副总裁兼总经理，并于2012年2月至2013年8月担任运营执行副总裁。赫尔姆斯于1981年2月加入EOG的前身。
埃兹拉·Y·雅科布当选总统，自2021年1月起生效。 在此之前，他于2017年12月至2021年1月担任勘探和生产执行副总裁，并于2014年5月至2017年12月担任EOG德克萨斯州米德兰办事处副总裁兼总经理。 2012年3月至2014年5月，他还曾担任EOG德克萨斯州沃斯堡和得克萨斯州米德兰办事处勘探事业部经理，并担任过各种地球科学和领导职位。 雅科布于2005年8月加入EOG。
Kenneth W.Boedeker于2018年12月当选为EOG勘探与生产执行副总裁。他于2016年10月至2018年12月担任EOG科罗拉多州丹佛办事处副总裁兼总经理，并于2015年7月至2016年10月担任EOG工程与采购部副总裁。在此之前，Boedeker先生担任技术和管理职位，负责EOG内部多个办公室和职能领域的职责。Boedeker先生于1994年7月加入EOG。
蒂莫西·K·德里格斯(Timothy K.Driggers)于2016年4月当选为执行副总裁兼首席财务官。此前，德里格斯在2007年7月至2016年4月期间担任副总裁兼首席财务官。1999年10月，他被选为EOG副总裁兼财务总监，2000年10月，他被任命为会计和土地管理部副总裁，2003年8月，他被任命为副总裁兼首席会计官。德里格斯是EOG的首席财务官。德里格斯先生于1995年8月加入EOG的前身。
迈克尔·P·唐纳森(Michael P.Donaldson)于2016年4月当选为执行副总裁、总法律顾问兼公司秘书。此前，唐纳森先生在2012年5月至2016年4月期间担任副总裁、总法律顾问和公司秘书。2008年5月当选为企业秘书，2010年7月被任命为副总法律顾问兼企业秘书。唐纳森于2007年9月加入EOG。
第1A项。风险因素
我们的业务和运营面临许多风险。 下面描述的风险可能不是我们面临的唯一风险，因为我们的业务和运营也可能受到我们尚不知道或我们目前认为不重要的风险的影响。 如果下面描述的任何事件或情况实际发生，我们的业务、财务状况、经营结果或现金流可能会受到实质性的不利影响，我们普通股的交易价格可能会下降。 以下风险因素应与本文包含的其他信息(包括合并财务报表和相关附注)一并阅读。 除非上下文另有要求，否则“我们”、“我们”、“我们”和“EOG”是指EOG Resources，Inc.及其子公司。
与我们的财务状况、经营业绩和现金流相关的风险
原油、天然气和天然气价格波动很大，大宗商品价格的大幅和持续下跌可能会对我们产生实质性的不利影响。
原油和天然气的价格(包括天然气液体(NGL)和凝析油的价格)波动很大。在能够或可能导致这些价格波动的相互关联的因素中，有：
•国内外原油、天然气和天然气供应；
•国内外钻探活动；
•包括石油输出国组织在内的其他原油生产国和出口国的行动；
•消费者和工商业对原油、天然气和天然气的需求；
•世界范围内的经济条件、地缘政治因素和政治条件，包括但不限于征收关税或贸易或其他经济制裁、石油和天然气产区的政治不稳定或武装冲突；
•流行病、流行病或其他公共卫生问题(如正在进行的新冠肺炎大流行)的持续时间及其经济和金融影响；
•适当的运输、收集、加工、压缩、储存和提炼设施的可用性、接近程度和能力；
•竞争性能源(包括替代能源)的价格、可获得性和需求；
•全球节能措施、替代燃料需求和与气候变化相关的举措的影响；
•政府监管的性质和范围，包括美国(美国或美国)最近的选举可能导致的任何变化或其他行动管理上的变化，包括与环境和其他气候变化有关的监管、衍生品交易和套期保值活动的监管、税收法律法规以及有关原油、天然气和天然气及相关商品进出口的法律法规；
•商品期货市场交易的水平和影响，包括商品价格投机者和其他人的交易；以及
•天气条件和天气模式的变化。
2020年上半年，由于经济低迷和新冠肺炎疫情导致的需求总体减少，以及某些外国石油出口国原油供应过剩，原油、液化石油气和天然气价格大幅下降。2020年下半年，(I)天然气和天然气价格恢复到大流行前的水平，(Ii)原油价格上涨，但仍大大低于大流行前的水平。
上述因素以及大宗商品价格的波动性，使得2021年及之后的原油、NGL和天然气价格难以预测。因此，不能保证原油、天然气和/或天然气的价格会在当前水平上继续上涨或维持，也不能保证原油、天然气和/或天然气的价格不会再次下降。
我们的现金流和经营结果在很大程度上取决于当时的大宗商品价格。 因此，大宗商品价格的大幅和持续下跌可能会对我们可用于资本支出和运营费用的现金流金额、我们进入信贷和资本市场的条款以及我们的运营结果产生实质性的不利影响。
较低的大宗商品价格还可以减少我们可以经济地生产的原油、天然气和天然气的数量。 这些商品价格的大幅和持续下跌可能会使我们的勘探、开发和开采项目的一部分变得不经济，导致我们不得不向下调整我们的估计探明储量，还可能关闭或堵塞和放弃某些油井。 此外，大宗商品价格的持续大幅下跌可能会导致我们物业的预期未来现金流低于各自的账面净值，这将要求我们减记物业的价值。 这种准备金减记和资产减值可能会对我们的经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响，进而影响我们普通股的交易价格。
事实上，2020年上半年原油、NGL和天然气价格的大幅下跌对我们2020年资本支出和运营费用的现金流金额、我们2020年上半年的运营业绩以及我们普通股的交易价格产生了实质性的不利影响。 此类大宗商品价格下跌还导致我们已探明的油气资产及相关资产在2020年上半年产生总计约18亿美元的减值费用。大宗商品价格的下跌也导致我们向下调整了2.78亿桶石油，相当于我们截至2020年12月31日的估计净探明储量。
如果大宗商品价格在很长一段时间内从目前水平下降，我们的财务状况、现金流和经营结果将受到不利影响，我们维持目前普通股股息水平的能力可能会受到限制。 此外，我们可能需要产生额外的减值费用和/或对我们的探明储量估计进行额外的下调。 因此，我们的财务状况和经营结果以及我们普通股的交易价格可能会受到实质性的不利影响。
我们有大量的资本金要求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的融资(如果有的话)。
我们已经并将继续投入大量资本支出，用于购买、勘探、开发、生产和运输原油、天然气和天然气储备。 我们打算主要通过运营和出售非核心资产的现金流来为我们的资本支出提供资金，如果需要，在较小程度上和必要时，还将通过商业票据借款、银行借款、我们循环信贷安排下的借款以及公共和私人股本和债券发行来为我们的资本支出提供资金。
然而，较低的原油、NGL和天然气价格会减少我们的现金流，还可能推迟或削弱我们完成某些计划中的非核心资产出售和资产剥离的能力。此外，如果信贷和资本市场的状况大幅下降，我们可能无法以我们认为可以接受的条件获得融资(如果有的话)。此外，国内和全球金融市场或经济状况的疲软和/或波动，或低迷的大宗商品价格环境，可能会增加贷款人和商业票据投资者要求我们支付的利率，或者对我们通过股票或债券发行或其他借款为资本支出融资的能力产生不利影响。
同样，我们现金流的减少(例如，由于原油、天然气和/或NGL价格下降或意外停产)以及对我们的财务状况和经营业绩的相应不利影响，也可能增加贷款人和商业票据投资者要求我们支付的利率。大幅提高利率将减少我们可用于再投资的净现金流。 这些因素中的任何一个都可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。
此外，我们获得融资的能力、我们的借款成本以及任何融资的条款，在一定程度上取决于独立信用评级机构对我们债务的信用评级。 可能影响我们信用评级的相互关联的因素包括我们的债务水平；计划中的资本支出和资产出售；短期和长期生产增长机会；流动性；资产质量；成本结构；产品组合；以及大宗商品定价水平(包括但不限于信用评级机构对未来大宗商品价格的估计和假设)。 我们不能保证我们目前的信用评级在任何一段时间内都是有效的，也不能保证我们的信用评级在未来会被上调，也不能保证我们的任何信用评级都不会被下调。
储备估算取决于许多解读和假设。 这些解释和假设中的任何重大错误都可能导致我们报告的储备量出现重大错报。
估计原油、天然气和天然气储量的数量以及这些储量未来的净现金流是一个复杂而不准确的过程。 这需要我们管理层对现有的技术数据和各种假设进行解释，包括与经济因素相关的假设。 这些解释或假设中的任何重大不准确都可能导致我们报告的储备数量和来自这些储备的未来净现金流被夸大或低估。 此外，特定油藏的数据还可能因多种因素而发生重大变化，这些因素包括但不限于额外的开发活动、不断演变的生产历史、在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估以及地质、地球物理和工程评估方法的改进和其他变化。
为了对我们的经济可采原油、NGL和天然气储量以及我们储量未来的净现金流进行估计，我们分析了许多可变因素，例如该地区的历史产量与其他产区的生产率的比较。 我们还分析了现有的地质、地球物理、生产和工程数据，这些数据的范围、质量和可靠性各不相同。 这一过程还涉及与商品价格、生产成本、收集、加工、压缩、储存和运输成本、遣散费、从价税和其他适用税费、资本支出以及修缮和补救成本有关的经济假设。 这些因素中有许多是我们无法控制的，或者可能是我们无法控制的。 我们的实际储备和来自这些储备的未来净现金流很可能会与我们的估计不同。 任何重大差异，包括对我们现有储备估计的任何重大下调，都可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响，进而影响我们普通股的交易价格。 相关讨论见项目2，属性-油气勘探和生产-属性和储量以及合并财务报表的补充信息。
如果我们不能随着时间的推移获得或找到足够的额外储量，我们的储量和产量将从目前的水平下降。
随着储量的开采，原油和天然气的产量通常会下降。 除非我们成功地进行了勘探、开采和开发活动，从而增加了储量，获得了更多含有储量的物业，或者通过工程研究确定了更多的管后区或二次采油储量，否则我们的储量将随着产量的增加而下降。 因此，将我们的原油和天然气产量维持在当前水平，或在当前水平上增加产量，高度依赖我们在获得或发现额外储量方面的成功程度，而这可能会受到钻探禁令或限制的不利影响。 如果我们不能成功获得或找到额外的储备，我们未来的现金流和经营结果，以及反过来，我们普通股的交易价格可能会受到实质性的不利影响。
我们的对冲活动可能使我们无法充分受益于原油、NGL和天然气价格的上涨，并可能使我们面临其他风险，包括交易对手风险。
我们使用衍生工具(主要是金融基差掉期、价格掉期、期权、掉期和套头合约)来对冲原油、NGL和天然气价格波动对我们运营业绩和现金流的影响。 如果我们从事对冲活动以保护自己不受大宗商品价格下跌的影响，我们可能无法充分实现原油、天然气和天然气价格高于我们对冲合同确定的价格所带来的好处。 我们对2021年和2022年的部分预测产量受到市场价格波动的影响。如果我们最终无法对冲2021年、2022年及以后的额外产量，我们可能会受到大宗商品价格下跌的实质性不利影响，这可能会导致运营活动提供的净现金减少。 此外，我们的套期保值活动在某些情况下可能使我们面临财务损失的风险，包括我们的套期保值合同的交易对手未能履行合同的情况。
如果我们的客户和其他合同对手方不能履行他们对我们的义务，可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们生产的原油、天然气和相关商品有不同的客户，还有各种其他合同对手方，包括几家金融机构和金融机构的附属公司。 国内和全球经济状况，包括金融机构的总体财务状况，可能会对我们的客户和其他合同对手方不时支付欠我们的款项和以其他方式履行他们对我们的合同义务的能力，以及他们为此目的进入信贷和资本市场的能力产生不利影响。
此外，我们的客户和其他合同对手方可能因为与这些条件和因素无关的原因而无法履行他们对我们的合同义务，例如由于机械故障或市场状况而无法获得所需的设施或设备。 此外，如果客户无法履行其向我们购买原油、天然气或相关商品的合同义务，我们可能无法按照我们认为可接受的条款将此类生产出售给另一客户(如果有的话)，这是由于此类生产的地理位置；适当的收集、加工、压缩、储存、运输和精炼设施的可用性、邻近和能力；或者市场或其他因素和条件。
我们的客户和其他合同对手方无力支付欠我们的款项，也无法以其他方式履行他们对我们的合同义务，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
与我们的运营相关的风险
钻探原油和天然气井是一项高风险活动，使我们面临各种我们无法控制的风险。
钻探原油和天然气井，包括开发井，涉及许多风险，包括我们可能无法遇到商业生产的原油、NGL和/或天然气储量的风险。 因此，我们可能无法收回在新油井上的全部或任何部分投资。
具体地说，我们经常不确定钻井、完井和运营油井的未来成本或时间，我们和我们第三方运营商的钻井业务可能会减少、推迟或取消，此类业务的成本可能会增加，和/或我们的业务结果和此类业务的现金流可能会受到影响，这些因素包括：
•意外的钻井条件；
•职称问题；
•地层压力或不规则；
•设备故障或事故；
•恶劣天气条件，如冬季风暴、洪水、热带风暴和飓风，以及天气模式的变化；
•遵守或变更(包括通过新的)与空气排放、水力压裂、取用水、产出水、钻井液和其他废物的处置或其他排放(例如进入注水井)有关的环境、健康和安全法律法规、对钻井和完井作业以及原油和天然气运输施加条件或限制的法律法规，以及其他法律法规，如税收法规；
•可获得并及时发放所需的联邦、州、部落和其他许可证和许可证，这些许可证和许可证可能受到(除其他外)钻探禁令或限制、政府停摆或其他暂停或延误政府服务的不利影响；
•财产，包括矿产许可证和租约、管道、原油拖车和合格司机以及收集、加工、压缩、储存、运输、销售和出口原油、天然气和相关商品的设施和设备的供应情况、相关费用和合同安排的条款；以及
•钻机、水力压裂服务、加压泵设备和用品、管材、水、砂、处置设施、合格人员和其他必要设施、设备、材料、用品和服务的成本、短缺或延误。
由于上述任何因素或其他因素，我们未能收回对油井的投资、我们的钻井业务或我们第三方运营商的成本增加，和/或我们或我们的第三方运营商的钻井业务的缩减、延迟或取消，这些都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。在任何情况下，我们都可能会因为上述任何因素或其他因素而未能收回我们在油井上的投资，增加我们的钻井业务或第三方运营商的成本，和/或削减、延迟或取消我们的钻井业务或第三方运营商的钻井业务。 有关我们原油和天然气业务固有的风险、潜在损失和负债的相关讨论，请参阅紧随其后的风险因素。
我们的原油、天然气和天然气业务以及支持活动和业务涉及许多风险，使我们面临潜在的损失和责任，而保险可能无法完全保护我们免受这些风险和潜在的损失和责任的影响。
我们的原油、天然气和天然气业务以及支持活动和业务面临与勘探和钻探、生产、收集、加工、压缩、储存和运输原油和天然气相关的所有风险，包括以下风险：
•井喷和漏斗；
•井控失控；
•原油泄漏、天然气泄漏、地层水(即采出水)泄漏和管道破裂；
•油管失效和套管坍塌；
•原油、天然气、地层水、钻井液流量不可控；
•排放化学品、废物或者污染物；
•冬季风暴、洪涝、热带风暴、飓风等恶劣天气事件和其他自然灾害；
•火灾和爆炸；
•恐怖主义、破坏公物以及物理、电子和网络安全漏洞；
•压力异常或意想不到的地层；
•与原油、天然气和天然气的收集、加工、压缩、储存和运输有关或与之相关的泄漏或泄漏；以及
•用于支持我们的原油和天然气业务的收集、加工、压缩和运输设施和设备以及其他设施和设备发生故障或损坏。
如果发生上述任何事件，我们可能会因以下原因而招致损失、负债和其他额外成本：
•造成人员伤亡的；
•损坏、毁坏财产、设施、设备和原油、天然气储藏的；
•污染或者其他环境损害；
•监管调查和处罚以及清理和补救责任和费用；
•暂停或中断我们的业务，包括由于禁令；
•恢复运作所需的维修；以及
•遵守因此类事件而颁布的法律和法规。
我们根据我们认为是行业惯例的做法，按照我们认为审慎且在商业上可行的金额和成本，为许多(但不是全部)此类损失和责任提供保险。 然而，任何此类事件的发生以及因此类事件而产生的任何损失或债务(如果未投保或超出我们的保险覆盖范围)都将减少我们可用于运营的资金，进而可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
如果没有足够的收集、加工、压缩、储存、运输和出口设施和设备，我们销售和交付原油、NGL和天然气生产的能力可能会受到重大不利影响。
我们的原油、天然气和天然气产量的销售取决于许多我们无法控制的因素，包括第三方拥有的收集、加工、压缩、储存、运输和出口设施和设备的可用性、邻近程度和能力，以及与此相关的成本。 由于市场状况、监管原因、机械原因或其他因素或条件，我们可能暂时无法使用这些设施和设备，并且可能无法以我们认为可接受的条款(如果有的话)在未来向我们提供这些设施和设备。 特别是，在某些较新的油田，收集、加工、压缩、储存、运输和出口设施和设备的能力可能不足以容纳现有和新油井的潜在产量。 此外，缺乏融资、建设和许可延迟、许可成本和监管或其他限制可能会限制或延迟第三方或我们对新的收集、加工、压缩、储存、运输和出口设施和设备的建设、制造或其他采购，并且我们可能会在访问将我们的生产运输到销售或交货点所需的管道、收集系统或铁路系统时遇到延迟或增加的成本。
任何影响收集、加工、压缩、储存、运输和出口设施和设备或这些设施和设备可用性的市场或其他条件的重大变化，包括由于我们未能或无法以我们可以接受的条款或完全接受的条款使用这些设施和设备，都可能对我们的业务产生重大不利影响，进而影响我们的财务状况和经营业绩。
我们的部分原油、NGL和天然气生产可能会受到中断，这可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们的部分原油、NGL和天然气生产可能会因各种原因而不时中断或关闭，这些原因包括但不限于事故、天气条件、无法获得收集、加工、压缩、储存、运输、炼油或出口设施或设备或现场劳工问题，或故意由于我们认为不经济的市场条件造成的结果，如原油、NGL或天然气价格。 如果我们的大量生产中断或关闭，我们的现金流以及反过来，我们的财务状况和经营结果可能会受到实质性的不利影响。
我们对我们不经营的物业上的活动的控制是有限的。
我们拥有权益的一些物业由其他公司经营，涉及第三方工作权益拥有人。 因此，我们影响或控制该等物业的营运或未来发展的能力有限，包括遵守环保、安全及其他规定，或我们须为该等物业提供资金的资本开支数额。 此外，我们亦依赖这些项目的其他营运权益拥有人，为他们在合约上分担的这类项目的资本开支提供资金。 此外，在原油、NGL或天然气价格较低的时期，第三方运营商还可以决定关闭或减产油井，或者封堵和放弃边际油井。 这些限制以及我们对运营商和第三方工作权益所有者的依赖可能会导致我们产生意想不到的未来成本，降低产量，并对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
如果我们收购原油、NGL和天然气资产，如果我们未能充分识别现有和潜在的问题，未能准确估计储量、生产率或成本，或未能有效地将收购的资产整合到我们的运营中，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。
我们不时寻求收购原油和天然气资产-例如，我们2016年10月与耶茨石油公司(Yates Petroleum Corporation)及其某些附属实体的合并和相关资产购买交易。 尽管我们以我们认为适当勤勉且符合行业惯例的方式对将要收购的物业进行审查，但对记录和物业的审查不一定会揭示现有或潜在的问题(例如所有权或环境问题)，也不会允许我们充分熟悉这些物业以全面评估其不足之处和潜力。 即使发现物业有问题，我们也往往会根据收购协议，承担与收购物业有关的环境及其他风险和责任。
此外，在估计原油和天然气储量(如上文进一步讨论)、未来实际生产率和与收购物业相关的成本时存在许多固有的不确定性。实际储量、产量和成本可能与我们估计的有很大不同。此外，收购可能会对我们的业务和运营结果产生实质性的不利影响，特别是在收购物业的运营被整合到我们正在进行的运营中，或者如果我们无法有效地将收购的物业整合到我们的持续运营中的时候。
油气勘探和生产行业竞争激烈，我们的一些竞争对手拥有比我们更多的资源。
我们与大型综合性石油和天然气公司、政府附属的石油和天然气公司以及其他独立的石油和天然气公司竞争，以获得勘探、开发、生产、营销和运输原油、NGL和天然气所需的许可证和租赁、物业和储量，以及获得必要的设施、设备、材料、服务和员工和其他人员(包括地质学家、地球物理学家、工程师和其他专家)。我们的某些竞争对手拥有比我们拥有的更多的财政和其他资源，并在我们可能寻求新的或扩大进入的国家或地区建立了战略性的长期地位或牢固的政府关系。因此，我们可能在某些方面处于竞争劣势，例如在竞标钻探权或获得必要的服务、设施、设备、材料和人员方面。此外，在应对影响原油、天然气和天然气需求的因素时，我们规模较大的竞争对手可能具有竞争优势，例如全球价格和产量水平的变化，以及替代燃料的成本和可获得性。我们还面临来自可再生能源等竞争能源的竞争。
与我们的国际业务相关的风险
我们在其他国家开展业务，因此面临一定的政治、经济和其他风险。
我们在美国以外的司法管辖区的业务受到海外业务固有的各种风险的影响。 除其他风险外，这些风险包括：
•增加税收和政府特许权使用费；
•改变管理外国公司经营的法律和政策；
•因征用、国有化、恐怖主义行为、战争、内乱和其他政治风险造成的收入损失、设备、财产和其他资产的损失或损坏以及业务中断；
•单方面或强制重新谈判、修改或废止与政府实体的现有合同；
•由于主权豁免和外国对国际行动的主权原则，我们难以针对政府机构行使权利；以及
•货币限制或汇率波动。
我们的国际业务也可能受到美国法律和政策的不利影响，这些法律和政策影响着对外贸易和税收，包括关税或贸易或其他经济制裁；修改或退出国际贸易条约；以及美国政府不支持的有关参与抵制的法律。任何这些因素的实现都可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。
不利的汇率波动可能会对我们的经营业绩产生实质性的不利影响。
我们财务报表的报告货币是美元。 然而，我们的某些子公司位于美国以外的国家，拥有美元以外的功能货币。 其中一些外国子公司的资产、负债、收入和费用都是以美元以外的货币计价的。 为了编制我们的合并财务报表，我们必须按当时适用的汇率将这些资产、负债、收入和费用换算成美元。 因此，美元对其他货币价值的增减将影响我们合并财务报表中这些项目的金额，即使这些项目的金额在原始货币中没有变化。 这些转换可能会导致我们的运营结果在不同时期发生变化。 在截至2020年12月31日的财年，我们净营业收入的不到1%与我们的外国子公司的运营有关，这些子公司的功能货币不是美元。
与监管和法律事务相关的风险
美国新一届总统政府推行的监管、立法和政策变化可能会对油气勘探和生产行业产生实质性的不利影响。
2020年11月，小约瑟夫·R·拜登(Joseph R.Biden Jr.)当选为美国总统。在本届政府期间，可能会发布新的或修订的规则、法规和政策，并可能提出新的立法，这可能会影响石油和天然气勘探和生产行业。这些规则、条例、政策和立法除其他事项外，可能影响(I)允许在联邦土地上进行石油和天然气钻探，(Ii)租赁联邦土地用于石油和天然气开发，(Iii)监管温室气体(GHG)排放和/或与石油和天然气作业有关的其他气候变化相关事项，(Iv)在联邦土地上使用水力压裂，(V)计算联邦土地上石油和天然气生产的特许权使用费，以及(Vi)适用于石油和天然气的美国联邦所得税法。2021年1月27日，拜登总统发布了题为“应对国内外气候危机”的14008号行政命令，指示内政部长在符合适用法律的范围内，并与其他机构和利益攸关方协商，(I)在完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑之前，暂停批准在联邦土地或近海水域新的石油和天然气租约，以及(Ii)考虑是否调整与从联邦土地和近海水域开采的石油和天然气资源相关的特许权使用费，以说明
此外，该等监管、立法及政策改变可能(其中包括)导致额外的许可及披露要求、额外的经营限制及/或对钻井及完井作业或本公司业务的其他方面施加各种条件及限制，其中任何一项均可能导致营运延误、增加营运及合规成本及/或对本公司的业务及营运产生其他影响，并可能对本公司的业务、营运业绩及财务状况造成重大不利影响。
有关讨论，请参阅以下有关影响油气勘探和生产行业的立法和监管事项的风险因素。
我们要遵守政府的规定，特别是有关环保和安全的规定，便要付出一定的代价，将来可能会付出更大的代价。
我们的原油、NGL和天然气运营和支持活动受到联邦、州、部落和地方政府和监管机构的广泛监管，无论是在国内还是在我们开展业务的外国，政府和监管机构都会基于环境、健康、安全或其他考虑因素而中断或终止我们的业务。 此外，我们已经并将继续为遵守环境、健康、安全和其他法规的要求而招致成本。 此外，监管环境可能会以我们无法预测的方式发生变化，这可能会大幅增加我们的合规成本和/或对我们的业务和运营产生不利影响，进而对我们的运营结果和财务状况产生实质性的不利影响，包括最近的美国大选和政府更迭可能导致的任何变化(请参阅上面关于美国新政府的风险因素)。
具体地说，作为原油和天然气资产的现任或前任所有者或承租人和经营者，我们必须遵守各种联邦、州、部落、地方和外国有关向环境排放材料和保护环境的法规。 除其他事项外，这些规定可能会要求我们承担当前或过去作业产生的污染清理费用，使我们承担污染损害赔偿责任，并要求我们暂停或停止在受影响地区的作业。 这些法规的变化或补充，包括最近的美国大选和政府更迭可能导致的任何变化，都可能导致运营和合规成本增加，进而对我们的业务、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
水力压裂的监管主要是通过许可和其他合规要求在州和地方一级进行的，此外，一些州和地方政府已经或已经考虑对钻井和完井作业施加各种条件和限制。 美国环境保护署(U.S.Environmental Protection Agency，简称EPA)已经发布了与水力压裂相关的法规，还有各种其他建议在联邦一级监管水力压裂。 此外，拜登总统在竞选期间提出了在联邦土地和水域使用水力压裂的建议和立场。此外，2021年1月27日，拜登总统发布了题为“应对国内外气候危机”的14008号行政命令，指示内政部长在符合适用法律的范围内，并与其他机构和利益攸关方协商，在完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑之前，暂停批准在联邦土地或近海水域新的石油和天然气租约。
任何此类要求、限制、条件或禁令都可能导致运营延误，增加运营和合规成本，进一步可能延误或有效阻止从地层中开发原油和天然气，如果不使用水力压裂，这些地层在经济上是不可行的。 因此，我们的原油和天然气生产可能会受到实质性的不利影响。 有关水力压裂法规的更多讨论，请参见《水力压裂和其他操作的法规-美国》，第1项，商务法规。
我们将继续监测和评估我们业务所在地区的任何拟议或新的政策、立法、法规和条约，以确定对我们业务的影响，并在必要时采取适当行动。我们无法预测目前或未来提出的任何法律、法规或条约的时间、范围和效果，但这些法律、法规和条约(如果通过)的直接和间接成本(如果通过)可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生重大和不利的影响。 另请参阅下面关于多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法有关监管衍生品交易和参与此类交易的实体(如EOG)的条款的风险因素。
与温室气体排放和气候变化相关的法规、政府政策以及政府和企业倡议可能会对我们的运营产生重大影响，我们可能会在未来产生巨大的合规成本。
近年来，地方、州、联邦和国际监管机构越来越关注温室气体排放和气候变化问题。 例如，我们必须遵守美国环保署的规定，要求每年报告温室气体排放量。 此外，我们的石油和天然气生产和加工业务受美国环保局新的污染源性能标准的约束，这些标准适用于位于天然气生产集散站和增压站以及天然气加工厂的新建、改造和重建的原油和天然气井和设备的挥发性有机化合物排放。
在国际层面，2015年12月，美国参加了在法国巴黎举行的第21届联合国气候变化框架公约缔约方大会。 巴黎协定(在会议上通过)呼吁各国在全球气温和温室气体排放方面做出努力。 《巴黎协定》于2016年11月4日生效。 虽然美国于2020年11月4日退出了巴黎协定，但拜登总统于2021年1月20日发布了一项行政命令，承诺美国重新遵守巴黎协定。 此外，许多州和地方官员表示，他们打算加强努力，维护国际协议中规定的承诺。 此外，2021年1月27日，拜登总统发布了题为“应对国内外气候危机”的14008号行政命令，指示内政部长在符合适用法律的范围内，并与其他机构和利益相关者协商，考虑是否调整与从联邦土地和近海水域开采的石油和天然气资源相关的特许权使用费，以计入相应的气候成本。
《巴黎协定》以及随后的国内和国际法规和政府政策可能会对原油、天然气和其他化石燃料产品的市场产生不利影响，并对从事原油、天然气和其他化石燃料产品勘探和生产的公司的业务和运营产生不利影响。 我们无法预测目前提出的或未来任何有关气候变化和温室气体排放的调查、法律、法规、条约或政策(包括新政府可能在美国颁布的任何法律和法规)的时间、范围和影响，但此类发展的直接和间接成本(如果颁布、发布或应用)可能会对我们的运营、财务状况和运营结果产生实质性和不利影响。 此外，对全球气候变化风险的日益关注增加了政府调查以及私人和公共诉讼的可能性，这可能会增加我们的成本，或者以其他方式对我们的业务产生不利影响。有关气候变化监管的更多讨论，请参见(I)项目1商业监管下的气候变化-美国和(Ii)上述关于美国新政府的风险因素。
此外，我们当前或未来与减少温室气体排放相关的内部举措的实现可能会增加我们的成本，包括要求我们购买排放信用或补偿，或者可能影响或以其他方式限制我们执行业务计划的能力。
此外，对全球气候变化风险的日益关注增加了政府调查以及私人和公共诉讼的可能性，这可能会增加我们的成本，或者以其他方式对我们的业务产生不利影响。
适用于原油和天然气勘探和生产公司的税收法律和法规可能会随着时间的推移而发生变化，这些变化可能会对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
不时有人提出立法，如果成为法律，将对适用于原油和天然气勘探和生产公司的美国联邦所得税法进行重大修改，例如关于无形钻探和开发成本的扣除和奖金税折旧。虽然这些具体的变化没有包括在2017年12月签署成为法律的减税和就业法案中，但无法准确预测未来是否会提出任何此类立法修改或类似或其他税法修改(例如，由美国新政府提出)，以及如果通过，任何此类立法的具体条款或生效日期将是什么。取消某些美国联邦所得税减免，以及对新的、联邦的、州的、地方的或非美国的税收(包括征收或增加生产税、遣散费或类似税)的任何其他改变或征收，都可能对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生实质性的不利影响。
此外，当局可能会建议立法，根据与燃料有关的温室气体排放量，对燃料的含碳量征收税项。 碳税通常会提高原油、天然气和天然气的价格。 这样的价格上涨可能会反过来减少对原油、天然气和天然气的需求，并对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生重大和不利的影响。
我们无法预测任何建议或颁布的税法修改的时间、范围和影响，但任何此类修改(如果通过)可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。我们将继续监测和评估任何拟议或颁布的税法修订，以确定对我们的业务、经营业绩和财务状况的影响，并在必要时采取适当行动。
有关衍生品交易的联邦立法和相关法规可能会对我们的对冲活动产生实质性的不利影响。
正如上文关于我们套期保值活动的风险因素所讨论的，我们使用衍生工具来对冲原油、NGL和天然气价格波动对我们运营业绩和现金流的影响。2010年，美国国会通过了《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(Dodd-Frank Act)，除其他事项外，该法案规定联邦政府对场外衍生品市场和参与该市场的实体进行监督，并要求商品期货交易委员会(CFTC)、美国证券交易委员会(SEC)以及某些监管银行和保险业的联邦机构(保诚监管机构) 通过实施“多德-弗兰克法案”的规则或条例，并提供“多德-弗兰克法案”中使用的术语的定义。 多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)规定了保证金要求，并要求某些类别的掉期交易的清算和交易执行做法，可能导致某些市场参与者需要限制其衍生品活动。 尽管实施多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)所需的一些规则尚未被采纳，但CFTC、SEC和保诚监管机构已经发布了许多规则，包括一项确立强制性清算的“最终用户”例外的规则(最终用户例外)，一项关于未清算掉期保证金的规则(保证金规则)，以及一项拟议中的头寸限制规则(持仓限制规则)。
就最终用户例外情况而言，我们有资格成为“非金融实体”，因此，我们有资格获得此类例外情况。 因此，我们的对冲活动不受强制结算或与强制结算相关的保证金要求的约束。 就保证金规则而言，我们也有资格成为“非金融最终用户”；因此，我们的未清算掉期不受监管保证金要求的约束。 最后，我们相信，根据持仓限制规则，我们的对冲活动将构成真正的对冲，如果该规则获得通过，我们将不会受到该规则的限制。 然而，我们的许多对冲交易对手和许多其他市场参与者没有资格获得最终用户例外，必须遵守强制性清算和与部分或全部其他掉期交易对手的掉期保证金规则，并可能受到头寸限制规则的约束。 此外，欧盟和其他非美国司法管辖区已经颁布了与衍生品相关的法律和法规(统称为外国法规)，适用于我们与受此类外国法规约束的交易对手的交易。
“多德-弗兰克法案”(Dodd-Frank Act)、根据该法案通过的规则以及外国法规可能会增加衍生品合约的成本，改变衍生品合约的条款，减少衍生品的可获得性以防范我们遇到的价格风险，降低我们将现有衍生品合约货币化或重组的能力，减少可用的交易对手数量，进而增加我们对信誉较差的交易对手的风险敞口。 如果我们因多德-弗兰克法案、相关法规或外国法规而减少了对衍生品的使用，我们的经营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能会变得更难预测，这可能会对我们规划和资助资本支出要求的能力产生不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。
新冠肺炎、网络安全等外部因素相关风险
传染病的爆发会对我们的业务、财务状况和经营业绩造成不利影响。
全球或国家的健康担忧，包括传染性疾病的广泛爆发，除其他影响外，可能会对全球经济产生负面影响，降低原油、天然气和NGL的需求和定价，导致运营中断，并限制我们执行业务计划的能力，其中任何一项都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。此外，任何传染性疾病爆发的影响的不确定性可能导致原油、天然气和天然气价格波动加剧。
例如，目前涉及高传染性和致病性冠状病毒(新冠肺炎)的大流行以及正在采取的应对和限制该病毒传播的措施对世界经济和金融市场产生了不利影响，导致经济下滑，对全球原油、天然气和天然气的需求和价格产生了负面影响，并可能继续产生负面影响。 事实上，由于“新冠肺炎”疫情引发的经济低迷和需求总体减少(以及某些外国石油出口国的原油供应过剩)，2020年上半年原油、天然气和液化石油气价格大幅下跌，对我们2020年可用于资本支出和其他运营费用的现金流金额、2020年上半年的运营业绩以及我们普通股的交易价格产生了实质性的不利影响。
虽然在2020年下半年，天然气和NGL的价格恢复到大流行前的水平，原油价格从2020年上半年的水平上升，但如果这种价格下跌再次出现并持续很长一段时间，我们的现金流和运营结果将受到进一步不利影响，我们普通股的交易价格也可能受到影响。 关于较低的商品价格和商品价格持续下跌对我们的潜在影响的进一步讨论，请参见本节第一个风险因素中的相关讨论。
此外，如果新冠肺炎疫情持续或恶化，我们还可能遇到大宗商品市场、设备供应链和劳动力供应中断的情况，这可能会对我们开展业务和运营的能力产生实质性的不利影响。 此外，如果由此导致的经济下滑持续或恶化，我们的客户和其他合同方可能无法不时支付欠我们的款项，也无法以其他方式履行他们对我们的合同义务，并可能无法为此目的进入信贷和资本市场。我们的客户和其他合同对手方的这种能力可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流产生实质性的不利影响。
关于新冠肺炎大流行，仍然存在太多的变数和不确定因素，包括疫情爆发的持续时间和严重程度，以及受影响国家实施的旅行限制和企业关闭的程度，因此无法全面评估对我们的业务、财务状况和运营结果的潜在影响。
我们的业务可能会受到安全威胁(包括网络安全威胁和其他中断)的实质性不利影响。
作为一家石油和天然气生产商，我们面临着各种安全威胁，包括(I)网络安全威胁，要求未经授权获取或控制我们的敏感信息，或使我们的数据或系统遭到破坏或无法使用；(Ii)对我们设施和基础设施的安全或第三方设施和基础设施的安全的威胁，例如收集、运输、加工、分离、提炼和出口设施；以及(Iii)恐怖主义行为的威胁。 这种潜在的安全威胁使我们的运营面临更大的风险，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。
我们广泛依赖信息技术系统，包括内部开发的软件、数据托管平台、实时数据采集系统、第三方软件、云服务以及其他内部或外部托管的硬件和软件平台，以(I)估计我们的石油和天然气储量，(Ii)处理和记录财务及运营数据，(Iii)处理和分析我们业务运营的所有阶段，包括勘探、钻探、完井、生产、运输、管道及其他相关活动，以及(Iv)与我们的员工和供应商、供应商及其他第三方进行沟通。 尽管我们已经实施并投资，并将继续实施和投资旨在保护我们的系统、定期识别和补救我们的系统及相关基础设施中的漏洞、监控和降低数据丢失风险和其他网络安全威胁的控制程序和保护措施(包括内部和外部人员)，但此类措施不能完全消除网络安全威胁，我们已经实施和投资的控制程序和保护措施可能被证明是无效的。
我们的系统和网络以及我们的业务伙伴的系统和网络可能成为网络安全攻击的目标，包括但不限于拒绝服务攻击；恶意软件；员工、内部人员或其他授权访问的人侵犯数据隐私；网络或网络钓鱼攻击；勒索软件；试图未经授权访问我们的数据和系统；以及其他电子安全漏洞。 如果这些安全漏洞中的任何一个发生，我们的正常运营，包括我们的钻井、完井、生产和公司职能都可能受到干扰，这可能会以各种方式对我们造成实质性的不利影响，包括但不限于以下几点：
•未经授权访问和发布我们的业务数据、储量信息、战略信息或其他敏感或专有信息，这可能会对我们争夺石油和天然气资源的能力产生重大不利影响，或降低我们相对于其他公司的竞争优势；
•在我们的钻探活动中，数据损坏、通信中断或其他操作中断，这可能导致我们无法达到预定目标或发生钻探事件；
•我们与生产相关的基础设施的数据损坏或运行中断，这可能导致生产损失或意外排放；
•未经授权访问和发布我们的特许权使用费所有者、员工和供应商的个人信息，这可能会使我们面临没有充分保护此类信息的指控；
•对供应商或服务提供商的网络安全攻击，这可能导致供应链中断，并可能延迟或停止我们的运营；
•对第三方采集、运输、加工、分馏、提炼或出口设施的网络安全攻击，可能导致对我们生产的需求减少或延迟或阻止我们运输和销售我们的产品，在任何一种情况下都会导致收入损失；
•涉及大宗商品交易所或金融机构的网络安全攻击可能会减缓或停止大宗商品交易，从而阻止我们销售我们的产品或从事套期保值活动，导致收入损失；
•故意破坏我们的财务或经营数据可能会导致违规事件，进而可能导致监管罚款或处罚；
•对通信网络或电网的网络安全攻击，可能导致运营中断，造成收入损失；以及
•对我们的自动化和监控系统的网络安全攻击，这可能导致生产损失和潜在的环境危害。
此外，与能源相关的资产等战略目标可能比美国的其他目标面临更大的恐怖袭击或网络安全攻击风险。 此外，外部数字技术控制着美国和国外几乎所有的原油和天然气分销和精炼系统，这些系统对于运输和营销我们的产品是必要的。 例如，针对原油和天然气分销系统的网络安全攻击可能(I)破坏关键的分销和储存资产或环境；(Ii)通过延迟或阻止向市场交付产品，扰乱能源供应和市场；以及(Iii)使准确计算产量和结算交易变得困难或不可能。
影响我们、我们的客户、供应商或与我们有业务往来的其他人和/或与能源相关的资产的任何此类恐怖攻击或网络安全攻击都可能对我们的业务产生实质性的不利影响，包括中断我们的运营、损害我们的声誉、失去交易对手的信任、报销或其他成本、合规成本增加、重大诉讼风险以及法律责任或监管罚款、处罚或干预。 虽然我们已经制定了业务连续性计划，但我们的系统和支持我们业务的基础设施可能会受到重大而广泛的中断，从而对我们的运营产生不利影响。 虽然我们继续发展和修改我们的业务连续性计划以及我们的网络威胁检测和缓解系统，但不能保证它们在避免中断和业务影响方面将是有效的。 此外，我们的保险可能不足以补偿我们由此造成的所有损失，而且将来为我们获得足够保险的成本可能会增加，一些保险可能会变得更难获得(如果有的话)。
虽然我们过去经历了有限的网络安全攻击，但我们没有因此而遭受任何损失，但不能保证我们未来不会遭受此类损失。 此外，随着技术的发展和网络安全威胁变得更加复杂，我们不断花费额外的资源来修改或增强我们的安全措施，以防范此类威胁，并定期识别和补救我们的信息系统和相关基础设施中可能检测到的任何漏洞，这些支出在未来可能会很大。 此外，持续和不断变化的网络安全攻击威胁导致法律和合规问题不断演变，包括监管对预防的关注增加，这可能需要我们花费大量额外资源来满足这些要求。
恐怖主义活动以及军事和其他行动可能对我们产生实质性和不利影响。
恐怖袭击和恐怖袭击(包括与网络有关的袭击)的威胁，无论是在国内还是国外，以及针对这些行为采取的军事或其他行动，都可能导致全球金融和能源市场的不稳定。 美国政府不时发布公开警告，表明与能源相关的资产，如运输和炼油设施，可能是恐怖组织的具体目标。
任何此类行动及其威胁，包括由此引发的任何政治不稳定或社会动荡，都可能以不可预测的方式对我们产生实质性不利影响，包括但不限于，能源供应和市场中断，原油和天然气总需求减少，原油和天然气价格波动加剧，我们所依赖的设施和其他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、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
