美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区,20549
__________________________
表格
(标记一)
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止
或
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
由_至_的过渡期
委托文件编号:
(注册人的确切姓名载于其章程)
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(述明或其他司法管辖权 公司或组织) |
(税务局雇主 识别号码) |
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(主要执行机构地址和邮政编码)
(
(注册人的电话号码,包括区号)
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无
(前姓名、前地址和前财政年度,如果自上次报告以来发生变化)
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根据该法第12(B)条登记的证券:
每个班级的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 | ||
|
根据该法第12(G)条登记的证券:
无
(班级名称)
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人,请用复选标记表示。
☐是的,☒
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。
☐是的,☒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期限内)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。
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。
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器 | ☐ | 加速文件管理器 | ☐ |
☒ | 规模较小的报告公司 | ||
新兴成长型公司 |
如果是一家新兴的成长型公司,用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告,证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编,第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估,该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。
如果证券是根据该法第12(B)条登记的,应用勾号表示登记人在备案中的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐1
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐1
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,☐不是
注册人的非关联公司持有的注册人普通股的总市值,根据注册人的A类从属有表决权股票在2022年6月30日在OTCQX国际市场上的收盘价计算:$
截至2023年3月27日,有
以引用方式并入的文件
注册人关于注册人2023年股东周年大会的最终委托书的若干部分(“2023年委托书”)以引用方式并入本年报的10-K表格第III部分(“年报”)。
公约
在这份10-K表格年度报告中,我们使用术语“阿尔卑斯山峰会”、“我们”、“公司”、“我们”和“我们”来指代阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司及其子公司。这里提及的“$”、“美元”或“美元”是指美元,而这里提及的“$Cdn”、“C$”或“CDN美元”是指加拿大元。除非另有说明,本报告中的所有财务信息均以美元列报。
________________________________________阿尔卑斯山顶峰能源公司。
表格10-K
截至2022年12月31日止的年度
目录
前瞻性陈述 | 3 |
第一部分 | 5 |
项目1.业务 | 5 |
第1A项。风险因素 | 15 |
项目1B。未解决的员工意见 | 40 |
项目2.财产 | 40 |
项目3.法律诉讼 | 45 |
项目4.矿山安全信息披露 | 45 |
第II部 | 46 |
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券 | 46 |
第六项。[已保留] | 49 |
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析 | 49 |
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露 | 60 |
项目8.财务报表和补充数据 | 60 |
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧 | 60 |
第9A项。控制和程序 | 60 |
项目9B。其他信息 | 61 |
项目9C。披露妨碍检查的外国司法管辖区。 | 61 |
第三部分 | 62 |
项目10.董事、高级管理人员和公司治理 | 62 |
项目11.高管薪酬 | 62 |
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项 | 62 |
第13项:某些关系和关联交易,以及董事独立性 | 62 |
项目14.主要会计费用和服务 | 62 |
第四部分 | 62 |
项目15.物证、财务报表附表 | 62 |
项目16.表格10-K摘要 | 62 |
展品索引 | 63 |
签名 | 65 |
合并财务报表索引 | F-1 |
2
前瞻性陈述
本年度报告包含某些“前瞻性信息”和“前瞻性陈述”(统称为“前瞻性陈述”),包括管理层对阿尔卑斯山能源合作伙伴公司(“公司”或“阿尔卑斯山峰会”)未来计划和业务的评估,特别是与2023年和2024年剩余时间相关的计划和运营。此类前瞻性陈述一般可通过以下词语来识别:“预期”、“相信”、“打算”、“计划”、“预期”、“时间表”、“表明”、“重点”、“展望”、“建议”、“目标”、“目标”、“优先事项”、“战略”、“估计”、“预算”、“预测”、“将”、“可能”、“可能”、“将”、“可能”、“可能”、“将”、“可能”、“可能”未来“或其他类似的词语或表述,包括与个别油井、设施、地区或项目有关或相关的前瞻性表述,以及可能对公司运营和财务状况产生影响的任何未来事件的时间安排。前瞻性陈述基于公司使用陈述时已有的信息和历史趋势所作的预期、预测和假设,其中包括以下预期和假设:储量估计和估值的准确性;生产资产的性能特征;获得第三方基础设施的机会;政府政策和法规;未来生产率;估计的资本支出的准确性;劳动力和服务以及拥有或第三方基础设施的可用性和成本;特许权使用费;项目的开发和执行;第三方对其对公司的义务的履行情况;以及监管机构和第三方批准的日期和时间。所有有关对未来的预期或预测以及有关未来业务计划或战略、时间安排或日程安排、按商品分类的生产量、产量下降、预期和未来活动及资本支出、商品价格、成本、特许权使用费、时间表、经营或财务结果、未来融资需求以及未来承诺的预期效果的陈述和信息均为前瞻性陈述。
前瞻性陈述会受到已知和未知的风险、不确定因素和其他因素的影响,这些因素可能会导致实际结果、活动水平和成就与此类陈述明示或暗示的大不相同。这些因素包括但不限于:
3
与“储量”或“资源”有关的陈述属于前瞻性陈述,包括财务计量,如净现值,因为它们涉及根据估计和假设对所述储量和资源的预测或估计数量进行评估,并在未来进行有利可图的生产。
请读者注意,编制这类信息时使用的假设虽然在编制时被认为是合理的,但可能被证明是不准确的,因此不应过分依赖前瞻性陈述。除非适用的证券法要求,否则公司不会因为新信息、未来事件或其他原因而公开更新或修改任何前瞻性陈述,也不承担任何义务。
提醒读者,前面列出的因素并不是详尽的。本文中包含的前瞻性陈述明确地受到这一警告性声明的限制。
4
第一部分
项目1.业务
背景
本公司是根据《商业公司法》(不列颠哥伦比亚省)(“BCBCA”),2008年7月30日,以“红松石油有限公司”的名义。
2021年4月8日,本公司签订了业务合并协议(“业务合并协议”),据此,红松石油有限公司同意完成一系列交易,以实现公司与HB2发起有限责任公司(“发起”或“HB2”)之间的合并,并在交易完成后更名为“阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司”。这一系列交易导致发起人对本公司的反向收购(“RTO”)。
阿尔卑斯峰会的A类附属表决股份(以下简称“附属表决股份”)于多伦多证券交易所创业板(以下简称“多伦多证券交易所”)上市,交易代码为“ALPS.U”,并于纳斯达克全球市场(“纳斯达克”)上市,交易代码为“ALPS”。
以下组织结构图显示了截至2022年12月31日公司与其子公司之间的公司间关系。本公司子公司名单见本年度报告附件21.1。
公司总部位于田纳西州纳什维尔西区大道3322 West End Ave.,Suite450,邮编:37203。公司注册办事处位于不列颠哥伦比亚省温哥华西乔治亚街885号汇丰大厦2200室,邮编:V6C 3E8。
5
业务的总体发展
2023年1月至2023年3月
2023年1月20日,公司宣布 它在2022年第二季度建立的第五个发展伙伴关系(“第五个发展伙伴关系”)得到成功支付和清理,同时第七个发展伙伴关系(“第七个发展伙伴关系”)也同时结束。第五发展伙伴关系为总共六口油井的钻探和完井提供部分资金,资本计划总额约为5,030万美元,其中60%由外部合作伙伴提供资金。作为完成第五个发展伙伴关系的一部分,本公司注销了约3640万美元的可赎回非控股权益,此前分派了50万美元。第七发展伙伴关系的扩大资本计划约为5,710万美元,外部开发资本约为3,430万美元,预计将在公司现有运营足迹范围内继续开发资产。
2023年2月3日,公司宣布 它已经完成了六个合作伙伴对第五发展伙伴关系提供给这些合作伙伴的看跌期权的行使。与行使投票权有关,已向该等合伙人发行499,794个B类无投票权单位(“HB2单位”)(可一对一交换附属投票权股份)。第五个发展伙伴关系伙伴中的两个伙伴以每单位5.23美元的价格交换了他们的权益,其余四个DP5伙伴以每单位5.01美元的价格交换了他们的权益。
2023年2月23日,本公司宣布,本公司董事会(以下简称“董事会”)已开始对其资产进行战略审查。本公司正寻求协助及时及有秩序地回应已表示有兴趣收购本公司各项资产的其他上游石油及天然气公司主动提出的查询。董事会还认为,从2023年3月开始暂停每月股息支付是谨慎的。
2023年3月3日,公司宣布Darren Tangen已从董事会辞职,包括薪酬、审计、运营和储备委员会,自2023年3月2日起生效。与辞职有关的是,詹姆斯·鲁索被任命为董事会成员以及薪酬、审计、业务和储备委员会成员,以填补达伦·坦根辞职所产生的空缺。
2023年3月8日,公司宣布已聘请Stephens Inc.作为其财务顾问,为公司最近开发和证明的各种战略性、高产资产寻求资产出售。出售所得款项预计将注销现有负债,并将额外资本计入公司的资产负债表。
2023年3月10日,HB2与Bank7 Corp.(“企业信贷融资”)签订了企业信贷融资的综合豁免(“豁免”)。该豁免给予HB2豁免公司信贷安排第七条所载的所有契诺,并作出某些其他符合规定的更改。
于2023年3月21日,HB2修订及重述综合豁免协议(“经修订豁免”),并订立企业信贷安排的延期协议(“延期协议”)。延期协议和经修订的豁免将企业信贷安排的最终到期日延长至2023年7月1日,并给予HB2豁免企业信贷安排第VII条所载的所有契诺至2023年7月1日,并作出某些其他符合规定的更改。
2023年3月23日,本公司修订了其某些生产油气井的资产支持证券化安排(“ABS安排”),其中包括暂停某些契约,包括关于偿债覆盖率、生产跟踪率和贷款与价值的要求,至2023年7月1日,并将ABS安排第一批的初始到期日延长至2023年7月1日。
截至2022年12月31日的年度
2022年1月4日,本公司宣布,自2021年12月31日起,附属表决权股票开始在场外交易市场交易,代码为“ASEPF”。
2022年1月10日,本公司宣布成功支付和清算其第二发展伙伴关系(“第二发展伙伴关系”),同时结束其第四发展伙伴关系(“第四发展伙伴关系”)。第二发展伙伴关系为德克萨斯州奥斯汀附近吉丁斯油田的五口油井的钻探和完井提供资金,资本计划总额约为3520万美元,其中60%由外部合作伙伴提供资金。作为完成第二个发展伙伴关系的一部分,本公司注销了约2,350万美元的可赎回非控股权益,此前分派了4,500,000美元。第四发展伙伴关系的扩大资本计划约为4,200万美元,外部开发资本约为2,520万美元,用于在公司现有运营足迹范围内开发资产。
2022年3月10日,公司宣布成立新的开发合作伙伴关系(“赤色黎明1号”)。赤色黎明1号的资本计划约为5,040万美元,外部开发资本约为3,030万美元,用于为五口油井的钻探和完井提供部分资金。
6
2022年3月14日,该公司宣布关闭其运营子公司Origination提供的企业信贷安排。企业信贷安排,由Bank7 Corp.(“Bank7”),取代了2021年10月的融资机制(定义如下)。企业信贷安排的总规模为3,000万美元。公司信贷融资以本公司生产资产子集的营运权益作抵押,并按5.00%和Prime+1.75%两者中较大者收取利息。公司信贷融资期限为一年,预计将为公司提供额外的营运资金灵活性。
2022年4月27日,本公司宣布其第三个发展伙伴关系(“第三个发展伙伴关系”)成功支付和清算,同时第五个发展伙伴关系同时结束。第三发展伙伴关系为总共五口油井的钻探和完井提供了资金:三口位于德克萨斯州奥斯汀附近的吉丁斯油田,两口位于德克萨斯州韦伯县的油井;资本计划总额约为3530万美元,其中60%由外部合作伙伴提供资金。作为完成第三发展伙伴关系的一部分,本公司注销了约3,020万美元的可赎回非控股权益。第五发展伙伴关系将其资本计划扩大了约5,030万美元,其中约有3,020万美元的外部开发资本,预计将在公司现有的运营足迹内继续开发资产。此外,第三发展合伙的十二名合伙人行使第三发展合伙就其相关投资的剩余权益向该等合伙提供的认沽权利,并选择出售其于第三发展合伙的剩余权益,以894,929个B类无投票权单位(可按一对一基准交换本公司附属有表决权股份),每股单位视为价值5.70美元(参考往绩30天股价及多伦多证券交易所政策容许的折扣计算),或合共约5.1,000美元。
2022年5月2日,公司宣布ABS设施成功关闭。ABS融资机制由一家保险公司牵头,初始规模为8000万美元,额外容量可扩大至总计1.5亿美元。ABS贷款以公司生产资产子集的工作权益为抵押,这些资产由其运营子公司的一家关联公司持有,最初一年的LIBOR+6.00%(LIBOR下限为1%),第二年的LIBOR+12%(LIBOR下限为1%)。ABS融资所得款项用于偿还现有债务,这是本公司与股东收购(讨论如下)相关的以资产为抵押的优先工具,并用于一般公司用途。
2022年5月20日,本公司宣布,由12名合伙人行使第三发展伙伴提供的看跌期权的工作已经完成。于2022年5月19日,向该等合伙人发行了894,929个B类无投票权单位(可一对一交换本公司的附属有表决权股份),每股视为价值5.70美元。
2022年6月7日,本公司宣布,其拟设立NCIB的通知已获多伦多证券交易所批准。根据NCIB,公司可在2022年6月10日开始的12个月内购买最多1,648,783股附属表决股票以供注销。NCIB将不晚于2023年6月9日到期。阿尔卑斯山峰会在公开市场交易中为下属投票权股票支付的价格将是购买时的市场价格。根据NCIB购买的任何从属表决权股票将被取消。可购买的附属投票权股份的实际数量和购买的时间将由本公司决定。关于购买的决定将基于市场状况、股价、可用现金的最佳使用和其他因素。该公司任命利德·琼斯·盖博公司代表其在NCIB项下进行采购。
2022年6月13日,该公司宣布,自2022年6月14日起,获准从多伦多证券交易所二级发行人地位毕业至一级发行人地位。在完成在多伦多证券交易所第一级上市的同时,多伦多证券交易所也接受了本公司的申请,以本公司市值超过1亿加元为基础,解除之前存放在第三方托管的证券,因此被视为国家政策46-201下的“豁免发行人”。
2022年7月15日,本公司宣布成功支付和清算第四个发展伙伴关系,同时结束其第六个发展伙伴关系(“第六个发展伙伴关系”)。第四发展伙伴关系为总共五口油井的钻井和完井提供了资金:三口位于德克萨斯州奥斯汀附近的吉丁斯油田,两口位于德克萨斯州韦伯县的油井;资本计划总额约为3520万美元,其中60%由外部合作伙伴提供资金。作为完成第四个发展伙伴关系的一部分,阿尔卑斯山首脑会议注销了约3170万美元的可赎回非控股权益,此前发放了270万美元。第六发展伙伴关系将其资本计划扩大到约5690万美元,其中约有3420万美元的外部开发资本,并预计将在公司现有运营足迹范围内继续开发资产。
7
2022年7月27日,本公司宣布,完成了之前宣布的由九个合伙人行使第四发展伙伴提供的看跌期权。本公司于2022年7月26日向该等合伙人发行706,975个B类无投票权单位(可一对一交换本公司附属有表决权股份),每股单位视为价值5.85美元。
2022年9月13日,该公司宣布成功扩大其某些生产油井和天然气井的资产证券化规模。ABS贷款增加了5500万美元,总规模达到1.35亿美元,总容量可扩大到1.5亿美元。ABS贷款以公司生产资产子集的工作权益为抵押,这些资产由其运营子公司的一家关联公司持有,最初一年的LIBOR+8.00%(LIBOR下限为1%),第二年的LIBOR+14%(LIBOR下限1%)。ABS融资机制的收益用于持续开发活动、营运资金和一般企业用途。
2022年9月26日,本公司公告称,纳斯达克证券市场有限责任公司批准本公司子公司表决权股票在纳斯达克上市的申请,子公司表决权股票将于2022年9月28日纳斯达克开市时开始交易,股票代码为“阿尔卑斯山”。
2022年9月27日,本公司宣布,TSXV批准了对NCIB的修正案,该修正案于2022年6月10日开始生效,并将在NCIB项下完成购买的日期和2023年6月9日两者中较早的日期结束。修订NCIB以反映本公司获准与其指定经纪Leeed Jones Gable Inc.订立自动购股计划(“ASPP”),以便在本公司因监管限制或自行规定的禁售期而通常不能购买其附属于NCIB的有表决权股份时,购买该等股份。NCIB的所有其他条款和条件保持不变。
2022年10月4日,公司宣布成功扩展企业信贷安排,原总规模为3000万美元(与2022年3月14日宣布的规模相同)。公司信贷安排的总规模增至6,500万美元,截至该日的借款基础可用金额为1,740万美元。企业信贷安排的到期日及利率维持不变。
2022年11月10日,本公司宣布成功支付和清算其在2022年第一季度成立的赤色黎明1号,同时结束了另一项开发合作伙伴关系(“赤色黎明2”)。赤色黎明1号为五口油井的钻探和完井提供部分资金,资本计划总额约为5040万美元,其中60%由外部合作伙伴提供资金。作为完成赤色黎明1号计划的一部分,公司注销了约3850万美元的可赎回非控股权益。赤色黎明2的扩大资本计划约为5770万美元,外部开发资本约为3460万美元,预计将在公司现有运营足迹范围内继续开发资产。
2022年12月1日,本公司宣布,12名红黎明1合伙人就其关联投资中的剩余权益行使了红黎明1号赋予该等合伙人的看跌期权。与行使权利有关,向该等合伙人发行了617,103个B类无投票权单位(可一对一交换本公司的附属有表决权股份),每股单位视为价值5.16美元。
2022年12月13日,公司公告称,公司董事会批准了公司2023年的资本返还计划,其中包括:i)将现有每月股息增加5%;ii)根据先前公布并批准的NCIB,继续实施股票回购计划。
8
截至2021年12月31日的年度
股东回购
2021年3月5日,本公司实施了股权回购结构,根据该结构,控股单位持有人将其持有的100%股份(3,992,629个发起会员单位,约占当时发起会员单位的23.4%)与由AIP Holdco,LP发行的1,000,000美元资产支持优先票据(每个为“优先票据”)(共发行23,500,000优先票据)一起交换。其余优先票据按每种优先票据1.00美元的价格赎回。
优先票据不能转换为阿尔卑斯山峰会(“RTO”完成后所产生的发行人)的股份,且没有管治权。优先票据不是担保债务,违约只会导致固定回报率增加。
发展伙伴关系
该公司通过其全资子公司Origination赞助和管理开发计划,以参与其钻探计划并加速其增长。大多数Origination的钻探计划都是有限的合作伙伴关系,旨在将可重复勘探的钻探风险降至最低,并优化私人投资者的税收优惠。在油井开始生产时,发起人将该油井的工作权益和权利转让给经营合伙企业。
在2021年第一季度,Origination与13个有限合伙人(“First Partnership LPs”)和若干Origination的全资子公司组成了发展伙伴关系(“第一发展伙伴关系”),作为有限合伙人和普通合伙人,总规模为2,180万美元。第一发展伙伴关系为五口油井的钻探和完井提供了资金,第一伙伴关系有限责任公司提供了60%的资金,启动资金占40%。第一合伙有限责任公司可以选择接受基于固定支付选项或基于内部收益率的支付选项分配利润的发展合伙单位(“DP单位”)。固定支付单位参与第一发展伙伴关系收入的75%(连同基于内部收益率的支付单位),直到该收入等于其投资资本,此后参与第一发展伙伴关系收入的20%(连同基于内部收益率的支付单位)。以内部回报率为基础的支付单位参与第一发展合伙公司75%的收入(连同固定支付单位),直至该收入等于其投资资本加上15%的年化投资资本回报或其初始投资的120%,两者以较大者为准,此后分享第一发展合伙公司收入的6%,以及参与第一发展合伙公司收入20%的固定支付单位。第一合伙有限责任公司还有权在获得发起同意和某些其他限制的情况下,有效地出售其剩余权益以购买HB2单位或现金,按石油和天然气储量估计的未来净现值计算的金额。
在2021年第二季度,Origination成立了其第二发展伙伴关系,由25名有限合伙人(“第二合伙有限责任公司”)和若干Origination的全资子公司组成,作为有限合伙人和普通合伙人,总规模为3520万美元。第二个发展伙伴关系为五口井的钻探和完井提供了资金,第二个伙伴关系有限责任公司提供了60%的资金,启动资金占40%。第二合伙有限责任公司可以选择接受基于固定支付选项或基于内部收益率的支付选项分配利润的发展合伙单位(“DP单位”)。固定支付单位参与第二发展伙伴关系收入的75%(连同基于内部收益率的支付单位),直到该收入等于其投资资本,此后参与第二发展伙伴关系收入的20%(与基于内部收益率的支付单位一起)。基于内部回报率的支付单位参与第二发展伙伴关系收入的75%(连同固定支付单位),直到该收入等于其投资资本加上15%的年化投资资本回报或其初始投资的120%,两者以较大者为准,此后参与第二发展伙伴关系收入的6%,以及参与第二发展伙伴关系收入20%的固定支付单位。第二伙伴关系有限责任公司还有权有效出售其剩余权益以购买HB2单位或现金,但须征得发起人的同意和某些其他限制,按石油和天然气储量估计的未来净现值计算的金额。
2021年10月7日,本公司宣布第一个发展伙伴关系成功支付和清算,同时第三个发展伙伴关系同时结束。作为完成第一个发展伙伴关系的一部分,阿尔卑斯山首脑会议注销了约1,530万美元的可赎回非控股权益,此前已分发了190万美元。
9
创始与23名有限合伙人(“第三合伙有限责任公司”)及若干全资附属公司组成第三发展伙伴关系,作为有限合伙人及普通合伙人,总规模为3,470万美元。第三个发展伙伴关系为五口井的钻探和完井提供了资金,第三个伙伴关系有限责任公司提供了60%的资金,启动资金占40%。第三合伙有限责任公司可以选择接受基于固定支付选项或基于内部收益率的支付选项分配利润的发展合伙单位(“DP单位”)。固定支付单位参与第三发展伙伴关系收入的75%(连同基于内部收益率的支付单位),直到该收入等于其投资资本,然后参与第三发展伙伴关系收入的20%(与基于内部收益率的支付单位一起)。基于内部回报率的支付单位参与第三发展伙伴关系收入的75%(连同固定支付单位),直到该收入等于其投资资本加上15%的年化投资资本回报或其初始投资的120%,两者以较大者为准,此后分享第三发展伙伴关系收入的6%,以及参与第三发展伙伴关系收入20%的固定支付单位。第三伙伴关系有限责任公司还有权实际出售其剩余权益以购买HB2单位或现金,但须征得发起人的同意和某些其他限制,按石油和天然气储量估计的未来净现值计算的金额。
可转换本票
在截至2021年12月31日的年度内,Origination发行了1,075,000美元的现金本票,其中75,000美元是向本公司的一名高管发行的。
于截至2021年12月31日止年度,发端发行353,870个HB2单位以换取3,475,000美元的本票,其中600,000美元由本公司一名高级管理人员持有。此外,发端与资产支持的优先票据交换了1,000,000美元的本票(见股东回购部分)。
在截至2021年12月31日的一年中,发端用现金偿还了1,755,000美元的期票,并用商定的间接费用抵消了270,000美元的期票,这显示为一般和行政费用的减少。
2021年6月,Origination向个人发行了一系列本金总额为230万美元的无抵押、无息可转换本票,到期日为自发行日起60天。根据这些可转换本票的条款,根据票据持有人或发起人的选择,它们可以9.82美元/单位的转换率转换为发端单位。
其他发展
2021年8月18日,阿尔卑斯顶峰能源合作伙伴金融公司完成了一项经纪私募,共161,976张从属投票认购收据,认购价为每张从属投票认购收据4.01加元,17,057张多重投票认购收据,认购价为每张多投票认购收据401.29加元,总收益约为750万加元。在扣除代理费和与此次发行相关的开支后,Finco融资的净收益约为720万加元。本公司将Finco融资所得款项净额主要用作本公司的一般营运资金。于2021年10月28日,本公司宣布其营运附属公司Origination订立一项新的企业信贷安排(“2021年10月贷款”),总规模高达1,250万美元,期限一年。2021年10月的贷款以本公司生产资产子集的工作权益和最优惠利率+2.25%的押记利息为抵押。
2021年12月14日,根据现行的月度分红政策,公司宣布2022年1月的股息为每股附属投票权股票0.03美元。在宣布附属投票权股份的股息的同时,本公司还宣布多重投票权股份的股息相当于每股3.00美元,比例投票权股份的股息相当于每股0.03美元。股息于2022年1月31日支付给2022年1月17日交易结束时登记在册的股东。
10
重大收购
除RTO外,本公司于截至2021年12月31日止年度内并无完成任何个别重大收购。
业务描述
一般信息
阿尔卑斯峰会是一家运营和开发油气井的美国石油和天然气开发公司。阿尔卑斯峰会专注于两个主要地区的钻探活动,德克萨斯州奥斯汀、费耶特、李、罗伯逊和华盛顿县吉丁斯油田的奥斯汀粉笔和鹰福特地层(“吉丁斯资产”),以及德克萨斯州韦伯和拉萨勒县的霍克维尔油田(“霍克维尔资产”),这两个地区都位于得克萨斯州,几十年来生产了大量的石油、天然气和NGL。
阿尔卑斯峰会通过涵盖其石油、天然气和NGL的营销协议网络分销其商品产品。通常,这些营销协议规定阿尔卑斯峰会获得相对于高度可见和透明的基准价格的参考价格,该公司不依赖于任何一个重要客户。
与美国其他天然气生产商相比,阿尔卑斯山峰会享有竞争优势,因为它可以进入墨西哥湾沿岸的天然气市场,而不存在显著的基差。阿尔卑斯山峰会预计将受益于宣布的这一地区重大液化天然气出口终端的扩建计划,该计划将于2024年第四季度末开始,一直持续到2026年,因为它认为从其他盆地大幅扩建州际管道的可能性不大。
阿尔卑斯峰会已经成为吉丁斯和霍克维尔油田地区经验较丰富的能源运营商之一,并得到经验丰富的领导团队和久经考验的运营团队的补充。该公司的发展历史使其能够保持广泛的服务提供商联系,而不过度依赖任何一家服务提供商。该公司的员工没有加入工会,其服务提供商按合同方式工作。
公司开发资产的能力取决于其与德克萨斯州各地矿业权所有者团体的持续租赁义务的维持。这些特许权使用费和使用权协议管理其地面和钻探作业,阿尔卑斯山峰会必须持续遵守才能实现其业务。此外,在开始额外的开发工作之前,公司必须向相关监管机构(即德克萨斯州铁路委员会)提交所有适用的监管文件,以获得有效的钻探许可证。此外,公司还必须遵守所有适用的联邦、除已开发资产投产外,在钻井时遵守州和县法规。*本公司相信其在相关监管机构中信誉良好,预计适用政策或程序不会很快发生任何影响运营的变化。
2023年2月23日,公司宣布董事会已开始对其资产进行战略审查,2023年3月8日,公司宣布已聘请Stephens Inc.作为其财务顾问,寻求出售Hawkville资产的资产。除了完成现有的正在进行的油井外,该公司预计将暂停现场活动,直到销售过程完成。该公司计划在未来几年专注于开发其现有和邻近的足迹,同时还评估符合其投资标准的其他开发项目。
专业技能和知识
该公司依靠其管理层和员工的专业技能和知识来汇编、解释和评估技术数据,钻探和完成油井,设计和运营生产设施,以及勘探和生产石油、天然气和天然气所需的许多额外活动。该公司不时聘请顾问和其他服务提供商,提供补充的经验和专业知识,以有效地开展其石油、天然气和NGL运营。公司管理层相信,在石油和天然气行业拥有丰富技术、运营和财务经验的高级管理人员和员工拥有成功执行公司业务战略以实现其公司目标所需的技能。
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竞争
石油和天然气行业在其所有阶段都具有竞争力。该公司在寻找和收购石油和天然气资产以及石油、天然气和天然气营销方面与许多其他参与者竞争。公司的竞争对手包括资源公司,这些公司拥有比公司更多的融资资源、人员和设施。石油、天然气和NGL分销和营销中的竞争因素包括价格、方法和交付的可靠性。该公司相信,其竞争地位与其他类似规模和处于类似发展阶段的石油和天然气发行商相当。
工业的周期性和季节性影响
该公司的经营业绩和财务状况取决于其石油、天然气和天然气生产的价格。近年来,石油、天然气和天然气价格大幅波动。大宗商品价格由供需、地缘政治因素、天气和总体经济状况以及其他石油和天然气地区的状况决定。石油、天然气和天然气价格的下降可能会对公司的财务状况产生不利影响。此外,石油和天然气储备的开发取决于能否进入要进行钻探和其他油田作业的地区。
政府规章
石油和天然气行业受到各级政府立法实施的广泛控制和监管,所有这些都应该由石油和天然气行业的投资者仔细考虑。许多政府实体,包括美国环境保护局(EPA)、美国职业安全与健康管理局(OSHA)和类似的州机构,有权强制遵守这些法律和法规以及根据这些法律和法规颁发的许可证,这往往需要困难和昂贵的行动。由于这些要求适用于石油和天然气行业的所有运营商,预计该公司在行业内的竞争地位不会受到与其他类似规模的石油和天然气公司截然不同的不利影响。所有法例和规例均为公开纪录,该公司无法预测可能会制定哪些额外的法例或修订。
除其他事项外,这些法律和法规可(I)要求获得进行钻探和其他受监管活动的许可证;(Ii)限制与石油和天然气钻探和生产活动有关的各种物质的种类、数量和浓度;(Iii)要求采取补救措施,以减轻以前和进行中作业造成的污染,例如要求关闭矿井和封堵废弃油井;(Iv)规定保护工人的具体安全和健康标准;(V)对钻探和完井活动造成的污染追究重大责任。
现有的重要环境和职业健康与安全法律法规包括以下美国法律和法规,以及为实施和执行这些法规而颁布的法规,并不时进行修订:
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遵守联邦环境或职业健康与安全立法和类似的州法律,以及地方法规,包括与土地使用、分区、建筑和交通要求有关的法规,可能需要大量支出或业务限制。违反这些要求可能导致暂停或吊销必要的许可证和授权,对污染损害或人身伤害承担民事责任,并施加重大罚款、行政、民事和刑事处罚以及补救费用,所有这些都可能对公司的收益和公司增长产生负面影响。该公司保持着一份预期未来支出的活跃清单,以使其物业回收达到可接受的监管标准。对于一家以其规模和业务运营的公司来说,预期的未来债务并不是不正常的。该公司设有内部程序,以确保在进行新发展项目前,已考虑到环境方面的问题。
员工
截至2022年12月31日,公司拥有26名全职员工。
重组
以下是业务合并的摘要。本摘要全文受《企业合并协议》条款的限制,该协议可在公司简介中查阅,网址为:Www.sec.gov/埃德加.
