目录表
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区,20549
表格:
截至本财年的
在从日本到日本的过渡期内,日本从日本到日本。
委员会文件编号:
(注册人的确切姓名载于其章程)
| ||
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | (美国国税局雇主 识别号码) |
(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)
根据该法第12(B)款登记的证券:
根据该法第12(G)款登记的证券:无
用复选标记表示注册人是否为证券法规则第405条所定义的知名经验丰富的发行人。*是:*☐
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。☐
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节或15(D)节要求提交的所有报告,以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。
用复选标记表示注册人是否已在过去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。见《交易法》第12B-2条规则中对“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告,证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编,第7262(B)节)第404(B)节对其财务报告内部控制的有效性进行了评估,该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》规则第12b-2条所定义)。*是:*
根据纽约证券交易所美国证券交易所7.55美元的收盘价,非关联公司在2022年12月31日,也就是注册人最近完成的第二财季的最后一个工作日持有的有投票权和无投票权普通股的总市值为$
截至2023年9月8日,注册人的普通股流通股数量,面值0.001美元,为
以引用方式并入的文件
将于本报告所涵盖的财政年度结束后120天内提交的与注册人2023年股东年会相关的委托书部分通过引用并入本报告的第III部分。
目录表
演化型石油公司
表格10-K的2023年年度报告
目录
前瞻性陈述 | II | |
石油行业词汇精选 | 四. | |
第一部分 | ||
第1项。 | 业务 | 1 |
第1A项。 | 风险因素 | 15 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 26 |
第二项。 | 属性 | 26 |
第三项。 | 法律诉讼 | 26 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 26 |
第II部 | 27 | |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 27 |
第六项。 | 已保留 | 28 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 29 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露s | 39 |
第八项。 | 合并财务报表和补充数据 | 40 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 75 |
第9A项。 | 控制和程序 | 75 |
项目9B。 | 其他信息 | 76 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 76 |
第三部分 | 77 | |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 77 |
第11项。 | 高管薪酬 | 77 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 77 |
第13项。 | 某些关系和相关交易,以及董事的独立性 | 77 |
第14项。 | 首席会计费及服务 | 77 |
第四部分 | 78 | |
第15项。 | 展品和财务报表附表 | 78 |
第16项。 | 来自10-K摘要 | 78 |
展品索引 | 79 | |
签名 | 82 |
我们用术语,“EPM,”“公司,”“我们,” “我们,”和“我们的”指演进石油公司,除文意另有所指外,指其全资附属公司。
i
目录表
前瞻性陈述
本10-K表格和本文引用的信息包含符合1995年《私人证券诉讼改革法》、1933年《证券法》第27A节和1934年《证券交易法》第21E节的前瞻性陈述。除有关历史事实的陈述外,所有陈述均为前瞻性陈述。“计划”、“预期”、“项目”、“估计”、“可能”、“假设”、“相信”、“预期”、“打算”、“预算”、“预测”、“预测”和其他类似表述旨在识别前瞻性表述,尽管并不是所有的前瞻性表述都包含这样的识别词语或短语。这些声明出现在许多地方,包括关于我们的计划、信念或当前预期的声明,包括我们高级管理人员和董事的计划、信念和期望,其中可能包括但不限于以下内容:
● | 我们对计划、战略和目标的期望,包括预期的发展活动和资本支出; |
● | 我们的资本配置战略、资本结构、预期的资金来源、长期股东价值的增长以及保持资产负债表实力的能力; |
● | 我们的多流域投资组合的好处,包括运营和商品灵活性; |
● | 根据我们的股票回购计划,我们有能力最大限度地增加现金流,并将多余的现金流用于支付股息和回购股票; |
● | 估计我们的石油、天然气和天然气的产量和商品组合; |
● | 预期的石油、天然气和天然气价格; |
● | 预期的钻井和完井活动; |
● | 估计我们的石油、天然气和天然气储量和可开采量; |
● | 我们获得信贷和其他流动资金来源的能力,以在整个商品价格周期中履行金融义务; |
● | 我们根据环境、社会和公司治理(“ESG”)业绩获得资金的能力受到限制; |
● | 未来利息支出; |
● | 我们有能力管理债务和财务比率,为增长提供资金,并遵守财务契约; |
● | 风险管理方案的实施和结果,包括对大宗商品价格和利率波动的风险敞口,对冲的石油和天然气产量,以及对冲的市场或实物销售地点; |
● | 联邦、州、省和地方规章制度变化的影响; |
● | 预期遵守当前或拟议的环境要求,包括成本; |
● | 温室气体(“GHG”)排放限制和可再生能源激励可能产生的影响; |
● | 关于废弃和场地填海费用的拨备是否充足; |
● | 我们的运营和财务灵活性、纪律和应对不断变化的市场状况的能力; |
● | 宣布和支付未来股息以及任何预期回购我们的已发行普通股; |
● | 我们对税收和法律索赔的拨备是否足够; |
● | 我们管理成本膨胀和预期成本结构的能力,包括预期的运营、运输、加工和人工费用; |
● | 我们相对于同行的竞争力,包括在资本、材料、人员、资产和生产方面的竞争力; |
● | 石油、天然气和天然气库存以及全球对石油、天然气和天然气的需求; |
● | 石油和天然气行业的总体前景,包括地缘政治环境变化的影响; |
● | 不利天气事件; |
● | 预计人员配置水平; |
● | 与我们的承诺、义务和或有事项相关的预期付款,以及满足这些要求的能力;以及 |
● | 会计和税务公告、规则变化和标准可能产生的影响。 |
II
目录表
告诫读者不要过度依赖前瞻性陈述,这些陈述本质上涉及许多假设,并受到已知和未知风险和不确定性(其中许多风险和不确定性超出我们控制范围)的影响,这些风险和不确定性可能导致实际事件或结果与明示或暗示的情况大不相同和/或产生不利影响,这些前瞻性陈述包括但不限于以下假设:
● | 未来商品价格和基差; |
● | 我们获得信贷安排和搁置招股说明书的能力; |
● | 我们公司指导中包含的假设; |
● | 有吸引力的商品或金融套期保值的可用性以及风险管理方案的可执行性; |
● | 期望交易对手将根据收集、加工、运输和销售协议履行其义务; |
● | 获得适当的收集、运输、加工和储存设施; |
● | 假定的税收、特许权使用费和监管制度; |
● | 根据我们的历史经验和我们对历史行业趋势的看法而作出的预期和预测,并与之大体一致;以及 |
● | 这里包含的其他假设。 |
提醒读者,上面提到的假设、风险和不确定性以及本文引用的其他文件(如果有)并不是详尽无遗的。尽管我们认为前瞻性陈述所代表的预期是合理的,但前瞻性陈述只是对我们当前信念的预测和陈述,不能保证这种预期将被证明是正确的。
在考虑任何前瞻性陈述时,读者应牢记可能导致我们的实际结果与任何前瞻性陈述中包含的结果大不相同的风险因素。可能导致实际结果与本文前瞻性陈述中的结果大不相同的重要因素包括石油、天然气和天然气的商品价格变化的时间和程度、经营风险和第一部分第1a项所述的其他风险因素。风险因素在本报告的其他地方,以及在我们提交给证券交易委员会的未来报告中可能会不时描述的情况。读者还应结合我们的合并财务报表和相关附注以及项目7来考虑这些信息。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析在这份报告中。还可能存在我们无法预料或本报告中没有描述的其他因素,通常是因为我们目前认为这些因素并不重要。这些因素可能会导致结果与我们的预期大相径庭。
前瞻性陈述仅在发表之日起发表,除非法律要求,否则我们不承诺对这些陈述进行更新。然而,建议读者查看我们在提交给美国证券交易委员会的文件中就相关主题所做的任何进一步披露。
三、
目录表
石油行业精选术语汇编
术语 |
| 定义 |
|
Bbl | 一个库存油罐桶,液体体积为42加仑,这里指的是油或NGL。 | ||
Bcf | 十亿立方英尺。 | ||
BFPD | 每天要装几桶液体。 | ||
教委会 | 桶油当量。BOE的计算方法是将6微克当量的天然气和42加仑的NGL换算为1桶石油,这反映的是能源当量,而不是价格等值。每桶天然气价格和每桶天然气价格往往与同等数量的石油有很大不同。 | ||
博伊普德 | 每天的桶油当量。 | ||
波普 | 每天的石油产量。 | ||
BTU | 英制热量单位:能量的标准计量单位,等于将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。一桶油通常为5.8MMBTU,一标准MCF通常为一MMBTU。 | ||
公司2 | 二氧化碳;一氧化碳2是一种可在自然形成的油藏中找到的天然气,通常与古老的火山有关,是制造和电力生产的主要副产品,也可通过注入油层来提高石油采收率。 | ||
已开发储量 | 预计可回收的任何类别的储量:(I)通过现有设备和作业方法的现有油井,或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小的油井;及(Ii)通过已安装的开采设备和在储量估计时运行的基础设施(如果开采方式不涉及油井)。 | ||
提高采收率 | 提高石油采收率;涉及向油层注入热、混相或不混相气体或化学品的项目,通常是在充分的一次和二次水驱采油工作之后,以便从油层获得增量采油。 | ||
字段 | 由一个或多个储集层组成的区域,这些储集层都集中在相同的地质构造特征和/或地层特征内或与之相关。 | ||
场外活动 | 将全部或部分经营权从工作权益所有人(转让人或出让方)出售或转让给受让人(转入方),受让人承担全部或部分开发负担,以换取财产的权益。转让人可以保留压倒一切的特许权使用费或任何其他类型的利益。出于联邦税收的目的,根据转让人保留的具体权利和分割的利益,农舍出租可以被构建为出售或租赁。 | ||
总英亩或总油井 | 参与的总英亩或油井数量,无论拥有多少工作权益。 | ||
水平钻井 | 包括从垂直井筒水平钻出,从而潜在地增加与储集层接触的井筒的面积和覆盖范围。 | ||
水力压裂 | 包括在高压下将含有或不含颗粒的流体注入地层,从而在岩石中产生裂缝,并将颗粒留在裂缝中,以确保裂缝保持开放,这可能会增加储油层生产石油或天然气的能力。 | ||
爱情 | 租赁经营费用(S);为经营一口井而发生的当期费用。 | ||
Mbbl | 一千桶。 | ||
MMbbl | 一百万桶。 | ||
MBOE | 一千桶油当量。 | ||
MBoepd | 每天一千桶油当量。 | ||
Mmboe | 一百万桶油当量。 | ||
麦克夫 | 在标准条件下1000立方英尺的天然气,大约是海平面压力和60华氏度的温度。 | ||
MMCF | 在标准条件下,100万立方英尺的天然气,大约是海平面压力和60华氏度的温度。 | ||
MMBtu | 一百万英制热量单位。 | ||
矿产特许权使用费权益 | 由作为租约基础的矿产所有者保留的特许权使用费权益。看见“版税利益。” |
四.