天气和气候可能会对我们产生重大和不利的影响。
对原油和天然气的需求在一定程度上取决于天气和气候，这除了其他因素外，还会影响我们生产的大宗商品的价格，进而影响我们的现金流和运营结果。 例如，冬季相对温暖的气温通常会导致对天然气的需求相对较低(因为用于住宅和企业供暖的天然气较少)，因此该季节天然气生产的价格也较低。
此外，公众一直在讨论气候变化可能与更频繁或更极端的天气事件、气温和降水模式的变化、地下水和地表水可用性的变化以及其他相关现象有关，这些现象可能会影响我们的部分或全部行动。 我们的勘探、开采和开发活动和设备可能会受到极端天气事件的不利影响，如墨西哥湾的冬季风暴、洪水和热带风暴和飓风，这些事件可能会因临时停止活动或损坏设施和设备而造成生产损失。 此类极端天气事件也可能影响我们的其他业务领域，包括使用我们的钻井和生产设施进行日常操作、维护和维修，安装和运营收集、加工、压缩、储存、运输和/或出口设施，以及能否获得必要的第三方服务，例如收集、加工、压缩、储存和运输服务以及出口服务。 这种极端天气事件和天气模式的变化可能会对我们的业务产生实质性的不利影响，进而影响我们的财务状况和经营业绩。
项目1B。未解决的员工意见
不适用。
第二项：特性
油气勘探与生产--性质与储量
储备信息。有关EOG的原油和凝析油、天然气液体(NGL)和天然气的净探明储量的估计和讨论、EOG储量估计的编制者的资格、EOG的独立石油顾问以及EOG与其储量估计有关的流程和控制，请参阅“合并财务报表的补充信息”。
在估计已探明储量数量、预测未来产量和开发支出时间时，存在许多固有的不确定性，包括许多生产商无法控制的因素。“合并财务报表补充信息”中的储备数据仅代表估计。储量工程是一个复杂的、主观的过程，用来估算地下原油、凝析油、天然气和天然气的储量，而这些储量是无法精确测量的。因此，储量估算的准确性取决于可用数据的数量和质量，以及工程和地质解释和判断。因此，不同工程师的估算通常是不同的。此外，钻井、测试和生产的结果，或者估计日期之后大宗商品价格的波动，可能会证明对这种估算进行修正(向上或向下)是合理的。因此，储量估算往往与最终的数量不同。因此，储量估算通常不同于最终的数量。此外，在估算日期之后，钻井、测试和生产的结果或大宗商品价格的波动可能会证明修正这种估算是合理的(向上或向下)。因此，储量估算往往与最终的数量不同这些估计的意义在很大程度上取决于它们所依据的假设的准确性。有关讨论，请参阅项目1A，风险因素，以及“合并财务报表的补充信息”。
一般来说，原油和天然气属性的产量随着储量的生产而下降。除非EOG获得包含已探明储量的更多资产，进行成功的勘探、开采和开发活动，或者通过工程研究确定更多的管后区或二次采油储量，否则EOG的已探明储量将随着储量的生产而下降。因此，未来的产量高度依赖于这些活动的成功程度。有关讨论，请参阅项目1A，风险因素。EOG向其他联邦机构提交的储量估算与“综合财务报表补充信息”中的信息一致。
种植面积。下表汇总了EOG截至2020年12月31日的已开发和未开发的总面积和净面积。排除的是EOG的权益仅限于自有特许权使用费、凌驾于特许权使用费和其他类似权益的面积。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 开发 | | 未开发 | | 总计 |
| | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 2,528,907 | | | 1,887,080 | | | 2,871,470 | | | 1,983,209 | | | 5,400,377 | | | 3,870,289 | |
| 特立尼达 | 79,410 | | | 67,580 | | | 201,302 | | | 115,168 | | | 280,712 | | | 182,748 | |
| 中国 | 130,548 | | | 130,548 | | | — | | | — | | | 130,548 | | | 130,548 | |
| 加拿大 | 30,771 | | | 27,513 | | | 19,197 | | | 19,197 | | | 49,968 | | | 46,710 | |
| 阿曼 | — | | | — | | | 8,400,348 | | | 7,828,089 | | | 8,400,348 | | | 7,828,089 | |
| 总计 | 2,769,636 | | | 2,112,721 | | | 11,492,317 | | | 9,945,663 | | | 14,261,953 | | | 12,058,384 | |
我们大多数未开发的石油和天然气租约，特别是在美国，如果最初的油井不在规定的时间内钻探，通常是三到五年，那么租约就会到期。 如果不建立生产或我们没有采取其他行动延长租约期限或获得特许权，2021年将有大约20万英亩净英亩到期，2022年将有20万英亩净英亩到期，2023年将有10万英亩净英亩到期。 截至2020年12月31日，没有已探明的未开发储量(PUD)与此类未开发面积相关。 在正常业务过程中，根据我们对某些地质趋势和未来经济的评估，我们已经允许某些租赁面积到期，并可能允许未来更多的面积到期。
我们的许多石油和天然气租约都足够容纳一个以上的生产单位。在我们未开发的土地中，包括在如此大的生产租约中的非生产面积。
管理我们在阿曼勘探项目相关面积的协议将于2024年到期，其中某些条款允许在发现商业发现的情况下延长期限。
生产井总结。下表代表了EOG的总产量和净产量，其中包括2482口我们持有特许权使用费权益的油井。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油 | | 天然气 | | 总计 |
| | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 9,658 | | | 6,724 | | | 3,985 | | | 1,942 | | | 13,643 | | | 8,666 | |
| 特立尼达 | 2 | | | 1 | | | 33 | | | 27 | | | 35 | | | 28 | |
| 中国 | — | | | — | | | 36 | | | 36 | | | 36 | | | 36 | |
| 加拿大 | — | | | — | | | 1 | | | — | | | 1 | | | — | |
总计(1) | 9,660 | | | 6,725 | | | 4,055 | | | 2,005 | | | 13,715 | | | 8,730 | |
(1)截至2020年12月31日，法国EOG运营了9491口毛产量和8394口净产量的原油和天然气井。总原油和天然气井包括142口多次完井的井。
钻探和收购活动*在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，EOG分别花费37亿美元、66亿美元和64亿美元用于勘探和开发钻探、设施以及收购租赁和生产物业，包括分别为1.17亿美元、1.86亿美元和7000万美元的资产报废义务。下表列出了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的原油和天然气井总额结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 总开发井竣工 | | 总探井完工量 |
| | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 | | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 |
| 2020 | | | | | | | | | | | | | | | |
美国 | 580 | | | 13 | | | 15 | | | 608 | | | 3 | | | — | | | 4 | | | 7 | |
特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | — | | | 3 | |
中国 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
总计 | 580 | | | 13 | | | 15 | | | 608 | | | 3 | | | 3 | | | 4 | | | 10 | |
| 2019 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 833 | | | 26 | | | 14 | | | 873 | | | 4 | | | — | | | 1 | | | 5 | |
| 特立尼达 | — | | | 1 | | | — | | | 1 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 中国 | — | | | 2 | | | — | | | 2 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 总计 | 833 | | | 29 | | | 14 | | | 876 | | | 4 | | | — | | | 3 | | | 7 | |
| 2018 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 834 | | | 39 | | | 22 | | | 895 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 中国 | — | | | 1 | | | — | | | 1 | | | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
| 总计 | 834 | | | 40 | | | 22 | | | 896 | | | — | | | 2 | | | 1 | | | 3 | |
下表列出了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的净原油和天然气井完井结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净开发井完井 | | 净探井完井 |
| | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 | | 原油 | | 天然气 | | 干井 | | 总计 |
| 2020 | | | | | | | | | | | | | | | |
美国 | 516 | | | 12 | | | 15 | | | 543 | | | 2 | | | — | | | 3 | | | 5 | |
特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
中国 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
总计 | 516 | | | 12 | | | 15 | | | 543 | | | 2 | | | 2 | | | 3 | | | 7 | |
| 2019 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 721 | | | 22 | | | 12 | | | 755 | | | 4 | | | — | | | 1 | | | 5 | |
| 特立尼达 | — | | | 1 | | | — | | | 1 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 中国 | — | | | 2 | | | — | | | 2 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 总计 | 721 | | | 25 | | | 12 | | | 758 | | | 4 | | | — | | | 3 | | | 7 | |
| 2018 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 704 | | | 37 | | | 18 | | | 759 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 特立尼达 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 中国 | — | | | 1 | | | — | | | 1 | | | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
| 总计 | 704 | | | 38 | | | 18 | | | 760 | | | — | | | 2 | | | 1 | | | 3 | |
EOG参与了截至2020年、2020年、2019年和2018年12月31日止年度的下表所列期末正在钻探或完工的油井的钻探工作：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 期末进行中的油井 |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 155 | | | 147 | | | 317 | | | 286 | | | 297 | | | 238 | |
| 特立尼达 | 1 | | | 1 | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | |
| 中国 | 3 | | | 3 | | | 3 | | | 3 | | | 4 | | | 4 | |
| 阿曼 | 1 | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | 160 | | | 152 | | | 321 | | | 290 | | | 301 | | | 242 | |
该期末以前的在建油井表格中包括已经钻探但尚未完工的油井(Ducs)。为了有效地管理其资本支出，并在管理钻机和完井时间表方面提供灵活性，EOG将不定期地清点Ducs。截至2020年12月31日，与EOG的Ducs库存相关的净PUE约为84Mboe。根据EOG目前的钻探计划，所有这些Ducs预计将在自这些储量的原定预订日期起五年内完成。下表列出了EOG的Ducs，其中PUD已被预订，截至每个周期结束。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 期末已钻未完井 |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 | | 毛 | | 网 |
| | | | | | | | | | | |
| 美国 | 89 | | | 86 | | | 188 | | | 165 | | | 168 | | | 137 | |
| 中国 | 3 | | | 3 | | | 3 | | | 3 | | | 3 | | | 3 | |
| 总计 | 92 | | | 89 | | | 191 | | | 168 | | | 171 | | | 140 | |
截至每个期末，EOG收购了下表中列出的油井(不包括收购EOG之前分别在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度拥有权益的8口、11口和114口净井的额外权益)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 收购油井总数 | | 净收购油井 |
| | 粗品
油 | | 天然气 | | 总计 | | 粗品
油 | | 天然气 | | 总计 |
| 2020 | | | | | | | | | | | |
美国 | 80 | | | 3 | | | 83 | | | 70 | | | 3 | | | 73 | |
总计 | 80 | | | 3 | | | 83 | | | 70 | | | 3 | | | 73 | |
| 2019 | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 9 | | | 45 | | | 54 | | | 9 | | | 37 | | | 46 | |
| 总计 | 9 | | | 45 | | | 54 | | | 9 | | | 37 | | | 46 | |
| 2018 | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 15 | | | 13 | | | 28 | | | 10 | | | 6 | | | 16 | |
| 总计 | 15 | | | 13 | | | 28 | | | 10 | | | 6 | | | 16 | |
其他财产、厂房和设备。EOG的其他财产、厂房和设备主要包括支持EOG勘探和生产活动的收集、运输和加工基础设施资产、建筑物和砂子处理资产。EOG没有钻机、水力压裂设备或轨道车。EOG的所有钻井和完井活动都是在合同基础上与独立钻井承包商和其他第三方服务承包商进行的。
项目3.法律程序
请参阅合并财务报表附注8“或有”标题下的信息，该附注通过引用并入本文。
根据1934年“证券交易法”(经修订)颁布的S-K法规第103项要求披露根据联邦、州或地方环境法产生的某些诉讼，当政府当局是诉讼的一方，而这些诉讼涉及EOG合理地相信将超过指定门槛的潜在金钱制裁时。根据最近对这一项目的修订，EOG将使用100万美元的门槛来确定是否需要披露任何此类诉讼；EOG认为，低于这一门槛的诉讼对EOG的业务和财务状况并不重要。 应用这一门槛，截至2020年12月31日的季度和年度没有环境诉讼需要披露。
项目4.矿场安全资料披露
多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法第1503(A)节和S-K条例第104项(17 CFR 229.104)要求的有关矿山安全违规行为和其他监管事项的信息包含在本报告的附件95中。
第二部分
第五项。注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权的市场 有价证券
EOG的普通股在纽约证券交易所交易，股票代码为“EOG”。
截至2021年2月12日，EOG普通股的记录保持者约为2060人，受益所有者约为321,000人。
下表列出了EOG在指定时期的股票回购活动：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
期间 | | (a) 总计 数量 股票 购得(1) | | (b)
平均值
支付的价格
每股 | | (c)
总人数
以下列方式购买的股份
公开的一部分
已宣布的计划或
节目 | | (d) 最大数量 还没有到5月份的股票 在以下条件下购买 计划或计划(2) |
| | | | | | | | |
| 2020年10月1日-2020年10月31日 | | 3,892 | | | $ | 34.56 | | | — | | 6,386,200 | |
| 2020年11月1日-2020年11月30日 | | 3,678 | | | 41.84 | | | — | | 6,386,200 | |
| 2020年12月1日-2020年12月31日 | | 19,548 | | | 52.21 | | | — | | 6,386,200 | |
| 总计 | | 27,118 | | | $ | 48.27 | | | | | |
(1)截至2020年12月31日的季度的27,118股股票和2020年全年的389,613股股票全部包括由EOG扣留或退还给EOG的股票(I)履行因行使员工股票期权或股票结算股票增值权或授予限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予而产生的预扣税款义务，或(Ii)支付员工股票期权的行使价。所有这些股票不计入EOG的1000万股总股份回购授权范围内。(I)在行使员工股票期权或股票结算股票增值权或授予限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予时产生的预扣义务，或(Ii)支付员工股票期权的行使价。这些股票不计入EOG的1000万总股票回购授权
(2)二零零一年九月，董事会授权回购EOG最多10,000,000股普通股。(2020年内，EOG没有根据董事会授权的回购计划回购任何股份。EOG上一次根据该计划回购股票是在2003年3月。
比较股票表现
以下绩效图表和相关信息不应被视为“征集材料”，也不应向美国证券交易委员会“存档”，也不得通过引用将此类信息纳入根据1933年“证券法”(修订本)或1934年“证券交易法”(修订版)提交的任何未来文件中，除非EOG明确要求将此类信息视为“征集材料”或明确将此类信息通过引用纳入此类文件中。
下面显示的业绩图表将EOG普通股的五年累计总回报与标准普尔500指数(S&P 500)和标准普尔500石油天然气勘探与生产指数(S&P O&G E&P)的五年累计总回报进行了比较。该比较基于以下假设：
1.2015年12月31日，100美元分别投资于EOG普通股、标准普尔500指数和标准普尔O&G E&P指数。
2. 股息再投资。
五年累计总收益的比较
EOG，标准普尔500和标准普尔O&G E&P
(截至2020年12月31日的业绩结果)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2015 | | 2016 | | 2017 | | 2018 | | 2019 | | 2020 |
| EOG | $ | 100.00 | | | $ | 144.04 | | | $ | 154.79 | | | $ | 125.91 | | | $ | 122.37 | | | $ | 74.85 | |
| 标准普尔500指数 | $ | 100.00 | | | $ | 111.96 | | | $ | 136.40 | | | $ | 130.42 | | | $ | 171.49 | | | $ | 203.05 | |
| 标准普尔O&G E&P | $ | 100.00 | | | $ | 132.83 | | | $ | 124.46 | | | $ | 100.19 | | | $ | 112.23 | | | $ | 73.61 | |
项目6.选定的财务数据
(单位为千，每股数据除外)
因此，阅读以下选定的综合财务信息时，应结合项目7“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”和项目8“财务报表和补充数据”。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2020 | | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 |
| | | | | | | | | | |
| 损益表数据： | | | | | | | | | | |
营业收入和其他(1) | | $ | 11,032,048 | | | $ | 17,379,973 | | | $ | 17,275,399 | | | $ | 11,208,320 | | | $ | 7,650,632 | |
| 营业收入(亏损) | | $ | (544,016) | | | $ | 3,699,011 | | | $ | 4,469,346 | | | $ | 926,402 | | | $ | (1,225,281) | |
| 净收益(亏损) | | $ | (604,572) | | | $ | 2,734,910 | | | $ | 3,419,040 | | | $ | 2,582,579 | | | $ | (1,096,686) | |
| 每股净收益(亏损) | | | | | | | | | | |
| 基本信息 | | $ | (1.04) | | | $ | 4.73 | | | $ | 5.93 | | | $ | 4.49 | | | $ | (1.98) | |
| 稀释 | | $ | (1.04) | | | $ | 4.71 | | | $ | 5.89 | | | $ | 4.46 | | | $ | (1.98) | |
| 每股普通股股息 | | $ | 1.50 | | | $ | 1.0825 | | | $ | 0.81 | | | $ | 0.67 | | | $ | 0.67 | |
| 普通股平均股数 | | | | | | | | | | |
| 基本信息 | | 578,949 | | | 577,670 | | | 576,578 | | | 574,620 | | | 553,384 | |
| 稀释 | | 578,949 | | | 580,777 | | | 580,441 | | | 578,693 | | | 553,384 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | 2020 | | 2019 | | 2018 | | 2017 | | 2016 |
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| 资产负债表数据： | | | | | | | | | | |
| 财产、厂房和设备合计(净额) | | $ | 28,598,627 | | | $ | 30,364,595 | | | $ | 28,075,519 | | | $ | 25,665,037 | | | $ | 25,707,078 | |
总资产(2) (3) (4) | | 35,804,601 | | | 37,124,608 | | | 33,934,474 | | | 29,833,078 | | | 29,299,201 | |
| 债务总额 | | 5,816,405 | | | 5,175,443 | | | 6,083,262 | | | 6,387,071 | | | 6,986,358 | |
| 股东权益总额 | | 20,301,887 | | | 21,640,716 | | | 19,364,188 | | | 16,283,273 | | | 13,981,581 | |
(1)自2018年1月1日起，EOG通过了美国会计准则更新(ASU)2014-09年度的规定--《与客户的合同收入》(ASU 2014-09)。关于采用ASU 2014-09年度，EOG将与其美国部门内的某些加工和营销协议相关的天然气加工费作为收集和加工成本，而不是从天然气收入中扣除。天然气加工费列报的变化对营业收入、净收入或现金流没有影响。EOG选择采用修订的追溯方法，采用ASU 2014-09年度，截至2017年12月31日和2016年12月31日的年度没有重新分类金额(见合并财务报表附注1)。
(2)自2020年1月1日起，EOG通过了ASU 2016-13年度《金融工具信用损失计量》(ASU 2016-13)的规定。ASU 2016-13改变了金融资产和某些其他工具的减值模型，要求实体采用前瞻性预期损失模型，这将导致提前确认信贷损失。EOG选择采用修改后的追溯方法，对截至生效日期的留存收益进行累积效果调整，采用ASU 2016-13年度。2020年1月1日之前报告的财务业绩保持不变。采用ASU 2016-13年度对留存收益没有影响，EOG预计目前和未来的信贷损失都不会太大。EOG继续监测第三方公司的信用风险，以确定预期的信用损失是否会成为实质性的。
(3)自2019年1月1日起，EOG通过了ASU 2016-02《租赁(主题842)》(ASU 2016-02)的规定，要求承租人在综合资产负债表上确认使用权(ROU)资产和相关租赁负债，代表对某些租赁交易支付租赁款项的义务。EOG选择采用ASU 2016-02年度及其他相关ASU，采用经修订的追溯法，并对截至生效日期的留存收益期初余额进行累积效果调整。2019年1月1日之前报告的财务业绩保持不变。采用ASU 2016-02和其他相关华硕后，留存收益没有受到影响。见合并财务报表附注1和附注18。
(4)自2017年1月1日起，EOG通过了ASU 2015-17年度的规定，即“所得税(主题740)：递延税的资产负债表分类”(ASU 2015-17)，该规定通过取消将递延所得税负债和资产分为流动和非流动金额的要求，简化了递延税项在分类资产负债表中的列报。相反，ASU 2015-17要求所有递延税项负债和资产在分类资产负债表中显示为非流动资产。关于采用ASU 2015-17年度，EOG于2016年12月31日在其合并资产负债表上重报了1.6亿美元的递延税项负债至递延税项资产。
项目7.管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
概述
EOG Resources，Inc.及其子公司(统称为EOG)是美国最大的独立(非整合)原油和天然气公司之一，在美国、特立尼达和中国拥有已探明储量。EOG在一贯的业务和运营战略下运营，主要专注于通过控制运营和资本成本以及最大限度地提高储量采收率来最大化资本投资回报率。根据这一战略，每个预期钻探地点都根据其估计回报率进行评估。这项策略旨在以具成本效益的基础加强每单位生产的现金流和盈利的产生，使EOG能够带来股东价值的长期增长，并保持强劲的资产负债表。EOG主要通过强调钻探内部生成的前景来实施其战略，以发现和开发低成本储量。此外，维持尽可能低的运营成本结构，加上高效和安全的运营以及稳健的环境管理做法和业绩，是EOG战略实施中不可或缺的一部分。在EOG的战略实施过程中，EOG主要通过强调钻探内部生成的前景来实现其战略，而维持尽可能低的运营成本结构，加上高效和安全的运营以及稳健的环境管理做法和业绩，是EOG战略实施中不可或缺的一部分。
EOG在2020年实现了6.05亿美元的净亏损，而2019年的净收益为27.35亿美元。截至2020年12月31日，EOG的总估计净探明储量为32.2亿桶油当量(MMBoe)，较2019年12月31日减少109MBoe。2020年期间，原油、凝析油和天然气液体(NGL)净探明储量减少1.08亿桶(MMBbl)，天然气净探明储量自2019年12月31日起各减少90亿立方英尺或1MBoe。
最新发展动态
大宗商品价格。新冠肺炎大流行以及正在采取的应对和限制病毒传播的措施对世界经济和金融市场产生了不利影响，导致经济下滑，对全球原油和凝析油、液化石油气和天然气的需求和价格产生了负面影响，并可能继续产生负面影响。见项目1A，风险因素，以供进一步讨论。
2020年3月初，由于石油输出国组织(OPEC+)成员国和俄罗斯(OPEC+)未能就个别原油限产达成协议，沙特单方面降低了原油销售价格，并宣布增加原油产量。这些行动，加上新冠肺炎大流行对原油需求的影响，导致2020年3月和4月大宗商品价格大幅下跌。2020年4月，欧佩克+成员国达成协议，从2020年5月开始减产，一直持续到2022年4月，减产数量随着时间的推移而减少。随后有迹象表明欧佩克+遵守了这些商定的减产协议，再加上新冠肺炎对原油需求不断变化的影响，导致市场状况逐渐改善。2020年下半年，由于欧佩克+行动导致原油供应持续再平衡，以及新冠肺炎疫情对全球需求的持续影响，原油价格有所上涨，但仍明显低于2019年的平均价格。此外，天然气和天然气价格已恢复到大流行前的水平。
为了应对2020年的大宗商品价格环境，EOG减少了整个运营区域的活动，并减少了总资本支出。EOG还选择通过推迟新油井的初步生产、关闭或以其他方式削减现有产量来减少原油产量。
2021年初，欧佩克+成员国举行会议，同意在2021年3月之前逐步减少某些减产(2020年4月达成协议)。会后，沙特宣布将在2021年2月和2021年3月单方面再减产100万桶/日。这些声明对原油价格产生了积极影响。
由于(I)世界经济环境，(Ii)新冠肺炎疫情及其对世界经济和金融市场的持续影响，以及(Iii)欧佩克+成员国未来采取的任何行动，以及这些不确定性对全球原油和凝析油、液化石油气和天然气的供需产生的影响，欧佩克无法预测未来原油和凝析油、液化石油气和天然气价格可能发生的变化。然而，原油和凝析油、NGL和天然气的价格在历史上一直是波动的，预计这种波动将持续下去。有关讨论见项目1A，风险因素。
EOG将继续监测未来市场状况，并相应调整资本配置策略和生产前景，以便在保持强劲财务状况的同时实现股东价值最大化。
2020年选举。2020年11月，小约瑟夫·R·拜登(Joseph R.Biden Jr.)当选为美国总统。2021年1月27日，拜登总统发布了题为“应对国内外气候危机”的14008号行政命令，指示内政部长在符合适用法律的范围内，并与其他机构和利益攸关方协商，(I)在完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑之前，暂停批准在联邦土地或近海水域新的石油和天然气租约，以及(Ii)考虑是否调整与从联邦土地和近海水域开采的石油和天然气资源相关的特许权使用费，以说明 此外，在本届政府期间，可能会发布新的或修订的规则、法规和政策，并可能提出新的立法，这可能会影响石油和天然气勘探和生产行业。这些规则、条例、政策和立法除其他事项外，可能影响(I)允许在联邦土地上进行石油和天然气钻探，(Ii)租赁联邦土地用于石油和天然气开发，(Iii)监管温室气体排放和/或与石油和天然气作业有关的其他气候变化相关事项，(Iv)在联邦土地上使用水力压裂，(V)计算联邦土地上石油和天然气生产的特许权使用费支付，以及(Vi)适用于石油和天然气勘探和生产公司的美国联邦所得税法。请参阅第1项(业务)和第1A项(风险因素)中的“监管”以作进一步讨论。
EOG将继续监测和评估任何可能影响石油和天然气行业的行动，以确定对其业务和运营的影响，并在必要时采取适当行动。
运营
自2020年1月1日以来，出现了几个重要的事态发展。
美国。事实证明，EOG寻找具有巨大储备潜力的公司的努力是成功的。EOG继续在大面积地区钻探多口油井，这对EOG的原油和凝析油、NGL和天然气产量总共做出了重大贡献，并预计将继续做出重大贡献。EOG强调将其水平钻井和完井专业知识应用于非常规原油和富含液体的油藏。
2020年，EOG继续专注于提高前几年获得的钻井、完井和运营效率。这样的效率，再加上新的创新和更低的服务成本，导致2020年的运营、钻井和完井成本更低。此外，EOG继续评估某些潜在的原油和凝析油、NGL和天然气勘探和开发前景，并寻找机会通过租赁收购、自营交易、交易所或战术收购来增加钻井库存。在体积基础上，使用1.0桶原油和凝析油(NGL)与6.0万立方英尺天然气的比率计算，2020年和2019年，原油和凝析油和NGL产量分别约占美国产量的76%和77%。2020年期间，钻探和完井活动主要发生在特拉华盆地Play、Eagle Ford Play和落基山区。EOG在美国的主要产区在新墨西哥州和德克萨斯州。2020年第二季度，EOG推迟了大多数新完工油井的初步生产，并关闭了一些现有产量。2020年第三季度，EOG恢复了已完工油井的投产进程，关闭的遗留油井大部分恢复了生产。进一步讨论见项目1--业务--勘探和生产。
特立尼达。在特立尼达，EOG根据现有的供应合同继续输送天然气。东南海岸财团区块、改性U(A)区块、第4(A)区块、改性U(B)区块、榕树油田和Sercan地区的几个油田已经开发，正在生产天然气，出售给特立尼达和多巴哥国家天然气公司及其子公司，以及原油和凝析油，出售给遗产石油有限公司。
2020年，EOG在特立尼达钻了三口净井，完成了两口净井。剩余的净油井有一项正在评估中的发现。
其他国际公司。在中国四川盆地，EOG根据产量分享合同和其他相关协议，继续与其合作伙伴中石油合作，以确保生产不间断。白角场气田生产的所有天然气都根据长期合同出售给中石油。
2020年，EOG签订了两项与阿曼苏丹国(阿曼)探矿权和生产权相关的协议。其中一项协议导致EOG获得阿曼境内第36号区块的勘探权和生产权。第二份协议是一份内部协议，允许EOG分享第49号区块的勘探和生产权。根据该协议，EOG参与了截至2020年12月31日正在进行的一口总探井的钻探。
2020年3月，EOG开始退出加拿大业务。
EOG继续评估美国以外的其他精选原油和天然气机会，主要是通过在已发现本土原油和天然气储量的国家寻找开采机会。
资本结构
管理层的关键战略之一是保持强劲的资产负债表，与EOG的同行相比，债务与总资本的比率始终低于平均水平。EOG的债务与总资本的比率在2020年12月31日为22%，在2019年12月31日为19%。在此计算中，总资本代表总的流动和长期债务以及总股东权益的总和。
2020年4月1日，EOG在到期时偿还了2020年到期的2.45%高级债券的5亿美元本金总额。
于2020年4月14日，EOG完成发售2030年到期的4.375厘优先债券本金总额7.5亿美元及2050年到期的4.950厘优先债券本金总额7.5亿美元(合计为债券)。EOG从发行债券中获得14.8亿美元的净收益，这些债券用于偿还2020年6月1日到期的4.40%的优先债券(见下文)，并用于一般企业用途，包括资本支出的资金。
2020年6月1日，EOG在到期时偿还了2020年到期的4.40%高级债券的5亿美元本金总额。
2021年2月1日，EOG在到期时偿还了2021年到期的4.100厘优先债券的7.5亿美元本金总额。
2020年，EOG为勘探和开发以及其他财产、厂房和设备支出(不包括资产报废义务)提供了40亿美元(其中3.86亿美元为非现金)，偿还了10亿美元的长期债务本金总额，并向普通股股东支付了8.21亿美元的股息，主要是通过利用其经营活动提供的净现金、发行票据的净收益14.8亿美元和出售资产的净收益1.92亿美元。
预计2021年的总资本支出约为37亿至41亿美元，不包括收购和非现金交易。2021年支出的大部分将集中在美国原油钻探活动上。EOG在融资选择方面具有很大的灵活性，包括其商业票据计划下的借款、银行借款、其优先无担保循环信贷安排下的借款、联合开发协议和类似协议以及股票和债券发行。
管理层仍然相信EOG拥有EOG历史上最具前景的库存之一。当它符合EOG的战略时，EOG将进行收购，以支持现有的钻探计划或提供增量勘探和/或生产机会。
经营成果
以下对截至2020年12月31日的三年中每一年的运营情况的审查，应与EOG的合并财务报表及其从F-1页开始的注释一起阅读。
营业收入和其他
2020年，营业收入从2019年的173.8亿美元下降到110.32亿美元，降幅为63.48亿美元，降幅为37%。总井口收入是指EOG生产的原油和凝析油、NGL和天然气的销售收入，2020年下降了4,291美元，降幅为37%，从2019年的115.81亿美元降至72.9亿美元。2020年，来自原油、凝析油和NGL销售的收入约占井口总收入的89%，而2019年这一比例为90%。2020年，EOG确认金融大宗商品衍生品合约按市值计价的净收益为11.45亿美元，而2019年的净收益为1.8亿美元。2020年，采集、加工和营销收入减少了27.77亿美元，从2019年的53.6亿美元降至25.83亿美元。2020年资产处置的净亏损为4700万美元，主要是由于出售德克萨斯州和新墨西哥州的已探明物业和未经证实的租赁权的非现金财产交换，以及处置Marcellus页岩资产，而2019年资产处置的净收益为1.24亿美元。
截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的井口量价统计如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2020 | | 2019 | | 2018 | |
| | | | | | | |
原油和凝析油体积(MBbld)(1) | | | | | | | |
| 美国 | | 408.1 | | | 455.5 | | | 394.8 | | |
| 特立尼达 | | 1.0 | | | 0.6 | | | 0.8 | | |
其他国际组织(2) | | 0.1 | | | 0.1 | | | 4.3 | | |
| 总计 | | 409.2 | | | 456.2 | | | 399.9 | | |
原油和凝析油平均价格(美元/桶)(3) | | | | | | | |
| 美国 | | $ | 38.65 | | | $ | 57.74 | | | $ | 65.16 | | |
| 特立尼达 | | 30.20 | | | 47.16 | | | 57.26 | | |
其他国际组织(2) | | 43.08 | | | 57.40 | | | 71.45 | | |
| 复合材料 | | 38.63 | | | 57.72 | | | 65.21 | | |
天然气液体体积(MBbld)(1) | | | | | | | |
| 美国 | | 136.0 | | | 134.1 | | | 116.1 | | |
其他国际组织(2) | | — | | | — | | | — | | |
| 总计 | | 136.0 | | | 134.1 | | | 116.1 | | |
天然气液体平均价格(美元/桶)(3) | | | | | | | |
| 美国 | | $ | 13.41 | | | $ | 16.03 | | | $ | 26.60 | | |
其他国际组织(2) | | — | | | — | | | — | | |
| 复合材料 | | 13.41 | | | 16.03 | | | 26.60 | | |
天然气体积(MMcfd)(1) | | | | | | | |
| 美国 | | 1,040 | | | 1,069 | | | 923 | | |
| 特立尼达 | | 180 | | | 260 | | | 266 | | |
其他国际组织(2) | | 32 | | | 37 | | | 30 | | |
| 总计 | | 1,252 | | | 1,366 | | | 1,219 | | |
天然气平均价格(美元/mcf)(3) | | | | | | | |
| 美国 | | $ | 1.61 | | | $ | 2.22 | | | $ | 2.88 | | |
| 特立尼达 | | 2.57 | | | 2.72 | | | 2.94 | | |
其他国际组织(2) | | 4.66 | | | 4.44 | | | 4.08 | | |
| 复合材料 | | 1.83 | | | 2.38 | | | 2.92 | | |
原油当量体积(MBOED)(4) | | | | | | | |
| 美国 | | 717.5 | | | 767.8 | | | 664.7 | | |
| 特立尼达 | | 30.9 | | | 44.0 | | | 45.1 | | |