于2021年4月8日,本公司,Origination,Finco,Red Pine Petroleum Subco.Ltd.(“Subco”)和AlMountain Summit Energy Investors,Inc.(“Blocker”)订立了业务合并协议,据此,双方同意完成一系列交易,以影响本公司(通过其前身红松石油有限公司)之间的业务合并。和发起,这导致发起成员对本公司的反向收购。
《道路交通管制条例》的主要步骤如下:
(1) FinCo发行认购收据,总收益约为7500,000加元;
(2) 在紧接RTO结束之前:
(a) 该公司修改了其章程细则,以(I)将其普通股重新分类为从属有表决权股份,(Ii)创建一个新的多重有表决权股份类别和一个新的比例有表决权股份类别,以及(Iii)将其名称从“红松石油有限公司”改为“Red Pine Petroleum Ltd.”。致“阿尔卑斯峰会能源合作伙伴公司”并在紧接其后进行合并;
(b) 每个优秀的创始成员单位被转换为三个创始成员单位(“资本重组”);
(c) 认购收据被转换为Finco股票,附属投票认购收据的每位持有人获得一股Finco A类股票作为交换,多票认购收据的每位持有人获得一股B类Finco股票作为交换;以及
(3) 在关闭RTO时:
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(a) 本公司、Finco及Subco根据BCBCA完成了一项三方合并,据此,所有Finco股东(包括认购收据的前持有人)以A类Finco股份交换从属有表决权股份,或以其B类Finco股份交换多个有表决权股份(视情况而定),而Finco及Subco与所产生的实体(“AMalco”)合并,继续作为本公司的全资附属公司;
(b) AMalco被清盘为本公司,AMalco的资产(包括认购收据持有人投资的资金,扣除费用)通过法律的运作转移到本公司;
(c) 某些发起会员单位的美国持有者(除BLOCKER外)将其发起会员单位贡献给公司,以100个会员单位(资本重组后)换取多个投票权股份;
(d) 某些发起会员单位的非美国持有者将其发起会员单位贡献给公司,以换取一个会员单位的从属表决权股份(资本重组后),换取一个从属表决权股份基础,但须对任何适用的预扣税进行调整;
(e) 每一位BLOCKER股份持有人将其持有的BLOCKER股份贡献给公司,以换取从属表决权股份,以一股BLOCKER股份换取三股从属表决权股份;
(f) 初始持有人以相当于其公平市价的购买价,按完全摊薄基准认购附有投票权的比例投票权股份,该等投票权合共约占本公司于完成RTO收购时投票权的32%;
(g) 本公司使用Finco融资的若干收益和其收到的发起会员单位认购BLocker股票,然后BLocker收到的Finco融资收益用于发起,以换取发起会员单位;以及
(h) 由BLocker持有的发起成员单位被重新指定为A类发起单位,而其他发起成员持有的发起成员单位将被重新指定为B类非投票发起单位。
可用信息
我们的网站地址是Https://www.alpinesummitenergy.com.
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第1A项。风险因素:
风险因素摘要
以下是使我们的子公司Vting股票的投资具有投机性或风险的主要因素的摘要,但不能解决我们面临的所有风险。关于下面总结的风险以及我们面临的其他风险的更多讨论可能会紧跟在本摘要之后。
与我们的业务相关的风险
宏观经济和金融风险
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法律和监管风险
与我们的附属投票权股份所有权相关的风险
某些税务风险
在作出投资决定之前,投资者应仔细考虑以下列出的风险因素,并考虑本文和公司其他公开申报文件中包含的所有其他信息。以下列出的风险不是详尽的列表,不应视为与公司业务以及石油、天然气和NGL业务相关的所有风险的完整总结或描述。
以下列出的风险分为以下类别:(1)与业务相关的风险;(2)宏观经济和金融风险;(3)法律和监管风险;(4)与我们下属投票权股份所有权有关的风险;(5)某些税收风险。许多风险影响不止一个类别,这些风险没有按重要性或发生概率的顺序排列,因为它们是按类别分组的。
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与业务相关的风险
对我们股票的任何投资都应被视为高度投机性
鉴于该公司参与石油、天然气和天然气储备及生产的收购、开发、生产和营销的性质及其目前的开发阶段,对该公司的投资应被视为高度投机性。石油和天然气作业涉及许多风险,即使是经验、知识和仔细评估的组合也可能无法克服。不能保证该公司将发现或获得更多商业数量的石油和天然气,也不能保证该公司能够成功地将其现有储量货币化。
我们在很大程度上依赖于原油、天然气和NGL的定价,这可能会影响公司的资产价值和实现其业务目标的能力
该公司的财务业绩在很大程度上取决于原油、天然气和天然气的现行价格。原油、天然气和天然气价格受供需波动、市场不确定性和其他公司无法控制的因素的影响。这可能包括但不限于:全球和国内原油、天然气和液化天然气的供求情况;全球和北美的经济状况;石油输出国组织(“欧佩克”)或个别产油国的行动;俄罗斯入侵乌克兰;政府监管;政治稳定;向市场运输大宗商品的能力;与液化天然气市场有关的发展;替代燃料来源的可获得性和价格;“新冠肺炎”和相关政府命令对全球经济状况和天气状况的持续影响。此外,美国原油、天然气和天然气产量的大幅增长给运输和管道运力带来了压力,这也导致了价格的波动。所有这些因素都超出了公司的控制范围,并可能导致高度的价格波动。
商品价格的波动和相关的价差影响到公司资产的价值和公司实现其业务目标的能力。长期的大宗商品价格低迷和波动性也可能影响公司履行到期财务义务的能力。原油、天然气或天然气价格的任何大幅和持续下跌都可能对公司的储量、借款能力、收入、盈利能力和现金流产生不利影响,并可能对公司的业务、财务状况、经营业绩、前景和开发原油和天然气储备的支出水平产生重大不利影响。这可能包括推迟或取消现有或未来的钻探或开发伙伴关系或减产,因为某些油井的生产经济效益可能会受到损害。
此外,公司可获得的银行借款在一定程度上取决于公司资产的价值。大宗商品价格从历史平均价格持续大幅下跌可能会降低公司的资产价值,从而减少公司可获得的银行信贷,这可能需要偿还公司的部分或全部银行债务,以及公司投资计划的削减。
本公司根据美国公认会计原则对其资产的账面价值进行定期评估。如果原油、天然气或天然气价格大幅下降,并在较长一段时间内保持在较低水平,公司资产的账面价值可能会受到减值影响。
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石油、天然气和NGL的定价是不稳定的。低而波动的大宗商品价格可能会对我们的业务、财务状况或经营结果以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
当该公司识别出足够数量和质量的碳氢化合物并成功地将其投入生产时,它面临的定价环境是不稳定的,受多种因素的影响,基本上不是该公司所能控制的。公司预期初级产品的低价将对公司的现金流和盈利能力以及再投资能力产生重大影响,从而对最终增长潜力产生重大影响。较低的价格也限制了资本的获取,包括股权和债务。该公司通过使用风险管理合同,如看跌期权、固定价格销售、掉期、领口或类似合同,在一定程度上减轻了定价波动的风险。然而,今后可能无法获得这种商品价格保护工具,或者只能以被认为不经济的成本获得。
大宗商品价格下跌可能会扰乱原油、天然气和NGL储备的生产,使其处于可接受的盈利水平
在大宗商品价格较低的时期,以可接受的盈利水平生产原油、天然气和天然气储备可能是不可能的。该公司将试图通过专注于更高的净值机会来缓解这一风险,并将在可能的情况下充当运营商,从而使公司能够管理生产的成本、时机、方法和营销。通过将油田活动集中在基础设施可以或将以可接受的成本随时可用的地区,也可以解决生产风险。在大宗商品价格较低的时期,如果净回扣是不经济的,公司可能会暂时或永久关闭生产。
我们可能无法维持足够的资本计划
资本支出旨在实现两个主要目标,即从发展活动中产生短期和中期现金流,以及通过确定或进一步开发储备和机会来扩大未来现金流。该公司将其活动集中在核心领域,这使得它能够利用其经验和知识,并在任何可能的情况下充当运营商。在其认为风险较高或总投资超过可接受水平的情况下,公司可以使用分包来将风险降至最低。此外,公司可能会签订风险管理合同,以支持资本计划,并管理未来的债务水平。一般来说,资本计划的资金来源是运营现金流、有纪律的债务使用、发展伙伴关系,偶尔还包括股权。未能以合理价格开发生产井或出售产品,从而维持可接受的现金流水平,将导致可用财务资源耗尽,并将要求公司寻求可能无法获得的、或仅以不可接受的条款、或对现有股东高度稀释的条款获得的额外资本。此外,为了支持资本计划,来自公司银行家的信贷供应也是必要的,信贷安排的任何变化都可能对公司未来资本计划的规模和支出的时间产生影响。由于本公司可用的银行贷款是基于现有生产的未来现金流,大宗商品价格下跌可能会对借款可获得性产生影响。
我们可能无法在未来获得额外资金来满足营运资金和投资需求,这可能会导致资本支出减少或延迟。
该公司的业务是高度资本密集型的,公司预计未来将在石油、天然气和天然气储备的收购、开发和生产方面投入大量资本支出,包括与其资产相关的支出。因此,该公司未来可能需要额外资金,以满足营运资金和投资需求。如果本公司不能以优惠条件或根本不能获得此类资金,本公司可除其他外被迫减少或推迟资本支出,以不利的条件出售资产,或重组或再融资其债务。未能获得资金也可能导致公司丧失在某些物业的权益,并错过预期的某些收购机会。上述任何事项均可能对本公司的业务、经营业绩、前景及财务状况造成重大不利影响。
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我们可能无法获得额外的资金来开展我们的石油、天然气和NGL的收购和开发活动
该公司储备的现金流可能不足以在任何时候为其持续活动提供资金。该公司可能不时需要额外融资,以进行其石油、天然气和NGL的收购和开发活动。如未能及时取得该等融资,本公司可能会丧失其于某些物业的权益,错失预期的某些收购机会,并减少或终止其业务。如果公司的储量收入因石油、天然气和天然气价格下降或其他原因而减少,这将影响公司花费必要的资本来取代其储量或维持其生产的能力。如果公司运营的现金流和目前的现金余额不足以满足其资本支出要求,则不能保证将有额外的债务或股权融资来满足这些要求或以有利的条件提供。
不利的油井或油藏性能可能会导致公司产量和收入减少
该公司开发的油井和地区产能的变化可能会导致停产或限产,或加速递减率,从而导致公司整体产量和收入减少。此外,该公司钻探的油井倾向于以高初始速度生产,然后快速下降,直到出现平坦的下降曲线。有一种风险是,新钻井最终出现的递减曲线是次经济的。
公司面临股票市场变化的风险,这可能导致无法获得股票
该公司评估其现金流和借款能力是否足以为其现有的资本预算提供资金。然而,资金是有限的,投资必须导致生产投产,然后产生现金流,并确定已探明的储量和可能的储量。阿尔卑斯峰会于2020年底与高盛订立信贷安排(“高盛安排”)及于2021年10月订立信贷安排,其后由公司信贷安排及ABS安排取代,旨在为本公司提供额外营运资金灵活性。
尽管股权是另一种融资来源,但本公司面临股权市场变化的风险,这可能导致无法获得股权,或仅在对现有股东造成不可接受的摊薄的条件下才可获得。公司无法开展盈利业务,从而被排除在债务和股票市场之外,可能会导致公司缩减或暂停业务。
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现场活动频繁的时期可能会导致我们开发周期的许多或所有组件中的服务、产品、设备或人力短缺
现场活动频繁的时期可能导致开发周期的许多或所有组成部分的服务、产品、设备或人力短缺。需求增加和通胀压力可能会导致活动高峰期的土地和服务成本上升。此外,进入运输和加工设施可能很难或成本很高。该公司的竞争对手包括拥有更多资源的公司,包括获得资本和以更优惠的价格获得油田服务的能力,以及以降低资源货币化经济门槛的规模扩大运营的能力。该公司通过维护大量自生成开发地点的库存、在可能的情况下充当运营商以及通过设施访问来竞争。该公司还寻求谨慎地管理关键供应商关系。原则上,商品价格下降应导致服务成本降低;然而,服务提供商选择淘汰设备而不是以次优价格运营,或完全停止业务,可能会抵消这一影响。
我们的原油、天然气和天然气的开发和生产活动依赖于足够的基础设施和可用的钻井设备
原油、天然气和天然气的开发和生产活动在不同程度上取决于进行此类活动的特定地区是否有足够的基础设施以及钻井和相关设备的可用性。可靠的道路、桥梁、电力来源、供水和处置设施是影响资本和运营成本的重要决定因素。异常或罕见的天气现象、破坏、政府或其他对维护或提供此类基础设施的干预可能会对运营、财务状况和运营结果产生不利影响。例如,在过去,公司因供应商和营销人员的维护问题或设备损坏而不得不削减产量。如果公司无法或无法在没有不适当成本的情况下获得钻机、设备、用品或人员,其开发和生产运营可能会被推迟或受到不利影响。此外,由于机械和/或社会问题,管道和卡车运输业务受到不确定性和缺乏可用性的影响。石油、天然气和NGL管道和卡车运输穿越数英里的领土,面临改道、破坏或延误的风险。一些运输方式可能导致风险水平上升,并可能导致运营延误,这可能会影响公司增加其资源基础和生产石油的能力,并可能对其声誉或现金流产生重大影响。此外,一些所需的设备可能很难在公司的业务区域内获得,这可能会阻碍或推迟业务,并可能增加这些业务的成本。
我们的生产在一定程度上依赖于充足的收集和运输设施
生产的适销性在一定程度上取决于集输管道设施和卡车的可用性、距离和能力。例如,在南得克萨斯州,由于缺乏现有的外卖能力,这一直是一个特别的挑战。由于市场状况、监管原因、机械原因或其他因素或条件,公司可能暂时无法使用这些设施和设备,并且可能无法以公司认为可接受的条款在未来使用这些设施和设备。如果任何管道或卡车无法使用,公司将被要求在可能的范围内寻找合适的替代方案来运输原油和凝析油、天然气和天然气,这可能会增加成本和/或减少公司可能从销售生产中获得的收入。雨、泥和冰等恶劣天气阻碍了卡车进出我们钻探地点的能力。
生产还在一定程度上依赖于对第三方设施和管道的访问,结果可能会因停电、事故、维护计划、预先配给和公司控制之外的类似中断而减少产量。例如,2022年6月8日,德克萨斯州昆塔纳岛的自由港液化天然气工厂发生爆炸,导致该工厂暂时关闭,并大幅减少了包括阿尔卑斯山峰会在内的美国生产商在2022年剩余时间内能够出口的液化天然气数量。
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天然气向加工设施和市场的运输也同样面临风险,因为合同不包括所需的运力。此外,加工或管道进入的合同是固定期限的,可能不会续签,也可能会以更繁琐的条款续签。管道关闭也可能对安全产生影响,因为这将需要使用额外的卡车和人员。此外,与原油运输有关的新的州或联邦法规可能会对管道或卡车运输生产的成本和可获得性产生不利影响。市场、监管或其他条件的任何重大变化影响使用或获得这些设施和设备,包括由于未能或无法以本公司可接受的条款或根本不能使用这些设施和设备,可能会对业务产生重大不利影响,进而影响财务状况和运营结果。
如果我们失去关键人员,我们的业务和运营可能会受到不利影响
公司关键人员的流失可能会延误某些项目的完成,或以其他方式对公司产生重大不利影响。股东在与公司资产有关的所有事务的行政和管理方面依赖于公司管理层和员工。
招聘和留住合格的人才对公司的成功至关重要。获得和开发石油和天然气资产的技术人员数量有限,对这类人员的竞争十分激烈。该公司相信,它将成功地招聘优秀的人员来实现其公司目标,但随着公司业务活动的增长,它可能需要更多的关键财务、行政和技术人员。虽然该公司相信会成功吸引和留住合格的人才,但不能保证一定会成功。如果公司无法留住现有的合格人员和/或吸引更多的合格人员,其发展业务或开发现有物业的能力可能会受到重大损害。
房地产开发项目可能不会导致经济储量的发现。
阿尔卑斯山峰会的发展计划需要复杂而稀缺的技术技能,以及资金和获得土地和油田服务设备的机会。公司努力通过确保以下各项将相关风险降至最低:
然而,钻探和完成一口井可能不会发现经济储量,或者一口井可能会因为大宗商品价格下跌或成本结构增加而变得不经济。此外,公司的投资计划一直专注于开发吉丁斯资产和霍克维尔资产,导致资产集中风险。
现场作业可能导致环境、健康和安全风险
该公司目前和未来的开发和生产活动涉及使用重型设备和处理挥发性液体和气体。灾难性事件,无论原因或责任,如井喷、管道、集输或设施基础设施内的爆炸和起火,以及集输系统或机械设备的故障,都可能导致液体或气体泄漏、污染物泄漏、人员伤亡、环境破坏以及失控的成本上升。在具有适当资质的外部机构的支持下,公司制定并实施了政策和程序,以降低环境、健康和安全风险。这些政策和程序包括使用正式的公司政策、应急计划以及反映管理层认为是最佳油田实践的其他政策和程序。这些政策和程序会受到定期审查。该公司还通过保持高标准的运营并遵守所有州和联邦的环境和安全法规来管理环境和安全风险。然而,将最佳做法应用于外地行动只能减轻风险,而不是消除风险。该公司对重要的自有钻井地点和特定设备维护特定行业的保险单,包括环境损害和油井控制。尽管本公司相信其目前的保险范围符合行业标准,但不能保证未来将提供此类保险,如果可以,则以公司可接受的成本提供,或者不保证现有的保险范围必然扩大到导致损失或责任的所有情况或事件。
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整体经济、商业或行业状况的下降,可能会对我们的经营业绩、流动资金和财务状况产生重大不利影响。
未来的原油、天然气和天然气生产市场超出了公司的控制或影响能力,可能会受到天气、气候变化、监管、地区、国家和国际供需失衡、设施和管道通道、地缘政治事件、汇率波动、引入新的或终止现有供应安排,以及因维修或损坏自有或第三方设施和管道而造成的停机时间等事件的影响。本公司将尝试通过以下方式降低这些风险:
我们未来的石油、天然气和NGL开发可能涉及无利可图的努力
石油、天然气和NGL的开发涉及高度风险,不能保证公司在开发上的支出会导致新发现的石油、天然气或NGL的商业数量。实施钻井计划的成本很难预测,原因是在未知地层进行钻井的内在不确定性,与遇到各种钻井条件(如钻井过程中的超压层和工具丢失)相关的成本,以及先前探井或额外地震数据及其解释导致的钻井计划和位置的变化。
该公司的长期商业成功取决于其发现、收购、开发和商业生产石油和天然气储量的能力。不能保证该公司将能够找到令人满意的物业进行收购或参与。此外,如果确定了此类收购或参与,公司可能会确定,当前市场、收购和参与条款或定价条件使此类收购或参与变得不经济。
未来的石油和天然气开发可能涉及无利可图的努力,不仅来自干井,而且来自那些产量高但净收入不足以在扣除钻井、运营和其他成本后返还利润的油井。一口井的完井并不能保证投资或收回钻井、完井和运营成本的利润。此外,钻井灾害或环境破坏可能会大大增加作业成本,各种现场作业条件可能会对成功油井的生产产生不利影响。这些条件包括延迟获得政府批准或同意、由于极端天气条件导致连接的油井关闭、储存或运输能力不足或其他地质和机械条件。虽然严密的油井监督和有效的维护作业可以有助于随着时间的推移最大限度地提高生产率,但生产延迟和正常现场作业条件下的下降无法消除,预计会在不同程度上对收入和现金流水平产生不利影响。
此外,石油和天然气业务还面临开发和生产石油、天然气和天然气等资产的风险,包括遇到意想不到的地层或压力、储层过早下降、井喷、凹陷、酸性气体泄漏、火灾、泄漏或泄漏。这些风险可能导致人身伤害、生命损失以及环境或财产损失。上述任何风险都可能对公司未来的经营业绩、流动资金和财务状况产生重大不利影响。
我们不能保证公司未来的开发努力将导致石油和天然气储量的发现和开发
该公司未来的石油和天然气储量、产量和由此产生的现金流高度依赖于该公司成功获得或发现新的储量。在没有不断增加新储量的情况下,本公司在任何特定时间可能拥有的任何现有储量,其产量将随着该等现有储量的变现而随着时间的推移而下降。本公司未来储量的增加将不仅取决于本公司不时开发其可能拥有的任何物业的能力,还取决于其选择和收购合适的生产物业或前景的能力。不能保证该公司未来的开发努力将导致发现和开发更多的石油、天然气和天然气商业储量。
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项目风险可能会对我们的预期收入产生影响
项目延误一旦发生,可能会推迟预期的运营收入,还可能给公司带来其他负面后果。此外,由于几个因素,项目成本估计可能不准确,而且严重的项目成本超支可能会使项目变得不经济。公司执行项目和销售石油、天然气和NGL的能力将取决于许多公司无法控制的因素,包括:处理能力的可用性;管道能力或其他运输工具的可用性和近在性;存储能力的可用性;石油、天然气和NGL的供需情况;替代燃料来源的可用性;恶劣天气的影响;钻井和相关设备的可用性;意外成本增加;意外事件;汇率波动;法规的变化;熟练劳动力的可用性和生产率;以及各级政府和政府机构对石油和天然气行业的监管。由于这些因素,该公司可能无法按时、按预算或根本不执行项目,也可能无法有效地销售其生产的石油、天然气和NGL。因此,上述任何因素都可能对公司的业务、现金流、财务状况、经营结果或前景产生重大不利影响。
作为一家控股公司,我们要承担每一家子公司的风险
阿尔卑斯山峰会是一家控股公司,其所有资产基本上都是其对Origination的间接所有权。因此,阿尔卑斯山峰会的投资者将面临源自及其子公司的风险。作为一家控股公司,阿尔卑斯山峰会几乎所有的业务都是通过Origination及其子公司进行的,而这些子公司创造了其几乎所有的收入。因此,阿尔卑斯山峰会的现金流和完成当前或可取的未来增强机会的能力取决于Origination及其子公司的收益。这些实体支付股息和其他分派的能力将取决于它们的经营业绩,并将受到适用的法律和法规的约束,这些法律和法规要求这些公司保持偿付能力和资本标准,以及管理其债务的工具中包含的合同限制。如本公司任何附属公司破产、清盘或重组,负债持有人及贸易债权人有权在阿尔卑斯山峰会前从该等附属公司的资产中获得偿付债权,这可能会对阿尔卑斯山峰会的业务、前景、经营结果及财务状况产生不利影响。
我们可能没有投保一切险,或者我们的保险不足以为我们投保一切险。
公司参与石油和天然气资产的开发可能导致公司承担污染、井喷、财产损失、人身伤害或其他危险的责任。尽管本公司已根据行业标准获得保险以应对此类风险,但此类保险对责任有排除或限制,可能使其不足以覆盖全部此类责任。此外,此类风险或附加风险可能在所有情况下都不能投保,或者在某些情况下,公司可能会选择不购买保险来处理因此类保险相关的高额保费或其他原因而产生的特定风险。支付这种未投保的债务将减少公司的可用资金。如果发生本公司未获得充分保险的重大事件,或该事件的承保人资不抵债,可能会对本公司的财务状况、经营业绩或前景产生重大不利影响。
如果我们无法与行业参与者建立必要的工作关系,可能会削弱公司的增长能力
本公司能否成功竞投及收购更多物业、发现储量、参与钻探机会及确定及达成商业安排,将取决于本公司与业界参与者发展及维持有效的工作关系,以及本公司在竞争激烈的环境中选择及评估合适合作伙伴及完成交易的能力。这些关系可能会发生变化,并可能损害公司的增长能力。
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为发展本公司的业务,本公司可能会与其他各方或地方政府机构建立战略及业务关系,或与其他石油及天然气公司订立合约安排,包括供应本公司可能在其业务中使用的设备及其他资源的公司。公司可能无法建立这些业务关系,或者即使建立了,也可能无法维持这些业务关系。此外,公司与战略合作伙伴关系的动态可能要求公司为履行对这些合作伙伴的义务或维持其关系而招致费用或从事它本来不会倾向于进行的活动。如果本公司未能在其未经营的合资企业中进行其合资伙伴所要求的现金催缴,本公司可能被要求放弃其在合资企业中的权益。如果公司的战略关系得不到建立或维持,其业务前景可能会受到限制,这可能会削弱其开展业务的能力。
石油和天然气行业的竞争非常激烈,使我们更难获得行业技能型人才 并在未来发现和开发储量
石油和天然气行业竞争激烈。该公司积极与大量其他石油和天然气公司争夺收购、租赁和许可证、熟练的行业人员和资本,以资助此类活动,其中许多公司拥有比公司更多的财务、技术和人员资源。该公司的竞争对手包括主要的综合性石油和天然气公司以及众多其他独立的石油和天然气公司以及个人生产商和经营者。竞争对手可能能够评估、竞标和购买超过公司财务、技术或人力资源允许的更多数量的物业和前景。该公司的规模和财务状况可能会削弱其争夺石油和天然气资产和前景的能力。
该公司在未来获得更多前景以及发现和开发储量的能力将取决于其评估和选择合适物业的能力,以及在竞争激烈的环境中完成交易的能力。如果公司未来不能在这些领域成功竞争,其未来的收入和增长可能会减少或受到限制。可供收购的物业在很大程度上取决于其他石油和天然气公司的商业惯例、大宗商品价格、一般经济状况以及公司无法控制或影响的其他因素。
我们可能跟不上我们行业的技术发展。
石油和天然气工业的特点是快速和重大的技术进步以及采用新技术的新产品和服务的推出。其他石油和天然气公司可能拥有更多的财务、技术和人员资源,使它们能够享受技术优势,并可能在未来允许它们在公司之前实施新技术。不能保证该公司将能够应对这种竞争压力,并及时或以可接受的成本实施这些技术。公司目前使用或未来实施的一项或多项技术可能会过时。在这种情况下,公司的业务、财务状况和经营结果可能会受到重大不利影响。如果公司无法利用最先进的商业技术,其业务、财务状况和经营结果可能会受到重大不利影响。
储备估计取决于许多假设,这些假设可能最终被证明是不准确的。储备估计或基本假设的任何重大错误,都会对储备的数量和现值造成重大影响。
对经济上可开采的原油、天然气储量和NGL以及相关未来净现金流的估计是基于一系列可变因素和假设的。这些因素包括商品价格、生产、未来运营、运输、开发和设施以及退役成本、市场准入以及公司运营的潜在变化或因法规或财政变化而产生的储备计量方案。所有这些估计都可能与实际情况不同,因此可归因于任何财产的可采原油和天然气储量的估计可能会被修订。未来,该公司与其储量相关的实际生产、收入、特许权使用费、运输、运营支出、发现、开发、设施和退役成本可能与这些估计值不同,这种差异可能是实质性的。
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我们可能面临第三方信用风险,这可能会对公司的财务业绩和财务状况产生重大不利影响
本公司与现有或未来合营伙伴、石油及天然气产品营销商、金融工具交易对手及其他各方订立的合约安排,将或可能面临第三方信贷风险。如果这些实体未能履行其合同义务,这些失败可能会对公司的财务业绩和财务状况产生重大不利影响。
保护措施和技术进步可能会减少对我们石油产品的需求
燃料削减条例、替代燃料要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加以及燃料经济性和可再生能源发电设备的技术进步可能会减少对原油和液态碳氢化合物的需求。最近,一些司法管辖区实施了减少化石燃料使用和鼓励使用可再生燃料替代品的政策或激励措施,这可能会减少对石油产品的需求,并对大宗商品价格构成下行压力。此外,节能产品的进步对石油和天然气产品的需求也有类似的影响。公司无法预测石油和天然气产品需求变化的影响,任何重大变化都可能对公司的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
如果我们的任何业务在我们运营的区域造成损害,公司的声誉可能会受到负面影响
公司运营造成的任何环境破坏、生命损失、伤害或财产损失都可能损害其在公司运营地区的声誉。对本公司的负面情绪可能导致市政当局不愿为本公司经营其业务提供必要的许可证或许可,并在本公司开展业务的地区的居民中反对本公司在该地区的进一步业务。如果公司因工作场所不安全而声名狼藉,可能会影响公司吸引和留住必要的熟练员工、顾问和承包商以运营其业务的能力。此外,公司的声誉可能会受到在石油和天然气行业经营的其他公司的行动和活动的影响,而公司对这些公司没有控制权。此外,本公司营运所造成的环境破坏、生命损失、伤害或财产损毁,可能会导致投资者对本公司的负面情绪,从而限制本公司获取资金的渠道,增加资金成本,并降低附属有表决权股份的价格及流动资金。
石油和天然气行业投资者或股东情绪的负面转变可能会对我们的业务以及筹集债务和股权资本的能力产生不利影响
一些因素,包括对使用化石燃料对气候变化的影响、原油和天然气作业对环境的影响、生产和运输过程中石油产品泄漏对环境的破坏以及土著权利的关切,影响了某些投资者对投资原油和天然气行业的情绪。由于这些担忧,一些机构、散户和公众投资者宣布,他们不再愿意为原油和天然气资产或与原油和天然气相关的公司提供资金或投资,或者正在随着时间的推移减少这些资产的数量。此外,某些机构投资者正在要求发行人制定和实施更强有力的社会、环境和治理政策和做法。制定和实施此类政策和做法可能成本高昂,需要公司董事会、管理层和员工投入大量时间。未能按照机构投资者的要求执行政策和做法,可能会导致该等投资者根本不投资本公司。对原油和天然气行业,更具体地说,对本公司感兴趣或愿意投资的投资者基础的任何减少,都可能导致本公司获得资本的渠道受到限制,增加资本成本,并降低附属投票权股票的价格和流动性,即使本公司的经营业绩、基础资产价值或前景没有改变。此外,这些因素以及其他相关因素可能会导致公司资产价值下降,从而可能导致减值变化。
我们的运营和财务状况可能会受到不可预见或无法控制的情况的影响
公司的运营及其财务状况可能受到不可控、不可预测和不可预见的情况的影响,如天气模式、合同、监管或财政条款的变化、国内和其他各级政府的行动、终止进入第三方管道或设施、行业组织、当地社区的行动、被排除在某些市场之外或其他无法确定的事件。
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我们可能无法实现收购和处置的预期收益
公司可以收购和处置在正常经营过程中发生的业务和资产。实现收购的好处部分取决于成功整合职能,及时有效地整合运营和程序,以及通过将被收购的业务和运营与公司的业务合并实现预期的增长机会和协同效应。整合被收购的企业或资产可能需要大量的管理努力、时间和资源,并可能转移管理层对其他战略机会和运营事项的关注。管理层评估个别财产和其他资产的价值和贡献。
我们可能会遇到在经济基础上寻找、开发和获取石油和天然气储量的挑战
随着时间的推移,石油和天然气储量自然会枯竭。该公司业务的成功在很大程度上取决于其以具有成本效益的方式获得和/或发现新储量的能力。该公司几乎所有的现金流都来自出售其积累和开发的石油和天然气储备。为了保持财务上的可行性,该公司必须能够随着时间的推移以低于其单位现金流的单位成本更换储备。本决定所使用的储量和成本每年根据许多假设进行估计,这些估计和成本可能与实际储量或生产这些储量所需的成本有很大差异。该公司通过聘用一支合格和经验丰富的石油和天然气专业人员团队,在管理层非常了解前景的地质地区运营,并密切监控为增加其石油和天然气储量而进行的资本支出,从而降低了这一风险。
我们对其他公司运营的某些资产的回报可能取决于许多我们无法控制的因素
本公司订有若干共建协议,根据该等协议,其他公司可经营本公司将拥有或拥有权益的部分资产。公司对这些资产的运营或其相关成本施加影响的能力将减弱,这可能会对公司的财务业绩产生不利影响。因此,公司由其他公司运营的资产回报率可能取决于一些公司无法控制的因素,包括资本支出的时间和金额、运营商的专业知识和财务资源、其他参与者的批准、技术的选择和风险管理做法。
我们可能会面临与增长相关的风险,包括产能限制以及内部系统和控制的压力,这可能会对我们的业务、运营和前景产生重大不利影响
该公司可能面临与增长相关的风险,包括产能限制以及内部系统和控制的压力。公司有效管理增长的能力将要求它继续实施和改进其运营和财务系统,并扩大、培训和管理其员工基础。如果公司无法应对这一增长,可能会对其业务、运营和前景产生重大不利影响。
我们可能无法获得在我们的物业进行开发所需的所有必要注册、许可和授权
该公司的经营需要来自不同政府部门的登记、许可和授权。不能保证该公司将能够获得在其物业进行开发所需的所有必要注册、许可和授权。德克萨斯州和美国的审批过程,特别是在地方一级,可能需要相当长的时间,这意味着开发项目完成的周期比其他地方要长。
宏观经济和金融风险
我们的债务工具(定义如下)包含运营和财务限制,可能会限制我们的业务和融资活动。
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我们的公司信贷工具和ABS工具(统称为“债务工具”)包含许多限制性契约,这些契约对我们施加了重大的运营和财务限制,其中包括对我们的能力的限制,其中包括:
由于这些公约,我们经营业务的方式受到限制,我们可能无法从事有利的业务活动,也无法为未来的运营或资本需求提供资金。我们遵守债务安排中包含的一些公约和限制的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响。如果市场或其他经济状况恶化,或者如果石油、天然气和天然气价格从目前水平进一步下降,或者在很长一段时间内保持不稳定,我们遵守这些公约的能力可能会受到损害。未能遵守我们债务安排的契诺、比率或测试,或任何未来的债务,可能会导致我们的债务安排或我们未来的债务出现违约事件,如果不加以补救或豁免,可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
如果在我们的任何一项债务安排下发生违约事件,并且仍未治愈,贷款人或适用信贷安排下的持有人:
我们的企业信贷安排下的借款基数至少每季度重新确定一次,部分基于行政代理对原油、天然气和NGL定价等方面的假设。如果贷款人使用的原油、天然气或NGL价格明显低于上次重新确定时使用的价格,包括大宗商品价格下跌或预期价格将继续下降,则可能会对借款基础进行负调整。截至2022年12月31日,我们的公司信贷安排下有41,500,000美元未偿还。如果我们的公司信贷安排下的未偿还金额超过了重新确定的借款基数,我们可能会被迫偿还一部分借款。此外,我们的借款基础中可供我们借款的部分须受我们的企业信贷安排的条款及契诺所规限,包括遵守该等安排的比率及其他财务契诺。
我们在公司信贷安排下的债务以我们几乎所有资产的优先留置权和担保权益为抵押,不包括ABS安排中包括的资产,包括拥有借款基础物业(关于公司信贷安排)的PV-9至少90%(由公司信贷安排的管理代理根据商品价格假设确定)的石油和天然气财产的抵押留置权。如果我们无法偿还公司信贷安排下的债务(包括因重新确定我们的公司信贷安排而超出借款基础的任何金额),贷款人可以寻求丧失抵押品赎回权。我们在ABS融资机制下的债务以一组独立油井上的优先留置权和担保权益为抵押,这些融资井已被转让给发行ABS融资机制票据的子公司(“发行者”)。
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全球市场状况可能会影响原油、天然气和天然气的价格
市场状况,包括全球原油、天然气和天然气供求情况,以及包括俄罗斯入侵乌克兰在内的全球事件;欧佩克采取的行动,俄罗斯退出欧佩克,对俄罗斯、伊朗和委内瑞拉的制裁,中国和新兴经济体增长放缓,全球关系减弱,孤立主义和惩罚性贸易政策,美国页岩油生产,主权债务水平和各国政治动荡,包括日益高涨的反化石燃料情绪,新冠肺炎的爆发,以及沙特和俄罗斯之间的价格战,导致了大宗商品价格的显著波动。此外,中东持续的敌对行动以及恐怖袭击的发生或威胁,包括对原油生产国、美国或其他国家的原油基础设施的袭击,都可能对美国和其他国家的经济造成不利影响。这些事件和状况可能会导致原油和天然气公司的估值大幅下降,并降低人们对原油和天然气行业未来的信心。
乌克兰和俄罗斯的战争可能会继续对我们和我们的子公司产生实质性的不利影响。
2022年2月24日,俄罗斯的总裁,弗拉基米尔·普京,宣布军事入侵乌克兰。作为回应,包括美国在内的世界各国对俄罗斯的某些企业和个人实施了制裁,包括但不限于银行、进出口部门的企业和个人。这种入侵已经、目前正在领导,并将在未知的一段时间内继续导致受其影响的地方、区域、国家和全球市场和经济体的混乱。入侵造成的这些中断包括,并可能继续包括,政治、社会和经济中断,以及某些商品价格的不确定性和实质性上涨,这些可能会影响我们的业务运营或我们子公司的业务运营。
实施风险管理工具可能会使我们面临某些风险,不能保证这些工具将以商业合理的条件提供或继续提供。
本公司可能以掉期、看跌期权、看涨期权和类似工具的形式订立风险管理工具,以确保收入或抵消与大宗商品价格、碳价格、利率和相关全球宏观经济事件的变化有关的收入损失风险。然而,这样的安排可能代价高昂,而且不能保证这些工具将以商业合理的条件提供或继续提供。此外,实施风险管理工具本身也有一定的风险,包括与终止或结束套期保值协议下的资金交易有关的费用,以及如果公司未能预见标的参考期货合约的变动,公司可能会蒙受损失的风险。根据其对冲安排,本公司亦可能被要求提供现金抵押品,而本公司可能无法提供或可能影响本公司的流动资金。还有一种风险是,即使在公司减产或停产的情况下,公司也有义务根据掉期安排付款,这可能会产生公司无法清偿的现金债务。此外,某些类型的套期保值安排如果由本公司订立,也可能涉及在本公司未能预见标的参考期货合约的变动时无法实现潜在收益的风险。
终止伦敦银行同业拆借利率可能会对我们在ABS贷款机制下的借款成本产生不利影响
国内和国际监管机构和执法机构已经对一些被视为“参考利率”的利率或指数进行了调查。这种监管者和执法机构的行动可能导致确定某些参考利率的方式发生变化、终止这些参考利率或建立替代参考利率。特别是,2017年7月27日,监管LIBOR的英国金融市场行为监管局(FCA)首席执行官宣布,FCA将在2021年后不再说服或强制银行提交计算LIBOR的利率。截至本年报日期,美元LIBOR有五种设置(隔夜、1个月、3个月、6个月和12个月)。洲际交易所基准管理局(IBA)表示,在2023年6月30日公布所有剩余的美元LIBOR设置后,将立即停止公布,相关当局不会采取后续行动。自2022年1月1日起,停止发布所有设置中的所有非美元LIBOR参考利率。不能保证非美元合成LIBOR或美元LIBOR在未来仍可用。
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美国联邦储备委员会与由美国大型金融机构组成的指导委员会--另类参考利率委员会(“ARRC”)一道,已将有担保隔夜融资利率(SOFR)确定为其首选的LIBOR替代利率。2021年12月6日,ARRC发布了一份声明,选择并推荐SOFR的形式,以及相关的利差调整和一致性变化,以取代对1周和2个月美元LIBOR的参考。我们预计,我们未来浮动利率投资的很大一部分将与SOFR挂钩。目前,无法预测过渡到SOFR的影响。尽管采用SOFR或英镑夜间平均指数(“SONIA”)(基于交易的英镑-伦敦银行同业拆借利率提名的替代参考利率)的发行数量有所增加,但SOFR或任何其他替代参考利率是否会获得市场接受,以取代LIBOR仍是未知之数。
鉴于LIBOR和SOFR之间的内在差异,或可能建立的任何其他替代参考利率,从LIBOR过渡可能会扰乱整个金融市场,并对我们在ABS融资机制下的借款成本产生不利影响。此外,LIBOR的确定或监管的改变或改革可能会导致报告的LIBOR突然或长期增加或减少,这可能会对基于LIBOR的证券市场产生不利影响,包括从LIBOR向SOFR或其他替代参考利率的转换,也可能在我们的会计、财务报告、贷款服务、负债管理和其他方面带来操作风险。
我们的业务、运营和财务状况可能会受到新冠肺炎大流行或其他类似的大流行正在蔓延。
疫情或大流行或其他健康危机的爆发可能对公司的业务、运营和财务状况造成重大不利影响。2019年12月,新冠肺炎报告在武汉出现,中国;2020年1月30日,世界卫生组织宣布疫情为全球卫生紧急事件;2020年3月11日,世卫组织宣布新冠肺炎疫情为全球大流行。疫情在世界各地呈指数级传播,尽管开发和部署了疫苗,但感染仍在持续,此后出现了许多变种。新冠肺炎的传播导致企业和各个司法管辖区实施了隔离、关闭业务和国内和国际旅行限制等限制措施。目前无法合理估计国际业务中断的时机和持续时间以及相关的财务影响。同样,该公司无法估计这场大流行及其潜在的财务影响是否或在多大程度上可能超出已经经历的范围。
此类公共卫生危机可能导致原油、天然气和天然气、全球供应链和金融市场的供应、需求和定价的波动和中断,以及贸易和市场情绪的下降和人员流动性的降低,所有这些都可能影响大宗商品价格、利率、信用评级、信用风险和通胀。特别是2020年,为应对新冠肺炎的爆发,原油价格明显走弱。这种公共卫生危机给公司带来的风险还包括对员工健康和安全的风险,以及受疫情影响的地理位置的运营放缓或暂停。这可能包括公司使用的油井和设施和/或第三方设施和管道。
目前,新冠肺炎可能会在多大程度上继续影响本公司尚不确定,但正在发生的新冠肺炎疫情可能会在未来对本公司的业务、运营业绩和财务状况产生实质性的不利影响。如果后续出现更易传播或导致更严重疾病的新冠肺炎浪潮或其他变体,或者如果出现其他类似影响的疾病,可能会对经济、大宗商品价格和公司的运营产生进一步的不利影响。
我们认为,除上述影响外,包括或未来可能包括的其他影响包括但不限于:
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法律和监管风险
我们的运营可能会受到政府法规和政策变化的重大影响
在美国,能源行业受到政治和环保团体的密切关注,这种审查往往充满敌意。这可能会导致监管力度加大,合规成本增加。特别是,现有的所得税税率可能会提高,围绕油井许可或地面准入的规则和法规可能会改变,水平钻井和水力压裂可能会受到更多的监督或监管。
我们受到严格的联邦和州法律法规的约束,涉及劳工和职业健康与安全问题,这些问题可能会对我们的运营成本、方式或可行性产生不利影响,或使我们承担重大责任。
本公司受美国国家和州一级的劳工、健康和安全法律法规的约束,这些法律法规管理着本公司与其员工之间的关系以及本公司员工的健康和安全。例如,公司被要求采取某些措施来保护其工作地点的员工以及第三方的健康和安全。如果适用当局审查公司对此类要求的遵守情况,并且决定公司违反任何劳工或健康和安全法律,则公司可能面临处罚和制裁,包括支付罚款,并根据违规的严重程度,面临关闭其工作地点和/或停止运营以及取消或暂停政府注册、许可或授权的风险,其中任何一项都可能导致公司设施活动的中断或中断,并对公司产生重大和不利影响。
我们受到与水和废物处理相关的限制和费用的限制
本公司可能会受到法规的限制,限制我们排放作为生产操作一部分的水的能力。生产区经常含有为了生产石油和天然气而必须去除的水,从各个生产区中去除和处理足够数量的水的能力将决定该公司是否能够生产石油、天然气和天然气。产出的水必须从租赁地运输和/或注入处理井。是否有足够能力接收油井产生的所有水的处置井的供应可能会影响生产油井的能力。此外,运输和处理这些水的成本,包括遵守有关水处理的规定的成本,可能会降低盈利能力。如果项目产生的水不符合适用监管机构的质量要求、水井出水超过适用的容量许可限制、处置井未能满足所有适用监管机构的要求,或者公司无法获得具有足够能力接收所有产出水的处置井,公司可能不得不关闭井、减少钻井活动或升级水处理或处理设施。
如果发生下列情况之一,处理这些产出水的成本可能会增加:
一些组织和监管机构指出,在地下处置井中处置从石油、天然气和NGL生产作业中收集的流体,是美国某些地区诱发地震事件增加的潜在原因,特别是在俄克拉何马州、德克萨斯州、科罗拉多州、堪萨斯州、新墨西哥州和阿肯色州。几个州已经通过或正在考虑通过法律法规,可能限制或以其他方式禁止在某些地区或地下处置井处置油田流体,执行这些要求的州机构可能会发布命令,指示发生地震事件地区的某些井限制或暂停处置井作业,或实施与处置井建设和监测相关的标准。虽然公司无法预测这些行动的最终结果,但任何暂时或永久限制产出水或其他油田流体处置能力的行动都可能增加成本或对运营产生其他不利影响。
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我们受到与环境问题相关的严格的联邦、州和地方法律法规的约束,这些法律和法规可能会对我们的运营成本、方式或可行性产生不利影响,或者使我们承担重大责任。
石油和天然气业务的所有阶段都存在环境风险和危害,并受各种国际公约以及国家、州和地方法律法规的环境监管。作为美国石油和天然气资产的所有者、被许可人和/或经营者,该公司遵守与向环境排放材料和保护环境有关的各种国家、州和地方法律法规。美国的环境法律法规对自然资源的使用、对自然环境的干扰、设施的位置、碳氢化合物等危险物质的处理和储存、放射性物质的使用、废物的处置、噪音和其他活动的排放等方面施加了大量限制。除其他事项外,这些法律和条例可:(A)规定石油和天然气租约的所有人或承租人对作业造成的财产损坏、漏油、危险物质排放、补救和清理费用承担责任;(B)要求所有人或承租人承担污染损害和其他环境或自然资源损害的赔偿责任;(C)要求暂停或停止在受影响地区的作业。
美国的环境保护立法正在演变,已经并预计将继续导致更严格的标准和执法,更大的罚款、责任和制裁,并可能增加资本支出和运营成本。为了减轻潜在的环境责任,该公司除了实施旨在防止意外泄漏或排放的政策和程序外,还保持行业标准的保险。
如果现有的环境监管要求或执法政策发生变化,或未来制定和实施新的监管或执法举措,公司可能被要求就其持续运营做出重大的、意想不到的资本和运营支出。此外,随着现任总统政府和民主党人控制国会,这些风险可能会加剧。最近的环境法规的例子包括:
·地面臭氧标准。2015年,环保局根据CAA发布了一项最终规则,将地面臭氧的国家环境空气质量标准(NAAQS)从一级标准和二级标准下的百万分之75降至百万分之70,以分别为公众健康和福利提供必要的保护。从那时起,环保局发布了关于地面臭氧的区域指定和适用于州、地方和部落空气机构的最终要求,以实施2015年地面臭氧NAAQS。国家实施修订后的NAAQS可能需要在公司的一些设备上安装新的排放控制措施,导致许可时间延长,并显著增加公司的资本支出和因该计划的运营而产生的运营成本。
• 美国环保局对钻井废物分类的审查。与石油、天然气或天然气的勘探、开发和生产相关的钻探、流体、产出水和大多数其他废物,如果处理得当,目前不受RCRA规定的危险废物监管,而是受RCRA不那么严格的非危险废物条款监管。然而,某些石油、天然气和天然气钻井和生产废物现在被归类为非危险废物,未来可能会被归类为危险废物。未来若失去RCRA对钻井液、产出水和相关废物的排除,可能会导致公司管理和处置产生的废物的成本增加,这可能对行业以及公司的业务产生重大不利影响。
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• 联邦对美国水域的管辖权。2015年,奥巴马政府领导下的美国环保局和美国陆军工程兵团(“军团”)发布了一项最终规则,概述了根据《清洁水法》对包括湿地在内的美国水域的联邦管辖范围。然而,美国环保局于2019年废除了这一规定,并于2020年颁布了《通航水域保护规则》。《可航行水域保护规则》规定了哪些水域属于美国的可通航水域,并受《清洁水法》管辖。与2015年的规定相比,这一新规定被普遍认为缩小了美国水域的范围,但多个联邦地区法院的诉讼目前正在挑战2015年规定的废除和《通航水域保护规则》的颁布。2021年6月,拜登政府宣布计划制定自己的管辖水域定义,2021年8月,美国亚利桑那州地区法院的一名联邦法官发布了一项命令,推翻了《通航水保护规则》。2021年12月7日,美国环境保护局和陆军部门宣布了一项修订“美国水域”定义的拟议规则,该规则将回归2015年“美国水域”的定义,更新后的定义反映了对最高法院裁决的考虑。2022年1月24日,最高法院同意在Sackett诉EPA案中再次考虑清洁水法的范围。如果修订后的规则或最高法院的裁决扩大了《清洁水法》在公司开展业务的地区的管辖权范围,公司可能会在批准或项目方面产生更多的成本和限制、延误或取消,这些发展可能会使公司面临重大成本和责任。
此外,联邦《职业安全与健康法》和类似的州职业安全与健康法律要求雇主组织有关在公司运营中使用、释放或生产的材料的信息,其中一些材料可能是危险或有毒的。此外,OSHA危险通信标准、联邦超级基金修正案和重新授权法案第三章下的EPA社区知情权条例以及类似的州法规要求保留有关公司运营中使用或生产的危险材料的信息,并将这些信息提供给员工以及OSHA或其州对应机构雇用的某些人员。
将石油、天然气、NGL或其他污染物排放到空气、土壤或水中可能会引起对第三方的责任,并可能要求公司在其保险范围之外的情况下产生费用以补救此类排放。尽管该公司维持着符合行业标准的保险,其中部分包括与排放相关的责任,但不能确定这种保险将涵盖所有可能发生的环境事件,无论是可预见的还是非可预见的,也不确定不断变化的监管要求或新出现的判例是否会使这种保险几乎没有好处。
该公司的石油、天然气和NGL业务包括钻井、完井和连接、生产、设施运营、分销、定价、营销和运输,并遵守控制向环境排放污染物或其他与环境保护有关的联邦、州和地方法律和法规。法规和法律对石油和天然气工业作业中使用的各种物质的排放、泄漏和释放、废物处理和储存要求、生境保护以及设施、管道和油井的运营、维护、废弃和回收作出限制。环境法规的变化可能会推迟或阻止计划的活动,影响当前和预测的生产水平,并增加生产和/或开发资本支出的成本。
尽管本公司认为它在实质上符合当前适用的环境法规,但政府法规的变化可能会对本公司产生不利影响。该公司的做法是尽其合理所能确保其在实质上符合环境保护法规。该公司还相信,在环境立法和监管方面采取更严格标准的趋势很可能会继续下去。该公司致力于在其运营的任何地方履行其保护环境的责任,并将采取必要的步骤,确保遵守环境法规。
不能保证环境法不会导致减产、生产成本或开发活动成本的大幅增加,或以其他方式对公司的财务状况、资本支出、经营结果、竞争地位或前景产生不利影响。环境法规变化的复杂性和广度,使得预测阿尔卑斯山峰会未来的潜在影响变得极其困难。
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气候变化、环境、社会和治理以及可持续发展倡议可能导致监管或结构性行业变化,和/或可能导致运营成本增加,对我们生产的石油、天然气和NGL的需求减少,而气候变化的潜在物理影响可能会扰乱我们的运营,并导致我们在准备或应对这些影响时产生巨大成本
气候变化、环境、社会和治理(“ESG”)和可持续性是一个日益增长的全球运动。政治和社会对这些问题的持续关注导致现有和未决的国际协定以及国家、区域和地方立法、管制措施、报告义务和政策变化。此外,在我们开展业务的一些领域,社会压力越来越大,要求我们限制温室气体排放以及其他全球倡议。这些协议和措施,包括《巴黎气候协议》,可能需要或可能导致未来的立法、监管措施或政策变化,需要重大的设备修改、运营变化、税收或购买排放信用,以减少我们或我们客户的运营的温室气体排放,这可能会导致巨额资本支出和合规、运营、维护和补救成本。由于公众对这些问题的认识和关注程度提高,以及为减少对石油、天然气和NGL的依赖而继续采取的政治和监管举措,对碳氢化合物的需求可能会减少,这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。实施和执行严格的温室气体减排要求可能会严重和不利地影响石油和天然气行业,从而显著降低我们的业务价值。
由于对气候变化的担忧,某些金融机构、机构投资者和其他资本来源已开始限制或取消它们对传统能源相关活动融资的投资,这可能会使我们的客户和我们更难为各自的业务融资。对气候变化、ESG和可持续性的日益关注导致了政府调查以及公共和私人诉讼,这可能会增加我们的成本,或者以其他方式对我们的业务或运营结果产生不利影响。
此外,向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序,以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级可能会导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加,并将投资转移到其他公司或行业,这可能会对我们的证券价格以及我们获得资金的机会和成本产生负面影响。
任何或所有这些ESG和可持续发展计划都可能导致重大的运营变化和支出,减少对我们产品和服务的需求,并可能对我们的业务、财务状况、运营结果、股票价格或资本市场准入产生重大不利影响。
我们可能卷入、被指名为各种法律程序的一方或成为这些法律程序的主体
在本公司的正常经营过程中,本公司可能卷入、被指名为当事人或成为各种法律诉讼的标的,包括监管诉讼、税务诉讼和法律诉讼、与人身伤害、财产损害、财产税、提供服务、租赁、土地权、环境和/或合同纠纷有关的诉讼。未决、待决或未来法律程序的结果无法确切预测,可能会对本公司产生不利影响,从而可能对本公司的资产、负债、业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
与我们普通股所有权相关的风险
董事会可随时酌情修改或撤销我们的股息政策
宣布及支付未来股息(及其数额)须由董事会酌情决定,并可能因多种因素及条件而异,包括商品价格波动、本公司财务状况、生产水平、经营业绩、资本开支要求、营运资金要求、偿债要求、营运成本、利率、合约限制、本公司对冲活动或计划、可供投资机会、本公司的业务计划、策略及目标、BCBCA就宣布及支付股息而进行的偿付能力及流动资金测试的满意程度,以及董事会可能认为相关的其他因素。视上述因素及其他各种因素而定,其中许多因素并非本公司所能控制,本公司的股息政策可能会不时改变,因此,未来的现金股息可能会减少或完全暂停。
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根据BCBCA,本公司如有合理理由相信:(I)本公司无法或将于支付股息后无力偿还到期负债;或(Ii)其资产的可变现价值因而少于其负债及已发行股份的法定资本的总和,则本公司不得宣派或派发股息。
在运营现金流较低的时期,股息可能会减少或暂停。本公司资本支出的时间和金额,以及本公司在债务到期时偿还或再融资的能力,直接影响董事会可能宣布的现金股息金额。未来的收购、公司资产的扩张和其他资本支出以及到期债务的偿还或再融资可能来自运营现金流、发行额外的公司股票或其他证券和借款等来源。在发生重大资本支出或其他支出时,股息可能会减少,甚至取消。不能保证按公司可接受的条款获得足够的资本,或根本不能保证有足够的资本用于进行额外投资、为未来的扩张提供资金或进行其他必要的资本支出。若外部资金来源(包括增发股份或其他证券或信贷安排)在有利条件下或完全因信贷市场状况或其他原因而变得有限或无法获得,本公司进行必要资本投资以维持或扩大其业务、偿还债务及投资于资产的能力可能会受到损害。在要求公司使用运营现金流为资本支出或收购融资或偿还到期债务的范围内,可用于派息的现金可能会减少,宣布的股息水平可能会减少或完全暂停。
随着时间的推移,公司的资本和其他现金需求可能会与目前的需求发生重大变化,这可能会影响公司是否支付股息以及未来可能支付的股息金额(如果有的话)。如果该公司支付股息,它可能无法保留足够的现金来为外部增长机会提供资金,满足任何意想不到的巨额流动性要求,或在业务大幅下滑时为其活动提供资金。
如果股息减少或暂停,公司证券的市值可能会下降。此外,未来出于税务目的对股息的处理将取决于公司支付股息的性质和构成,以及潜在的法律和法规变化。
我们的主要股东、高级管理人员和董事有能力控制或显著影响提交给公司股东批准的所有事项
截至2023年3月27日,我们的最大股东持有公司约31.9%的投票权。此外,截至2023年3月27日,管理层和董事会拥有或控制约17.7%的附属投票权股份。如果共同行动,这些持有人将能够显著影响所有需要股东批准的事项,包括但不限于董事选举。
一方面,我们与我们的某些董事和高级职员之间将来可能会产生利益冲突。
本公司董事、高级管理人员也可以是从事石油、天然气勘探开发的其他石油天然气公司的董事、高级管理人员,他们作为本公司高级管理人员和董事的职责与作为该等其他公司的高级管理人员和董事的职责之间可能存在利益冲突。此类冲突必须按照《生物多样性公约》所适用的其他程序和补救措施予以披露,并受这些程序和补救措施的约束。
公司通过出售股权或可转换证券筹集的任何额外资本可能会稀释您在公司的所有权
公司未来可能会增发证券,这可能会稀释股东在公司的持股。本公司的章程细则允许发行不限数量的从属有表决权股份、多重有表决权股份和比例有表决权股份,股东将没有与该等进一步发行相关的优先购买权。此外,在若干情况下,本公司可能会发行额外股份,包括行使本公司可能发行的认股权证、行使本公司股权激励计划下的可转换证券,以及与本公司任何发展伙伴关系的发起人授予的认沽权利有关。
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我们是一家较小的报告公司,我们不能确定适用于较小报告公司的信息披露要求的降低是否会降低我们的附属投票权股票对投资者的吸引力
根据交易法第12b-2条的定义,我们目前是一家“较小的报告公司”。作为一家“较小的报告公司”,与其他发行人相比,我们在美国证券交易委员会申报文件中的披露义务有所减少,其中包括免除提供选定五年财务数据的要求,只需在年报中提供两年经审计的财务报表,以及简化高管薪酬披露。在我们不再是一家“较小的报告公司”之前,美国证券交易委员会申报文件中的这种减少披露可能会让投资者更难分析我们的经营业绩和财务前景。如果一些投资者因为我们可能做出的任何减少披露的选择而发现我们的普通股吸引力下降,我们的普通股可能会有一个不那么活跃的交易市场,我们的股价可能会更加波动。
根据美国证券法,我们目前是“新兴成长型公司”。
我们是《交易法》(经《就业法案》修订)第3(A)节所界定的“新兴成长型公司”,并将继续符合新兴成长型公司的资格,直至出现以下情况时为准:(A)财政年度的最后一天,在该财政年度内,我们的年总收入达到12.35亿美元(美国证券交易委员会每五年将该数额作为通胀指数)或更多;(B)根据《证券法》的有效注册声明,首次出售普通股证券之日起五周年之后的财政年度的最后一天;(C)我们在之前三年期间发行了超过10亿美元的不可转换债券的日期;以及(D)我们被视为根据《交易所法案》第12b-2条规则定义的“大型加速申请者”的日期。我们将有资格成为一家大型加速申报公司(并将不再是一家新兴的成长型公司),在本年度第二财季的最后一个工作日,非关联公司持有的我们的普通股总全球市场价值为7亿美元或更多。
只要我们仍然是一家新兴成长型公司,我们就被允许并打算依赖于适用于其他非新兴成长型公司的上市公司的某些披露要求的豁免。这些豁免包括不需要遵守第404节的审计师认证要求。我们无法预测投资者是否会因为我们依赖其中某些豁免而觉得我们的证券吸引力下降。如果一些投资者因此发现这些证券的吸引力下降,我们的证券交易市场可能会变得不那么活跃,我们证券的价格可能会更加波动。另一方面,如果我们不再符合新兴成长型公司的资格,我们将被要求将更多的管理时间和注意力转移到开发和其他业务活动上,并产生更多的法律和财务成本,以遵守额外的相关报告要求,这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生负面影响。
某些税务风险
以下是与收购和拥有附属投票权股份相关的某些重大联邦所得税风险的讨论。本年度报告不讨论与任何适用的州、省、地方或外国税法相关的风险。本年报所载与税务有关的资料并不构成税务建议,仅供参考。关于适用于股东个人纳税情况的税法建议,股东应咨询其税务顾问的意见。本公司促请各潜在股东审阅本年度报告全文,并就收购及拥有附属投票权股份所产生的联邦、州、省、地方及外国税务后果,征询其税务顾问的意见。
公司的税种分类
尽管本公司现在是,并预计将继续是一家加拿大公司,但根据修订后的《1986年美国国内税法》(下称《守则》),就美国联邦所得税而言,本公司应被视为美国公司,并应就其全球收入缴纳美国联邦所得税。然而,出于加拿大税收的目的,无论是否适用《守则》第7874条,公司都将被视为加拿大居民。《所得税法》(加拿大)(“税法”),并就其全球收入缴纳加拿大联邦所得税。因此,预计该公司将在加拿大和美国被征税,这可能对其财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
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根据税法,作为加拿大居民的股东收到的股息通常必须包括在股东的收入中,以便在加拿大纳税,而且还将缴纳美国预扣税。根据加拿大-美国所得税条约,任何此类股息都可能没有资格享受美国预扣税的降低税率。此外,根据税法,这些加拿大股东可能不能获得任何美国预扣税的外国税收抵免或扣减。
美国股东收到的股息将不需缴纳美国预扣税,但将缴纳加拿大预扣税。出于美国联邦所得税的目的,美国股东可以选择在任何纳税年度获得该年度支付给股东的所有外国所得税的抵免或扣减。公司支付的股息将根据本准则下的外国税收抵免规则被描述为美国来源收入。因此,美国股东通常不能就任何预扣的加拿大税收申请抵免,除非根据情况,他们由于其他外国来源的收入受到低外国税率或零税率的影响而拥有超额的外国税收抵免限制。此外,适用于已支付或应计税款的财政部法规对加拿大预扣税有资格获得外国税收抵免提出了额外要求,而且不能保证这些要求将得到满足。在受到某些限制的情况下,只要美国股东在同一纳税年度内没有选择抵扣其他外国税收,美国股东应该能够申请扣除该美国股东已缴纳的加拿大税款。
既不是加拿大股东也不是美国股东的股东收到的股息将同时缴纳美国和加拿大的预扣税。根据适用于公司股东的任何所得税条约,根据相关条约的审查,这些股息可能没有资格享受美国或加拿大预扣税的降低税率。
由于从属表决权股票将被视为美国国内公司的股票,美国的赠与、遗产和跨代转让税规则通常适用于从属表决权股票的非美国股东。
就美国联邦所得税而言,作为一家美国国内公司,本公司非美国股东对出售附属表决权股份的征税通常取决于本公司是否根据守则被归类为美国房地产控股公司(USRPHC)。该公司预计,在可预见的未来,它可能被归类为USRPHC。因此,预计非美国股东一般将按累进税率缴纳美国联邦所得税,就像出售从属表决权股份所实现的收益或损失实际上与美国贸易或企业的行为有关一样,除非从属表决权股份在此期间根据财政部条例规定的规则在守则第897条所指的“既定证券市场”进行定期交易。在这种情况下,在截至处置日期的五年期间内一直持有(实际和建设性地)持股的非美国股东以及该非美国股东对附属表决权股份的持有期(如果较短)占本公司从属表决权股份的5%或更少的情况下,一般不需要缴纳该等美国联邦所得税。阿尔卑斯的下属表决权股票目前在多伦多证券交易所上市,并在纳斯达克交易。不能保证下属的投票权股票将在未来的任何特定时间满足这种正常交易的例外情况。
税法的变化和最近颁布的2022年通胀削减法案可能会影响公司及其股东
不能保证加拿大和美国对本公司或对本公司的投资的联邦所得税待遇不会因立法、司法或行政行动而发生不利于本公司或其股东的前瞻性或追溯性修改。
美国税法的变化(这些变化可能具有追溯力)可能会对公司或其股东产生不利影响。近年来,美国联邦所得税法被提出并做出了许多修改,未来可能会继续对美国联邦所得税法进行更多的修改。
美国国会目前正在考虑多项可能具有前瞻性或追溯力的立法,这些立法可能会对公司的财务业绩和附属投票权股份的价值产生不利影响。此外,我们经营或拥有资产的州可能会征收新的或增加的税收。如果获得通过,大多数提案将在当前或以后几年有效。拟议的立法仍有可能发生变化,其对本公司和附属投票权股份持有人的影响尚不确定。
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此外,2022年的通胀削减法案最近签署成为法律,其中包括将影响美国联邦企业所得税的条款。在其他条款中,这项立法包括对某些大公司的账面收入征收最低税率的条款,以及对公司回购这些股票的某些公司股票回购征收消费税的条款。由于根据守则第7874条,就美国联邦所得税而言,本公司应被视为美国公司,因此,预计本公司可能因某些公司股票回购而受到消费税的影响,如果这影响到任何此类回购交易。然而,目前尚不清楚美国财政部将如何实施这项立法,我们也无法预测这项立法或税法的任何未来变化可能会如何影响公司或附属投票权股份的持有者。
未来的联邦、州或地方立法还可能对石油、天然气和天然气开采或生产征收新的或增加的税收或费用
美国联邦所得税法的未来变化,或碳税的引入,以及州法律的任何类似变化,可能会取消或推迟目前可用于石油和天然气开发的某些税收减免,或增加成本,任何此类变化都可能对公司的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。此外,未来可能会制定立法,增加对石油、天然气和天然气开采或生产征收的税收或费用。任何此类立法都可能导致运营成本增加和/或消费者对石油产品的需求减少,这反过来可能会影响公司收到的石油、天然气或NGL的价格。
与公司组织结构有关的税务风险
本公司的主要资产是发端的间接权益,因此,本公司依赖发端的分派来支付其税款和费用。发端进行此类分发的能力可能会受到各种限制和限制
本公司为控股公司,除间接拥有发股单位外,并无其他重大资产。因此,该公司没有产生收入或现金流的独立手段。此外,公司未来是否有能力支付其税款和运营费用或宣布和支付股息(如果有的话),将取决于发起公司及其子公司的财务结果和现金流,以及从发起公司间接获得的分派。不能保证发起公司及其子公司将产生足够的现金流向公司分配资金,也不能保证适用的州法律和合同限制将允许此类分配。