目录表
净英亩或净井 | 在总英亩或总油井中拥有的零碎工作权益的总和。 | ||
NGL | 天然气液体;乙烷、丙烷、丁烷和天然汽油的混合物,可以通过加工从天然气中去除,通常是通过利用低温的制冷工厂,或通过利用压缩、降温和膨胀到较低压力的工厂。 | ||
非经营性权益 | 在石油和/或天然气资产中的权益,但不参与或对该资产的实际运营负有任何责任。 | ||
非经营性工作权益 | 在石油和/或天然气资产中的权益,但不参与或对该资产的实际运营负有任何责任,但承担该资产的开发和运营成本。 | ||
纽约商品交易所 | 纽约商品交易所。 | ||
OOIP | 原生石油;在开采之前对储集层中原始储油桶的估计。 | ||
运算符 | 石油和天然气合资企业的参与者,管理合资企业,支付合资企业成本,并向合资企业的非经营者收取风险成本份额的账单。运营商还负责营销所有石油和天然气生产,除了那些以实物形式生产的非运营商。 | ||
凌驾于版税权益或ORRI之上 | 由经营性或经营性权益产生的特许权使用费权益。与特许权使用费权益不同,最重要的特许权使用费权益随着其创建或分割的经营权益而终止。看见“版税利益。” | ||
渗透性 | 流体流过水库的容易程度的量度。测量单位是达西(D)或其任何度量派生,例如毫达西(Md),其中一达西等于1,000毫达西。10毫达西或更低的极低渗透率通常与页岩等源岩有关。从源岩中提取碳氢化合物比砂岩储层更难,砂岩储层的渗透率通常在一到两个达西或更高。 | ||
孔隙度 | 孔隙空间(或开阔区域)相对于储集层总体积的相对体积,以百分比表示。在一定的储集层立方体体积内,孔隙度较高的岩石为油气聚集提供了比孔隙度较低的岩石更大的储存空间。 | ||
一次恢复方法 | 利用自然或初始储层压力结合人工举升技术(如泵)从储集层中开采石油和天然气。 | ||
生产储量 | 已经开发和投产的任何类型的储量。* | ||
生产井 | 已经开发和投产的任何油井。* | ||
已探明已开发储量 | 预期可回收的已探明储量:(I)通过现有设备和作业方法的现有油井,或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小;及(Ii)通过已安装的开采设备和在储量估计时运行的基础设施(如开采方式不涉及油井)。 | ||
已探明的已开发非生产储量 | 已探明储量已开发且不需要大量资本支出才能投产,但由于时机、市场或缺乏与天然气销售管道的第三方已完成连接而尚未投产。 | ||
已探明开发生产储量(“PDP”) | 已探明的已开发和投产的储量。* | ||
已探明储量 | 在提供经营权的合同到期之前,地质和工程数据合理确定地证明未来几年可从现有经济、运营方法和政府法规下的已知油藏中开采的石油、天然气和天然气的估计数量,除非有证据表明续签是合理确定的,无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。提取碳氢化合物的项目必须已经开始,或者经营者必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。* |
v
目录表
已探明未开发储量(“PUD”) | *(1)未钻井面积的储量应仅限于直接抵消在钻井时可合理确定产量的开发间隔区,除非存在使用可靠技术的证据,证明在更远的距离上具有合理的经济可开采性。(2)只有在通过了一项开发计划,表明计划在五年内进行钻探的情况下,未钻探的地点才可被归类为具有未开发储量,除非具体情况有理由延长时间。(Iii)在任何情况下,未开发储量的估计均不得归因于任何拟采用注液或其他经改进的开采技术的面积,除非该等技术已被同一储油层或类似储油层的实际工程证明有效,或已由使用可靠技术并确立合理确定性的其他证据证明有效。 | ||
现值 | 当用于石油和天然气储量时,现值是指按当前石油和天然气储量价格(仅考虑合同安排规定的价格变化)计算的估计未来净收入,减去使用贴现率计算的估计未来支出(基于开发和生产已探明储量的当前成本),并假设现有经济状况持续下去。 | ||
高产井 | 正在生产石油或天然气或有能力生产的油井。 | ||
PV-10 | 指与储量相关的未来净收入(估计未来毛收入减去估计未来生产、开发和资产报废成本)的现值,按每年10%的折现率计算,不一定与市场价值相同。PV-10不包括估计的未来所得税。除非另有说明,PV-10采用美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)要求的定价方案计算。已探明储量的PV-10的计算方法与贴现未来净现金流量的标准计量方法相同,不同之处在于,未来现金流量贴现的标准化计量方法包括按每年10%贴现的未来估计所得税。见对贴现未来净现金流量的标准化度量的定义。 | ||
水库 | 一种多孔、可渗透的地下地层,含有可采石油和/或天然气的自然聚集,被不透水的岩石或水屏障所限制,是独立的,与其他储集层分开。 | ||
版税或特许权使用费权益 | 矿产所有者在石油或天然气生产中的份额(通常在1/8到1/4之间),不含成本,但除非出租人是政府,否则需缴纳遣散费。在某些情况下,特许权使用费所有者承担一定比例的天然气销售成本,如加工、压缩和收集。 | ||
二次采矿法 | 通过注水(注水)从储集层中开采石油和天然气,以保持或增加储集层压力,并将石油转移到生产井。 | ||
关井 | 一口没有投入生产,但没有被封堵和废弃的油井。可能会关闭油井,以预期未来作为生产井的效用、封堵和废弃或其他用途。 | ||
标准化测量 | 对未来净现金流贴现的标准化衡量标准。标准化衡量标准是对与已探明储量相关的未来净现金流的估计,按10%的年利率贴现。未来净现金流是通过估计未来所得税支出减去未来净收入并以每年10%的折现率计算出来的。标准化措施和探明储量的PV-10以相同的方式计算,只是标准化措施包括以每年10%贴现的未来估计所得税。该标准化措施符合美国公认的会计准则(“公认会计原则”)。 | ||
三次采矿法 | 从储油层中开采石油和天然气,将气体、热量或化学物质注入储油层,以改变石油的物理性质并帮助其开采,也称为提高石油采收率(EOR)。 | ||
未开发储量 | 预计将从未钻井面积的新油井或需要较大支出才能重新完成的现有油井中回收的任何类别的储量。* |
VI
目录表
注水井 | 一口井,用来在高压下向生产地层注入水,以保持足够的压力来生产可采储量。 | ||
工作利益 | 对现有石油和天然气的权益,承担着物业的开发和运营成本。也称为营业权益。 | ||
修井 | 为恢复、维持或提高油井产量而对已完成油井进行的补救作业。 |
* | 本定义可以是美国证券交易委员会在S-X规则第4-10(A)条中定义的完整定义的简略版本。 |
第七章
目录表
第I部分
第1项:国际业务
注:看见石油行业词汇精选从第四页开始。
一般信息
易化石油公司(“易化”,及其合并子公司,“公司”、“我们”、“我们”或类似术语)是一家独立的能源公司,专注于通过对美国陆上石油和天然气资产的所有权和投资实现股东总回报最大化。我们的长期目标是通过收购和选择性开发机会、提高产量以及对我们的石油和天然气资产的其他开采努力,从长期石油和天然气资产的多元化投资组合中获得最大的总股东回报。
最新发展动态
分红宣言
2023年9月11日,Evolution董事会批准并宣布2023年9月29日支付的季度股息为每股普通股0.12美元。
高级担保信贷安排
2023年5月5日,我们签署了高级担保信贷安排第十修正案,目前借款基数为5000万美元。此项修订将我们的高级抵押信贷工具的到期日延长至2026年4月9日,并将我们的基准利率从伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)转换为有担保隔夜融资利率(SOFR),外加0.05%的信用利差调整。关于这项修正案和我们的高级担保信贷安排的进一步讨论,请参阅项目7下的“流动资金和资本资源”。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析.
首席营运官的任命
2023年2月23日,我们宣布董事会任命J.Mark Bunch为首席运营官(COO)。邦奇自2016年以来一直为该公司提供咨询服务。2023年2月21日,我们与邦奇先生签订了一份聘书,阐述了他作为首席运营官的薪酬。
委任行政总裁
2022年10月27日,我们宣布董事会选举凯利·W·洛伊德为总裁兼首席执行官(以下简称首席执行官)。洛伊德自2022年6月以来一直担任临时首席执行官,并自2008年以来一直担任董事会成员。我们与洛伊德签订了一份聘书,列出了他在2022年10月25日担任首席执行官时的薪酬。在开始受雇时,Loyd先生不再获得作为董事会成员的服务报酬。
股份回购计划
2022年9月8日,董事会批准了一项股票回购计划,根据该计划,我们有权在2024年12月31日之前在公开市场回购最多2500万美元的普通股。我们打算从运营活动提供的可用营运资金和现金中为回购提供资金。随着我们继续专注于最大化股东总回报的目标,董事会和管理团队认为,股票回购计划是对现有股息政策的补充,是进一步提高股东回报的节税手段。这些股票可以在公开市场交易中不时回购,也可以通过私下协商的交易或联邦证券法规定的其他方式回购。时机以及根据该计划回购的股票的数量和价值将取决于各种因素,包括管理层的
1
目录表
评估我们股票的内在价值、我们的资本需求和资源、我们普通股的市场价格、一般市场和经济状况以及适用的法律要求。我们董事会授权回购的股份价值并不要求我们回购该等股份或保证该等股份将被回购,该计划可随时暂停、修改或终止,而无需事先通知。
一旦我们完成了对高级担保信贷工具的借款偿还,并在2022年12月走出了封锁期,我们就进入了一项规则10b5-1计划,授权经纪商在公开市场回购股票,但须遵守预先定义的交易量和价格限制。该计划包括30天的冷静期,不允许在2023年1月之前开始回购。该计划的有效期至2023年6月30日,在此期间的最高授权金额为500万美元。在截至2023年6月30日的年度内,根据该计划回购了60万股我们的普通股,总成本约为390万美元,其中包括增量直接交易成本。这些库存股随后被注销。我们可能会在未来加入额外的规则10b5-1计划,其条款将由董事会批准。
业务战略
我们的业务战略是根据我们对经营环境和市场的评估,根据我们对其他利益相关者的义务,实现股东总回报的最大化。我们实现股东回报最大化目标的战略的关键要素是:
● | 保持强劲的资产负债表和保守的财务管理; |
● | 通过投资我们现有的物业、直接收购新低下跌、长寿的石油和天然气资产、有选择的开发机会或增值收购类似公司来扩大资产基础;以及 |
● | 通过随着时间的推移维持和增加我们的股息支付或在公开市场回购我们的股票来向股东返还现金。 |
属性
我们的石油和天然气资产由以下区域的未运营权益组成:怀俄明州萨伯莱特县的Jonah油田;北达科他州的Wiliston盆地;位于德克萨斯州北部的Barnett页岩;位于怀俄明州温泉县的Hamilton Dome油田;路易斯安那州东北部德里油田的德里Holt-Bryant单位;以及德克萨斯州中部四口陆上油井的小型优先特许权使用费权益。
2
目录表
乔纳·菲尔德--怀俄明州萨伯莱特县
我们在位于怀俄明州Sublette县的天然气和NGL资产--Jonah油田的非运营权益包括约20%的平均净营运权益和约15%的平均净收入权益,这些权益位于约950英亩的净地上,全部由生产部门持有。这些物业由Jonah Energy(“Jonah”)运营,该公司是该地区的一家老牌运营商。
在截至2023年6月30日的年度内,约拿油田资产的平均日净产量为1.9 MBoepd,其中包括90%的天然气、5%的NGL和5%的石油。从我们的约拿油田生产的碳氢化合物销往西海岸市场。
威利斯顿盆地--北达科他州威利斯顿