其他国际组织(2) | | 5.4 | | | 6.2 | | | 9.4 | | |
| 总计 | | 753.8 | | | 818.0 | | | 719.2 | | |
| | | | | | | |
MMBoe总数(4) | | 275.9 | | | 298.6 | | | 262.5 | | |
(1)不超过每天千桶或百万立方英尺(视情况而定)。
(2)其他国际业务包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。英国业务于2018年第四季度出售。
(3)美元/桶或每千立方英尺(以适用者为准)。不包括金融商品衍生工具的影响(见综合财务报表附注12)。
(4)每日千桶油当量或百万桶油当量(视情况而定)；包括原油和凝析油、NGL和天然气。原油当量体积是使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0千立方英尺天然气的比率来确定的。MMBoe的计算方法是将MBoed数量乘以期间的天数，然后除以1000。
2020年与2019年相比。2020年井口原油和凝析油收入从2019年的96.13亿美元下降到57.86亿美元，降幅为38.27亿美元，降幅为40%，主要原因是综合平均井口原油和凝析油价格下降(28.6亿美元)以及产量下降(9.67亿美元)。EOG 2020年的综合井口原油和凝析油价格下跌33%，至每桶38.63美元，而2019年为每桶57.72美元。2020年井口原油和凝析油产量下降10%，至409MBbld，而2019年为456MBbld。产量下降主要出现在鹰滩和落基山区，部分被二叠纪盆地产量增加所抵消。
2020年NGL收入从2019年的7.84亿美元下降到6.68亿美元，降幅为1.16亿美元，降幅为15%，这主要是由于井口NGL的综合平均价格较低(1.3亿美元)，但部分被产量增加(1300万美元)所抵消。2020年，EOG的综合平均井口NGL价格下降了16%，至每桶13.41美元，而2019年为每桶16.03美元。2020年NGL产量增长1%，达到136MBbld，而2019年为134MBbld。增加的产量主要在二叠纪盆地，部分被鹰福特油田的减产所抵消。
2020年井口天然气收入从2019年的11.84亿美元下降至8.37亿美元，降幅为29%，降幅为3.47亿美元，主要原因是综合井口天然气价格下降(2.51亿美元)和天然气交付量减少(9600万美元)。2020年，EOG的综合平均井口天然气价格下降了23%，至每立方米1.83美元，而2019年为每立方米2.38美元。2020年天然气交货量下降8%，至1,252MMcfd与1,366MMcfd将于2019年上市。产量下降的主要原因是特立尼达、Marcellus页岩和落基山脉地区的天然气产量下降，部分抵消了二叠纪盆地伴生天然气产量的增加。
2020年，EOG确认金融商品衍生品合约按市值计价的净收益为11.45亿美元，其中包括原油、NGL和天然气金融衍生品合约结算收到的现金净额10.71亿美元。2019年，EOG确认金融大宗商品衍生品合约按市值计价的净收益为1.8亿美元，其中包括原油和天然气金融衍生品合约结算收到的现金净额2.31亿美元。
收集、加工和营销收入是销售第三方原油、NGL和天然气产生的收入，以及与收集第三方天然气相关的费用和销售EOG拥有的砂的收入。可以利用第三方原油和天然气的购买和销售来平衡某些地区的稳定运输能力和产量，并利用EOG拥有的设施的过剩产能。EOG出售沙子是为了平衡公司购买协议与完井运营的时机，并利用EOG拥有的设施的过剩产能。营销成本是指购买第三方原油、天然气和沙子的成本以及相关的运输成本，以及与出售给第三方的EOG拥有的沙子相关的成本。
与2019年相比，2020年收集、加工和营销收入减去营销成本减少了1.24亿美元，这主要是由于原油和凝析油营销活动的利润率较低。2020年原油营销活动的利润率受到等待交付给客户的库存原油价格下跌以及EOG于2020年第二季度初决定通过按固定价格安排出售2020年5月和6月交货来降低大宗商品价格波动的负面影响。
2019年与2018年相比。2019年井口原油和凝析油收入从2018年的95.17亿美元增加到96.13亿美元，增幅为9600万美元，增幅为1%，这主要是由于产量增加(13.51亿美元)；部分抵消了较低的综合平均井口原油和凝析油价格(12.55亿美元)。与2018年的每桶65.21美元相比，EOG 2019年的综合井口原油和凝析油价格下降了11%，至每桶57.72美元。2019年井口原油和凝析油产量同比增长14%，达到4.56亿桶/日，而2018年为4亿桶/天。增产主要集中在二叠纪盆地和鹰滩地区。
2019年NGL收入从2018年的11.27亿美元下降至7.84亿美元，降幅为3.43亿美元，降幅为30%，主要原因是综合平均井口NGL价格较低(5.18亿美元)，但部分被产量增加(1.75亿美元)所抵消。与2018年的每桶26.60美元相比，EOG的综合平均井口NGL价格在2019年下降了40%，至每桶16.03美元。2019年NGL产量增长16%，达到1.34亿桶/日，而2018年为1.16亿桶/天。增产主要在二叠纪盆地。
2019年井口天然气收入从2018年的13.02亿美元下降到11.84亿美元，降幅为9%，主要原因是综合井口天然气价格较低(2.8亿美元)，部分被天然气交货量增加(1.62亿美元)所抵消。2019年，EOG的综合平均井口天然气价格下降了18%，至每立方米2.38美元，而2018年为每立方米2.92美元。与2018年的1,219 MMcfd相比，2019年天然气交货量增长了12%，达到1,366 MMcfd。产量增加的主要原因是二叠纪盆地伴生天然气产量增加和南得克萨斯州天然气产量增加导致美国交货量增加。
2019年，EOG确认金融大宗商品衍生品合约按市值计价的净收益为1.8亿美元，其中包括原油和天然气金融衍生品合约结算收到的现金净额2.31亿美元。2018年，EOG确认金融大宗商品衍生品合约按市值计价的净亏损1.66亿美元，其中包括为原油和天然气金融衍生品合约结算支付的现金净额2.59亿美元。
与2018年相比，2019年收集、加工和营销收入减去营销成本减少了1800万美元，这主要是由于原油和凝析油营销活动的利润率较低，但天然气营销活动的利润率较高部分抵消了这一影响。
运营和其他费用
2020年与2019年相比*2020年，运营费用为115.76亿美元，比2019年的136.81亿美元减少了21.05亿美元。 下表列出了截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度每桶油当量(BOE)成本：
| | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 |
| | | |
| 租赁和水井 | $ | 3.85 | | | $ | 4.58 | |
| 运输成本 | 2.66 | | | 2.54 | |
| 折旧、损耗和摊销(DD&A)- | | | |
| 油气属性 | 11.85 | | | 12.25 | |
| 其他财产、厂房和设备 | 0.47 | | | 0.31 | |
| 一般事务和行政事务(G&A) | 1.75 | | | 1.64 | |
| 净利息支出 | 0.74 | | | 0.62 | |
总计(1) | $ | 21.32 | | | $ | 21.94 | |
(1)总额不包括收集和加工成本、勘探成本、干井成本、减值、营销成本和收入以外的税收。
与2019年相比，影响2020年单位租赁率和油井成本构成的主要因素、运输成本、DD&A、G&A和净利息支出如下。有关产量的讨论，请参阅上面的“营业收入和其他”。
租赁和油井费用包括EOG运营物业的费用，以及EOG不是物业运营商的其他运营商向EOG开具账单的费用。租赁和油井费用可分为以下几类：运营和维护原油和天然气井的成本，修井和租赁的成本以及油井管理费用。运营和维护成本包括抽水服务、盐水处理、设备维修和维护、压缩费用、租赁维护以及燃料和电力。其他修井费用包括恢复运营的成本和燃料和电力。其他运营和维护成本包括抽水服务、盐水处理、设备维修和维护、压缩费用、租赁维护以及燃料和电力。其他修井费用包括恢复运营的成本
随着EOG试图在维持高效、安全和对环境负责的运营的同时维持和提高产量，上述每一类成本都会不时波动。EOG不断通过在现有和新区域钻探新油井来增加运营活动。这些现有和新区域内的运营和维护成本，以及供应商向EOG收取的服务成本，都会随着时间的推移而波动。
2020年的租赁和油井费用为10.63亿美元，比2019年的13.67亿美元减少了3.04亿美元，这主要是因为美国(1.57亿美元)和加拿大(2500万美元)的运营和维护成本较低，美国的修井支出较低(1.03亿美元)，以及美国的租赁和油井管理费用较低(1200万美元)。美国的租赁和油井费用下降的主要原因是产量减少、效率提高和服务成本降低导致经营活动减少。
运输成本是指将碳氢化合物产品从租赁或EOG收集系统的聚集点运送到下游销售点的相关成本，运输成本包括运输费、压缩成本(压缩天然气以满足管道压力要求的成本)、脱水成本(与从天然气中去除水分以满足管道要求相关的成本)、集聚费和燃料成本。
2020年的运输成本为7.35亿美元，比2019年的7.58亿美元减少了2300万美元，这主要是由于沃斯堡盆地巴尼特页岩(2700万美元)、落基山区(2400万美元)和鹰福特(2000万美元)的运输成本下降，部分抵消了二叠纪盆地运输成本的增加(5600万美元)。
已探明油气性质成本的DD&A采用单位产量法计算。EOG的DD&A费率和费用是无数DD&A组单独计算的结果。有几个因素可以影响EOG的综合DD&A费率和费用，如油田生产剖面、钻井或获取新井、现有油井的处置和主要与油井动态有关的储量修订(向上或向下)。经济因素和减值。这些因素的变化可能会导致EOG的综合DD&A比率和费用在不同时期波动。其他财产、厂房和设备成本的DD&A一般是在资产的使用年限内使用直线折旧法计算的。
2020年的DD&A费用从2019年的37.5亿美元减少到34亿美元。2020年与油气资产相关的DD&A费用比2019年减少了3.9亿美元，主要原因是美国(2.22亿美元)和特立尼达(2200万美元)的产量下降，以及美国的单位价格下降(1.5亿美元)。美国的单价下降主要是由于准备金上调，以及由于效率提高而以更低的成本增加了准备金。2020年与其他物业、厂房和设备相关的DD&A费用比2019年高出4000万美元，主要是由于与收集和存储资产和设备相关的费用增加。
2020年的G&A费用为4.84亿美元，比2019年的4.89亿美元减少了500万美元，这主要是由于与员工相关的费用(4300万美元)以及专业和其他服务(700万美元)的减少，部分被闲置设备和终止费(4600万美元)所抵消。
2020年净利息支出为2.05亿美元，比2019年高出2,000万美元，主要原因是2019年4月发行债券(5,100万美元)和资本化利息(700万美元)，部分抵消的是2019年6月偿还2019年到期的本金总额5.625的优先债券(2,100万美元)，2020年6月偿还2020年到期的本金总额4.40%优先债券的5亿美元(1,300万美元)，以及2020年4月偿还本金总额2.45%的5亿美元优先债券(1,300万美元)。
收集和加工成本是指与运营EOG的收集和加工资产相关的运营和维护费用和行政费用，以及支付给第三方的天然气加工费和某些NGL分馏费。EOG付钱给第三方来处理其大部分天然气生产，以提取NGL。
与2019年的4.79亿美元相比，2020年的采集和加工成本减少了2000万美元，降至4.59亿美元，这主要是由于鹰福特(1600万美元)的运营成本降低，以及鹰福特(900万美元)和沃斯堡盆地巴尼特页岩(500万美元)的采集和加工费降低；部分被二叠纪盆地增加的采集和加工费(1500万美元)所抵消。
2020年1.46亿美元的勘探成本比2019年的1.4亿美元增加了600万美元，这主要是因为美国的地质和地球物理支出增加(1500万美元)，但部分被美国一般和行政费用的减少(800万美元)所抵消。
减值包括：未探明油气资产成本的摊销以及已探明油气资产的减值；其他物业、厂房和设备；以及其他资产。将收购成本不是个别重大的未探明物业汇总起来，估计此类成本中非生产性的部分将在剩余的租赁期内摊销。单独评估具有重大收购成本的未探明物业的减值。当情况表明已探明的财产可能受损时，EOG将DD&A集团层面的预期未贴现未来现金流与该资产的未摊销资本化成本进行比较。如果基于EOG对未来原油、NGL和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据的估计(和假设)，预期未贴现未来现金流低于未摊销资本化成本。资本化成本降至公允价值。公允价值通常使用财务会计准则委员会会计准则编纂(ASC)的公允价值计量主题中描述的收益法来计算。o在某些情况下，EOG利用接受的第三方购买者的报价作为确定公允价值的基础。
下表代表截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度减值(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 |
| | | |
| 证明性质 | $ | 1,268 | | | $ | 207 | |
| 未证明的性质 | 472 | | | 220 | |
| 其他资产 | 300 | | | 91 | |
| 确定的承诺合同 | 60 | | | — | |
| 总计 | $ | 2,100 | | | $ | 518 | |
已探明资产的减值主要是由于2020年遗留和非核心天然气、原油和组合资产的公允价值减记，以及2019年遗留天然气资产的减记。
所得税以外的税种包括遣散费/生产税、从价税/财产税、工资税、特许经营税和其他杂税。*服务税/生产税一般根据井口收入确定，从价税/财产税一般根据标的资产的估值确定。
2020年收入以外的税收从2019年的8亿美元(占井口收入的6.9%)减少到4.78亿美元(占井口收入的6.6%)，减少了3.22亿美元。所得税以外的税收减少的主要原因是美国的遣散费/生产税减少(2.32亿美元)，美国的从价税/财产税减少(5100万美元)，以及州遣散费退税(2700万美元)。
2020年，其他收入净额为1000万美元，而2019年其他收入净额为3100万美元。2020年减少2100万美元的主要原因是利息收入减少。
为了应对新冠肺炎疫情的经济影响，美国总统于2020年3月27日签署了冠状病毒援助、救济和经济安全法案(CARE法案)，使之成为法律。CARE法案通过加强贷款计划、扩大失业救济金以及某些工资和所得税减免等条款为个人和企业提供经济支持。CARE法案对EOG的主要税收优惠是将大约1.5亿美元的额外可退还替代最低税(AMT)抵免加速到2019年纳税年度。这些抵免源于EOG在2018年之前几年支付的AMT，截至2019年12月31日反映为递延税项资产和非流动应收账款，因为预计它们将抵消未来额外的1.5亿美元可退还AMT抵免于2020年7月收到。
美国总统于2020年12月27日签署成为法律的2021年综合拨款法案(CA法案)中包含了进一步缓解大流行的内容。此外，“加州法案”提供了政府资金和有限的企业所得税减免，主要涉及将某些税收条款永久化或延长，这些条款对EOG来说都不是实质性的好处。
EOG在2020年确认了1.35亿美元的所得税优惠，而2019年的所得税拨备为8.1亿美元，这主要是由于税前收入减少。2020年净有效税率从2019年的23%降至18%。较低的有效税率主要是由于EOG海外业务的税收和基于股票的补偿税增加所致。
2019年与2018年相比美国2019年的运营费用为136.81亿美元，比2018年的128.06亿美元高出8.75亿美元。 下表列出了截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度每个BOE的成本：
| | | | | | | | | | | |
| | 2019 | | 2018 |
| | | |
| 租赁和水井 | $ | 4.58 | | | $ | 4.89 | |
| 运输成本 | 2.54 | | | 2.85 | |
| 折旧、损耗和摊销(DD&A)- | | | |
| 油气属性 | 12.25 | | | 12.65 | |
| 其他财产、厂房和设备 | 0.31 | | | 0.44 | |
| 一般事务和行政事务(G&A) | 1.64 | | | 1.63 | |
| 净利息支出 | 0.62 | | | 0.93 | |
总计(1) | $ | 21.94 | | | $ | 23.39 | |
(1)总额不包括收集和加工成本、勘探成本、干井成本、减值、营销成本和收入以外的税收。
与2018年相比，影响2019年单位租赁率和油井成本构成的主要因素、运输成本、DD&A、G&A和净利息支出如下。有关产量的讨论，请参见上面的“营业收入和其他”。
2019年13.67亿美元的租赁和油井费用比2018年的12.83亿美元增加了8400万美元，这主要是由于美国的运营和维护成本(7600万美元)和租赁和油井管理费用(2900万美元)增加，但部分被英国(1500万美元)和加拿大(1100万美元)的运营和维护成本下降所抵消。美国的租赁和油井费用增加，主要是因为经营活动增加导致产量增加。
2019年7.58亿美元的运输成本比2018年的7.47亿美元增加了1100万美元，这主要是因为二叠纪盆地(9100万美元)和南得克萨斯州(1100万美元)的运输成本增加，部分抵消了鹰福特(7700万美元)和沃斯堡盆地巴尼特页岩(1300万美元)运输成本的下降。
2019年DD&A费用从2018年的34.35亿美元增加到37.5亿美元，增幅为3.15亿美元。2019年与油气资产相关的DD&A费用比2018年增加3.37亿美元，主要原因是美国产量增加(4.89亿美元)，部分被美国单位费率下降(1.19亿美元)和2018年第四季度出售英国业务(3300万美元)所抵消。美国的单价下降主要是由于准备金上调，以及由于效率提高而以更低的成本增加了准备金。
2019年G&A费用为4.89亿美元，比2018年的4.27亿美元增加了6200万美元，主要是由于员工相关费用增加(4800万美元)和扩大运营导致信息系统成本增加(800万美元)。
2019年净利息支出为1.85亿美元，较2018年减少6,000万美元，主要是由于偿还了2019年6月到期的本金总额为5.625的优先债券(3,000万美元)和2018年10月到期的本金总额为6.875%的优先债券(1,800万美元)以及资本化利息增加(1,400万美元)。
与2018年的4.37亿美元相比，2019年的采集和加工成本增加了4200万美元，达到4.79亿美元，这主要是由于二叠纪盆地(5200万美元)、落基山区(1300万美元)和南得克萨斯州(500万美元)的运营成本和费用增加；部分抵消了因2018年第四季度出售运营而导致英国运营成本下降(3300万美元)的影响。
2019年的勘探成本为1.4亿美元，比2018年的1.49亿美元减少了900万美元，主要原因是特立尼达的地质和地球物理支出减少(1700万美元)，但部分被美国一般和行政费用增加(700万美元)所抵消。
下表代表截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度减值(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2019 | | 2018 |
| | | |
| 证明性质 | $ | 207 | | | $ | 121 | |
| 未证明的性质 | 220 | | | 173 | |
| 其他资产 | 91 | | | 49 | |
| 盘存 | — | | | 4 | |
| 总计 | $ | 518 | | | $ | 347 | |
已探明资产的减值主要是由于2019年和2018年对遗留天然气资产的公允价值减记。
2019年收入以外的税收从2018年的7.72亿美元(占井口收入的6.5%)增加到8亿美元(占井口收入的6.9%)，增加了2800万美元。收入以外的其他税收增加的主要原因是从价税/财产税增加(5300万美元)，但被2019年EOG可用于降低国家激励性遣散费税率的抵免增加(1200万美元)和遣散费/生产税减少(1200万美元)部分抵消，这主要是由于井口收入减少，所有这些都在美国。
2019年其他收入净额为3100万美元，而2018年其他收入净额为1700万美元。2019年增加1,400万美元的主要原因是利息收入增加(1,400万美元)和外币交易收益增加(900万美元)，但部分被递延补偿费用增加(400万美元)所抵消。
EOG确认2019年所得税拨备为8.1亿美元，而2018年的所得税拨备为8.22亿美元，这主要是由于税前收入减少，部分抵消了某些税制改革计量期调整没有税收优惠的影响。2019年的净有效税率从上一年的19%增加到23%，主要是因为某些税制改革衡量期间的调整没有税收优惠。
资本资源与流动性
现金流量
在截至2020年12月31日的三年期间，EOG的主要现金来源是运营产生的资金、发行长期债务的净收益、商品衍生品合同结算收到的净现金和资产出售的收益。现金的主要用途是运营中使用的资金；勘探和开发支出；偿还债务；向股东支付股息以及其他财产、厂房和设备支出。
2020年与2019年相比。-2020年经营活动提供的现金净额为50.08亿美元，比2019年的81.63亿美元减少31.55亿美元，主要原因是井口收入减少(42.91亿美元)；营运资金及其他资产和负债的不利变化(1.66亿美元)；收集、加工和营销收入减去营销成本(1.24亿美元)，支付所得税的净现金增加(8600万美元)；部分被商品衍生品合同结算收到的现金增加(8.4亿美元)和现金减少所抵消
2020年用于投资活动的现金净额为33.48亿美元，比2019年的61.77亿美元减少28.29亿美元，主要原因是石油和天然气资产的增加(29.08亿美元)；出售资产的收益增加(5200万美元)；其他房地产、厂房和设备的增加(4900万美元)；其他投资活动的减少(1000万美元)；被与投资活动相关的营运资金的不利变化部分抵消(1.9亿美元)。
2020年用于融资活动的现金净额为3.59亿美元，包括偿还长期债务(10亿美元)、现金股息支付(8.21亿美元)、偿还融资租赁负债(1900万美元)以及购买与股票补偿计划有关的库存股(1600万美元)。2020年融资活动提供的现金包括长期债务借款(14.84亿美元)以及行使股票期权和员工股票购买计划活动的收益(1600万美元)。
2019年与2018年相比。2019年经营活动提供的现金净额为81.63亿美元，比2018年的77.69亿美元增加3.94亿美元，主要反映商品衍生品合同结算收到的现金增加(4.9亿美元)，所得税支付的现金净额减少(3.67亿美元)以及营运资本和其他资产及负债的有利变化(1.22亿美元)；部分被井口收入减少(3.65亿美元)和现金运营费用增加(2.02亿美元)所抵消。
2019年用于投资活动的现金净额为61.77亿美元，比2018年的61.7亿美元增加了700万美元，这主要是由于石油和天然气资产的增加(3.13亿美元)，出售资产的收益减少(8700万美元)，以及其他房地产、厂房和设备的增加(3300万美元)；部分抵消了与投资活动相关的营运资金的有利变化(4.16亿美元)和其他投资活动的减少(1000万美元)。
2019年用于融资活动的现金净额为15.13亿美元，包括偿还长期债务(9亿美元)、现金股息支付(5.88亿美元)和购买与股票补偿计划相关的库存股(2500万美元)。2019年融资活动提供的现金包括行使股票期权和员工股票购买计划活动的收益(1800万美元)。
总支出
下表列出了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度总支出的组成部分(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| 支出类别 | | | | | |
| 资本 | | | | | |
| 勘探开发钻探 | $ | 2,664 | | | $ | 4,951 | | | $ | 4,935 | |
| 设施 | 347 | | | 629 | | | 625 | |
租赁收购(1) | 265 | | | 276 | | | 488 | |
物业收购(2) | 135 | | | 380 | | | 124 | |
| 资本化利息 | 31 | | | 38 | | | 24 | |
| 小计 | 3,442 | | | 6,274 | | | 6,196 | |
| 勘探成本 | 146 | | | 140 | | | 149 | |
| 干井成本 | 13 | | | 28 | | | 5 | |
| 勘探和开发支出 | 3,601 | | | 6,442 | | | 6,350 | |
| 资产报废成本 | 117 | | | 186 | | | 70 | |
| 勘探开发总支出 | 3,718 | | | 6,628 | | | 6,420 | |
其他财产、厂房和设备(3) | 395 | | | 272 | | | 286 | |
| 总支出 | $ | 4,113 | | | $ | 6,900 | | | $ | 6,706 | |
(1)租赁收购分别包括2020年、2019年和2018年与非现金财产交换相关的1.97亿美元、9800万美元和2.91亿美元。
(2)房地产收购分别包括2020年、2019年和2018年与非现金房地产交易相关的1500万美元、5200万美元和7100万美元。
(3)其他物业、厂房和设备包括非现金增加1.74亿美元，主要与储存设施的融资租赁交易有关，以及4900万美元，主要与2020年和2018年的二叠纪盆地融资租赁交易有关。
2020年的勘探和开发支出为36.01亿美元，比上年减少28.41亿美元。减少的主要原因是美国的勘探和开发钻探支出减少(23.09亿美元)、设施支出减少(2.82亿美元)和财产购置减少(2.45亿美元)，但被特立尼达的勘探和开发钻探支出增加(2700万美元)部分抵消。2020年勘探和开发支出36.01亿美元，包括29.05亿美元的开发钻探和设施，5.3亿美元的勘探，1.35亿美元的财产收购和3100万美元的资本化利息。2019年勘探和开发支出64.42亿美元，包括55.13亿美元的开发钻探和设施，5.11亿美元的勘探，3.8亿美元的财产收购和3800万美元的资本化利息。2018年勘探开发支出63.5亿美元，包括55.46亿美元的开发钻探和设施支出，6.56亿美元的勘探支出，1.24亿美元的财产收购支出和2400万美元的资本化利息。
勘探和开发支出(包括收购)的水平将在未来一段时间内根据能源市场状况和其他经济因素而有所不同。EOG相信，它在融资替代方案方面具有很大的灵活性和可用性，并有能力在情况允许时调整其勘探和开发支出预算。尽管EOG与其运营相关的支出计划有一定的持续承诺，但考虑到EOG的总财务能力，预计这些承诺不会是实质性的。
商品衍生品交易
原油衍生品合约。由于交割地点(基数)和其他因素的调整，EOG收到的原油生产价格通常与美国纽约商品交易所(NYMEX)和西德克萨斯中质原油(WTI)价格不同。EOG已签订原油基差掉期合约，以确定洲际交易所(ICE)布伦特原油价格与俄克拉荷马州库欣(ICE)布伦特原油价格之间的价差。以下是截至2021年2月18日的EOG洲际交易所布伦特差异基差掉期合约的全面摘要。以美元/bbl表示的加权平均价差代表基差掉期合同涵盖的以bbld表示的名义交易量在俄克拉荷马州库欣价格上的额外金额。
| | | | | | | | | | | | | | |
| ICE布伦特差价基差掉期合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价差
($/桶) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年5月(休馆) | | 10,000 | | | $ | 4.92 | |
EOG还签订了原油基差掉期合约，以解决德克萨斯州休斯顿和俄克拉何马州库欣(休斯顿差价)之间的定价差异。以下是EOG截至2021年2月18日的休斯顿差异基差掉期合约的全面摘要。以美元/bbl表示的加权平均价差代表基差掉期合同涵盖的以bbld表示的名义交易量在俄克拉荷马州库欣价格上的额外金额。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 休斯顿差价基差掉期合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价差
($/桶) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年5月(休馆) | | 10,000 | | | $ | 1.55 | |
EOG还进行了原油掉期交易，以解决NYMEX日历月平均值与现货原油交割月(Roll Difference)之间的定价差异。以下是EOG截至2021年2月18日的滚动差异基差掉期合约的全面摘要。以美元/bbl表示的加权平均价差代表掉期合约所涵盖的以bbld表示的名义成交量在交割月价格中净增加(减少)的金额。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 滚动差价互换合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价差
($/桶) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年2月1日至2020年6月30日(关闭) | | 10,000 | | | $ | 0.70 | |
| 2020年7月1日至2020年9月30日(关闭) | | 88,000 | | | (1.16) | |
| 2020年10月1日至2020年12月31日(休馆) | | 66,000 | | | (1.16) | |
| | | | |
| 2021 | | | | |
| 2021年2月(休馆) | | 30,000 | | | $ | 0.11 | |
| 2021年3月1日至2021年12月31日 | | 125,000 | | | 0.17 | |
| | | | |
| 2022 | | | | |
| 2022年1月1日至2022年12月31日 | | 125,000 | | | $ | 0.15 | |
2020年5月，EOG签订了2020年7月1日至2020年9月30日期间的原油滚动差价基差掉期合约，名义成交量为22,000桶，加权平均价差为每桶(0.43美元)，以及2020年10月1日至2020年12月31日期间，名义成交量为44,000桶，加权平均价差为每桶(0.73美元)。这些合约部分抵消了相同时期和成交量的某些未偿还的滚动差价基础掉期合约，加权平均价差为每桶1.16美元。EOG为这些合同的结算支付了320万美元的净现金。上表不包括抵销合同。
以下是EOG截至2021年2月18日的原油NYMEX WTI价格掉期合约的全面摘要，名义成交量以Bbld表示，价格以美元/Bbl表示。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 原油NYMEX WTI价格掉期合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价格(美元/桶) |
|
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| 2020 | | | | |
| 2020年1月1日至2020年3月31日(关闭) | | 200,000 | | | $ | 59.33 | |
| 2020年4月1日至2020年5月31日(关闭) | | 265,000 | | | 51.36 | |
| | | | |
| 2021 | | | | |
| 2021年1月(休馆) | | 151,000 | | | $ | 50.06 | |
| 2021年2月1日至2021年3月31日 | | 201,000 | | | 51.29 | |
| 2021年4月1日至2021年6月30日 | | 150,000 | | | 51.68 | |
| 2021年7月1日至2021年9月30日 | | 150,000 | | | 52.71 | |
2020年4月和5月，EOG签订了2020年6月1日至2020年6月30日期间的原油NYMEX WTI价格掉期合约，2020年7月1日至2020年7月31日期间的名义成交量为265,000桶/桶，加权平均价为33.80美元/桶，2020年8月1日至2020年9月30日期间的名义成交量为254,000桶/桶，加权平均价为33.75美元/桶，名义成交量为154,000桶/桶名义产量为47,000桶，加权平均价为每桶30.04美元。这些合约抵消了2020年6月1日至2020年6月30日期间剩余的原油NYMEX WTI价格掉期合约，加权平均价格为每桶51.36美元，2020年7月1日至2020年7月31日期间为每桶42.36美元，2020年8月1日至2020年9月30日期间为每桶50.42美元，2020年10月1日至2020年12月31日期间为每桶31.00美元。EOG收到了3.64亿美元的现金净额，用于结算这些合同。上表不包括抵销合同。
以下是EOG截至2021年2月18日的原油ICE布伦特价格掉期合约的全面摘要，名义成交量以Bbld表示，价格以美元/Bbl表示。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 原油ICE布伦特价格掉期合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价格(美元/桶) |
|
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| 2020 | | | | |
| 2020年4月(关闭) | | 75,000 | | | $ | 25.66 | |
| 2020年5月(休馆) | | 35,000 | | | 26.53 | |
NGL衍生品合约。以下是EOG截至2021年2月18日的贝尔维尤山丙烷(非TET)价格掉期合约的全面摘要，名义成交量以Bbld表示，价格以美元/Bbl表示。
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| 蒙特贝尔维尤丙烷价格掉期合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价格(美元/桶) |
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| 2020 | | | | |
| 2020年1月1日至2020年2月29日(关闭) | | 4,000 | | | $ | 21.34 | |
| 2020年3月1日至2020年4月30日(关闭) | | 25,000 | | | 17.92 |
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| 2021 | | | | |
| 2021年1月(休馆) | | 15,000 | | | $ | 29.44 | |
| 2021年2月1日至2021年12月31日 | | 15,000 | | | 29.44 |
2020年4月和5月，EOG签订了2020年5月1日至2020年12月31日期间的蒙特贝尔维尤丙烷价格掉期合约，名义成交量为2.5万桶，加权平均价格为每桶16.41美元。这些合约抵消了同期剩余的蒙特贝尔维尤丙烷价格掉期合约，名义成交量为2.5万桶，加权平均价格为每桶17.92美元。EOG收到了920万美元的现金净额，用于结算这些合同。上表不包括抵销合同。
天然气衍生合约。以下是EOG截至2021年2月18日的天然气NYMEX Henry Hub价格掉期合约的综合摘要，名义销售量(购买量)以百万英热单位(MMBtud)表示，价格以美元/MMBtu(美元/MMBtu)表示。2021年1月，EOG执行了提前终止条款，授予EOG权利终止2022年1月1日至2022年12月31日期间名义交易量为20000 MMBtud的某些2022年天然气NYMEX Henry Hub价格互换合同，加权平均价为每MMBtu 2.75美元。EOG收到了60万美元的净现金，用于结算这些合同。
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| 天然气NYMEX Henry Hub价格互换合约 |
| | | 音量(MMBtud) | | 加权平均价格(美元/MMBtu) |
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| 2021 | | | | |
| 2021年4月1日至2021年9月30日 | | (70,000) | | | $ | 2.64 | |
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| 2022 | | | | |
| 2022年1月1日至2022年12月31日(关闭) | | 20,000 | | | $ | 2.75 | |
2020年12月和2021年1月，EOG签订了天然气NYMEX Henry Hub价格掉期合约，期限为2021年1月1日至2021年3月31日，名义交易量为50万MMBtud，加权平均价为每MMBtu 2.43美元；2021年4月1日至2021年12月31日，名义交易量为50万MMBtud，加权平均价为2.83美元。 这些合约抵消了同期NYMEX Henry Hub剩余的天然气价格掉期合约，名义交易量为50万MMBtud，加权平均价格为每MMBtu 2.99美元。 截至2021年2月18日，EOG收到了1650万美元的净现金，用于结算其中一些合同，预计在2021年剩余时间内将收到3030万美元的净现金，用于结算剩余的合同。 上表不包括抵销合同。
以下是EOG截至2021年2月18日的天然气日韩市场(JKM)价格掉期合约的全面摘要，名义数量以MMBtud表示，价格以美元/MMBtu表示。
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| 天然气JKM价格互换合约 |
| | | 音量(MMBtud) | | 加权平均价格(美元/MMBtu) |
|
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| 2021 | | | | |
| 2021年4月1日至2021年9月30日 | | 70,000 | | | $ | 6.65 | |
EOG已经签订了天然气套筒合同，这些合同为套筒合同中规定的名义天然气销售量设定了上限和下限价格。 领子要求EOG在Henry Hub指数价格高于上限价格的情况下支付上限价格和Henry Hub指数价格之间的差额。 在Henry Hub指数价格低于最低价格的情况下，领子授予EOG获得底价与Henry Hub指数价格之间差额的权利。 2020年3月，EOG执行了提前终止条款，授予EOG权利在2020年4月1日至2020年7月31日期间，以每MMBtu 2.50美元的加权平均上限价格和每MMBtu 2.00美元的加权平均底价终止名义交易量为25万MMBtud的某些2020年天然气套圈合同。 EOG收到净现金780万美元，用于结算这些合同。 下面是EOG截至2021年2月18日的天然气套圈合同的全面摘要，名义交易量以MMBtud表示，价格以美元/MMBtu表示。
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| 天然气套筒合约 |
| | | | 加权平均价格(美元/MMBtu) |
| | | 音量(MMBtud) | | 最高限价 | | 底价 |
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| 2020 | | | | | | |
| 2020年4月1日至2020年7月31日(关闭) | | 250,000 | | | $ | 2.50 | | | $ | 2.00 | |
2020年4月，EOG签订了2020年8月1日至2020年10月31日期间的天然气套圈合同，名义交易量为25万MMBtud，上限价格为每MMBtu 2.50美元，下限价格为每MMBtu 2.00美元。 这些合同抵消了同期剩余的天然气套圈合同，名义交易量为25万MMBtud，最高价格为每MMBtu 2.50美元，底价为每MMBtu 2.00美元。 EOG收到了110万美元的现金净额，用于结算这些合同。 上表不包括抵销合同。
由于交付地点(基数)和其他因素的调整，EOG收到的天然气生产价格通常与NYMEX Henry Hub的价格不同。 EOG已经签订了天然气基础掉期合同，以解决落基山地区的定价与NYMEX Henry Hub价格(落基山脉差价)之间的差价。 以下是EOG截至2021年2月18日的落基山脉差异基差掉期合约的全面摘要。 以美元/MMBtu表示的加权平均价差代表基差掉期合约涵盖的以MMBtud表示的名义交易量对NYMEX Henry Hub价格的降幅。
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| 落基山脉差异基差掉期合约 |
| | | 音量(MMBtud) | | 加权平均价差
($/MMBtu) |
|
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| 2020 | | | | |
| 2020年1月1日至2020年12月31日(关闭) | | 30,000 | | | $ | 0.55 | |
EOG还签订了天然气基础掉期合同，以解决休斯顿船道(HSC)和NYMEX Henry Hub价格(HSC差价)之间的定价差异。 2020年3月，EOG执行了提前终止条款，授予EOG权利在2020年4月1日至2020年12月31日期间终止名义交易量为60,000 MMBtud的某些2020年HSC差异基差掉期，加权平均价差为每MMBtu 0.05美元。 EOG为这些合同的结算支付了40万美元的净现金。 以下是EOG截至2021年2月18日的HSC差异基差掉期合约的全面摘要。 以美元/MMBtu表示的加权平均价差代表基差掉期合约涵盖的以MMBtud表示的名义交易量对NYMEX Henry Hub价格的降幅。
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| HSC差价基差掉期合约 |
| | | 音量(MMBtud) | | 加权平均价差
($/MMBtu) |
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| 2020 | | | | |