出于美国联邦所得税的目的,发起将继续被视为合伙企业,因此,通常不需要缴纳实体级别的美国联邦所得税。相反,应纳税所得额将分配给A类投票单位和B类非投票单位的持有人。因此,A类投票单位和B类非投票单位的持有者将就其在任何来源的应纳税所得额中的可分配份额缴纳所得税。发起人有义务向发起人A类投票单位和B类非投票单位的持有者分配税款。BLOCKER打算作为其管理人,促使发端向发端A类投票单位和B类非投票单位的所有者进行现金分配,金额足以为他们就分配给他们的应税收入承担的纳税义务提供资金,并支付现金以支付BLocker和本公司的运营费用,包括根据应收税款协议(定义见下文)支付的款项。但是,发端进行这种分配和付款的能力可能受到各种限制和制约,例如对分配和付款的限制,这些限制要么会违反发端当时作为当事方的任何合同或协议,包括债务协议,要么违反任何适用法律,或者会产生使发端破产的效果。如本公司没有足够资金支付税款或其他负债或为其营运提供资金,本公司可能须借入资金,从而对其流动资金及财务状况造成重大不利影响,并受任何该等贷款人施加的各种限制所规限。此外,如果发端没有足够的资金进行分配,公司宣布和支付现金股息的能力也将受到限制或减损。
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与发起人、拦截者和应收税款接受者的应收税金协议(定义如下)要求拦截者就拦截者可能有权享受的某些税收优惠向应收税款接受者支付现金,并且拦截者预计拦截者需要支付的款项可能会很大
BLOCKER是与发起人、初始持有人及若干主管雇员订立应收税项协议的一方(该等协议为“应收税款协议”,以及应收税款协议的初始持有人及主管雇员为“应收税款收款人”)。根据应收税项协议,BLOCKER须向应收税项收受人支付相当于BLOCKER实际实现或在某些情况下被视为变现的税项优惠(如有)85%的现金,其结果是:(I)任何B类非投票单位的赎回或交换导致其在来源资产的税基份额增加,及(Ii)与BLOCKER根据应收税项协议付款有关的若干其他税务优惠。尽管BLocker根据应收税款协议向应收税款接受者支付的任何款项的实际时间和金额都会有所不同,但它预计这些款项可能会很大。BLOCKER根据应收税金协议向应收税金接受者支付的任何款项通常可能会减少其本来可以获得的整体现金流金额。此外,BLocker未来根据应收税款协议支付款项的义务可能会使该公司成为不那么有吸引力的收购目标。
根据应收税金协议支付的任何款项的实际金额和时间将取决于许多因素,包括B类非投票单位持有人赎回和交换的时间、B类非投票单位持有人确认的收益金额、BLOCKER在未来产生的应税收入的金额和时间以及当时适用的联邦税率。
本公司的组织架构,包括应收税项协议,给予应收税项收受人若干利益,而该等利益将不会使次有表决权股份、多重有表决权股份或比例有表决权股份的持有人受惠,其程度与受惠于应收税款收受人的程度相同
本公司的组织架构,包括应收税项协议,赋予应收税项收受人若干利益,而该等利益将不会使附属有表决权股份、多重有表决权股份或比例有表决权股份的持有人受惠,与其对应收税款收受人的受惠程度相同。由于(I)A&R LLC协议第XI条所述因赎回或交换B类非投票权单位而导致来源资产的税基增加,而BLocker将向应收税款收受人支付其实际变现或在某些情况下被视为变现的应收税项优惠金额(如有)的85%,及(Ii)与BLocker根据应收税项协议付款有关的若干其他税务优惠。
在某些情况下,根据应收税金协议向应收税金接受者支付的款项可能会加快或大大超过BLocker就受应收税金协议约束的税项属性实现的实际利益
应收税项协议规定,于若干合并、资产出售、其他形式的业务合并或其他控制权变更时,或如BLocker于任何时间选择提早终止应收税项协议,则其根据应收税项协议承担的义务或其继承人根据应收税项协议支付款项的责任将基于若干假设,包括Block将有足够的应税收入以充分利用受应收税项协议规限的所有潜在未来税务优惠的假设。
由于上述原因,(I)BLocker可能被要求根据应收税金协议支付的款项大于其就受应收税项协议约束的税项优惠而最终实现的实际利益的指定百分比,及(Ii)如其选择提早终止应收税项协议,将须立即支付相等于应收税项协议标的的预期未来税项优惠现值的现金,有关款项可于该等未来税项优惠实际变现(如有)前大大提前支付。在这些情况下,BLocker根据应收税款协议承担的义务可能会延迟、推迟或阻止本公司的某些合并、资产出售、其他形式的业务合并或其他控制权的变更。不能保证BLocker将能够为其在应收税金协议下的义务提供资金或融资。
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在任何税收优惠被拒绝的情况下,BLOCKER将不会报销向应收税款接受者支付的任何款项
应收税金协议下的付款将基于BLOCKER确定的纳税申报立场,美国国税局或其他税务机关可能会对全部或部分税基增加以及BLOCKER采取的其他相关税收立场提出质疑,法院可能会承受这种挑战。如果合理地预期任何此类挑战的结果将对应收税款协议项下的收款人的付款产生重大影响,则在没有每一位直接或间接拥有至少15%未偿还B类非投票单位的应收税款接受者的同意(不得被无理扣留或拖延)的情况下,BLocker将不被允许就该挑战达成和解或未能提出异议。如果BLocker最初申请并已支付的任何税收优惠后来受到税务机关的质疑并最终被拒绝,则Blockker将不会报销之前根据应收税款协议支付的任何现金。相反,BLOCKER向应收税款接受者支付的任何超额现金款项将从BLOCKER根据应收税款协议条款可能被要求支付的任何未来现金付款中扣除。然而,BLOCKER可能无法确定BLOCKER在首次支付后的若干年内向应收税金接受者支付了超额现金,并且,如果BLOCKER的任何纳税申报职位受到税务机关的质疑,BLOCKER将不被允许根据应收税款协议减少任何未来的现金支付,直到任何此类挑战最终得到解决或裁定。因此,根据应收税金协议支付的款项可以超过Block就作为应收税金协议标的的应收税金接受者的税务属性实现的节税。
公司纳税义务和有效税率的波动以及公司递延纳税资产的变现可能会导致公司经营业绩的波动
公司将受到加拿大联邦、州、地方和外国税务机关的征税,公司的纳税义务将受到不同司法管辖区费用分配的影响。该公司根据对未来收益的估计来记录税收支出,其中可能包括为多个税务管辖区的不确定税收状况预留的准备金,以及与某些递延税项净资产相关的估值免税额。在任何时候,许多纳税年度都可能受到不同税务管辖区的审计。这些审计的结果以及与税务机关的谈判可能会影响这些事项的最终解决。该公司预计,随着事件的发生和风险敞口的评估,全年的季度税率可能会持续变化。该公司未来的有效税率可能会受到波动或受到多个因素的不利影响,包括:
此外,公司在特定财务报表期间的有效税率可能会受到各种因素的重大影响,这些因素包括但不限于收益组合和水平的变化、公司经营的不同司法管辖区的不同税率、估值免税额的波动、某些项目的扣除,或现有会计规则或法规的变化。此外,未来可能会颁布税收立法,这可能会对公司当前或未来的税收结构和有效税率产生负面影响。本公司可能需要接受联邦、州、地方和外国税务机关对所得税、销售税和其他交易税的审计。这些审计的结果可能会对公司的经营业绩和财务状况产生不利影响。
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一般信息
虽然本公司相信上述风险公平及全面地说明本公司面临的所有重大风险,但上述风险并不一定包括本公司可能面临的所有风险,因为无法预见所有可能的风险。
前瞻性陈述可能被证明是不准确的
告诫股东和潜在投资者不要过度依赖该公司的前瞻性陈述。就其性质而言,前瞻性陈述涉及许多假设,既有一般性质的,也有具体性质的已知和未知的风险和不确定性,这可能导致实际结果与前瞻性陈述所建议的结果大不相同,或导致预测、预测或预测被证明是重大不准确的可能性。
项目1B。未解决的员工意见
不适用
项目2.财产
截至2022年12月31日,阿尔卑斯的资产包括总租赁头寸432,476.81毛和净英亩312,909.76英亩,包括霍克维尔地区,吉丁斯地区和霍尔布鲁克盆地地区。在截至2022年12月31日的三个月里,阿尔卑斯拥有30.9口净井(37口毛井),净产量为14,445 BOE/天(毛产量为22,588 BOE/天)。*2022年期间,阿尔卑斯山保持了平均每天10,513 BOE的净产量(毛产量为16,145 BOE/天)。2022年期间,阿尔卑斯公司专门在霍克维尔地区运营了一个钻井平台,在吉丁斯地区运营了一个钻井平台,还有一个钻井平台在这两个地区之间穿梭。在截至2022年12月31日的一年中,阿尔卑斯公司资产约49%、40%和11%的产量分别来自石油、天然气和天然气。
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霍克维尔的资产位于得克萨斯州韦伯县和拉萨尔县,位于Eagle Ford页岩的核心地带,总占地14,363.96英亩,净占地14,312.64英亩。由霍克维尔资产组成的面积还包括覆盖在鹰滩页岩之上的奥斯汀粉笔地层。奥斯汀白垩层已被证明是一个独立于鹰滩页岩的储集层,是一个非常有吸引力的开发目标。
吉丁斯在奥斯汀粉笔地区的资产位于得克萨斯州奥斯汀、费耶特、李、罗伯逊和华盛顿县,总面积为9,004.14英亩,净占地面积为7,582.80英亩。沿着奥斯汀粉笔潮流,有几个著名的产区,其中最大的是吉丁斯地区。最近钻井和完井技术的进步为吉丁斯地区带来了新的发展机遇。近年来钻探的油井帮助证实了整个奥斯汀白垩岩地层新钻探活动的强大经济可行性。
伊格尔福特地区的吉丁斯资产位于德克萨斯州的费耶特、李和华盛顿县,总面积为134,198.18英亩,净占地面积为16,103.79英亩。虽然开发的重点是奥斯汀粉笔,但鹰福特可能在未来仍有潜力。
霍尔布鲁克盆地的资产位于亚利桑那州的阿帕奇、纳瓦霍和科科尼诺县,总面积和净面积为274,910.53英亩。这些氦资产的开发正在等待进一步的研究和规划。
储量估算的准备和内部控制
本年度报告中披露的所有已探明石油和天然气储量均基于独立储量工程师W.D.von Gonten Engineering,LLC(“WDVG”)确定和准备的储量估计,W.D.von Gonten Engineering,LLC(“WDVG”)是行业和金融机构石油资产分析的领先者。WDVG根据德克萨斯州专业工程师委员会注册号提供石油工程咨询服务。F-1855。在WDVG内部,主要负责准备2023年2月3日的WDVG信函中提出的估计的技术人员是小William D.Von Gonten先生,该信函作为本年度报告的10-K表格的证物。Von Gonten先生自1995年以来一直是WDVG的一名执业咨询石油工程师。冯·贡腾先生是德克萨斯州注册专业工程师(执照编号73244),拥有超过35年的石油工程实践经验,以及超过35年的储量估算和评估经验。他于1988年毕业于德克萨斯农工大学,获得石油工程理学学士学位。冯·贡滕先生达到或超过了石油工程师协会颁布的《关于石油和天然气储量信息估计和审计的标准》中提出的学历、培训和经验要求;他擅长将行业标准实践明智地应用于工程和地球科学评估,以及应用美国证券交易委员会和其他行业储量定义和指南。
41
本年度报告中披露的10-K表格中已探明的石油和天然气储量是基于独立储量工程师确定和编制的储量估计,主要使用递减曲线分析来确定个别生产井的储量。为了对我们估计的已探明储量建立合理的确定性,独立储量工程师采用了已证明能够产生一致性和重复性结果的技术。可归因于生产历史有限的生产井和未开发地区的储量是利用体积估计或周围地区类似油井的表现来估计的。根据同一地层的生产动态和使用类似技术的完井情况,这些井被认为是相似的。用于评估我们已探明储量的技术和经济数据包括但不限于测井记录、地质图、地震数据、试井数据、生产数据、历史价格和成本信息以及财产所有权权益。在与独立储量工程师协商之前,各级管理层对这些数据进行了准确性审查。这次咨询包括对属性、假设和现有数据的审查。将内部储量估计数与独立储量工程师准备的内部储量估计值进行比较,以检验估计数和结论,然后将储量纳入本年度报告的Form 10-K。储量估计的准确性取决于许多因素,包括以下因素:
• 现有数据的质量和数量以及对这些数据的工程和地质解释;
• 关于未来费用的数额和时间的估计,这可能与实际费用有很大差异;
• 经济假设的准确性;以及
• 准备估算的人员的判断。
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公司首席运营官Mike·麦考伊先生是技术专业人士,主要负责监督我们储量估计的准备工作。他拥有德克萨斯农工大学石油工程理学学士学位,拥有30多年的实际行业经验,其中包括30多年的储量信息评估和评估经验。他的资格达到或超过了石油工程师协会的标准要求,即成为一名专业资格的储量估价员和审计师。
我们鼓励对我们的工程师和分析师进行持续的关于新技术和行业进步的专业教育,以及基本技能的进修培训。为确保储量估算的可靠性,公司负责储量的人员(“储量人员”)遵循全面的美国证券交易委员会内部控制和政策,以确定、估算和报告已探明储量,包括:
• 确认我们包括对所有拥有的物业的储量估计,并且它们是基于适当的工作和净收入利益;
• 确保公司内部其他部门如财务部提供的信息准确;
• 与我们业务部门的技术人员进行沟通、协作和分析;
• 将内部生成的储量估计数与第三方编制的储量估计值进行比较和核对;以及
• 利用有经验的油藏工程师或其直接监督人员编制储量估算。
储量人员在每个财政年度结束时与独立石油顾问密切合作,以确保年度独立储量估计的完整性、准确性和及时性。这些独立开发的储量估计数将提交给储量委员会。除了审查独立编写的储量报告外,储量委员会还定期与编制已探明储量估计数的独立石油顾问举行会议。
钻探活动
下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年按区域划分的生产和非生产井总数和净钻井数。“已钻井数指的是会计年度内任何时候完成的井数,无论何时开始钻探.”
截至12月31日止年度, | ||||||
吉丁斯 | 2022 | 2021 | 2020 | |||
毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 | |
探索性的 | ||||||
生产效率高 | – | – | – | – | – | – |
干的 | – | – | – | – | – | – |
发展 | ||||||
生产效率高 | 11 | 7.27 | 10 | 5.78 | 7 | 5.82 |
干的 | – | – | – | – | – | – |
总计 | ||||||
生产效率高 | 11 | 7.27 | 10 | 5.78 | 7 | 5.82 |
干的 | – | – | – | – | – | – |
43
截至12月31日止年度, | ||||||
霍克维尔 | 2022 | 2021 | 2022 | |||
毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 | |
探索性的 | ||||||
生产效率高 | – | – | – | – | – | – |
干的 | – | – | – | – | – | – |
发展 | ||||||
生产效率高 | 7 | 5.65 | – | – | – | – |
干的 | – | – | – | – | – | – |
总计 | ||||||
生产效率高 | 7 | 5.65 | – | – | ||
干的 | – | – | – | – |
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种植面积和井数
下表按地区汇总了截至2022年12月31日的已开发和未开发总面积(净面积是我们占总面积的百分比)。
英亩 | 开发 | 未开发 | 总计 | |||
毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 | 毛收入 | 网络 | |
吉丁斯 | 9,004 | 7,583 | - | - | 9,004 | 7,583 |
伊格尔福德 | - | - | 134,918 | 16,104 | 134,198 | 16,104 |
霍克维尔 | 749 | 749 | 13,615 | 13,564 | 14,364 | 14,313 |
霍尔布鲁克 | - | - | 274,910 | 274,910 | 274,910 | 274,910 |
总计 | 9,753 | 8,332 | 422,723 | 304,578 | 432,476 | 312,910 |
交付承诺
阿尔卑斯山峰会为其某些霍克维尔资产做出了每天90Mcf的坚定运输承诺,延长至2023年11月,从2023年11月开始增加到150Mcf/天,并延长五年。鉴于我们的竞争对手进入市场的能力受到重大的回流限制,我们将这一公司的运输视为公司的一项资产。*独立储油层分析证实,该公司已完成和可开发的地点足以满足这些运输承诺。
如果公司因无法继续开发地点而无法履行这些交付承诺,我们仍有义务支付与这一确定承诺相关的运输费,但我们确实有能力重新营销这一确定的运输,以减轻这一潜在风险。
关于我们的石油和天然气储量的进一步讨论,请参阅第7项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析和项目8.财务报表和补充数据--补充石油和天然气信息(未经审计)。
项目3.法律程序
在本公司最近完成的财政年度内,本公司并无参与或曾经参与任何法律程序,或其任何财产现在或曾经是或曾经是对其有重大影响的法律程序,亦无本公司目前所知的该等重大法律程序正在考虑进行。
项目4.矿山安全披露
不适用。
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第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
市场信息
公司的附属表决权股票在多伦多证券交易所上市,代码为“ALPS.U”,在纳斯达克上市,代码为“ALPS”。
股东
截至2023年3月21日,共有139名登记在册的股东持有我们的附属投票权股份。
分红
该公司宣布每月股息总额约为12.4美元 在截至2022年12月31日的一年中,宣布了所有已发行和未偿还的现金股利。从属表决权股份、多表决权股份和比例表决权股份。股息由本公司董事会全权酌情批准,本公司的企业信贷安排可限制本公司能够支付的股息,除非本公司按照其信贷协议履行某些契诺。
2023年2月23日,董事会认为谨慎的做法是从2023年3月开始暂停每月股息支付,直到另行通知。派发任何未来股息的决定完全由本公司董事会酌情决定,并须经本公司董事会批准。本公司董事会对任何该等股息的决定,包括记录日期、支付日期及实际股息金额,将视乎本公司的盈利能力及财务状况、合同限制、适用法律施加的限制及董事会认为在作出该等决定时相关的其他因素而定。
股权补偿计划
下表列出了在行使已发行的可转换证券时将发行的次级表决权股票的数量、该等已发行可转换证券的加权平均行使价格以及截至2022年12月31日我们的股权补偿计划下可供未来发行的从属表决权股票数量。,已获本公司股东批准。本公司并无任何未经股东批准的股权补偿计划。
计划类别 | 从属投票数 须发行的股份 行使未清偿债务 证券 | 加权平均 行权价格 杰出的 证券 | 从属投票数 剩余股份 可供将来在以下条件下发行 股权薪酬计划(不包括 第一栏反映的证券) | |||
股东批准的股权薪酬计划 | ||||||
股票期权 | 2,834,288 | $3.56 | 524,233 | |||
限售股单位 | 82,500 | 不适用 | 747,841 | |||
递延股份单位 | 226,335 | 不适用 | 277,443 | |||
总计 | 3,143,123 | 1,549,517 |
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最近出售的未注册证券
以下信息代表本公司在本年度报告所涵盖期间出售的未根据证券法登记的证券。包括新发行的股票、从其他股票类别转换而发行的证券,以及为交换财产、服务或其他证券而发行的证券。
2022年1月19日,发起人发布826,063个B类无投票权单位(“HB2单位”);关于由十名合伙人行使本公司第二发展合伙公司(可一对一交换本公司附属投票权股份)赋予他们的认沽期权。这个HB2单位根据规则506(B),根据证券法的登记要求豁免,以私募方式发行,作为一项不涉及任何公开发行的交易。这笔交易只出售给“认可投资者”,而不是通过任何一般的招揽或广告。
2022年5月19日,发起人发布894,929个HB2单位关于12名合伙人行使本公司第三发展合伙公司(可按一对一方式交换本公司附属投票权股份)赋予他们的认沽权利。这个HB2单位根据规则506(B),根据证券法的登记要求豁免,以私募方式发行,作为一项不涉及任何公开发行的交易。这笔交易只出售给“认可投资者”,而不是通过任何一般的招揽或广告。
2022年6月1日,公司批准1,214,321限制性股票单位(“RSU”)根据公司股权激励计划(“股权激励计划”)和88,694条款向公司的某些高级管理人员、董事和员工支付递延股份单位(“DSU”)向本公司若干非执行董事根据其递延股份单位计划(“DSU计划”)。在符合归属要求的特定情况下,每个RSU使持有者有权获得一个有表决权的从属股份,前提是此类RSU也可以现金结算,所有这些都符合股权激励计划,并且每个DSU 根据归属要求,在某些情况下,持有者有权获得一股附属有表决权股份,但此类股份也可以现金结算,所有这些都符合《股份转让股计划》。根据规则506(B)的《证券法》登记要求的豁免,这些赠与是在私募的基础上进行的,作为一项不涉及任何公开发行的交易。这笔交易只出售给“认可投资者”,而不是通过任何一般的招揽或广告。
2022年7月26日,706,975HB2单位都是与九名合伙人行使本公司第四发展合伙公司赋予他们的认沽期权(可一对一交换本公司附属有表决权股份)。这个B类无表决权单位根据规则506(B),根据证券法的登记要求豁免,以私募方式发行,作为一项不涉及任何公开发行的交易。这笔交易只出售给“认可投资者”,而不是通过任何一般的招揽或广告。
2022年11月30日,617,103HB2单位都是与12名合伙人行使红晓1号发展合伙公司(可按一对一方式交换本公司附属投票权股份)提供的认沽期权。这个B类无表决权单位根据规则506(B),根据证券法的登记要求豁免,以私募方式发行,作为一项不涉及任何公开发行的交易。这笔交易只出售给“认可投资者”,而不是通过任何一般的招揽或广告。
在……上面2023年2月3日, 发放了499,794个HB2单位,与六个合作伙伴行使第五发展伙伴关系提供的看跌期权有关。这个B类无表决权单位根据规则506(B),根据证券法的登记要求豁免,以私募方式发行,作为一项不涉及任何公开发行的交易。这笔交易只出售给“认可投资者”,而不是通过任何一般的招揽或广告。
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发行人和关联购买者购买股权证券:
期间 | (a) 购买的股份(或单位)总数 | (b) 每股(或单位)平均支付价格 | (c) 作为公开宣布的计划或计划的一部分而购买的股份(或单位)总数 | (d) 根据计划或计划可能购买的股份(或单位)的最大数量(或近似美元价值) |
2022年10月1日-2022年10月31日 | 276,900 | $5.41 | 276,900 | 1,105,983 2 |
2022年11月1日-2022年11月30日 | 226,0003 | $5.35 | 223,900 | 882,083 2 |
2022年12月1日-2022年12月31日 | 33,6004 | $5.21 | 32,900 | 849,183 2 |
总计 | 536,400 | $5.32 | 533,700 | 不适用 |
________________________________________
2代表根据本公司的NCIB可购买的最大股份数目,该NCIB于2022年6月10日开始,将于根据NCIB完成购买的日期和2023年6月9日两者中较早的日期结束。截至开始时,本公司可根据NCIB购买最多1,648,783股附属表决股份以供注销。
3在2022年11月购买的226,000股附属投票股票中,有2,100股是由我们的首席执行官克雷格·佩里在公开市场上以每股5.41美元的平均价格购买的。其余223,900股附属投票权股份由本公司根据我们的NCIB购买。
4在2022年12月购买的33,600股股票中,有700股是由我们的首席执行官克雷格·佩里在公开市场上以每股5.35美元的价格购买的。其余32,900股附属投票权股份由本公司根据我们的NCIB购买。
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项目6. [已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下讨论和分析应与本年度报告的其他部分一起阅读,包括但不限于“前瞻性陈述”,第1部分.第1A项风险因素,以及我们的合并财务报表和附注,包括在第II部分.第8项.本年度报告的财务报表和补充数据。
该公司历来根据国际财务报告准则编制综合财务报表。截至本年度及于2022年12月31日,本公司及其附属公司的综合财务报表乃按照美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)编制。美国的公认会计原则已被追溯应用。
我们年度报告的这一部分讨论了2022年和2021年的项目以及这两个时期之间的同比比较。除非另有说明,否则金额以美元表示。
概述和亮点
该公司是一家专注于最大股本回报率的美国石油和天然气开发公司。该公司的钻探活动主要集中在两个主要地区,德克萨斯州奥斯汀、费耶特、李、罗伯逊和华盛顿县吉丁斯油田的奥斯汀粉笔和鹰福特地层(“吉丁斯资产”),以及德克萨斯州韦伯和拉萨勒县的霍克维尔油田(“霍克维尔资产”)。
对于未来几年,该公司计划继续开发其现有和邻近的足迹,同时还评估符合其投资标准的其他开发项目。
截至2022年12月31日,该公司的资产包括总租赁头寸432,477公顷和净英亩312,910英亩,包括霍克维尔地区、吉丁斯地区和霍尔布鲁克盆地地区,如下:
• 吉丁斯的资产:(A)奥斯汀粉笔地区的毛面积为9,004英亩,净面积为7,583英亩;(B)鹰滩地区的毛面积为134,198英亩,净英亩为16,104英亩。
• 霍克维尔资产:包括总面积14,364英亩,净占地14,313英亩。
• 霍尔布鲁克盆地的资产位于亚利桑那州的阿帕奇、纳瓦霍和科科尼诺县,包括274,911英亩的总面积和净面积。这些氦资产的开发正在等待进一步的研究和规划。
2022年亮点
• 截至2022年12月31日的一年(2021年12月31日-7080万美元)的石油和天然气销售额(扣除特许权使用费)为1.956亿美元。
• 报告净收益和综合收益截至2022年12月31日的年度为4440万美元(2021年12月31日-亏损3260万美元)。1(定义见下文)同期(2021年12月31日至4620万美元)1.401亿美元。
• 截至2022年12月31日的年度,公司普通股股东应占净收益和全面收益为740万美元(2021年12月31日-亏损3230万美元)
• 2022年期间有18口新油井投产。
• 在截至2022年12月31日的三个月里,阿尔卑斯拥有30.9口净井(37口毛井),净产量为14,445 BOE/天(毛产量为22,588 BOE/天)。
• 2022年平均每天净产量为10,513 BOE(毛产量为16,145 BOE/天),由于广泛的钻探活动,同比增长156%。
• 继续通过发展伙伴关系结构为发展项目提供资金,以促进继续开展钻探活动。
5这是一项非公认会计准则的财务指标。请参阅“非公认会计准则财务计量”一节,以了解更多信息以及与公认会计准则下最直接可比的计量的详细对账。
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• 签订了ABS贷款机制,借款总额为1.35亿美元。截至2022年12月31日,ABS贷款的未偿还金额约为1.1亿美元。
• 将企业信贷安排的规模扩大到最高6500万美元。截至2022年12月31日,在公司信贷安排下提取了4150万美元。
• 公司A类附属表决权股票于2022年9月28日在纳斯达克上市,股票代码为阿尔卑斯山。
• 实施股息分配政策,从2022年1月开始,每月宣布从属有表决权股票和比例有表决权股票的每月股息为每股0.03美元,多个有表决权股票的每月股息为每股3.00美元,2022年宣布和支付的股息总额为12,416,759美元(2021-0美元)。
后续活动亮点
• 该公司继续执行其月度股息计划,2023年1月和2月的股息为每股SVS 0.03美元(MV为3.00美元,PVS为0.03美元)。
• 2023年1月20日,公司顺利完成了发展合伙五期的支付和清算,同时组建了发展合伙七期。
• 2023年2月23日,本公司宣布自2023年3月起暂停每月派息。
• 公司于2023年2月23日宣布开始对资产进行战略评估。
• 2023年3月3日,公司宣布达伦·唐恩辞去董事会职务,随后聘请詹姆斯·鲁索接替他。
• 2023年3月8日,该公司宣布聘请斯蒂芬斯公司作为其财务顾问,以寻求资产出售。
• 2023年3月,该公司获得了企业信贷融资和ABS融资的契约豁免,直至2023年7月1日,因为未来可能违反契约。
石油和天然气储量
公司截至2023年1月1日的年终储量评估是由W.D.VonGonten&Co.在一份日期为2023年2月3日的报告(“储量报告”)中编制的。《储量报告》评估了该公司的所有石油、天然气和天然气储量,并根据美国证券交易委员会制定的指导方针使用定价估计。根据这些指导方针,石油和天然气储量是根据当时的运营和经济状况来估计的。
《储备报告》的要点包括:
• 探明开发生产储量(PDP)为1580万BOE,总探明储量(1P)为2400万BOE。
• PDP储量由24%的石油和76%的天然气和NGL组成,1P储量由18%的石油和82%的天然气和NGL组成。
• PDP的未来净开发成本为400万美元,1P的净开发成本为7550万美元。
有关储量数据和估计以及变化的详细信息,请参阅项目8.财务报表和补充数据--补充石油和天然气信息(未经审计)。
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运营和财务业绩
石油和天然气净收入
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
油 | $ | 97,438,790 | $ | 50,868,794 | ||
天然气 | 77,966,801 | 10,286,929 | ||||
NGL | 20,243,366 | 9,641,067 | ||||
总计 | $ | 195,648,957 | $ | 70,796,790 | ||
按产品类型划分的石油和天然气总收入的百分比: | ||||||
油权重 | 49.8% | 71.9% | ||||
天然气加权 | 39.9% | 14.5% | ||||
NGL权重 | 10.3% | 13.6% |
我们的收入每年都不同,主要是由于大宗商品价格和生产量的变化。2022年,石油和天然气收入增加了124,852,168美元,比2021年增加了176.4%,这是由于产量增加了155.7%,不包括大宗商品衍生品的影响,京东方实现的平均售价增加了8.1%。
生产量:
2022年产量增加是由于增加了18口新井,主要集中在霍克维尔气井,这归因于销售组合的变化。
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度产量,反映公司的工作利益和扣除特许权使用费后的净额如下:
Year ended December 31, | 2022 | 2021 | 更改百分比 | ||||||
生产: | |||||||||
石油(桶) | 1,030,226 | 743,427 | 38.6% | ||||||
天然气(McF) | 13,316,867 | 2,398,310 | 455.3% | ||||||
NGL(Bbl) | 587,623 | 357,769 | 64.2% | ||||||
总京东方1 | 3,837,327 | 1,500,914 | 155.7% | ||||||
日均产量: | |||||||||
石油(桶/天) | 2,823 | 2,037 | |||||||
天然气(Mcf/d) | 36,485 | 6,571 | |||||||
NGL(bbl/d) | 1,610 | 980 | |||||||
总京东方1每天一次 | 10,513 | 4,111 | |||||||
以京东方为基础的产量权重: | |||||||||
油 | 26.8% | 49.5% | |||||||
天然气 | 57.9% | 26.7% | |||||||
NGL | 15.3% | 23.8% |