我们在威利斯顿盆地的非经营性权益,即石油和天然气生产资产,包括约39%的平均净营运权益和约33%的平均净收入权益,这些权益分布在北达科他州的比林斯、金谷和麦肯齐县,占地约43,300英亩(约92%由生产持有)。这些物业由基金会能源管理公司(“基金会”)运营,该公司是该地区的一家老牌运营商。
在截至2023年6月30日的一年中,我们威里森盆地物业的平均日净产量为0.5MBoepd,其中78%是石油,13%是NGL,9%是天然气。主要产油层为三叉组、普隆霍恩组和巴肯组。从威利斯顿盆地资产中生产的碳氢化合物被出售给当地炼油厂和买家。
巴尼特页岩公司-德克萨斯州北部
我们在Barnett Shale的非营运权益(Barnett Shale是一个生产天然气和天然气的页岩油气藏)包括约17%的平均净营运权益和约14%的平均净收入权益(包括小型凌驾性特许权使用费权益),该权益位于北得克萨斯州九个县(博斯克、丹顿、埃拉斯、希尔、胡德、约翰逊、帕克、萨默维尔和塔兰特)生产所持有的约21,000英亩净地上。石油和天然气资产主要由多元化能源公司运营,约10%的油井由其他六家运营商运营。
在截至2023年6月30日的一年中,我们Barnett页岩资产的平均日净产量为320MBoepd,其中76%是天然气,23%是NGL,1%是石油。产出的储集层是巴尼特页岩,它也是烃源岩。从我们的Barnett页岩资产中生产的碳氢化合物销往墨西哥湾沿岸市场。
汉密尔顿穹顶--怀俄明州温泉县
我们在哈密尔顿穹顶油田的非运营权益包括约24%的平均净营业利息和相关的20%的平均净收入利息(包括一小笔最重要的特许权使用费权益)。我们持有约1,400英亩净地的总面积约5,900英亩的单位化油田由私人石油和天然气公司Merit Energy Company(“Merit”)运营,该公司拥有Hamilton Dome油田剩余开采权益的绝大部分。汉密尔顿穹顶油田位于怀俄明州西北部大角盆地的西南部地区。
截至2023年6月30日止年度,哈密尔顿穹顶油田物业的平均每日净产量为0.4MBoepd,其中100%为石油。该油田的主要产油层为天幕和磷灰岩。该油田生产的石油受加拿大西部精选定价的影响。
德里油田强化采油公司2 洪水泛滥-路易斯安那州岸上
我们在德里油田的非运营权益,一家CO2-提高采收率项目,包括大约24%的平均净工作利息,以及相关的19%的收入利息和大约20%的压倒一切的特许权使用费和矿产权益
3
目录表
7%,总平均净收入利息约为26%。该油田由Denbury Inc.的子公司Denbury Onshore LLC(“Denbury”)运营。德里油田位于路易斯安那州东北部富兰克林、麦迪逊和里奇兰教区,占地约14,000英亩,约合3,200英亩净英亩。
在截至2023年6月30日的一年中,我们德里油田资产的平均日净产量为110万桶,其中80%是石油,20%是NGL。该油田的主要产油层是塔斯卡卢萨和帕鲁西地层。该油田生产的石油价格低于路易斯安那州轻质低硫(LLS)原油,后者的交易价格通常高于西德克萨斯中质原油(WTI)。
请参阅“生产量、平均销售价格和平均生产成本“有关我们的物业及其财政年度业绩的进一步信息,请参阅下表。
估计的石油和天然气储量和估计的未来净收益
美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)为石油和天然气公司制定了与储量估计和披露要求相关的规则。这些规则将要求按重要地理区域披露石油和天然气已探明储量,使用往绩12个月平均价格,计算方法是报告所述期间结束前12个月内每个月的每月第一天价格的未加权算术平均值,而不是年终价格,并允许使用新技术来确定已探明储量,前提是这些技术经经验证明能够得出关于储量的可靠结论。除有限的例外情况外,规则还将要求,只有在通过了一项开发计划,表明计划在五年内钻探的情况下,已探明的未开发储量才可被归类为已探明的未开发储量。
估计已探明储量的数量存在许多固有的不确定性,随着更多有关物业的数据可用,储量数量和价值的估计必须被视为可能发生重大变化。
截至2023年财政年度油气储量摘要
截至2023年6月30日,我们的已探明储量(以数千桶油当量(MBOE)计价)是由我们的独立油藏工程师荷兰休厄尔联合公司(NSAI)和DeGolyer and MacNaughton(D&M)估计的,这两家公司都是全球石油顾问。
NSAI评估了我们约拿油田和威利斯顿盆地的储量。在截至2022年6月30日的财年中,我们收购了每一处房产,NSAI开始对这些房产进行评估。他们的程序的范围和结果在该公司的一封信中进行了总结,这封信作为本年度报告的附件99.1以Form 10-K的形式提供。
D&M评估了我们的Barnett页岩、哈密尔顿穹顶和德里油田的储量。他们的程序的范围和结果在该公司的一封信中进行了总结,这封信作为本年度报告的附件99.2以Form 10-K的形式提供。
下表列出了我们截至2023年6月30日的估计探明储量。有关更多储备信息,请参阅我们的补充披露石油和天然气性质(未经审计)列在我们合并财务报表的第8项中。财务报表和补充数据。纽约商品交易所(NYMEX)之前用于计算估计收入的12个月非加权算术平均月初价格为每桶石油83.23美元,每MMBtu天然气4.78美元。每桶天然气净价为33.71美元,没有任何可比的参考指数价格。NGL的价格是基于收到的历史价格。对于没有历史价格信息的时期,我们使用地理区域的可比定价。根据每个物业和产品的质量、加工、运输、位置和其他定价方面的不同,应用了定价差异。
4
目录表
截至2023年6月30日的探明储量
油 | 天然气 | NGL | 总储量 | 百分比 | |||||||
储备类别 |
| (MBbls) |
| (MMcf) |
| (MBbls) |
| (MBOE)(1) |
| 已证明的总数 | |
已证明: | |||||||||||
发达的生产 | 7,062 | 90,103 | 5,263 | 27,343 | 87.7 | % | |||||
发达的非生产国 | 122 | 29 | 9 | 136 | 0.4 | % | |||||
未开发 | 2,687 | 2,431 | 605 | 3,697 | 11.9 | % | |||||
已证明的总数 | 9,871 | 92,563 | 5,877 | 31,176 | 100.0 | % | |||||
产品组合 | 32% | 49% | 19% | 100% | |||||||
按属性证明的总数: | |||||||||||
乔纳·菲尔德 | 346 | 34,743 | 417 | 6,554 | 21.0 | % | |||||
威利斯顿盆地 | 4,219 | 3,655 | 886 | 5,714 | 18.3 | % | |||||
巴尼特页岩 | 90 | 54,165 | 3,380 | 12,498 | 40.1 | % | |||||
哈密尔顿穹顶场 | 2,331 | — | — | 2,331 | 7.5 | % | |||||
德里球场 | 2,885 | — | 1,194 | 4,079 | 13.1 | % | |||||
已证明的总数 | 9,871 | 92,563 | 5,877 | 31,176 | 100.0 | % |
(1) | 当量石油储量的定义是6立方英尺天然气和42加仑天然气对一桶石油的转换率,这反映的是能源等价性,而不是价格等价性。每立方米天然气价格和每桶天然气价格往往与同等数量的石油有很大不同。 |
储量估算过程的内部控制和监督公司整体储量估算过程的技术人员的资格
我们关于储量估计的内部控制政策要求此类估计由一家独立的石油工程公司在内部储备工程团队的监督下编制,其中包括我们的首席运营官。我们的内部储备工程团队在石油工程领域拥有80多年的经验。我们的首席运营官,负责监督我们储量估计的准备工作,拥有德克萨斯A&M大学石油工程理学学士学位,是德克萨斯州的注册专业工程师(排名86704),拥有超过40年的石油和天然气经验,包括大型独立公司和金融公司的项目和收购服务。我们的董事会还监督我们的储量评估过程,并包括一个储量委员会,该委员会拥有独立的董事,他是德克萨斯州(编号47279)的注册专业工程师,具有能源公司储量评估的经验。此类储量评估符合公认的石油工程和美国证券交易委员会建立的评估原则、定义和指南。
本文件中的储量信息是基于NSAI和D&M编制的估计数。NSAI负责编制储量报告的人是石油工程师Matthew D.Pankey,P.E.潘基先生是德克萨斯州(排名142931)的注册专业工程师,自2019年以来一直在美国国家石油学会从事石油工程咨询业务,并拥有六年以上的行业经验。D&M负责准备储备报告的人是常务副主任总裁博士。伊尔克博士于2003年在伊斯坦布尔技术大学获得石油工程理学学士学位,并于2005年和2010年分别在德克萨斯A&M大学获得石油工程硕士和博士学位,他在石油和天然气储集层研究和评估方面拥有超过1300年的经验,是德克萨斯州的注册专业工程师(排名139334)。
我们向NSAI和D&M提供我们的财产权益、生产、当前运营成本、当前生产价格、估计的废弃成本和其他信息,以便他们准备储量估计。在提交给储备工程师之前,我们的高级管理团队和指定的操作人员会审查这些信息,以确保数据的准确性和完整性。NSAI和D&M程序的范围和结果以及他们的专业资格分别在本10-K表格年度报告附件99.1和附件99.2的信函中概述。
5
目录表
已探明未开发储量
在截至2023年6月30日的年度内,我们已探明的未开发(PUD)储量变化如下:
油 | 天然气 | NGL | 总储量 | |||||
已探明的未开发储量: |
| (MBbls) |
| (MMcf) |
| (MBbls) |
| (MBOE)(1) |
2022年6月30日 | 2,608 | 2,197 | 623 | 3,597 | ||||
对先前估计数的修订 | (19) | 234 | (38) | (18) | ||||
改进恢复、扩展和发现 | 98 | — | 20 | 118 | ||||
2023年6月30日 | 2,687 | 2,431 | 605 | 3,697 |
(1) | 当量石油储量的定义是6立方英尺天然气和42加仑天然气对一桶石油的转换率,这反映的是能源等价性,而不是价格等价性。每立方米天然气价格和每桶天然气价格往往与同等数量的石油有很大不同。 |
截至2023年6月30日,我们的PUD储量为3.7亿MMBOE,相关的未来开发成本约为7170万美元,这主要与Wiliston盆地的物业相关。向下修正是由于威利斯顿盆地物业的开发时机和经济假设的调整。延长0.1MMBOE与德里油田运营商Denbury目前正在钻探的两口新井有关。请参阅“演练和演示活动以进一步讨论我们对威利斯顿盆地物业的PUD的预期开发。
演练和演示活动
目前,我们的石油和天然气资产都不是由我们运营的。因此,我们依赖运营商提供的有关近期钻井计划的信息。由于我们的某些物业被认为是完全开发的,因此没有计划在2024财年在约拿油田、巴尼特页岩和汉密尔顿穹顶油田钻探新油井。目前,我们在威利斯顿盆地、哈密尔顿穹顶油田和德里油田的物业运营商正在定期运行修井机,专注于恢复发生机械故障的油井的项目。
在德里油田,第三方运营商Denbury目前正在该油田钻探两口新的向下倾斜的油井。这些油井预计将在2024财年第一季度完工并首产。Denbury还在评估开发试验场V的技术和经济可行性。如果他们建议继续进行该项目,根据我们目前对该项目的分析,我们预计将成为积极的参与者。截至2023年6月30日,由于时间原因,测试地点V不包括在我们的已探明储量中。在2024财年,在威利斯顿盆地,我们正在与我们的运营商Foundation一起评估针对Birdear地层的两个侧钻地点的钻探。继续评估威利斯顿盆地其他侧钻地点和未开发钻探地点的工作正在进行中。
进一步讨论见项目7下的“资本支出”。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析.