| 2020年1月1日至2020年12月31日(关闭) | | 60,000 | | | $ | 0.05 | |
EOG还签订了天然气基础掉期合同，以解决德克萨斯州西部Waha Hub和NYMEX Henry Hub之间的定价差异(Waha Difference)。以下是EOG截至2021年2月18日的Waha差异基差掉期合约的全面摘要。以美元/MMBtu表示的加权平均价差代表基差掉期合约涵盖的以MMBtud表示的名义交易量对NYMEX Henry Hub价格的降幅。
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| 娃哈差价基差掉期合约 |
| | | 音量(MMBtud) | | 加权平均价差
($/MMBtu) |
|
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| 2020 | | | | |
| 2020年1月1日至2020年4月30日(关闭) | | 50,000 | | | $ | 1.40 | |
2020年4月，EOG签订了2020年5月1日至2020年12月31日期间的Waha差异基差掉期合约，名义成交量为5万MMBtud，加权平均价差为每MMBtu 0.43美元。这些合约抵销了同期剩余的Waha差异基差掉期合约，名义成交量为50,000 MMBtud，加权平均价差为每MMBtu 1.40美元。EOG为这些合同的结算支付了1190万美元的净现金。上表不包括抵销合同。
融资
截至2020年12月31日，EOG的债务与总资本化比率为22%，而2019年12月31日为19%。在此计算中使用的总资本化是指流动和长期债务总额以及股东权益总额的总和。
截至2020年12月31日和2019年12月31日，EOG的未偿还优先票据本金总额分别为56.4亿美元和51.4亿美元，估计公允价值分别为65.05亿美元和54.52亿美元。债务的估计公允价值是基于报价的市场价格，如果没有这样的价格，则是关于EOG年底可用利率的其他可观察到的投入。*EOG的债务是以固定利率计算的。虽然利率的变化会影响EOG的优先票据的公允价值
2020年，EOG主要通过利用经营活动提供的现金、发行票据和出售资产所得为其资本计划和运营提供资金。虽然EOG保持着20亿美元的循环信贷安排来支持其商业票据计划，但2020年期间任何时候都没有未偿还的借款，年底的未偿还金额为零。EOG认为，如合并财务报表附注2所述，其20亿美元的优先无担保循环信贷安排的可用性足以满足其持续的运营需求。
合同义务
下表汇总了EOG截至2020年12月31日的合同义务(单位：百万)：
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合同义务(1) | | 总计 | | 2021 | | 2022-2023 | | 2024-2025 | | 2026年及以后 |
| | | | | | | | | | |
| 流动和长期债务 | | $ | 5,640 | | | $ | 750 | | | $ | 1,250 | | | $ | 500 | | | $ | 3,140 | |
| 长期债务的利息支付 | | 2,297 | | | 207 | | | 366 | | | 309 | | | 1,415 | |
融资租赁(2) | | 239 | | | 36 | | | 60 | | | 56 | | | 87 | |
经营租约(2) | | 1,039 | | | 323 | | | 344 | | | 166 | | | 206 | |
有效而未开始的租约(2) | | 100 | | | 14 | | | 28 | | | 22 | | | 36 | |
运输和储存服务承诺(3) | | 6,665 | | | 964 | | | 1,830 | | | 1,296 | | | 2,575 | |
| 购买和服务义务 | | 1,258 | | | 429 | | | 497 | | | 143 | | | 189 | |
| 合同义务总额 | | $ | 17,238 | | | $ | 2,723 | | | $ | 4,375 | | | $ | 2,492 | | | $ | 7,648 | |
(1)此表不包括未确认税项优惠的负债、EOG的退休金或退休后福利负债或拆卸、放弃及资产报废负债(分别见综合财务报表附注6、7及15)。这些金额不包括在内，因为它们受估计数字的影响，结算时间未知。
(2)有关符合ASU 2016-02租赁定义的合同的更多信息，请参见合并财务报表附注18。
(3)金额不包括符合租赁定义的运输和储存服务承诺。所显示的金额是基于2020年12月31日的当前运输和仓储汇率以及用于将加元兑换成美元的外币汇率。管理层不认为这些汇率在这些承诺到期日之前的任何未来变化会对EOG的财务状况或运营业绩产生重大不利影响。
表外安排
EOG不参与与未合并实体或金融合伙企业产生关系的金融交易。此类实体或合伙企业通常被称为可变利益实体(VIE)或特殊目的实体(SPE)，通常是为了促进表外安排或其他有限目的而设立的。于本报告涵盖的任何期间内，EOG并无参与任何未合并的VIE或SPE财务交易或任何其他“表外安排”(定义见S-K规则第303(A)(4)(Ii)项)，目前无意在可预见的将来参与任何此类交易或安排。
外币汇率风险
2020年，EOG在包括特立尼达、中国和加拿大在内的外国业务中暴露于固有的外币汇率风险。EOG继续监测其目前开展业务的国家的外币汇率，并可能实施防范外币汇率风险的措施。
展望
定价。在原油、NGL和天然气价格一直不稳定的情况下，这种波动预计将持续下去。由于与世界政治环境、原油和凝析油、NGL和天然气的全球供需、全球其他能源供应的可用性以及消费者眼中各种能源的相对竞争关系有关的许多不确定性，EOG无法预测未来原油和凝析油、NGL、天然气、氨和甲醇的价格可能会发生什么变化。-原油和凝析油、NGL、天然气、氨和甲醇的价格2021年的NGL和天然气将影响EOG经营活动产生的现金数量，这反过来又会影响EOG的财务状况。截至2021年2月18日，2021年NYMEX原油和天然气均价分别为每桶57.51美元和2.98美元，较2020年NYMEX原油均价和天然气均价分别上涨46%和43%。见项目1A，风险因素。
包括EOG的原油和NGL衍生合约(不包括基差掉期)的影响和基于EOG的纳税状况，EOG对2021年井口原油和凝析油价格每增加或减少1.00美元的价格敏感度，加上NGL价格的估计变化，净收益约为9900万美元，来自经营活动的税前现金流约为1.27亿美元。包括EOG的天然气衍生合约的影响，以及基于EOG的纳税状况和EOG的部分EOG对井口天然气价格每增加或减少0.10美元的价格敏感性约为净收益3100万美元，经营活动的税前现金流约为4000万美元。有关EOG截至2021年2月18日的原油、NGL和天然气金融商品衍生品合约的信息，请参阅上面的“商品衍生品交易”。
资本。EOG计划继续将其勘探和开发支出的很大一部分集中在美国的主要产区。特别是，EOG将专注于其特拉华州盆地、鹰滩和落基山区的美国原油钻探活动，在这些地区，EOG产生了最高的回报率。为了进一步提高这些业务的经济效益，EOG预计将继续通过提高效率和降低服务成本来改善油井性能，降低钻井和完井成本。此外，EOG预计将把其预期的2021年资本支出的一部分用于租赁面积和评估新的前景。
预计2021年的资本支出总额约为37亿至41亿美元，不包括收购和非现金交易，旨在通过为EOG的勘探、开发提供资金，维持EOG的资本纪律战略 开采活动主要来自可用的内部产生的现金流和手头现金。EOG在融资选择方面具有很大的灵活性，包括其商业票据计划下的借款、银行借款、其20亿美元优先无担保循环信贷安排下的借款以及股票和债券发行。
行动。2021年，原油总产量预计将保持在2020年第四季度的水平。2021年，EOG预计将继续专注于通过提高效率来降低运营成本。
关键会计政策摘要
EOG按照美国公认的会计原则编制财务报表和附注，该原则要求管理层对影响财务报表和附注中报告金额的未来事件做出估计和假设。EOG根据其对EOG财务状况、运营或流动性的影响，以及应用这些政策的难度、主观性和复杂性等因素，确定某些会计政策是关键的。关键会计政策涵盖固有的不确定会计事项，因为这些事项的未来解决方案未知。每项关键会计政策的选择和披露。以下是对EOG最关键的会计政策的讨论：
探明油气储量
EOG的工程师根据美国证券交易委员会(SEC)的规定估计已探明的油气储量，这些规定直接影响财务会计估计，包括已探明财产和相关资产的折旧、损耗和摊销以及减值。已探明储量代表原油和凝析油、NGL和天然气的估计数量，地质和工程数据相当确定地表明，在做出估计时存在的经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中开采。估计已探明油气储量的过程是每个储集层的工程和经济数据。给定储集层的数据也可能随着时间的推移而发生重大变化，这是许多因素的结果，包括但不限于额外的开发活动、不断演变的生产历史以及在不同经济条件下对生产可行性的持续重新评估。因此，可能会不时对现有储量估计进行实质性修订(向上或向下)。有关相关讨论，请参阅第1A项，风险因素，以及“合并财务报表的补充信息”。
油气勘探开发成本
EOG按照成功努力法核算其原油、天然气勘探和生产活动。石油和天然气勘探成本，除钻探探井的成本外，按发生的费用计入费用。在确定EOG是否发现了商业数量的探明储量之前，对钻探探井的成本进行资本化。如果没有发现商业数量的探明储量，则计入此类钻探成本。在某些情况下，如果未发现商业数量的探明储量，则计入此类钻探成本。在某些情况下，在确定EOG是否发现了商业数量的探明储量之前，将这些探井成本资本化。在某些情况下，在钻探完成后是否发现商业数量的探明储量可能还不确定。*如果预估储量足以证明其作为生产井完工是合理的，并且在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展，那么这种探井钻探成本可能会继续资本化。开发探明储量的成本，包括用于生产原油和天然气的所有开发井和相关设备的成本，都会资本化。
油气资产的折旧、损耗和摊销
预计探明石油和天然气储量是EOG计算折旧、损耗和摊销费用的重要组成部分，对这些估计的修订可能会改变未来费用的比率。在所有其他因素保持不变的情况下，如果准备金向上或向下修正，收益将分别增加或减少。
已探明油气资产成本的折旧、损耗和摊销采用单位产量法计算。用于计算租赁购置成本和已探明资产收购成本折旧、损耗和摊销的储量基数为已探明已开发储量和已探明未开发储量之和。至于租赁和油井设备成本，包括开发成本和成功勘探钻探成本，储量基数仅包括已探明已开发储量。预计未来拆除、恢复和废弃成本，扣除打捞后的净成本。
油气属性按照ASC《采掘业-油气专题》的规定进行分组，分组的基础是具有共同地质构造特征或地层条件的属性的合理集合，如油藏或油田。
折旧、损耗和摊销比率每季度更新一次，以反映增加的资本成本、准备金修订(向上或向下)和增加、财产收购和/或财产处置和减值。
其他财产、厂房和设备的折旧和摊销是在资产的预计使用年限内按直线计算的。
减损
石油和天然气租赁收购成本在发生时被资本化。收购成本单独并不显著的未探明物业被汇总，估计为非生产性成本的部分在剩余的租赁期内摊销。收购成本单独重大的未探明物业将单独评估减值。若未探明物业被确定为可生产，则适当的相关成本将转移至已探明的油气物业。租赁租金在发生时计入费用。
当情况表明已探明的油气资产可能受损时，EOG将折旧、损耗和摊销组水平的预期未贴现未来现金流与资产的未摊销资本化成本进行比较。如果基于EOG对未来原油和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据的估计(和假设)，预期未贴现的未来现金流低于未摊销资本化成本，则资本化成本将降至公允水平。如果EOG根据其对未来原油和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量预期产量和其他相关数据的估计(和假设)，将预期未贴现未来现金流与资产的未摊销资本化成本进行比较。如果预期未贴现未来现金流低于未摊销资本化成本。EOG利用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的基础。对未贴现的未来现金流的估计需要重大判断，编制此类估计时使用的假设本质上是不确定的。此外，这样的假设和预估在未来有合理的可能改变。
原油、NGL和天然气价格在过去表现出明显的波动，EOG预计这种波动将在未来持续。在截至2020年12月31日的五年中，WTI原油现货价格从大约每桶36.98美元波动到每桶77.41美元，Henry Hub天然气现货价格从大约每MMBtu 1.33美元到每MMBtu 6.24美元不等。NGL的市场价格受到提取的组分的影响，包括乙烷、丙烷、丁烷和天然气
EOG使用WTI原油和Henry Hub天然气的5年期NYMEX期货条带和NGL组件的5年期石油价格信息服务期货条带(每种情况下截至适用的资产负债表日期)作为估计未来原油、NGL和天然气价格的基础。EOG对已探明储量的预估，包括未来产量的时间，也受到重大假设和判断的影响，随着可获得更多信息，这些已探明储量经常被修正(向上和向下)。根据SEC规则，已探明储量是使用往绩12个月平均价格估算的。未来，如果原油价格、NGL价格、天然气价格、实际生产或运营成本的任何组合与EOG目前的估计出现负差异，可能需要减值费用和向下调整我们估计的已探明储量。
所得税
所得税采用资产负债法入账。根据这一方法，递延税项资产和负债是根据资产和负债的财务报表账面金额与其各自税基之间的差异所导致的预期未来税收后果确认的。EOG评估递延税项资产的可变现能力，并酌情确认估值免税额。估计未来应纳税所得额时使用的重要假设包括未来原油、NGL和天然气价格以及资本再投资水平。此类假设的变化或税收法律法规的变化可能会对确认的估值免税额产生重大影响。在评估未来应税收入时使用的重要假设包括未来原油、NGL和天然气价格以及资本再投资水平。此类假设的变化或税收法律法规的变化可能会对已确认的估值免税额产生重大影响。
基于股票的薪酬
在以股票为基础的薪酬会计中，(其中包括)对股票薪酬奖励进行估值时应遵循的适当估值方法以及该等估值方法所要求的相关投入作出判断和估计。有关EOG普通股的预期波动性、无风险利率水平、EOG普通股的预期股息收益率、奖励的预期期限、股票价格的预期波动性和EOG同行公司的构成以及其他估值投入的假设可能会发生变化。任何此类变动均可能导致不同的估值，从而影响综合收益表和全面收益表确认的基于股票的补偿费用金额。
有关前瞻性陈述的信息
这份Form 10-K年度报告包括符合1933年“证券法”(修订)第27A节和“1934年证券交易法”(修订)第21E节的前瞻性陈述。除有关历史事实的陈述外，所有有关EOG未来财务状况、运营、业绩、业务战略、目标、回报和回报率、预算、储备、生产水平、资本支出、成本和资产出售、有关未来大宗商品价格的陈述以及有关EOG管理层未来业务计划和目标的陈述均为前瞻性陈述。EOG通常使用诸如“预期”、“预期”、“估计”、“项目”、“战略”、“打算”、“计划”、“目标”、“目标”、“可能”、“将会”、“专注于”、“应该”和“相信”或这些术语的否定或其他变体或类似术语来识别其前瞻性陈述。具体而言，有关EOG未来的经营业绩和回报，或EOG更换或增加储量、增加产量、产生回报和回报率、更换或增加钻探地点、减少或以其他方式控制运营成本和资本支出、产生现金流、偿还或再融资债务、或支付和/或增加股息的能力的明示或暗示的表述，均属前瞻性表述。前瞻性陈述并不是业绩的保证。尽管EOG认为其前瞻性陈述中反映的预期是合理的，并基于合理的假设，但不能保证这些假设是准确的，或者这些预期中的任何一项将被实现(全部或全部)或将被证明是正确的。此外，EOG的前瞻性陈述可能会受到已知、未知或当前无法预见的风险的影响, 可能不在EOG控制范围内的事件或情况。可能导致EOG的实际结果与EOG前瞻性陈述中反映的预期大不相同的重要因素包括：
•原油和凝析油、天然气液体、天然气及相关商品的价格、供应和需求变化的时间、程度和持续时间；
•EOG在获得或发现额外储量方面的成功程度；
•EOG在以下方面的成功程度：(I)在经济上开发其在中国的种植面积；(Ii)生产储量并达到预期的产量水平和回报率；(Iii)降低或以其他方式控制与其现有和未来的原油和天然气勘探和开发项目以及相关潜在和现有钻探地点相关的钻井、完井、运营和资本成本，以及(Iv)最大限度地提高储量采收率；
•EOG在多大程度上成功地将其原油和凝析油、天然气液体和天然气的生产推向市场；
•安全威胁，包括网络安全威胁以及我们的信息技术系统遭到破坏、我们的设施和其他基础设施遭到物理破坏或与我们进行业务往来的第三方的信息技术系统、设施和基础设施遭到破坏而对我们的业务和运营造成的中断；
•适当的收集、加工、压缩、储存、运输、精炼和出口设施的可用性、接近程度和能力，以及与之相关的成本；
•矿产许可证和租约以及政府和其他许可证和通行权的可获得性、成本、发放或执行的条款和时间，以及对这些许可证和租约的竞争，以及EOG保留矿产许可证和租约的能力；
•政府政策、法律和法规的影响和变化，包括最近的美国大选和美国行政部门的变化可能导致的任何变化或其他行动，包括税收法律和法规；气候变化和其他与空气排放、采出水、钻井液和其他废物的处置、水力压裂以及获取和使用水有关的环境、健康和安全法律法规；影响石油和天然气钻探的土地租赁和许可以及石油和天然气生产的特许权使用费支付的法律和法规；对钻井和完井作业以及原油和天然气运输施加额外许可和披露要求、额外经营限制和条件或限制的法律法规；与衍生品和套期保值活动有关的法律法规；与原油、天然气和相关商品进出口有关的法律法规；以及对钻井和完井作业以及原油和天然气运输施加额外限制和条件或限制的法律法规；与衍生产品和套期保值活动有关的法律法规；与原油、天然气和相关商品进出口有关的法律法规；
•EOG能够有效地将收购的原油和天然气资产整合到其运营中，充分识别与这些资产相关的现有和潜在问题，并准确估计与这些资产相关的储量、生产和钻井、完井和运营成本；
•EOG第三方运营的原油和天然气资产的成功和经济运营程度；
•石油天然气勘探和生产行业在获取许可证、租赁和财产、员工和其他人员、设施、设备、材料和服务方面的竞争；
•员工和其他人员、设施、设备、材料(如水和管子)和服务的可用性和费用；
•储量估计的准确性，其性质涉及专业判断，因此可能不准确；
•天气，包括对原油和天然气需求的影响，以及(由EOG或第三方)生产、收集、加工、精炼、压缩、储存、运输和出口设施的钻探和安装和操作的天气延误；
•EOG的客户和其他合同对手方履行其对EOG的义务的能力，以及与此相关的进入信贷和资本市场以获得履行其对EOG的义务所需的融资的能力；
•EOG有能力进入商业票据市场和其他信贷和资本市场，以其认为可以接受的条款获得融资(如果有的话)，并以其他方式满足其资本支出要求；
•EOG在多大程度上成功完成了计划中的资产处置；
•EOG从事任何套期保值活动的程度和效果；
•外币汇率、利率、通货膨胀率、国际国内金融市场状况、国际国内总体经济状况变化的时间和幅度；
•流行病、流行病或其他公共卫生问题(包括新冠肺炎大流行)的持续时间及其经济和金融影响；
•地缘政治因素、政治条件和世界各地的事态发展(如征收关税或贸易或其他经济制裁、政治不稳定和武装冲突)，包括在EOG活动地区；
•竞争能源的使用和替代能源的开发；
•EOG在多大程度上产生未投保的损失和负债，或者超出其保险覆盖范围的损失和负债；
•战争和恐怖主义行为以及对这些行为的反应；以及
•本10-K表格年度报告的第1A项风险因素以及EOG随后的10-Q表格季度报告或当前表格8-K报告中所述因素的任何更新。
鉴于这些风险、不确定性和假设，EOG的前瞻性陈述中预期的事件可能不会发生，如果任何此类事件发生，我们可能没有预料到它们发生的时间或它们对我们实际业绩的影响持续时间或程度。因此，您不应过分依赖EOG的任何前瞻性陈述。EOG的前瞻性陈述仅说明截至作出的日期，除适用法律要求外，EOG不承担更新或修改其前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、后续事件、预期或意外情况或其他原因。
项目7A.关于市场风险的定量和定性披露
本项目所要求的信息引用自本报告第7项，特别是“管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析--资本资源和流动性”中“商品衍生交易”、“融资”、“外币汇率风险”和“展望”中所列的信息。
项目8.财务报表和补充数据
本项目所要求的信息包括在F-1页的“财务报表索引”中所述的本报告中，并以引用的方式并入本报告中。
项目9.和的更改 与会计人员在会计和财务披露问题上的分歧
没有。
项目9A.管制和程序
披露控制和程序。EOG管理层在EOG首席执行官和首席财务官的参与下，评估了截至2020年12月31日EOG的披露控制和程序(如根据修订后的1934年证券交易法(Exchange Act)颁布的第13a-15(E)和15d-15(E)条规则所定义)的有效性。EOG的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保EOG文件或根据“交易法”提交的报告中要求披露的信息被累积并酌情传达给EOG管理层，以便及时做出有关所需披露的决定，并在美国证券交易委员会(SEC)的规则和表格中指定的时间段内进行记录、处理、汇总和报告。基于这一评估，EOG的首席执行官和首席财务官得出结论，EOG的披露控制和程序自2020年12月31日起有效。
管理层财务报告内部控制年度报告。EOG管理层负责建立和维持对财务报告的充分内部控制(如根据“交易法”颁布的第13a-15(F)和15d-15(F)条规定)。即使是一个有效的财务报告内部控制系统，无论设计得多么好，也有其固有的局限性，包括可能出现人为错误、规避控制或凌驾于控制之上，因此只能对可靠的财务报告提供合理的保证。此外，未来财务报告的内部控制系统的有效性可能会随着情况的变化而变化。
EOG管理层评估了截至2020年12月31日EOG财务报告内部控制的有效性。在进行这项评估时，它使用了特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会于#年提出的标准。内部控制--综合框架(2013)。根据这一评估和这样的标准，EOG管理层认为，EOG对财务报告的内部控制自2020年12月31日起有效。另请参阅本报告F-2页上的“管理层对财务报告的责任”，该报告在此并入作为参考。
EOG独立注册会计师事务所关于合并财务报表和财务报告内部控制有效性的报告载于本报告F-3页。
在截至2020年12月31日的季度内，EOG对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化已经或合理地可能对EOG的财务报告内部控制产生重大影响。
项目9B。其他资料
没有。
第三部分
项目10. 董事、高管与公司治理
本项目所要求的信息通过引用纳入以下内容：(I)EOG关于2021年4月30日之前提交的2021年股东年会的最终委托书和(Ii)本报告第1项，特别是其中“关于我们的主管人员的信息”的信息。(I)EOG关于其2021年股东年会的最终委托书将不迟于2021年4月30日提交；(Ii)本报告的第1项，特别是其中“关于我们的高管的信息”的信息。
根据纽约证券交易所第303A.10条及根据1934年证券交易法颁布的S-K规例第406项(经修订)，EOG已通过适用于EOG所有董事、高级职员和雇员(包括EOG的主要高管、主要财务官和首席会计官)的“商业行为和道德守则”(“行为守则”)。EOG还通过了“高级财务官道德准则”(“道德准则”)，与EOG的“行为准则”一起，适用于EOG的主要执行人员、主要财务官、主要会计官和控制人。
您可以访问EOG网站www.eogresource ces.com上“投资者”下的“治理”页面上的“行为准则和道德准则”，任何提出要求的EOG股东都可以通过向EOG的公司秘书提交书面请求来获得“行为准则和道德准则”的印刷副本。
EOG打算在修订或豁免后四个工作日内，在其网站www.eogresource ces.com上披露对《行为准则》或《道德准则》的任何修订，以及授予EOG首席执行官、首席财务官、首席会计官、我们的任何控制人或执行类似职能的任何其他员工的任何关于行为准则或道德准则的豁免。在这种情况下，有关修订或豁免的披露将在首次披露后至少12个月内保留在EOG的网站上。对于EOG的“行为准则”或“道德准则”，没有任何豁免。
项目11.高管薪酬
本项目要求的信息通过引用纳入EOG关于其2021年股东年会的最终委托书中，该委托书将不迟于2021年4月30日提交。在此引用的薪酬委员会报告和相关信息不应被视为“征集材料”或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”(修订本)或1934年“证券交易法”(修订版)提交的任何未来文件，除非EOG明确将此类信息通过引用纳入此类文件。
项目12.某些实益拥有人的担保所有权和管理层及相关股东事宜
本项目要求的有关某些受益所有者和管理层的担保所有权的信息通过引用纳入EOG关于其2021年股东年会的最终委托书，该说明书将不迟于2021年4月30日提交。
股权薪酬计划信息
EOG股东批准的股票计划。2008年5月，EOG的股东在2008年5月的股东年会上批准了EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划(2008计划)。在2010年4月的2010年股东年会(2010年年会)上，批准了对2008计划的修订，据此，2008计划下可用于未来授予股票期权、股票结算股票增值权(SARS)、限制性股票、限制性股票单位、业绩单位和其他基于股票的奖励的普通股数量额外增加了13.5%。在2013年5月的股东年会上，EOG的股东批准了修订和重订的EOG Resources，Inc.2008综合股权补偿计划(修订和重订的2008计划)。正如修订和重述的2008计划文件中更充分地讨论的那样，修订和重订的2008计划除其他事项外，批准了额外的3100万股EOG普通股津贴可发放给EOG董事会的雇员和非雇员成员。
同样在2010年年会上，EOG Resources，Inc.员工股票购买计划(ESPP)的修正案获得批准，将可供授予的股票增加200万股。ESPP最初是在2001年由EOG的股东批准的，本应于2011年7月1日到期。修正案还将ESPP的期限延长至2019年12月31日，除非提前以条款或EOG终止。在2018年4月的2018年股东年会上，股东批准了ESPP的修正案和重述，以增加可供授予的股票数量250万股，并进一步将ESPP的期限延长至2027年12月31日，除非提前以条款或EOG终止。
未经EOG股东批准的股票计划。*2008年12月，董事会批准修订并延续1996年的延期计划，即“EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划”(延期计划)。*根据延期计划(随后修订)，支付最多50%的基本工资和100%的年度现金奖金、董事酬金、根据2008年计划授予非雇员董事的限制性股票单位的投资(以及由此计入的股息)，以及401(K)退款(定义见延期计划)。在影子股票账户中，延期被视为EOG普通股股票是以延期当日的收盘价购买的。这些股息每季度记入贷方，并被视为再投资于EOG普通股。根据延期计划和个人的延期选择，影子股票账户的支付是以EOG普通股的实际股票支付的。总计54万股EOG普通股已获得董事会授权，并根据以下条款登记发行延期计划是EOG目前唯一没有得到EOG股东批准的股票计划。
下表列出了EOG的股权补偿计划的数据，这些计划由EOG股东批准的各种计划和EOG股东未批准的计划汇总而成，每种情况下截至2020年12月31日。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
计划类别 | | (a)
拟发行证券的数量
在行使以下权力时发出
未完成的选项，
认股权证和权利 | | (b) 加权平均 行使价格： 未完成的选项， 认股权证和权利(1) | | (c)
证券数量
保持可用状态
对于未来在以下项目下发行的债券
股权补偿
计划(不包括证券
反映在(A)栏) | |
| | | | | | | |
| EOG股东批准的股权薪酬计划 | | 11,753,761 | | (2) | $ | 84.08 | | | 3,891,544 | | (3) |
| 未经EOG股东批准的股权薪酬计划 | | 248,363 | | (4) | 不适用 | | 171,255 | | (5) |
| 总计 | | 12,002,124 | | | $ | 84.08 | | | 4,062,799 | | |
(1)加权平均行权价完全根据已发行股票期权和特别行政区授予的行使价计算，不反映将在授予已发行的限制性股票单位和业绩单位授予时发行的股票，或延期计划幻影股票，所有这些股票都没有行使价。
(2)金额包括954,949个已发行的限制性股票单位，这些单位的EOG普通股将在授予此类授予后以一对一的方式发行。金额还包括612,951个未偿还业绩单位，就本表而言，假设(I)在该等业绩单位授予的每一个剩余业绩期间结束时，适用100%的履约倍数，以及(Ii)相应地，在归属该等授予时，按一对一的基准发行总计612,951股EOG普通股。正如综合财务报表附注7所述，于该等赠款的每一剩余履约期结束时应用相关履约倍数，(A)最少76,785股及最多1,149,117股业绩单位可予发行，及(B)因此，在归属该等赠款时，最少可发行76,785股EOG普通股，最多可发行1,149,117股EOG普通股。
(3)包括(I)1,996,101股根据修订及重订的2008年计划可供发行的剩余股份及(Ii)1,895,443股根据经修订及重订的2008年计划可供购买的股份。根据经修订及重订的2008年计划的可置换股份设计，根据经修订及重订的2008年计划作为特别行政区或股票期权发行的每股股份，按总计划股份限额计算为1.0股，而作为“全值奖励”(即作为限制性股票、限制性股票单位或业绩单位)发行的每股股份，按总计划股份限额计算为2.45股。(I)根据修订及重订的2008年计划，可供发行的股份数目为1,996,101股，以及(Ii)可供购买的股份数目为1,895,443股。根据经修订及重订的2008年计划，(I)我们可发行的最高股份数目为1,996,101股(即，如果根据经修订及重订的2008年计划剩余可供发行的所有股份均以特别行政区及股票期权奖励的形式发行)，及(Ii)我们可作为十足价值奖励发行的最高股份数目为814,735股(即，如根据经修订及重订的2008计划剩余可供发行的所有股份均以全值奖励形式发行)，(I)我们可发行的最高股份数目为1,996,101股(即，如根据经修订及重订的2008计划，所有剩余可供发行的股份均以全值奖励形式发行)。
(4)由将根据延期计划和参与者延期选举发行的EOG普通股组成(即，关于截至2020年12月31日根据延期计划发行和发行的248,363股幻影股票)。
(5)代表根据延期计划仍可供发行的虚拟股票。
项目13.某些关系和相关交易，以及董事独立性
本项目要求的信息通过引用纳入EOG关于其2021年股东年会的最终委托书中，该委托书将不迟于2021年4月30日提交。
项目14.首席会计费及服务
本项目要求的信息通过引用纳入EOG关于其2021年股东年会的最终委托书中，该委托书将不迟于2021年4月30日提交。
第四部分
项目15.展品、财务报表明细表
(A)(1)和(A)(2)财务报表和财务报表附表
见F-1页“财务报表索引”。
(A)(3)、(B) 陈列品
参见第E-1至E-6页的展品清单。
第16项。表格10-K摘要
没有。
EOG Resources，Inc.
财务报表索引
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| | 页面 |
| | |
| 合并财务报表： | |
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| 管理层对财务报告的责任 | F-2 |
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| 独立注册会计师事务所报告书 | F-3 |
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| 截至2020年12月31日的三个年度的综合收益(亏损)和全面收益(亏损)报表 | F-6 |
| | |
| 合并资产负债表-2020年12月31日和2019年12月31日 | F-7 |
| | |
| 截至2020年12月31日的三个年度的股东权益合并报表 | F-8 |
| | |
| 截至2020年12月31日的三个年度的合并现金流量表 | F-9 |
| | |
| 合并财务报表附注 | F-10 |
| | |
| 合并财务报表补充信息 | F-43 |
管理层对财务报告的责任
以下EOG Resources，Inc.及其子公司(统称EOG)的合并财务报表是由管理层编制的，管理层负责此类财务报表的完整性、客观性和公允列报。这些报表是按照美利坚合众国公认的会计原则编制的，因此包括一些基于管理层最佳估计和判断的金额。
EOG的管理层还负责建立和保持对财务报告的充分内部控制，以及设计和实施防止和发现欺诈的计划和控制。EOG的内部控制系统旨在根据美国公认的会计原则，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。该系统包括1)实体级别的控制，包括与商业道德行为有关的书面政策和指导方针；2)一般计算机控制；3)对发起、授权和编制财务报表的过程控制。该系统包括：1)实体级别的控制，包括与商业道德行为有关的书面政策和指导方针；2)一般的计算机控制；3)对发起、授权和编制财务报表的过程控制。该系统包括：1)实体级别的控制，包括与商业道德行为有关的书面政策和准则；2)一般的计算机控制；3)过程控制无论设计得有多好，内部控制都有其固有的局限性，包括可能出现人为错误、规避控制或凌驾于控制之上，因此只能为可靠的财务报告提供合理的保证。此外，未来财务报告内部控制系统的有效性可能会随着情况的变化而变化。
EOG的财务控制是否足够，以及EOG在财务报告中采用的会计原则是否充分，均受董事会审计委员会的全面监督。该委员会的成员均不是EOG的高级人员或雇员。此外，EOG的独立注册会计师事务所和内部审计师可以完全、自由、单独和直接接触审计委员会，并定期与委员会会面，讨论会计、审计和财务报告事宜。
EOG管理层评估了EOG截至2020年12月31日财务报告内部控制的有效性。在进行这项评估时，EOG使用了特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会于#年制定的标准。内部控制-综合框架(2013)这些标准涵盖控制环境、风险评估流程、控制活动、信息和通信系统以及监控活动。*基于该评估和该等标准，管理层认为，截至2020年12月31日，EOG对财务报告保持了有效的内部控制。
独立注册会计师事务所德勤会计师事务所受聘审计EOG的合并财务报表，审计EOG对财务报告的内部控制，并发布有关报告。*在审计过程中，德勤律师事务所获得不受限制地查阅所有财务记录和相关数据，包括股东、董事会和董事会委员会的所有会议纪要。管理层认为，审计期间向德勤律师事务所提交的所有陈述均他们的报告出现在F-3页。
| | | | | | | | |
| 威廉·R·托马斯 | | 蒂莫西·K·德里格斯 |
| 董事会主席和 | | 执行副总裁兼首席执行官 |
| 首席执行官 | | 财务总监 |
| | | |
| 休斯敦，得克萨斯州 | | |
| 2021年2月25日 | | |
独立注册会计师事务所报告
致本公司股东及董事会
EOG Resources，Inc.
休斯敦，得克萨斯州
财务报表与财务报告内部控制之我见
我们审计了EOG Resources，Inc.及其子公司(“本公司”)于2020年12月31日及2019年12月31日的合并资产负债表、截至2020年12月31日止三个年度各年度的相关综合收益表及全面收益表、股东权益及现金流量表，以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们还审计了公司截至2020年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制-综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。
我们认为，上述财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至2020年12月31日和2019年12月31日的财务状况，以及截至2020年12月31日的三个年度的运营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。此外，我们认为，截至2020年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制-综合框架(2013)由COSO发布。
意见基础
公司管理层对这些财务报表负责，对财务报告保持有效的内部控制，对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在随附的管理层关于财务报告内部控制的年度报告。我们的责任是对这些财务报表发表意见，并根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和规定，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。该等准则要求吾等计划及执行审计工作，以合理保证财务报表是否没有重大错报(不论是否因错误或欺诈所致)，以及是否在所有重大方面维持对财务报告的有效内部控制。
我们对财务报表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关于财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的整体列报。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告内部控制，评估存在重大缺陷的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下需要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
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过程，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。公司财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，保证交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收支只有按照公司管理层和董事的授权才能进行；(2)提供合理的保证，以便于根据公认的会计原则编制财务报表，以及公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(2)提供合理的保证，以记录必要的交易，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并确保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)对可能对财务报表产生重大影响的擅自收购、使用、处置公司资产的行为的预防或及时发现提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有这样的风险，即由于条件的变化，控制措施可能会变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计委员会，(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
已探明的石油和天然气属性及损耗和减损-原油和凝析油、天然气和天然气储量-请参阅财务报表附注1、13和14
关键审计事项说明
本公司已探明的石油和天然气资产采用单位生产法耗尽，并通过与相关已探明原油、天然气液体(NGL)和天然气储量的未来净现金流进行比较来评估减值。公司原油、天然气和天然气储备量的发展以及相关的未来净现金流要求管理层对已探明的未开发储量、未来原油、天然气和天然气价格以及未来油井成本的五年发展计划做出重大估计和日程安排假设。该公司的储备工程师利用这些估计和假设以及工程数据估计原油、天然气和天然气的数量。这些假设的变化可能会对耗竭的数量和任何已探明的油气减值产生重大影响。截至2020年12月31日，已探明的油气资产为230亿美元，截至该年度的损耗和已探明财产减值分别为32亿美元和13亿美元。
鉴于管理层做出的重大判断，执行审计程序以评估公司已探明的原油、NGL和天然气储量以及相关的未来净现金流，包括管理层对未来五年发展计划、未来原油、NGL和天然气价格以及未来油井成本的估计和假设，需要审计师高度的判断力和更大的努力程度，包括需要我们的公允价值专家参与进来。
如何在审计中处理关键审计事项
我们的审计程序涉及管理层对原油、NGL和天然气储备量的估计和假设，以及对未来净现金流的估计，其中包括：
•我们测试了对公司对已探明原油、天然气和天然气储量的估计以及相关未来净现金流的控制的有效性，包括与五年发展计划、未来原油、天然气和天然气价格以及未来油井成本有关的控制。.
•我们通过将预测与以下各项进行比较，评估管理层五年发展计划的合理性：
◦已探明未开发储量的历史转换。
◦与管理层和董事会进行内部沟通。
◦批准支出。
◦公司及其某些同行公司的分析师和行业报告。
•在我们公允价值专家的协助下，我们通过以下方式评估管理层对未来原油、天然气和天然气价格的估计：
◦了解管理层用来制定未来价格的方法，并将估计价格与独立确定的价格范围进行比较。
◦将管理层的估计与公布的远期定价指数和第三方行业来源进行比较。
◦评估包含在未来原油、天然气和天然气价格中的历史已实现价差。
•我们评估了资本支出(油井成本)的合理性，方法是将估计数与以下各项进行比较：
◦类似井的历史发展。
◦分析师和行业报告。
•我们通过以下指标评估公司的石油和天然气储量：
◦将公司的储备量与历史生产量进行比较。
◦将该公司的储量与独立石油顾问独立开发的储量进行比较。
◦评价产量递减曲线的合理性。
◦了解公司储备工程师和独立石油顾问的经验、资格和客观性。
/s/德勤律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2021年2月25日
自2002年以来，我们一直担任本公司的审计师。
EOG Resources，Inc.
