附件99.1

Baytex 能源公司

业务 收购报告

2023年6月27日

Baytex 能源公司

表格51-102F4
业务收购报告

Baytex Energy Corp.(“Baytex”) 是一家根据《商业公司法》(艾伯塔省)。Baytex的总部和主要办事处位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里市西南大道520-3号，东塔百年广场2800室，邮编为T2P 0R3，注册办事处为：加拿大阿尔伯塔省卡尔加里市西南大道525-第8大道2400号，邮编：T2P 1G1。

Baytex首席法务官兼公司秘书James R.Maclean对这项重大收购非常了解，这份商业收购报告和他的业务 电话号码是587-952-3273。

2023年6月20日，Baytex根据日期为2023年2月27日的协议和合并计划完成了对Ranger Oil Corporation(“Ranger”)的收购，该协议和计划经Baytex、Ranger和星云合并子公司LLC(“合并 子公司”)于2023年5月3日签署的合并协议修订，后者是一家特拉华州有限责任公司，在合并(定义见下文)前为Baytex的间接全资附属公司(统称为“合并协议”)。根据合并协议，合并子公司与Ranger合并并并入Ranger，合并后Ranger作为Baytex的间接全资附属公司(“合并”)继续作为尚存的公司存在。合并完成后，Ranger作为尚存的公司与Baytex的一家子公司合并，不再作为独立实体存在。本业务 收购报告中提到的‘Ranger’指的是合并完成之前的Ranger。合并协议的副本已提交，可在Baytex在SEDAR网站www.sedar.com上的发行人简介中获得，并在Edgar上提供。有关合并的详情亦载于Baytex于2023年4月3日发出的资料通告及委托书(“资料通告”)，有关详情可参阅Baytex于SEDAR www.sedar.com上的发行人简介及Baytex已获美国证券交易委员会宣布生效的F-4表格的注册声明(“注册声明”)。信息 通函和注册声明不构成本业务收购报告的一部分，也不作为参考并入本报告。

Ranger是一家总部位于德克萨斯州休斯顿的石油和天然气公司，专注于德克萨斯州南部鹰滩页岩中原油、天然气液体和天然气的陆上开发和生产。在合并完成之前，流浪者公司的A类普通股(“流浪者A类普通股”) 在纳斯达克(“纳斯达克”)上市交易，股票代码为“ROCC”。游侠 A类普通股因合并于2023年6月20日从纳斯达克退市。有关Ranger业务的更多信息 可在其截至2022年12月31日的10-K表格年度报告(“Ranger年度报告”)中找到， 该报告可在Baytex在SEDAR上的发行人简介中找到(www.sedar.com)，并由Ranger在Edgar上提交。Ranger年度报告不是本业务收购报告的一部分，也不作为参考纳入本报告。有关Baytex根据合并获得的储量的信息，请参阅本业务收购报告的附件1。另见：(I)Ranger截至2022年、2022年、2021年及2020年12月31日止年度的经审核综合财务报表，连同附注及核数师报告，作为本业务收购报告附件2(“Ranger年度财务报表”)；及(Ii)Ranger于截至2023年及2022年3月31日止三个月期间及截至2022年3月31日止三个月期间的未经审核简明综合中期财务报表，连同作为附件3随附于本业务收购报告的附注(“Ranger财务中期报表”)。

合并于2023年6月20日完成。

合并注意事项

根据合并协议，除合并协议中所述的某些除外股份外，Ranger 股东获得7.49股Baytex普通股(“Baytex股票”)，外加13.31美元现金，每股在紧接生效时间(弗吉尼亚州公司委员会颁发合并证书的时间)前持有的Ranger A类普通股。 Baytex就合并支付的总代价，包括承担净债务，约为22亿美元(29亿加元)，包括总计311,369,607股Baytex股票和553,150,370.51美元现金。

此外，根据合并 协议，根据Ranger的2019年管理激励计划或任何激励奖励协议(统称为“Ranger股权计划”)颁发的每项奖励：(I)受时间归属的限制性股票单位(“Ranger TRSU奖”)， 由Ranger的非雇员董事持有的任何Ranger TRSU奖(“Ranger董事TRASU奖”)；和(Ii) 受业绩归属的限制性股票单位(“Ranger PBRSU奖”和Ranger TRSU奖(除Ranger董事TRSU奖外)和“Ranger可转换奖”的统称)，在每种情况下，在紧接生效时间之前尚未偿还 ，于合并完成时，已就Baytex股份(“经转换Baytex TRSU奖励”)及合并协议拟进行的其他交易(“完成”)转换为时间既得性奖励。 有关Ranger可换股奖励应累算的任何股息等价物，将于该等标的 经转换Baytex TRSU奖励归属时按比例支付。于生效时间全数归属并因交易结束而被注销的各项游骑兵董事TRSU奖励，已被注销并转换为有权于生效时间收取受该游骑兵董事TRSU奖励规限的每股A类流浪者普通股的代价 ，另加截至生效时间仍未支付的任何股息等价物的金额。

票据发行和并购融资

关于完成合并，Baytex与加拿大帝国商业银行、加拿大皇家银行和丰业银行签订了新的信贷安排，包括11亿美元的循环信贷安排和1.5亿美元的定期贷款(统称为“Baytex信贷安排”)。

2023年4月27日，Baytex完成了2030年到期的本金总额为8亿美元的优先无担保票据的发售(“票据发售”)(简称“票据发售”)。该批债券的利率为年息8.5厘，将於二零三0年四月三十日期满。债券定价为面值的98.709厘，年息率为8.75厘。债券发售完成时，总收益存入第三方托管，以待满足某些第三方托管释放条件，包括完成合并。这类收益在交易结束时从第三方托管中释放。票据发售的净收益，连同Baytex信贷安排下的部分借款，用于：除其他外， 支付合并对价的现金部分，偿还Ranger的某些未偿债务，并支付与合并相关的费用和支出 。

目前尚无计划或建议对Baytex的业务或Ranger的事务进行重大改变，这可能会对Baytex的财务业绩和财务状况产生重大影响 。根据合并协议，Merge Sub与Ranger合并并并入Ranger，Ranger继续作为紧随合并后尚存的公司作为Baytex的间接全资附属公司而存在。本业务收购报告所包含的财务报表(包括备考财务报表)概述了合并对Baytex财务业绩和财务状况的影响。见下文“项目3--财务报表”。

关于合并，Baytex 已宣布打算增加股票回购，并推出季度股息，目前预计为每股0.0225美元(折合成年率每股0.09美元)。如获Baytex董事会批准，并符合适用公司法对Baytex实施的偿付能力测试，初步股息预计将于2023年10月支付。

交易结束后，Jeffrey E.Wojahn和Tiffany Thom Cepak被任命为Baytex的董事会成员，他们都是Ranger董事会的前任成员。此外，原高级副总裁及游侠首席运营官Julia Gwaltney被任命为Baytex的高级副总裁和美国鹰福特运营部总经理，Kayla Baird被任命为游侠的前副总裁总裁，游侠的首席会计兼财务总监 被任命为Baytex的美国会计和企业服务部副总裁。

证券法规或加拿大证券交易所不要求Baytex在合并日期前12个月内就合并获得估值意见。

此次合并不涉及Baytex的“知情人士”、“联营公司”或“关联公司”(每一术语在证券法中都有定义)。

本业务收购报告的日期为2023年6月27日。

Ranger年度财务报表作为附件2附于本业务收购报告之后。

Ranger中期财务报表作为附件3附于本业务收购报告之后。

Baytex于截至二零二三年三月三十一日及截至二零二三年三月三十一日止三个月期间及截至二零二二年十二月三十一日止年度之未经审核备考综合财务报表(“备考财务报表”)连同附注作为本业务收购报告(“备考财务报表”)附件4附上。

咨询

备考财务报表咨询

如果合并于2022年1月1日生效，备考财务报表并不一定表明本应在截至2022年12月31日的年度和截至2023年3月31日的三个月期间发生的运营结果，也不一定指示未来几年的运营结果。实际调整 可能与此类预计财务报表中反映的调整不同，这种差异可能是实质性的。

备考财务报表综合了Baytex和Ranger的历史财务信息，使用了Baytex和Ranger截至2023年3月31日的三个月期间的未经审计的历史中期财务报表以及截至2022年12月31日的已审计的历史财务报表中的信息。Baytex截至2023年3月31日止三个月期间的未经审核历史中期财务报表及截至2022年12月31日止年度的Baytex经审核历史财务报表乃根据国际会计准则委员会(IFRS)颁布的国际财务报告准则(IFRS)编制，并以加元(“CAD”)列报。Ranger截至2023年3月31日止三个月期间的未经审核历史中期财务报表及截至 及截至2022年12月31日止年度的经审核历史财务报表乃根据美国公认的会计原则编制，并以美元列报。预计财务报表采用计算机辅助设计，并按照国际财务报告准则列报。