6
目录表
生产量、平均销售价格和平均生产成本
下表汇总了我们的原油、天然气和天然气液体产量、单位平均销售价、等值基础上的平均日产量、生产成本和单位生产成本:
截至2010年6月30日的年度 | ||||||||||||||||||
2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||||
| 卷 |
| 价格 |
| 卷 |
| 价格 |
| 卷 |
| 价格 | |||||||
生产: | ||||||||||||||||||
原油(Mbbl) | ||||||||||||||||||
乔纳·菲尔德 | 36 | $ | 84.58 | 10 | $ | 112.50 | — | $ | — | |||||||||
威利斯顿盆地 | 144 | 79.38 | 71 | 101.25 | — | — | ||||||||||||
巴尼特页岩 | 9 | 76.12 | 9 | 82.56 | 2 | 52.50 | ||||||||||||
哈密尔顿穹顶场 | 149 | 65.18 | 150 | 76.03 | 143 | 42.23 | ||||||||||||
德里球场 | 319 | 81.57 | 358 | 86.57 | 410 | 49.43 | ||||||||||||
其他 | 2 | 88.03 | 21 | 58.57 | — | — | ||||||||||||
总计 | 659 | $ | 77.46 | 619 | $ | 85.11 | 555 | $ | 47.59 | |||||||||
天然气(MMCF) | ||||||||||||||||||
乔纳·菲尔德 | 3,675 | $ | 10.63 | 1,000 | $ | 7.80 | — | $ | — | |||||||||
威利斯顿盆地 | 96 | 4.48 | 40 | 6.30 | — | — | ||||||||||||
巴尼特页岩 | 5,337 | 4.55 | 6,087 | 5.11 | 963 | 2.73 | ||||||||||||
其他 | 1 | 4.66 | 14 | 1.21 | — | — | ||||||||||||
总计 | 9,109 | $ | 7.00 | 7,141 | $ | 5.49 | 963 | $ | 2.73 | |||||||||
天然气液体(Mbbl) | ||||||||||||||||||
乔纳·菲尔德 | 36 | $ | 34.76 | 12 | $ | 52.92 | — | $ | — | |||||||||
威利斯顿盆地 | 24 | 27.23 | 10 | 38.50 | — | — | ||||||||||||
巴尼特页岩 | 274 | 32.54 | 256 | 46.91 | 78 | 24.37 | ||||||||||||
德里球场 | 81 | 34.95 | 83 | 48.02 | 93 | 18.95 | ||||||||||||
其他 | 1 | 26.15 | 3 | 18.33 | — | — | ||||||||||||
总计 | 416 | $ | 32.86 | 364 | $ | 46.89 | 171 | $ | 21.42 | |||||||||
等效(MBOE)(1) | ||||||||||||||||||
乔纳·菲尔德(2) | 685 | $ | 63.37 | 189 | $ | 50.57 | — | $ | — | |||||||||
威利斯顿盆地(2) | 184 | 68.12 | 88 | 88.93 | — | — | ||||||||||||
巴尼特页岩 | 1,173 | 28.89 | 1,280 | 34.27 | 241 | 19.23 | ||||||||||||
哈密尔顿穹顶场 | 149 | 65.18 | 150 | 76.03 | 143 | 42.23 | ||||||||||||
德里球场 | 400 | 72.13 | 441 | 79.32 | 503 | 43.80 | ||||||||||||
其他 | 2 | 73.71 | 25 | 52.08 | — | — | ||||||||||||
总计 | 2,593 | $ | 49.56 | 2,173 | $ | 50.13 | 887 | $ | 36.87 | |||||||||
平均日产量(BOEPD)(1) | ||||||||||||||||||
乔纳·菲尔德(2) | 1,877 | 518 | — | |||||||||||||||
威利斯顿盆地(2) | 504 | 241 | — | |||||||||||||||
巴尼特页岩 | 3,214 | 3,507 | 660 | |||||||||||||||
哈密尔顿穹顶场 | 408 | 411 | 392 | |||||||||||||||
德里球场 | 1,096 | 1,208 | 1,378 | |||||||||||||||
其他 | 5 | 68 | — | |||||||||||||||
总计 | 7,104 | 5,953 | 2,430 | |||||||||||||||
生产成本(单位为千,不包括每个京东方) | ||||||||||||||||||
租赁运营成本 | 金额 | 按京东方 |
| 金额 | 按京东方 |
| 金额 | 按京东方 | ||||||||||
乔纳·菲尔德 | $ | 12,350 | $ | 18.03 | $ | 2,990 | $ | 15.82 | $ | — | $ | — | ||||||
威利斯顿盆地 | 5,581 | 30.42 | 2,419 | 27.49 | — | — | ||||||||||||
巴尼特页岩 | 20,756 | 17.70 | 22,825 | 17.83 | 3,028 | 12.56 | ||||||||||||
哈密尔顿穹顶场 | 5,574 | 37.45 | 5,480 | 36.53 | 4,080 | 28.53 | ||||||||||||
德里球场 | 15,275 | 38.22 | 14,933 | 33.86 | 9,463 | 18.81 | ||||||||||||
其他 | 9 | 3.35 | 10 | 0.40 | 16 | — | ||||||||||||
总计 | $ | 59,545 | $ | 22.96 | $ | 48,657 | $ | 22.39 | $ | 16,587 | $ | 18.69 |
(1) | 当量石油储量的定义是6立方英尺天然气和42加仑天然气对一桶石油的转换率,这反映的是能源等价性,而不是价格等价性。每立方米天然气价格和每桶天然气价格往往与同等数量的石油有很大不同。 |
(2) | 上表所示的日均产量代表我们的财政年度产量除以全年365天。在Wiliston和Jonah,自2022年1月14日和2022年4月1日至2022年6月30日分别收购以来,我们的平均日产量分别为0.5MBoepd和2.1MBoepd。 |
7
目录表
生产井
下表列出了截至2023年6月30日我们拥有工作权益的生产油井和天然气井的数量。
公司运营 | 非运营 | 总计 | ||||||||||
| 毛收入 |
| 网络 |
| 毛收入 |
| 网络 |
| 毛收入 |
| 网络 | |
油 | — | — | 344 | 84.3 | 344 | 84.3 | ||||||
天然气 | — | — | 1,491 | 216.8 | 1,491 | 216.8 | ||||||
总计 | — | — | 1,835 | 301.1 | 1,835 | 301.1 |
种植面积
下表列出了截至2023年6月30日我们的已开发和未开发租赁面积的某些信息。已开发面积是指钻井或完成油井的面积,足以生产商业数量的石油和天然气。未开发面积是指未钻探或完成油井的面积,无论该面积是否包含已探明储量,都可以进行商业数量的石油和天然气生产。
已开发种植面积 | 未开发面积 | 总计 | ||||||||||
字段(1) |
| 毛收入 |
| 网络 |
| 毛收入 |
| 网络 |
| 毛收入 |
| 网络 |
乔纳·菲尔德,怀俄明州 | 5,280 | 956 | — | — | 5,280 | 956 | ||||||
北达科他州威利斯顿盆地 | 124,800 | 37,306 | 20,943 | 6,020 | 145,743 | 43,326 | ||||||
巴尼特页岩,德克萨斯州 | 123,777 | 20,918 | — | — | 123,777 | 20,918 | ||||||
汉密尔顿穹顶球场,怀俄明州 | 5,908 | 1,389 | — | — | 5,908 | 1,389 | ||||||
路易斯安那州德里球场 | 9,126 | 2,180 | 4,510 | 1,077 | 13,636 | 3,257 | ||||||
总计(2) | 268,891 | 62,749 | 25,453 | 7,097 | 294,344 | 69,846 |
(1) | 除我们在北达科他州威利斯顿盆地的未开发种植面积(见下表)外,所有种植面积,包括任何未开发、非生产或未钻探的种植面积,只要该单位保持连续生产,就由现有生产持有。 |
(2) | 该表不包括可归因于德克萨斯州吉丁斯油田地区不同地层中保留的少量凌驾性特许权使用费权益的面积。除了在2019财年末开始两次租赁的De Minimis生产外,目前没有任何此类面积在生产,如果租赁没有由其他人维护或商业生产没有建立,我们的权益将到期。目前看来,我们不太可能从这些权益中获得任何重大价值,也没有为吉丁夫妇的任何权益分配任何准备金。 |
下表反映了我们截至2023年6月30日在北达科他州威利斯顿盆地的净未开发面积,如果我们不在包括此类面积的单位上支付数量以维持租赁,这些面积将每年到期:
净种植面积 | ||
财政年度 | 期满(1) | |
2024 | 440 | |
2025 | 1,664 | |
2026 | 860 | |
2027 | — | |
2028年及以后 | 309 | |
3,273 |
(1) | 不包括现有生产所拥有的2,747英亩净地,只要该单位继续生产即可。 |
市场和客户
我们的产品以符合行业惯例的方式向第三方销售。在我们经营物业的美国市场,原油、天然气和NGL很容易运输和销售。在
8
目录表
乔纳·菲尔德,我们将我们的天然气和NGL工作权益实物生产和市场分别交给签订了六个月天然气合同的买家和NGL的Enterprise Products Partners L.P.。我们目前没有将我们在威利斯顿盆地、巴尼特页岩、哈密尔顿穹顶油田或德里油田生产的石油、天然气或NGL产量份额与运营商的产量份额分开销售。虽然我们有权将我们的工作权益用于实物生产,但我们目前正在根据现场运营商的销售合同中的交付和定价条款通过他们销售我们的产品。在这种安排下,我们通常不知道买家的身份。
作为一家非运营商,我们高度依赖我们的第三方运营商的成功,以及与他们的运营相关的决策。除了乔纳油田,我们的第三方运营商将我们的石油、天然气和NGL出售给买家,收集现金,并将现金分配给我们。在截至2023年6月30日的一年中,约83%的总收入来自乔纳油田、巴尼特页岩和德里油田。为了实现多元化,我们在巴尼特的最大运营商将大约26%的总收入汇给了我们,在德里油田,油田的运营商Denbury将大约22%的总收入汇给了我们。在乔纳油田,我们以实物形式生产天然气和天然气,在本年度,我们将总收入的约17%出售给了康菲石油。在截至2022年6月30日的一年中,三家运营商分别分配了我们10%以上的石油、天然气和天然气收入,约占全年总收入的83%。
我们五个主要生产资产中的任何一个的买家损失或这些油田的管道运输中断可能会对我们的已实现净定价产生不利影响,并可能影响我们的近期产量水平。
市况
我们收到的原油、天然气和天然气的价格受到许多我们无法控制的因素的影响,这些因素的确切影响很难预测。这些因素包括供需变化、美元相对强势、政府监管、天气以及主要外国生产商的行动。