合并损益表(亏损)和综合收益表(亏损)
(单位为千，每股数据除外)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| 营业收入和其他 | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 5,785,609 | | | $ | 9,612,532 | | | $ | 9,517,440 | |
| 天然气液体 | 667,514 | | | 784,818 | | | 1,127,510 | |
| 天然气 | 837,133 | | | 1,184,095 | | | 1,301,537 | |
| 按市值计价商品衍生品合约的收益(亏损) | 1,144,737 | | | 180,275 | | | (165,640) | |
| 采集、加工、销售 | 2,582,984 | | | 5,360,282 | | | 5,230,355 | |
| 资产处置损益，净额 | (46,883) | | | 123,613 | | | 174,562 | |
| 其他，净额 | 60,954 | | | 134,358 | | | 89,635 | |
| 总计 | 11,032,048 | | | 17,379,973 | | | 17,275,399 | |
| 运营费用 | | | | | |
| 租赁和水井 | 1,063,374 | | | 1,366,993 | | | 1,282,678 | |
| 运输成本 | 734,989 | | | 758,300 | | | 746,876 | |
| 收集和处理成本 | 459,211 | | | 479,102 | | | 436,973 | |
| 勘探成本 | 145,788 | | | 139,881 | | | 148,999 | |
| 干井成本 | 13,083 | | | 28,001 | | | 5,405 | |
| 减损 | 2,099,780 | | | 517,896 | | | 347,021 | |
| 营销成本 | 2,697,729 | | | 5,351,524 | | | 5,203,243 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,400,353 | | | 3,749,704 | | | 3,435,408 | |
| 一般事务和行政事务 | 483,823 | | | 489,397 | | | 426,969 | |
| 所得税以外的其他税 | 477,934 | | | 800,164 | | | 772,481 | |
| 总计 | 11,576,064 | | | 13,680,962 | | | 12,806,053 | |
| 营业收入(亏损) | (544,016) | | | 3,699,011 | | | 4,469,346 | |
| 其他收入，净额 | 10,228 | | | 31,385 | | | 16,704 | |
| 未计利息、费用和所得税的收入(亏损) | (533,788) | | | 3,730,396 | | | 4,486,050 | |
| 利息支出 | | | | | |
| 已招致 | 236,154 | | | 223,421 | | | 269,549 | |
| 大写 | (30,888) | | | (38,292) | | | (24,497) | |
| 净利息支出 | 205,266 | | | 185,129 | | | 245,052 | |
| 所得税前收入(亏损) | (739,054) | | | 3,545,267 | | | 4,240,998 | |
| 所得税拨备(福利) | (134,482) | | | 810,357 | | | 821,958 | |
| 净收益(亏损) | $ | (604,572) | | | $ | 2,734,910 | | | $ | 3,419,040 | |
| 每股净收益(亏损) | | | | | |
| 基本信息 | $ | (1.04) | | | $ | 4.73 | | | $ | 5.93 | |
| 稀释 | $ | (1.04) | | | $ | 4.71 | | | $ | 5.89 | |
| 普通股平均股数 | | | | | |
| 基本信息 | 578,949 | | | 577,670 | | | 576,578 | |
| 稀释 | 578,949 | | | 580,777 | | | 580,441 | |
| 综合收益(亏损) | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | (604,572) | | | $ | 2,734,910 | | | $ | 3,419,040 | |
| 其他全面收益(亏损) | | | | | |
| 外币折算调整 | (7,346) | | | (2,883) | | | 16,816 | |
| 其他，扣除税金后的净额 | (330) | | | (678) | | | 1,123 | |
| 其他全面收益(亏损) | (7,676) | | | (3,561) | | | 17,939 | |
| 综合收益(亏损) | $ | (612,248) | | | $ | 2,731,349 | | | $ | 3,436,979 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
综合资产负债表
(单位为千，共享数据除外)
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2020 | | 2019 |
| 资产 |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 3,328,928 | | | $ | 2,027,972 | |
| 应收账款净额 | 1,522,256 | | | 2,001,658 | |
| 盘存 | 629,401 | | | 767,297 | |
| 价格风险管理活动中的资产 | 64,559 | | | 1,299 | |
| 应收所得税 | 23,037 | | | 151,665 | |
| 其他 | 293,987 | | | 323,448 | |
| 总计 | 5,862,168 | | | 5,273,339 | |
| 物业、厂房和设备 | | | |
| 油气属性(成功努力法) | 64,792,798 | | | 62,830,415 | |
| 其他财产、厂房和设备 | 4,478,976 | | | 4,472,246 | |
| 房产、厂房和设备合计 | 69,271,774 | | | 67,302,661 | |
| 减去：累计折旧、损耗和摊销 | (40,673,147) | | | (36,938,066) | |
| 财产、厂房和设备合计(净额) | 28,598,627 | | | 30,364,595 | |
| 递延所得税 | 2,127 | | | 2,363 | |
| 其他资产 | 1,341,679 | | | 1,484,311 | |
| 总资产 | $ | 35,804,601 | | | $ | 37,124,608 | |
| 负债和股东权益 |
| 流动负债 | | | |
| 应付帐款 | $ | 1,681,193 | | | $ | 2,429,127 | |
| 应计应缴税款 | 205,754 | | | 254,850 | |
| 应付股息 | 217,419 | | | 166,273 | |
| 价格风险管理活动中的负债 | — | | | 20,194 | |
| 长期债务的当期部分 | 781,054 | | | 1,014,524 | |
| 经营租赁负债的流动部分 | 295,089 | | | 369,365 | |
| 其他 | 279,595 | | | 232,655 | |
| 总计 | 3,460,104 | | | 4,486,988 | |
| 长期债务 | 5,035,351 | | | 4,160,919 | |
| 其他负债 | 2,147,932 | | | 1,789,884 | |
| 递延所得税 | 4,859,327 | | | 5,046,101 | |
| 承担和或有事项(附注8) | | | |
| 股东权益 | | | |
普通股，$0.01标准杆，1,280,000,000授权股份及583,694,850股票和582,213,016分别于2020年12月31日和2019年12月31日发行的股票 | 205,837 | | | 205,822 | |
| 额外实收资本 | 5,945,024 | | | 5,817,475 | |
| 累计其他综合损失 | (12,328) | | | (4,652) | |
| 留存收益 | 14,169,969 | | | 15,648,604 | |
普通股由财政部持有，124,265股票和298,820股票分别于2020年12月31日和2019年12月31日 | (6,615) | | | (26,533) | |
| 股东权益总额 | 20,301,887 | | | 21,640,716 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 35,804,601 | | | $ | 37,124,608 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并股东权益报表
(单位为千，每股数据除外) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普普通通
股票 | | 其他内容
已缴入
资本 | | 累计
其他
全面
收益(亏损) | | 留用
收益 | | 普普通通
股票
被扣留在
财务处 | | 总计
股东的
权益 |
| 2017年12月31日的余额 | $ | 205,788 | | | $ | 5,536,547 | | | $ | (19,297) | | | $ | 10,593,533 | | | $ | (33,298) | | | $ | 16,283,273 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 3,419,040 | | | — | | | 3,419,040 | |
根据股票计划发行的普通股 | 8 | | | 5,612 | | | — | | | — | | | — | | | 5,620 | |
已宣布普通股股息，$0.81每股 | — | | | — | | | — | | | (469,443) | | | — | | | (469,443) | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | 17,939 | | | — | | | — | | | 17,939 | |
库存股-股票薪酬计划变动，净额 | — | | | (35,118) | | | — | | | — | | | (13,336) | | | (48,454) | |
限制性股票和限制性股票单位，净额 | 8 | | | (3,891) | | | — | | | — | | | 3,883 | | | — | |
| 基于股票的薪酬费用 | — | | | 155,337 | | | — | | | — | | | — | | | 155,337 | |
| 作为补偿发行的库存股 | — | | | 307 | | | — | | | — | | | 569 | | | 876 | |
| 2018年12月31日的余额 | 205,804 | | | 5,658,794 | | | (1,358) | | | 13,543,130 | | | (42,182) | | | 19,364,188 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | 2,734,910 | | | — | | | 2,734,910 | |
根据股票计划发行的普通股 | 1 | | | (9) | | | — | | | — | | | — | | | (8) | |
已宣布普通股股息，$1.0825每股 | — | | | — | | | — | | | (629,169) | | | — | | | (629,169) | |
| 其他全面损失 | — | | | — | | | (3,561) | | | — | | | — | | | (3,561) | |
库存股-股票薪酬计划变动，净额 | — | | | (10,637) | | | — | | | — | | | 3,784 | | | (6,853) | |
限制性股票和限制性股票单位，净额 | 17 | | | (4,566) | | | — | | | — | | | 4,549 | | | — | |
| 基于股票的薪酬费用 | — | | | 174,738 | | | — | | | — | | | — | | | 174,738 | |
| 作为补偿发行的库存股 | — | | | (845) | | | — | | | — | | | 7,316 | | | 6,471 | |
| 会计变更的累积效应 | — | | | — | | | 267 | | | (267) | | | — | | | — | |
| 2019年12月31日的余额 | 205,822 | | | 5,817,475 | | | (4,652) | | | 15,648,604 | | | (26,533) | | | 21,640,716 | |
| 净亏损 | — | | | — | | | — | | | (604,572) | | | — | | | (604,572) | |
| 根据股票计划发行的普通股 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
已宣布普通股股息，$1.50每股 | — | | | — | | | — | | | (874,063) | | | — | | | (874,063) | |
| 其他全面损失 | — | | | — | | | (7,676) | | | — | | | — | | | (7,676) | |
库存股-股票薪酬计划变动，净额 | — | | | (9,152) | | | — | | | — | | | 9,089 | | | (63) | |
限制性股票和限制性股票单位，净额 | 15 | | | (9,310) | | | — | | | — | | | 9,295 | | | — | |
| 基于股票的薪酬费用 | — | | | 146,396 | | | — | | | — | | | — | | | 146,396 | |
| 作为补偿发行的库存股 | — | | | (385) | | | — | | | — | | | 1,534 | | | 1,149 | |
| 2020年12月31日的余额 | $ | 205,837 | | | $ | 5,945,024 | | | $ | (12,328) | | | $ | 14,169,969 | | | $ | (6,615) | | | $ | 20,301,887 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并现金流量表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
| 将净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行对账： | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | (604,572) | | | $ | 2,734,910 | | | $ | 3,419,040 | |
| 不需要(提供)现金的物品 | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,400,353 | | | 3,749,704 | | | 3,435,408 | |
| 减损 | 2,099,780 | | | 517,896 | | | 347,021 | |
| 基于股票的薪酬费用 | 146,396 | | | 174,738 | | | 155,337 | |
| 递延所得税 | (186,390) | | | 631,658 | | | 894,156 | |
| (收益)资产处置亏损，净额 | 46,883 | | | (123,613) | | | (174,562) | |
| 其他，净额 | 12,826 | | | 4,496 | | | 7,066 | |
| 干井成本 | 13,083 | | | 28,001 | | | 5,405 | |
| 按市值计价的商品衍生品合约 | | | | | |
| 总(得)损 | (1,144,737) | | | (180,275) | | | 165,640 | |
从商品衍生品合约结算(支付)中收到的现金净额 | 1,070,647 | | | 231,229 | | | (258,906) | |
| | | | | |
| 其他，净额 | 1,354 | | | 962 | | | 3,108 | |
| 营运资金及其他资产和负债构成的变化 | | | | | |
| 应收帐款 | 466,523 | | | (91,792) | | | (368,180) | |
| 盘存 | 122,647 | | | 90,284 | | | (395,408) | |
| 应付帐款 | (795,267) | | | 168,539 | | | 439,347 | |
| 应计应缴税款 | (49,096) | | | 40,122 | | | (92,461) | |
| 其他资产 | 324,521 | | | 358,001 | | | (125,435) | |
| 其他负债 | 8,098 | | | (56,619) | | | 10,949 | |
与投融资活动相关的营运资金构成的变化 | 74,734 | | | (115,061) | | | 301,083 | |
| 经营活动提供的净现金 | 5,007,783 | | | 8,163,180 | | | 7,768,608 | |
| 投资现金流 | | | | | |
| 石油和天然气性质的附加物 | (3,243,474) | | | (6,151,885) | | | (5,839,294) | |
| 其他物业、厂房和设备的附加费 | (221,226) | | | (270,641) | | | (237,181) | |
| 出售资产所得收益 | 191,928 | | | 140,292 | | | 227,446 | |
| 其他投资活动 | — | | | (10,000) | | | (19,993) | |
| 与投资活动相关的营运资金构成的变化 | (74,734) | | | 115,061 | | | (301,140) | |
| 用于投资活动的净现金 | (3,347,506) | | | (6,177,173) | | | (6,170,162) | |
| 融资现金流 | | | | | |
| 长期债务借款 | 1,483,852 | | | — | | | — | |
| 长期偿债 | (1,000,000) | | | (900,000) | | | (350,000) | |
| 支付的股息 | (820,823) | | | (588,200) | | | (438,045) | |
| 购买的库存股 | (16,130) | | | (25,152) | | | (63,456) | |
| 行使股票期权收益和员工购股计划 | 16,169 | | | 17,946 | | | 20,560 | |
| 发债成本 | (2,649) | | | (5,016) | | | — | |
| 融资租赁债务的偿还 | (19,444) | | | (12,899) | | | (8,219) | |
| 与融资活动相关的营运资金构成的变化 | — | | | — | | | 57 | |
| 用于融资活动的净现金 | (359,025) | | | (1,513,321) | | | (839,103) | |
| 汇率变动对现金的影响 | (296) | | | (348) | | | (37,937) | |
| 增加现金和现金等价物 | 1,300,956 | | | 472,338 | | | 721,406 | |
| 年初现金及现金等价物 | 2,027,972 | | | 1,555,634 | | | 834,228 | |
| 年终现金和现金等价物 | $ | 3,328,928 | | | $ | 2,027,972 | | | $ | 1,555,634 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表附注
1. 重要会计政策摘要
合并原则。EOG Resources，Inc.(EOG)的合并财务报表包括所有国内和国外子公司的账目，对EOG能够施加重大影响的未合并附属公司的投资采用权益法核算，所有公司间账户和交易均已注销。
按照美国公认会计原则编制财务报表，要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响财务报表之日报告的资产和负债额、或有资产和负债的披露以及报告期内报告的收入和费用。实际结果可能与这些估计不同。
金融工具。*EOG的金融工具包括现金及现金等价物、商品衍生合约、应收账款、应付账款及流动及长期债务，以及现金及现金等价物、商品衍生合约、应收账款及应付账款的账面价值接近公允价值(见附注2及12)。
自2020年1月1日起，EOG通过了2016-13年度会计准则更新(ASU)2016-13年度“金融工具信用损失计量”(ASU 2016-13)的规定。ASU 2016-13改变了金融资产和某些其他工具的减值模型，要求实体采用前瞻性预期损失模型，这将导致提前确认信贷损失。EOG选择采用修改后的追溯方法，对截至生效日期的留存收益进行累积效果调整，采用ASU 2016-13年度。2020年1月1日之前报告的财务业绩保持不变。EOG对其适用的金融资产进行了评估，这些资产主要是其向第三方公司(包括石油和天然气行业的外国国有实体)出售碳氢化合物和联合利息账单的应收账款。基于其评估和确保收集的各种潜在补救措施，EOG没有记录采用后对留存收益的影响，并预计当前和未来的信贷损失不会是实质性的。EOG继续监测第三方公司的信用风险，以确定预期的信用损失是否会成为实质性的。
现金和现金等价物。EOG记录为现金等价物，所有原始到期日在3个月或以下的高流动性短期投资。
石油和天然气运营公司(Oil And Gas Operations)。EOG采用成功努力法核算其原油、天然气勘探生产活动。
石油和天然气租赁收购成本在发生时资本化。收购成本个别并不显著的未探明物业被汇总，估计为非生产性成本的部分将在剩余的租赁期内摊销。收购成本个别重大的未探明物业将单独进行减值审查。若未探明物业被确定为可生产，则适当的相关成本将转移至已探明的油气物业。租赁租金在发生时计入费用。
石油和天然气勘探成本(不包括钻探油井的成本)在发生时计入费用。在确定EOG是否发现了商业数量的探明储量之前，钻探油井的成本被资本化。或者如果没有发现商业数量的探明储量，这些钻探成本就会计入费用。在某些情况下，如果没有发现商业数量的探明储量，这些钻探成本就会计入费用。在某些情况下，在钻探完成后是否发现商业数量的探明储量可能不确定。*如果估计储量足以证明其作为生产井的完成是合理的，并且在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展，则此类探井钻探成本可能会继续资本化(见附注16)。开发探明储量的成本，包括用于生产原油和天然气的所有开发井和相关设备的成本，都将资本化。
已探明油气资产成本的折旧、损耗和摊销采用单位产量法计算。用于计算租赁购置成本和已探明资产收购成本折旧、损耗和摊销的储量基数为已探明已开发储量和已探明未开发储量之和。至于租赁和油井设备成本，包括开发成本和成功勘探钻探成本，储量基数仅包括已探明已开发储量。预计未来拆除、恢复和废弃成本，扣除打捞后的净额。
油气属性按照财务会计准则委员会(FASB)会计准则编纂(ASC)的采掘业-石油和天然气专题进行分组，分组的基础是具有共同地质构造特征或地层条件的属性(如油藏或油田)的合理集合。
摊销率每季度更新一次，以反映：1)资本成本的增加，2)储备修订(向上或向下)和增加，3)物业收购和/或物业处置，以及4)减值。
当情况表明已探明的油气资产可能受损时，EOG将折旧、损耗和摊销组水平的预期未贴现未来现金流与资产的未摊销资本化成本进行比较。如果基于EOG对未来原油、天然气液体(NGL)和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据的估计(和假设)，预期未贴现的未来现金流低于未摊销资本化成本。资本化成本降至公允价值。公允价值通常使用ASC公允价值计量主题中描述的收益法计算。在某些情况下，EOG使用第三方采购商接受的报价作为确定公允价值的基础。
存货(主要包括管材、完井作业用材料及用于勘探、开发及生产原油、天然气及天然气储量的油井设备)按成本及可变现净值中较低者列账，并作出适当调整以确认任何价值减少。
收入确认。自2018年1月1日起，EOG采用了ASU 2014-09“与客户的合同收入”(ASU 2014-09)的规定。ASU 2014-09和其他相关华硕要求实体确认收入，以描述向客户转让承诺的商品或服务的金额，反映实体预期有权获得的对价，以换取这些商品或服务。EOG选择使用修改后的追溯方法采用ASU 2014-09，这要求EOG在留存收益中确认截至2018年1月1日尚未实质完成的所有现有客户合同在采用之日的累积效果。采用ASU 2014-09年度对留存收益没有影响。
EOG在其综合损益表(亏损)和全面收益表(亏损)中按商品类型以及按被定义为经营部门的地理区域列报分类收入。参见备注11。
就采用ASU 2014-09年度而言，EOG将与其美国分部内若干加工及营销协议有关的天然气加工费列作收集及加工成本，而非在其综合损益表(亏损)及全面损益表(亏损)内扣除收入。天然气加工费列报的变化对营业收入、净收入或现金流没有影响。在截至2018年12月31日的一年中，采用ASU 2014-09的影响如下(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 据报道， | | 2014-09年度未采用ASU的金额 | | 更改的效果 |
| | | | | |
| 营业收入和其他 | | | | | |
原油和凝析油 | $ | 9,517,440 | | | $ | 9,517,440 | | | $ | — | |
天然气液体 | 1,127,510 | | | 1,121,237 | | | 6,273 | |
天然气 | 1,301,537 | | | 1,104,095 | | | 197,442 | |
采集、加工、销售 | 5,230,355 | | | 5,211,136 | | | 19,219 | |
营业总收入和其他 | 17,275,399 | | | 17,052,465 | | | 222,934 | |
| 运营费用 | | | | | |
收集和处理成本 | 436,973 | | | 233,258 | | | 203,715 | |
营销成本 | 5,203,243 | | | 5,184,024 | | | 19,219 | |
总运营费用 | 12,806,053 | | | 12,583,119 | | | 222,934 | |
| 营业收入 | 4,469,346 | | | 4,469,346 | | | — | |
销售原油和凝析油、NGL和天然气的收入在产品控制权转移给客户时确认，通常是在生产交付和所有权或损失风险转移给客户的时候。此类销售安排的证据是签署了合同，合同的价格通常基于所述的市场指数，并对产品质量和地理位置进行了一定的调整。由于EOG通常在履行履约义务后不久向客户开具发票，因此不确认合同资产和合同负债。截至2020年12月31日和2019年12月31日，以及自2018年1月1日起采用ASU 2014-09年度时，与客户签订的合同应收账款余额为#美元1,3371000万，$1,619300万美元和300万美元1,460分别为600万美元，并计入综合资产负债表上的应收账款净额。与客户签订合同造成的应收账款损失并不常见，也不重要。
原油和凝析油。EOG在井口或更下游的合同指定的交货点销售原油和凝析油产量。当控制权根据反映当时市场价格的合同条款转移给客户时，收入即被确认。在控制权转移之前发生的任何成本，如收集和运输，都被确认为运营费用。
天然气液体。EOG将其某些天然气生产输送到EOG拥有的加工设施或第三方加工设施，在那里提取NGL。对于EOG拥有的设施，收入在将NGL转移给客户时进行处理后确认。对于第三方设施，提取的NGL被出售给后门的加工设施的所有者，或者EOG接管并在后门销售提取的NGL，或者行使其进一步向下游销售给各种客户的选择权。在第三方设施的典型安排下，收入在NGL控制权移交后确认，要么在加工厂的后门，要么在更下游。EOG根据反映当前市场价格的合同条款确认收入，加工费确认为收集和加工成本。
天然气。EOG要么在井口销售天然气，要么在合同指定的交货点向下游销售天然气。在NGL的开采方面，EOG根据单独的协议销售残渣气体。通常情况下，EOG在加工设施的后门拥有天然气，然后在后门或更下游的地方出售。在每一种情况下，EOG都会根据反映当时市场价格的合同条款，在控制权转移到客户手中时确认收入。
集采集、加工、销售于一体。收集、加工和营销收入包括第三方原油和凝析油、NGL和天然气的销售，以及与收集和加工第三方天然气相关的费用，以及销售EOG拥有的砂的收入。EOG评估自己是这些交易的委托人还是代理人。由于相关商品的控制权在收集、加工和营销活动之前移交给EOG，EOG认为自己是这些安排的主体。因此，EOG在毛利的基础上确认这些交易。第三方商品的购买计入营销成本，第三方商品的销售和收取的采集加工费用记为采集、加工和营销收入。
其他财产、厂房和设备其他物业、厂房和设备包括收集和处理资产、压缩机、建筑物和租赁改进、砂子处理资产、计算机硬件和软件、车辆以及家具和固定装置。其他物业、厂房和设备一般按物业、厂房和设备的估计使用年限直线折旧，使用年限从3年到45年不等。
资本化利息成本。利息成本已资本化为未探明油气资产历史成本的一部分。资本化金额是对报告期内发生的利息成本的分摊。资本化利息只在勘探和开发阶段计算，一旦开始生产就停止。用于资本化目的的利率是根据EOG未偿还借款的利率计算的。利息资本化不包括通过非计息工具(如发行普通股)或通过非现金财产交换融资的未探明石油和天然气资产的重大收购。
风险管理活动的会计核算。衍生工具在资产负债表上记录为按公允价值计量的资产或负债，除非满足特定的对冲会计准则，否则衍生工具的公允价值变化目前在收益中确认。在截至2020年12月31日的三年期间，EOG选择不将其任何金融商品衍生工具指定为会计对冲，因此，这些未偿还衍生品工具的公允价值变动在变动期内确认为损益。损益在综合损益表和综合损益表上记为按市值计价的商品衍生品合约的损益。结算合约的相关现金流影响反映为经营活动的现金流。EOG在财务报告中使用衍生品资产和负债的净列报，当这些资产和负债属于同一交易对手，并受总净值安排的约束。
所得税。所得税采用资产负债法入账。根据这一方法，递延税项资产和负债根据资产和负债的财务报表账面金额与各自的税基之间的差额可归因于预期的未来税收后果进行确认。EOG评估递延税项资产的变现能力，并视情况确认估值免税额。请参阅注释6。
外币折算。美元是EOG所有合并子公司的本位币，但加拿大子公司和英国子公司(2018年第四季度出售)除外，加拿大子公司的本位币是加元，英国子公司的本位币是英镑，而本位币被认为不是美元的子公司则是美元。资产负债账户按年末汇率折算，收入和费用按年内平均汇率折算。折算调整计入综合资产负债表累计其他全面亏损。以本位币以外货币计入交易或货币资产或负债的任何损益计入当期净收益。请参阅注释4和17。
每股净收益(亏损)。每股基本净收入(亏损)是根据期内已发行普通股的加权平均数计算的，每股摊薄净收入(亏损)是根据期内已发行普通股的加权平均数加上所有潜在稀释性证券的假定普通股发行量计算的。请参阅注释9。
基于股票的薪酬。EOG根据授予日的公允价值衡量为换取股权工具奖励而收到的员工服务成本。请参阅注释7。
租约。自2019年1月1日起，EOG通过了ASU 2016-02“租赁(主题842)”(ASU 2016-02)的规定。ASU 2016-02和其他相关华硕要求承租人在综合资产负债表上确认使用权(ROU)资产和相关租赁负债，代表为某些租赁交易支付租赁款项的义务，并披露额外的租赁信息。
EOG选择采用ASU 2016-02年度及其他相关ASU，采用经修订的追溯法，并对截至生效日期的留存收益期初余额进行累积效果调整。2019年1月1日之前报告的财务业绩保持不变。此外，EOG选择了ASU 2016-02年度内的一揽子实际权宜之计，允许实体在生效日期之前不重新评估(I)任何过期或现有合同是否为租约或包含租约，(Ii)任何过期或现有租约的租约分类，或(Iii)任何现有租约的初始直接成本，但在确定生效日期现有合同的租期时，没有选择事后评估的实际权宜之计。EOG还选择了ASU 2018-01号文件下的实际权宜之计-租约(主题842)-过渡到主题842的土地地役权实践权宜之计，并且没有评估在2019年1月1日之前没有被计入租约的现有或过期的土地地役权。采用ASU 2016-02和其他相关华硕后，留存收益没有受到影响。
在正常业务过程中，EOG签订钻探、压裂、压缩、房地产和其他服务合同，这些服务包含设备和其他资产，并符合ASU 2016-02规定的租赁定义。这些合同的租赁期从一个月到30年不等，其中包括根据EOG的选择续签的任何合理肯定会行使的合同。
ROU资产及相关负债于开始日期于综合资产负债表中根据未来租赁付款确认，并根据合约内隐含利率(如可随时厘定)或EOG与合约租赁期限相称的递增借款利率贴现。EOG根据在抵押基础上借款所需的近似利率来估计其增量借款利率。租赁期限少于12个月的合同不计入综合资产负债表，而是作为短期租赁成本披露。EOG已选择不将非租赁部分从所有租赁中分离出来，不包括压裂服务、房地产和盐水处理的租赁部分，因为这些合同下的租赁付款包含大量的非租赁部分，如劳动力和运营成本。请参阅注释18。
最近发布的会计准则。2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04“参考利率改革(主题848)”(ASU 2020-04)，其中为受伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)和利率改革导致的其他利率预期中断影响的合同的会计处理提供了可选的权宜之计和例外。因更换参考汇率而修改的合同条款不需要根据相关会计准则重新计量或重新评估。允许提前领养。ASU 2020-04涵盖了参考这些费率并在2022年12月31日或之前签订的某些合同。EOG正在评估ASU 2020-04年度的条款，尚未确定对其合并财务报表和与其美元相关的相关披露的全部影响。2.0200亿优先无担保循环信贷协议。
2019年12月，FASB发布了ASU 2019-12《所得税(主题740)-简化所得税会计》(ASU 2019-12)，对所得税会计的某些方面进行了修正。ASU 2019-12删除了现有美国GAAP中与期间税收分配的增量方法和中期所得税计算的一般方法相关的特定例外，以及其他变化。ASU 2019-12还要求实体在包括颁布日期在内的过渡期内的年度有效税率计算中反映制定的税法或税率变化的影响，以及其他要求。ASU 2019-12在2020年12月15日之后开始的中期和年度期间有效，允许提前采用。EOG将采用ASU 2019-12，从2021年1月1日起生效，所有预期和适用的影响都将在预期的基础上进行要求。EOG预计ASU 2019-12的采用不会对其合并财务报表和相关披露产生实质性影响。
2. 长期债务
截至2020年12月31日和2019年12月31日的长期债务包括以下内容(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 |
| | | |
| 4.40%高级债券，2020年到期 | $ | — | | | $ | 500,000 | |
| 2.45%高级债券，2020年到期 | — | | | 500,000 | |
| 优先债券2021年到期，息率4.100 | 750,000 | | | 750,000 | |
| 2.625厘高级债券，2023年到期 | 1,250,000 | | | 1,250,000 | |
| 3.15%优先债券，2025年到期 | 500,000 | | | 500,000 | |
| 4.15%优先债券，2026年到期 | 750,000 | | | 750,000 | |
| 高级债券将于2028年到期，息率6.65% | 140,000 | | | 140,000 | |
| 优先债券2030年到期，息率4.375 | 750,000 | | | — | |
| 优先债券将于2035年到期，息率3.90% | 500,000 | | | 500,000 | |
| 5.10%高级债券，2036年到期 | 250,000 | | | 250,000 | |
| 4.950厘优先债券，2050年到期 | 750,000 | | | — | |
长期债务 | 5,640,000 | | | 5,140,000 | |
| 融资租赁(见附注18) | 212,217 | | | 57,900 | |
| 减去：长期债务的当前部分 | 781,054 | | | 1,014,524 | |
| 未摊销债务贴现 | 30,931 | | | 19,528 | |
| 发债成本 | 4,881 | | | 2,929 | |
| 长期债务总额 | $ | 5,035,351 | | | $ | 4,160,919 | |
截至2020年12月31日，长期债务(不包括融资租赁义务)的年度总到期日为#美元。750到2021年，零2022年，1.252023年将达到10亿，零2024年和$5002025年将达到100万。
在2020年12月31日和2019年12月31日，EOG不是未偿还商业票据借款，在2020至2019年期间没有利用任何商业票据借款。
2021年2月1日，EOG到期偿还美元7501,000,000美元的本金总额4.1002021年到期的优先债券百分比。
2020年6月1日，EOG到期偿还了1美元5001,000,000美元的本金总额4.402020年到期的优先债券百分比。
2020年4月14日，EOG完成了美元的发行7501,000,000美元的本金总额4.3752030年到期的优先债券百分比和$7501,000,000美元的本金总额4.9502050年到期的优先债券百分比(合计为债券)。该批债券的利息由二零二零年十月十五日开始，每半年派息一次，分别於每年四月十五日及十月十五日派息一次。EOG收到净收益#美元1.48发行债券的收入为30亿美元，用于偿还2020年6月1日到期的4.40%的优先债券(见下文)，以及用于一般企业用途，包括资本支出的资金。
2020年4月1日，EOG到期偿还美元5001,000,000美元的本金总额2.452020年到期的优先债券百分比。
2019年6月27日，EOG进入新的$2.0与国内外贷款人(银行)签订的1,000亿优先无担保循环信贷协议(以下简称协议)。该协议取代了EOG的$2.0200亿优先无担保循环信贷协议，日期为2015年7月21日，与国内外贷款人签订，计划到期日为2020年7月21日并由EOG终止(不受处罚)，自2019年6月27日起生效，与协议的执行有关。
该协议的预定到期日为2024年6月27日，并包括EOG可在符合某些条款和条件的情况下延长连续一年期限的选项，最多可延长两次。该协议(I)承诺银行在任何未偿还的时间提供本金总额不超过20亿美元的垫款，EOG可以选择要求将总承诺额增加到不超过$3.030亿美元，受某些条款和条件的限制，(Ii)包括Swingline子贷款和信用证子贷款。协议项下的预付款将根据伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)加适用保证金(欧洲美元利率)或基本利率(如协议定义)加适用保证金，根据EOG的选择计息。该协议包含EOG认为是投资级高级无担保商业银行信贷协议惯例的陈述、担保、契诺和违约事件，包括一项维持总债务与资本比率(如协议中定义的此类条款)不超过的财务契约，这些陈述、担保、契约和违约事件是EOG认为是投资级高级无担保商业银行信贷协议的惯常做法，其中包括一项金融契约，即维持总债务与资本的比率(如协议中定义的那样)65%。在2020年12月31日，EOG遵守了这一财务公约。在2020年12月31日和2019年12月31日，不是本协议项下未偿还的借款或信用证。如果在2020年12月31日根据该协议借入任何金额，欧洲美元汇率和基本汇率(包括适用的保证金)将为1.04%和3.25%。
2019年6月3日，EOG到期偿还美元9001,000,000美元的本金总额5.6252019年到期的优先债券百分比。
3. 股东权益
普通股。*2001年9月，EOG董事会(董事会)授权购买总额最高为10100万股普通股，取代了所有之前的授权。截至2020年12月31日，6,386,200根据这项授权，普通股仍可购买。EOG上一次根据此项授权购买普通股是在2003年3月。此外，普通股由EOG不时扣缴或退还给EOG，以履行行使员工股票期权或股票结算股票增值权(SARS)、归属限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予或支付员工股票期权的行使价所产生的预扣税义务。被扣留或退还的普通股不计入上文讨论的董事会授权。履行EOG基于股票的补偿计划下产生的任何义务，以及可能需要该等普通股的任何其他经批准的交易或活动。
2021年2月25日，董事会增加了普通股的季度现金股息，而之前的现金股息为1美元0.375每股减至$0.4125每股，从将于2021年4月30日向截至2021年4月16日登记在册的股东支付的股息开始生效。
2020年2月27日，董事会增加了普通股的季度现金股息，而之前的现金股息为1美元0.2875每股减至$0.375每股，从2020年4月30日向截至2020年4月16日登记在册的股东支付的股息开始生效。
2019年5月2日，董事会增加了普通股的季度现金股息，而不是之前的1美元0.22每股减至$0.2875每股，从2019年7月31日支付给截至2019年7月17日登记在册的股东的股息开始生效。
2018年8月2日，董事会增加了普通股的季度现金股息，而不是之前的1美元0.1850每股减至$0.22每股，从2018年10月31日支付给截至2018年10月17日登记在册的股东的股息开始生效。2018年2月27日，董事会增加了普通股的季度现金股息，而不是之前的1美元0.1675每股减至$0.1850每股，从2018年4月30日支付给截至2018年4月16日登记在册的股东的股息开始生效。
以下汇总了截至2018年12月31日、2018年12月31日、2019年和2020年的每一年的普通股活动(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普通股 |
| | 已发布 | | 财务处 | | 出类拔萃 |
| | | | | |
| 2017年12月31日的余额 | 578,828 | | | (351) | | | 578,477 | |
| 根据股票补偿计划发行的普通股 | 1,580 | | | — | | | 1,580 | |
购买的库存股(1) | — | | | (539) | | | (539) | |
| 员工购股计划下发行的普通股 | — | | | 180 | | | 180 | |
| 根据股票补偿计划发行的库存股 | — | | | 325 | | | 325 | |
| 2018年12月31日的余额 | 580,408 | | | (385) | | | 580,023 | |
| 根据股票补偿计划发行的普通股 | 1,688 | | | — | | | 1,688 | |
购买的库存股(1) | — | | | (310) | | | (310) | |
| 员工购股计划下发行的普通股 | 117 | | | 106 | | | 223 | |
| 根据股票补偿计划发行的库存股 | — | | | 290 | | | 290 | |
| 2019年12月31日的余额 | 582,213 | | | (299) | | | 581,914 | |
| 根据股票补偿计划发行的普通股 | 1,482 | | | — | | | 1,482 | |
购买的库存股(1) | — | | | (389) | | | (389) | |
| 员工购股计划下发行的普通股 | — | | | 377 | | | 377 | |
| 根据股票补偿计划发行的库存股 | — | | | 187 | | | 187 | |
| 2020年12月31日的余额 | 583,695 | | | (124) | | | 583,571 | |
(1) 指(I)因行使员工股票期权或SARS或授予限制性股票、限制性股票单位或业绩单位授予而产生的预扣税款义务，或(Ii)支付员工股票期权的行使价而扣留或退还EOG的股票。
优先股.EOG目前有一个授权的优先股系列。截至2020年12月31日，有不是已发行优先股的股份。
4. 累计其他综合损失
累计其他全面亏损包括一般在合并股东权益报表中报告的某些交易。截至2020年12月31日和2019年12月31日的累计其他全面亏损的组成部分包括以下内容(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 外币折算调整 | | 其他 | | 总计 |
| | | | | |
| 2018年12月31日 | $ | 174 | | | $ | (1,532) | | | $ | (1,358) | |
| 会计变更的累积影响 | — | | | 267 | | | 267 | |
| 其他税前综合亏损 | (2,883) | | | (533) | | | (3,416) | |
| 税收效应 | — | | | (145) | | | (145) | |
| 其他综合损失 | (2,883) | | | (678) | | | (3,561) | |
| 2019年12月31日 | (2,709) | | | (1,943) | | | (4,652) | |
| 其他税前综合亏损 | (7,346) | | | (183) | | | (7,529) | |
税收效应 | — | | | (147) | | | (147) | |
其他综合损失 | (7,346) | | | (330) | | | (7,676) | |
| 2020年12月31日 | $ | (10,055) | | | $ | (2,273) | | | $ | (12,328) | |
不是在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，从累计的其他全面亏损中重新分类了大量资金。
5. 其他收入，净额
其他收入，2020年净额包括利息收入(#美元12100万美元)，部分被特立尼达合成氨厂投资的股权损失所抵消(#美元2百万)。其他收入，2019年净额包括利息收入(#美元26百万美元)和净外币交易收益(#美元2百万)。其他收入，2018年净额包括利息收入(#美元12百万美元)，向下调整递延薪酬费用(#美元6100万美元)和特立尼达合成氨厂投资的股权收入(#美元)。2百万美元)，部分由净外币交易损失(#美元)抵消7百万)。
6. 所得税
截至2020年12月31日和2019年12月31日，EOG递延所得税净负债总额的主要组成部分如下(单位：千)：
| | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 |
| 递延所得税资产(负债) | | | |
国外油气勘探开发成本在账面折旧、损耗和摊销项下扣税 | $ | 25,129 | | | $ | 5,825 | |
| 国外净营业亏损 | 74,280 | | | 66,675 | |
| 外国估值免税额 | (97,499) | | | (70,455) | |
| 外国其他 | 217 | | | 318 | |
| 递延所得税净资产总额 | $ | 2,127 | | | $ | 2,363 | |
| 递延所得税(资产)负债 | | | |
油气勘探开发成本在税额超过账面折旧、损耗和摊销后扣除 | $ | 5,028,010 | | | $ | 5,277,550 | |
| 商品套期保值合约 | 14,518 | | | (4,699) | |
| 递延补偿计划 | (42,594) | | | (47,650) | |
| 应计费用和负债 | — | | | (8,502) | |
| 股权奖 | (102,944) | | | (108,324) | |
| 替代性最低税收抵免结转 | — | | | (31,904) | |
| 未分配外汇收益 | 9,843 | | | 15,746 | |
| 其他 | (47,506) | | | (46,116) | |
| 递延所得税净负债总额 | $ | 4,859,327 | | | $ | 5,046,101 | |
| 递延所得税净负债总额 | $ | 4,857,200 | | | $ | 5,043,738 | |
以下年份的所得税前收入(亏损)构成如下(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
| 美国 | $ | (756,479) | | | $ | 3,466,578 | | | $ | 4,084,156 | |
| 外国 | 17,425 | | | 78,689 | | | 156,842 | |
| 总计 | $ | (739,054) | | | $ | 3,545,267 | | | $ | 4,240,998 | |
以下年份EOG所得税拨备(福利)的主要组成部分如下(以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| 目前： | | | | | |
| 联邦制 | $ | (107,834) | | | $ | (152,258) | | | $ | (303,853) | |
| 状态 | 6,790 | | | 10,819 | | | 17,048 | |
| 外国 | 40,248 | | | 81,426 | | | 65,615 | |
| 总计 | (60,796) | | | (60,013) | | | (221,190) | |
| 延期： | | | | | |
| 联邦制 | (153,027) | | | 626,901 | | | 862,075 | |
| 状态 | (15,400) | | | 32,541 | | | 43,293 | |
| 外国 | (17,963) | | | (27,784) | | | (11,212) | |
| 总计 | (186,390) | | | 631,658 | | | 894,156 | |
其他非当前：(1) | | | | | |
| 联邦制 | 112,704 | | | 245,125 | | | 148,992 | |
| 外国 | — | | | (6,413) | | | — | |
总计 | 112,704 | | | 238,712 | | | 148,992 | |
| | | | | |
| 所得税拨备(福利) | $ | (134,482) | | | $ | 810,357 | | | $ | 821,958 | |
(1) 包括预计在未来12个月后支付或收到的某些金额的变化。主要组成部分是可退还的替代最低税额(AMT)抵免。
以下年份按美国联邦法定税率和EOG有效税率计算的税款差异如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 | |
| 法定联邦所得税税率 | 21.00 | % | | 21.00 | % | | 21.00 | % | |
| 州所得税，扣除联邦福利后的净额 | 0.92 | | | 0.97 | | | 1.12 | | |
| 与涉外业务有关的所得税规定 | (0.09) | | | 0.87 | | | 0.51 | | |
| 与加拿大业务相关的所得税规定 | (2.43) | | | — | | | — | | |
TCJA(1) | — | | | — | | | (2.60) | | (2) |
| 基于股份的薪酬 | (2.94) | | | 0.02 | | | (0.47) | | |
| 其他 | 1.74 | | | — | | | (0.18) | | |
| 有效所得税率 | 18.20 | % | | 22.86 | % | | 19.38 | % | |
(1) 减税和就业法案(TCJA)于2017年颁布，2018年需要进行一定的计量期调整。
(2) 包括利用某些税收净营业亏损(NOL)的影响((1.2)%)，联邦自动减支费用的撤销((1.0%)和其他TCJA影响((0.4)%).