前瞻性信息咨询

本商业收购报告中的某些陈述和其他信息属于前瞻性陈述1995年美国私人证券诉讼改革法以及适用加拿大证券法定义的“前瞻性信息”(统称为“前瞻性陈述”)。在一些情况下，前瞻性陈述可用“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“可能”、“目标”、“进行中”、“展望”、“潜在”、“项目”、“计划”、 “应该”、“目标”、“将”、“将”或暗示未来结果的类似词语来识别，事件或业绩。 不能保证这些预期将被证明是正确的，本业务收购报告中包含的此类前瞻性陈述不应过度依赖。这些陈述仅代表截至本业务收购报告的日期。

尤其是但不限于，本商业收购报告包含有关Baytex打算派发股息和增加股票回购的前瞻性陈述，包括预期推出的季度股息以及预期的股息金额和时间。此外，与“储量”有关的陈述被视为前瞻性陈述，因为它们涉及基于某些估计 和假设的隐含评估，即所描述的储量存在于预测或估计的数量，并可在未来有利可图地生产。

前瞻性陈述受 风险、不确定性和假设的影响，包括下文和本业务收购报告其他部分讨论的风险、不确定性和假设。尽管Baytex相信这些前瞻性陈述中的预期是合理的，但不能保证 这些预期将被证明是正确的。一些可能影响未来业绩并可能导致结果与本文所含前瞻性陈述中表述的结果大不相同的风险包括：

关于本业务收购报告中包含的前瞻性表述，Baytex作出了但不限于以下假设：合并对Baytex和Ranger的影响；大宗商品价格、差价和特许权使用费制度；减产的时机；熟练劳动力的可用性；资本支出的时机和金额；未来汇率；运输的可用性；竞争加剧的影响；一般经济和金融市场的状况；资本的可获得性；钻井和相关设备的可用性；政府机构监管的影响；特许权使用费费率；以及未来运营成本。

以上与前瞻性陈述相关的假设和风险摘要已包括在本业务收购报告中，目的是为投资者提供有关合并以及Baytex当前和未来业务的更完整的 视角，此类信息可能不适合用于其他目的。

请读者注意，上述因素列表 并非详尽无遗，仅以本文日期为准。本商业收购报告中包含的前瞻性陈述明确受本警示声明的限制。除法律另有要求外，Baytex不承担公开更新或修改任何前瞻性陈述的任何义务。读者亦应仔细考虑标题下讨论的事项。“风险因素 “在《信息通函》、《注册说明书》和《信息通函》和《注册说明书》中引用的文件，包括附录F-有关Baytex Energy Corp.的信息。，附录I- 关于兰杰石油公司的信息及日期为2023年2月23日的Baytex截至2022年12月31日止年度的年度资料表格(“Baytex AIF”)，该表格以参考方式并入资料通函内。信息通函和Baytex AIF不构成本业务收购报告的一部分，也不作为参考纳入本业务收购报告。

Baytex未来根据股票回购计划收购Baytex 股票的情况，以及收购水平尚不确定。收购Baytex股份的任何决定将取决于Baytex董事会的酌情决定权，并可能取决于各种因素，包括但不限于Baytex的业务表现、财务状况、财务要求、增长计划、预期资本要求和未来存在的其他条件，包括但不限于合同限制、是否符合适用公司法对Baytex实施的偿付能力测试以及是否获得监管批准。不能保证Baytex在未来会回购任何Baytex股票。

股息建议

Baytex未来的股东分派，包括但不限于支付股息(如果有的话)，以及股息水平尚不确定。对Baytex股份支付股息的任何决定(包括实际金额、声明日期、记录日期和与此相关的支付日期以及任何特别股息) 将取决于Baytex董事会的酌情决定权，并可能取决于各种因素，包括但不限于Baytex的业务业绩、财务状况、财务要求、增长计划、预期资本要求和未来存在的其他条件，包括但不限于合同限制和根据适用公司法对Baytex进行的偿付能力测试的满意度。此外，任何股息的实际金额、宣布日期、记录日期和支付日期 由Baytex董事会酌情决定。不能保证Baytex未来会分红。

关于油气信息的咨询

本商业收购报告中包含的有关Ranger的储量数据 摘自2023年2月24日发表的题为《基于截至2022年12月31日的预测价格和成本对Ranger石油公司的石油储量进行评估》的报告(“McDaniel Ranger储量报告”)， 由McDaniel&Associates Consulters Ltd.(“McDaniel”)根据National Instrument 51-101- 编写。石油和天然气活动的披露标准(“NI 51-101”)和“加拿大石油和天然气评估手册”(“COGE手册”)，该手册是为Baytex评估Ranger和提出收购Ranger的目的而准备的。McDaniel Ranger储量报告中包含的估计与DeGolyer和MacNaughton于2022年12月31日编制的对Ranger石油和天然气储量的独立工程评估( “Ranger储量报告”)中包含的估计不同。这些差异主要是由于加拿大和美国在储量披露方面的差异。 见“加拿大与美国储量披露重大差异摘要“包含在本业务收购报告中。

下面列出了NI 51-101明确要求的警示性声明：

本业务收购报告中使用的某些术语定义如下。NI 51-101和工作人员通知51 324- 中定义了此处使用但未在此处定义的某些其他术语NI 51-101石油和天然气活动披露标准词汇加拿大证券管理人(“CSA 51-324”)，除文意另有所指外，在此具有与NI 51-101和CSA 51-324中相同的含义。

以下储量定义中提到的定性确定性水平适用于单个储量实体(指进行储量计算的最低水平)和报告储量(指单个实体估计储量的最高水平总和)。在一组特定的经济条件下，报告储量应达到以下确定性水平：(A)实际采矿量等于或超过估计探明储量的概率至少为90%；以及(B)至少50%的概率 实际回收的数量等于或超过估计的探明储量和可能储量的总和。

与为不同储量类别编制的估计数有关的确定性水平的量化衡量为

希望更清楚地了解相关的风险和不确定性。然而，大多数储量估计将使用确定性方法编制，这些方法 不提供数学推导的概率定量测量。原则上，使用概率性或确定性方法编制的估计数之间不应存在差异。

“已开发非生产储量” 是指尚未投产，或以前已投产，但已关闭，复产日期未知的储量。

“已开发生产储量” 是指预计可从估计时开放的完井井段开采的储量。这些储量可能是 目前正在生产的储量，或者，如果关闭，它们必须以前一直在生产，并且必须合理确定地知道恢复生产的日期 。

“已开发储量”是指那些预计将从现有油井和已安装的设施中回收的储量，或者如果尚未安装设施，则 将涉及较低的支出(例如，与钻探一口井的成本相比)，以使储量投入生产。已开发的 类别可细分为生产类和非生产类。

“预测价格和成本”是指：(A)被普遍接受为对未来的合理展望的未来价格和成本；以及(B)如果且仅在以下范围内，护林员受合同或其他义务约束的固定或当前可确定的未来价格或成本 供应实物产品的价格或成本，包括可能被延长的合同延长期的价格或成本 ，而不是(A)段所指的价格和成本。

“可能储量”是指比已探明储量更不确定的额外储量。回收的实际剩余数量同样有可能大于或小于估计已探明储量和可能储量的总和。

“探明储量”是指那些可以高度确定地估计为可开采的储量。回收的实际剩余数量很可能会超过估计的探明储量。

“储量”是指根据(A)对钻井、地质、地球物理和工程数据的分析；(B)现有技术的使用；以及(C)特定的经济条件，估计从某一特定日期起可从已知矿藏中开采的剩余石油、天然气及相关物质的数量。储量根据与估计相关的确定性程度进行分类。

“未开发储量”是指预计可从已知储量中回收的储量，这些储量需要大量支出(例如，钻探一口井的成本)才能生产。它们必须完全满足分配给它们的储量分类 (已探明的，可能的)要求。