过去几年,石油和天然气价格一直波动,我们预计这种波动将继续下去。全球卫生流行病、地缘政治、国际贸易中断和关税、宏观经济、供需、炼油产能、石化生产和衍生品交易等世界性因素影响着石油、天然气和NGL的价格。当地和国内因素也影响石油、天然气和天然气的价格,包括产量趋势、质量差异、监管、立法和某些产区和储集层特有的运输问题。
竞争
石油和天然气行业在前景、种植面积和资本方面都具有很强的竞争力。我们的竞争对手包括大型综合石油和天然气公司、众多独立石油和天然气公司、个人以及钻探和收入项目。我们的许多竞争对手都是实力雄厚的大型公司,运营人员和资本资源都要多得多。竞争对手在范围上是国家、地区或地方的,并以财力、技术能力或当地知识为基础进行竞争。我们行业的主要竞争因素是特定地理区域和地质系统的专业知识,以及有效开展业务、实现技术优势、确定和获得经济上可生产的储量以及以允许经济投资的速度获得资本的能力。
风险管理
我们面临与我们正在进行的业务运营相关的某些风险,包括大宗商品价格风险。根据我们的公司政策和高级担保信贷安排下的契约,衍生工具偶尔被用来对冲我们对价格波动的风险,并减少与预期未来石油和天然气生产销售相关的现金流的可变性。我们不会以投机交易为目的订立衍生工具合约。
虽然有许多不同类型的衍生品工具可用,但在历史上,我们一直使用无成本的套头和固定价格掉期来试图管理价格风险。无成本项圈协议用于建立看跌期权和看涨期权
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目录表
一定时期内固定生产量的最低和最高商品价格。所有无成本项圈协议规定,如果协议下的和解价格超过上限,则向交易对手付款,如果协议下的和解价格低于下限,则由交易对手付款。固定价格掉期协议要求根据期间石油或天然气的指数价格是高于还是低于根据固定价格掉期协议为合同期间确定的固定价格,向交易对手付款或从交易对手那里获得收入。
我们的政策是,只与管理层认为有能力和有竞争力的市场庄家的信誉良好的金融机构的交易对手签订衍生品合同。我们将在未来继续评估使用衍生品的好处。我们的对冲策略和目标可能会随着我们运营状况的变化而变化。见项目7A。关于市场风险的定量和定性披露和注7,“衍生品”列在我们合并财务报表的第8项中。财务报表和补充数据以获取更多信息。
政府监管
作为一家石油和天然气勘探和生产公司,我们的利益受到众多法律要求的制约。
石油和天然气生产的监管
联邦、州和地方当局颁布了涵盖石油和天然气勘探、生产及相关业务的广泛规定。这些规定要求我们的第三方运营商获得许可,提交保证金和提交报告。它们还可能涉及保护问题,包括石油和天然气性质的统一或汇集、井的位置、钻井和套管井的方法、钻井的地面使用和恢复井的性质、钻井、完井和废弃过程中使用的水的来源和处理、确定井的最高采收率以及井的封堵和废弃。这些规定的效果是限制我们可以生产的石油和天然气的数量,限制我们可以生产的井的数量或地点。此外,许多州对石油的生产和销售征收生产税或分手税。在其管辖范围内的天然气和天然气液体。如果不遵守任何适用的法律要求,可能会导致重大处罚。由于此类法规经常被修改或重新解释,我们无法预测未来的合规成本或影响。然而,可能需要大量支出来遵守政府法律法规,并可能对我们的财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
石油、天然气运输管理办法
原油、凝析油、天然气液体和天然气的价格是通过谈判确定的,目前不受监管。但一直积极参与石油和天然气监管的国会,未来可能会实施价格管制。
我们的原油和天然气销售受到可获得性、运输条件和运输成本的影响。联邦能源管理委员会(“FERC”)主要监管州际石油和天然气运输费率。在某些情况下,FERC的规定也可能影响州内管道。此外,各州可以对州内管道施加与安全、环境保护、非歧视性收取和支付费率等事项有关的各种义务。州内石油和天然气管道监管的基础以及对此类问题的监管和审查程度因州而异。尽管有效的州际和州内费率同样适用于所有可比托运人,但我们相信,对石油和天然气运输费率的监管不会以任何方式影响我们的业务,与我们处于类似情况的竞争对手的业务不会有任何实质性差异。
环境问题
我们的酒店受到与保护环境、工人安全和人类健康相关的广泛和不断变化的联邦、州和地方法律法规的约束。此类要求可解决以下问题:
● | 材料的产生、储存、搬运、排放、运输和处置; |
● | 填海或补救场地,包括以前的作业区; |
● | 获得许可证或其他授权; |
10
目录表
● | 空气排放; |
● | 保护供水; |
● | 限制在荒野或其他环境敏感地区进行建筑、钻探和其他活动;以及 |
● | 环境影响评估。 |
不遵守这些要求可能会导致各种制裁,包括罚款、行政命令和禁令。此外,发证当局可以撤销、不利条件或拒绝我们的业务所需的许可证。管理层认为,我们的物业基本上符合适用的环境法律和法规,我们对资本支出没有重大承诺以符合现有的环境要求。然而,现有环境法律和法规或其解释的变化可能会对我们的公司以及整个石油和天然气行业产生重大影响。可能影响我们运营的重大环境要求如下所述。
《综合环境、反应、补偿和责任法案》(CERCLA)和类似的州法规对场地的所有者和经营者以及安排处置在此类场地发现的危险物质的人规定了严格的责任,在某些情况下还规定了连带责任。邻近的土地所有者或其他第三方也对据称因释放到环境中的任何危险物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。尽管CERCLA目前将石油排除在其“危险物质”的定义之外,但我们的业务确实涉及处理可能受该法规约束的其他化学品。此外,影响我们财产的州法律可能会规定与石油和石油相关产品有关的清理责任。联邦资源保护和回收法案(RCRA)和类似的州法规管理着“固体废物”和“危险废物”的处置。违反规定可能会导致巨额罚款。尽管RCRA目前将某些油田废物归类为“非危险”,但此类勘探和生产废物可能会被重新归类为危险废物,从而使我们的业务受到更严格的处理和处置要求。此外,在某些情况下,RCRA授权联邦政府和个人寻求强制令,要求清理废物,无论是危险的还是非危险的。
《濒危物种法》保护被列为濒危物种的鱼类、野生动物和植物。根据欧空局,勘探和生产业务不得显著损害或危及受保护物种或其栖息地。欧空局规定了对故意违规行为的刑事处罚。我们的业务也可能受到其他保护动植物的法规的约束,如《候鸟条约法》。尽管我们相信我们的资产符合这些法规,但这些法规的任何变化或将某个物种重新归类为濒危物种,都可能使我们的公司(直接或间接通过我们的第三方运营商)承担修改业务的巨额费用,可能迫使某些业务完全停止,并可能限制我们的第三方运营商未来可以使用的地点。
《清洁空气法》(“CAA”)是针对空气排放源的综合性联邦法律。石油和天然气生产以及天然气加工业务是CAA规定的众多来源类别之一。石油和天然气作业的受监管排放包括二氧化硫、挥发性有机化合物(VOCs)和有害空气污染物,如苯等。
特别是,环境保护局(EPA)于2021年11月发布了拟议的CAA法规,并于2022年11月加强和扩大了该法规,该法规将对石油和天然气行业新的、现有的和改装的设施排放甲烷(一种温室气体)和挥发性有机化合物施加更全面的限制。在其他方面,环保局提出的新规则将要求各州实施符合或超过石油和天然气设施既定减排指导方针的计划。这些法规和建议,以及任何其他要求安装更先进的污染控制设备的新法规,都可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
《清洁水法》(CWA)是控制向美国水域排放产出水和其他污染物的主要联邦法律。此类排放和在水域和湿地进行建筑活动必须获得许可证。一些州还要求获得可能影响地下水的排放或作业许可。
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CAA、CWA和类似的州法规授权对违规行为进行民事、刑事和行政处罚。此外,CWA和石油污染法可能会要求影响地表水的陆上设施的所有者或运营者承担责任。
根据《安全饮用水法》,环保局(或授权的州)管理注水井的建设、运营、许可和关闭,这些注水井用于将石油和天然气废物和其他流体置于地下,以加强碳氢化合物的回收、储存或处置。注水井运行要求的主要目标是确保注水设备的机械完整性,并防止流体从注水区迁移到地下饮用水来源。与石油和天然气作业有关的地下注入,特别是产出水的处理,在某些情况下与局部地震有关。这反过来又导致了新的立法和监管举措,有可能限制某些油井的注水或限制某些地区的作业。
我们感兴趣的某些石油和天然气生产是从非常规来源开发的,需要在完井过程中进行水力压裂。水力压裂包括在压力下将水、砂和化学物质注入地层以刺激生产。美国国会不时提出立法,废除《安全饮水法》对水力压裂的豁免,使其不受“地下注水”定义的限制,并要求联邦政府允许水力压裂。如果通过,这样的立法将增加水力压裂的成本。
对水力压裂活动的审查仍在以其他方式继续。我们物业所在的几个州已经提议或通过了对水力压裂的立法或监管限制。一些市政当局也同样颁布了水力压裂禁令。我们无法预测是否会颁布任何其他限制水力压裂的立法,如果是,它的条款会是什么。如果通过在联邦、州或地方一级通过新的法律法规来要求额外的监管和许可水平,这可能会导致延误、增加运营成本和工艺禁令,这可能会对我们的收入和运营结果产生实质性的不利影响。
《国家环境政策法》要求联邦机构在作出决定之前评估其拟议行动对环境的影响。在《国家环境政策法》涵盖的广泛行动中,包括关于许可证申请和联邦土地管理的决定。我们第三方运营商的许多活动都涉及受《国家环境政策法》约束的联邦决定。这样的联邦行动可能会引发严格的《国家环境政策法》审查,这可能会导致延迟和成本增加,从而可能对我们的收入和运营结果产生实质性的不利影响。此外,2022年,拜登政府推翻了特朗普政府时期颁布的旨在简化《国家环境政策法》审查的规则的变化。修订后的法规为进一步审查对气候变化的影响奠定了基础,这可能会影响对从石油和天然气租赁到公共和印度土地开发等一系列项目的评估。
气候变化
气候变化已经成为美国和世界各地公众关注的主要问题和政策问题。许多辩论都集中在石油和天然气的温室气体(GHG)排放上,特别是二氧化碳和甲烷。
在美国,没有针对气候变化的全面联邦监管法规,尽管国会确实会定期考虑此类措施。因此,在联邦一级,美国主要是根据现行法规,通过行政行动和监管举措解决气候变化问题。这些措施包括重新加入《巴黎气候变化协定》、拜登政府承诺到2030年将温室气体排放量减少到2005年水平的50%-52%、各种行政命令、限制可用于石油和天然气租赁的土地、美国甲烷减排行动计划(旨在到2030年将甲烷排放总量在2020年的基础上减少30%)以及《清洁空气法》规则(如2021年11月提出的监管石油和天然气行业甲烷的提案)。此外,几个州已经实施或正在考虑减少温室气体排放的计划。这些措施包括总量管制和交易计划、推广替代能源、运输标准和限制。
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关于特定的温室气体。如果采取新的气候变化措施,我们的第三方运营商必须进一步控制温室气体排放,我们的业务可能会受到不利影响。
此外,最近的法院裁决留下了一个悬而未决的问题,即根据州普通法,指控财产损害的侵权索赔是否可以针对温室气体排放源进行。因此,此类索赔存在一定的诉讼风险。
可能采取的应对气候变化的立法或法规也可能会影响我们产品的市场,因为这会让我们的产品比竞争对手的能源更受欢迎。例如,如果我们的产品与温室气体排放更高的能源竞争,我们的产品在市场上就会变得更受欢迎,对温室气体排放施加更严格的限制。但在2022年,美国颁布了《通胀削减法案》,其中包括创造了一系列经济激励措施,旨在阻止石油和天然气的使用(包括对甲烷排放征收费用),并促进替代能源的使用。在某种程度上,我们的产品正在与温室气体排放较低的能源,如太阳能和风能,在这种政府干预下,我们的产品在市场上可能会变得不那么受欢迎。目前,我们无法确定地预测这些可能性将如何影响我们的运营。
关于气候变化的各种研究表明,我们经营的地区未来可能会出现极端天气条件和其他风险。虽然到目前为止,我们还没有经历过这种极端条件的任何实质性影响,但不能保证它们不会在未来对我们的业务产生实质性的不利影响。
见项目1A中标题为“政府对石油和天然气业务的监管和责任以及环境事项可能对我们的业务和业务结果产生不利影响”的讨论。风险因素.