1 天然气换算为一桶油当量(“BOE”)的速度为一桶等于6立方英尺(定义为1000立方英尺),这是根据石油和天然气的相对能量含量计算的,这不一定能反映石油和天然气价格之间的关系。
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平均售价:
在每个京东方的基础上,公司截至2022年12月31日的年度的平均实现价格比2021年同期增加了3.82美元,反映出8.1%的增长。销售价格上涨的主要原因是石油、天然气和天然气等大宗商品价格指数的上涨。然而,每京东方实现的平均销售价格也反映了天然气和天然气产量的增加,而每京东方的整体价格较低。
截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度平均实现销售价格如下:
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | 更改百分比 | ||||||
油桶 | $ | 94.58 | $ | 68.42 | 38.2% | ||||
天然气-MCF | $ | 5.85 | $ | 4.29 | 36.5% | ||||
NGL-套件 | $ | 34.45 | $ | 26.95 | 27.8% | ||||
每台京东方的平均售价 | $ | 50.99 | $ | 47.17 | 8.1% |
商品衍生工具
公司石油和天然气业务的未来业绩将受到石油和天然气市场价格的影响,这些因素受到许多公司无法控制的因素的影响,包括天气、进口、竞争燃料的销售、石油和天然气管道和其他运输设施的邻近和能力、石油、天然气和天然气液体产品的供应过剩或供应不足、经济混乱、监管环境、经济环境和其他地区性和政治事件,这些都不是可以确定预测的。
本公司订立各种商品价格衍生工具,以管理其部分未来生产所应占的价格风险。由于本公司的衍生工具并非指定用于对冲会计,衍生工具的公允价值变动在每个期间的收益(亏损)中确认,从而造成与未偿还衍生工具相关的收益波动。随着大宗商品价格的上涨或下跌,这种变化将对衍生品的公允价值产生相反的影响。
截至2022年12月31日,未平仓商品衍生品的公允价值净值为资产头寸3 077 079美元(2021年--负债头寸20 424 601美元)。与2021年相比的变化主要是由于未偿还衍生品的数量以及远期商品价格相对于衍生品固定价格的变化。
本公司截至2022年12月31日止年度的商品衍生工具净亏损为10,023,495美元(2021-33,525,453美元)。这一数额包括未实现收益26,246,351美元(2021年--亏损15,903,217美元)和已实现亏损36,269,8.46亿美元(2021--亏损17,622,236美元)。
更多详情见财务报表附注18。
现金流可变性管理是公司业务战略的一个组成部分。公司定期监测和审查业务状况,以便在执行公司战略风险管理计划时制定风险管理指导方针。
费用
下表汇总了公司在所示期间的费用和其他收入(费用):
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
费用: | ||||||
生产成本和运输 | $ | 41,495,709 | $ | 12,087,223 | ||
一般和行政 | 26,090,160 | 25,021,117 | ||||
损耗和折旧 | 62,082,471 | 23,497,715 | ||||
资产报废债务增加 | 43,756 | 24,209 | ||||
总费用 | 129,712,096 | 60,630,264 | ||||
营业收入 | 55,913,366 | (23,358,927 | ) | |||
其他收入(费用) | ||||||
财务和利息支出 | (13,428,333 | ) | (5,727,544 | ) | ||
采购成本 | - | (1,567,967 | ) | |||
所得税前收入(亏损) | 42,485,033 | (30,654,438 | ) | |||
递延所得税准备(福利) | (1,928,319 | ) | 1,928,319 | |||
净收益(亏损)和综合收益(亏损) | 44,413,352 | (32,582,757 | ) | |||
可赎回非控股权益的净收入 | 33,796,021 | 13,091,908 | ||||
可归因于非控股权益的净收益(亏损) | 3,189,196 | (13,330,237 | ) | |||
公司应占净收益(亏损) | $ | 7,428,135 | $ | (32,344,428 | ) | |
选择每个京东方的费用: | ||||||
生产成本和运输 | $ | 10.81 | $ | 8.05 | ||
一般和行政 | $ | 6.80 | $ | 16.67 | ||
损耗和折旧 | $ | 16.18 | $ | 5.66 | ||
财务和利息支出 | $ | 3.50 | $ | 3.82 |
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生产和运输成本
截至2022年12月31日止年度的生产及运输总成本增加29,408,486元,较2021年同期增加243%,主要是由于上述整体产量增加所致。在每个京东方的基础上,生产和运输成本增加了2.76美元,增加了34%,这是由于2022年上线的油井运营成本上升,主要是由于水处理、燃料和卡车运输成本上升,以及整体市场服务成本的增加。较高的服务成本主要是由于通货膨胀和市场供应。
一般费用和行政费用
截至2022年12月31日止年度的一般及行政费用与2021年同期相比,相对增加1,069,043元或4%。增加的主要原因是,工作人员薪金和福利增加了3 709 863美元,专业、法律和咨询费用增加了1 042 547美元,办公和行政费用增加了735 312美元,以及软件和租赁费用等其他项目增加,但因股票薪酬减少4 281 056美元而部分抵消。从每个京东方的角度来看,由于上述产量水平的提高,每个京东方的一般和行政成本降低了9.87美元,降幅为59%。
折旧、损耗和摊销
折旧、损耗和摊销费用包括公司评估的石油和天然气资产的损耗。截至2022年12月31日止年度的消耗开支增加38,584,756美元,较2021年同期增加164%,这是由于产量增加以及作为消耗基础一部分的评估物业增加所致。京东方基础上的损耗费用也增加了0.52美元,增幅为3%,反映出由于通货膨胀和市场供应的原因,新油井产生的成本较高。
财务和利息支出
由于整体借款增加,截至2022年12月31日止年度的财务及利息开支较2021年同期增加7,700,789元,增幅为134%。主要增加涉及ABS贷款以及公司信贷贷款的融资和利息成本,如财务报表所述。在每个京东方的基础上,由于2022年产量的增加,每个京东方的财务和利息费用减少了0.32美元,减少了8%。
所得税支出(福利)
在截至2022年12月31日的年度,公司确认了1,928,319美元的所得税优惠,实际税收优惠为4.5%,而截至2021年12月31日的年度所得税支出为1,928,319美元,实际税率为5.9%。本公司截至2022年12月31日的一年的实际税率与上一年相比的总体变化主要是由于:(I)不缴纳公司税的收入(亏损)金额的变化,以及(Ii)本年度的活动导致先前记录的递延税项支出的冲销,这是由于与石油和天然气资产的成本回收有关的项目的暂时性差异造成的。
此外,本公司评估其递延税项资产从未来应课税收入中收回的可能性,并在其认为较有可能收回的情况下,不就已记录的递延税项净资产建立估值准备准备金。截至2022年12月31日,该公司在反映了由于本年度活动而冲销了先前记录的递延税项负债后,对其递延税项净资产计入了估值准备金。其他详情请参阅财务报表附注15。
53
非GAAP财务指标:
在本报告中,提到了GAAP不承认的术语。具体地说,“实地经营净额”、“调整后的EBITDA”、“每商品单位”和“每京东方”并不具有公认会计准则所规定的任何标准化含义,因此被视为非公认会计准则计量。这些非公认会计准则计量可能无法与计算其他实体的类似金额相比较,请读者注意,使用此类计量来比较企业可能是无效的。公司管理层使用这些非公认会计准则的补充指标来对照前期和同业集团公司的运营情况进行基准评估,并相信这些指标提供了有用的补充信息,可供投资者、贷款人、分析师和其他各方用来分析公司的业绩和财务结果。
场上操作净回扣
现场经营净值是管理层用来评估资产经营业绩的指标。实地营运净额乃按毛利减去损耗及商品衍生工具计算,并按京东方呈列。
截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度的外地业务净额回拨如下:
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
产品销售收入 | $ | 195,648,957 | $ | 70,796,790 | ||
衍生工具的损益 | (10,023,495 | ) | (33,525,453 | ) | ||
减去:生产成本和运输成本 | (41,495,709 | ) | (12,087,223 | ) | ||
减去:折旧、损耗和摊销 | (62,082,471 | ) | (23,497,715 | ) | ||
毛利率 | 82,047,282 | 1,686,399 | ||||
去除:衍生工具的收益/(损失) | 10,023,495 | 33,525,453 | ||||
R转移:折旧、耗尽和摊销n | 62,082,471 | 23,497,715 | ||||
现场业务净回扣--合计 | $ | 154,153,248 | $ | 58,709,567 | ||
场上操作净后卫-按京东方 | $ | 40.17 | $ | 39.11 |
在截至2022年12月31日的一年中,每个京东方的现场运营净额保持相对稳定,与2021年相比,每个京东方增加了1.06美元。这抵消了每个京东方2.76美元的生产成本和运输增加,以及每个京东方实现的平均销售价格3.82美元的增长。
调整后的EBITDA
调整后的利息、税项、损耗和摊销前收益(“调整后的EBITDA”)是一种非公认会计原则的衡量标准,用于补充公司报告的财务业绩或状况。该公司认为,调整后的EBITDA与净收益(亏损)一起考虑,是与我们的经营业绩相关的趋势指标,并为管理层和投资者提供额外的信息,以便将我们的经营业绩与其他公司的经营业绩进行比较。所有列报的数字均不反映非控股权益或可赎回非控股权益的任何潜在影响。该公司调整后EBITDA的计算是净收益/(亏损)加上财务和利息支出、损耗和折旧、减值、商品衍生品收益/亏损和非经常性成本。
下表提供了调整后EBITDA中可赎回非控制性权益和非控制性权益前的净收益/(亏损)的对账:
Year ended December 31, | 2022 | 2021 | ||||
净收益/(亏损): | $ | 44,413,352 | ($32,582,757 | ) | ||
(+)折旧、损耗和摊销费用 | 62,082,471 | 23,497,715 | ||||
(+) 财务和利息支出 | 13,428,333 | 5,727,544 | ||||
(+)基于股票的薪酬费用 | 10,197,720 | 14,478,776 | ||||
(+)采购成本s | - | 1,567,967 | ||||
(+)衍生品商品合约(收益)/亏损s | 10,023,495 | 33,525,453 | ||||
调整后的EBITDA | $ | 140,145,371 | $ | 46,214,698 |
54
融资、流动资金和资本来源
在上游石油和天然气行业运营的公司需要足够的现金,以便为维持和增加产量和储备的资本计划提供资金,收购战略石油和天然气资产,偿还目前的负债和债务,并最终为股东提供回报。公司的资本计划资金来自现有的营运资金、各种借贷便利和可赎回的非控股权益(下文讨论)和经营活动提供的现金。大宗商品价格、产品需求、利率和各种其他风险的波动可能会影响资本资源和资本支出。
2022年期间,与融资相关的主要交易包括:
• 资产担保证券化贷款(“ABS贷款”):
该公司在ABS贷款机制下进行了两批借款,总规模为1.35亿美元。
2022年4月27日,ABS融资的第一批被提取了8,000万美元,最初一年的利率为LIBOR+6%(LIBOR下限为1%),第二年的LIBOR为+12%。第一批债券的初始到期日为一年,公司可以选择再延长一年,最终到期日为2024年4月。
2022年9月12日,ABS贷款的第二批被额外提取5500万美元,最初一年的利率为LIBOR+8%(LIBOR下限为1%),第二年的LIBOR为+14%。第二批债券的初始到期日为一年,本公司可选择再延长一年至最终到期日2024年9月。
ABS贷款机制下的所有借款都以公司生产资产的一部分中的工作权益为抵押。
截至2022年12月31日,该公司ABS贷款项下的未偿还本金为109,982,677美元。
• 企业信贷安排:
2022年第一季度,该公司更换了之前的信贷安排,后者的借款能力为12,500,000美元。新的企业信贷安排的借款能力为30,000,000美元,其后于2022年10月增加至65,000,000美元,但须视乎贷款人按季度厘定的借款基数而定。该贷款按最优惠利率+2.25%收取利息,期限为一年。*公司在生产资产方面的某些营运权益的子集已与公司信贷安排相关担保。
截至2022年12月31日,本公司在企业信贷安排下提取了41,500,000美元(2021-2,200,000美元)。截至2022年12月31日的借款基数为64,435,764美元(2021-6,579,750美元)。
• 高盛贷款机构
本公司根据与高盛的信贷安排(“高盛安排”)借款,利率为LIBOR+6%(LIBOR下限为1%),到期日为2031年12月22日。高盛贷款机制下的所有借款均以公司的石油和天然气生产井以及公司三家子公司的所有资产为抵押。
2022年4月,就ABS贷款(上),本公司全额偿还了高盛贷款。截至2022年12月31日,这项贷款的本金借款为零(2021年-25,237,409美元)。
• 资产支持优先工具:
该公司此前发行了强制赎回工具,作为股票回购结构的一部分。这些票据已于2022年全额偿还和结算。
• 发展伙伴关系:
该公司利用发展伙伴关系作为一种机制,为其发展项目和活动提供部分资金。作为开发伙伴关系的一部分,投资者将提供资金用于特定油井的开发,作为回报,投资者将获得提供特定回报的伙伴关系单位,以及可通过赎回实现的剩余油井的参与。
由于赎回特性,向外部投资者发行的开发合伙权益被计入可赎回的非控股权益。
55
截至2022年12月31日止年度,可赎回非控股权益带来现金流入53,728,933美元(2021-41,042,693美元),以及用于分配和结算的现金流出10,369,504美元(2021-6,388,870美元)。在收到分配和/或结算的可赎回非控股权益总额中,剩余的非现金余额与通过为新开发合伙企业发行可赎回非控股权益、通过非控股权益股份或通过处置石油和天然气财产而达成的和解有关。
于2022年12月31日,可赎回非控股权益的赎回价值为107,583,737美元(2021-46,552,839美元)。
更多详情见财务报表附注2和附注9。
营运资金与流动性风险
流动资金风险是指当财务负债到期时,公司在履行与财务负债相关的债务方面遇到困难的风险。
截至2022年12月31日,该公司的营运资本赤字为162,980,101美元,而截至2021年12月31日的营运资本赤字为36,148,466美元。与2021年相比,流动资产增加12,104,044美元,主要原因是石油和天然气收入增加导致应收账款增加,以及限制性现金和衍生资产增加,但现金和现金等价物减少部分抵消了这一增加。这被流动负债增加138,935,679美元所抵销,这主要是由于石油和天然气资产的资本支出增加,导致应付账款和应计负债以及借款的流动部分增加,但衍生负债的当前部分的减少部分抵消了这一增额。
由于营运资金赤字,本公司目前没有现金资源来支付未来12个月的流动负债。这些因素使人对该公司作为一家持续经营企业的持续经营能力产生了极大的怀疑。
本公司能否继续经营下去取决于其从经营中产生足够现金流的能力,以及短期内通过出售资产和/或发行债务和/或股权获得融资的能力。虽然公司相信它有足够的预测资金来履行可预见的债务,但不能保证公司在短期内成功筹集额外资金的努力及其产生足够运营现金流的能力。
由于这些因素,公司可能无法继续作为一家持续经营的企业。财务报表不包括与记录资产金额的可回收性和分类或负债金额和分类有关的任何调整,如果公司无法继续经营下去,可能需要进行任何调整,此类调整可能是重大的。
为了增加流动资金,本公司在截至2022年12月31日的年度内和之后:(I)继续其钻井计划,使油井上线并增加经营活动的现金流,(Ii)通过开发合作伙伴关系筹集资金,(Iii)对资产进行战略审查,并聘请Stephens Inc.进行潜在的资产出售,(Iv)从2023年3月开始暂停每月股息,(V)在发生违约的情况下获得公司信贷融资和ABS融资违约的豁免,直至2023年7月1日,和(Vi)获得将第一批ABS贷款的初始到期日延长至2023年7月1日。
现金的来源和用途
该公司的现金来源和用途摘要如下:
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
经营活动的现金净额 | $ | 92,902,136 | $ | 32,996,780 | ||
用于投资活动的现金净额 | (212,210,813 | ) | (56,678,478 | ) | ||
融资活动的现金净额 | 121,184,325 | 29,414,953 | ||||
现金及现金等价物和限制性现金的净变化 | $ | 1,875,648 | $ | 5,733,255 |
56
经营活动的现金流
2022年来自经营活动的净现金增加了59,905,356美元,比2021年增加了182%。增加的原因是产量增加,以及周转资金和现金收支时间的变化。
用于投资活动的现金流
在截至2022年12月31日的年度内,公司用于投资活动的现金流增加了155,532,335美元,比2021年增加了274%,这是由于钻探和开发其石油和天然气资产的增加。就所评价的石油和天然气性质而言,大部分活动与在吉丁斯和霍克维尔油田钻探水平井有关。未评估财产支出主要用于收购、勘探和开发这些未评估资产。
我们在投资活动中使用的现金流反映了实际的现金支出,这可能比发生相关成本时滞后几个月。因此,我们的实际现金支出并不总是反映当前的发展活动水平。
融资活动产生的现金流
于截至二零二二年十二月三十一日止年度,融资活动所提供及使用之现金增加91,769,372美元,较二零二一年增加312%,主要由于外债安排项下借款净额增加,以及发行可赎回非控制权益所得款项净额增加所致。
发行债券的现金净收益部分被用于向公司普通股股东支付18,969,442美元的股息和支付给非控股股东的股息,以及使用4,324,915美元现金回购和注销公司股票所抵消。
有关详情,请参阅财务报表的现金流量表。
表外安排
本公司并无任何特殊目的实体,亦不参与任何会被排除在综合资产负债表之外的安排。
关键的会计判断、估计和政策
公司的财务报表是根据美国公认会计原则(US GAAP)编制的,该原则要求管理层作出估计、判断和假设,这些估计、判断和假设会影响我们的财务报表和附注中报告的金额。某些会计政策被认定为关键,是因为它们要求管理层根据内在不确定的条件和假设作出判断和估计,而且估计对收入、费用、运营现金流、收入或亏损和/或其他重要财务结果具有重大意义。如果基础条件发生变化或假设被证明是错误的,这些会计政策可能会导致重大不同的结果。
我们认为以下是我们最关键的会计政策和估计,涉及重大判断或估计。有关我们截至2022年12月31日的会计政策的进一步详情,请参阅本年度报告中的财务报表附注2。
持续经营的企业
编制财务报表时假设本公司将继续作为一家持续经营的企业,考虑在正常业务过程中持续经营、变现资产和清算负债。
石油和天然气的性质
该公司采用全成本法核算其石油和天然气资产。根据这一方法,与石油和天然气资产和储量的收购、勘探和开发相关的所有成本,包括未经证实和评估的资产成本,都在代表公司活动的单一成本中心进行资本化和积累,这些活动只在美国进行。该等成本包括租赁购置成本、地质及地球物理开支、未开发物业的租赁租金、钻探生产井及非生产井的成本,以及与收购、勘探及开发活动直接相关的一般及行政费用,但不包括与生产、销售或一般公司行政活动有关的任何成本。
57
在确定耗竭时,石油和天然气资产的资本化成本是用生产单位法摊销的。在这种方法下,在每个期间结束时,通过将该期间的总产量乘以衰减率来计算消耗。损耗率是用未摊销总成本加上对未来开发成本的估计除以对已探明储量的估计来确定的。未经证实及未经评估的物业成本及相关的入账成本将不包括在损耗基准内,直至与该等成本相关的物业被视为已证实或已减值。该公司在每个季度末审查其未经证实和未评估的资产,以确定所发生的成本是否应转移到全部成本池中,从而进行摊销。
因此,枯竭的确定可能会受到确定为枯竭基础一部分的成本、已探明储量数量和未来开发成本的重大影响。
同样,评估的石油和天然气资产的减值评估也受上限测试的影响。这一上限测试确定了石油和天然气资产净资本化成本的上限。净资本化成本限于未摊销成本减去相关递延所得税或成本中心上限中的较低者。成本中心上限的定义为:(A)已探明石油和天然气储量未来净收入的现值,按10%折现,减去开发这些储量的估计成本,加上(B)未摊销的未经探明和未评估的物业成本,加上(C)未经探明和未评估的物业的成本或估计公允价值的较低者,如有的话,减去(D)与所涉物业相关的任何所得税影响。
因此,石油和天然气产量、石油和天然气价格、储量估计、未来开发成本和其他因素的变化将决定公司在未来期间的实际上限测试计算和减值分析。
石油天然气储量与未来净收益的标准化测算
工程师和技术人员准备估计石油和天然气储量以及相关的未来净收入。虽然本公司已探明、可能及可能拥有储量,但本公司选择在本报告中只呈列已探明储量。探明储量的定义是指在提供经营权的合同到期之前,通过对地球科学和工程数据的分析,可以合理确定地估计石油和天然气在经济上是可生产的--从某一特定日期起,从已知的油气藏和在现有的经济条件、经营方法和政府法规下--除非有证据表明,无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计,续期都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始,或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
对已探明储量的报告可采数量的评估包括对产量、大宗商品价格、补救成本、未来开发成本的时间和金额以及未来现金流的生产、运输和营销成本的估计。它还需要在预期的恢复中解释地质和地球物理模型。用来估算储量的经济、地质和技术因素可能会因时期而异。因此,储量估计通常与最终开采的石油和天然气数量不同。任何重大差异都可能对未来储量估计、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。该公司无法预测未来储备修订的金额或时间。如果这些修订是重大的,它们可能会对未来资本化成本的耗尽产生重大影响,并导致可能重大的资产减值。
已探明石油和天然气储量的估计是用于计算枯竭和上限测试的关键输入。已探明石油和天然气储量未来净现金流的估计现值在很大程度上取决于已探明储量的数量,而对已探明储量的估计需要进行大量判断。石油和天然气储量是根据当时的运营和经济条件估计的,除合同安排外,没有为未来期间的价格和成本上升拨备。消耗估计数和上限测试中使用的相关商品价格和适用的贴现率符合美国证券交易委员会制定的准则。根据这些指导方针,未来的净收入是使用代表前12个月期间每月第一天石油和天然气价格的算术平均值的价格计算的,并使用10%的贴现率来确定未来净收入的现值。
58
储量评估由外部第三方工程公司完成,对截至2022年和2021年12月31日的年度进行储量评估,并在内部更新过渡期的储量。
2023年目标和展望
2023年,公司计划继续管理其在吉丁斯和霍克维尔油田的主要资产的生产。如先前披露的,公司预计在2023年第一季度末使7口油井投产,并暂停生产活动,直到销售过程完成。
董事会成立了一个由独立董事领导的小组委员会,在出售过程结束后评估替代方案时,牵头与本公司的各个利益相关者进行讨论。
后续事件
分红
2023年1月3日,公司董事会宣布,每股SVS和PVS的股息为0.0315美元,MVS的股息为3.15美元。于2023年1月31日支付给2023年1月17日交易结束时登记在册的股东。
2023年2月1日,公司董事会宣布,每股SVS和PVS的股息为0.0315美元,每MVS的股息为3.15美元。于2023年2月28日支付给2023年2月14日交易结束时登记在册的股东。
2023年2月23日,宣布从2023年3月起暂停每月分红,与资产战略审查有关。
完成第五次发展伙伴关系,建立第七个发展伙伴关系
2023年1月20日,公司赎回了可赎回的非控股权益,赎回金额为36,354,869美元。作为此次赎回的一部分,开发合伙公司5个单位的赎回价值为2,505,631美元,换取了公司运营子公司的499,794个B类无投票权单位。
2023年1月20日,公司还成立了发展合伙人七计划,由24名外部有限合伙人和公司运营子公司作为有限合伙人和普通合伙人。该计划的目的是为五口油井的钻井和完井提供资金,外部合作伙伴提供约60%的资金,公司提供40%的资金。本公司从外部有限合伙人那里筹集了34,262,236美元,其中4,946,981美元是从本公司的高级管理人员和董事那里筹集的。
资产战略审查
2023年2月23日,公司宣布董事会已开始对其资产进行战略审查。本公司正寻求协助及时及有秩序地回应已表示有兴趣收购本公司各项资产的其他上游油气公司主动提出的查询。
董事辞职
2023年3月3日,公司宣布Darren Tangen已从董事会辞职,包括薪酬、审计、运营和储备委员会,自2023年3月2日起生效。与辞职有关的是,詹姆斯·鲁索被任命为董事会成员以及薪酬、审计、业务和储备委员会成员,以填补达伦·坦根辞职所产生的空缺。
斯蒂芬斯公司的参与
2023年3月8日,公司宣布已聘请Stephens Inc.作为其财务顾问,为公司最近开发和证明的各种战略性、高产出资产寻求资产出售。这类出售的收益预计将注销现有的负债,并将额外的资本放入公司的资产负债表。
债务修正案和契约豁免`
2023年3月,本公司获得了截至2023年7月1日的所有企业信贷融资契约的豁免,并获得了至2023年7月1日的ABS融资某些契约的豁免。该公司还收到了ABS贷款下第一批债券的初始到期日的延期至2023年7月1日。在没有契约豁免的情况下,违反契约将导致企业信贷融资和/或ABS融资在要求时到期。
附加信息
有关公司的更多信息包含在公司的Form 10-K中。
59
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
不适用。
项目8。财务报表和补充数据
项目8所要求的财务资料从本年度报告的F-1页开始。
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
披露控制和程序
公司管理层,包括首席执行官(“首席执行官”)和首席财务官(“首席财务官”),已评估本10-K表格所涵盖的公司信息披露控制和程序截至年底的有效性。“披露控制和程序”一词是指公司建立的控制和其他程序,旨在确保公司根据交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序包括但不限于控制和程序,旨在确保公司根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息被累积并传达给公司管理层,包括首席执行官和首席财务官(视情况而定),以便及时就要求披露做出决定。
在我们管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下,我们的管理层对截至2022年12月31日的期间结束时我们的披露控制和程序的有效性进行了评估,该术语在《交易法》下的规则13a-15(E)和15d-15(E)中定义。基于这一评估,我们的首席执行官和首席财务官得出结论,在本报告所涉期间,我们的披露控制程序和程序于2022年12月31日生效。
本公司,包括其首席执行官和首席财务官,并不期望其内部控制和程序能够防止或发现所有错误和所有欺诈行为。一个控制系统,无论构思或运作得有多好,都只能提供合理的保证,而不是绝对的保证,确保控制系统的目标得以实现。
管理层财务报告内部控制年度报告
我们的管理层负责建立和维持对《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条规定的财务报告的充分内部控制,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报告目的编制公司财务报表提供合理保证。
我们的管理层使用特雷德韦委员会赞助组织委员会于#年提出的标准,评估了截至2022年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。内部控制--综合框架(2013年)。我们评估了截至本报告期末我们对财务报告的内部控制的有效性,我们的首席执行官和首席财务官以及我们管理层的其他关键成员都参与了评估。根据这一评估,管理层得出结论,截至2022年12月31日,公司对财务报告的内部控制是有效的。
注册会计师事务所认证报告
本年度报告不包括本公司注册独立会计师事务所关于财务报告内部控制的证明报告。管理层的报告不受本公司注册独立会计师事务所的认证,因为本公司符合《2012年创业启动法案》规定的“新兴成长型公司”的资格。
60
内部控制的变化过度财务报告
截至2022年12月31日止第四季度,本公司的财务报告内部控制(定义见交易法第13a-15(F)条)并无重大影响或合理地可能对本公司财务报告的内部控制产生重大影响的变动。
项目9B。其他信息
没有。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
61
第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
回应这一项目所需的信息将在以下文件中列出:公司的2023年委托书,将在本年度报告所涵盖的会计年度结束后120天内提交,并通过引用并入本文。
项目11.高管薪酬
为回应这一项目而需要的信息将在公司2023年委托书中列出,该委托书将在本年度报告所涵盖的会计年度结束后120天内提交,并通过引用并入本文。
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
为回应这一项目而需要的信息将在公司2023年委托书中列出,该委托书将在本年度报告所涵盖的会计年度结束后120天内提交,并通过引用并入本文。
项目13.某些关系和相关交易,以及董事的独立性
为回应这一项目而需要的信息将在公司2023年委托书中列出,该委托书将在本年度报告所涵盖的会计年度结束后120天内提交,并通过引用并入本文。
项目14.首席会计师费用和服务
为回应这一项目而需要的信息将在公司2023年委托书中列出,该委托书将在本年度报告所涵盖的会计年度结束后120天内提交,并通过引用并入本文。
第四部分
项目15.证物、财务报表附表
(A)(1)财务报表
所附索引(F-1页)所列财务报表作为本年度报告的一部分提交。
(A)(2)财务报表附表
附表被省略,是因为它们不适用,不是实质性的,或者是因为信息包括在合并财务报表或附注中。
(A)(3)展品
这些展品以引用的方式并入本文所附的展品索引中。
项目16.表格10-K摘要
没有。
62
展品索引
展品 不是的。 | 展品说明 |
2.1* | HB2发起公司、阿尔卑斯顶峰能源投资者公司、红松石油有限公司、阿尔卑斯顶峰能源合作伙伴金融公司和红松石油子公司之间的业务合并协议,日期为2021年4月8日 |
3.1* | 修改了阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司的条款。 |
3.2* | 阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司文章通知。 |
3.3* | 阿尔卑斯峰会能源合作伙伴公司的法定人数政策。 |
4.1* | 注册人证券说明书 |
10.1* | 阿尔卑斯峰会资金有限责任公司,价值80,000,000美元系列2022-1浮动利率石油和天然气资产支持债券,2023年4月到期的债券购买协议,日期为2022年4月29日 |
10.2* | 资产购买协议,日期为2022年4月29日,由阿尔卑斯山峰会基金有限责任公司和HB2发起有限责任公司签署,并在两者之间签署 |