缩写

转换

下表列出了标准英制单位和国际单位制(或公制单位)之间的某些标准换算。

加拿大与美国储量披露重大差异摘要

Baytex的储量信息和McDaniel Ranger储量报告中包含的信息 是根据NI 51-101和COGE手册中指定的指导方针编制的。 根据S-K法规1200分部(“美国标准”)和NI 51-101中规定的“美国证券交易委员会”披露要求，披露的储量类型和经济确定储量的基础存在重大差异，因此，两种披露标准下报告的储量之间的差异可能是实质性的。例如，美国标准 要求美国石油和天然气报告公司在提交给美国证券交易委员会的文件中仅披露扣除应支付给他人的特许权使用费和产量后的已探明储量，但允许根据 美国证券交易委员会的定义选择性地披露可能和可能的储量，而NI 51-101要求披露已探明和可能的储量，并允许选择性地披露可能的储量。 此外，NI 51-101对“探明储量”和“可能储量”的定义与美国证券交易委员会规则不同。因此，本业务收购报告中披露的已探明储量和可能储量可能无法与美国标准相比。可能的储量风险较高，通常被认为比已探明储量更不可能被准确估计或回收。此外，《COGE手册》和NI 51-101要求披露基于预测价格和成本的储量和相关未来净收入估计，而美国标准要求储量和相关未来净收入使用前12个月的平均价格(不变价格)估计，标准化衡量标准反映与公司运营相关的贴现未来净所得税。 此外，COGE手册和NI 51-101要求按“公司毛数”(代表扣除特许权使用费之前公司的工作利益份额)和“公司净额”(扣除特许权使用费和类似付款后)列报储量估计数，而美国标准仅要求在扣除特许权使用费和类似付款后列报准备金估计数净额。NI 51-101和COGE手册中适用的技术储量估算标准与美国标准下适用的标准也存在差异，NI 51-101要求的产品类型分类比美国标准要求的更细粒度。NI 51-101还要求每年审查已探明的未开发储量的保留情况，如果开发未按先前计划进行，则应重新分类，而美国标准则规定了已探明未开发储量首次登记后的五年期限。最后，美国证券交易委员会禁止在美国证券交易委员会备案文件中披露油气资源，包括或有资源，而加拿大证券监管机构允许披露油气资源。资源不同于储量，不应被解释为储量。以上并不是加拿大或美国储量报告要求的详尽摘要。

Ranger截至2022年12月31日的年度经审计财务报表中包含的补充储量信息和对未来现金流贴现的标准化计量 是根据财务会计准则委员会的ASC第932主题《 - 石油和天然气》的规定列报的，该主题一般使用与美国证券交易委员会颁布的法规S-X规则4-10一致的已探明储量的定义和估计 ，但不一定包括美国标准要求的所有披露。

附件1

护林员保留信息

下文列出的有关Ranger的储量数据摘自McDaniel Ranger根据NI 51-101和COGE手册编写的McDaniel Ranger储量报告，该报告由Baytex用于评估Ranger和提出收购Ranger的目的。McDaniel Ranger储量报告中包含的估计值 与Ranger储量报告中包含的估计值不同。出现差异的主要原因是加拿大和美国在储量披露方面的差异。请参阅“加拿大与美国储量披露的重大差异摘要 “包含在本业务收购报告中。

McDaniel Ranger储量报告是根据McDaniel、GLJ石油顾问有限公司和Sproule Associates Limited截至2023年1月1日的平均大宗商品价格预测和通货膨胀率编制的 。

下表是截至2022年12月31日Ranger已探明和可能的致密油、NGL和页岩气储量的摘要，以及McDaniel Ranger储量报告中评估的可归因于该等储量的未来净收入净现值。Ranger的所有储备都位于美国(德克萨斯州)。

截至2022年12月31日，Ranger在特拉华州有限合伙企业ROCC Energy Holdings，L.P.的继任者中持有46%的 权益。McDaniel Ranger储量报告评估了截至2022年12月31日Opco拥有的资产应占储量的100%。本附件1中提及的‘Ranger’是指Ranger及其于2022年12月31日的直接及间接附属公司，包括Opco 100%的资产及储备。

所有对未来净收入的评估都是在扣除未来所得税支出(除非表中另有说明)、特许权使用费、开发成本、生产成本和 油井废弃成本之后，但在考虑行政、管理费用和其他杂项费用等间接成本之前。下表中包含的预计未来净收入不一定代表Ranger储量的公平市场价值。 不能保证McDaniel Ranger储量报告中包含的预测价格和成本假设将会实现， 变化可能会很大。这些表格汇总了McDaniel Ranger预备队报告中包含的数据，因此，这些表格中包含的数字可能略有不同，由于四舍五入，表格中的列可能无法添加。与成本和其他事项有关的其他假设和限制 汇总在下表的注释或后面。本文中所述的采收率和储量估计仅为估计，不能保证估计的储量将被收回。读者应结合以下表格和说明查看本业务收购报告中包含的定义和信息 。

在下面列出的某些表格中，由于四舍五入，可能无法添加 列。下表中的所有美元金额均以加元表示。

储备数据(预测价格和成本)

石油和天然气储量概述

截至2022年12月31日

预测价格和成本

备注：

未来净收入净现值汇总表

截至2022年12月31日

预测价格和成本

备注：

未来净收入合计(未贴现)

截至2022年12月31日

预测价格和成本

备注：

未来净营收

按产品类型划分

截至2022年12月31日

预测价格和成本

备注：

定价假设

预测成本和价格假设假设井口销售价格上涨，并考虑了与未来运营和资本成本相关的通货膨胀。McDaniel Ranger储备报告中使用的预测 成本和价格假设如下：

定价和通货膨胀率假设摘要⁽¹⁾

截至2022年12月31日

预测价格和成本⁽¹⁾

备注：

附件2

游侠年度财务报表

请参阅附件。

独立注册会计师事务所报告

董事会和股东

游侠石油公司

对财务报表的几点看法

我们已审计了随附的兰格石油公司(弗吉尼亚州一家公司)及其子公司(“公司”)截至2022年12月31日、2022年和2021年的合并资产负债表、截至2022年12月31日的三个年度的相关综合经营报表、综合收益(亏损)、权益和现金流量表以及相关附注(统称为“财务报表”)。 我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至12月31日、2022年和2021年的财务状况。以及截至2022年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。

我们还根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据2013年确立的标准，对公司截至2022年12月31日的财务报告进行了内部控制审计。内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布，我们2023年3月9日的报告表达了无保留意见。

意见基础

这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们按照PCAOB的 标准进行审计。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序 ，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。 这些程序包括在测试的基础上检查与财务报表中的金额和披露有关的证据。我们的审计 还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

关键审计事项

以下所述的关键审计事项是 已传达或要求传达给审计委员会的本期财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的 意见。

用于计算全额损耗、折旧和摊销费用的估计探明储量的发展 成本核算方法。

如财务报表附注3所述，本公司使用全成本会计方法对其石油和天然气资产进行会计核算，这要求管理层对已探明储量和未来净收入进行估计，以记录损耗、折旧和摊销费用。为估计已探明储量及未来净收入的数量，管理层会作出重大估计及假设，包括预测已探明未开发物业的产量递减率，以及预测与本公司已探明未开发物业的发展计划有关的生产时间及产量。此外，已探明储量的估计亦受管理层对与已探明储量有关的油井的财务表现作出的判断及估计所影响，以确定在估计损耗、折旧及摊销费用所需的适当定价假设下，油井是否有合理的确定性预期为经济的。我们将油气已探明储量的估算确定为一项重要的审计事项。

我们确定已探明储量的估计是一项重要审计事项的主要考虑因素是，估计公司已探明储量的数量和未来净收入所需的某些投入和假设的变化需要高度的主观性，并可能对损耗、折旧和摊销费用的计量产生重大影响。反过来，审计这些输入和假设需要 审计师主观而复杂的判断。

我们与已探明储量估算相关的审计程序包括以下内容。

/s/均富律师事务所

自2016年以来，我们一直担任本公司的审计师 。

休斯敦，得克萨斯州

2023年3月9日

独立注册会计师事务所报告

董事会和股东 兰格石油公司

财务报告内部控制之我见

我们已根据2013年确立的标准审计了截至2022年12月31日兰格石油公司(弗吉尼亚州的一家公司)及其子公司(“公司”)的财务报告内部控制 内部控制--综合框架由特雷德韦委员会(“COSO”)赞助组织委员会 发布。我们认为，根据2013年建立的标准，截至2022年12月31日，公司在所有重要方面都对财务报告保持有效的内部控制内部控制-集成的 框架由COSO发布。

我们亦已根据美国上市公司会计监督委员会(“PCAOB”)的准则 审计本公司截至2022年12月31日及截至该年度的综合财务报表，我们于2023年3月9日的报告对该等财务报表表达了无保留意见。

意见基础

本公司管理层负责 维持有效的财务报告内部控制，并评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的《管理层财务报告内部控制年度报告》中。我们的责任 是根据我们的审计对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们按照PCAOB的 标准进行审计。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定是否在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制。我们的审计包括了解财务报告的内部控制 ，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运行 有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。 我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。

财务报告内部控制的定义和限制

公司对财务报告的内部控制是一个旨在为财务报告的可靠性提供合理保证的过程，并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(1)与保存记录有关的政策和程序，这些记录合理、详细地准确和公平地反映公司资产的交易和处置；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便根据公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或检测错误陈述。此外，对未来 期间的任何有效性评估的预测都有可能会因为条件的变化而导致控制措施不足，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。

/s/均富律师事务所

德克萨斯州休斯顿 2023年3月9日

游侠石油公司
合并业务报表

(单位为千，每股数据除外)

请参阅合并财务报表的附注 。

游侠石油公司

综合全面收益表 (亏损)