保险
我们为我们的石油和天然气财产和运营提供风险保险,并按照行业惯例的金额进行保险。此类保险包括但不限于一般责任、超额责任、油井控制、运营商额外费用、意外伤害、欺诈以及董事和高级管理人员的责任保险。并不是所有的损失都投保了,我们通过免赔额、限额和自我保留保留了一定的损失风险。我们不承保业务中断或利润损失保险。
人力资本、可持续发展和ESG
员工
截至2023年6月30日,我们有11名全职员工,不包括合同人员和外包服务商。由于我们目前专注于非经营性物业,我们的员工不成比例地倾向于工资较高的专业人员。我们相信,我们与员工之间有着积极的关系。我们的团队在石油和天然气运营、开发、收购和融资方面经验丰富。我们遵循的战略是将大部分物业会计、人力资源、行政和其他非核心职能外包出去。对于我们的全职员工,我们的福利方案由董事会决定,包括医疗、牙科和视力保险、短期残疾、基于员工部分基本工资的401(K)缴费、基于短期和长期绩效和服务的激励薪酬(即年度奖金和股票奖励),以及带薪休假。
我们的员工将接受年度培训,并将签署一份关于我们的政策和披露的确认书,这些政策和披露包括但不限于企业可持续发展报告(“CSR”)、员工手册、人权、道德准则、健康和安全、紧急程序、利益冲突、内幕交易、贿赂、回扣、歧视、多样性、平等和包容性。
可持续发展与ESG
在2023财年,我们成立了可持续发展委员会,负责监督我们的环境社会治理(ESG)倡议。在2021-2022财年,在我们董事会、提名和公司治理委员会以及高级管理层的监督下,我们可持续努力的基础
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和CSR由ESG特别工作组领导。《进化》的最新一期《企业社会责任报告》发表于2022年10月。这份报告可在我们的网站www.evolutionPetroleum.com上查阅。
ESG工作组正式确定了我们现有的ESG计划,提出并实施了新的ESG计划,监督了对我们内部和第三方可持续性标准的遵守情况,并为我们的利益相关者提供了公开披露。每年,我们都会继续披露、加强、实施和培训一些新的和现有的政策和程序。这些措施包括但不限于:实施慈善捐赠计划和员工志愿者计划,为董事会和员工提供年度全公司ESG培训计划,实施安全检查和健康与安全协调员,以及将ESG考虑纳入我们的薪酬结构。
我们致力于高标准的行为和道德,以促进我们业务的可持续性。我们的核心价值观是支持我们的战略和长期成功的基础。我们相信诚信至上,我们致力于以环境、社会和道德上尊重和负责任的方式开发和生产能源资源。我们的员工对我们的成功至关重要,因此我们促进和维护一个安全和包容的工作环境。我们从战略上进行长期规划,努力维护资本纪律、利益相关者透明度,并持续关注向股东返还资本。我们与第三方运营商合作,这些运营商与我们一样希望以负责任的方式运营和工作,特别是在他们运营的自然环境中。
我们德里油田的运营商Denbury Inc.是碳捕获、利用和封存领域的行业领先者,拥有一个CO网络2提高采收率业务与美国最大的CO运营系统2输电管道。据报道,截至2022年年底,Denbury注入了300多万吨捕获的工业来源CO2每年,目标是实现范围1、范围2和范围3 CO的净零2到2030年,主要通过增加捕获的工业来源CO的数量来实现排放2在他们的行动中使用。
乔纳能源公司是美国领先的可持续天然气生产商之一。2021年,乔纳能源公司是第一家也是唯一一家获得联合国环境规划署国际甲烷排放观察站宣布的金标评级的美国公司。
作为我们现有物业的非营运者,我们无法直接控制物业层面的环境倡议。然而,我们认为,重要的是与第三方运营商合作,这些运营商分享我们的核心价值观,并致力于成为负责任地生产能源的环境管理员。我们认识到,运营商在保护环境和环境管理方面的期望、要求和责任在继续发展。我们一直并将继续致力于支持我们的第三方运营商满足这些期望、要求和责任。
在2023财年,我们实施了第一份年度自愿环境运营商问卷,代表我们的第三方运营商收集各种环境指标。此外,我们还与我们的第三方运营商定期召开运营会议,讨论资产级别运营、费用、任何环境问题和合规,包括ESG以及与健康和安全相关的主题。
我们不向环保局报告范围1温室气体或直接排放,因为我们不是我们物业的运营商,也不对我们的石油和天然气资产和运营进行财务控制。我们倾向于与致力于减少其范围1温室气体排放的第三方运营商合作,我们鼓励他们酌情加快这方面的努力。该公司在其企业社会责任报告中报告了其位于德克萨斯州休斯顿的公司办公室的估计范围2温室气体排放量。范围2温室气体排放量是根据代表购买电力的间接排放量计算的。我们是租赁公司办公楼空间的众多租户之一,不知道我们空间的实际用电量。因此,我们通过将为整个建筑购买的电力乘以我们占用的楼面面积的百分比来估计我们的消耗量。CSR中也报告了用水量,并以类似的方式计算。
我们保持着一条全天候运营的热线,允许员工、顾问、合作伙伴和承包商进行匿名和保密的报告,包括通过电话或互联网(电话:877-628-7489/网站:www.epm.ert tline.com)举报关注或违反我们政策的行为。
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附加信息
我们向美国证券交易委员会提交Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告和其他报告。我们向美国证券交易委员会提交的报告可以通过我们的网站免费向公众提供,网址是www.evolutionPetroleum.com。在向美国证券交易委员会提交或提交报告后,可在合理可行的情况下尽快在我们的网站上查阅这些报告。本年度报告Form 10-K和我们的其他文件也可以通过以下方式获得:公司秘书,地址:德克萨斯州休斯敦阿什福德路1155号套房,邮编:77079,或致电(713)935-0122。这些报告也可以在华盛顿特区20549号第五街450号的美国证券交易委员会公共资料室获得。公众可致电美国证券交易委员会1-800-美国证券交易委员会-0330索取公共资料室的运作资料。美国证券交易委员会还保留了一个网站www.sec.gov,其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人的信息。
项目1A.三个风险因素
我们的业务涉及很高的风险。如果实际发生以下任何风险,或本年度报告10-K表格中其他地方描述的任何风险,我们的业务、财务状况或运营结果可能会受到影响。下面描述的风险并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险也可能对我们产生不利影响。
与我们的业务相关的风险:
石油和天然气价格大幅或持续下跌可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩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。
我们收到的石油和天然气价格对我们的收入、盈利能力、获得资本的途径、资本支出和未来的增长率都有很大影响。截至2023年6月30日,我们已探明储量的约32%是石油储量,49%是天然气储量,19%是天然气储量。石油、天然气和天然气都是大宗商品,它们的价格会随着供需的相对较小的变化而出现较大的波动。从历史上看,石油、天然气和天然气市场一直不稳定,这些市场未来可能会继续波动。我们收到的产品价格取决于许多我们无法控制的因素,包括但不限于以下因素:
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我们几乎所有的产品都是以基于市场的价格以短期(不到12个月)合同的形式出售给买家。石油、天然气和天然气价格的下跌将降低我们的现金流、借款能力、我们储备的现值,以及我们开发未来储备的能力。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资。较低的石油、天然气和天然气价格也可能减少我们可以经济地生产的石油、天然气和天然气的数量,这可能导致我们的石油、天然气和天然气储量的下降。一般来说,我们对冲的石油和天然气产量远远低于我们所有的预期产量,而且通常只有在满足我们的高级担保信贷安排要求的情况下才会进行对冲。在一定程度上,如果我们没有对产量进行对冲,石油、天然气和天然气价格的任何重大和持续的下跌都可能对我们的财务状况产生不利影响。
我们现有的已开发石油和天然气产量将下降;我们可能无法获得或开发维持我们的生产和商业运营所需的额外石油和天然气储量。
随着储量的枯竭,已开发的石油和天然气资产的产量会下降,下降的速度取决于储集层的特征。环境问题、运营问题或缺乏对我们任何资产的长期未来投资将导致我们的石油、天然气和NGL的净产量随着时间的推移大幅下降,这可能会对我们的财务状况产生实质性的不利影响。
我们关注的资源类型存在很大的运营风险。
我们的业务计划侧重于收购和开发部分枯竭、天然裂缝或低渗透油藏中的已知资源。我们的哈密尔顿穹顶油田和德里油田产自较浅的储集层,而我们的乔纳油田、威利斯顿盆地和巴尼特页岩产自较深的储集层。较浅的储集层通常压力较低,这通常意味着储量较低。较深的储集层压力更高,储量通常也更多,但捕获这些储量往往会增加钻井和完井成本和风险,通常情况下,初始产量递减率更高。低渗透油藏需要大量的增产措施才能开发商业生产。天然裂缝性油藏需要穿透足够的未枯竭裂缝才能建立商业生产。枯竭的油藏需要成功地应用较新的或更昂贵的技术来生产增量储量。我们在这些不同类型的水库上开发和应用技术的方法可能会对我们的运营结果产生重大不利影响。
《纽约时报》2-德里油田的EOR项目,由Denbury运营,需要大量的CO2储量、开发资金和技术专长,其来源迄今已由运营商承诺。2023年7月13日,埃克森美孚公司(“埃克森美孚”)宣布已达成收购Denbury的最终协议。埃克森美孚关于德里油田的计划不得而知。为充分开发提高采收率项目并最大限度地实现物业价值,仍需投入更多资本。运营商未能管理这些风险和其他技术、环境、运营、战略、财务和物流风险,最终可能导致从计划的CO中提高回收2-EoR项目在数量和/或时间上低于我们的预期。此类事件可能会对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。
我们对我们不经营的物业上的活动的控制有限。
我们所有的财产权益都是由第三方工作权益所有者运营的,而不是我们。因此,我们影响或控制此类物业的运营或未来发展的能力有限,包括遵守环境、安全和其他标准,或我们将被要求为此类物业提供资金的资本支出金额。这些物业的经营者可能会以不符合我们最佳利益的方式行事。此外,我们依赖这些项目的其他营运权益所有者为他们在这些项目的资本支出中的合同份额提供资金。这些限制以及我们对这些项目的运营商和其他工作权益所有者的依赖可能会导致我们产生意想不到的未来成本,导致产量下降,并对我们的财务状况和运营结果产生重大和不利影响。
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我们将面临与收购相关的风险。