10.3* | 修订和重新签署了阿尔卑斯峰会基金有限责任公司作为发行人,UMB Bank,N.A.作为企业受托人、付款代理和证券中介之间的契约,日期为2022年9月12日 |
10.4* | 第一补充契约,日期为2023年3月23日,但于2022年12月31日生效,由阿尔卑斯峰会基金有限责任公司和北卡罗来纳州UMB银行作为契约受托人 |
10.5*♦ | 截至2023年3月23日,阿尔卑斯峰会资金控股公司、阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司、HB2 Origination,LLC、Ageron Ironroc Energy Partners LLC、Ageron Ironroc Energy,LLC和票据持有人之间的附函协议 |
10.6* | 阿尔卑斯峰会资金有限责任公司,5500万美元系列2022-2浮动利率石油和天然气资产支持债券,2023年9月到期的债券购买协议,日期为2022年9月12日 |
10.7* | 2002年9月12日的资产购买协议,由阿尔卑斯山峰会基金有限责任公司和HB2发起有限责任公司签署,以及在两者之间签署 |
10.8* | 修订和重新签署了阿尔卑斯山峰会基金有限责任公司作为发行方和HB2发起有限责任公司作为管理人之间的管理服务协议,日期为2022年9月12日 |
10.9* | 65,000,000美元首次修订和重新签署了减少循环信贷安排的信贷协议,日期为2022年9月30日,由HB2 Origination LLC作为借款人和Bank 7作为贷款人 |
10.10* | 2023年3月10日HB2 Origination LLC作为借款人与Bank7作为贷款人之间的综合豁免协议 |
10.11* | 修订和重新签署了2023年3月21日HB2 Origination LLC作为借款人和Bank7作为贷款人之间的综合豁免协议 |
10.12* | 延期协议,自2023年3月21日起生效,由HB2 Origination LLC作为借款人,Bank7作为贷款人 |
10.13*# | 阿尔卑斯峰会能源合作伙伴公司2021年股票和激励计划 |
10.14*# | 阿尔卑斯峰会能源合作伙伴公司递延股份单位计划 |
10.15*# | 股票期权奖励协议格式 |
10.16*# | 限制性股票奖励协议格式 |
10.17*# | 递延股份单位授权书格式 |
10.18*# | 截至2021年9月7日阿尔卑斯顶峰能源合作伙伴公司与其董事和高级管理人员之间的赔偿协议格式 |
10.19*# | HB2 Origination,LLC和Craig Perry之间的会员服务协议,日期为2022年5月7日 |
10.20*# | HB2 Origination,LLC和William Wicker于2022年5月7日签署的会员服务协议 |
10.21*# | HB2 Origination,LLC和Michael McCoy于2021年9月7日签署的会员服务协议 |
63
展品 不是的。 | 展品说明 |
10.22*# | HB2 Origination,LLC与Christopher Nilan于2022年5月7日签署的会员服务协议 |
10.23*# | HB2 Origination,LLC和Travis Reagan Brown之间的会员服务协议,日期为2022年5月7日 |
10.24*# | HB2 Origination,LLC和Darren Moulds于2021年9月7日签订雇佣协议 |
10.25*# | HB2 Origination,LLC和Chrystie Holmstrom于2021年9月7日签订雇佣协议 |
10.26*# | 高级人员限制性契约协议的格式 |
14.1* | 阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司道德准则。 |
21.1* | 阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司的子公司。 |
23.1* | 独立注册会计师事务所的同意 |
23.2* | 独立准备金评估员同意书 |
24.1* | 授权书 |
31.1* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席执行官的认证 |
31.2* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官的认证 |
32.1‡ | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条对首席执行官的证明 |
32.2‡ | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条对首席财务官的证明 |
99.1* | 储备金汇总报告 |
101.INS | 内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中,因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中 |
101.SCH | 内联XBRL分类扩展架构文档 |
101.CAL | 内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
101.DEF | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
101.LAB | 内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
101.PRE | 内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 |
104 | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL,包含在附件101中)。 |
* 现提交本局。
‡ 文件已提交,未被视为已存档,且不得通过参考纳入公司根据1933年证券法(修订本)或1934年证券交易法(修订本)提交的任何文件,无论此类文件中包含的任何一般公司语言如何。
# 根据S-K条例第601(B)(10)(Iii)(A)项要求提交的管理合同、补偿计划或安排
♦ 由于(1)非实质性信息和(2)公司视为私人或机密的类型,本展品中遗漏了某些已识别的信息。
64
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求,注册人已于2023年3月27日正式授权下列签署人代表其签署本报告。
阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司。 | |
/s/克雷格·佩里 | |
作者:克雷格·佩里 | |
头衔:首席执行官 首席执行官(首席执行官) |
授权委托书
通过这些礼物认识所有的人,签名出现在下面的每个人都构成和任命克雷格·佩里和克雷格·佩里共同及各别由其事实受权人以任何及所有身分代替该人签署本表格10-K年度报告的任何及所有修订,并将该等修订连同所有证物及其他相关文件送交证券及交易委员会存档,授予上述事实受权人及代理人作出及执行与该等表格有关而必需及必需作出的每项作为及事情的完全权力及权限,完全出于他或她可能或可以亲自做的所有意图和目的,特此批准并确认每一位上述事实律师和代理人或其代理人可以或导致根据本条例作出的所有事情。
根据1934年《证券交易法》的要求,本报告已由以下人员以登记人的身份和日期签署。
姓名和签名 | 标题 | 日期 | ||
/s/克雷格·佩里 | 董事首席执行官兼首席执行官 (首席行政主任) | 2023年3月27日 | ||
克雷格·佩里 | ||||
/s/达伦·莫尔德 | 首席财务官 (首席财务会计官) | 三月27, 2023 | ||
达伦·莫尔兹 | ||||
/s/ 詹姆斯·鲁索 | 董事 | 三月27, 2023 | ||
詹姆斯·鲁索 | ||||
/s/ 斯蒂芬·谢弗 | 董事 | 三月27, 2023 | ||
斯蒂芬·谢弗 | ||||
/s/ 波特·柯林斯 | 董事 | 三月27, 2023 | ||
波特·柯林斯 | ||||
/s/阿吉尼亚·克拉克 | 董事 | 三月27, 2023 | ||
阿吉尼亚·克拉克 |
65
项目8.财务报表和补充数据
合并财务报表索引
独立注册会计师事务所报告#(Weaver and Tidwell,LLP;休斯顿,德克萨斯州;PCAOB 10# |
F-2 |
截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表 | F-4 |
截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合经营和全面收益(亏损)报表 | F-5 |
截至2022年12月31日和2021年12月31日止年度股东亏损额变动综合报表 | F-6 |
截至2022年12月31日和2021年12月31日的合并现金流量表 | F-7 |
合并财务报表附注 | F-8 |
补充石油和天然气信息(未经审计) |
F-40 |
F-1
独立注册会计师事务所报告
致本公司股东及董事会
阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司
对合并财务报表的几点看法
我们审计了所附的阿尔卑斯顶峰能源合作伙伴公司(前身为红松石油有限公司)的合并资产负债表。(“公司”)作为2022年12月31日及2021年12月31日,以及相关的综合经营报表和全面收益(亏损)、股东亏损和现金流量在截至2022年12月31日的两个年度的变化, 以及合并财务报表的相关附注。
我们认为,综合财务报表在所有重要方面均公平地反映了本公司于2022年12月31日和2021年12月31日,以及截至2022年12月31日的两个年度的合并经营业绩和现金流,符合美利坚合众国普遍接受的会计原则.
持续经营的企业
随附的综合财务报表的编制假设公司将继续作为一家持续经营的企业。正如综合财务报表附注2所述,本公司营运资金净额为162,980,101美元,这令人对其持续经营的能力产生重大怀疑。管理层关于这一事项的计划载于附注2。合并财务报表不包括可能因这种不确定性的结果而产生的任何调整。
意见基础
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计,以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证,无论是由于错误还是舞弊。本公司并无被要求对其财务报告的内部控制进行审计,我们也没有受聘进行审计。作为我们审计的一部分,我们被要求了解财务报告的内部控制,但不是为了表达对公司财务报告内部控制有效性的意见。因此,我们不表达这样的意见。
我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序,无论是由于错误还是欺诈,以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计,以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
/s/
自2021年以来,我们一直担任公司的审计师。
2023年3月24日
F-2
阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴,Inc.(前红松石油有限公司)
合并资产负债表
截至12月31日(以美元计算,不包括股份金额)
备注 | 2022 | 2021 | ||||||
资产 | ||||||||
流动资产: | ||||||||
现金和现金等价物 | $ | $ | ||||||
受限现金 | 2 | |||||||
应收账款净额 | 3 | |||||||
衍生资产 | 18 | |||||||
预付费用 | ||||||||
流动资产总额 | ||||||||
石油和天然气性质,全成本法: | ||||||||
已评估 | ||||||||
未经证实和未评估 | ||||||||
减去:累计折旧、损耗和摊销 | ( |
) | ( |
) | ||||
石油和天然气属性,净值 | 4 | |||||||
其他非流动资产: | ||||||||
经营性租赁资产 | 5 | |||||||
衍生资产 | 18 | |||||||
总资产 | $ | $ | ||||||
负债与股东缺位 | ||||||||
流动负债 | ||||||||
应付账款和应计负债 | $ | $ | ||||||
企业信贷安排 | 7 | |||||||
经营租赁负债的当期部分 | 5 | |||||||
长期债务的当期部分(净额) | 7 | |||||||
自动购股计划的应计负债 | 11 | |||||||
衍生负债 | 18 | |||||||
流动负债总额 | ||||||||
长期债务,净额 | 8 | |||||||
经营租赁负债 | 5 | |||||||
资产支持的首选工具 | 8 | |||||||
衍生负债 | 18 | |||||||
资产报废债务 | 6 | |||||||
递延所得税负债 | 15 | |||||||
总负债 | $ | $ | ||||||
承付款和或有事项 | 19 | |||||||
可赎回的非控股权益 | 9 | $ | $ | |||||
股东缺位 | ||||||||
股本--从属表决权股份 无票面价值的授权无限股份。已发行和未偿还的是 |
11 | |||||||
股本--多表决权股份 无票面价值的授权无限股份。已发行和未偿还的是 |
11 | |||||||
股本--比例投票权股份 无票面价值的授权无限股份。已发行和未偿还的是 |
11 | |||||||
额外实收资本 | ||||||||
累计赤字 | ( |
) | ( |
) | ||||
公司应占股东权益(亏损) | ||||||||
非控制性权益 | 10 | ( |
) | ( |
) | |||
总股东缺憾 | $ | ( |
) | $ | ( |
) | ||
总负债、可赎回的非控股权益和股东不足 | $ | $ |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-3
阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴,Inc.(前红松石油有限公司)
合并业务表和全面收益表(亏损)
截至12月31日的年度(美元,不包括每股和每股数额)
备注 | 2022 | 2021 | ||||||
收入 | ||||||||
石油和天然气收入 | 14 | $ | $ | |||||
衍生工具的净收益/(亏损) | 18 | ( |
) | ( |
) | |||
总收入 | ||||||||
运营费用 | ||||||||
生产成本和运输 | ||||||||
一般和行政 | 21 | |||||||
折旧、损耗和摊销 | 4 | |||||||
资产报废债务增加s | 6 | |||||||
总运营费用 | ||||||||
O营业收入(亏损) |
|
( |
) |
|||||
财务和利息支出 |
20 |
( |
) |
( |
) |
|||
采购成本 |
1 |
|
( |
) |
||||
其他收入(费用)合计 |
( |
) |
( |
) |
||||
所得税前收入(亏损) | ( |
) | ||||||
所得税拨备(福利) | 15 | ( |
) | |||||
净收益(亏损)和综合收益(亏损) | ( |
) | ||||||
可赎回非控股权益的净收入 | 9 | |||||||
可归因于非控股权益的净收益(亏损) | 10 | ( |
) | |||||
公司应占净收益(亏损)和综合收益(亏损) | $ | $ | ( |
) | ||||
每个SVS和PVS以及按折算后的MVS计算的收益(亏损):(附注13) | ||||||||
基本信息 | $ | $ | ( |
) | ||||
稀释 | $ | $ | ( |
) | ||||
每个SVS和PVS的加权平均股数,以及基于转换后的MVS:(附注13) | ||||||||
基本信息 | ||||||||
稀释 |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-4
阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司。(前红松石油有限公司)
合并股东缺陷性变更报表
截至12月31日止年度及截至12月31日止年度(美元,不包括每股及每股数额)
备注 | 总份额 资本 |
额外支付 资本内 |
累计 赤字 |
股东总数 可归属于 《公司》 |
非控制性 利益 |
总计 权益 |
|||||||||||||
注11 | |||||||||||||||||||
截至2021年1月1日的结余 | $ | $ | $ | ( |
) | $ | $ | - | $ | ||||||||||
发行成员单位换取现金 | 11 | - | - | - | |||||||||||||||
发行兑换纸币的成员单位 | 11 | - | - | - | |||||||||||||||
发布石油和天然气属性成员单位 | 11 | - | - | - | |||||||||||||||
向承包者发放成员单位 | 11 | - | - | - | |||||||||||||||
会员单位的赎回 | 8 | ( |
) | - | ( |
) | ( |
) | - | ( |
) | ||||||||
发行兑换纸币的成员单位 | 11 | - | - | - | |||||||||||||||
期初非控股权益的分配 | 10 | ( |
) | - | ( |
) | - | ||||||||||||
以现金方式发行的股票,扣除发行成本$ |
1 | - | - | - | |||||||||||||||
现钞发行现钞 | 1 | - | - | - | |||||||||||||||
通过反向资本重组发行的股票 | 1 | - | - | - | |||||||||||||||
基于股票的薪酬 | 12 | - | - | - | |||||||||||||||
创始成员单位的发展伙伴关系赎回 | 10 | - | - | ||||||||||||||||
净亏损 | - | - | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ( |
) | |||||||||
截至2021年12月31日的结余 | $ | $ | $ | ( |
) | $ | $ | ( |
) | $ | ( |
) | |||||||
RSU的结算 | 11, 12 | ( |
) | - | - | - | - | ||||||||||||
用于注销的SVS回购 | 11 | ( |
) | - | - | ( |
) | - | ( |
) | |||||||||
NCI所有权的变更 | 10 | - | - | ( |
) | - | |||||||||||||
自动购股计划 | 11 | - | ( |
) | - | ( |
) | - | ( |
) | |||||||||
基于股票的薪酬 | 12 | - | - | - | |||||||||||||||
创始成员单位的发展伙伴关系赎回 | 10 | - | - | ||||||||||||||||
宣布的股息 | 10, 11 | - | ( |
) | - | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||||
净收入 | - | - | |||||||||||||||||
截至2022年12月31日的结余 | $ | $ | $ | ( |
) | $ | $ | ( |
) | $ | ( |
) |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-5
阿尔卑斯山峰会能源合作伙伴公司。(前红松石油有限公司)
合并现金流量表
截至十二月三十一日止的年度(美元)
备注 | 2022 | 2021 | |||||
经营活动的现金流 | |||||||
净收益(亏损) | $ | $ | ( |
) | |||
对净收益(亏损)与经营活动现金流量的调整: | |||||||
损耗和折旧 | 4 | ||||||
经营租赁资产摊销 | 5 | ||||||
资产报废债务增值费用 | 6 | ||||||
基于股份的薪酬 | 12 | ||||||
递延融资成本摊销 | 7 | ||||||
衍生工具的未实现(收益)/亏损 | 18 | ( |
) | ||||
递延所得税支出(福利) | 15 | ( |
) | ||||
衍生工具的保证金回报/(催缴),净额 | 18 | ||||||
经营性资产和负债的变动 | 22 |
(3,769,555 |
) |
||||
用于投资活动的现金流 | |||||||
投资活动产生的现金流 | |||||||
石油和天然气资产的资本支出 | 4 | ( |
) | ( |
) | ||
投资活动产生的现金流 | ( |
) | ( |
) | |||
融资活动的现金流 | |||||||
发行股票换取现金,扣除发行成本 | |||||||
收购时获得的现金 | 1 | ||||||
可赎回NCI的收益 | 9 | ||||||
赎回和分配给可赎回的NCI | 9 | ( |
) | ( |
) | ||
从信贷安排提取的收益 | 7 | ||||||
本票收益 | 8 | ||||||
信用贷款还款 | 7 | ( |
) | ||||
偿还本票 | 8 | ( |
) | ||||
偿还资产担保优先票据 | 8 | ( |
) | ( |
) | ||
ABS融资工具发行,扣除发行成本 | 7 | ||||||
ABS贷款的付款方式 | 7 | ( |
) | ||||
其他长期偿债 | 7 | ( |
) | ( |
) | ||
普通股分红和非控股权益 | 10, 11 | ( |
) | ||||
用于普通股回购的现金 | 11 | ( |
) | ||||
融资活动提供的现金流 | |||||||
现金及现金等价物和限制性现金净增加/(减少) | |||||||
现金、现金等价物和受限现金,年初 | |||||||
现金、现金等价物和受限现金,年终 | $ | $ |
补充现金流量信息见附注22。
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-6
注意事项到合并财务报表
1. 一般信息
业务说明
阿尔卑斯顶峰能源合作伙伴公司(前红松石油有限公司(“红松”))(“公司”或“阿尔卑斯山峰会”)于2008年7月30日根据“不列颠哥伦比亚省商业公司法”(“BCBCA”)注册成立。2021年4月8日,本公司签订了一份商业合并协议(“BCA”),根据该协议,本公司同意完成与HB2 Origination LLC(“Origination”)的商业合并协议,并更名为“AlMountain Summit Energy Partners,Inc.”。在完成BCA(如下所述)之后。
该公司通过其控股子公司Origination在德克萨斯州从事石油和天然气的开发、生产、收购和勘探活动。该公司的经营活动主要集中在吉丁斯油田的奥斯汀粉笔和鹰福特地层以及霍克维尔油田。
反向收购协议
2021年4月8日,本公司签订了BCA,据此,双方同意完成一系列交易,以实现本公司(通过其前身红松石油有限公司)之间的合并。这导致了发起成员对本公司的反向收购(“RTO”)。
这笔交易的主要步骤如下:
(a) FinCo发行认购收据(“认购收据”),总收益约为加元。
(b) 在紧接BCA关闭之前:
(i) 该公司修改了其章程,以(A)将其普通股重新分类为从属有表决权股份(“SVS”),(B)创建一个新的多重有表决权股份类别(“MVS”)和一个新的比例有表决权股份类别(“PVS”),以及(C)从“红松石油有限公司”更名。致“阿尔卑斯峰会能源合作伙伴公司”;
(Ii) 每个优秀的创始成员单位被分为三个创始成员单位(“创始成员单位”);
(Iii) 认购收据转换为Finco股份,每张附属有投票权认购收据转换为一股Finco A类股份,而每一名多重投票权认购收据持有人转换为一股Finco B类股份。
(c) 在关闭BCA时:
(i) 本公司、Finco及Subco根据BCBCA完成三方合并,据此,Finco所有股东(包括认购收据的前持有人)以(A)Finco A类股份交换SVS;及(B)Finco B类股份交换MVS(视情况而定),而Finco及Subco合并后的实体(“AMalco”)继续作为本公司的全资附属公司;
(Ii) AMalco最终成为本公司,AMalco的资产(包括认购收据持有人投资的资金,扣除费用)通过法律的实施转移到本公司;
(Iii) 某些始发成员单位的美国持有者(除BLOCKER外)将其始发成员单位捐赠给公司以换取MVS,以100个始发成员单位为基础换取一个MVS;
(Iv) 某些非美国始发成员单位持有人将其始发成员单位贡献给公司以换取SVS,以一个始发成员单位为基础,按任何适用的预扣税进行调整;
F-7
(v) BLOCKER持有的始发成员单位(“BLOCKER股份”)以一股BLOCKER股份换取三个SVS换取公司股份;
(Vi) 关联方作为高级职员、董事和股东的身份,认购了
(Vii) 本公司使用Finco融资的若干收益及其收到的发起成员单位认购BLocker股票,然后BLocker收到的Finco融资收益用于发起,以换取发起成员单位;以及
(Viii) 由BLocker持有的发起成员单位被重新指定为发起A类投票单位,而由其他发起成员持有的发起成员单位被重新指定为B类非发起投票单位。
Finco融资
2021年8月18日,Finco完成了认购收据的经纪私募,包括
Finco的融资是根据Finco、本公司和作为牵头代理和唯一簿记管理人的Eight Capital(“代理”)于2021年8月18日达成的代理协议的条款完成的。认购收据受Finco、代理和奥德赛信托公司以认购收据代理的身份于2021年8月18日签订的认购收据协议(“认购收据协议”)的条款管辖。
每张附属有表决权认购收据及每张多份有表决权认购收据使其持有人有权在根据认购收据协议条款自动交换时,于托管解除截止日期或之前满足或豁免托管解除条件时,分别收取一股Finco A类股份及一股Finco B类股份,而持有人无须支付额外代价或作出进一步行动或手续。完成BCA后,Finco每股A类股交换为一个SVS,而Finco每股B类股交换为一个MVS。
关于Finco融资,代理人有权获得#美元的现金佣金。
反向收购
2021年9月7日,公司完成了BCA(如上所述)。因此,发起的前股东获得了合并后公司的控制权,因此,交易构成了红松通过发起进行的反向资本重组。BCA被认为是从源头上购买红松的净资产。
由于红松不符合会计准则编撰(“ASC”)的企业资格。主题805-企业合并,BCA并不构成企业合并。BCA被视为反向资本重组,等同于发起发行公司净资产的股本,同时进行资本重组。因此,这些合并财务报表中列报的所有历史财务信息都反映了始发公司及其全资子公司的账目,就好像始发公司是本公司的前身一样。在BCA之前,股份和每股普通股净亏损已进行调整,以反映BCA确立的换股比率。
F-8
作为反向收购的一部分,该公司发布了
与收购相关的成本为$
2. 重要会计政策摘要
本公司及其附属公司的该等综合财务报表(“财务报表”)乃按照美国公认会计原则(“美国公认会计原则”)编制。除非另有说明,否则金额以美元表示。
该公司历来根据国际财务报告准则编制综合财务报表。于截至本年度及于2022年12月31日,本公司过渡至美国公认会计原则,并追溯应用美国公认会计原则。
计量基础
根据美国公认会计原则编制财务报表时,管理层须作出估计及假设,以影响资产、负债、收入及开支的呈报金额,以及在财务报表中披露或有资产及负债。在确定这些估计时,管理层作出主观和复杂的判断,这可能需要对本质上不确定的事项做出假设。我们会不断检讨估计数字和基本假设。对会计估计的修订,如果修订仅影响该期间,则在修订估计的期间确认;如果修订影响本期和未来期间,则在修订期间和未来期间确认。
本公司管理层认为重要的估计及假设包括石油及天然气储量及耗竭的估计(下文附注2)、可赎回非控股权益的赎回价值(下文附注2及附注9)、长期资产是否减值的厘定(下文附注2)、资产报废债务估值(下文附注2及附注6)及递延税项资产/负债(下文附注2及附注15)。本公司的估计和判断是基于历史经验以及各种其他假设和在当时情况下被认为是合理的信息。对未来事件及其影响的估计和假设无法准确预测,因此,随着新事件的发生、获得更多经验、获得更多信息或公司的经营环境发生变化,这些估计可能会发生变化。实际结果可能与编制这些财务报表。
持续经营的企业
编制财务报表时假设本公司将继续作为一家持续经营的企业,考虑在正常业务过程中持续经营、变现资产和清算负债。
截至2022年12月31日,公司的营运资金赤字为$
本公司能否继续经营下去取决于其从经营中产生足够现金流的能力,以及短期内通过出售资产和/或发行债务和/或股权获得融资的能力。虽然公司相信它有足够的预测资金来履行可预见的债务,但不能保证公司在短期内成功筹集额外资金的努力及其产生足够运营现金流的能力。
由于这些因素,公司可能无法继续作为一家持续经营的企业。财务报表不包括与记录资产金额的可回收性和分类或负债金额和分类有关的任何调整,如果公司无法继续经营下去,可能需要进行任何调整,此类调整可能是重大的。
巩固的基础
附属公司
财务报表包括本公司及其合并子公司在公司间交易和余额冲销后的账目。本公司合并其通过多数表决权权益或作为可变利益实体(“VIE”)的主要受益人控制的所有实体。
本公司评估(1)它是否持有某一实体的可变权益,(2)该实体是否为VIE,以及(3)本公司的参与是否会使其成为主要受益人。
对实体是否是VIE的评估通常是定性的,这需要判断。这些判断包括:(A)确定有风险的股权投资是否足以允许实体在没有额外从属财政支助的情况下为其活动提供资金;(B)评估股权持有人作为一个群体是否具有控股权的特点;(C)确定是否应当将两个或多个当事方的股权合并;(D)确定股权投资者是否具有与其承担损失的义务相适应的投票权或从实体获得回报的权利;(E)如果确定投票权过大,则被投资方的几乎所有活动是否代表投票权极少的投资者。重大判断涉及分析VIE的运营产生的风险和回报,以及公司参与VIE的性质和在VIE中的利益,包括公司所有权权益的形式、在实体治理中的代表以及参与决策的能力。
F-9
对于被确定为VIE的实体,本公司将合并其认为是主要受益者的实体。主要受益人被定义为可变利益持有者,具有(A)有权指导VIE的活动,从而对该实体的经济业绩产生最大影响,以及(B)有义务吸收该实体可能对VIE产生重大影响的损失,或有权从该实体获得利益。在评估本公司是否为主要受益人时,本公司评估其于本公司直接或间接持有的实体的经济利益,以及其透过一般合伙权益或合约等安排控制VIE的能力。
本公司的综合VIE由其受控附属公司Origination组成,因为其对发起的控制权是通过合同提供的,而不是通过股权授予的。Origination通过其子公司持有公司的主要业务,包括外部融资。Origination的一些钻探方案是通过有限伙伴关系(“发展伙伴关系”)构建的,这些伙伴关系是起源的综合VIE(见附注9)。
根据与VIE的合同协议,公司有权指导VIE的活动,并可以将资产转移出VIE,使其处于其控制之下。因此,本公司认为,除指定用作长期债务抵押品的若干资产外,任何VIE内并无任何资产可用于清偿VIE的债务(附注7)。
如果确定一个实体不是VIE,则应用有投票权的实体模型,持有多数投票权的投资者合并该实体。
由不控制该实体的其他方代表的子公司的所有权权益在合并财务报表中作为非控股权益的活动和余额列示。
联合安排
该公司的部分石油和天然气业务活动涉及共同控制的资产,并根据联合运营协议进行。这些合并财务报表仅反映公司在合资企业的受控资产和负债中所占的比例、与其他共同利益伙伴共同产生的任何负债的份额、出售或使用其在合资企业产出中所占份额的收入、以及其在合资企业中发生的费用份额以及与该等活动中的权益和生产份额相关的任何费用。
细分市场报告
该公司以单一的运营和可报告的部门运营。经营部门被定义为公共实体的组成部分,首席经营决策者在决定如何分配资源和评估业绩时,定期审查公共实体的单独财务信息。公司首席运营决策者根据公司层面的财务信息分配资源并评估业绩。该公司的业务主要在美利坚合众国进行,其资产主要位于美利坚合众国。该公司的收入全部来自美利坚合众国。
本位币和列报货币
这些财务报表是以美元列报的。本公司及其个别附属公司的功能货币为美元,代表实体经营的主要经济环境。