(单位：千)

¹ 2022年期间的数额最低，并四舍五入为零。

请参阅合并财务报表的附注 。

游侠石油公司
合并资产负债表

(单位：千，共享数据除外)

请参阅合并财务报表的附注 。

游侠石油公司
合并现金流量表

(单位：千)

请参阅合并财务报表的附注 。

游侠石油公司

合并权益表

(单位：千)

请参阅合并财务报表的附注 。

游侠石油公司

合并财务报表附注

(除每股金额或另有说明外，以千为单位)

注1-业务的组织和描述

Ranger Oil Corporation(连同其合并的子公司，除上下文另有规定外，“Ranger Oil”、“Company”、“We”、“Us”或“Our”)是一家独立的石油和天然气公司，专注于陆上石油、天然气液体(NGL)和天然气的开发和生产。我们目前的业务包括钻探非常规水平开发井和在德克萨斯州南部的伊格尔福特页岩(“伊格尔福特”)运营我们的生产井。我们经营并报告我们的财务业绩和披露，作为一个部门，这是原油，天然气和天然气的开发和生产。

于2021年1月15日(“瞻博成交日期”)，本公司完成交易(统称为“瞻博交易”)：(I)本公司、ROCC Energy Holdings，L.P.(前身为光伏能源控股，“合伙企业”)与Juniper Capital Advisors，L.P.(“瞻博资本”)的关联公司JSTX Holdings，LLC(“瞻博资本”，连同JSTX和Rocky Creek Resources，LLC，以及JSTX和Rocky Creek Resources，LLC，于2020年11月2日订立的出资协议。“杜松”)；及(Ii)Juniper资本(“Rocky Creek”)的联属公司Rocky Creek Resources，LLC与Juniper Capital(“Rocky Creek”)的关联公司Rocky Creek Resources，LLC于2020年11月2日订立的出资协议(“出资协议”)，据此Juniper出资1.5亿美元现金及若干位于南得克萨斯州的石油及天然气资产以换取股权。请参阅附注3和附注4以进行进一步讨论。

附注2--陈述的依据

我们的合并财务报表包括 截至相关日期的Ranger Oil和我们所有子公司的账目。公司间余额和交易已被冲销。 截至2022年12月31日和2021年12月31日及截至2021年12月31日的综合运营报表、综合收益(亏损)和综合资产负债表中计入了我们子公司的大量非控股权益。我们的综合财务报表 是根据美国公认会计原则(“公认会计原则”) 和美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的规则和规定编制的。编制这些报表涉及在适当情况下使用估计和判断。管理层认为，为使我们的合并财务报表公允列报，所有必要的调整都已包括在内。已对上期 金额进行了某些重新分类，以符合本期列报。这种重新分类对上期财务报表没有实质性影响。

注3-重要会计政策摘要

合并原则

2021年1月，Ranger Oil完成了与JSTX和Rocky Creek的重组， 成为Up-C结构。根据UP-C结构，瞻博拥有本公司B类普通股的全部股份，该等股份仅为本公司的非经济投票权股份。Juniper在本公司的经济权益是通过其在合伙企业中的有限合伙人权益(“共同单位”)的所有权而持有的。根据经修订及重述的合伙企业有限合伙协议(“合伙协议”)，本公司于 合伙企业中持有的普通股股份在任何时间均相等于当时已发行的本公司A类普通股股份数目，而瞻博制药于合伙企业中的普通股股份所有权在任何时间均相等于当时已发行的B类普通股股份数量。成立合作伙伴关系的目的是为了执行公司与瞻博公司的重组，使其成为UP-C结构。该合伙企业 通过其子公司拥有、运营和管理德克萨斯州的石油和天然气资产，并管理公司的未偿债务和衍生工具。本公司的全资附属公司ROCC Energy Holdings GP LLC(前身为光伏能源控股有限公司，简称“GP”)是合伙企业的普通合伙人。该合伙企业的子公司拥有并运营我们所有的石油和天然气资产。Ranger Oil和合伙公司是控股公司，除了在其子公司的股权外，没有其他业务、重大现金流或重大资产或负债。

Juniper可在任何时间以一对一的方式赎回A类普通股，或(如果合伙企业选择)根据紧接赎回前A类普通股的5日平均成交量加权收盘价 现金赎回(同时 注销同等数量的B类普通股)。在决定是否进行现金选择时，公司 将考虑A类普通股持有人的利益、公司的财务状况、经营业绩、 收益、预测、流动资金和资本要求、管理层对A类普通股内在价值的评估、A类普通股的交易价格、法律要求、契诺遵守情况、公司债务协议中的限制以及它认为相关的其他因素。

合伙企业被视为可变权益实体，公司是其主要受益人。本公司通过共同单位在合伙企业中享有利益，并通过其在GP的100%控股权(因此，GP是代表本公司的代理)对对合伙企业的经济业绩最重要的活动拥有权力。这一结论基于定性分析，即考虑到伙伴关系的治理结构和全科医生对伙伴关系业务的控制。GP管理 合伙企业的业务和事务，包括关键的合伙企业决策，有限合伙人不拥有任何实质性的 参与权或退出权，从而允许Juniper阻止或参与 对合伙企业的经济表现影响最大或将使GP退出的某些运营和财务决策。因此，由于本公司在合伙企业中同时拥有权力和利益，本公司确定其为合伙企业的主要受益人，并将合伙企业合并到公司的合并财务报表中。本公司在综合财务报表中反映非控股权益，其依据是Juniper拥有的公用事业单位占已发行公用事业单位总数的比例。非控股权益于随附的综合财务报表中作为权益组成部分列示，并代表Juniper于合伙企业中持有的所有权权益(“非控股权益”)。

非控股权益

非控股权益百分比可能受发行A类普通股、回购或注销A类普通股、交换B类普通股和赎回B类普通股(以及同时注销B类普通股)等 影响。该百分比是根据瞻博持有的公用单位数占已发行公用单位总数的比例计算的。 截至2022年12月31日，公司拥有19,074,864个公用单位，占合伙企业有限合伙人权益的45.8%，Juniper拥有22,548,998个公用单位，占剩余有限合伙人权益的54.2%。截至2021年12月31日，公司拥有21,090,259个共同单位，占合伙企业有限合伙人权益的48.3%，瞻博拥有22,548,998个共同单位，占剩余有限合伙人权益的51.7%。于截至2022年12月31日止年度内，所有权权益的变动是回购股份及发行A类普通股与归属 员工股份薪酬有关的结果。关于股份回购的信息见附注15，关于基于股份的薪酬归属的附注16见附注16。

当本公司在合伙企业中的相对所有权权益 发生变化时，将对非控股权益和实缴资本进行调整，并缴纳税款。由于合伙企业所有权权益的这些变化不会导致控制权的变化，因此这些交易在会计准则编纂(“ASC”)主题810下被记为股权交易。整固规定本公司在合伙企业中的基础账面价值与所收取代价的公允价值之间的任何差额应直接在股权中确认，并归属于控股权益。此外，根据《合伙协议》，不存在导致非按比例分配的实质性利润分享安排。因此，利润和亏损归属于A类普通股股东和基于合伙企业所有权权益按比例分配的非控股权益。

预算的使用

根据公认会计原则编制我们的合并财务报表 要求管理层作出估计和假设，以影响我们合并财务报表中报告的资产和负债金额以及报告期内报告的收入和费用金额。此类估计 包括这些附注中进一步描述的某些资产和负债估值。实际结果可能与这些估计不同。

现金和现金等价物

我们将购买的原始期限为三个月或以下的所有高流动性投资视为现金等价物。我们的一些账户余额超过了FDIC的承保限额。 我们相信我们的现金和现金等价物不会受到任何重大利率风险、股票价格风险、信用风险或其他市场风险的影响 。

衍生工具

我们利用衍生品工具，将其放置在我们认为具有可接受信用风险的金融机构，以减轻我们对大宗商品价格和利率波动的金融敞口。所有衍生品交易均遵守我们的风险管理政策，该政策已由我们的董事会 审查和批准。

所有衍生工具均按公允价值在我们的 综合财务报表中确认。我们已选择在合并资产负债表中按毛 报告我们所有的衍生资产和负债头寸，而不是净头寸，即使存在法定抵销权也是如此。我们的衍生工具 未被正式指定为GAAP背景下的套期保值工具。根据我们的内部政策，我们不会将衍生工具 用于投机目的。我们在综合经营报表中确认衍生工具收益(亏损)内收益的公允价值变动。有关我们的衍生品的进一步信息，请参阅附注6。