我们定期评估对储量、物业、前景、租赁和其他似乎符合我们整体业务战略的战略交易的收购。成功收购生产型物业需要对几个因素进行评估,包括但不限于:
● | 可采储量; |
● | 未来石油和天然气价格及其适当的差异; |
● | 开发和运营成本; |
● | 未来钻探和生产的潜力; |
● | 卖方物业所有权的有效性,在成交时可能低于预期;以及 |
● | 潜在的环境问题、诉讼和其他责任。 |
这些评估的准确性本质上是不确定的。关于这些评估,我们对我们认为与行业实践大体一致的主题属性进行了审查。我们的审查将不会揭示所有现有或潜在的问题,也不会允许我们充分熟悉这些物业,以充分评估其不足之处和潜在的可开采储量。检查并不总是在每口井上进行,在进行检查时,不一定在地面或其他地方观察到环境问题。即使发现了问题,卖方也可能不愿意或不能针对全部或部分问题提供有效的合同保护。此外,如果发生这样的收购,我们最终可能会对与收购相关的未知义务承担责任,更重要的是,我们对未来石油和天然气价格、差额、储量或产量的假设可能被证明是重大不准确的,并对我们的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。
我们可能会遇到整合新收购的石油和天然气资产或业务的困难。
通过收购增加我们的储备基础一直是我们业务战略的重要组成部分。我们可能会遇到整合新收购的石油和天然气资产或业务的困难。特别是,在有效整合职能和整合程序、人员和业务运作方面,我们可能面临重大挑战。如果不能成功地将这些物业或业务整合到我们的公司中,可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。我们进行的任何收购都可能涉及许多风险,包括:
● | 我们的负债和营运资金需求大幅增加; |
● | 不能及时有效地整合最近收购的企业或资产的业务; |
● | 为处理因收购的企业或资产而产生的不可预见的环境和其他负债而产生的巨额费用; |
● | 收购前因被收购企业或资产的经营而产生的负债; |
● | 我们在被收购企业运营的地区缺乏钻探或运营历史; |
● | 被收购企业的客户或关键员工流失; |
● | 增加对新人员的管理; |
● | 由于我们的业务范围和复杂性增加而增加的成本; |
● | 对我们正在进行的业务的潜在干扰;以及 |
● | 运营商对估计的开发做出的假设可能不准确或可能发生变化。 |
此外,重大收购可能会改变我们业务和业务的性质,这取决于收购物业的性质,这些物业可能具有显著不同的运营和地质特征,或者与我们现有的物业处于不同的地理位置。在某种程度上,如果我们收购的物业与我们目前拥有的物业或需要不同技术专长的物业有很大不同,我们可能无法像在我们目前的足迹和专业知识范围内进行收购一样有效地实现这些收购的经济效益。我们可能无法成功应对这些风险或在我们可能进行的任何收购中遇到的任何其他问题。
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石油和天然气开发、将油井从一个油层重新完井到另一个油层、恢复油井生产以及钻探和完成新油井都是投机活动,涉及许多风险和大量不确定的成本。
我们的增长将部分依赖于我们物业未来开发计划的成功。钻探石油和天然气、开采天然气和重新开采现有油井涉及许多风险。钻井、完井和操作油井的成本是巨大的和不确定的;钻井作业可能会由于我们无法控制的各种因素而减少、推迟或取消,包括但不限于:
● | 意外的钻井条件; |
● | 储集层压力波动或不规则; |
● | 设备故障或事故; |
● | 井喷和其他危险物质的泄漏; |
● | 在适用的情况下,无法以经济条件获得或维持租约; |
● | 货物和服务的成本和可获得性,如钻机、压裂刺激服务和管材; |
● | 恶劣的天气条件; |
● | 遵守政府的要求;以及 |
● | 钻机或人员供应短缺或延误以及设备交付。 |
钻探或返工是一种投机性很强的活动。即使充分和正确地利用,现代完井和生产技术,如水平钻井或CO2尽管石油和(或)天然气被注入,但不能保证我们能找到并生产经济数量的石油和/或天然气。我们未来的钻井、完井和生产活动可能不会成功,如果不成功,这种失败将对我们未来的运营业绩和财务状况产生不利影响。
我们还可以通过一些方法来识别和开发前景,其中一些方法可能包括水平井或三次注入剂,而另一些方法可能未经证实。这些前景的钻探和结果可能特别不确定。我们不能确保这些项目能够成功开发,也不能确保如果钻探,油井将遇到具有商业价值的石油或天然气储藏。
我们的石油和天然气储量只是估计,可能被证明是不准确的。
在估计石油和天然气储量及其估计值时,存在许多固有的不确定性。由于这些内在的不确定性,我们的储备只是可能被证明是不准确的估计。油藏工程是估计地下石油和天然气储量的主观过程,而这些储量并不总是能以准确的方式进行测量。经济上可采石油和天然气储量的估计取决于许多可变因素。这些因素包括该地区的历史产量与其他可比产区产量的比较、对政府机构监管效果的假设、未来石油和天然气产品价格、未来运营成本、遣散费和消费税、开发成本、修井成本和补救成本。估计储备量时使用的这些假设中的一些或全部可能与实际结果大不相同。由于这些原因,对经济上可采储量的估计、基于开采风险对这类储量的分类以及对来自储备的未来净现金流的估计可能会因编制储量估计的时间和不同的工程师而有很大差异。
因此,储量估计数可能会下调或上调。与我们储量相关的实际产量、收入和支出可能与估计有所不同;这种差异可能是实质性的。本报告中包含的有关贴现未来现金流量净额的信息不应视为可归因于我们物业的估计石油和天然气储量的当前市场价值。已探明储量的估计贴现未来现金流量是根据12个月平均价和截至估计日期的成本计算的,而12个月平均价是报告所述期间结束前12个月内每个月的月初价格和成本的未加权算术平均值,而未来实际价格和成本可能大幅上升或下降。未来实际的净现金流也将受到实际产量和时间、石油和天然气的供求、消费的增减以及政府法规或税收变化等因素的影响。此外,美国证券交易委员会要求在计算贴现未来时使用的9%的贴现率
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出于报告目的,净现金流量不一定是最合适的折现率。实际上,根据与美国或整个石油和天然气行业相关的风险,利率会不时变化。标准化的衡量标准不一定与市场价值相对应。
监管和会计要求可能要求大幅减少报告已探明储量。
我们定期根据包括美国证券交易委员会在内的各种监管机构的适用规则审查我们的石油和天然气资产的账面价值。根据我们使用的完全成本会计方法,我们的石油和天然气资产的税后账面价值可能不会超过已探明储量的估计未来税后现金流量净额的现值,折现率为10%。应用这一“上限”测试要求按过去12个月平均月初价格对未来收入进行定价,并要求在超过上限时减记账面价值。未来,当石油和天然气价格低迷或异常波动时,我们可能会被要求减记石油和天然气资产的账面价值。我们是否需要收取这样的费用,部分将取决于前一时期的石油和天然气价格,以及这一时期增加或修订储备和资本支出的影响。如果需要减记,将导致我们的收益计入当期费用,但不会影响我们目前来自经营活动的现金流。大额减记可能会对我们遵守当前信贷安排下的财务契约产生不利影响,可能会限制我们在该安排下获得未来借款的机会,或者需要偿还当时可能尚未偿还的任何金额。
我们的衍生品活动可能导致财务损失或减少我们的收入。
根据我们的高级担保信贷安排的条款,当我们达到规定的利用率百分比时,我们必须为未来期间的预期石油和天然气产量进行一定比例的对冲。我们也可能根据我们对大宗商品期货的吸引力以及价格下行可能对我们的业务计划构成的风险的看法,不时选择对冲额外的产量。当我们从事套期保值交易时,我们可能会利用无成本的领子、固定价格掉期或购买的楼层来经济高效地为我们提供一些针对价格变化的保护。我们历来并无指定任何衍生工具作为会计上的对冲工具,并将所有衍生工具按公允价值记录在我们的资产负债表上。我们衍生工具的公允价值变动在收益中确认。因此,我们的收益可能会因我们未来衍生工具的公允价值变化而大幅波动。在某些情况下,衍生工具安排也可能使我们面临财务损失的风险,包括但不限于以下情况:
● | 实际产量低于衍生工具覆盖的数量; |
● | 衍生工具的交易对手不履行其合同义务;或 |
● | 衍生工具的标的价格与实际收到的价格之间的预期差额出现变化。 |
此外,在大宗商品价格上涨的环境下,衍生品安排可能会限制我们可能从石油和天然气价格上涨中获益的程度,并可能使我们面临现金保证金要求。
我们的业务可能需要大量资本,可能需要额外的资金才能继续我们的开采活动。
我们生产的现金流可能不足以在任何时候为我们持续的活动提供资金。有时,我们可能需要额外的资金来进行石油和天然气的收购、开采和开发活动。如果我们的收入因产量下降、石油和天然气价格下降或其他原因而减少,这将影响我们花费必要的资本来取代我们的储量或维持目前的产量的能力。如果我们的运营现金流不足以满足我们的资本支出要求,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优惠的条件向我们提供。
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政府对石油和天然气运营以及环境问题的监管和责任可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
石油和天然气业务受到广泛的联邦、州和地方政府法规的约束,这些法规可能会不时发生变化。受监管的事项包括钻井作业的排放许可、钻井保证金、有关作业的报告、井间距、财产的单位化和合并以及税收。监管机构不时通过限制低于实际产能的油井的石油和天然气流动速度来对生产实施价格控制和限制,以节省石油和天然气的供应。有联邦、州和地方法律法规,涉及保护人类健康和环境,适用于石油、天然气及其副产品的开发、生产、处理、储存和运输;相关废物的处理;一氧化碳的排放2其他温室气体和挥发性有机化合物;以及对石油和天然气作业中释放、生产或使用的其他物质和材料的管理。这些法律法规可能会影响我们运营的成本、方式和可行性,其中包括要求我们支付巨额支出以遵守规定,并限制可用于石油和天然气生产的区域。不遵守这些法律法规可能会对第三方或政府实体造成重大责任。此外,我们可能要承担重大环境损害和清理费用,不考虑过错,在我们拥有或经营的物业上或从我们拥有或经营的物业中泄漏有害物质,即使我们没有导致或促成泄漏。我们还受制于变化和广泛的税法,其影响无法预测。实施新的或修改现有的法律或法规,可能会对我们产生实质性的不利影响,例如对碳排放实施新的排放控制、处罚、罚款和/或费用、税收和关税,从而提高最终用户的价格,从而减少对我们产品的需求。
气候变化威胁带来的风险,包括过渡风险和实物风险,可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