外币交易是指其条款以功能货币以外的货币计价的交易。以外币计价的交易按交易发生之日的汇率折算为本位币。以外币计价的货币资产和负债按资产负债表日的有效汇率折算为功能货币。因重新计量货币资产和负债而产生的汇兑损益在产生汇兑损益的期间计入综合经营报表和综合收益(亏损)的一般费用和行政费用。
F-10
现金和现金等价物
现金及现金等价物包括购买时期限至到期日不超过三个月的短期投资(附注18)。
受限现金
根据特定安排,在取款或使用方面受到限制的现金和现金等价物,作为限制性现金列示。截至2022年12月31日,受限现金的金额为$
应收账款净额
应收账款主要是来自原油、天然气和天然气液体客户和共同利益所有人的应收账款。石油和天然气销售通常由该公司在交货后30至60天内收取。共同利息应收账款通常在向合伙人发出共同利息票据后30至90天内收回。
应收账款净额按摊销成本入账。管理层定期对所有账目进行评估,并根据现有的最佳事实确定备抵金额。管理层考虑历史收款数据、应收账款账龄趋势、其他经营趋势和合理预测,以估计应收账款的收款能力。本公司的应收账款存在正常的行业信用风险(附注18)。
衍生品
本公司已订立若干财务风险管理合约,以管理因商品价格及利率波动而带来的市场风险。本公司将所有风险管理合同视为经济套期保值,但没有将其财务风险管理合同指定为会计套期保值,因此没有应用套期保值会计。因此,所有财务风险管理合约均按公允价值计量,并于收益中确认公允价值变动(附注17)。交易成本在已发生的综合经营报表和全面收益(亏损)中确认。
于综合资产负债表内,衍生工具的公允价值按流动及非流动资产或负债列示,视乎结算时间及衍生工具所产生的现金流量而定。与超过一年的现金流量有关的公允价值金额被归类为非流动(附注18)。
石油和天然气属性,净额
石油和天然气的性质
该公司采用全成本法核算其石油和天然气资产。根据这一方法,与石油和天然气资产和储量的收购、勘探和开发相关的所有成本,包括未经证实和评估的资产成本,都在代表公司活动的单一成本中心进行资本化和积累,这些活动只在美国进行。该等成本包括租赁购置成本、地质及地球物理开支、未开发物业的租赁租金、钻探生产井及非生产井的成本,以及与收购、勘探及开发活动直接相关的一般及行政费用,但不包括与生产、销售或一般公司行政活动有关的任何成本。
石油和天然气资产的销售计入对净资本化成本的调整,不确认损益,除非此类调整将显著改变净资本化成本与已探明石油和天然气储量之间的关系。与生产活动以及维护和维修有关的所有费用都在发生时计入费用。增加房地产储量的重大修缮工作将被资本化。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内,没有任何房产销售导致重大变化。
F-11
耗尽
石油和天然气资产的资本化成本采用生产单位法摊销。在这种方法下,在每个期间结束时,通过将该期间的总产量乘以衰减率来计算消耗。损耗率是用未摊销总成本加上对未来开发成本的估计除以对已探明储量的估计来确定的。未经证实及未经评估的物业成本及相关的入账成本将不包括在损耗基准内,直至与该等成本相关的物业被视为已证实或已减值。该公司在每个季度末审查其未经证实和未评估的资产,以确定所发生的成本是否应转移到全部成本池中,从而进行摊销。
于减值(包括已到期或被视为不合乎经济原则的租约)时,未探明物业的成本立即计入耗用基准。
已探明储量数量和未来开发成本对枯竭的确定有重大影响。
相对储量和产量按6000立方英尺天然气对1桶石油的能量当量换算率换算。
减损
在完全成本会计方法下,该公司必须每季度进行一次上限测试。这项测试确定了石油和天然气资产净资本化成本的上限。净资本化成本限于未摊销成本减去相关递延所得税或成本中心上限中的较低者。成本中心上限的定义为:(A)已探明石油和天然气储量未来净收入的现值,按10%折现,减去开发这些储量的估计成本,加上(B)未摊销的未经探明和未评估的物业成本,加上(C)未经探明和未评估的物业的成本或估计公允价值的较低者,如有的话,减去(D)与所涉物业相关的任何所得税影响。
超过成本中心上限的公司净资本化成本的任何超额部分都作为全成本上限减值支出。本公司的衍生工具并不计入上限测试计算,因为本公司并无将该等工具指定为会计上的对冲工具。
已探明石油和天然气储量的税后未来净现金流的估计现值在很大程度上取决于已探明储量的数量,而对已探明储量的估计需要做出实质性判断。这些估计中使用的相关商品价格和适用的贴现率是根据美国证券交易委员会制定的指导方针进行的。根据这些准则,石油和天然气储量是根据当时的运营和经济条件估计的,除合同安排外,没有为未来期间的价格和成本变化拨备。未来净收入是使用代表前12个月期间每月第一天石油和天然气价格的算术平均值的价格计算的,以及
在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内,公司的全成本上限超过了净资本化成本减去相关递延所得税。因此,该公司在该期间的净资本化成本没有计入减值。
作为非现金项目,全额成本上限减值会影响公司综合资产负债表上资产的累计损耗和账面净值,以及相应的股东缺口,但对报告所述的公司现金流量净值没有影响。石油和天然气产量、石油和天然气价格、储量估计、未来开发成本和其他因素的变化将决定公司在未来期间的实际上限测试计算和减值分析。
F-12
其他减值估计
根据本公司的未来发展计划、物业成功开发的可能性及本公司预期持有物业的时间长短等因素,未经证实及未评估的物业会定期进行评估,以确定是否已减值。
在减值时,未经证实和未评估的物业的成本立即计入损耗基数。一旦确定油井没有产能,就立即将勘探干井包括在枯竭基地中。
于截至2022年及2021年12月31日止年度内,并无任何未经证实及未评估之物业减值及转让至损耗基础,作为评估物业之一部分。
储量
对已探明储量的报告可采数量的评估包括对产量、大宗商品价格、补救成本、未来开发成本的时间和金额以及未来现金流的生产、运输和营销成本的估计。它还需要在预期的恢复中解释地质和地球物理模型。用来估算储量的经济、地质和技术因素可能会因时期而异。报告储量的变化可能会影响公司石油和天然气资产的账面价值、损耗和折旧的计算以及资产报废债务的拨备。
储量评估由外部第三方工程公司完成,对截至2022年和2021年12月31日的年度进行储量评估,并在内部更新过渡期的储量。
资产报废债务
本公司确认因监管、合约或其他法律规定而产生的资产报废义务(“ARO”),以在有关资产使用年限结束时进行若干财产及资产回收活动,而该等义务的公允价值可予厘定。这些债务包括根据适用的地方、州和联邦法律,与封堵和废弃天然气井和油井以及恢复土地有关的估计未来费用。
该公司估计与债务相关的预期现金流,并使用信贷调整后的无风险利率对金额进行贴现。ARO负债的这项贴现公允价值在产生该负债的期间确认,相关资产报废成本作为相关天然气和石油资产在物业、厂房和设备中的账面成本的一部分进行资本化,并在产生储量时净额和耗尽。
在估计ARO的初始公允价值时,本公司使用关于资产报废债务的法律义务的存在、资产的技术评估、估计金额和结算时间(包括储备寿命、贴现率和通货膨胀率)等因素的假设和判断。鉴于许多投入的不可观察性质的重要性,这一计量被视为公允价值层次的第三级(附注17)。
在首次计量ARO之后的期间,由于时间的推移以及对未贴现现金流量的原始估计的时间或金额的修订而产生的负债,在期间之间的变化被确认。如果未来对这些假设的修订影响现有ARO负债的现值,则对相关资产进行相应调整。反映因时间推移而增加的ARO负债的增值在综合经营及全面收益(亏损)表内确认为营运开支的一部分(附注6)。
租契
公司在合同开始时评估合同是否为租约或包含租约。如果合同转让了在一段时间内控制已确定资产的使用权以换取对价,则该合同是租赁或包含租赁。
除短期租约(定义为租期12个月或以下的租约)外,公司就其为承租人的租赁安排确认使用权(“ROU”)资产及相应的租赁负债。就该等短期租赁而言,本公司按直线法于租赁期内将租赁付款确认为营运开支,除非另一系统基准更能代表租赁资产产生的经济利益的耗用时间模式。该公司还作出会计政策选择,不将其房地产租赁的租赁和非租赁组成部分分开。
F-13
租赁负债最初按开始日期未付租赁付款的现值计量,并使用租赁隐含利率进行折现。如果不能很容易地确定这一利率,该公司将使用其递增借款利率。随后,租赁负债采用实际利息法计量,方法是增加账面金额以反映租赁负债的增值,并减少账面金额以反映所支付的租赁付款。
投资收益资产最初按成本计量,包括按租赁开始日或之前支付的租赁付款调整后的租赁负债初始金额,加上产生的任何初始直接成本减去收到的任何租赁激励。
对于经营性租赁,本公司在租赁期内以直线法将ROU资产的摊销和租赁负债的增加计入单一租赁成本。
在计量租赁负债和ROU资产时,需要使用判断和估计,以确定安排是否包含租赁、确定租赁期限、适当的贴现率以及ROU资产是否有任何减值指标。
与客户签订合同的收入
该公司与客户签订合同,销售其石油、天然气和天然气液体。这些合同的收入在公司履行履行义务时确认,这通常发生在将控制权移交给客户时,并且在合理确保可收回性的情况下。控制权的转移通常发生在产品在合同中约定的交货点实际转移,并且产品的合法所有权转移到客户手中时(通常是在终端、管道或其他运输方式)。公司在签订销售合同之前和整个合同期限内都会根据个人客户评估信誉*(附注18).
销售合同的范围从短期合同到长期合同,这些合同是可变定价的,基于每个时期实际交付的数量。交易价格包括可变对价,因为产品定价基于公布的市场价格,并根据合同规定的差异进行调整,如质量、能量含量和运输。确定可变对价不需要重大判断,公司聘请第三方来源来验证估计。
本公司在根据ASC 606--与客户的合同收入(“ASC 606”)实施实际权宜之计时,并未披露其与客户的合同项下未履行的履约义务的价值。权宜之计适用于被认为是产品控制权转移到客户手中的可变对价。由于每个产品单位代表一项独立的履约义务,未来的成交量完全不能满足,因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
本公司评估其与第三方和合作伙伴的安排,以确定本公司是作为委托人还是作为代理人。在进行这项评估时,本公司考虑其是否对所交付的产品或所提供的服务取得控制权,而本公司对交付产品或提供服务负有主要责任、有能力厘定价格或有存货风险。
如果公司在一项交易中以代理人的身份而不是以委托人的身份行事,则收入按净额确认。
确认的收入是扣除应付第三方的特许权使用费后的净额,该数额反映了公司预期从这些产品交换中获得的对价。
基于份额的薪酬
本公司授予股份购买期权,这些期权被归类为股权结算奖励。公司授予的每一项期权的公允价值均采用布莱克-斯科尔斯期权定价模型进行估计,并在期权归属期间确认为一般和行政费用。
本公司亦已发行限制性股份单位(“RSU”)及递延股份单位(“DSU”),两者均作为股权分类奖励入账。本公司的RSU及DSU授出采用内在价值法进行估值,并利用授出前一天的收市价,并于每项授出的归属期间确认为一般及行政开支(附注12)。
F-14
在所有情况下,对于这些奖励,本公司都会估计没收金额,并在奖励归属期间更新这一估计。
所得税
所得税支出包括当期税和递延税。费用在净收益(亏损)中确认,但与业务合并或直接在权益或其他全面收益(亏损)中确认的项目有关的除外。
递延税项资产及负债因现有资产及负债的账面值及其各自的课税基础与营业亏损及税项抵免结转之间的差额而产生的未来税项影响予以确认。递延税项资产及负债以制定税率计量,预期适用于预计收回或结算该等暂时性差额的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。
在每个报告期内,公司都会审查其递延税项资产,以确定其无法变现的可能性。如果递延税项资产很可能无法变现,将计入估值准备。
如果管理层得出结论认为,公司在其所得税申报表中已经或预期采取的不确定税收头寸的好处更有可能与税务机关保持一致,则在财务报表中确认该不确定税收头寸的好处。所得税或有事项和税务纠纷的会计处理需要作出重大判断,因为结果往往难以预测。在这些财务报表所列期间,该公司没有任何不确定的税务状况。
利息和罚金分别在财务费用和所得税费用中确认。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的财政年度,公司不产生与所得税相关的利息和罚款。
非控制性权益
非控股权益(“NCI”)指并非由本公司直接或间接拥有的合并附属公司的所有权权益。本公司在这类实体中未拥有的权益部分在综合资产负债表的权益部分中反映为净资产净值,可归因于净资产净值的收益/(亏损)份额在综合经营报表和全面收益(亏损)表中显示为净收益/(亏损)的组成部分。母公司所有权的变动不会导致控制权的丧失,将被计入股权交易。
可赎回的非控股权益
具有赎回特征且不完全在本公司控制范围内的非控股权益被视为可赎回的非控股权益。本公司的可赎回非控股权益(“可赎回非控股权益”)反映并非由本公司直接或间接持有并包含若干赎回权利的发展合伙单位,如附注9所述。
可赎回净资产按临时权益分类,于综合资产负债表中于负债及股东亏损之间列报,并于发行日期按公允价值初步确认。随后,可赎回NCI在每个报告期内根据可赎回NCI权益应占净收益(或亏损)进行调整。进一步的计量调整将在每个报告期内将可赎回净资产调整为赎回价值或账面价值中较高的一个。
对赎回价值的计量调整通过累计亏损确认,并反映在NCI持有人、本公司普通股股东和可赎回NCI持有人之间的净收益(亏损)分配中,因此赎回价值高于账面价值将增加归属于可赎回NCI的净收入。
赎回价值是根据相关开发伙伴的石油和天然气储量的未来净现值计算的,并受固定贴现率的限制。
F-15
采用新会计准则
会计准则更新(《ASU》)2019-12,所得税(主题740)--简化所得税会计于2019年12月发布。ASU 2019-12通过删除某些例外并通过澄清和修改现有指导来简化所得税的会计处理。本公司采用ASU 2019-12,自2021年1月1日起生效。ASU 2019-12的采用并未对公司的经营业绩、财务状况或披露产生实质性影响。
ASU 2020-06,债务--可转换债务和其他期权(分专题470-20)和衍生工具和套期保值--实体自有权益的合同(分专题815-40):实体自有权益的可转换工具和合同的会计于2020年8月发布。这一更新简化了某些同时具有负债和股权特征的金融工具的会计处理,并对2023年12月15日之后开始的会计年度的较小报告公司有效,允许提前采用。公司很早就采用了ASU 2020-06,自2021年1月1日起生效。ASU 2020-06的采用并未对公司的经营业绩、财务状况或披露产生实质性影响。
ASU 2020-04,参考汇率改革(主题848),是为了应对伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)停止的风险而于2020年3月发行的。这项修订为将公认会计原则应用于合同、套期保值安排和参考伦敦银行同业拆借利率的其他交易提供了可选的权宜之计和例外情况。ASU 2020-04自发布之日起至2022年12月31日对所有实体生效。2022年12月,FASB发布了ASU 2022-06-参考汇率改革(主题848):推迟主题848的日落日期848号专题的日落日期从2022年12月31日推迟到2024年12月31日,之后各实体将不再被允许适用848号专题中的救济。ASU 2022-06的采用并未对公司的经营业绩、财务状况或披露产生实质性影响。
未来会计准则的变化
ASU 2021-08-企业合并(主题805):从与客户的合同中核算合同资产和合同负债,于2021年10月发布。这一更新可追溯地或前瞻性地采用,要求适用主题606,以确认和计量企业合并中的合同资产和合同负债。本次更新中的修正案在2022年12月15日之后的财政年度内对公共企业实体有效。该公司预期在未来的业务合并中采用该ASU,在采用时不会产生任何影响。
本公司考虑所有华硕的适用性和影响。上述未讨论的华硕被评估并确定为不适用,采用的影响预计不是实质性的,或者是先前披露的华硕的澄清。
3. 应收账款净额
应收账款,净余额包括:
十二月三十一日, | 2022 | 2021 | ||||
销售原油和天然气的贸易应收账款 | $ | $ | ||||
联息应收账款及其他 | ||||||
应收账款净额 | $ | $ |
该公司过去并无重大信贷损失,并相信其应收账款是完全可收回的。因此,截至2022年12月31日和2021年12月31日,没有为预期损失拨备,这些财务报表列报的年度也没有确认坏账支出。
F-16
4. 石油和天然气性质
不动产、厂房和设备的净余额包括:
十二月三十一日, | 2022 | 2021 | ||||
石油和天然气属性: | ||||||
已评估(可能会耗尽) | $ | $ | ||||
未经证实和评估(不受耗尽的影响) | ||||||
油气总物性 | ||||||
累计折旧、损耗和摊销 | ( |
) | ( |
) | ||
石油和天然气属性,净值 | $ | $ |
公司确认了#美元的损耗和折旧。
截至2022年12月31日的未经证实和未评估的财产费用以及发生这些费用的年份如下:
描述 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019年和 之前 |
总计 | ||||||||||
因下列原因而产生的费用: | |||||||||||||||
物业收购 | $ | $ | $ | $ | $ | ||||||||||
探索 | |||||||||||||||
发展 | |||||||||||||||
未证实和未评估的总额(不受耗尽的影响) | $ | $ | $ | $ | $ |
物业收购成本指因购买、租赁或以其他方式收购石油及天然气物业而产生的成本,但亦可包括经纪及法律费用、地质及地球物理费用,以及与开发该等物业的石油及天然气勘探有关的资本化内部成本。
截至2022年12月31日,尚未探明和评估的物业所产生的物业收购成本主要与本公司在吉丁斯和霍克维尔油田正在进行的油井开发有关。本公司相信,大部分该等未经证实的成本将于未来两至三年内耗尽,方法是通过勘探及开发活动探明与英亩有关的储量、减损在本公司可进一步勘探或开发前将到期的英亩或确定不会进行进一步的勘探及开发活动。
不包括耗竭的费用还包括与正在进行的或待年底完工的勘探和开发井有关的费用。随着这些油井完工并建立或确认已探明储量,这些成本将持续转移到枯竭基地。该公司预计,截至2022年12月31日与这些正在进行的油井相关的大部分成本将在2023年期间转移到摊销基地。2022年前发生的勘探和开发油井的未经证实和未评估的财产成本是与公司打算在未来钻探的油井的提前准备相关的成本。
5. 租契
该公司的租赁包括办公空间租赁,这些租赁被归类为经营租赁。
该公司产生的经营租赁总成本为#美元。
F-17
为计入租赁负债的数额支付的现金为#美元。
截至2022年12月31日,经营租赁负债预计到期如下:
经营租约 | |||
2023 | $ | ||
2024 | |||
2025 | |||
未贴现的租赁付款总额 | |||
减去:折扣的影响 | ( |
) | |
租赁总负债 | $ |
本公司亦已订立新写字楼租赁协议,该协议于2022年12月31日尚未开始,因此尚未获确认。租约预计将于2023年秋季开始。本租约的初始不可撤销期限为
6. 资产报废债务
2022 | 2021 | |||||
截至1月1日的结余 | $ | $ | ||||
已发生和已获得的负债 | ||||||
已结清的债务 | ( |
) | ( |
) | ||
预算的修订 | ||||||
吸积费用 | ||||||
截至12月31日的结余 | $ | $ |
未来净资产收益总额乃根据本公司于石油及天然气资产(包括井场)的净拥有权权益、放弃及回收石油及天然气资产的估计成本,以及于未来期间将产生的成本的估计时间而估计。
截至2022年12月31日,本公司估计结算其ARO所需的未贴现现金流总额约为$
本公司没有为解决ARO而受到法律限制的资产。
7. 债务
资产证券化工具
于2022年,本公司对若干生产油气井进行资产担保证券化(“ABS融资”)。ABS融资机制由一家保险公司牵头,ABS融资机制下的所有借款都以公司生产资产的一部分中的工作权益为抵押,这些资产由其运营子公司Origination的一家子公司持有。
ABS贷款机制由以下部分组成:
• 2022年4月27日,ABS贷款的初始规模为$
F-18
• 2022年9月12日,ABS贷款增加了$
本公司的附属公司在ABS融资机制下拥有若干财务契诺,包括
根据ABS贷款的条款,该公司还必须:
(I)自最初借款日期起,订立附注18所载若干远期商品掉期合约。
(2)维持一个利息储备账户,该账户的现金余额足以支付三个月的预定利息(注2--受限现金)。
ABS融资机制规定的每一年未贴现本金的偿还情况如下:
2023 | $ | ||
2024 | |||
2025年及其后 | |||
总计 | $ |
除了上述要求的本金偿还外,公司的子公司还可能被要求支付额外的款项:
(i) 如果偿债比率低于1.20至1.00,公司必须支付相当于经所有非现金费用调整后的净收益/(亏损)的额外本金预付款,加上/(减去)不包括本贷款项下债务的当前部分的营运资金以及协议条款要求的其他调整。
(Ii) 如果生产跟踪比率低于80%,公司必须支付相当于经所有非现金费用调整后的净收益/(亏损)的额外本金预付款,加上/(减去)不包括本贷款项下债务的当前部分的营运资金以及协议条款要求的其他调整。
(Iii) 如果贷款价值比高于85%,公司必须支付相当于经所有非现金费用调整后的净收益/(亏损)的额外本金预付款,加上/(减去)不包括本贷款项下债务的当前部分的营运资金以及协议条款要求的其他调整。
于2022年12月31日,本公司不受任何其他额外本金预付款的约束。
未偿还贷款余额的账面价值包括:
2022年12月31日 | 当前 | 长期的 | 合计(净) | ||||||
本金支取 | $ | $ | $ | ||||||
按推算利率计算的未摊销贴现和利息 | |||||||||
未摊销债务发行成本 | ( |
) | ( |
) | ( |
) | |||
合计(净) | $ | $ | $ |
由于ABS贷款是一项递增利率债务,财务支出根据推定的实际利率确认
F-19
高盛贷款机构
于二零二零年十二月二十二日,本公司与高盛订立信贷安排(“高盛贷款”)。高盛融资机制下的所有借款都以公司的石油和天然气生产井以及公司三家子公司的资产为抵押。高盛贷款的利率为
2022年4月,关于ABS贷款,本公司全额偿还了高盛贷款,并摊销了剩余的未摊销借款成本。
这项贷款下的未清余额如下:
2022年12月31日 |
当前 | 长期的 | 合计(净) | ||||||
本金支取 | |||||||||
未摊销贴现和债务发行成本 | |||||||||
合计(净) | |||||||||
2021年12月31日 |
当前 | 长期的 | 合计(净) | ||||||
本金支取 | $ | $ | $ | ||||||
未摊销贴现和债务发行成本 | ( |
) | ( |
) | ( |
) | |||
合计(净) | $ | $ | $ |
截至2022年12月31日止年度,本公司产生
企业信贷安排
于2021年10月,本公司的营运附属公司创始以一项企业信贷融资(“企业信贷融资”)结算。公司信贷安排的最高借款能力为#美元。
在2022年第一季度,Origination关闭了一个新的公司信贷安排,以取代以前的安排。新的企业信贷安排的最高借款能力为#美元。
截至2022年12月31日,公司已提取美元
8. 其他债务工具
资产支持的优先工具
2021年3月5日,发起执行了发起成员单位回购结构,其中一名成员交换了
F-20
所有有限责任合伙单位于发行时均录得固定回报率
有限责任合伙单位被确定为强制赎回工具,归类为负债,最初按公允价值计量,随后按摊销成本计量。
作为回购的结果,公司记录的初始成员单位减少了#美元
在2021年第二季度,公司赎回了
截至2022年12月31日止年度,本公司计入与尚未偿还的有限责任合伙单位有关的财务开支,金额为$
本票和可转换本票
在截至2022年12月31日的一年中,公司没有未偿还的期票和可转换期票。
2022 | 2021 | |||||
截至1月1日的结余 | $ | |||||
以现金出具 | ||||||
已转换为来源成员单位 | ( |
) | ||||
转换为LP单位 | ( |
) | ||||
票据的偿还 | ( |
) | ||||
已转换为来源成员单位 | ( |
) | ||||
截至12月31日的结余 |
在截至2021年12月31日的年度内,发起发行了$
在截至2021年12月31日的年度结清未偿还的本票如下:
$
$
$
截至2022年12月31日止年度,本公司入账与期票及可转换本票有关的财务支出为#美元
F-21
9. 可赎回的非控股权益
下表概述了本年度可赎回非控股权益的变动情况。
2022 | 2021 | |||||
截至1月1日的结余 | $ | $ | ||||
已发行的可赎回非控制权益 | ||||||
归类净亏损和综合亏损 | ||||||
重估为赎回价值,净额 | ||||||
分配 | ( |
) | ( |
) | ||
安置点 | ( |
) | ( |
) | ||
截至12月31日的结余 | $ | $ |
该公司建立了发展伙伴关系,作为为其发展项目和活动提供部分资金的机制。可赎回的非控股权益反映并非由本公司直接或间接持有的发展合伙单位。这些外部单位包括:(A)单位支出单位和(B)内部回报率支出单位。
固定支出单位和内部收益率支出单位有权
(a) 对于固定支付单位-等于投资资本的金额。
(b) 对于内部收益率支出单位-等于(I)投资资本加a的较大者
在实现基本支出后,参与后续分配的比例将减少到
发展伙伴关系1(“DP1”)
2021年第一季度,本公司与13名外部有限合伙人组建了DP1,并成立了有限合伙人和普通合伙人。DP1的目的是为五口井的钻探和完井提供部分资金,由外部伙伴提供大约
于截至2022年12月31日止年度内,本公司派发$
于2021年10月7日,于DP1计划完成后,本公司清算DP1并赎回相关可赎回非控股权益,赎回价值为$
于2022年12月31日,DP1中可赎回NCI的赎回价值及账面价值均为$
发展伙伴关系2(“DP2”)
于2021年第三季度,本公司与25名外部有限合伙人组建了DP2,并成立了有限合伙人和普通合伙人。DP2的目的是为五口井的钻探和完井提供部分资金,由外部伙伴提供大约
F-22
截至2021年12月31日止年度内,本公司派发$
于2022年1月,于DP2计划完成后,本公司清算DP2,并赎回相关可赎回非控股权益,赎回价值为$
于2022年12月31日,DP2中可赎回NCI的赎回价值及账面价值均为$
发展伙伴关系3(“DP3”)
于2021年第四季度,本公司与23名外部有限合伙人组成DP3,并以有限合伙人和普通合伙人的身份发起。DP3的目的是为五口井的钻探和完井提供部分资金,由外部伙伴提供大约
于截至2022年12月31日止年度内,本公司派发$
于2022年4月,于DP3计划完成后,本公司清算DP3,并赎回相关可赎回非控股权益,赎回价值为$
于2022年12月31日,DP3中可赎回NCI的赎回价值及账面价值均为$
发展伙伴关系4(“DP4”)
2022年第一季度,本公司与29名外部有限合伙人组建了DP4,并成立了有限合伙人和普通合伙人。DP4的目的是为钻探和完成五口井提供部分资金,由外部伙伴提供大约
于截至2022年12月31日止年度内,本公司派发$
于2022年7月,于DP4计划完成后,本公司清算DP4,并赎回相关可赎回非控股权益,赎回价值为$
于2022年12月31日,DP4中可赎回NCI的赎回价值及账面价值均为$
发展伙伴关系赤色黎明1(《赤色黎明1》)
2022年第一季度,本公司与37名外部有限合伙人成立了赤色黎明1号,并以有限合伙人和普通合伙人的身份发起。赤色黎明1号的目的是为五口井的钻探和完井提供部分资金,由外部伙伴提供大约
于截至2022年12月31日止年度内,本公司派发$
于2022年11月,于红黎明1号计划完成时,本公司清算红黎明1号,并赎回相关的可赎回非控股权益,赎回价值为$
F-23
于2022年12月31日,红色黎明1的可赎回NCI的赎回价值及账面价值均为$
发展伙伴关系5(“DP5”)
于2022年第二季度,本公司与25名外部有限合伙人组建了DP5,并成立了有限合伙人和普通合伙人。DP5的目的是为钻探和完成六口油井提供部分资金,由外部伙伴提供大约
于截至2022年12月31日止年度内,本公司派发$
于2022年12月31日,DP5中可赎回NCI的赎回价值及账面价值均为$
发展伙伴关系6(“DP6”)
于2022年第三季度,本公司与38名外部有限合伙人组成DP6,发起为有限合伙人和普通合伙人。DP6的目的是为钻探和完成十口井提供部分资金,由外部伙伴提供大约
于截至2022年12月31日止年度内,本公司派发$
于2022年12月31日,DP6中可赎回NCI的赎回价值及账面价值均为$
发展伙伴关系赤色黎明2(《赤色黎明2》)
于2022年第四季度,本公司与36名外部有限合伙人组成了赤色黎明2,发端为有限合伙人和普通合伙人。赤色黎明2号的目的是为五口井的钻探和完井提供部分资金,由外部伙伴提供大约
于截至2022年12月31日止年度内,本公司派发$
截至2022年12月31日,赤色黎明2号计划尚未完成。截至2022年12月31日,赤色黎明2中的可赎回NCI的赎回价值和账面价值均为$
10.收购非控股权益
NCI反映公司直接或间接持有的B类无投票权发起单位。确实有
F-24
2022年活动
2022年,下列发展伙伴关系单位换成了B类无表决权起源单位(注9),具体如下:
a. DP2:
b. DP3:
c. DP4:
d. 红色黎明1:
这些B类单位的发行反映为这些单位的发行价值减少到可赎回NCI,增加了公司在原始净资产中所占份额的NCI,以及增加了差额的额外实收资本。
在截至2022年12月31日的年度内,来源:
a. 回购和取消
b. 已发布
这些甲类单位的变动导致NCI所有权的改变,引发了对NCI账面价值的调整,并对额外实缴资本进行了相应的抵消。
发端宣布并向其B类无表决权发端单位支付股息共计#美元
2021年活动
在关闭BCA时,Origination的综合账面净负债价值为#美元
2021年10月,DP1的发展伙伴关系单位交换为
11. 股权
法定股本
该公司被授权发行不限数量的SVS、MVS和PVS,没有面值。在本公司章程规定的某些限制的约束下,
F-25
下表汇总了公司普通股的变动情况:
发起成员单位 | SVS股票 | MVS股份 | PVS共享 | 总份额 资本 |
||||||||||||||||||||||||
股票 | 金额 | 股票 | 金额 | 股票 | 金额 | 股票 | 金额 | |||||||||||||||||||||
截至2021年1月1日的结余 | $ | $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||||||||||
发行成员单位换取现金 | - | - | - | - | - | - | ||||||||||||||||||||||
发行兑换纸币的成员单位 | - | - | - | - | - | - | ||||||||||||||||||||||
发布石油和天然气属性成员单位 | - | - | - | - | - | - | ||||||||||||||||||||||
向承包者发放成员单位 | - | - | - | - | - | - | ||||||||||||||||||||||
会员单位的赎回 | ( |
) | ( |
) | - | - | - | - | - | - | ( |
) | ||||||||||||||||
发行兑换纸币的成员单位 | - | - | - | - | - | - | ||||||||||||||||||||||
发起成员单位拆分1:3 | - | - | - | - | - | - | - | |||||||||||||||||||||
期初非控股权益的分配 | ( |
) | ( |
) | - | - | - | - | - | - | ( |
) | ||||||||||||||||
SVS和MVS的单位交换 | ( |
) | ( |
) | - | - | ||||||||||||||||||||||
以现金方式发行的股票,扣除股票发行成本$ |
- | - | - | - | ||||||||||||||||||||||||
现钞发行现钞 | - | - | - | - | - | - | ||||||||||||||||||||||
通过反向资本重组发行的股票 | - | - | - | - | - | - | ||||||||||||||||||||||
MVS到SVS的转换 | - | - | ( |
) | ( |
) | - | - | ||||||||||||||||||||
截至2021年12月31日的结余 | $ | $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||||||||||
SVS和MVS的单位交换 | - | - | ( |
) | ( |