库存

存货采用平均成本法，按成本和可变现净值两者中较低者列报。我们的库存包括管材和设备，主要包括石油和天然气钻探和维修项目，如油管、套管和抽油机。

财产和设备

石油和天然气属性

我们采用全成本法核算我们的石油和天然气属性。根据这种方法，在勘探、开发和获取石油和天然气储量时发生的所有生产和非生产成本都被资本化。此类成本可能在收购物业之前和之后发生，包括 租赁收购、地质和地球物理或地震、钻井、完井和设备成本。直接由吾等自行承担的勘探、开发及收购活动所产生的内部成本，而非 生产、一般公司管理费用或类似活动所产生的内部成本，亦会予以资本化。未来开发成本根据当前经济状况按物业进行估算，并作为折旧、损耗和摊销(“DD&A”)的组成部分进行摊销。

未经证实的未摊销财产包括 未评估的租赁成本和相关的资本化权益。这些成本每季度审查一次，以确定是否以及在多大程度上已探明的储量已分配给物业，或是否由于租赁到期、一般经济条件和其他因素而发生减值，在这种情况下，相关成本连同相关的资本化利息将重新归类到受DD&A限制的已探明的石油和天然气资产。

在每个季度报告期末，我们的石油和天然气资产的未摊销成本，扣除递延所得税，限于估计的税后折现后的未来净收入的总和，从已探明的资产中扣除不包括摊销的成本(“上限测试”)。预计的税后贴现未来净收入以之前12个月的平均商品价格为基础，基于每月第一天的收盘价 ，经差额调整后按10%的折扣确定。DD&A的上限测试和拨备的计算 是基于已探明储量的估计。在估计已探明储量的数量和预测未来的产量、时间和开发计划方面存在重大的不确定性。

我们的石油和天然气属性的DD&A是使用生产单位法计算的。我们应用这种方法的方法是，将已探明油气资产的未摊销成本乘以估计残值加上未来开发成本，再乘以一个比率，即期间内生产的石油和天然气的实物单位除以期初已探明石油和天然气储量的总估计单位。

其他财产和设备

其他物业和设备主要包括收集系统和相关支持设备、车辆、租赁改进、信息技术硬件和资本化软件成本 。其他财产和设备按成本列账，包括增加和改善现有资产生产寿命的支出。延长物业使用寿命的更新和改进也被资本化。 维护和维修成本在发生时计入费用。我们使用直线法计算财产和设备的折旧和摊销，每项资产的估计使用年限如下：收集系统-15年至20年，其他财产和设备-3年至20年。

租契

我们根据合同是否转让了对已确定资产的使用权以换取一段时间的对价，来确定合同安排在开始时是否为租赁，以及它是否被归类为运营或融资。租赁包括于本公司综合资产负债表的其他资产、应付账款及应计负债及其他负债，并分别于附注11及附注12确认为使用权资产、流动租赁债务及非流动租赁债务。

ROU资产代表我们在租赁期内使用基础资产的权利，租赁义务代表我们根据基础合同 安排支付租赁款项的义务。经营租赁ROU资产及负债于开始日期根据租赁期内租赁付款的现值确认。经营租赁ROU资产包括任何预先支付的租赁付款，不包括租赁激励。我们的租赁条款 可能包括在合理确定我们将行使这些选项时延长或终止租约的选项。经营租赁支付的租赁费用 在租赁期限内以直线基础确认。

我们的大多数租赁安排没有确定 或以其他方式提供隐含利率。因此，我们利用基于开始日期可获得的信息 的有担保增量借款利率来确定租赁付款的现值。由于我们的大多数租赁安排 的期限从两年到五年不等，我们的有担保增量借款利率主要基于适用于我们的信贷 贷款的利率。

我们的租赁安排包括租赁 和某些非租赁部分，包括相关税收、保险、公共区域维护和类似条款的金额。我们采用会计准则编纂(“ASC”)主题842中提供的实用权宜之计，租契，不分离 租赁和非租赁组件。因此，此类租赁的ROU资产和租赁债务将包括租期内非租赁部分的估计付款的现值。

我们的某些合同期限为12个月或更短的租赁安排被归类为短期租赁，并在租赁期限内按直线原则确认。因此， 我们不将基础ROU资产和租赁债务计入我们的综合资产负债表。相关成本与我们的所有其他租赁安排合计，并在附注11的表格中披露。

根据ASC主题842，我们的某些租赁安排会产生可变的租赁付款，不会产生租赁义务。相反，厘定该等可变租赁付款的基准及条款及条件 于附注11中披露。

资产报废债务

我们确认 资产报废债务(“ARO”)负债在产生期间的公允价值。相关资产报废成本被资本化 作为资产的账面成本的一部分。我们的ARO涉及油气井的封堵和废弃，相关资产 被记录为石油和天然气属性的组成部分。在记录这些金额后，将ARO增加到其未来的估计价值， 并在资产的生产寿命内对额外的资本化成本进行折旧。ARO的增加和相关长期资产的折旧 都包括在我们综合经营报表的DD&A费用标题中。

所得税

我们确认递延税项资产和负债 本公司财务报表或纳税申报表中已确认的事件的预期未来税务后果。 使用此方法，递延税项资产和负债是根据包含 金额的财务报表与采用制定税率的资产和负债的计税基础之间的差额来确定的。在评估我们的递延税项资产时，我们会考虑是否应为部分或全部可能无法变现的递延税项资产计入估值 准备。递延税项资产的最终实现在每个报告期进行评估，并取决于未来应纳税所得额的产生以及我们利用在临时差额变为可扣除期间结转的营业亏损的能力。我们还考虑了递延税项负债的预定冲销和可用的税务筹划策略。我们确认可归属于所得税的利息作为利息支出的一部分，并将惩罚确认为所得税支出的一部分。

我们在多个国内司法管辖区接受持续的税务审查。因此，我们可能会根据不确定的税收状况的更有可能的结果来记录递增的税费。此外，在适用的情况下，我们调整以前记录的税费，以反映当头寸 有效结清时的审查结果。我们对考试结果和相关税务状况的可能性较大的持续评估需要 判断，可能会增加或降低我们的有效税率，并影响我们的经营业绩。具体何时达到每个税收状况的 解决方案还不确定。

收入确认和相关成本

公司根据ASC主题606确认收入，来自与客户的合同收入，其中包括一个五步收入确认模型，该模型描述了将商品或服务转移给客户的金额 ，该金额反映了公司预期有权交换这些商品或服务的对价 。

我们在石油和天然气生产交付给客户的月份记录收入。由于需要从采购商或不同测量地点收集信息、计算产量、执行油田和井口分配以及将资金分配和支付给各种工作利益合作伙伴和特许权使用费所有者，因此石油和天然气生产收入的收取可能需要长达生产一个月后的60天 。因此，我们根据对我们在生产中所占份额的估计，对收入和应收账款进行应计。我们记录最终收到的实际金额与最终确定期间的原始估计之间的任何差异，这些差异在历史上并不显著。有关进一步讨论，请参阅注5。

我们几乎所有的商品产品销售都是短期的，合同期限为一年或更短。我们采用了一种实际的权宜之计，规定如果履约义务是最初预期期限为一年或更短的合同的一部分，则免除 披露分配给剩余履约义务的交易价格。根据我们的商品产品销售合同，我们向客户开具账单，并在履行我们的业绩义务时确认 收入。当时，我们已经确定付款是无条件的。因此， 我们的商品销售合同不会产生重大合同资产或负债。

原油 油。我们在井口或合同约定的交货点将原油产品出售给我们的客户，包括某些区域中央交货点终端或管道互联。当控制权转移给客户时，我们会考虑与托管、所有权、损失风险和其他合同条款相关的因素，视情况确认收入。定价 以市场指数为基础，对产品质量、位置差异以及中间运输的扣除(如果适用)进行调整。我们收集产品并将其运输到约定的交货点所产生的成本在我们的合并财务报表中确认为收集、加工和运输费用(“GPT”)的 组成部分。

NGL。 我们与某些中游加工供应商签订了天然气加工合同。我们通过集气管道将“湿”天然气输送到中游加工供应商的加工设施入口处，其中一些是我们拥有的，另一些则是由集气服务提供商拥有的。在加工后，NGL被交付或运输给第三方客户。 根据与中游加工供应商关于NGL产品营销的合同安排的性质，我们以毛收入或净收入的形式确认NGL产品的收入。对于我们已确定自己是委托人且最终第三方是我们的客户的合同，我们以毛收入为基础确认收入，并将相关处理成本列为GPT 费用。对于我们确定自己是代理商、中游加工供应商是我们客户的合同，我们按净额确认NGL产品收入，加工成本作为收入减少额列示。

天然气 。经过“湿”天然气的加工和NGL产品的分离后，“干”或残渣气体由加工商购买或在中游加工供应商设施的后门交付给我们 并出售给第三方客户。当控制权转移给客户时，我们会考虑与托管、所有权、损失风险和其他合同条款相关的因素，视情况确认收入。定价基于市场指数，并根据适用情况对产品质量和位置差异进行调整。我们从井口通过加工设施收集和运输的成本在我们的合并财务报表中确认为GPT费用的一个组成部分。