2020年净有效税率为18%，低于上年的23%，主要是由于EOG海外业务的应占税以及基于股票的补偿税赤字增加所致。
递延税金资产被记录为某些税收优惠，包括税收NOL和税收抵免结转，前提是管理层评估这些资产的使用情况“很可能不是”。管理层评估现有的正面和负面证据，以估计未来是否会产生足够的应税收入来使用现有的递延税项资产。在这项评估的基础上，EOG记录了某些外国和国家递延税项资产中管理层认为更有可能实现的部分的估值免税额。
EOG对以下年份递延所得税资产估值免税额的前滚的主要组成部分如下(以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
| 期初余额 | $ | 200,831 | | | $ | 167,142 | | | $ | 466,421 | |
增加(1) | 25,573 | | | 30,673 | | | 23,062 | |
减少量(2) | (11,343) | | | (75) | | | (26,219) | |
其他(3) | 3,942 | | | 3,091 | | | (296,122) | |
期末余额 | $ | 219,003 | | | $ | 200,831 | | | $ | 167,142 | |
(1) 与税收NOL和其他递延税项资产的产生相关的估值免税额增加。
(2) 与某些递延税项资产及其相关免税额调整相关的估值免税额减少。
(3) 表示处置、修订和/或汇率差异以及法定所得税税率变化的影响。英国业务于2018年第四季度出售。
截至2020年12月31日，EOG的州所得税NOL约为$1.915亿美元，如果不使用，将在2021年至2039年之间到期。EOG也有加拿大的NOL为$2751000万美元，其中一些可以结转到20年。如上所述，这些NOL和其他不太重要的税收优惠已经就使用的可能性进行了评估，并为这些递延所得税资产中不符合“更有可能”门槛的部分建立了估值免税额。
截至2020年12月31日，所有司法管辖区的未确认税收优惠总额为#美元。1080万美元，原因是对某些薪酬扣除进行了税收处理，其中全额可能会对收益产生影响。在2020年第四季度，EOG解决了2016和2017纳税年度因其对与水平钻井和完井业务的某些创新相关的研究和经验支出的税收处理而产生的不确定税收状况。因此，这一期间的不确定税收状况和收益余额减少了#美元。29300万美元和300万美元5分别为2000万人。EOG将与未确认的税收优惠相关的利息和罚款记录在其所得税拨备中。不是利息支出已在综合收益表(亏损)和全面收益(亏损)中确认，这与剩余的未确认税收优惠有关，因为这些位置将在修订后的申报表中申报或作为自己建议的审计调整进行确认，如果持续下去，将导致退款。EOG预计未确认税收优惠的金额在未来12个月内不会有实质性变化。EOG及其子公司提交所得税申报单，并在美国和各个州、地方和外国司法管辖区接受税务审计。EOG在其主要司法管辖区最早的开放纳税年度如下：美国联邦(2016年)、加拿大(2016年)、特立尼达(2013年)和中国(2010年)。
EOG海外子公司的未分配收益不被视为永久性地再投资于美国以外的地区。因此，EOG可能被要求就这些未分配收益以及与其在这些子公司的投资相关的任何其他外部差额应计某些美国联邦、州和外国递延所得税。截至2020年12月31日，EOG累计记录美元10对其未分配的外国收益进行预扣的递延外国所得税1.8亿美元。此外，EOG的海外收益可能受到美国联邦“全球无形低税收入”(GILTI)的影响。EOG将任何GILTI税记录为期间费用。
7. 员工福利计划
基于股票的薪酬
在2020年，EOG维持了各种基于股票的薪酬计划，如下所述。EOG确认授予股票期权、SARS、限制性股票和限制性股票单位、绩效单位以及根据EOG Resources，Inc.员工股票购买计划(ESPP)授予的薪酬费用。基于股票的薪酬费用是根据授予日期估计的奖励公允价值(扣除没收)，基于EOG的历史员工流失率计算的。薪酬费用在授权期或从以下时间较短的时间内摊销
股票薪酬费用根据领取补助金员工的工作职能，计入综合收益表(亏损)和综合收益表(亏损)。截至2019年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度，与EOG股票薪酬计划相关的薪酬支出如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
| 租赁和水井 | $ | 52 | | | $ | 56 | | | $ | 51 | |
| 收集和处理成本 | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 勘探成本 | 21 | | | 26 | | | 25 | |
| 一般事务和行政事务 | 72 | | | 92 | | | 78 | |
| 总计 | $ | 146 | | | $ | 175 | | | $ | 155 | |
修订和重新修订的EOG Resources，Inc.2008综合股权补偿计划(2008计划)规定授予股票期权、SARS、限制性股票和限制性股票单位、业绩单位以及其他基于股票的奖励。
股票期权、特别行政区、限制性股票和限制性股票单位、业绩单位授予的授予时间表一般如下：
| | | | | | | | |
| 授予类型 | | 归属附表 |
| 股票期权/SARS | | 在授权日的前三个周年分别以三分之一为增量归属 |
| | |
| 限制性股票/限制性股票单位 | | “悬崖”归属自授予之日起计三年 |
| | |
| 绩效单位 | | 三年履约期后2月28日的“悬崖”归属和补偿委员会对适用业绩倍数的证明 |
在2020年12月31日，大约2.0根据2008年计划，仍有100万股普通股可供授予。EOG的政策是在可获得库藏股的范围内，从先前授权的未发行股份或库存股中发行与2008年计划相关的股票。
在2020、2019年和2018年，EOG发行了与股票期权/SAR行使、限制性股票授予、限制性股票单位和业绩单位释放以及ESPP购买相关的股票。所得税拨备中确认的净税负和超额税收优惠为$(22)2000万美元，(1)300万元和300万元20截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为3.8亿美元。
股票期权、股票结算增值权和员工购股计划。EOG基于股票的补偿计划(包括2008计划)的参与者已经或可能被授予购买普通股的期权。此外，EOG股票计划(包括2008计划)的参与者已经或可能被授予SARS，这代表着根据授予数量的股票价格自授予之日起的升值，获得普通股的权利。股票期权和SARS的授予价格不低于授予日普通股的市场价格。股票期权和SARS的条款七年了EOG的ESPP允许符合条件的员工通过工资扣除每半年购买一次普通股，价格为85在指定日期的公平市场价值的百分比。对ESPP的贡献限于10在每年两个六个月的提供期间，员工工资的百分比(受特定的ESPP限制)。
股票期权授予和SAR授予的公允价值使用Hull-White II二项式期权定价模型估计。ESPP授予的公允价值使用Black-Scholes-Merton模型估计。*与股票期权、SAR和ESPP授予相关的基于股票的薪酬支出总计$62百万，$63百万美元和$60截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为100万美元。
用于评估截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度的股票期权、SAR和ESPP授予的加权平均公允价值和估值假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 股票期权/SARS | | ESPP |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 | | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | | | | | | | |
赠款的加权平均公允价值 | $ | 11.06 | | | $ | 19.49 | | | $ | 33.46 | | | $ | 19.14 | | | $ | 22.83 | | | $ | 25.75 | |
| 预期波动率 | 44.47 | % | | 32.02 | % | | 28.23 | % | | 53.48 | % | | 34.78 | % | | 24.59 | % |
| 无风险利率 | 0.21 | % | | 1.69 | % | | 2.68 | % | | 0.90 | % | | 2.27 | % | | 1.89 | % |
| 股息收益率 | 3.27 | % | | 1.39 | % | | 0.72 | % | | 2.27 | % | | 1.04 | % | | 0.64 | % |
| 预期寿命 | 5.2年份 | | 5.1年份 | | 5.0年份 | | 0.5年份 | | 0.5年份 | | 0.5年份 |
预期波动率基于EOG普通股交易期权的历史波动率和隐含波动率的同等权重。无风险利率基于授予时有效的美国国债收益率。预期寿命基于股票期权、SAR和ESPP授予的历史经验和合同条款。
下表列出了截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的股票期权和SAR交易(股票期权和SARS(以千计))：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | 数
的库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 数
的库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 数
的库存
选项/
非典 | | 加权
平均值
格兰特
价格 |
| | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未偿还款项 | 9,395 | | | $ | 94.53 | | | 8,310 | | | $ | 96.90 | | | 9,103 | | | $ | 83.89 | |
| 授与 | 1,996 | | | 37.63 | | | 1,965 | | | 75.39 | | | 1,906 | | | 126.49 | |
练习(1) | (23) | | | 69.59 | | | (606) | | | 61.43 | | | (2,493) | | | 72.21 | |
| 没收 | (1,182) | | | 88.93 | | | (274) | | | 102.57 | | | (206) | | | 94.43 | |
| 截至12月31日未偿还款项 | 10,186 | | | 84.08 | | | 9,395 | | | 94.53 | | | 8,310 | | | 96.90 | |
股票期权/SARS可于12月31日行使 | 6,343 | | | 96.41 | | | 5,275 | | | 94.21 | | | 3,969 | | | 85.82 | |
(1)在2020、2019年和2018年期间行使的股票期权/SARS的总内在价值为$0.4百万，$14百万美元和$118内在价值是基于普通股在行使之日的市场价格与股票期权/SARS的授予价格之间的差额。
截至2020年12月31日，有9.9已归属或预期归属的百万股票期权/SARS，加权平均授权价为$84.76每股，内在价值为$22.5百万美元，加权平均剩余合同期限为4.2好几年了。
下表汇总了截至2020年12月31日已发行和可行使的股票期权和SARS的某些信息(股票期权和SARS以千计)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票期权/杰出的SARS | | 股票期权/可行使的SARS |
范围：
格兰特
价格 | | 股票
选项/
非典 | | 加权
平均值
剩馀
生命
(年) | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 集料 内在性 价值(1) | | 股票
选项/
非典 | | 加权
平均值
剩馀
生命
(年) | | 加权
平均值
格兰特
价格 | | 集料 内在性 价值(1) |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 1，34.00美元至1,743.99美元 | | 1,974 | | | 7 | | $ | 37.43 | | | | | 10 | | | 1 | | $ | 37.44 | | | |
| 44.00至74.99美元。 | | 872 | | | 2 | | 69.37 | | | | | 846 | | | 2 | | 69.47 | | | |
| *75.00，*75.99 | | 1,863 | | | 6 | | 75.09 | | | | | 636 | | | 5 | | 75.09 | | | |
| *76.00，*95.99 | | 1,242 | | | 3 | | 94.47 | | | | | 1,215 | | | 3 | | 94.63 | | | |
| *96.00%至**101.99。 | | 2,477 | | | 3 | | 97.95 | | | | | 2,457 | | | 3 | | 97.95 | | | |
| 102.00至129.99美元 | | 1,758 | | | 5 | | 126.44 | | | | | 1,179 | | | 5 | | 126.37 | | | |
| | | 10,186 | | | 4 | | 84.08 | | | $ | 24,578 | | | 6,343 | | | 3 | | 96.41 | | | $ | 124 | |
(1)根据普通股在一年中最后一个交易日的收盘价与现金股票期权和SARS的授予价格之间的差额，以千为单位。
截至2020年12月31日，与非既得股票期权和特别行政区授予相关的未确认补偿费用总计为1美元。53这笔未确认的费用将在#年的加权平均期间以直线方式摊销。2.1好几年了。
在2018年股东年会上，EOG股东批准了ESPP的修正案和重述，以增加可供授予的股票数量(包括其他变化)。在2020年12月31日，大约1.9根据ESPP，仍有100万股普通股可供授予。下表汇总了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的ESPP活动(单位为千，参与者数量除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
| 大约参加人数 | 2,063 | | | 1,998 | | | 1,934 | |
| 购买的股份 | 377 | | | 224 | | | 180 | |
| 采购总价 | $ | 16,103 | | | $ | 16,533 | | | $ | 14,887 | |
限售股和限售股单位。员工可以免费获得限制性(非既得性)股票和/或限制性股票单位。当限制性股票被授予时，普通股的股票被释放给员工。*在被授予时，限制性股票单位被转换为普通股股票并释放给员工。与限制性股票和限制性股票单位相关的基于股票的薪酬支出总计$75百万，$97百万美元和$81截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为100万美元。
下表列出了截至2018年12月31日、2020年、2019年和2018年12月31日的限制性股票和限制性股票单位交易(股份和单位为千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | 股数和单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 | | 股数和单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 | | 股数和单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 |
| | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未偿还款项 | 4,546 | | | $ | 90.16 | | | 3,792 | | | $ | 96.64 | | | 3,905 | | | $ | 88.57 | |
| 授与 | 1,488 | | | 38.10 | | | 1,749 | | | 80.01 | | | 812 | | | 117.55 | |
放行(1) | (1,213) | | | 85.92 | | | (855) | | | 96.93 | | | (740) | | | 78.16 | |
| 没收 | (79) | | | 86.52 | | | (140) | | | 97.54 | | | (185) | | | 92.12 | |
截至12月31日未偿还款项(2) | 4,742 | | | 74.97 | | | 4,546 | | | 90.16 | | | 3,792 | | | 96.64 | |
(1)截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度发布的限制性股票和限制性股票单位的内在价值合计为美元。48百万，$70百万美元和$84分别为百万美元。内在价值是基于EOG的普通股在限制性股票和限制性股票单位被释放之日的收盘价。
(2)截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日，已发行限制性股票和限制性股票单位的内在价值总额为#美元。236百万，$381百万美元和$331分别为百万美元。内在价值是基于普通股在一年中最后一个交易日的收盘价。
截至2020年12月31日，与限制性股票和限制性股票单位相关的未确认薪酬支出总计为美元。178百万美元。这种未确认的费用将在加权平均期间内以直线方式确认。1.6好几年了。
性能单位。 自2012年以来，EOG每年都会向其高管颁发绩效单位(Performance Awards)。正如授予协议中更全面地讨论的那样，适用于这些基于业绩的授予的业绩衡量标准是EOG在过去一年中的总股东回报三-相对于指定同业公司集团股东总回报的年度业绩期间(业绩期间)。在履约期限结束时应用履约倍数时，至少0%，最大值为200颁发的绩效奖中可能有%是杰出的。绩效奖的公允价值是使用蒙特卡洛模拟来估算的。与绩效奖励拨款相关的基于股票的薪酬支出总计为#美元。9百万，$15百万美元和$14截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为100万美元。
在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，用于评估绩效奖的加权平均公允价值和估值假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
| 赠款的加权平均公允价值 | $ | 42.77 | | | $ | 79.98 | | | $ | 136.74 | |
| 预期波动率 | 47.27 | % | | 29.20 | % | | 29.92 | % |
| 无风险利率 | 0.16 | % | | 1.51 | % | | 2.85 | % |
预期波动率基于模拟期限内与期限匹配的历史波动率，该历史波动率是根据授予日期和履约期结束之间的时间计算的。无风险利率是从授予日的国库券不变到期日收益率曲线得出的。
下表列出了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度绩效奖励交易(单位为千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | 单位数 | | | 每个授权日的加权平均价格 | | 单位数 | | 每个授权日的加权平均价格 | | 单位数 | | 每个授权日的加权平均价格 |
| | | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未偿还款项 | 598 | | | | $ | 92.19 | | | 539 | | | $ | 101.53 | | | 502 | | | $ | 90.96 | |
| 授与 | 172 | | | | 37.44 | | | 172 | | | 75.09 | | | 113 | | | 125.73 | |
授予绩效倍数(1) | 66 | | | | 100.95 | | | 72 | | | 69.43 | | | 72 | | | 101.87 | |
放行(2) | (223) | | | | 88.52 | | | (185) | | | 94.63 | | | (148) | | | 84.43 | |
| 没收 | — | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
截至12月31日未偿还款项(3) | 613 | | (4) | | 79.10 | | | 598 | | | 92.19 | | | 539 | | | 101.53 | |
(1)在2016、2015和2014年颁发的表现奖的表演期结束后，表现倍数为150%, 200%和200分别对每项赠款应用%，从而在2020年2月、2019年和2018年2月获得额外的绩效奖赠款。
(2)截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度公布的表现奖总内在价值为13百万，$15百万美元和$18分别为百万美元。内在价值是基于EOG公司普通股在业绩奖发布之日的收盘价。
(3)截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日，未偿还绩效奖的总内在价值为$31百万，$50百万美元和$47分别为百万美元。内在价值是基于普通股在一年中最后一个交易日的收盘价。
(4)在其余每个履约期结束时应用相关的履约倍数时，至少77和最多1,149表演奖可能会非常出色。
截至2020年12月31日，与绩效奖励相关的未确认薪酬支出总计为$5百万美元。这类未确认的费用将以直线方式在以下加权平均期内摊销1.9好几年了。
在2017年9月颁发的表现奖的表演期结束后，表现倍数为125%被应用于赠款，从而产生了额外的19,6292021年2月的表演奖。
养老金计划。EOG为其在美国的大多数员工制定了固定缴费养老金计划。EOG对养老金计划的缴费基于不同的薪酬百分比，在某些情况下，还基于员工的缴费金额。EOG为该计划确认的总成本为$46百万，$51百万美元和$432020年、2019年和2018年分别为100万。
此外，EOG的特里尼迪亚子公司维持一项缴费固定收益养老金计划和一项匹配的储蓄计划，这些养老金计划可供特里尼迪亚子公司的大多数员工使用。EOG对这些计划的总捐款为$1分别为2020年、2019年和2018年的100万美元。
对于特里尼迪亚固定福利养老金计划，福利义务、计划资产的公允价值和应计福利成本共计#美元。13百万，$12百万美元和$0.1分别为2020年12月31日和2020年12月31日的100万美元12百万，$10百万美元和$0.1分别为2019年12月31日的100万。
退休后医疗保健。EOG为符合条件的美国和特立尼达员工及其合格家属提供退休后医疗和牙科福利，费用不是很大。
8. 承诺和或有事项
信用证和保函。截至2020年12月31日和2019年12月31日，EOG分别有未偿还的备用信用证和担保总额为$854百万美元和$902百万美元，主要代表代表子公司的付款或履约义务担保。截至2021年2月18日，EOG已收到不是根据这些担保要求付款。
最低承诺。截至2020年12月31日，根据当前运输和储存费率以及2020年12月31日用于将加元兑换成美元的外币汇率，采购和服务义务以及不符合租赁条件的运输和储存服务承诺的最低承诺总额如下(以百万计)：
| | | | | |
| 最小合计
承付款 |
| |
| 2021 | $ | 1,393 | |
| 2022 | 1,263 | |
| 2023 | 1,064 | |
| 2024 | 790 | |
| 2025 | 649 | |
| 2026年及以后 | 2,764 | |
| | $ | 7,923 | |
意外情况。目前，在EOG的正常业务过程中，有各种针对EOG的诉讼和索赔悬而未决，包括合同纠纷、人身伤害和财产损失索赔以及所有权纠纷。虽然最终结果和对EOG的影响无法预测，但管理层相信，这些诉讼和索赔的解决不会对EOG的综合财务状况、运营业绩或现金流产生实质性的不利影响。EOG会在现有信息表明可能出现亏损和损失金额时，记录应急准备金
9. 每股净收益(亏损)
下表列出了截至12月31日、2020年、2019年和2018年12月31日止年度每股净收益(亏损)的计算(单位为千，每股数据除外)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| 基本每股收益和稀释后每股收益的分子- | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | (604,572) | | | $ | 2,734,910 | | | $ | 3,419,040 | |
| 基本每股收益的分母- | | | | | |
| 加权平均股份 | 578,949 | | | 577,670 | | | 576,578 | |
| 潜在稀释普通股- | | | | | |
| 股票期权/SARS | — | | | 258 | | | 1,137 | |
| 限制性股票/单位和业绩单位 | — | | | 2,849 | | | 2,726 | |
| 稀释后每股收益的分母- | | | | | |
| 调整后稀释加权平均股票 | 578,949 | | | 580,777 | | | 580,441 | |
| 每股净收益(亏损) | | | | | |
| 基本信息 | $ | (1.04) | | | $ | 4.73 | | | $ | 5.93 | |
| 稀释 | $ | (1.04) | | | $ | 4.71 | | | $ | 5.89 | |
稀释每股收益的计算不包括股票期权、SARS、限制性股票、限制性股票单位、业绩单位和ESPP授予，这些被排除的股票期权、SARS和ESPP授予的股票是9.6百万，6.1百万和0.6截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为100万美元。被排除的限制性股票、限制性股票单位和业绩单位授予的基础股票是5.0截至2020年12月31日的一年中，公司股票数量为100万股。
10. 补充现金流信息
截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的利息和所得税支付(收到)现金净额如下(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
| 利息，扣除资本化利息后的净额 | $ | 205,447 | | | $ | 186,546 | | | $ | 243,279 | |
| 所得税，扣除收到的退款后的净额 | $ | (205,795) | | | $ | (291,849) | | | $ | 75,634 | |
截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日，EOG的应计资本支出为414百万，$612百万美元和$592分别为百万美元。
截至2020年12月31日的年度的非现金投资活动包括增加$212由于财产交换，EOG的石油和天然气资产增加了100万美元，并增加了$174向EOG与仓储设施融资租赁交易相关的其他物业、厂房和设备支付100万美元。
截至2019年12月31日的年度的非现金投资活动包括增加$150由于财产交换，EOG的石油和天然气资产将增加100万美元。
截至2018年12月31日的年度的非现金投资活动包括增加$362由于财产交换，EOG的石油和天然气资产增加了100万美元，并增加了$49EOG的其他物业、厂房和设备，主要与二叠纪盆地的融资租赁交易有关。
截至2020年12月31日及2019年12月31日止年度的租赁支付现金于附注18披露。
11. 业务细分信息
EOG的业务全部与原油、NGL和天然气勘探生产相关。ASC的部门报告主题建立了在年度财务报表中报告运营部门信息的标准。运营部门被定义为企业的组成部分，首席运营决策者或决策小组在决定如何分配资源和评估业绩时，可以获得并定期评估有关这些信息的单独财务信息。EOG的首席运营决策过程是非正式的，涉及董事会主席、首席执行官和其他关键官员。该小组定期审查并做出与EOG每一项主要生产相关的重大问题的运营决策特立尼达和中国及其在阿曼苏丹国(阿曼)的勘探项目。出于部门报告的目的，首席运营决策者将美国的主要产区视为一个运营部门。
以下是截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日以及截至2018年12月31日的可报告部门的财务信息(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 联合
国家 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2020 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 5,773,582 | | | $ | 10,723 | | | $ | 1,304 | | | $ | 5,785,609 | |
| 天然气液体 | 667,514 | | | — | | | — | | | 667,514 | |
| 天然气 | 614,002 | | | 168,967 | | | 54,164 | | | 837,133 | |
按市值计价的商品衍生品合约收益 | 1,144,737 | | | — | | | — | | | 1,144,737 | |
| 采集、加工、销售 | 2,581,493 | | | 1,491 | | | — | | | 2,582,984 | |
| 资产处置损益，净额 | (47,018) | | | (44) | | | 179 | | | (46,883) | |
| 其他，净额 | 60,989 | | | (35) | | | — | | | 60,954 | |
营业收入和其他(2) | 10,795,299 | | | 181,102 | | | 55,647 | | | 11,032,048 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,323,800 | | | 60,629 | | | 15,924 | | | 3,400,353 | |
营业收入(亏损)(3) | (545,566) | | | 74,801 | | | (73,251) | | | (544,016) | |
| 利息收入 | 10,783 | | | 922 | | | 34 | | | 11,739 | |
| 其他收入(费用) | 153 | | | (2,129) | | | 465 | | | (1,511) | |
| 净利息支出 | 205,266 | | | — | | | — | | | 205,266 | |
| 所得税前收入(亏损) | (739,896) | | | 73,594 | | | (72,752) | | | (739,054) | |
| 所得税拨备(福利) | (156,834) | | | 14,568 | | | 7,784 | | | (134,482) | |
增加石油和天然气属性，不包括干井成本 | 3,316,724 | | | 83,173 | | | 41,961 | | | 3,441,858 | |
| 财产、厂房和设备合计(净额) | 28,283,027 | | | 210,278 | | | 105,322 | | | 28,598,627 | |
| 总资产 | 35,047,485 | | | 546,120 | | | 210,996 | | | 35,804,601 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2019 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 9,599,125 | | | $ | 11,138 | | | $ | 2,269 | | | $ | 9,612,532 | |
| 天然气液体 | 784,818 | | | — | | | — | | | 784,818 | |
| 天然气 | 866,911 | | | 258,819 | | | 58,365 | | | 1,184,095 | |
| 按市值计价的商品衍生品合约收益 | 180,275 | | | — | | | — | | | 180,275 | |
| 采集、加工、销售 | 5,355,463 | | | 4,819 | | | — | | | 5,360,282 | |
| 资产处置损益，净额 | 131,446 | | | (3,688) | | | (4,145) | | | 123,613 | |
| 其他，净额 | 134,325 | | | 18 | | | 15 | | | 134,358 | |
营业收入和其他(4) | 17,052,363 | | | 271,106 | | | 56,504 | | | 17,379,973 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,652,294 | | | 79,389 | | | 18,021 | | | 3,749,704 | |
| 营业收入(亏损) | 3,618,907 | | | 112,790 | | | (32,686) | | | 3,699,011 | |
| 利息收入 | 22,122 | | | 3,686 | | | 218 | | | 26,026 | |
| 其他收入 | 3,235 | | | 727 | | | 1,397 | | | 5,359 | |
| 净利息支出 | 192,587 | | | — | | | (7,458) | | | 185,129 | |
| 所得税前收入(亏损) | 3,451,677 | | | 117,203 | | | (23,613) | | | 3,545,267 | |
| 所得税拨备 | 760,881 | | | 40,901 | | | 8,575 | | | 810,357 | |
增加石油和天然气属性，不包括干井成本 | 6,208,394 | | | 53,325 | | | 12,233 | | | 6,273,952 | |
| 财产、厂房和设备合计(净额) | 30,101,857 | | | 184,606 | | | 78,132 | | | 30,364,595 | |
| 总资产 | 36,274,942 | | | 705,747 | | | 143,919 | | | 37,124,608 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 联合
国家 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2018 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 9,390,244 | | | $ | 17,059 | | | $ | 110,137 | | | $ | 9,517,440 | |
| 天然气液体 | 1,127,510 | | | — | | | — | | | 1,127,510 | |
| 天然气 | 970,866 | | | 285,053 | | | 45,618 | | | 1,301,537 | |
| 按市值计价的商品衍生品合约亏损 | (165,640) | | | — | | | — | | | (165,640) | |
| 采集、加工、销售 | 5,227,051 | | | 3,304 | | | — | | | 5,230,355 | |
| 资产处置收益，净额 | 154,852 | | | 4,493 | | | 15,217 | | | 174,562 | |
| 其他，净额 | 89,708 | | | (49) | | | (24) | | | 89,635 | |
营业收入和其他(5) | 16,794,591 | | | 309,860 | | | 170,948 | | | 17,275,399 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,296,499 | | | 91,971 | | | 46,938 | | | 3,435,408 | |
| 营业收入(亏损) | 4,334,364 | | | 147,240 | | | (12,258) | | | 4,469,346 | |
| 利息收入 | 9,326 | | | 1,612 | | | 608 | | | 11,546 | |
| 其他收入(费用) | 9,580 | | | 2,436 | | | (6,858) | | | 5,158 | |
| 净利息支出 | 253,352 | | | — | | | (8,300) | | | 245,052 | |
| 所得税前收入(亏损) | 4,099,918 | | | 151,288 | | | (10,208) | | | 4,240,998 | |
| 所得税拨备 | 765,986 | | | 54,272 | | | 1,700 | | | 821,958 | |
| 增加石油和天然气属性，不包括干井成本 | 6,155,874 | | | 1,618 | | | 37,838 | | | 6,195,330 | |
| 财产、厂房和设备合计(净额) | 27,786,086 | | | 210,183 | | | 79,250 | | | 28,075,519 | |
| 总资产 | 33,178,733 | | | 629,633 | | | 126,108 | | | 33,934,474 | |
(1)Other International主要由EOG在英国、中国和加拿大的业务组成。EOG于2020年第三季度开始在阿曼进行勘探计划。英国业务于2018年第四季度出售。
(2)EOG在2020年与三个重要买家进行了销售活动，每个买家的销售总额为$1.1美国部门的综合营业收入和其他收入为10亿美元。
(3)EOG记录的税前减值费用为$1,570由于大宗商品价格下跌和修订美国部分某些资产的资产报废义务，2020年已探明的石油和天然气资产、租赁成本和其他资产的成本为600万美元。此外，EOG记录的税前减值费用为#美元。2282020年，拥有和租赁的沙子和铁路原油资产将达到2.5亿美元，也在美国部分。EOG在2020年记录了8100万美元的税前减值费用，涉及已探明的石油和天然气资产，以及与其决定退出加拿大不列颠哥伦比亚省霍恩河盆地有关的确定承诺合同，在其他国际部门。见附注13和14。
(4)EOG在2019年与两个重要买家进行了销售活动，其中一个总计为$2.410亿美元，另一笔总额为2.2美国部门的综合营业收入和其他收入为10亿美元。
(5)EOG在2018年与两个重要买家进行了销售活动，其中一个总计为$2.610亿美元，另一笔总额为2.3美国部门的综合营业收入和其他收入为10亿美元。
12. 风险管理活动
商品 价格风险。EOG不时从事价格风险管理活动。这些活动旨在管理EOG对原油、NGL和天然气大宗商品价格波动的敞口。EOG利用金融大宗商品衍生品工具，主要是价格掉期、期权、掉期、套圈和基差掉期合约，作为管理这种价格风险的手段。
在2020、2019年和2018年期间，EOG选择不将其任何金融商品衍生合约指定为会计套期保值，并相应地使用按市值计价的会计方法对这些金融商品衍生合约进行核算。在这种会计方法下，未偿还金融工具的公允价值变动确认为变动期内的损益，并在合并损益表和全面收益表(亏损)上计入按市值计价的商品衍生合约的损益。相关的现金流影响反映在EOG确认金融商品衍生品合约按市值计价的净收益(亏损)为#美元。1,145百万，$180百万美元和$(166)，其中包括从原油、天然气液化石油气和天然气衍生合约结算(支付)收到的现金#美元。1,071百万，$231百万美元和$(259)分别为100万。
原油衍生品合约。由于交割地点(基数)和其他因素的调整，EOG收到的原油生产价格通常与美国纽约商品交易所(NYMEX)和西德克萨斯中质原油(WTI)价格不同。EOG已签订原油基差掉期合约，以确定洲际交易所(ICE)布伦特原油价格与俄克拉荷马州库欣(ICE)布伦特原油价格之间的价差。以下是截至2020年12月31日EOG的ICE布伦特差异基差掉期合约的全面摘要。以美元/桶表示的加权平均价差(美元/桶)代表基差掉期合约涵盖的名义交易量(以桶/天(Bbld)表示)在俄克拉荷马州库欣的加价金额。
| | | | | | | | | | | | | | |
| ICE布伦特差价基差掉期合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价差
($/桶) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年5月(休馆) | | 10,000 | | | $ | 4.92 | |
EOG还签订了原油基差掉期合约，以解决德克萨斯州休斯顿和俄克拉何马州库欣(休斯顿差价)之间的定价差异。以下是截至2020年12月31日EOG休斯顿差别基差掉期合约的全面摘要。以美元/bbl表示的加权平均价差代表基差掉期合同涵盖的以bbld表示的名义交易量在俄克拉荷马州库欣价格上的额外金额。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 休斯顿差价基差掉期合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价差
($/桶) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年5月(休馆) | | 10,000 | | | $ | 1.55 | |
EOG还进行了原油掉期交易，以解决NYMEX日历月平均值与现货原油交割月(Roll Difference)之间的定价差异。以下是EOG截至2020年12月31日的滚动差异基差掉期合约的全面摘要。以美元/bbl表示的加权平均价差代表掉期合约所涵盖的以bbld表示的名义成交量在交割月价格中净增加(减少)的金额。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 滚动差价互换合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价差
($/桶) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年2月1日至2020年6月30日(关闭) | | 10,000 | | | $ | 0.70 | |
| 2020年7月1日至2020年9月30日(关闭) | | 88,000 | | | (1.16) | |
| 2020年10月1日至2020年12月31日(休馆) | | 66,000 | | | (1.16) | |
| | | | |
| 2021 | | | | |
| 2021年2月1日至2021年12月31日 | | 25,000 | | | $ | 0.10 | |
| | | | |
| 2022 | | | | |
| 2022年1月1日至2022年12月31日 | | 50,000 | | | $ | 0.11 | |
2020年5月，EOG签订了2020年7月1日至2020年9月30日期间的原油滚动差价基差掉期合约，名义交易量为22,000BBD加权平均价差为$(0.43)，并在2020年10月1日至2020年12月31日期间，名义数量为44,000BBD加权平均价差为$(0.73)。这些合约部分抵消了相同时期和成交量的某些未偿还的滚动差价基础掉期合约，加权平均价差为每桶1.16美元。EOG支付的净现金为$3.21000万美元用于结算这些合同。上表不包括抵销合同。
以下是EOG截至2020年12月31日的原油NYMEX WTI价格掉期合约的全面摘要，名义成交量以Bbld表示，价格以美元/Bbl表示。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 原油NYMEX WTI价格掉期合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价格(美元/桶) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年1月1日至2020年3月31日(关闭) | | 200,000 | | | $ | 59.33 | |
| 2020年4月1日至2020年5月31日(关闭) | | 265,000 | | | 51.36 | |
2020年4月和5月，EOG签订了2020年6月1日至2020年6月30日期间的原油NYMEX WTI价格掉期合约，名义交易量为265,000BBD，加权平均价为$33.80每个BBL，从2020年7月1日到2020年7月31日，名义数量为254,000BBD，加权平均价为$33.75每个BBL，从2020年8月1日到2020年9月30日，名义数量为154,000BBD，加权平均价为$34.18每BBL和2020年10月1日至2020年12月31日期间，名义数量为47,000BBD，加权平均价为$30.04每桶。这些合约抵消了相同时期和成交量的剩余原油NYMEX WTI价格掉期合约的加权平均价格为1美元。51.362020年6月1日至2020年6月30日期间的每个BBL，$42.362020年7月1日至2020年7月31日期间的每个BBL，$50.422020年8月1日至2020年9月30日期间的每个BBL和$31.002020年10月1日至2020年12月31日期间的每个BBL。EOG收到净现金#美元362.6到2020年12月31日，用于结算其中某些合同，预计将获得净现金$1.4在2021年1月期间为结算剩余合同提供100万美元。上表不包括抵销合同。
以下是EOG截至2020年12月31日的原油ICE布伦特价格掉期合约的全面摘要，名义成交量以Bbld表示，价格以美元/Bbl表示。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 原油ICE布伦特价格掉期合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价格(美元/桶) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年4月(关闭) | | 75,000 | | | $ | 25.66 | |
| 2020年5月(休馆) | | 35,000 | | | 26.53 | |
NGL衍生品合约。以下是EOG截至2020年12月31日的蒙特贝尔维尤丙烷(非TET)价格掉期合约的全面摘要，名义成交量以Bbld表示，价格以美元/Bbl表示。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 蒙特贝尔维尤丙烷价格掉期合约 |
| | | 音量(Bbld) | | 加权平均价格(美元/桶) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年1月1日至2020年2月29日(关闭) | | 4,000 | | | $ | 21.34 | |
| 2020年3月1日至2020年4月30日(关闭) | | 25,000 | | | 17.92 |
2020年4月和5月，EOG签订了2020年5月1日至2020年12月31日期间的贝尔维尤山丙烷价格掉期合约，名义交易量为25,000BBD，加权平均价为$16.41每桶。这些合约抵消了同期剩余的贝尔维尤丙烷价格掉期合约，名义成交量为25,000BBD，加权平均价为$17.92每桶。EOG收到净现金#美元8.0到2020年12月31日，用于结算其中某些合同，预计将获得净现金$1.2在2021年1月期间为结算剩余合同提供100万美元。上表不包括抵销合同。
天然气衍生合约。以下是EOG截至2020年12月31日的天然气NYMEX Henry Hub价格掉期合约的综合摘要，名义销售量(购买量)以百万英热单位(MMBtud)表示，价格以美元/MMBtu(美元/MMBtu)表示。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气NYMEX Henry Hub价格互换合约 |
| | | 音量(MMBtud) | | 加权平均价格(美元/MMBtu) |
|
|
| 2021 | | | | |
| 2021年4月1日至2021年12月31日 | | 500,000 | | | $ | 2.99 | |
| | | | |
| 2022 | | | | |
| 2022年1月1日至2022年12月31日 | | 20,000 | | | $ | 2.75 | |
2020年12月，EOG签订了天然气NYMEX Henry Hub价格互换合同，期限为2021年1月1日至2021年3月31日，名义交易量为500,000MMBtud加权平均价为$2.43每MMBtu。这些合约抵消了同期NYMEX Henry Hub剩余天然气价格掉期合约的名义成交量为500,000MMBtud加权平均价为$2.99每MMBtu。EOG预计将获得净现金$25.2在2021年期间为这些合同的结算提供2000万美元。上表不包括抵销合同。
EOG已经签订了天然气套筒合同，这些合同为套筒合同中规定的名义天然气销售量设定了上限和下限价格。如果Henry Hub指数价格高于上限价格，EOG要求EOG支付合同月的上限价格与NYMEX Henry Hub天然气价格(Henry Hub指数价格)之间的差额。在Henry Hub指数价格低于最低价格的情况下，领子授予EOG获得底价与Henry Hub指数价格之间差额的权利。2020年3月，EOG执行了提前终止条款，授予EOG权利在2020年4月1日至2020年7月31日期间，以每MMBtu 2.50美元的加权平均上限价格和每MMBtu 2.00美元的加权平均底价终止名义交易量为25万MMBtud的某些2020年天然气套圈合同。EOG收到净现金#美元7.81000万美元用于结算这些合同。以下是EOG截至2020年12月31日的天然气套圈合同的全面摘要，名义交易量以MMBtud表示，价格以美元/MMBtu表示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气套筒合约 |
| | | | 加权平均价格(美元/MMBtu) |
| | | 音量(MMBtud) | | 最高限价 | | 底价 |
|
|
| 2020 | | | | | | |
| 2020年4月1日至2020年7月31日(关闭) | | 250,000 | | | $ | 2.50 | | | $ | 2.00 | |
2020年4月，EOG签订了2020年8月1日至2020年10月31日期间的天然气套圈合同，名义数量为250,000MMBtud，最高限价$2.50每MMBtu，底价为$2.00每MMBtu。这些合同抵消了同期剩余的天然气套圈合同，名义交易量为25万MMBtud，最高价格为每MMBtu 2.50美元，底价为每MMBtu 2.00美元。EOG收到净现金#美元1.11000万美元用于结算这些合同。上表不包括抵销合同。
由于交付地点(基数)和其他因素的调整，EOG收到的天然气生产价格通常与NYMEX Henry Hub的价格不同。EOG已经签订了天然气基础掉期合同，以解决落基山地区的定价与NYMEX Henry Hub价格(落基山脉差价)之间的差价。以下是EOG截至2020年12月31日的落基山脉差异基差掉期合约的全面摘要。以美元/MMBtu表示的加权平均价差代表基差掉期合约涵盖的以MMBtud表示的名义交易量对NYMEX Henry Hub价格的降幅。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 落基山脉差异基差掉期合约 |
| | | 音量(MMBtud) | | 加权平均价差
($/MMBtu) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年1月1日至2020年12月31日(关闭) | | 30,000 | | | $ | 0.55 | |
EOG还签订了天然气基础掉期合同，以解决休斯顿船道(HSC)和NYMEX Henry Hub价格(HSC差价)之间的定价差异。2020年3月，EOG执行提前终止条款，授予EOG终止某些2020年HSC差异基差掉期的权利，名义交易量为60,000MMBtud，加权平均价差为$0.052020年4月1日至2020年12月31日期间的每MMBtu。EOG支付的净现金为$0.41000万美元用于结算这些合同。以下是EOG截至2020年12月31日的HSC差异基差掉期合约的全面摘要。以美元/MMBtu表示的加权平均价差代表基差掉期合约涵盖的以MMBtud表示的名义交易量对NYMEX Henry Hub价格的降幅。
| | | | | | | | | | | | | | |
| HSC差价基差掉期合约 |
| | | 音量(MMBtud) | | 加权平均价差
($/MMBtu) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年1月1日至2020年12月31日(关闭) | | 60,000 | | | $ | 0.05 | |
EOG还签订了天然气基础掉期合同，以解决德克萨斯州西部Waha Hub和NYMEX Henry Hub之间的定价差异(Waha Difference)。以下是截至2020年12月31日EOG的Waha差异基差掉期合约的全面摘要。以美元/MMBtu表示的加权平均价差代表基差掉期合约涵盖的以MMBtud表示的名义交易量对NYMEX Henry Hub价格的降幅。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 娃哈差价基差掉期合约 |
| | | 音量(MMBtud) | | 加权平均价差
($/MMBtu) |
|
|
| 2020 | | | | |
| 2020年1月1日至2020年4月30日(关闭) | | 50,000 | | | $ | 1.40 | |
2020年4月，EOG签订了从2020年5月1日至2020年12月31日期间的Waha差异基差掉期合约，名义交易量为50,000MMBtud，加权平均价差为$0.43每MMBtu。这些合约抵消了同期剩余的Waha差异基差掉期合约，名义交易量为50,000MMBtud，加权平均价差为$1.40每MMBtu。EOG支付的净现金为$11.91000万美元用于结算这些合同。上表不包括抵销合同。
商品衍生品在资产负债表上的位置。下表分别列出了EOG于2020年12月31日和2019年12月31日的未偿还衍生金融工具的金额和分类，但当该等金额与同一交易对手且受总净值安排(以千计)时，某些金额可在合并财务报表上按净额列示：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 公允价值于12月31日， |
| 描述 | | 资产负债表上的位置 | | 2020 | | 2019 |
| 资产衍生品 | | | | | | |
原油、天然气和天然气衍生合约- | | | | | | |
| 当前部分 | | 价格风险管理活动中的资产(1) | | $ | 64,559 | | | $ | 1,299 | |
| 非流动部分 | | 其他资产 | | 1,063 | | | — | |
| 负债衍生工具 | | | | | | |
原油、天然气和天然气衍生合约- | | | | | | |
| 当前部分 | | 价格风险管理活动中的负债(2) | | $ | — | | | $ | 20,194 | |
| 非流动部分 | | 其他负债 | | 455 | | | — | |
(1) 价格风险管理活动的当前资产部分包括#美元的总资产。3100万美元，部分被#美元的总负债抵消2百万，截至2019年12月31日。
(2) 价格风险管理活动的当前负债部分包括#美元的总负债。23100万美元，部分被#美元的总资产所抵消32019年12月31日为100万。
信用风险。名义合同金额用于表示金融衍生品的规模。如果交易对手不履行合同，可能面临信用风险的金额等于此类合同的公允价值(见附注13)。EOG会持续评估其对重要交易对手的敞口，包括实物和金融交易产生的风险。在某些情况下，EOG重新谈判付款条款和/或要求抵押品、母公司担保或信用证，以将信用风险降至最低。
截至2020年12月31日，EOG与美国碳氢化合物销售相关的应收账款净余额包括两个应收账款余额，每一个占比均超过10应收账款是两家炼油公司的应收账款，相关金额是在2021年初收取的。截至2019年12月31日，EOG与美国碳氢化合物销售相关的应收账款净余额包括三个应收账款余额，每一个占比都超过了10应收账款是三家炼油公司的应收账款。相关金额是在2020年初收取的。
2020年和2019年，EOG特立尼达业务的所有天然气都出售给特立尼达和多巴哥国家天然气公司及其子公司。2020年和2019年，EOG特立尼达业务的所有原油和凝析油都出售给Heritage Petroleum Company Limited。2020年和2019年，EOG中国业务的所有天然气都出售给了中国石油天然气股份有限公司。
EOG的所有衍生工具都受与交易对手签订的国际掉期交易商协会主协议(ISDA)的保护。ISDA可能包含一些条款，要求EOG(如果是净负债的一方)在净负债金额超过为EOG当时的信用评级指定的门槛水平时提供抵押品。此外，ISDA还可能规定，由于某些情况，包括某些导致EOG的信用评级变得比当时的当前评级弱得多的事件，ISDA也可能会规定这一点。此外，ISDA还可能规定，由于某些情况，包括某些导致EOG的信用评级变得比当时的信用评级弱得多的事件，ISDA可能会要求EOG在净负债金额超过EOG当时的信用评级门槛时提供抵押品交易对手可以要求ISDA项下的所有未偿还衍生品立即结算。有关截至2020年12月31日处于净资产头寸和截至2019年12月31日处于净负债头寸的所有衍生品工具的公允价值合计见附注13。不是已过帐和持有的抵押品不是抵押品在2020年12月31日和2019年12月31日。
截至2020年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日，EOG几乎所有应收账款都来自向第三方公司(包括油气行业的外国国有实体)出售碳氢化合物和/或联合利息账单。这种客户和共同利益所有者的集中可能会对EOG的整体信用风险产生积极或负面的影响，因为这些实体可能会受到经济或其他条件变化的类似影响。在确定是否需要客户提供抵押品或其他信用增强时，EOG通常会分析实体的净资产。收益和信用评级。应收账款通常不作抵押。在截至2020年12月31日的三年期间，EOG在应收账款上发生的信用损失一直是微不足道的。
13. 公允价值计量
EOG的某些财务和非金融资产和负债在合并资产负债表上按公允价值报告。一个既定的公允价值层次结构优先考虑公允价值计量中使用的投入的相对可靠性。该层次结构对一级投入给予最高优先级，这些一级投入代表报告实体在计量日期有能力获得的相同资产和负债在活跃市场的未调整报价。第二级投入是直接或间接可观察到的投入，而不是包括在第一级内的报价。第三级投入是不可观察的投入，在第一级中具有最低的优先级。第二级投入是直接或间接可观察到的投入，而不是包括在第一级内的报价。第三级投入是不可观察的投入，具有最低的优先级在按公允价值计量金融资产和负债时，还应考虑自身的信用风险。