) | - | - | ||||||||||||||||||||
RSU的结算 | - | - | - | - | - | - | ||||||||||||||||||||||
用于注销的SVS回购 | - | - | ( |
) | ( |
) | - | - | - | - | ( |
) | ||||||||||||||||
截至2022年12月31日的结余 | $ | $ | $ | $ | $ |
F-26
2022年活动
2022年6月10日,多伦多证券交易所创业板(“多伦多证券交易所”)批准了公司的正常课程发行人投标(“NCIB”)。根据NCIB,公司可购买最多
2022年9月27日,TSXV批准了对本公司NCIB的修订,允许本公司订立自动购股计划(“ASPP”),以便在本公司因自我施加的禁售期的监管限制而通常不能购买NCIB下的SVS时购买该等股票。
关于NCIB,在2022年期间,公司购买并取消了
在2022年期间,
以前记录的基于股票的薪酬#美元
2021年活动
于截至2021年12月31日止年度内,本公司发出
该公司与第三方签订了一项协议,以收购
此外,该公司还发行了
2021年5月,公司发布了
2021年7月2日,公司行使选择权,将所有现有的本金为#美元的可转换本票转换为
在截至2021年12月31日的年度内,
分红
自2022年1月起,公司实行股息分配政策,每月股息为$
截至2022年12月31日止年度,按股份类别划分的宣布及派发股息总额为$
12. 基于份额的薪酬
本公司已根据股东于2021年5月批准并于2021年9月获董事会通过的《2021年股票及激励计划》的条款,授予股份薪酬,包括股份购买选择权及限制性股份单位(“RSU”)。期权和RSU在一段时间内被授予基于时间的归属条款
F-27
此外,本公司根据递延股份单位计划的条款向董事授予递延股份单位(“递延股份单位”)作为服务补偿,该计划于2021年5月获股东批准并于2021年9月获董事会通过。首批奖励于2022年6月1日授予,随后的奖励在授予之日起12个月内授予。在符合资格的董事服务终止后,已获授权的分销单位将在切实可行的范围内尽快以一对一的方式结算附属投票权股份。
以股份为基础的奖励的薪酬支出为$
股票购买期权
根据该计划,尚未完成的备选方案如下:
股票期权 杰出的 |
加权的- 平均值 行权价格 |
加权 平均值 剩余 合同条款 (年) |
集料 内在价值 |
|||||||||
未偿还,2022年1月1日 | $ | |||||||||||
授与 | ||||||||||||
被没收 | ||||||||||||
过期 | ||||||||||||
已锻炼1 | ||||||||||||
未清偿,2022年12月31日 | $ | $ | ||||||||||
可行使,2022年12月31日 | $ | $ |
1截至2022年12月31日或2021年12月31日止年度内并无行使任何期权
使用布莱克-斯科尔斯期权定价模型,用于确定授予期权的公允价值的加权平均假设如下:
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
授予期权的公允价值 | ||||||
估值假设: | ||||||
预期寿命(年) | ||||||
无风险利率 | ||||||
平均罚没率 | ||||||
预期股息收益率 | ||||||
预期波动率 |
本公司已发生与股票期权有关的股份薪酬支出$
F-28
限售股单位
截至2022年12月31日,公司的未归属RSU余额如下:
受限 共享单位 |
加权的- 平均补助金 日期公允价值 |
加权平均 剩余 合同条款 (年) |
集料 固有的 价值 |
|||||||||
非既得利益者,2022年1月1日 | $ | |||||||||||
授与1 | ||||||||||||
被没收 | ||||||||||||
既得和安顿2 | ( |
) | ||||||||||
未归属,2022年12月31日 | $ | $ |
12021年授予的RSU的加权平均授予日公允价值为#美元。
2于截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度内归属及结算的RSU的结算日期公允价值为#美元
公司发生了与RSU相关的股份薪酬支出#美元。
递延股份单位
截至2022年12月31日,公司的未偿还债务单位如下:
延期 共享单位 |
加权的- 平均补助金 日期公允价值 |
加权平均 剩余 合同条款 (年) |
集料 固有的 价值 |
|||||||||
未偿还,2022年1月1日 | $ | |||||||||||
授与1 | ||||||||||||
被没收 | ||||||||||||
已解决 | ||||||||||||
未清偿,2022年12月31日 | $ | $ | ||||||||||
既得2,2022年12月31日 | $ | 不适用 | $ |
12021年授予的分销单位的加权平均授予日期公允价值为#美元
2于截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度内归属的分销单位的公允价值为
公司发生了与DSU相关的基于股份的薪酬费用#美元
13.第一季度每股收益
该公司的普通股包括SVS、MVS和PVS。在本公司章程规定的某些限制的限制下,SVS、MVS和PVS的地位平等,并有权获得平等的分配,但MVS除外,其获得的分配权利是分配权利的100倍。
由于所有三类普通股均按基本及摊薄基准各自享有相同的每股收益(亏损)权利,下表按折算基准汇总金额。折算后的基准假设PVS按1:1换算成SVS,MVS按1:100换算成SVS。
基本每股收益
每股基本净收益(亏损)按两类法确定,分别属于普通股股东。
F-29
按折算后的每股基本收益(亏损)计算的每股基本收益(亏损)如下:
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
普通股股东应占净收益(亏损) | $ | $ | ( |
) | ||
已发行普通股加权平均数(折算后) | ||||||
每股收益(亏损)-基本 | $ | $ | ( |
) |
稀释每股收益
SVS股东应占稀释每股净收入(亏损)采用IF转换法或库存股方法中稀释程度较高的方法计算,而MVS和PVS股东应占稀释每股净收益(亏损)则采用两类法计算。
每股摊薄收益(亏损)在折算为SVS的基础上如下:
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
普通股股东应占净收益(亏损) | $ | $ | ( |
) | ||
加:稀释物品的影响 | ||||||
$ | $ | ( |
) | |||
已发行普通股加权平均数(折算后) | ||||||
PLUS:将原始B类转换为SVS的效果 | ||||||
加号:对基于稀释股份的薪酬奖励的影响 | ||||||
每股收益(亏损)-稀释后 | $ | $ | ( |
) |
至于截至2021年12月31日的年度,本公司报告净亏损,潜在摊薄证券为反摊薄证券,因此,每股基本净亏损等于截至2021年12月31日的年度稀释每股净亏损。
14. 与客户签订合同的收入
每一大类收入的数额如下:
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
原油 | $ | $ | ||||
天然气 | ||||||
天然气液体 | ||||||
总营业收入 | $ | $ |
15. 所得税
在RTO之前,发起公司不需要缴纳美国所得税,因为它是一家有限责任公司,在美国联邦所得税中被归类为合伙企业,在所得税中被视为直通实体。因此,发起成员须就每个此类成员在发起成员的应纳税所得额中的可分配份额缴纳所得税。在RTO之后,虽然出于美国联邦所得税的目的,该公司仍被归类为合伙企业,但该公司作为美国公司征税,并就其起源的直通应纳税所得额的可分配份额缴纳美国联邦(和适用的州)所得税。因此,与本公司有关的任何税务影响,连同其在发起活动中的份额,都包括在这些综合财务报表中。归因于其他成员的任何应税收入或起源损失均不应由本公司纳税。该公司还作为加拿大公司纳税,并应缴纳加拿大联邦和省级所得税,其份额与其本身的活动相结合。
F-30
本公司的有效所得税税率(福利)为(
Year ended December 31, | 2022 | 2021 | ||||
当期所得税支出: | ||||||
美国联邦政府 | $ | $ | ||||
状态 | ||||||
当期所得税支出总额 | ||||||
递延所得税费用(福利): | ||||||
美国联邦政府 | $ | ( |
) | $ | ||
状态 | ||||||
递延所得税支出(福利)合计 | $ | ( |
) | $ | ||
所得税支出(福利)合计 | $ | ( |
) | $ |
按公司实际税率(利益)计算的所得税拨备差额(
Year ended December 31, | 2022 | 2021 | ||||
税前净收益(亏损) | $ | $ | ( |
) | ||
美国联邦法定所得税率 | ||||||
按法定税率缴纳的预期联邦税 | ( |
) | ||||
因以下原因而增加(减少): | ||||||
加拿大所得税 | ||||||
非控制性权益 | ( |
) | ||||
不缴纳企业所得税的收入(亏损) | ( |
) | ||||
纳税状况的变化 | ||||||
估值免税额的变化--联邦 | ( |
) | ||||
所得税支出(回收) | $ | ( |
) | $ |
F-31
递延所得税主要是指用于财务报告目的的资产和负债的账面金额与用于所得税目的的金额之间的临时差异的净税收影响。在所示期间,公司递延税项净资产和负债构成如下:
Year ended December 31, | 2022 | 2021 | ||||
递延税项负债 | ||||||
对发起的投资 | $ | $ | ( |
) | ||
递延税项负债总额 | ( |
) | ||||
递延税项资产 | ||||||
对发起的投资 | $ | $ | ||||
加拿大联邦税收损失结转 | ||||||
美国联邦税收损失结转 | ||||||
递延税项资产总额(毛额) | ||||||
减去:估值免税额 | ( |
) | ( |
) | ||
递延税项总资产,净额 | ||||||
递延税项净资产(负债) | ( |
) | ||||
具体内容如下: | ||||||
递延税项资产总额 | - | |||||
递延税项负债总额 | ( |
) | ||||
递延税项净资产(负债) | $ | $ | ( |
) |
截至2019年12月31日至2022年12月31日的纳税年度,仍可根据公司及其子公司提交所得税申报单的美国和其他司法管辖区的适用诉讼时效进行审查。在某些情况下,州诉讼时效比美国联邦税法下的诉讼时效更长。本公司认为,很可能不会实现发起投资的收益及其结转的联邦亏损。为确认此风险,本公司于2022年12月31日及2021年12月31日计提估值拨备。
加拿大联邦税收损失自发生之日起20年后到期。结转的美国联邦税收损失不会到期。
16. 关联方交易
本公司关联方由本公司董事及高级管理人员、其直系亲属以及受本公司董事及高级管理人员控制或重大影响的公司组成。
管理服务协议及其他关联方余额
于二零二零年十二月二十二日,本公司与一家凭借普通股持有人、董事及高级职员有关连的实体订立管理服务协议(“管理服务协议”)。根据这一管理服务协议,相关实体提供管理、财务、业务和行政服务。MSA的初始期限为11年,并有90天的取消通知。
作为终止MSA的一部分,本公司于2021年第二季度与同一关联实体通过普通股持有人、董事及高级管理人员订立了一份新的函件协议(“函件”)。这封信要求公司雇佣自己的员工,获得自己的办公室租赁,并承担一定的管理义务。作为交换,该公司的年费为#美元
在2022年第三季度,该信函被本公司终止。
在截至2022年12月31日的年度内,本公司收到
其他关联方余额
截至2022年12月31日,应付账款和应计负债包括#美元
F-32
17. 公允价值计量
公允价值是在市场参与者之间有序交易中出售资产或转移债务所收到的价格。
层次结构级别1、2和3是表示用于计量公允价值的估值技术的投入优先顺序的术语。该公司根据用于对工具进行估值的投入,按照以下层次对公允价值进行分类:
第1级:反映以活跃市场中相同资产或负债的未调整报价为基础的投入,这些资产或负债在计量日期可获得。
第2级:反映可直接或间接观察到的资产或负债的投入,而不是第1级内的报价。
第3级:反映对公允价值计量有重要意义且较难从客观来源观察到的投入。
金融资产负债
公司的金融工具包括现金和现金等价物、限制性现金、应收账款、净额、衍生资产和负债、应付账款和应计负债、长期债务、公司信贷安排和资产担保优先工具。
根据要求,金融资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行整体分类。本公司对特定投入的重要性的评估需要判断,并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的配置。
本公司将其金融资产和负债在层次结构中分类如下:
衍生品是按公允价值经常性计量的金融工具。
商品衍生品
商品衍生工具的公允价值是根据同类工具的可观察市场数据厘定的,这导致本公司将其商品衍生工具报告为公允价值等级中的第二级。这些可观察的数据包括基于市场报价的商品价格远期曲线,以及与远期曲线变化相关的隐含波动率因素。交易对手声明被用来确定商品衍生工具的价值,并使用各种方法和重要的可观察到的投入进行审查和证实。
利率衍生品
利率衍生工具的公允价值是使用基准利率远期曲线的可观察市场数据以及到期时间、合同名义金额等因素来确定的。该公司将其利率衍生品报告为公允价值等级中的第二级。交易对手声明被用来确定利率衍生工具的价值,并使用各种方法和重要的可观察到的投入进行审查和证实。
现金、现金等价物和限制性现金:现金、现金等价物和限制性现金的公允价值与其账面价值接近,因为现金、现金等价物和限制性现金是从短期到到期日的,被认为是一级计量。
应收账款、净额及应付账款及应计负债:由于到期期限较短,应收账款、净额及应付账款及应计负债的公允价值接近其账面价值。
长期债务:长期债务的公允价值接近其账面价值,因为它部分承担浮动利率,期限较短,最长可达两年。
F-33
年内,公允价值计量层级之间并无任何转移。
下表按公允价值等级列出了公司的金融工具,截至2022年12月31日和2021年12月31日按公允价值经常性记账:
公允价值计量 2022年12月31日使用 |
|||||||||
1级 | 2级 | 3级 | |||||||
资产(负债): | |||||||||
商品衍生品 | $ | ||||||||
利率衍生品 | |||||||||
总计 | $ |
公允价值计量 2021年12月31日使用 |
|||||||||
1级 | 2级 | 3级 | |||||||
资产(负债): | |||||||||
商品衍生品 | $ | ( |
) | ||||||
利率衍生品 | |||||||||
总计 | $ | ( |
) |
非金融资产和负债
若干非金融资产及负债须按公允价值计量。在该等情况下,可根据情况采用可比市场数据、贴现现金流量法或两者的组合来估计公允价值。
对于已评估石油和天然气资产的减值评估,上限测试要求对计入摊销成本的未评估和未探明资产的公允价值进行估计(附注2)。公允价值可使用可比市场数据、预测现金流或两者的组合来估计,视情况而定。鉴于一些投入的不可察觉性质的重要性,这些投入被视为公允价值等级中的第三级。
公允价值也是根据ARO的初始计量进行估计的。鉴于许多投入的不可观察性质的重要性,这一计量被视为公允价值等级的第三级(附注2)。
虽然本公司认为用于估计公允价值的方法与其他市场参与者使用的方法一致,但使用其他方法或假设可能会导致对公允价值的不同估计。
18. 风险管理和金融工具
公司原油和天然气业务的未来业绩将受到原油和天然气市场价格的影响,这些因素受到许多公司无法控制的因素的影响,包括天气、进口、竞争燃料的营销、原油和天然气管道和其他运输设施的邻近和能力、原油、天然气和天然气液体产品的供应过剩或供应不足、经济混乱、监管环境、经济环境和其他地区性和政治事件,这些都不是可以确定预测的。
该公司的业务也面临集中风险,因为其所有石油和天然气收入都来自其在美国的业务。此外,该公司的三个客户反映
信用风险
可能使公司面临信用风险的金融工具主要包括现金余额、应收账款和衍生品。
该公司在金融机构维持现金余额,有时可能会超过联邦保险的限额。本公司并无因该等投资而蒙受任何重大亏损,本公司相信金融机构的信贷质素高。
本公司的应收账款受到正常行业信用风险的影响。应收账款主要来自石油和天然气行业的参与者,他们可能受到经济周期性下滑的影响,一般情况下,或在其特定的原油或天然气行业部门。该公司认为,由于这种经济波动造成的与信贷相关的损失水平并不重要。
该公司的衍生品合同是与具有投资级信用评级的成熟金融机构签订的,据信这些机构的信用风险最小。因此,本公司面临衍生合约交易对手不履行的信用风险;然而,本公司预计不会出现这种不履行情况。
商品价格风险与利率风险
本公司利用各种商品价格衍生工具降低商品价格风险,即未来现金流因商品价格变动而波动的风险。此外,本公司不时利用利率互换,以减轻本公司浮动利率负债的利率变动所带来的风险。
F-34
所有衍生工具均在本公司综合资产负债表中以资产或负债的形式入账,按其公允价值计量(附注2)。本公司并无为会计目的指定任何衍生工具作为对冲,亦不为投机交易目的订立该等工具。公允价值的变动在公司的综合经营报表和全面收益(亏损)中确认。
公司衍生产品合约的已实现和未实现损益在公司综合经营报表和综合收益(亏损)表中的位置和金额如下:
Year ended December 31, | 运营报表位置 | 2022 | 2021 | ||||
商品衍生品合约 | |||||||
未实现收益(亏损) | 衍生工具的损益 | $ | $ | ( |
) | ||
已实现损益 | 衍生工具的损益 | ( |
) | ( |
) | ||
净收益(亏损)合计 | $ | ( |
) | $ | ( |
) | |
利率衍生工具合约 | |||||||
未实现收益 |
财务和利息支出 |
$ | $ | ||||
已实现收益 |
财务和利息支出 |
||||||
净收益(亏损)合计 | $ | $ |
衍生工具的损益计入综合现金流量表的经营部分。
F-35
截至2022年12月31日的未平仓商品衍生品头寸如下:
2023 | 2024 | 2025 | 总卷数 | ||||||||||
原油: | |||||||||||||
WTI NYMEX-掉期: | |||||||||||||
卷(Bbl) | |||||||||||||
加权平均价格(美元/桶) | $ | $ | $ | ||||||||||
天然气和天然气液体: | |||||||||||||
天然气纽约商品交易所-掉期: | |||||||||||||
音量(MMBtu) | |||||||||||||
加权平均价格(美元/MMBtu) | $ | $ | $ | ||||||||||
天然气纽约商品交易所与休斯顿船运渠道基础掉期: | |||||||||||||
音量(MMBtu) | |||||||||||||
加权平均价格(美元/MMBtu) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | $ | ( |
) | ||||
贝尔维尤山天然气-掉期: | |||||||||||||
音量(Gal) | |||||||||||||
加权平均价格(美元/加仑) | $ | $ | $ | ||||||||||
贝尔维尤·乙烷山-掉期: | |||||||||||||
音量(Gal) | |||||||||||||
加权平均价格(美元/加仑) | $ | $ | $ | ||||||||||
贝尔维尤山丙烷-掉期: | |||||||||||||
音量(Gal) | |||||||||||||
加权平均价格(美元/加仑) | $ | $ | $ | ||||||||||
贝尔维尤山异丁烷-掉期: | |||||||||||||
卷数 | |||||||||||||
加权平均价格(美元/加仑) | $ | $ | $ | ||||||||||
贝尔维尤北丁烷-掉期 | |||||||||||||
卷数 | |||||||||||||
加权平均价格(美元/加仑) | $ | $ | $ | ||||||||||
该公司使用利率互换将其浮动利率债务的一部分有效地转换为固定利率债务。截至2022年12月31日,该公司拥有总名义金额为美元的利率互换
综合资产负债表所列公司衍生资产(负债)的资产和负债公允价值如下:
截至12月31日, | 2022 | 2021 | ||||
衍生资产: | ||||||
流动资产 | $ | $ | ||||
非流动资产 | ||||||
衍生品资产总额: | $ | $ | ||||
衍生负债: | ||||||
流动负债 | $ | $ | ||||
非流动负债 | ||||||
衍生工具负债总额: | $ | $ |
F-36
流动性风险
流动资金风险是指当财务负债到期时,公司在履行与财务负债相关的债务方面遇到困难的风险。
截至2022年12月31日,公司营运资金为负。
如果流动性风险在给定期间增加,公司可能需要进行资产出售和/或发行债务和/或股权。该公司相信,它有足够的资金通过使用贷款、出售资产以及协调付款和收入周期来积极监控其信贷安排,从而履行可预见的义务。
该公司须履行其债务安排下的若干财务契诺(附注7)。截至2022年12月31日,本公司并无违反财务契约。
19. 承付款和或有事项
在正常业务过程中,本公司可能卷入各种法律程序,并可能受到索赔的影响。虽然诉讼和索赔的结果本质上是不可预测和不确定的,但我们目前并不是任何法律程序的一方,如果这些法律程序的结果被认为对我们不利,无论是单独决定还是合并在一起,都会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。
如附注5所述,本公司在租约下有若干承担。该公司还于2022年签订了一项天然气运输协议,按照商定的最低运量,按收不付的方式运输天然气,费用约为#美元。
20. 财务和利息支出
确认的每一大类财务和利息费用的数额如下:
Year ended December 31, | 2022 | 2021 | ||||
长期债务利息支出 | $ | $ | ||||
企业信贷安排的利息支出 | ||||||
优先考虑资产支持利息 | ||||||
本票利息 | ||||||
利率衍生损失(收益) | ( |
) | ( |
) | ||
利息收入 | ( |
) | ||||
银行手续费及其他 | ||||||
财务和利息支出总额 |
$ | $ |
21. 一般和行政费用
已确认的每一大类一般和行政费用的数额如下:
Year ended December 31, | 2022 | 2021 | ||||
基于股票的薪酬费用 | $ | $ | ||||
员工薪酬和福利 | ||||||
专业、法律和咨询 | ||||||
旅行和住宿 | ||||||
软件 | ||||||
经营租赁和可变租赁成本 | ||||||
办公室和行政部门 | ||||||
复苏 | ( |
) | ( |
) | ||
一般和行政费用总额 | $ | $ |
F-37
22. 补充现金流量披露
Year ended December 31, | 2022 | 2021 | ||||
补充现金流量信息 | ||||||
支付利息的现金 | $ | $ | ||||
缴纳所得税的现金 | ||||||
非现金投资活动 | ||||||
财产、厂房和设备非现金应计项目 | $ | $ | ||||
资本化资产报废债务 | ||||||
通过发行股票收购石油和天然气资产 | ||||||
$ | $ | |||||
非现金融资活动 | ||||||
发行可赎回NCI赎回可赎回NCI | $ | $ | ||||
通过发行发起会员单位赎回可赎回的NCI | ||||||
通过石油和天然气财产处置赎回可赎回的NCI | ||||||
本票的赎回与股票发行相比 | ||||||
$ | $ | |||||
经营性资产和负债的变动 | ||||||
应收账款净额 | $ | ( |
) | $ | ( |
) |
预付费用 | ( |
) | ( |
) | ||
应付账款和应计负债 | ||||||
资产担保优先工具应计利息 | ||||||
资产报废债务清偿 | ( |
) | ||||
经营性租赁资产 | ( |
) | ||||
经营租赁负债 | ||||||
$ |
( |
) |
$ |
23.后续活动
完成DP5和建立发展伙伴关系7(“DP7”)
于2023年1月20日,本公司赎回可赎回非控股权益,赎回价值为$
2023年1月20日,公司还组建了DP7,由24名外部有限合伙人组成,发端为有限合伙人和普通合伙人。DP7的目的是为五口井的钻探和完井提供资金,由外部伙伴提供大约
F-38
分红:
2023年1月3日,公司董事会宣布派发股息$
2023年2月1日,公司董事会宣布派发股息$
企业信贷安排契约豁免
2023年3月,本公司获得了截至2023年7月1日的所有企业信贷融资契约的豁免,并获得了至2023年7月1日的ABS融资某些契约的豁免。该公司还收到了ABS贷款下第一批债券的初始到期日的延期至2023年7月1日。在没有契约豁免的情况下,违反契约将导致企业信贷融资和/或ABS融资在要求时到期。
F-39
补充石油和天然气信息(未经审计)
经营成果
石油和天然气销售反映出售或转让的净产量的市场价格,并对特许权使用费、净利润利息和其他合同条款进行适当调整。生产费用包括运营和维护生产井和相关设备所发生的提升成本,包括运营劳动力、维修和维护、材料、用品和燃料消耗等成本。生产税包括生产税和遣散税。原油和天然气资产的损耗与收购、勘探和开发活动产生的资本化成本有关。经营业绩不包括利息支出和公司一般金额。*公司石油和天然气生产活动的经营结果载于公司相关的经营和综合收益(亏损)报表。
已发生的成本和资本化成本
石油、天然气和NGL收购、勘探和开发活动产生的成本如下:
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
未评估的财产收购 | $ | $ | ||||
发展 | ||||||
勘探成本 | ||||||
总计 | $ | $ |
未被耗尽的未经证实和未评估的资产的资本化成本在财务报表附注4石油和天然气属性净额中披露。
石油和天然气储量数据
有关该公司石油和天然气生产活动的信息见下表。*储量数量以及有关未来产量和贴现现金流的某些信息,由W.D.von Gonten Engineering LLC根据公司提供的信息确定,截至2023年1月1日,W.D.von Gonten Engineering LLC是公司的第三方独立储备工程师。
下表列出了该公司对其已探明石油和天然气储量的估计(扣除特许权使用费)。*公司强调,储量是近似值,预计会随着获得更多信息而发生变化。油藏工程是对无法准确测量的地下石油和天然气储量进行估计的主观过程,任何储量估计的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。
油类 | 天然气 | NGL | 总计 | |||||||||
(Mbbl) | (MMcf) | (Mbbl) | MBOE | |||||||||
截至2020年12月31日的总探明储量 | ||||||||||||
对以前估计数的修订,以及其他 | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||||
提高了恢复能力 | ||||||||||||
生产 | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||
截至2021年12月31日的总探明储量 | ||||||||||||
对以前估计数的修订,以及其他 | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||
扩展、发现和其他添加 | ||||||||||||
提高了恢复能力 | ||||||||||||
生产 | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ( |
) | ||||
截至2022年12月31日的总探明储量 | ||||||||||||
已探明的已开发储量: | ||||||||||||
2020年12月31日 | ||||||||||||
2021年12月31日 | ||||||||||||
2022年12月31日 | ||||||||||||
已探明的未开发储量: | ||||||||||||
2020年12月31日 | ||||||||||||
2021年12月31日 | ||||||||||||
2022年12月31日 |
F-40
探明储量是指原油和天然气的估计数量,地质和工程数据表明,在现有经济和运营条件下,未来几年可以合理确定地从已知的油藏中开采这些储量。已探明开发储量是指已探明储量,利用现有的设备和作业方法,可通过现有的油井进行开采。已探明的未开发储量包括对其可采性有高度信心的储量,并计划在未来五年内钻探。
截至2022年12月31日的年度,已探明储量的显著变化包括:
扩展和发现:2022年,BOE的总扩展和发现达1978万个,这主要归功于在奥斯汀白垩区的吉丁斯油田和奥斯汀白垩区的霍克维尔油田的成功钻探,以及已探明地点的增加。这些发现包括由于在吉丁斯奥斯汀粉笔成功钻探而发现的560万京东方,由于在霍克维尔奥斯汀粉笔和鹰滩成功钻探而增加的116万京东方和725万京东方,以及由于额外探明地点而增加570万京东方。
采收率提高:2022年,探明储量增加397万BOE,主要是由于对现有探明开发地点的管理和预计可采储量的增加。
截至2021年12月31日的年度已探明储量的显著变化包括:
对先前估计的修订-2021年,对先前估计的修订减少了已探明储量。这些修订是由于从前一年的开发计划中删除吉丁斯奥斯汀粉笔地区的未开发地点而向下调整的。
采收率提高-2021年,BOE已探明储量增加413万BOE,主要是由于通过额外的改善项目优化了现有已探明的开发地点,以及预计可采储量的增加。
未来现金流贴现的标准化计量
下表提供了与已探明原油和天然气储量有关的未来现金流量贴现的标准化计量方法。与已探明原油和天然气有关的未来现金流量折现标准化计量的变动是根据美国会计准则第932条的规定编制的采掘活动--石油和天然气.
对未来现金流贴现的标准衡量方法是,将过去12个月的平均价格应用于估计的未来产量、年终成本和法定税率,并将10%的贴现系数应用于净探明储量。本公司认为,标准化计量并不能提供对本公司从开发和生产其石油和天然气资产中获得的预期未来现金流或其已探明石油和天然气储量价值的可靠估计。未来实际的现金流入可能会有很大差异。
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
未来现金流入 | $ | $ | ||||
未来生产成本 | ( |
) | ( |
) | ||
未来开发和废弃成本 |
( |
) | ( |
) | ||
未来所得税支出 | ( |
) | ( |
) | ||
未来现金净流入 | $ | $ | ||||
估计现金流量的时间,每年有10%的折扣 | ( |
) | ( |
) | ||
未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | $ |
F-41
12个月的平均价格进行了调整,以反映在逐井基础上适用的运输和质量差异,以得出用于估计公司储量的实际销售价格。其他液体的价格包括在天然气中。该公司储量估计的价格如下:
油 | 天然气 | NGL | |||||||
(Mbbl) | (MMcf) | (Mbbl) | |||||||
2022年12月31日 | $ | $ | $ | ||||||
2021年12月31日 | $ | $ | $ |
以每年10%的比例对未来现金流量净额进行贴现的标准化计量变动估计如下:
截至12月31日止年度, | 2022 | 2021 | ||||
期初 | $ | $ | ||||
生产的石油和天然气的销售,扣除生产成本 | ( |
) | ( |
) | ||
扩展、发现和其他添加 |
( |
) | ||||
在此期间发生的先前估计的开发成本 | ( |
) | ||||
价格和生产成本的净变动 | ||||||
未来开发和废弃成本的变化 |
( |
) | ||||
修订数量和时间估计数 | ( |
) | ||||
折扣的增加 | ( |
) | ||||
所得税的变化 | ( |
) | ||||
其他 | ( |
) | ( |
) | ||
期末 | $ | $ |
F-42