市场营销和水处理服务。我们向我们的某些合资伙伴和其他第三方提供营销和水处理服务，涉及我们作为运营商的石油和天然气生产。此类服务的定价是固定费率费用，如果是营销服务，则基于基础石油和天然气产品的销售价格，对于水服务，则基于处理的水量。营销收入在向客户销售我们的商品产品时同时确认，而水服务收入则在提供服务的当月确认。与我们的 营销工作相关的直接成本包括在一般和行政费用(“G&A”)中，与我们的水务服务工作相关的直接成本从基本收入中扣除。

信贷损失

我们每月监测和评估我们的应收账款组合 ，包括来自我们的客户、我们的共同利益合作伙伴和其他人(如果适用)的信贷损失，因为我们发起了相关的金融资产。我们的审核过程和相关的内部控制适当考虑了 (I)已确定投资组合部门的过去事件和历史经验，(Ii)广泛能源行业的当前经济和相关状况，以及那些具有更广泛适用性的因素，以及(Iii)与我们财务报表中固有的其他估计相一致的合理可支持预测。为了促进我们审查和评估信贷损失的过程，我们确定了以下投资组合细分：(I)我们商品生产的客户和(Ii)共同利益合作伙伴，这些合作伙伴进一步分为以下细分市场：(A)共同经营者，包括共同利益 合作伙伴，我们与这些合作伙伴是物业的非运营共同利益合作伙伴，他们是他们的经营者，(B)大型合伙人 包括在我们作为经营者的物业中维持至少10%营运权益的那些法人实体和(C)所有其他 其中包括在我们作为经营者的物业中维持低于10%营运权益的法人实体以及我们不再与其保持活跃的共同权益关系但继续进行交易(包括合资企业审计结算)的法人实体，该等交易不时产生新的应收账款。

基于股份的薪酬

我们的股票薪酬计划允许向我们的员工和董事授予 激励性和不合格股票期权、普通股、递延普通股单位、限制性股票和限制性股票单位。我们根据奖励的授予日期公允价值来衡量为换取股权分类工具奖励而获得的员工服务成本 。与股权分类奖励相关的补偿成本一般在适用的归属期间内按直线摊销。基于绩效的奖励在实质上代表多个奖励的奖励的适用绩效期限内按等级摊销，或在克里夫授予的奖励的必要服务期限内按比例摊销。与责任分类奖励相关的补偿成本在每个报告期结束时计量，并根据适用的履约期内经过的时间段予以确认。我们在罚没发生时进行确认 。我们在合并运营报表中将与基于股票的薪酬计划相关的基于股票的薪酬支出确认为G&A费用的一个组成部分 。

近期会计公告

我们考虑所有会计准则更新(“华硕”)的适用性和影响。以下未列出的ASU被评估并确定为不适用。

最近发布的会计公告尚未采用

2021年10月，财务会计准则委员会发布了ASU 2021-08，业务合并(专题805)：(“ASU 2021-08”)：核算合同资产和合同负债。ASU 2021-08修改了主题805，要求企业合并中的收购人按照以下规定记录合同资产和合同负债与客户签订合同的收入(主题606)在收购时 ，就好像它发起了合同，而不是按公允价值。此更新从2022年12月15日起对上市公司生效，允许提前采用。采用应前瞻性地适用于在修正案生效日期或之后发生的企业合并，除非提前采用发生在适用其他适用规则的过渡期内。我们预计 采用此更新不会对我们的财务报表产生实质性影响。

附注4-交易

2022

资产收购

2022年，我们完成了对Ranger运营油井的 额外工作权益的收购，以及某些连续的油气生产资产和Eagle Ford页岩中未开发的 英亩。这些收购的总现金对价为1.375亿美元，包括交易完成后的惯常调整。这些交易被计入资产收购。

资产处置

2022年7月22日，我们完成了与Lonestar收购(定义见下文)相关的公司办公楼和相关资产的出售，该等资产在截至2021年12月31日的综合资产负债表上被归类为待售资产。在扣除约80万美元的销售成本以及偿还相关抵押债务和应计利息840万美元后，毛收入为110万美元，总收益净额为180万美元。

2021

收购Lonestar资源

于2021年10月5日(“成交日期”)，本公司收购了美国特拉华州公司Lonestar Resources US Inc.(“Lonestar”)，从而使Lonestar及其附属公司成为本公司的全资附属公司(“Lonestar收购”)。收购Lonestar是根据本公司与Lonestar之间于2021年7月10日订立的合并协议及计划(“合并协议”)而完成。根据合并协议的条款，Lonestar股东在紧接Lonestar收购生效时间 前持有的每股Lonestar普通股换得0.51股本公司普通股。根据公司普通股在2021年10月5日的收盘价30.19美元计算，公司向Lonestar普通股持有人发行的普通股、认股权证和限制性股票单位的总价值约为1.736亿美元。

Lonestar收购构成一项业务组合，并采用收购会计方法入账，兰格石油被视为会计收购人。 根据收购会计方法，Lonestar及其附属公司的资产和负债于Lonestar收购完成之日按其各自的公允价值入账。本公司于2022年第三季度完成收购价格分配。

下表列出了截至收购日，公司对收购的资产和承担的负债的收购价格的最终分配。

从2021年10月5日收购Lonestar的截止日期到2021年12月31日，大约6250万美元的收入和3400万美元的直接运营费用包含在公司截至2021年12月31日的年度综合经营报表中。

Lonestar收购相关费用

下表汇总了截至2021年12月31日的年度与收购Lonestar相关的费用：

员工遣散费及相关成本主要与一次性遣散费和控制权变更补偿成本有关。根据合并协议的条款和前Lonestar雇佣协议中的控制变更条款，为前Lonestar员工和董事加速授予某些Lonestar基于股票的奖励相关的替换奖励基于股票的薪酬成本。

预计经营业绩(未经审计)

以下截至2021年及2020年12月31日止年度的未经审核备考简明财务数据来自本公司使Lonestar收购生效的历史财务报表 ，犹如收购发生于2020年1月1日。以下信息反映了发行公司普通股以换取Lonestar已发行普通股的预计调整，以及基于现有信息和公司认为合理的某些假设进行的预计调整，包括(I)公司为转换Lonestar已发行普通股而发行的普通股和截至Lonestar收购结束日的股权奖励 。(Ii)Lonestar在全成本会计方法下的公允价值已探明石油和天然气资产的损耗，以及Lonestar从成功的努力转换为全成本会计方法的其他影响，及(Iii)预计预计调整的 税务影响。预计经营业绩不包括收购Lonestar可能产生的任何成本节约或其他协同效应，也不包括本公司为整合Lonestar资产而已经或将产生的任何估计成本。

预计合并经营报表 数据仅用于比较目的，并不一定表示在2020年1月1日收购Lonestar时可能出现的结果，也不打算作为对未来结果的预测。

Juniper交易

于Juniper成交日期，(I)根据出资协议的条款，JSTX向合伙企业出资1.5亿美元作为出资，以换取17,142,857股新发行的普通股，公司向JSTX发行了171,428.57股A系列优先股，每股面值为0.01美元，价格等于收购股份的面值， 价格为以下讨论的B类普通股，及(Ii)根据资产协议的条款，包括基于2020年9月1日生效日期(“生效日期”)的某些成交调整，Rocky Creek向我们的运营 子公司贡献了某些石油和天然气资产，以换取5,405,252股新发行的普通股，公司向Rocky Creek发行了54,052.52股A系列优先股(收盘后调整后为5,406,141股A系列优先股和54,061.41股A系列优先股)，价格等于所收购股份的面值，包括495,900股普通股和4,959股A系列优先股，以支持关闭后的赔偿索赔， 其中50%在Juniper截止日期后180天支付，其余部分在Juniper截止日期一年后支付。关于资产协议项下石油及天然气资产的贡献，我们收到了从2020年12月1日至Juniper成交日期期间来自Rocky Creek资产的可归因于生产的收入120万美元。

我们总共产生了1,900万美元的专业费用，包括咨询、法律、咨询费用和与Juniper交易相关的其他成本。于2020年产生及确认为G&A的服务及成本共产生500万美元 。其余1,400万美元的成本于2021年1月产生或因Juniper交易完成而以其他方式产生，包括Juniper交易协议规定本公司须支付的Juniper交易成本550万美元，以及我们与发行A系列优先股及普通股有关的380万美元 成本。总体而言，这些金额被归类为我们综合资产负债表中资本贡献的减少。剩余的470万美元，即专业费用和其他成本，在截至2021年3月31日的季度被确认为G&A的组成部分。

于2021年10月6日，本公司与JSTX及Rocky Creek订立出资及交换协议，根据该协议，A系列优先股的全部已发行股份将按每1/100股A系列优先股换1股B类普通股的比例 交换新发行的B类普通股(“B类普通股”)，A系列优先股的指定被取消 。有关其他信息，请参阅附注15。