经常性公允价值计量。下表提供了EOG于2020年12月31日和2019年12月31日按公允价值经常性列账的某些金融资产和负债的公允价值层次内的公允价值计量信息。以千为单位显示的金额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公允价值计量使用： |
| | 引自
年价格
主动型
市场
(1级) | | 意义重大
其他
可观测
输入量
(2级) | | 意义重大
看不见的
输入量
(3级) | | 总计 |
| 2020年12月31日 | | | | | | | |
金融资产(1): | | | | | | | |
| 天然气掉期 | $ | — | | | $ | 66,064 | | | $ | — | | | $ | 66,064 | |
金融负债(2): | | | | | | | |
| 原油滚动差价掉期 | — | | | 897 | | | — | | | 897 | |
| | | | | | | |
| 2019年12月31日 | | | | | | | |
金融资产(1): | | | | | | | |
| 天然气液体掉期 | $ | — | | | $ | 3,401 | | | $ | — | | | $ | 3,401 | |
| 天然气基差掉期 | — | | | 970 | | | — | | | 970 | |
金融负债(2): | | | | | | | |
| 原油掉期 | — | | | 23,266 | | | — | | | 23,266 | |
(1) $65300万美元和300万美元1截至2020年12月31日和2019年12月31日，在合并资产负债表上，分别有100万美元计入“流动资产--来自价格风险管理活动的资产”。$1截至2020年12月31日，在合并资产负债表上，600万美元计入“其他资产”。
(2) $1截至2020年12月31日，在合并资产负债表上，600万美元计入“其他负债”。$20于2019年12月31日，百万美元计入综合资产负债表上的“流动负债-价格风险管理活动的负债”。
原油、NGL和天然气衍生合约(包括期权/套圈)的估计公允价值是基于基于市场报价的远期商品价格曲线。*商品衍生合约的估值是通过利用独立的第三方衍生品估值提供商进行的，该提供商使用各种适用的估值模型。
非经常性公允价值计量。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，并基于对与物业、厂房和设备相关的未来报废成本的内部估计。在计算资产报废负债时使用的重要3级投入包括封堵成本和备用寿命。附注15提供了EOG资产报废义务的对账。
当情况表明已探明的石油和天然气资产可能受损时，EOG将折旧、损耗和摊销集团水平的预期未贴现未来现金流与资产的未摊销资本化成本进行比较。如果根据EOG对重大3级投入(包括未来原油、NGL和天然气价格、运营成本、开发支出、已探明储量的预期产量和其他相关数据)的估计(和有关假设)的预期未贴现未来现金流低于未摊销资本化成本，资本化成本将降至公允价值。公允价值一般采用美国会计准则公允价值计量专题中所述的收益法计算。在某些情况下，EOG利用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的基础。
2020年内，由于大宗商品价格下跌和某些资产的资产报废义务的修订，已探明的石油和天然气资产的账面价值为#美元。1,587百万美元被减记到其公允价值$319百万美元，导致税前减值费用为#美元1,268百万美元。此外，EOG在2020年记录的税前减值费用为$72100万美元，用于与大宗商品价格相关的其他资产减记。
2019年期间，已探明的石油和天然气资产；其他财产、厂房和设备；以及账面金额为#美元的其他资产998百万美元被减记到其公允价值$701百万美元，导致税前减值费用为#美元297百万美元。包括在$297百万美元税前减值费用为152已探明油气资产减值数百万欧元，EOG利用第三方买家的接受报价作为确定公允价值的基础。此外，EOG在2019年记录的税前减值费用为#美元。90100万美元，用于与大宗商品价格相关的其他资产减记。
EOG利用可比市场交易的每英亩平均价格和估计的贴现现金流作为基准，分别确定在非现金财产交换中收到的未经证实和已证实财产的公允价值。请参阅注释10。
债务的公允价值。分别在2020年12月31日和2019年12月31日，EOG有未偿还的美元5,640百万美元和$5,140高级票据的本金总额为100万美元，估计公允价值约为$6,505百万美元和$5,452分别为百万美元。债务的估计公允价值是基于报价的市场价格，以及在没有此类价格的情况下，关于年底EOG可获得的利率的其他可观察到的(第2级)投入。
14. 减值费用
截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度减值费用如下(单位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
证明性质(1) | $ | 1,268,073 | | | $ | 206,469 | | | $ | 120,859 | |
未证明的性质(2) | 472,143 | | | 220,444 | | | 173,383 | |
其他资产(3) | 299,851 | | | 90,983 | | | 48,732 | |
| 盘存 | — | | | — | | | 4,047 | |
确定的承诺合同(4) | 59,713 | | | — | | | — | |
| 总计 | $ | 2,099,780 | | | $ | 517,896 | | | $ | 347,021 | |
(1) 2020年已探明油气属性的减值包括遗留和非核心天然气以及原油和组合业务。2019年和2018年已探明油气资产的减值包括国内遗留天然气资产。请参阅注释1和13。
(2) 收购成本个别并不显著的未探明物业被汇总，估计为非生产性的这类成本部分将在剩余的租赁期内摊销。具有单独重大收购成本的未经证实的物业将单独进行减值审查。未探明石油和天然气财产的减值包括费用#美元。2522020年，用于某些租赁成本，这些成本预计在到期前不再开发。请参阅注释1。
(3) 包括自有和租赁砂子和铁路原油资产的减值费用#美元2282020年为3.5亿美元(见附注18)，与大宗商品价格相关的其他资产减记#美元72百万，$90百万美元和$492020年、2019年和2018年分别为100万(见注13)。
(4) 包括减值费用$602020年，该公司将获得与其决定退出加拿大不列颠哥伦比亚省霍恩河流域相关的坚定承诺合同。
15. 资产报废义务
下表列出了截至2020年12月31日和2019年12月31日止年度与财产、厂房和设备报废相关的短期和长期法律义务的期初和期末账面总额(以千为单位)的对账：
| | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 |
| | | |
| 期初结账金额 | $ | 1,110,710 | | | $ | 954,377 | |
| 已发生的负债 | 57,477 | | | 98,874 | |
已结清的负债(1) | (54,027) | | | (58,673) | |
| 吸积 | 47,083 | | | 43,462 | |
| 修订 | 53,888 | | | 72,425 | |
| 外币折算 | 1,407 | | | 245 | |
| 期末结账金额 | $ | 1,216,538 | | | $ | 1,110,710 | |
| | | |
| 当前部分 | $ | 49,548 | | | $ | 37,127 | |
| 非流动部分 | $ | 1,166,990 | | | $ | 1,073,583 | |
(1) 包括与资产出售相关的和解。
EOG资产报废债务的流动和非流动部分包括在流动负债中--合并资产负债表中的其他负债和其他负债。
16. 探井成本
EOG在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度资本化探井成本净变化情况如下(以千为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
| 1月1日的余额 | $ | 25,897 | | | $ | 4,121 | | | $ | 2,167 | |
| 在确定已探明储量之前增加的项目 | 107,852 | | | 83,175 | | | 10,304 | |
| 对已证明性质的重新分类 | (81,071) | | | (39,325) | | | (7,917) | |
计入费用的成本(1) | (23,822) | | | (22,074) | | | (433) | |
| 12月31日的结余 | $ | 28,856 | | | $ | 25,897 | | | $ | 4,121 | |
(1) 包括计入干井成本或减值的资本化探井成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
| 资本化一年或以下的探井成本 | $ | 26,408 | | | $ | 25,897 | | | $ | 4,121 | |
资本化一年以上的探井资本化成本(1) | 2,448 | | | — | | | — | |
| 12月31日的结余 | $ | 28,856 | | | $ | 25,897 | | | $ | 4,121 | |
| | | | | |
| 资本化时间超过一年的探井数量 | 1 | | | — | | | — | |
(一)费用由2020年12月31日在美国的一个项目相关费用组成。
17. 收购和资产剥离
在2020年间，EOG支付了现金进行物业收购，金额为1美元82在美国有100万美元，而在美国38在其他国际上，主要是在阿曼，有100万美元。此外，在2020年期间，EOG确认资产处置净亏损为#美元。472000万美元，主要由于出售德克萨斯州和新墨西哥州的已探明财产和未经探明的租赁权的非现金财产交换以及处置Marcellus页岩资产，并收到约#美元的收益192百万美元。
在2019年，EOG为物业收购支付了现金$328在美国有一百万人。此外，在2019年，EOG确认了资产处置的净收益为#美元。124100万美元，主要是由于出售生产性财产、种植面积和其他资产以及新墨西哥州的非现金财产交换，并收到约#美元的收益140百万美元。
2018年，EOG确认资产处置净收益为1美元175100万美元，主要是由于德克萨斯州、新墨西哥州和怀俄明州的非现金财产交换。此外，EOG在2018年获得了约美元的收益227100万美元，主要是由于2018年第四季度出售了其英国业务。
18. 租契
租赁成本按ROU资产的功能分类。与勘探及开发活动有关的租赁成本最初计入综合资产负债表中的石油及天然气物业项目，其后根据ASC的采掘业-石油及天然气专题入账。可变租赁成本是指高于合同最低付款的成本和与租赁设备相关的其他费用，主要用于分类为运营租赁的钻井和压裂合同。2020年12月31日和2019年12月31日终了年度的租赁费用构成如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| 2020 | | 2019 |
经营租赁成本(1) | $ | 393 | | | $ | 497 | |
| 融资租赁成本： | | | |
租赁资产摊销 | 21 | | | 13 | |
租赁负债利息 | 4 | | | 2 | |
| 可变租赁成本 | 91 | | | 138 | |
| 短期租赁成本 | 194 | | | 333 | |
总租赁成本 | $ | 703 | | | $ | 983 | |
(1) 运营租赁成本包括2020年3500万美元的减值费用。
下表列出了EOG截至2020年12月31日和2019年12月31日的未偿还ROU资产和相关租赁负债的金额和分类，以及截至2020年12月31日和2019年12月31日的补充信息(单位：百万，不包括租赁条款和折扣率)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 描述 | | 资产负债表上的位置 | | 2020 | | 2019 |
| 资产 | | | | | | |
经营租约 | | 其他资产 | | $ | 869 | | | $ | 773 | |
融资租赁 | | 物业、厂房和设备、净值(1) | | 206 | | | 53 | |
总计 | | | | $ | 1,075 | | | $ | 826 | |
| | | | | | |
| 负债 | | | | | | |
当前 | | | | | | |
经营租约 | | 经营租赁负债的流动部分 | | $ | 295 | | | $ | 369 | |
融资租赁 | | 长期债务的当期部分 | | 31 | | | 15 | |
长期 | | | | | | |
经营租约 | | 其他负债 | | 641 | | | 430 | |
融资租赁 | | 长期债务 | | 181 | | | 43 | |
总计 | | | | $ | 1,148 | | | $ | 857 | |
(1) 融资租赁资产计入累计摊销净额#美元。81百万美元和$602020年12月31日和2019年12月31日分别为100万。
| | | | | | | | | | | |
| 2020 | | 2019 |
| 加权平均剩余租期(年)： | | | |
| 经营租约 | 5.3 | | 3.2 |
| 融资租赁 | 7.6 | | 4.7 |
| | | |
| 加权平均贴现率： | | | |
| 经营租约 | 3.4 | % | | 3.5 | % |
| 融资租赁 | 2.8 | % | | 3.0 | % |
2020年12月31日和2019年12月31日终了年度租赁支付的现金如下(单位：百万)：
| | | | | | | | | | | |
| 2020 | | 2019 |
| 偿还与经营活动相关的经营租赁负债 | $ | 223 | | | $ | 225 | |
| 偿还与投资活动有关的经营租赁负债 | 130 | | | 270 | |
| 融资租赁债务的偿还 | 19 | | | 13 | |
截至2020年12月31日的年度的非现金租赁活动包括增加#美元8932000万美元的运营租约和174数以百万计的融资租赁。截至2019年12月31日的年度的非现金租赁活动包括增加#美元784数以百万计的运营租约。自2019年1月1日起采用ASU 2016-02年度后，EOG确认运营租赁ROU为$5662000万。
截至2020年12月31日，不可取消租赁下的未来最低租赁付款如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | |
| 经营租约 | | 融资租赁 |
| 2021 | $ | 323 | | | $ | 36 | |
| 2022 | 210 | | | 32 | |
| 2023 | 134 | | | 28 | |
| 2024 | 96 | | | 29 | |
| 2025 | 70 | | | 27 | |
| 2026年及以后 | 206 | | | 87 | |
租赁付款总额 | 1,039 | | | 239 | |
| 减去：现值折扣 | 103 | | | 27 | |
租赁负债总额 | 936 | | | 212 | |
| 减去：租赁负债的流动部分 | 295 | | | 31 | |
长期租赁负债 | $ | 641 | | | $ | 181 | |
截至2020年12月31日，EOG的额外租约为$100100万美元，预计将于2021年开工，租赁条款为二至九年了.
在采用ASU 2016-02和其他相关华硕之前，未来在不可取消租赁(包括非租赁组成部分，不包括截至2018年12月31日租赁期限少于12个月的合同)下的最低承诺如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | |
| 经营租约 | | 融资租赁 |
| 2019 | $ | 380 | | | $ | 15 | |
| 2020 | 213 | | | 15 | |
| 2021 | 86 | | | 15 | |
| 2022 | 39 | | | 12 | |
| 2023 | 30 | | | 8 | |
| 2024年及以后 | 62 | | | 14 | |
租赁付款总额 | $ | 810 | | | $ | 79 | |
EOG Resources，Inc.
合并财务报表的补充信息
(除非另有说明，否则以千为单位，每股数据除外)
(未经审计)
油气生产活动
以下披露是根据财务会计准则委员会会计准则更新第2010-03号“石油和天然气储量估计和披露”以及美国证券交易委员会(SEC)关于“石油和天然气报告现代化”的最终规则进行的。
石油和天然气储量。这些信息的使用者应该意识到，估算“已探明”、“已探明已开发”和“已探明未开发”原油、天然气液体(NGL)和天然气储量数量的过程是复杂的，在评估每个储集层的现有地质、工程和经济数据时需要做出重大的主观决定。给定储集层的数据也可能因许多因素而随着时间的推移而发生重大变化，这些因素包括但不限于额外的开发活动、不断演变的生产历史、原油和凝析油、NGL和天然气价格；因此，可能会不时对现有储量估算进行实质性修订(向上或向下)。尽管已作出合理努力确保报告的储量估算尽可能反映最准确的评估，但所需主观决定的重要性以及各种油藏现有数据的差异，使得这些估算的精确度一般低于与财务报表披露有关的其他估算。有关讨论，请参阅项目1A，风险因素。
探明储量是指原油、天然气液化天然气和天然气的估计数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计，在提供经营权的合同到期之前，在当时现有的经济条件、运营方法和政府法规下，从给定日期起，已知油藏在经济上是可以生产的，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。
已探明已开发储量是指在作出估计时所采用的作业方法下，通过现有的油井和设备，或如果任何所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小的情况下，预计将被开采的已探明储量。
已探明未开发储量(PUD)是指预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能完井或重完井的现有油井中开采的储量。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具有合理确定性。只有在根据当时的钻井和开发计划安排在记录PUD之日起五年内钻探特定未钻井位置的PUD时，才能记录该位置的PUD，除非特定因素(如SEC工作人员发布的解释性指导中描述的因素)证明有更长的时间框架。同样，如果没有任何此类特定因素，如果根据当时的钻井和开发计划安排了与特定未开发钻井位置相关的PUD，则与该位置相关的PUD应从探明储量估算中剔除。钻井日期自记录油井之日起超过五年。EOG已于2020年12月31日为与其油井相关的所有钻井地点制定了开发计划。根据这些计划，每个PUD地点将在记录之日起五年内钻探。对油井的估计不应归因于任何考虑应用注液或其他改进采油技术的面积，除非这些技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效。
在估计油井产量时，EOG的技术人员，包括工程师和地球科学家，对其远景清单中的每个潜在钻探位置进行详细的技术分析。在确定这些位置中的哪些位置将穿透地层的未钻井部分，这些部分可以合理确定地判断为连续的，包含经济上可生产的原油、NGL和天然气时，EOG的技术人员使用大量的数据元素和分析技术进行研究。EOG的技术人员通过绘制整个地层的地图来估计到位的碳氢化合物包括但不限于岩心分析、地层的力学性质、热成熟度指标和现有渗透率的测井记录。我们使用高度专业化的设备来制备岩石样品，以评估有助于孔隙度和渗透率的微观结构。
然后结合动态数据分析，得出烃类在原地的估计分数采收率。所采用的数据分析技术包括但不限于试井分析、井底静态压力分析、井底流动压力分析、历史产量趋势分析、压力瞬变分析和速率瞬变分析。在低渗透岩石中应用专有速率瞬变分析技术，可以量化裂缝和岩石基质对产量的贡献估计。
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最佳完井技术的影响是决定在预期位置反射的油井是否具有合理的经济可行性的一个关键因素。EOG的技术人员估计了在多级压裂增产下完成水平井可能实现的采收率提高。在话务开发的早期阶段，EOG使用前述分析技术以及试点钻井计划和微震数据收集来确定水平侧向压裂和多级压裂的最佳长度。在开发的早期阶段，EOG使用前述分析技术以及试点钻井计划和微震数据收集来确定水平侧向压裂和多级压裂的最佳长度。
分析静态和动态数据、完井优化数据和早期开发活动结果的过程，为反映油井开发的油藏的经济生产能力提供了适当的确定性和支持，EOG在低渗透资源型油藏的模拟油藏成功应用的基础上，发现这种方法是有效的。
EOG特立尼达的某些储量是根据产量分成合同持有的，EOG的兴趣随价格和产量而变化。*EOG的特立尼达储量以净额为基础，假设做出估计时的现有价格和EOG对未来产量的估计。未来价格、生产率的波动或政治或监管环境的变化可能会导致EOG在特立尼达储量未来产量中的份额与所提供的份额存在实质性差异。
对2020年12月31日、2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日探明储量的估计是基于EOG工程人员的研究。工程和采购部直接负责EOG的储量评估过程，由17名专业人员组成，他们都至少拥有工程学学士学位，其中4人是注册专业工程师。负责工程和采购部的副总裁是该部门的经理，是负责这一过程的主要技术人员。-负责工程和采购部的副总裁拥有石油理学学士学位
EOG的储量估算过程是由工程和采购部按照EOG对这一过程的内部控制进行协调的合作努力。储量信息以及用于估算此类储量的模型存储在安全的数据库中。储量估算模型中使用的非技术性输入，包括原油、NGL和天然气价格、生产成本、运输成本、未来资本支出和EOG的净所有权百分比，都是从EOG内部的其他部门获得的。EOG的内部审计部对这些非技术性输入进行测试。对不低于EOG估计已探明储量75%的部分EOG物业进行独立储量评估。EOG董事会要求D&M和EOG对D&M评估的物业的储量合计不超过5%。一旦完成，EOG的年终储量将提交给高级管理层，包括董事会主席和首席执行官；首席运营官；总裁；负责勘探和生产的执行副总裁；以及执行副总裁兼首席财务官，供批准。
D&M对截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的意见涵盖按净油当量计算的EOG已探明储量分别占EOG已探明储量83%、82%和79%的产区。D&M的意见指出，EOG工程和采购部为D&M审查的物业编制的探明储量估计，在按净油当量基础上进行总体比较时，与D&M编制的估计没有实质性差异。具体地说，D&M的意见表明，EOG工程和采购部为D&M审查的物业编制的已探明储量估计，与D&M编制的估计值没有实质性差异。D&M的此类估计与EOG的工程和采购部编制的估计总体而言相差不超过5%。D&M的所有报告都是利用EOG提供的地质和工程数据编制的。2021年1月26日的D&M报告包含对D&M准备的储量估计和评估以及主要负责监督此类估计和评估的D&M技术人员的资格进行进一步讨论，作为附件99.1以Form 10-K和Form 10-K的形式附在本年度报告之后。该报告包含对D&M准备的储量估计和评估的进一步讨论，以及D&M主要负责监督此类估计和评估的技术人员的资格。所有D&M的报告都是利用EOG提供的地质和工程数据编制的。
2020年12月31日之后没有重大发现或其他有利或不利事件，据信没有导致截至该日净探明储量的估计发生实质性变化。
下表列出了EOG在截至2020年12月31日的四年中的每一年在12月31日的净探明储量，以及EOG工程和采购部估计的截至2020年12月31日的三年中每一年的净探明储量的变化：
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净探明储量汇总表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 联合
国家 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 净探明储量 | | | | | | | |
| | | | | | | |
原油(MBbl)(2) | | | | | | | |
| 截至2017年12月31日的净探明储量 | 1,304,071 | | | 898 | | | 8,004 | | | 1,312,973 | |
| 对先前估计数的修订 | (13,237) | | | (183) | | | 44 | | | (13,376) | |
| 采购到位 | 2,743 | | | — | | | — | | | 2,743 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 383,003 | | | — | | | 15 | | | 383,018 | |
| 销售到位 | (768) | | | — | | | (6,310) | | | (7,078) | |
| 生产 | (144,128) | | | (298) | | | (1,542) | | | (145,968) | |
| 截至2018年12月31日的净探明储量 | 1,531,684 | | | 417 | | | 211 | | | 1,532,312 | |
| 对先前估计数的修订 | (42,959) | | | 85 | | | (8) | | | (42,882) | |
| 采购到位 | 2,859 | | | — | | | — | | | 2,859 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 369,968 | | | — | | | 28 | | | 369,996 | |
| 销售到位 | (1,282) | | | — | | | — | | | (1,282) | |
| 生产 | (166,310) | | | (236) | | | (40) | | | (166,586) | |
| 截至2019年12月31日的净探明储量 | 1,693,960 | | | 266 | | | 191 | | | 1,694,417 | |
| 对先前估计数的修订 | (225,375) | | | (19) | | | (18) | | | (225,412) | |
| 采购到位 | 2,176 | | | — | | | — | | | 2,176 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 194,724 | | | 863 | | | — | | | 195,587 | |
| 销售到位 | (3,183) | | | — | | | — | | | (3,183) | |
| 生产 | (149,402) | | | (355) | | | (30) | | | (149,787) | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 1,512,900 | | | 755 | | | 143 | | | 1,513,798 | |
| | | | | | | |
天然气液体(MBBL)(2) | | | | | | | |
| 截至2017年12月31日的净探明储量 | 503,473 | | | — | | | — | | | 503,473 | |
| 对先前估计数的修订 | 23,942 | | | — | | | — | | | 23,942 | |
| 采购到位 | 2,006 | | | — | | | — | | | 2,006 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 127,409 | | | — | | | — | | | 127,409 | |
| 销售到位 | (41) | | | — | | | — | | | (41) | |
| 生产 | (42,460) | | | — | | | — | | | (42,460) | |
| 截至2018年12月31日的净探明储量 | 614,329 | | | — | | | — | | | 614,329 | |
| 对先前估计数的修订 | 5,380 | | | — | | | — | | | 5,380 | |
| 采购到位 | 1,948 | | | — | | | — | | | 1,948 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 167,782 | | | — | | | — | | | 167,782 | |
| 销售到位 | (855) | | | — | | | — | | | (855) | |
| 生产 | (48,892) | | | — | | | — | | | (48,892) | |
| 截至2019年12月31日的净探明储量 | 739,692 | | | — | | | — | | | 739,692 | |
| 对先前估计数的修订 | (59,790) | | | — | | | — | | | (59,790) | |
| 采购到位 | 3,831 | | | — | | | — | | | 3,831 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 180,205 | | | — | | | — | | | 180,205 | |
| 销售到位 | (1,399) | | | — | | | — | | | (1,399) | |
| 生产 | (49,796) | | | — | | | — | | | (49,796) | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 812,743 | | | — | | | — | | | 812,743 | |
EOG Resources，Inc.
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 联合
国家 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
天然气(Bcf)(3) | | | | | | | |
| 截至2017年12月31日的净探明储量 | 3,898.5 | | | 313.4 | | | 51.2 | | | 4,263.1 | |
| 对先前估计数的修订 | (127.2) | | | 20.7 | | | 15.0 | | | (91.5) | |
| 采购到位 | 41.3 | | | — | | | — | | | 41.3 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 951.4 | | | — | | | 4.6 | | | 956.0 | |
| 销售到位 | (22.2) | | | — | | | — | | | (22.2) | |
| 生产 | (351.2) | | | (97.1) | | | (11.2) | | | (459.5) | |
| 截至2018年12月31日的净探明储量 | 4,390.6 | | | 237.0 | | | 59.6 | | | 4,687.2 | |
| 对先前估计数的修订 | (184.4) | | | 47.0 | | | 2.6 | | | (134.8) | |
| 采购到位 | 71.7 | | | — | | | — | | | 71.7 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 1,175.9 | | | 87.5 | | | 9.7 | | | 1,273.1 | |
| 销售到位 | (14.5) | | | — | | | — | | | (14.5) | |
| 生产 | (404.5) | | | (95.4) | | | (13.1) | | | (513.0) | |
| 截至2019年12月31日的净探明储量 | 5,034.8 | | | 276.1 | | | 58.8 | | | 5,369.7 | |
| 对先前估计数的修订 | (497.7) | | | 4.8 | | | 1.6 | | | (491.3) | |
| 采购到位 | 26.3 | | | — | | | — | | | 26.3 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 1,077.9 | | | 53.9 | | | — | | | 1,131.8 | |
| 销售到位 | (157.3) | | | — | | | — | | | (157.3) | |
| 生产 | (441.4) | | | (65.9) | | | (11.6) | | | (518.9) | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 5,042.6 | | | 268.9 | | | 48.8 | | | 5,360.3 | |
| | | | | | | |
油当量(MBOe)(2) | | | | | | | |
| 截至2017年12月31日的净探明储量 | 2,457,302 | | | 53,142 | | | 16,526 | | | 2,526,970 | |
| 对先前估计数的修订 | (10,500) | | | 3,272 | | | 2,544 | | | (4,684) | |
| 采购到位 | 11,640 | | | — | | | — | | | 11,640 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 668,972 | | | — | | | 778 | | | 669,750 | |
| 销售到位 | (4,509) | | | — | | | (6,310) | | | (10,819) | |
| 生产 | (245,127) | | | (16,478) | | | (3,406) | | | (265,011) | |
| 截至2018年12月31日的净探明储量 | 2,877,778 | | | 39,936 | | | 10,132 | | | 2,927,846 | |
| 对先前估计数的修订 | (68,317) | | | 7,915 | | | 431 | | | (59,971) | |
| 采购到位 | 16,761 | | | — | | | — | | | 16,761 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 733,730 | | | 14,577 | | | 1,661 | | | 749,968 | |
| 销售到位 | (4,555) | | | — | | | — | | | (4,555) | |
| 生产 | (282,619) | | | (16,130) | | | (2,232) | | | (300,981) | |
| 截至2019年12月31日的净探明储量 | 3,272,778 | | | 46,298 | | | 9,992 | | | 3,329,068 | |
| 对先前估计数的修订 | (368,127) | | | 773 | | | 259 | | | (367,095) | |
| 采购到位 | 10,398 | | | — | | | — | | | 10,398 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 554,585 | | | 9,840 | | | — | | | 564,425 | |
| 销售到位 | (30,802) | | | — | | | — | | | (30,802) | |
| 生产 | (272,757) | | | (11,347) | | | (1,969) | | | (286,073) | |
| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 3,166,075 | | | 45,564 | | | 8,282 | | | 3,219,921 | |
(1)其他国际业务包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。英国业务于2018年第四季度出售。
(2)千桶或千桶油当量(视情况而定)；油当量包括原油和凝析油、液化石油气和天然气。石油当量是使用1.0桶原油和凝析油或NGL与6.0千立方英尺天然气的比率来确定的。
(3)十亿立方英尺。
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2020年，EOG通过钻探活动和主要探明地区(主要是二叠纪盆地)的技术评估，增加了5.64亿桶油当量(MMBoe)的已探明储量。2020年增加的储量中，约67%是原油、凝析油和NGL，几乎全部在美国。取代31MBoe的销售主要与出售Marcellus页岩资产以及出售或交换其他生产资产有关。对之前对2020年负367MBoe的估计的修订包括向下修订278MBoe，这主要是由于2020年12月31日使用的原油、NGL和天然气的平均价格下降，储量估计与前一年估计中使用的价格相比有所下降。受影响的主要地区是鹰福特和落基山区。取代10MBoe的购买主要与二叠纪盆地和其他生产资产的购买或交换有关。
2019年，EOG通过钻探活动和主要探明地区的技术评估增加了750 Mboe的已探明储量，主要是在二叠纪盆地、鹰滩和落基山区。2019年增加的储量中，约72%是原油、凝析油和NGL，基本上都在美国。取代5Mboe的销售主要与出售某些南得克萨斯州地区的业务以及出售或交换其他生产资产有关。对2019年负60MBoe的先前估计的修订包括，与前一年估计中使用的价格相比，2019年12月31日使用的原油、NGL和天然气的平均价格有所下降，储量估计与前一年估计中使用的价格相比有所下降。受影响的主要地区是落基山区。取代17辆MMBoe的购买主要与南得克萨斯州地区有关。
2018年，EOG通过钻探活动和主要探明地区的技术评估增加了670 MBoe的探明储量，主要是在二叠纪盆地、鹰滩地区、落基山脉地区和中大陆地区。2018年增加的储量中约76%是原油、凝析油和NGL，基本上都在美国。取代11 MBoe的销售主要与出售英国业务以及出售或交换其他生产资产有关。对之前对2018年负5MBoe的估计的修订包括上调35MBoe，这主要是由于2018年12月31日使用的原油、NGL和天然气的平均价格上涨，储量估计与前一年估计中使用的价格相比有所上升。受影响的主要地区是落基山脉地区、鹰滩和二叠纪盆地。除了40MBoe的价格外，向下修正的主要原因是产量预测的变化和生产成本的上升。取代12辆MMBoe的购买主要与南得克萨斯州地区有关。
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 联合
国家 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 净探明开发储量 | | | | | | | |
| 原油(MBbl) | | | | | | | |
| (2017年12月31日) | 605,405 | | | 898 | | | 7,933 | | | 614,236 | |
| 2018年12月31日 | 712,218 | | | 417 | | | 150 | | | 712,785 | |
| 2019年12月31日 | 801,189 | | | 266 | | | 143 | | | 801,598 | |
| 2020年12月31日 | 791,744 | | | 755 | | | 93 | | | 792,592 | |
| 天然气液体(MBBL) | | | | | | | |
| (2017年12月31日) | 286,872 | | | — | | | — | | | 286,872 | |
| 2018年12月31日 | 341,386 | | | — | | | — | | | 341,386 | |
| 2019年12月31日 | 387,253 | | | — | | | — | | | 387,253 | |
| 2020年12月31日 | 391,708 | | | — | | | — | | | 391,708 | |
| 天然气(Bcf) | | | | | | | |
| (2017年12月31日) | 2,450.8 | | | 299.2 | | | 29.3 | | | 2,779.3 | |
| 2018年12月31日 | 2,699.0 | | | 223.9 | | | 40.9 | | | 2,963.8 | |
| 2019年12月31日 | 2,974.6 | | | 177.7 | | | 41.8 | | | 3,194.1 | |
| 2020年12月31日 | 2,586.1 | | | 171.1 | | | 31.6 | | | 2,788.8 | |
| 油当量(MBOe) | | | | | | | |
| (2017年12月31日) | 1,300,758 | | | 50,779 | | | 12,798 | | | 1,364,335 | |
| 2018年12月31日 | 1,503,441 | | | 37,746 | | | 6,950 | | | 1,548,137 | |
| 2019年12月31日 | 1,684,209 | | | 29,886 | | | 7,117 | | | 1,721,212 | |
| 2020年12月31日 | 1,614,462 | | | 29,268 | | | 5,368 | | | 1,649,098 | |
| 已探明未开发净储量 | | | | | | | |
| 原油(MBbl) | | | | | | | |
| (2017年12月31日) | 698,666 | | | — | | | 71 | | | 698,737 | |
| 2018年12月31日 | 819,466 | | | — | | | 61 | | | 819,527 | |
| 2019年12月31日 | 892,771 | | | — | | | 48 | | | 892,819 | |
| 2020年12月31日 | 721,156 | | | — | | | 50 | | | 721,206 | |
| 天然气液体(MBBL) | | | | | | | |
| (2017年12月31日) | 216,601 | | | — | | | — | | | 216,601 | |
| 2018年12月31日 | 272,943 | | | — | | | — | | | 272,943 | |
| 2019年12月31日 | 352,439 | | | — | | | — | | | 352,439 | |
| 2020年12月31日 | 421,035 | | | — | | | — | | | 421,035 | |
| 天然气(Bcf) | | | | | | | |
| (2017年12月31日) | 1,447.7 | | | 14.2 | | | 21.9 | | | 1,483.8 | |
| 2018年12月31日 | 1,691.6 | | | 13.1 | | | 18.7 | | | 1,723.4 | |
| 2019年12月31日 | 2,060.2 | | | 98.4 | | | 17.0 | | | 2,175.6 | |
| 2020年12月31日 | 2,456.5 | | | 97.8 | | | 17.2 | | | 2,571.5 | |
| 油当量(MBOe) | | | | | | | |
| (2017年12月31日) | 1,156,544 | | | 2,363 | | | 3,728 | | | 1,162,635 | |
| 2018年12月31日 | 1,374,337 | | | 2,190 | | | 3,182 | | | 1,379,709 | |
| 2019年12月31日 | 1,588,569 | | | 16,412 | | | 2,875 | | | 1,607,856 | |
| 2020年12月31日 | 1,551,613 | | | 16,296 | | | 2,914 | | | 1,570,823 | |
(1)其他国际业务包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。英国业务于2018年第四季度出售。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表补充信息(续)
净探明未开发储量。 下表为EOG的PUD总量在2020、2019年和2018年的变化情况(单位：MBOE)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 | | 2018 |
| | | | | |
| 1月1日的余额 | 1,607,856 | | | 1,379,709 | | | 1,162,635 | |
扩展和发现 | 456,073 | | | 578,317 | | | 490,725 | |
修订 | (277,325) | | | (49,837) | | | (8,244) | |
储备的获取 | 47 | | | 1,711 | | | 311 | |
出售储备 | (3,670) | | | — | | | — | |
转换为已探明的已开发储量 | (212,158) | | | (302,044) | | | (265,718) | |
| 12月31日的结余 | 1,570,823 | | | 1,607,856 | | | 1,379,709 | |
在截至2020年12月31日的12个月期间，PUD总数减少了37 MBoe，降至1,571 MBoe。EOG通过钻井活动增加了约7Mboe的PUD，但仍有大量支出需要完成。*基于EOG用于识别和记录PUD的技术(请参阅本年度报告F-43和F-44页上关于FORM 10-K的技术的讨论)，EOG增加了449 MBOe的PUD。EOG钻探了212 Mboe的PUD，并将其转移到已探明的已开发储量，总资本成本为16.74亿美元。对之前估计的2020年PUD的负277 MMBoe的修订包括，由于2020年12月31日使用的原油、NGL和天然气的平均价格与前一年估计中使用的价格相比下降，将价格下调77MBoe。除负200MBoe的价格外，其他修订主要与由于未来五年预计资本支出低于前一年的预测而取消PUD地点有关。受影响的主要地区是鹰福特和落基山区。所有PUD，包括已钻探但未完成的油井(Ducs)，计划在最初的储量预订后五年内完成。
在截至2019年12月31日的12个月里，PUD总数增加了228 MBoe，达到1608 MBoe。EOG通过钻井活动增加了大约38MBoe的PUD，在这些活动中，油井已经钻探，但仍有大量支出需要完成。根据EOG用来识别和记录PUD的技术，EOG增加了540MBoe。PUD的增加主要在二叠纪盆地、鹰滩，其次是
在截至2018年12月31日的12个月里，PUD总数增加了217 MBoe，达到1380MBoe。EOG通过钻井活动增加了约31MBoe的PUD，但仍有大量支出需要完成。根据EOG用来识别和记录PUD的技术，EOG增加了460MBoe。PUD增加的主要是二叠纪盆地、阿纳达科盆地、鹰福特和其他地区EOG钻探并将266 Mboe的PUD转移到已探明的已开发储量，总资本成本为27.45亿美元。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表补充信息(续)
与石油和天然气生产活动有关的资本化成本。 下表列出了EOG在2020年12月31日和2019年12月31日与原油、NGL和天然气生产活动相关的资本化成本：
| | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 |
| | | |
| 证明性质 | $ | 61,724,487 | | | $ | 59,229,686 | |
| 未证明的性质 | 3,068,311 | | | 3,600,729 | |
| 总计 | 64,792,798 | | | 62,830,415 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | (38,750,852) | | | (35,033,085) | |
| 净资本化成本 | $ | 26,041,946 | | | $ | 27,797,330 | |
石油和天然气财产收购、勘探和开发活动产生的成本。*下表披露的收购、勘探和开发成本符合会计准则编纂(ASC)中采掘业-石油和天然气专题的定义。
购置成本包括购买、租赁或以其他方式获得财产所发生的成本。
勘探成本包括增加探井(包括正在进行的探井)和勘探费用。
开发成本包括增加生产设施和设备以及增加开发井(包括正在进行的开发井)。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表补充信息(续)
下表列出了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度与EOG石油和天然气活动相关的成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 联合
国家 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2020 | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | |
未经证实(2) | $ | 264,778 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 264,778 | |
证明了(3) | 97,073 | | | — | | | 38,089 | | | 135,162 | |
| 小计 | 361,851 | | | — | | | 38,089 | | | 399,940 | |
| 勘探成本 | 203,403 | | | 81,216 | | | 11,409 | | | 296,028 | |
开发成本(4) | 2,998,155 | | | 4,036 | | | 20,072 | | | 3,022,263 | |
| 总计 | $ | 3,563,409 | | | $ | 85,252 | | | $ | 69,570 | | | $ | 3,718,231 | |
| 2019 | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | |
未经证实(5) | $ | 276,092 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 276,092 | |
证明了(6) | 379,938 | | | — | | | — | | | 379,938 | |
| 小计 | 656,030 | | | — | | | — | | | 656,030 | |
| 勘探成本 | 213,505 | | | 46,616 | | | 13,218 | | | 273,339 | |
开发成本(7) | 5,661,753 | | | 25,007 | | | 12,096 | | | 5,698,856 | |
| 总计 | $ | 6,531,288 | | | $ | 71,623 | | | $ | 25,314 | | | $ | 6,628,225 | |
| 2018 | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | |
未经证实(8) | $ | 486,081 | | | $ | 1,258 | | | $ | — | | | $ | 487,339 | |
证明了(9) | 123,684 | | | — | | | — | | | 123,684 | |
| 小计 | 609,765 | | | 1,258 | | | — | | | 611,023 | |
| 勘探成本 | 157,222 | | | 22,511 | | | 13,895 | | | 193,628 | |
开发成本(10) | 5,605,264 | | | (12,863) | | | 22,628 | | | 5,615,029 | |
| 总计 | $ | 6,372,251 | | | $ | 10,906 | | | $ | 36,523 | | | $ | 6,419,680 | |
(1)Other International主要由EOG在英国、中国和加拿大的业务组成。EOG于2020年第三季度开始在阿曼进行勘探计划。英国业务于2018年第四季度出售。
(2)包括未经证实的非现金租赁收购成本#美元197与财产交换相关的100万美元。
(3)包括非现金证实的财产购置费用#美元。15与财产交换相关的100万美元。
(4)包括资产报废成本$97百万美元和$20百万美元，分别为美国和其他国际。不包括其他财产、厂房和设备。
(5)包括未经证实的非现金租赁收购成本#美元98与财产交换相关的100万美元。
(6)包括非现金证实的财产购置费用#美元。52与财产交换相关的100万美元。
(7)包括资产报废成本$181百万，$1百万美元和$4万元分别为美国、特立尼达和其他国际。不包括其他财产、厂房和设备。
(8)包括未经证实的非现金租赁收购成本#美元291与财产交换相关的100万美元。
(9)包括非现金证实的财产购置费用#美元。71与财产交换相关的100万美元。
(10)包括资产报废成本$90百万，$(12)百万元及(8)分别为美国、特立尼达和其他国际公司。不包括其他财产、厂房和设备。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表补充信息(续)
R浅谈油气生产活动的运行效果 (1)。下表列出了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的油气生产活动运营结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 联合
国家 | | 特立尼达 | | 其他 国际(2) | | 总计 |
| 2020 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | 7,055,098 | | | $ | 179,690 | | | $ | 55,468 | | | $ | 7,290,256 | |
| 其他 | 60,989 | | | (35) | | | — | | | 60,954 | |
总计 | 7,116,087 | | | 179,655 | | | 55,468 | | | 7,351,210 | |
| 勘探成本 | 136,266 | | | 1,909 | | | 7,613 | | | 145,788 | |
| 干井成本 | 13,055 | | | — | | | 28 | | | 13,083 | |
| 运输成本 | 734,071 | | | 747 | | | 171 | | | 734,989 | |
| 收集和处理成本 | 459,211 | | | — | | | — | | | 459,211 | |
| 生产成本 | 1,479,976 | | | 26,964 | | | 10,407 | | | 1,517,347 | |
| 减损 | 2,018,283 | | | 815 | | | 80,682 | | | 2,099,780 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,192,000 | | | 60,328 | | | 15,747 | | | 3,268,075 | |
| 所得税前收入(亏损) | (916,775) | | | 88,892 | | | (59,180) | | | (887,063) | |
| 所得税拨备 | (220,437) | | | 23,526 | | | 3,428 | | | (193,483) | |
| 经营成果 | $ | (696,338) | | | $ | 65,366 | | | $ | (62,608) | | | $ | (693,580) | |
| 2019 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | 11,250,853 | | | $ | 269,957 | | | $ | 60,635 | | | $ | 11,581,445 | |
| 其他 | 134,325 | | | 18 | | | 15 | | | 134,358 | |
总计 | 11,385,178 | | | 269,975 | | | 60,650 | | | 11,715,803 | |
| 勘探成本 | 130,302 | | | 4,290 | | | 5,289 | | | 139,881 | |
| 干井成本 | 11,133 | | | 13,033 | | | 3,835 | | | 28,001 | |
| 运输成本 | 753,558 | | | 4,014 | | | 728 | | | 758,300 | |
| 收集和处理成本 | 479,102 | | | — | | | — | | | 479,102 | |
| 生产成本 | 2,063,078 | | | 30,539 | | | 40,369 | | | 2,133,986 | |
| 减损 | 510,948 | | | 5,713 | | | 1,235 | | | 517,896 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,560,609 | | | 79,156 | | | 17,832 | | | 3,657,597 | |
| 所得税前收入(亏损) | 3,876,448 | | | 133,230 | | | (8,638) | | | 4,001,040 | |
| 所得税拨备 | 884,450 | | | 54,980 | | | 3,152 | | | 942,582 | |
| 经营成果 | $ | 2,991,998 | | | $ | 78,250 | | | $ | (11,790) | | | $ | 3,058,458 | |
| 2018 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | 11,488,620 | | | $ | 302,112 | | | $ | 155,755 | | | $ | 11,946,487 | |
| 其他 | 89,708 | | | (49) | | | (24) | | | 89,635 | |
总计 | 11,578,328 | | | 302,063 | | | 155,731 | | | 12,036,122 | |
| 勘探成本 | 121,572 | | | 21,402 | | | 6,025 | | | 148,999 | |
| 干井成本 | 4,983 | | | — | | | 422 | | | 5,405 | |
| 运输成本 | 742,792 | | | 3,236 | | | 848 | | | 746,876 | |
收集和处理成本(3) | 404,471 | | | — | | | 32,502 | | | 436,973 | |
| 生产成本 | 1,924,504 | | | 33,506 | | | 70,073 | | | 2,028,083 | |