下表对Juniper的初始投资和截至Juniper结算日(结算后调整后)的非控股权益的账面价值进行了核对：

由于2021年10月对Lonestar的收购，非控股权益的所有权发生了变化。有关其他信息，请参阅附注15。

附注5-收入确认

如附注3所述，该公司的收入来自原油、天然气和天然气销售及其他服务的合同。

我们的应收账款主要包括来自商品销售的贸易应收账款和合作伙伴就我们经营的物业应支付的联合利息账单。我们的信贷损失准备 完全归因于共同利益合作伙伴的应收账款。我们通常有权扣留未来的收入分配 ，以向共同利益所有者追回逾期应收账款。一般来说，我们的石油、天然气和NGL应收账款在 30至90天内收回。下表按类型汇总了截至显示日期的应收账款：

¹ 有关我们的衍生工具的信息，请参阅附注6。

主要客户

在截至2022年12月31日的一年中，两个 客户贡献了我们综合产品收入的43%，其中27%和16%的综合收入分别来自这些客户。在截至2021年12月31日的一年中，三家客户贡献了我们综合产品收入的48%，其中22%、14%和12%的综合收入分别来自这些客户。在截至2020年12月31日的年度中，三家客户贡献了我们综合产品收入的56%，其中27%、19%和10%的综合产品收入分别来自这些客户。

附注6-衍生工具

我们利用衍生品工具，通常是掉期、看跌期权和看涨期权，向金融机构配售我们认为是可接受的信用风险，以减轻我们 因预期我们未来生产的销售而对大宗商品价格波动的财务敞口，以及可归因于我们的可变利率债务工具的利率波动。出于会计目的，我们的衍生工具不被指定为套期保值工具。 虽然衍生工具的使用限制了不利的商品价格和利率变动的风险，但这种使用也可能限制有利的商品价格和利率变动对未来产品收入和利息支出的有利影响。我们可能会不时签订增量衍生产品合约，以增加我们对冲的名义产量， 重组现有衍生产品合约或订立其他衍生产品合约，以修改现有 合约的条款。根据我们的内部政策，我们不会将衍生工具用于投机目的。

对于我们的大宗商品衍生品，我们通常将掉期、购买的看跌期权、购买的看跌期权、卖出的看跌期权和卖出的看涨期权组合在一起，以实现各种对冲目标。 这些目标中的某些目标导致了组合的运作，包括购买的看跌期权和卖出的看跌期权，包括购买的看跌期权和卖出的看涨期权， 包括购买的看跌期权、卖出的看跌期权和卖出的看涨期权，以及增强型掉期，其中包括 卖出的看跌期权或卖出的看涨期权，并将相关溢价滚动到增强的固定价格掉期等。

商品衍生品

以下是我们使用的商品衍生工具的一般说明：

掉期. 掉期合同是双方当事人之间的一种协议，根据该协议，双方当事人根据指定名义金额或掉期价格在指定日期交换付款，付款是参照指定商品或指数计算的。如果任何结算期的结算价低于该合同的掉期价格，则要求掉期合同的购买对手方按照掉期价格 超过结算价乘以名义成交量的金额向卖出对手方付款。如果任何结算期的结算价高于该合同的掉期价格，我们需要根据结算价格乘以名义成交量的结算价格向交易对手付款。

看跌期权 。看跌期权有一个确定的执行价格，或底价。根据我们的特定套期保值目标，我们以买方和卖方的角色 签订了看跌期权合同。看跌期权的买方向卖方支付溢价以签订合同。当结算价低于底价时，卖方向买方支付的金额等于结算价和执行价之间的差额乘以名义成交量。当结算价高于底价时，看跌期权到期将一文不值。我们购买的某些看跌期权已经推迟了保费。对于递延溢价看跌期权，我们同意在结算时向交易对手支付溢价。

调用 选项。看涨期权有一个固定的执行价格，或上限价格。根据我们的特定套期保值目标，我们以买方和卖方的角色签订了看涨期权合同。看涨期权的买方向卖家支付溢价，以便在看涨期权中输入 。当结算价高于上限价格时，卖方向买方支付的金额等于结算价和执行价之间的差额乘以名义成交量。当结算价低于上限价格时，看涨期权到期将一文不值。

双向 领口。双向看跌期权是一种包含卖出看涨期权和买入看跌期权的安排，前者确定我们将收到的合同成交量的最高价格(上限 价格)，后者根据指数价格确定我们将收到的最低价格(底价)。我们定期进行双向套期保值，以实现特定的对冲目标。当指数价格 高于上限价格时，我们向交易对手支付指数价格与上限价格之间的差额。如果指数价格 介于最低价格和最高价格之间，则任何一方都不应付款。当指标价低于底价时，我们将收到底价和指标价之间的差额。

下表列出了我们截至2022年12月31日的商品衍生品合约：

利率衍生品

截至2022年5月，我们有一系列利率互换合约(“利率互换”)，为我们的部分浮动利率债务设定固定利率。利率掉期的名义金额总计3亿美元，我们为名义金额支付加权平均固定利率1.36% ，交易对手支付等于LIBOR的浮动利率。截至2022年12月31日，我们没有任何利率衍生品。

衍生工具对财务报表的影响

衍生品活动对收入的影响 包括在我们综合经营报表的衍生品收益(亏损)中。于期末已到期但截至资产负债表日仍未收到或支付现金的衍生合约，已在综合资产负债表中确认为应收账款(见附注5)及应付账款及应计负债(见附注12)的组成部分。将净收益与经营活动提供的现金净额进行核对的调整 包括衍生工具损失和现金结算，它们分别在我们的综合现金流量表上的净亏损(收益)和已收到的现金结算和保费(已支付)项下报告。

下表汇总了我们的衍生活动在所述期间的影响 ：

下表汇总了我们选择按总额列报的衍生工具的公允价值，以及截至列报日期 这些工具在综合资产负债表中的位置：

截至2022年12月31日，我们报告的商品衍生品净负债为4130万美元。与这些头寸相关的合同是与大宗商品 衍生品的七个交易对手签订的，所有这些交易对手都是投资级金融机构，都是信贷安排的参与者。这种集中 可能会影响我们的整体信用风险，因为这些交易对手可能会受到经济或其他条件变化的类似影响。 如果衍生品处于资产状况，则通过使用针对交易对手信用风险进行调整的贴现率来计入不良表现风险，如果衍生品处于负债状况，则使用针对我们自己的信用风险进行调整的贴现率。

我们衍生工具所依据的协议 包括与类似类型合约的交易对手结算的条款。我们既未向交易对手支付，也未从交易对手收到任何与我们的衍生品头寸相关的现金抵押品。此外，我们的衍生品合约 不受追加保证金通知或类似加速的影响。不存在与这些交易对手可能欠我们的金额的可收回性有关的重大不确定性 。

有关衍生工具公允价值的资料，请参阅附注13。

附注7--财产和设备，净额

下表汇总了截至 日期的我们的物业和设备：

截至2022年12月31日和2021年12月31日，未经证实的物业成本分别不包括4190万美元和5790万美元的摊销。截至2022年12月31日未摊销的总成本发生在以下期间：2022年为90万美元，2021年为130万美元，2020年为70万美元，2019年之前为3320万美元，以及580万美元的资本化利息。在截至2022年、2022年和2021年12月31日的年度内，我们分别将与已探明的未开发储量相关的2,520万美元和1,780万美元的未探明租赁成本(包括资本化利息)和不太可能钻探或到期的面积 转移到全部成本池中。 根据我们的会计政策，我们在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，分别资本化了530万美元、410万美元和210万美元的内部成本和430万美元、360万美元和270万美元的利息。截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度，每桶已探明油气资产的平均DD&A 分别为16.42美元、12.96美元和15.83美元。

天花板测试

从2020年初开始，某些事件，如新冠肺炎疫情，加上石油输出国组织(“欧佩克”)和俄罗斯 (连同欧佩克，统称为“欧佩克+”)的决定，对石油和天然气行业产生了负面影响，原油价格大幅下跌，原油供应过剩。然后在2021年初，随着疫苗的部署以及由此带来的流动性增加和全球经济活动以及其他因素，对石油的需求增加，大宗商品价格开始回升。在宣布将于2022年11月生效的大幅减产之前，欧佩克+此前曾采取逐步增产的战略。欧佩克+产量水平的这些变化，以及2022年第一季度开始的俄罗斯-乌克兰战争和相关制裁，继续 导致围绕能源供需的高度不确定性，导致大宗商品价格波动。由于石油供应短缺的担忧，WTI原油和天然气价格在2022年上半年分别飙升至每桶120美元和每立方米9美元以上。2022年下半年，WTI原油和天然气价格分别跌至每桶72美元和每立方米4美元以下。

如附注3所述，上限测试采用的是基于每月第一天收盘价的12个月往绩平均价的大宗商品价格。随着2022年大宗商品价格的上涨，我们在截至2022年12月31日的年度内没有记录任何石油和天然气资产的减值。然而，截至2021年和2020年12月31日止年度，受上述各种因素导致的商品价格下跌影响，我们的石油和天然气资产减值分别为180万美元和3.918亿美元。

附注8--资产报废债务

下表核对了截至所示日期的ARO， 这些资产包括在我们合并资产负债表的其他负债中：

附注9--长期债务

下表汇总了截至所示日期的长期债务：

信贷安排

截至2022年12月31日，信贷安排 有10亿美元的循环承付款和9.5亿美元的借款基数，选定的承付款总额为5亿美元，并有2500万美元用于签发信用证。信贷安排下的可获得性不得超过所选承诺总额或借款基数减去未偿还预付款和信用证中较小的一个。信贷安排下的借款基数每半年重新确定一次，通常在每年的春季和秋季。此外，我们和信贷贷款机构可应 请求，在预定重新确定之间的六个月期间的任何时间启动重新确定。信贷安排可供我们用于一般企业用途，包括营运资金。

于2022年6月，我们签订了《信贷协议》 和第12号修正案(“第十二修正案”)。第十二修正案除了其中所述的其他变化外，还对信贷安排进行了修订，从2022年6月1日起生效，(1)将借款基数从7.25亿美元 增加到8.75亿美元，选择的承诺总额保持在4亿美元，以及(2)以有担保隔夜融资利率(SOFR)取代LIBOR，该利率是由短期国库回购协议支持的指数。

2022年9月，我们签订了《信贷协议》 和第13号修正案(《第十三修正案》)。第十三修正案除了其中所述的其他变化外，还对信贷安排进行了修订，以(1)将借款基数从8.75亿美元增加到9.5亿美元，以及 (2)将信贷安排下的选定承诺额总额从4亿美元增加到5亿美元。

信贷安排下的未偿还借款 计息利率等于(A)惯例参考利率加根据信贷安排下的使用率水平确定的适用保证金，范围为1.50% 至2.50%，或(B)自2022年6月1日起生效，期限SOFR参考利率(欧洲美元利率，包括2022年6月1日之前的伦敦银行同业拆借利率)加上2.50%至3.50%的适用保证金，根据信贷安排下的使用率确定。参考利率借款的利息每季度支付一次，按365/366天计算，欧洲美元借款的利息每隔一个月、三个月或六个月支付一次，由借款人选择，按360天的一年计算。于2022年12月31日，信贷安排下未偿还贷款的实际加权平均利率为7.25%。未使用的承诺费按0.50%的费率收取。

信贷安排要求我们维持(1)最低流动比率(按照信贷安排的定义，将总承诺额中未使用的部分视为流动资产)， 截至每个财政季度的最后一天(1.00至1.00)，以及(2)最高杠杆率(合并负债与调整后的利息、税项、折旧、损耗、摊销和勘探费用前收益(EBITDA，EBITDA)之比，两者均在信贷 贷款中定义)，截至每个财政季度的最后一天3.50至1.00。

信贷安排还包括其他惯例的肯定和否定契约，以及违约事件和补救办法。如果我们不遵守信贷安排中的财务和其他契约 ，贷款人可以根据习惯救济权要求立即支付信贷安排项下的所有未偿还金额。截至2022年12月31日，我们遵守了信贷安排下的所有债务契约。

截至2022年12月31日，我们在信贷安排下有2.15亿美元的未偿借款和100万美元的未偿信用证。计入未偿还信用证，截至2022年12月31日，我们在信贷安排下有2.84亿美元的可用资金。 在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内，我们因修订信贷安排而产生的发行成本和资本化成本分别为90万美元和260万美元。此外，在2022年和2021年期间，我们分别注销了与信贷安排修订相关的10万美元 和80万美元的先前递延债务发行成本。

高级债券将于2026年到期，息率9.25%

2021年8月10日，我们的间接全资子公司完成了2026年到期的本金总额为4亿美元的优先无担保票据(“2026年到期的9.25%优先无担保票据”)的发售，该票据的利息为9.25%，并以面值的99.018%出售。2026年到期的9.25%优先票据的债务由ROCC Holdings，LLC(前宾夕法尼亚控股公司，以下简称“控股”)作为借款人承担，并由Holdings为信贷安排提供担保的子公司担保。

为完成对Lonestar的收购，2026年到期的9.25%优先债券的净收益用于偿还和解除Lonestar的2.498亿美元长期债务，包括应计利息和相关费用，剩余的1.462亿美元连同手头现金用于偿还第二笔留置权贷款项下的未偿还债务，包括预付款溢价和应计利息和相关费用。 此后，第二笔留置权定期贷款被终止，并计入债务清偿亏损690万美元，用于支付与预付款溢价、未摊销贴现和发行成本的注销有关的成本。于2021年，我们产生并资本化了1,040万美元与2026年到期的9.25%优先债券相关的发行成本。有关更多信息，请参见注释4。

管理2026年到期的9.25%优先票据的契约 还包括其他惯常的肯定和否定契约以及违约事件和补救措施。

截至2022年12月31日，本公司遵守了该契约下的所有债务契约。

附注10--所得税

下表汇总了我们在所列 期间的所得税拨备：

下表核对了通过对我们的所得税前收入(亏损)应用法定税率计算的所得税 费用(福利)与我们报告的所得税费用 (福利)之间的差额：

下表汇总了截至报告日期的递延所得税资产和负债的主要组成部分：

所得税拨备

在截至2022年和2021年12月31日的一年中，我们没有任何当前的联邦税收优惠。截至2020年12月31日的年度拨备包括可归因于2020纳税年度AMT抵免退款的120万美元的当前联邦福利。截至2019年12月31日在我们的综合资产负债表上确认为流动资产的2020年可归属金额加上2019年可归属金额，于2020年收到，作为与CARE 法案某些条款相关的所有AMT信用的加速。此外，在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内，我们确认了主要可归因于财产和设备的340万美元、120万美元和(270万美元)的递延州税收支出(福利)，以及分别可归因于德克萨斯州保证金税的80万美元、30万美元和40万美元的当前州支出 。截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度，我们的总体有效税率分别为0.9%、1.6%和0.7%。

递延税项资产和负债

截至2022年12月31日，我们有大约7.067亿美元的联邦NOL 结转，其中很大一部分如果不使用，将在2032年至2037年之间到期。2018年1月1日以后发生的空账可无限期结转。由于本规范所有权条款的变更，我们联邦NOL的一部分 在未来可能会受到限制。截至2022年12月31日，我们对联邦和州递延税资产计入了1.58亿美元的估值津贴。我们同时考虑了积极和消极的证据，以确定部分或全部递延税项资产变现的可能性是否更大。然而，如果对结转期内未来应税收入的估计减少或增加，或者如果不再存在客观的负面证据，并额外重视主观的积极证据，包括对增长的预测，则被视为可实现的递延税项资产的金额可能会进行调整。 估值准备以及8,440万美元的递延税项负债完全抵消了我们的递延税项资产。截至2022年12月31日，在我们的综合资产负债表上确认的递延纳税净负债 归因于与财产和设备以及未实现对冲相关的某些国家递延纳税负债 。截至2022年12月31日和2021年12月31日，与所有其他递延税净资产相关的估值免税额仍为全额 。

在Juniper交易之后，Ranger Oil 是一家控股公司，其所有运营资产都在合伙企业内持有。某些联邦递延税项资产和负债 于2021年重新分类为合伙企业投资递延税项负债。

其他所得税事项

截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们没有未确认税收优惠的责任 。于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内，并无确认利息及罚金支出。从2015年起的纳税年度仍然开放，供美国国税局和各州司法管辖区审查。

附注11-租约

我们一般有办公室设施和某些办公设备、某些现场设备(包括压缩机、钻机、原油储罐容量)、 土地地役权和类似的通行权安排，以及某些集气和气举资产的租赁安排。我们的短期租赁包括在以下披露的 中，主要包括我们与某些供应商就运营钻机、原油储油罐容量和我们的现场压缩机的合同安排。我们的主要可变租赁由我们与中游服务提供商达成的气田集气和气举 协议代表，租赁付款按合同固定费率按体积收取。

下表汇总了本报告所示期间我们的总租赁成本的组成部分：

下表汇总了所列期间与租赁有关的补充现金流信息：

下表汇总了截至所列日期与租赁相关的补充资产负债表信息 ：

下表列出了截至所列日期与运营 租约相关的其他信息：

截至2022年12月31日，我们经营租赁负债的到期日 包括：

附注12--补充资产负债表明细

下表汇总了截至所列日期的选定资产负债表 账户的组成部分：