| 减损 | 344,595 | | | — | | | 2,426 | | | 347,021 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 3,181,801 | | | 91,788 | | | 46,687 | | | 3,320,276 | |
| 所得税前收入(亏损) | 4,853,610 | | | 152,131 | | | (3,252) | | | 5,002,489 | |
| 所得税拨备 | 1,086,077 | | | 12,170 | | | 1,898 | | | 1,100,145 | |
| 经营成果 | $ | 3,767,533 | | | $ | 139,961 | | | $ | (5,150) | | | $ | 3,902,344 | |
(1)不包括金融商品衍生品合约按市值计价的损益、出售储备及相关资产的损益、利息费用和一般公司费用在截至2020年12月31日的三年内每年的损益。
(2)Other International主要由EOG在英国、中国和加拿大的业务组成。EOG于2020年第三季度开始在阿曼进行勘探计划。 英国业务于2018年第四季度出售。
(3)自2018年1月1日起，EOG采用了2014-09年度会计准则更新(ASU)2014-09年度“与客户的合同收入”(ASU 2014-09)的规定。关于采用ASU 2014-09年度，EOG将与其美国部门内的某些加工和营销协议相关的天然气加工费作为收集和加工成本，而不是从天然气收入中扣除。天然气加工费列报的变化对营业收入或净收入没有影响(见合并财务报表附注1)。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表补充信息(续)
下表列出了截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度的每桶油当量生产成本，不包括遣散费/生产税和从价税：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 联合
国家 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 复合材料 |
| | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 | $ | 3.75 | | | $ | 2.33 | | | $ | 6.78 | | | $ | 3.72 | |
| 截至2019年12月31日的年度 | $ | 4.59 | | | $ | 1.85 | | | $ | 18.26 | | | $ | 4.54 | |
| 截至2018年12月31日的年度 | $ | 4.84 | | | $ | 1.67 | | | $ | 20.19 | | | $ | 4.84 | |
(1) Other International主要由EOG在英国、中国和加拿大的业务组成。英国业务于2018年第四季度出售。
与已探明油气储量相关的贴现未来净现金流的标准化计量。*以下信息是利用ASC采掘业-石油和天然气专题规定的程序，并基于EOG工程和采购部估计的原油、NGL和天然气储量和产量编制的。这些估计基于2020、2019年和2018年大宗商品价格的12个月平均值。*以下信息可能对某些比较目的有用，但不应完全依赖于评估EOG或其业绩。此外，下表中包含的信息不应被视为对未来现金流的现实评估，也不应将贴现未来净现金流的标准化衡量标准视为代表EOG的现值。
以下所列未来现金流是基于截至预测日期的销售价格、成本率和法定所得税税率。预计未来可能会对原油、天然气和天然气储量的某些估计进行重大修订，储量的开发和生产可能发生在假设之外的时期，实际实现的价格和产生的成本可能与使用的价格和发生的成本有很大差异。
管理层在作出投资和经营决策时不依赖以下信息。这些决策基于广泛的因素，包括对可能和可能储量以及已探明储量的估计，以及被认为更能代表可能预期的一系列可能经济状况的不同价格和成本假设。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表补充信息(续)
下表列出了对截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度EOG油气储量预计产量的未来净现金流贴现的标准化衡量标准：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 联合
国家 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| 2020 | | | | | | | |
未来现金流入(2) | $ | 73,726,893 | | | $ | 900,815 | | | $ | 281,658 | | | $ | 74,909,366 | |
| 未来生产成本 | (34,618,860) | | | (153,275) | | | (53,933) | | | (34,826,068) | |
| 未来开发成本 | (15,159,373) | | | (226,430) | | | (18,400) | | | (15,404,203) | |
| 未来所得税 | (4,336,578) | | | (81,368) | | | (24,311) | | | (4,442,257) | |
| 未来净现金流 | 19,612,082 | | | 439,742 | | | 185,014 | | | 20,236,838 | |
| 折现现值，年利率10% | (8,410,282) | | | (100,350) | | | (36,194) | | | (8,546,826) | |
与已探明油气储量相关的贴现未来净现金流量的标准化计量 | $ | 11,201,800 | | | $ | 339,392 | | | $ | 148,820 | | | $ | 11,690,012 | |
| 2019 | | | | | | | |
未来现金流入(3) | $ | 120,359,769 | | | $ | 813,102 | | | $ | 305,491 | | | $ | 121,478,362 | |
| 未来生产成本 | (42,387,801) | | | (166,705) | | | (87,381) | | | (42,641,887) | |
| 未来开发成本 | (20,355,746) | | | (212,303) | | | (18,400) | | | (20,586,449) | |
| 未来所得税 | (11,459,567) | | | (73,508) | | | (32,423) | | | (11,565,498) | |
| 未来净现金流 | 46,156,655 | | | 360,586 | | | 167,287 | | | 46,684,528 | |
| 折现现值，年利率10% | (21,042,593) | | | (86,009) | | | (35,161) | | | (21,163,763) | |
与已探明油气储量相关的贴现未来净现金流量的标准化计量 | $ | 25,114,062 | | | $ | 274,577 | | | $ | 132,126 | | | $ | 25,520,765 | |
| 2018 | | | | | | | |
未来现金流入(4) | $ | 133,066,375 | | | $ | 749,695 | | | $ | 303,620 | | | $ | 134,119,690 | |
| 未来生产成本 | (42,351,174) | | | (204,444) | | | (99,024) | | | (42,654,642) | |
| 未来开发成本 | (16,577,794) | | | (78,199) | | | (11,900) | | | (16,667,893) | |
| 未来所得税 | (14,756,011) | | | (174,382) | | | (31,748) | | | (14,962,141) | |
| 未来净现金流 | 59,381,396 | | | 292,670 | | | 160,948 | | | 59,835,014 | |
| 折现现值，年利率10% | (27,348,744) | | | (26,832) | | | (33,483) | | | (27,409,059) | |
与已探明油气储量相关的贴现未来净现金流量的标准化计量 | $ | 32,032,652 | | | $ | 265,838 | | | $ | 127,465 | | | $ | 32,425,955 | |
(1)其他国际业务包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。英国业务于2018年第四季度出售。
(2)用于计算2020年美国、特立尼达和其他国际组织未来现金流入的估计原油价格为1美元。37.19, $26.75，及$41.87，分别为。用于计算2020年美国未来现金流入的估计NGL价格为1美元。12.47。用于计算2020年美国、特立尼达和其他国际公司未来现金流入的天然气价格估计为1美元。1.45, $3.28，及$5.65，分别为。
(3)用于计算美国、特立尼达和其他国际公司2019年未来现金流入的估计原油价格为1美元。57.51, $46.77及$57.22，分别为。用于计算2019年美国未来现金流入的估计NGL价格为1美元。16.91。用于计算美国、特立尼达和其他国际公司2019年未来现金流入的天然气价格估计为1美元。2.07, $2.90及$5.01，分别为。
(4)用于计算美国、特立尼达和其他国际公司2018年未来现金流入的估计原油价格为1美元。68.54, $55.66及$61.66，分别为。用于计算2018年美国未来现金流入的估计NGL价格为1美元27.83。用于计算美国、特立尼达和其他国际公司2018年未来现金流入的天然气价格估计为1美元。2.50, $3.06及$4.88，分别为。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表补充信息(续)
未来净现金流量贴现标准化计量的变化。 下表列出了截至2020年12月31日的三年中每一年在12月31日对贴现未来净现金流的标准化计量的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 联合
国家 | | 特立尼达 | | 其他 国际(1) | | 总计 |
| | | | | | | |
| (2017年12月31日) | $ | 17,756,935 | | | $ | 332,427 | | | $ | 238,298 | | | $ | 18,327,660 | |
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (8,416,853) | | | (265,370) | | | (52,399) | | | (8,734,622) | |
| 价格和生产成本的净变动 | 12,750,466 | | | 84,353 | | | 21,610 | | | 12,856,429 | |
扩展、发现、添加和提高采收率(扣除相关成本) | 8,418,666 | | | — | | | 12,287 | | | 8,430,953 | |
| 发生的开发成本 | 2,732,560 | | | — | | | 12,600 | | | 2,745,160 | |
| 修订估计开发成本 | (410,741) | | | 4,030 | | | (3,814) | | | (410,525) | |
| 对先前数量估计数的修订 | (173,084) | | | 39,608 | | | 31,750 | | | (101,726) | |
| 增加折扣 | 1,967,592 | | | 50,191 | | | 24,839 | | | 2,042,622 | |
| 所得税净变动 | (4,965,373) | | | 3,844 | | | (11,529) | | | (4,973,058) | |
| 储备购买到位 | 116,887 | | | — | | | — | | | 116,887 | |
| 出售现有储备 | (35,874) | | | — | | | (82,058) | | | (117,932) | |
| 时间和其他方面的变化 | 2,291,471 | | | 16,755 | | | (64,119) | | | 2,244,107 | |
| 2018年12月31日 | 32,032,652 | | | 265,838 | | | 127,465 | | | 32,425,955 | |
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (7,955,115) | | | (235,404) | | | (19,919) | | | (8,210,438) | |
| 价格和生产成本的净变动 | (10,973,981) | | | 65,962 | | | 27,572 | | | (10,880,447) | |
扩展、发现、添加和提高采收率(扣除相关成本) | 5,608,038 | | | 85,233 | | | 16,287 | | | 5,709,558 | |
| 发生的开发成本 | 3,003,510 | | | 22,820 | | | 5,820 | | | 3,032,150 | |
| 修订估计开发成本 | (597,869) | | | (129,047) | | | (11,108) | | | (738,024) | |
| 对先前数量估计数的修订 | (812,781) | | | 116,062 | | | 1,198 | | | (695,521) | |
| 增加折扣 | 3,891,701 | | | 43,148 | | | 14,909 | | | 3,949,758 | |
| 所得税净变动 | 1,454,050 | | | 93,975 | | | 682 | | | 1,548,707 | |
| 储备购买到位 | 98,539 | | | — | | | — | | | 98,539 | |
| 出售现有储备 | (50,651) | | | — | | | — | | | (50,651) | |
| 时间和其他方面的变化 | (584,031) | | | (54,010) | | | (30,780) | | | (668,821) | |
| 2019年12月31日 | 25,114,062 | | | 274,577 | | | 132,126 | | | 25,520,765 | |
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (4,381,840) | | | (151,979) | | | (45,355) | | | (4,579,174) | |
| 价格和生产成本的净变动 | (18,624,768) | | | 131,859 | | | 46,916 | | | (18,445,993) | |
扩展、发现、添加和提高采收率(扣除相关成本) | 1,436,988 | | | 64,385 | | | — | | | 1,501,373 | |
| 发生的开发成本 | 1,674,800 | | | — | | | — | | | 1,674,800 | |
| 修订估计开发成本 | 4,148,768 | | | (11,161) | | | — | | | 4,137,607 | |
| 对先前数量估计数的修订 | (3,307,180) | | | 11,632 | | | (1,764) | | | (3,297,312) | |
| 增加折扣 | 3,054,437 | | | 34,624 | | | 15,307 | | | 3,104,368 | |
| 所得税净变动 | 3,497,362 | | | (12,185) | | | 3,022 | | | 3,488,199 | |
| 储备购买到位 | 49,232 | | | — | | | — | | | 49,232 | |
| 出售现有储备 | (156,293) | | | — | | | — | | | (156,293) | |
| 时间和其他方面的变化 | (1,303,768) | | | (2,360) | | | (1,432) | | | (1,307,560) | |
| 2020年12月31日 | $ | 11,201,800 | | | $ | 339,392 | | | $ | 148,820 | | | $ | 11,690,012 | |
(1)其他国际业务包括EOG的英国、中国和加拿大业务。英国业务于2018年第四季度出售。
EOG Resources，Inc.
合并财务报表补充信息(完)
未经审计的季度财务信息
(单位为千，每股数据除外)
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| 截至的季度 | 3月31日 | | 六月三十日 | | 9月30日 | | 12月31日 |
| 2020 | | | | | | | |
| 营业收入和其他 | $ | 4,717,692 | | | $ | 1,103,374 | | | $ | 2,245,484 | | | $ | 2,965,498 | |
| 营业收入(亏损) | $ | 57,585 | | | $ | (1,086,549) | | | $ | (2,714) | | | $ | 487,662 | |
| 所得税前收入(亏损) | $ | 31,003 | | | $ | (1,145,262) | | | $ | (52,555) | | | $ | 427,760 | |
| 所得税拨备(福利) | 21,190 | | | (235,878) | | | (10,088) | | | 90,294 | |
| 净收益(亏损) | $ | 9,813 | | | $ | (909,384) | | | $ | (42,467) | | | $ | 337,466 | |
每股净收益(亏损)(1) | | | | | | | |
| 基本信息 | $ | 0.02 | | | $ | (1.57) | | | $ | (0.07) | | | $ | 0.58 | |
| 稀释 | $ | 0.02 | | | $ | (1.57) | | | $ | (0.07) | | | $ | 0.58 | |
| 普通股平均股数 | | | | | | | |
| 基本信息 | 578,462 | | | 578,719 | | | 579,055 | | | 579,624 | |
| 稀释 | 580,283 | | | 578,719 | | | 579,055 | | | 580,885 | |
| 2019 | | | | | | | |
| 营业收入和其他 | $ | 4,058,642 | | | $ | 4,697,630 | | | $ | 4,303,455 | | | $ | 4,320,246 | |
| 营业收入 | $ | 876,530 | | | $ | 1,130,771 | | | $ | 827,959 | | | $ | 863,751 | |
| 所得税前收入 | $ | 827,236 | | | $ | 1,089,366 | | | $ | 797,457 | | | $ | 831,208 | |
| 所得税拨备 | 191,810 | | | 241,525 | | | 182,335 | | | 194,687 | |
净收入 | $ | 635,426 | | | $ | 847,841 | | | $ | 615,122 | | | $ | 636,521 | |
每股净收益(1) | | | | | | | |
| 基本信息 | $ | 1.10 | | | $ | 1.47 | | | $ | 1.06 | | | $ | 1.10 | |
| 稀释 | $ | 1.10 | | | $ | 1.46 | | | $ | 1.06 | | | $ | 1.10 | |
| 普通股平均股数 | | | | | | | |
| 基本信息 | 577,207 | | | 577,460 | | | 577,839 | | | 578,219 | |
| 稀释 | 580,222 | | | 580,247 | | | 581,271 | | | 580,849 | |
(1)季度每股净收益(亏损)的总和可能与全年每股净收益(亏损)总额不一致，因为每个季度的计算都是基于已发行普通股的加权平均。
展品
未通过引用先前备案而并入本文的证物由(I)星号(*)指定，并在此存档；或(Ii)磅符号(#)，未在此存档，根据S-K法规第601(B)(4)(Iii)(A)项，注册人特此同意应要求向美国证券交易委员会(SEC)提供此类证物的副本。
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展品 数 | | 描述 |
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| 3.1(a) | - | 重述公司注册证书，日期为1987年9月3日(见EOG截至2008年12月31日的Form 10-K年度报告附件3.1(A))(证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | | |
| 3.1(b) | - | 1993年5月5日重新注册证书的修订证书(1994年2月8日提交的美国证券交易委员会档案编号：S-8表格上的EOG注册声明附件44.1(B))。 |
| | | |
| 3.1(c) | - | 重新注册证书修订证书，日期为1994年6月14日(1995年3月15日提交的EOG注册声明表格S-8，美国证券交易委员会档案号：第333-58103号)的附件4.1(C)。 |
| | | |
| 3.1(d) | - | 1996年6月11日重新注册证书的修订证书(1996年8月9日提交的美国证券交易委员会文件编号：333-09919，表格S-3上的EOG注册声明附件3(D))。 |
| | | |
| 3.1(e) | - | 重新注册证书修订证书，日期为1997年5月7日(1998年1月23日提交的美国证券交易委员会文件编号：333-44785，表格S-3中的EOG注册声明附件3(E))。 |
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| 3.1(f) | - | 1999年8月26日EOG Resources，Inc.并入安然石油天然气公司的所有权和合并证书(EOG截至1999年12月31日的10-K表格年度报告附件3.1(F))(证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
| | | |
| 3.1(g) | - | E系列初级参与优先股指定证书，日期为2000年2月14日(2000年2月18日提交的美国证券交易委员会文件第001-09743号，表格8-A的EOG注册声明附件2)。 |
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| 3.1(h) | - | A系列固定利率累积永久优先股取消证书，日期为2000年9月13日(2000年9月28日提交的美国证券交易委员会文件第333-46858号，表格S-3中的EOG注册声明附件3.1(J))。 |
| | | |
| 3.1(i) | - | 灵活货币市场取消证书，C系列，日期为2000年9月13日(美国证券交易委员会提交的表格S-3，第333-46858号文件，附件3.1(K))。 |
| | | |
| 3.1(j) | - | 灵活货币市场取消证书，D系列，日期为2005年2月24日(EOG截至2004年12月31日的10-K表格年度报告附件3.1(K))(证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
| | | |
| 3.1(k) | - | 经修订的E系列初级参与优先股指定证书，日期为2005年3月7日(EOG截至2007年12月31日的Form 10-K年度报告附件3.1(M))(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
| | | |
| 3.1(l) | - | 重新注册证书修订证书，日期为2005年5月3日(见EOG截至2005年6月30的季度报告Form 10-Q的附件3.1(L))(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 3.1(m) | - | B系列固定利率累积永久优先股取消证书，日期为2008年3月6日(2008年3月6日提交的EOG当前报告8-K表的附件3.1)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 3.1(n) | - | 重新注册证书修订证书，日期为2017年4月28日(EOG当前报告的附件3.1，于2017年5月2日提交的Form 8-K)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 3.2 | - | 1989年8月23日的章程，自2015年9月22日起修订和重述(2015年9月28日提交的EOG当前报告Form 8-K的附件3.1)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
| | |
| 4.1 | - | 根据1934年证券交易法第12条注册的证券说明(截至2019年12月31日的10-K表格年度报告附件4.1)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 4.2 | - | 证明EOG普通股的证书样本(EOG截至1999年12月31日的10-K表格年度报告附件3.3)(证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 4.3 | - | 安然石油天然气公司(EOG的前身)和纽约梅隆银行信托公司(作为JPMorgan Chase Bank，N.A.(前德克萨斯商业银行全国协会)的权益继承人)作为受托人签署的、日期为1991年9月1日的契约(1991年9月6日提交的美国证券交易委员会第33-42640号文件S-3表格中的附件4(A))。 |
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展品 数 | | 描述 |
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| #4.4(a) | - | 安然石油天然气公司(EOG的前身)高级副总裁兼首席财务官于1998年4月3日颁发的证书，确定安然石油天然气公司2028年4月1日到期的6.65%债券的条款。 |
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| #4.4(b) | - | 关于安然石油天然气公司(EOG的前身)2028年4月1日到期的6.65%债券的全球票据。 |
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| 4.5 | - | 债券，日期为2009年5月18日，由EOG和富国银行(Wells Fargo Bank，National Association)作为受托人签署(2009年5月18日提交的SEC文件第333-159301号，EOG注册声明的附件4.9)。 |
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| 4.6(a) | - | 2.500%高级债券于二零一零年十一月二十三日到期，4.100%高级债券于二零一零年到期，而浮动利率高级债券于二零一零年十一月二十三日到期(载于二零一零年十一月二十四日提交的EOG现行8-K表格报告附件4.2)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.6(b) | - | 关于EOG于2021年到期的4.100%高级票据的全球票据格式(2010年11月24日提交的EOG当前8-K表格的附件4.4)(证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 4.7(a) | - | 设立2.625%高级票据的高级人员证书，于2023年9月10日到期，日期为2012年9月10日(2012年9月11日提交的EOG当前报告的8-K表格附件4.2)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.7(b) | - | 关于2023年到期的2.625%高级债券的全球票据表格(2012年9月11日提交的EOG当前8-K表格的附件4.3)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 4.8(a) | - | 高级人员证书：EOG于2025年到期的3.15%高级债券和2035年到期的3.90%高级债券，日期为2015年3月17日(见EOG于2015年3月19日提交的当前8-K表格报告的附件4.2)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
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| 4.8(b) | - | 关于2025年到期的3.15%EOG高级票据的全球票据格式(2015年3月19日提交的EOG当前8-K表的附件4.3)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
| | |
| 4.8(c) | - | 关于2035年到期的3.90%EOG高级票据的全球票据格式(2015年3月19日提交的EOG当前8-K表格报告的附件4.4)(证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 4.9(a) | - | 高级职员证书：EOG于2026年到期的4.15%高级票据及2036年到期的5.10%高级票据，日期为2016年1月14日(见2016年1月15日提交的EOG当前8-K表格报告的附件4.2)(美国证券交易委员会档案第001-09743号)。 |
| | |
| 4.9(b) | - | 关于2026年到期的4.15%EOG高级票据的全球票据格式(2016年1月15日提交的EOG当前8-K表格的附件4.3)(证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 4.9(c) | - | 关于2036年到期的5.10%EOG高级票据的全球票据格式(2016年1月15日提交的EOG当前8-K表格的附件4.4)(证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 4.10(a) | - | 高级人员证书设立的高级债券，4.375%的高级债券于2030年到期，4.950%的高级债券于2050年到期，日期为2020年4月14日(美国证券交易委员会第001-09743号文件)(EOG于2020年4月14日提交的当前8-K表格报告的附件4.2)。 |
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| 4.10(b) | - | 关于2030年到期的EOG 4.375%优先债券的全球票据格式(载于附件4.10(A))。 |
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| 4.10(c) | - | 与2050年到期的EOG 4.950%优先债券有关的全球票据格式(载于附件4.10(A))。 |
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| 10.1(a)+ | - | 修订并重新修订了EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划，自2013年5月2日起生效(2013年5月3日提交的EOG公司S-8表格注册声明附件4.4，SEC文件第333-188352号)。 |
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| 10.1(b)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于于2017年9月25日前作出的授予)(见EOG于2013年5月3日提交的美国证券交易委员会文件第333-188352号S-8表格注册说明书附件4.5)。 |
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| 10.1(c)+ | - | 修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于2017年9月25日或之后以及2018年9月27日之前的授予)(EOG于2017年9月29日提交的当前8-K表格的附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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展品 数 | | 描述 |
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| 10.1(d)+ | - | 经修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于2018年9月27日至2020年9月28日之前的授予)(见EOG截至2018年9月30日的10-Q季度报告附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.1(e)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于于2020年9月28日生效的授予及随后的授予)(见EOG截至2020年9月30日的10-Q季度报告附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(f)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于2017年9月25日之前发放的奖励)(见EOG于2013年5月3日提交的美国证券交易委员会文件第333-188352号S-8表格注册说明书附件4.6)。 |
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| 10.1(g)+ | - | 修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于2017年9月25日或之后以及2018年9月27日之前的授予)(EOG于2017年9月29日提交的当前8-K表格的附件10.2)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| 10.1(h)+ | | 修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于2018年9月27日至2020年9月28日之前发放的奖励)(见EOG截至2018年9月30日的10-Q季度报告附件10.2)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
| | |
| 10.1(i)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划限制性股票奖励协议表格(适用于于2020年9月28日生效的授予及随后的授予)(见EOG截至2020年9月30日的10-Q季度报告附件10.2)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.1(j)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划的股票结算股票增值权协议表(适用于2017年9月25日之前授予的股权)(见EOG于2013年5月3日提交的美国证券交易委员会文件第333-188352号S-8表格注册说明书附件4.7)。 |
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| 10.1(k)+ | - | 修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划的股票结算股票增值权协议表格(适用于2017年9月25日至2020年9月28日之前的授予)(EOG于2017年9月29日提交的当前8-K表格的附件10.4)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.1(l)+ | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划的股票结算股票增值权协议表格(适用于于2020年9月28日生效的授予及随后的授予)(见EOG截至2020年9月30日的10-Q季度报告附件10.3)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.1(m)+ | - | 经修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划绩效单位奖励协议表格(适用于2014年9月22日之前发放的赠款)(2013年5月3日提交的美国证券交易委员会文件第333-188352号，EOG注册声明的附件4.8)。 |
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| 10.1(n)+ | - | 经修订和重新修订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划绩效单位奖励协议表格(适用于2014年9月22日或之后以及2016年9月27日之前发放的赠款)(见EOG截至2014年9月30的季度报告Form 10-Q的附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.1(o)+ | - | 经修订和重新修订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划绩效单位奖励协议表格(适用于2016年9月27日或之后以及2017年9月25日之前发放的赠款)(见EOG截至2016年9月30的季度报告Form 10-Q的附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.1(p)+ | - | 经修订和重新修订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划绩效单位奖励协议表格(仅适用于2016年12月13日生效的赠款)(见EOG于2016年12月19日提交的当前8-K表格报告的附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.1(q)+ | - | 经修订和重新修订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划绩效单位奖励协议表格(适用于在2017年9月25日或之后以及2018年9月27日之前发放的赠款)(EOG于2017年9月29日提交的当前8-K表格报告的附件10.3)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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展品 数 | | 描述 |
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| 10.1(r)+ | - | 经修订和重新修订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划绩效单位奖励协议表格(适用于2018年9月27日至2019年9月26日之前发放的赠款)(见EOG截至2018年9月30日的季度报告Form 10-Q的附件10.3)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.1(s)+ | - | 经修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划绩效单位奖励协议表格(适用于2019年9月26日至2020年9月28日之前发放的赠款)(见EOG截至2019年9月30日的季度报告Form 10-Q的附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.1(t)+ | - | 经修订和重新修订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划业绩单位奖励协议表格(适用于2020年9月28日生效的赠款和随后的赠款)(见EOG截至2020年9月30日的季度10-Q表格季度报告的附件10.4)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| *10.1(u)+ | - | 经修订和重新修订的EOG Resources，Inc.2008综合股权补偿计划的业绩单位奖励协议格式(适用于从2021年1月4日起授予Ezra Y.Yaco b的赠款)。 |
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| 10.1(v)+ | - | 修订和重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划的绩效股票奖励协议表(2013年5月3日提交的美国证券交易委员会文件第333-188352号，EOG的注册说明书附件4.9)。 |
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| 10.1(w) | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划非雇员董事限制性股票单位奖励协议表格(适用于2019年5月6日之前发放的奖励)(见EOG于2013年5月3日提交的美国证券交易委员会文件第333-188352号S-8表格注册说明书附件4.10)。 |
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| 10.1(x) | - | 经修订及重订的EOG Resources，Inc.2008年综合股权薪酬计划非雇员董事限制性股票单位奖励协议表格(适用于2019年5月6日生效及随后的授予)(见EOG截至2019年6月30日的季度10-Q表格季度报告附件10.2)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.1(y) | - | 非雇员董事股票增值权协议表格-修订及重订EOG Resources，Inc.2008年综合股权补偿计划(见EOG于2013年5月3日提交的美国证券交易委员会文件第333-188352号S-8表格注册说明书附件4.11)。 |
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| 10.2(a)+ | - | EOG Resources，Inc.409a递延补偿计划-非限定补充递延补偿计划-计划文件，自2008年12月16日起生效(见EOG截至2008年12月31日的10-K表格年度报告附件10.2(A))(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 10.2(b)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划-非限定补充延期补偿计划-收养协议，最初日期为2008年12月16日(并修订至2012年2月24日(包括对其中第7项的修订，从2012年1月1日起生效，涉及限制性股票单位的延期)(EOG截至2011年12月31日的Form 10-K年度报告附件10.2(B))(最初作为附件10.2(B)提交给EOG2008年)(证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.2(c)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划第一修正案，自2013年1月1日起生效(EOG截至2013年9月30日的季度10-Q表格季度报告附件10.8)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 10.2(d)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划修正案2，自2018年1月1日起生效(EOG截至2018年12月31日的Form 10-K年度报告附件10.3(D))(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| *10.2(e)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期补偿计划第三修正案，自2020年12月17日起生效。 |
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| 10.2(f)+ | - | 修订并重新修订了1996年延期计划(2002年3月8日提交的美国证券交易委员会文件第333-84014号，表格S-8上的EOG注册声明附件4.4)。 |
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| 10.2(g)+ | - | 修订和重新启动1996年延期计划的第一修正案，自2002年9月10日起生效(附件10.9(E)为EOG截至2002年12月31日的10-K表格年度报告)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 10.3(a)+ | - | EOG与William R.Thomas签订的控制变更协议，自2011年1月12日起生效(EOG截至2011年3月31日的季度报告Form 10-Q的附件10.2)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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展品 数 | | 描述 |
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| 10.3(b)+ | - | EOG与William R.Thomas签订的“变更控制协议第一修正案”，自2011年9月13日起生效(2011年9月13日提交的EOG当前报告Form 8-K的附件10.2)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
| | |
| 10.3(c)+ | - | EOG和William R.Thomas之间的控制变更协议第二修正案，自2013年9月4日起生效(EOG截至2013年9月30日的Form 10-Q季度报告附件10.2)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 10.4(a)+ | - | 修订并重新签署了EOG和Timothy K.Driggers之间的控制变更协议，自2005年6月15日起生效(2005年6月21日提交的EOG当前报告Form 8-K的附件99.11)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 10.4(b)+ | - | EOG与Timothy K.Driggers修订并重新签署的控制变更协议第一修正案，自2009年4月30日起生效(见EOG截至2009年3月31日的Form 10-Q季度报告附件10.5)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.4(c)+ | - | 对EOG和Timothy K.Driggers之间修订和重新签署的控制协议的第二修正案，于2011年9月13日生效(2011年9月13日提交的EOG当前报告Form 8-K的附件10.4)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 10.5(a)+ | - | EOG与Michael P.Donaldson签订的控制权变更协议，自2012年5月3日起生效(EOG截至2012年6月30日的10-Q季度报告附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.5(b)+ | - | EOG和Michael P.Donaldson之间的控制变更协议第一修正案，自2013年9月4日起生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.7)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.6(a)+ | - | EOG和劳埃德·W·赫尔姆斯之间的控制变更协议，自2013年6月27日起生效(EOG截至2013年6月30日的季度报告Form 10-Q的附件10.9)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.6(b)+ | - | EOG与Lloyd W.Helms，Jr.之间的控制变更协议第一修正案，自2013年9月4日起生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度报告附件10.4)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.7+ | - | EOG和Ezra Y.Yaco b之间的控制权变更协议，于2018年1月26日生效(EOG截至2017年12月31日的Form 10-K年度报告附件10.10)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.8+ | - | EOG和Kenneth W.Boedeker之间的控制权变更协议，自2018年12月19日起生效(EOG截至2018年12月31日的Form 10-K年度报告附件10.11)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 10.9(a)+ | - | EOG Resources，Inc.变更控制权分离计划，自2005年6月15日起生效(2005年6月21日提交的EOG当前报告Form 8-K的附件99.12)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 10.9(b)+ | - | EOG Resources，Inc.控制权变更豁免计划第一修正案，自2009年4月30日起生效(EOG截至2009年3月31日的10-Q表格季度报告附件10.6)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 10.10(a)+ | - | EOG Resources，Inc.年度奖金计划(2019年1月1日生效)(截至2019年3月31日的季度EOG 10-Q季度报告附件10.1)(美国证券交易委员会文件第001-09743号)。 |
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| 10.10(b)+ | - | EOG Resources，Inc.修订并重新制定了高管年度奖金计划(自2019年1月1日起终止)(EOG截至2010年3月31日的季度报告Form 10-Q的附件10.4)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| 10.11(a)+ | - | EOG Resources，Inc.员工股票购买计划(自2018年1月1日起修订和重新发布)(EOG注册声明的附件4.4(A)，表格S-8，SEC文件第333-224466号，提交于2018年4月26日)。 |
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| 10.11(b)+ | - | EOG Resources，Inc.员工股票购买计划(与2018年1月1日之前有效)(2001年6月4日提交的EOG S-8表格注册声明附件4.4，证券交易委员会文件第333-62256号)。 |
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| 10.11(c)+ | - | EOG Resources，Inc.员工股票购买计划修正案，生效日期为2010年1月1日(2018年1月1日之前有效)(2010年5月4日提交的EOG S-8表格注册声明附件4.3(B)，SEC文件第333-166518号)。 |
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展品 数 | | 描述 |
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| 10.12 | - | 循环信贷协议，日期为2019年6月27日，由EOG、作为行政代理的摩根大通银行(JPMorgan Chase Bank，N.A.)、作为银行参与方的金融机构以及其他各方签订的(EOG于2019年7月2日提交的Form 8-K当前报告的附件10.1)(美国证券交易委员会第001-09743号文件)。 |
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| *21 | - | EOG的子公司，截至2020年12月31日。 |
| | |
| *23.1 | - | 德戈莱尔和麦克诺顿的同意。 |
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| *23.2 | - | 征得德勤律师事务所(Deloitte&Touche LLP)的同意。 |
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| *24 | - | 授权书。 |
| | |
| *31.1 | - | 第302条首席执行官年度报告的证明。 |
| | |
| *31.2 | - | 第302条首席财务官年度报告的证明。 |
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| *32.1 | - | 第906条对首席执行官年度报告的证明。 |
| | |
| *32.2 | - | 第906条首席财务官年度报告的证明。 |
| | |
| *95 | - | 矿山安全披露展示会。 |
| | |
| *99.1 | - | DeGolyer和MacNaughton的意见，日期为2021年1月26日。 |
| | |
| *101.INS | - | 内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
| | |
| *101.SCH | - | 创建内联XBRL架构文档。 |
| | |
| *101.CAL | - | 内联XBRL计算链接库文档。 |
| | |
| *101.DEF | - | 内联XBRL定义Linkbase文档。 |
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| *101.LAB | - | 内联XBRL标签Linkbase文档。 |
| | |
| *101.PRE | - | 内联XBRL演示文稿Linkbase文档。 |
| | |
| 104 | - | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
*随函存档的证物
**本报告附件101为以下以XBRL(可扩展商业报告语言)格式编制的文件：(一)截至2020年12月31日的三个年度的合并损益表(亏损)和全面收益(亏损)表；(二)截至2020年12月31日和2019年12月31日的合并资产负债表；(三)截至2020年12月31日的三个年度的股东权益合并报表；(四)截至2020年12月31日的三个年度的合并股东权益表2020年和(V)合并财务报表附注。
+管理合同、补偿计划或安排
签名
根据修订后的1934年证券交易法第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签名者代表其签署本报告。
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| | | EOG Resources，Inc. |
| | | (注册人) |
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| 日期： | 2021年2月25日 | 由以下人员提供： | /s/蒂莫西·K·德里格斯 蒂莫西·K·德里格斯 执行副总裁兼首席财务官 (首席财务官和正式授权人员) |
根据修订后的1934年证券交易法的要求，本报告已由以下人员代表注册人并以EOG Resources，Inc.指定的身份于25日签署2021年2月的一天。
| | | | | | | | |
| | 签名 | 标题 |
| | | |
| | /s/威廉·R·托马斯 | 董事会主席兼首席执行官和 |
| | (威廉·R·托马斯) | 董事(首席行政官) |
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| | /s/蒂莫西·K·德里格斯 | 执行副总裁兼首席财务官 |
| | (蒂莫西·K·德里格斯) | (首席财务官) |
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| | /s/安·D·詹森(Ann D.Janssen) | 高级副总裁兼首席会计官 |
| | (安·D·詹森) | (首席会计官) |
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| | * | 导演 |
| | (珍妮特·F·克拉克) | |
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| | * | 导演 |
| | (查尔斯·R·克里斯普) | |
| | | |
| * | 导演 |
| (罗伯特·P·丹尼尔斯) | |
| | |
| | * | 导演 |
| | (詹姆斯·C·戴) | |
| | | |
| | * | 导演 |
| | (C.Christopher Gaut) | |
| | |
| * | 导演 |
| (迈克尔·T·克尔) | |
| | | |
| | * | 导演 |
| | (朱莉·J·罗伯逊) | |
| | | |
| | * | 导演 |
| (唐纳德·F·特克斯特) | |
| | |
| *由： | /s/迈克尔·P·唐纳森(Michael P.Donaldson) | |
| | (迈克尔·P·唐纳森) | |
| | (指明的人的事实受权人) | |