气候变化的威胁既带来了过渡风险,也带来了可能对我们产生重大不利影响的物理风险。过渡风险可能来自社会试图保护气候的政治和监管、法律、技术或金融变化,而物理风险可能来自极端天气事件或自然界的其他变化。
随着联邦、州和地方政府采取新措施限制温室气体排放源并推广替代能源,我们一直面临着越来越大的政治和监管风险。已经提出了许多这样的措施,预计还会有更多。不时有人提议禁止对油井和天然气井进行水力压裂,并从新的碳氢化合物生产中移出更多土地,包括陆上和近海。还可以采取许多其他行动,例如对钻探和施工许可证提出更严格的要求,对新能源和现有能源实行更严格的温室气体排放标准,进一步限制新管道的建设,恢复石油出口禁令,加强报告义务,对碳排放征税,以及为使用替代能源创造更多激励措施。这些行动可能会导致运营延误或限制、运营成本增加和额外的监管负担。
石油和天然气公司面临的诉讼风险也在增加。多起诉讼已被提交到州或联邦法院,其中包括石油和天然气公司通过生产导致气候变化的燃料来制造公共滋扰。
技术变革可能会推动市场对石油和天然气以外产品的需求。例如,混合动力发动机和电动汽车的广泛采用将减少对我们产品的需求。与此同时,如果我们需要增加新的减排技术,我们的资本和运营成本可能会增加。
石油行业也面临着金融风险。如果气候变化的威胁阻碍了新的投资,我们进入资本市场可能会变得更加困难。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法,其中一些人可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。限制对能源行业的投资和融资可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。
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气候变化的威胁还可能使我们的运营和业务受到恶劣天气或其他自然灾害的影响,如洪水、干旱、野火和极端温度。任何此类事件都可能停止生产或勘探活动,损坏设备,扰乱运输,减少消费者需求,并显著增加我们的成本。
糟糕的总体经济、商业或行业状况可能会对我们的运营结果、流动性和财务状况产生实质性的不利影响。
在过去几年中,对通货膨胀、能源成本、石油和天然气价格波动、地缘政治问题、信贷的可获得性和成本、美国抵押贷款市场、欧洲主权债务的不确定性、中国等大型新兴市场和发展中市场的经济增长放缓、区域或全球关税上调或其他贸易限制等问题的担忧,增加了经济的不确定性,降低了对全球经济的预期。对全球经济状况的担忧对国内和国际金融市场和商品价格产生了重大不利影响。如果美国或国外的不确定或糟糕的经济、商业或行业状况持续下去,对石油产品的需求可能会减少或停滞,生产成本可能会增加。这些情况可能会影响我们出售石油、天然气和NGL的价格,影响我们的供应商、供应商和客户继续运营的能力,并最终对我们的运营结果、流动性和财务状况产生不利影响。
我们无法控制的事件,包括大流行或传染病的广泛爆发,如一种新型冠状病毒(“新冠肺炎”)的全球爆发,可能会对我们的业务造成实质性的不利影响。
我们面临着与大流行、疫情或其他公共卫生事件相关的风险,这些风险超出了我们的控制范围,可能会严重扰乱我们的运营,并对我们的财务状况产生不利影响。2019年12月,新冠肺炎在武汉确定,中国并迅速在全球传播。这种病毒及其变种,以及政府遏制它的行动,在全球范围内产生了重大的不利经济影响。这些和其他行动可能会影响我们员工和承包商履行职责的能力,由于延长和全公司范围的远程办公而导致技术和安全风险增加,并导致我们的许可活动和关键业务关系中断。此外,旨在遏制新冠肺炎或未来疫情的政府限制措施在过去和未来可能会对经济活动和市场产生重大影响,并大幅减少对石油和天然气的实际或预期需求,从而对我们的生产价格产生不利影响。任何此类事件的严重性和持续时间都是不确定和难以预测的,这类事件可能对我们的业务造成的影响也是如此。
我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响。网络攻击或类似事件可能会导致信息被盗、数据损坏、运营中断、我们的声誉受损和/或经济损失。
石油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行某些勘探、开发、生产、加工和金融活动。我们依靠数字技术来估计石油和天然气储量,管理运营,处理和记录财务和运营数据,分析地震和钻井信息,并与我们的员工和第三方运营商进行沟通。我们的技术、系统、网络、地震数据、储备信息或其他专有信息,以及我们的运营商、供应商、供应商、客户和其他业务合作伙伴的技术、系统、网络、地震数据、储备信息或其他专有信息,都可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标。网络攻击或信息安全漏洞可能导致未经授权发布、收集、监控、误用、丢失或破坏专有信息和其他信息,或者可能导致我们的业务运营中断或我们勘探或生产运营的其他运营中断。网络攻击正变得越来越复杂,某些网络事件,如监视,可能在很长一段时间内没有被发现,并可能导致关键系统中断或未经授权发布机密或其他受保护的信息。这些事件可能会导致补救行动造成的财务损失、业务损失、运营中断、我们的声誉受损或潜在的责任。此外,计算机控制着美国和国外几乎所有的石油和天然气分配系统。要将我们的石油和天然气产品运往市场,计算机是必不可少的。针对石油和天然气分销系统的网络攻击可能会破坏关键的分销和储存资产或环境,推迟或阻止向市场交付产品,并使准确解释产量和结算交易变得困难或不可能。网络事件有所增加,美国政府已发出警告,表明能源资产可能是网络安全威胁的具体目标。我们的
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防范网络安全风险的系统和保险覆盖范围可能还不够。此外,随着网络攻击的继续发展,我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或加强我们的保护措施,或调查和补救任何易受网络攻击的漏洞。
我们的保险可能不会为我们的业务所面临的所有经营风险提供保护。
石油和天然气业务涉及许多经营风险,如井喷、机械故障、爆炸、石油、天然气或井液无法控制的流动、火灾、异常压力的地层、飓风和风暴、洪水、污染、有毒气体的释放和其他环境危害和风险,这些危害和风险可能导致(1)油井和/或生产设施的损坏或毁坏,(2)地层的损坏或破坏,(3)人员伤亡,(4)生命损失,或(5)财产、环境或自然资源的损害。虽然我们承担一般责任、油井控制和运营商的额外费用,但我们并没有为我们的业务附带的所有风险投保全额保险。如果我们遭受任何损失,我们的保费成本可能会上升,这反过来可能会减少我们能够承担的保险金额。
关键人员的流失可能会对我们产生不利影响。
我们在很大程度上依赖于某些关键管理人员的服务,包括我们的执行干事。失去一名或多名关键人员可能会对我们的运营产生实质性的不利影响。特别是,我们未来的成功取决于我们的高管寻找、评估和完成交易、筹集资金以及监督我们的开发活动和运营的能力。目前,我们不是任何关键人物人寿保险的受益人。
油田服务和材料价格可能会上涨,这些服务和材料的供应可能不足以满足我们的需求。
我们开发或再开发石油和天然气资源的业务计划需要第三方油田服务供应商和各种材料供应商,而我们并不控制这些供应商。我们还依赖第三方承运人运输和分配我们的石油和天然气生产。随着我们产量的增加,我们对这种服务和材料的需求也在增加。一般来说,我们与我们的服务和材料供应商没有长期协议。因此,我们的任何服务提供商可能会因任何原因停止提供服务,或者我们可能无法获得所需的服务或材料。在寻找、建立关系和培训我们的来源方面的任何延误都可能导致生产短缺和维护问题,从而导致我们的收入损失。此外,如果此类服务和材料的成本增加,可能会使我们的某些或所有项目变得不经济,而不是与我们在决定重新开发新购买或现有物业时可能假设的早先价格相比。执行和完成重建计划往往需要很长的筹备时间,这可能会导致进一步的不利经济后果。
如果我们的第三方运营商拒绝钻探油井,而我们或其他共同利益所有人选择不参与,我们可能会承担在我们的威利斯顿盆地物业上钻探和完成油井的风险和财务责任。
正如本报告其他部分讨论的那样,根据与我们在威利斯顿盆地物业的权益相关的协议,我们将有能力向运营商提出某些油井的钻探计划,运营商可以接受或拒绝。如果运营商拒绝我们的建议钻探计划,我们有权根据我们的建议钻探计划开展一切必要的活动,钻探和完成油井和相关设施。如果我们承诺这样做,而运营商和其他共同利益所有人选择不参与,我们将承担与钻井和完成油井及相关设施相关的全部责任和费用,但前提是我们有权收回代表非参与共同利益所有人发生的成本,前提是油井产生足够的收入。因此,我们可能被要求承担这类费用的一部分,其程度与我们在该财产中的经济利益不成比例。如果我们选择继续钻探和完成我们提议的油井,而运营商拒绝了,我们也将承担本文其他地方强调的许多其他风险,包括但不限于无法找到经济数量的石油和天然气、钻井事故、潜在的环境责任、无法以合理成本获得保险以弥补相关责任、以及所需钻井和完井设备、产品和服务的价格上涨和交付延迟。我们选择钻探的任何油井的持续作业将在完工后移交给物业运营商。
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如果没有第三方的帮助,我们无法销售我们生产的石油和天然气。
我们生产的石油和天然气的可销售性取决于我们的储量和生产与设施和第三方服务的距离和能力,包括石油和天然气收集系统、管道、卡车运输或码头设施以及使产品可供最终用途销售所需的加工设施。此类服务和设施的不可用或能力不足可能导致生产井关闭或物业开发计划延迟或中断。关闭、延迟或停产可能会对我们的财务状况产生不利影响。
我们面临着来自大型石油和天然气公司的激烈竞争。
我们的竞争对手包括大型综合性石油和天然气公司、众多较大的独立石油和天然气公司、个人以及钻探和收入项目。我们的许多竞争对手都是实力雄厚的大型公司,运营人员和资本资源都要多得多。在这个竞争激烈的环境中,我们可能无法成功地开展业务、评估和选择合适的物业或完成交易。具体地说,这些较大的竞争对手可能能够为开发项目和生产性石油和天然气资产支付更高的价格,并可能能够定义、评估、竞标和购买比我们的财政或人力资源允许的更多数量的资产和前景。此外,这些公司可能会花费更多的资源来雇用合同服务提供商,获得油田设备,并获得我们认为对在我们的行业中取得成功越来越重要的现有和不断变化的技术。
我们已经并在未来可能会卷入与我们的财产或业务相关的法律程序,因此,可能会产生与这些程序相关的巨额费用。
我们有时可能是各种诉讼的被告或原告。我们的业务性质使我们在未来可能面临更多的诉讼索赔。无论我们的信仰、意见和地位如何,诉讼中的任何问题都有可能被做出对我们不利的裁决,这可能会对我们的财务状况、经营结果和现金流产生实质性的不利影响。诉讼可能非常昂贵,与辩护诉讼相关的费用也可能对我们的财务状况产生实质性的不利影响。不利的诉讼决定或裁决可能会损害我们的商业声誉。
我们石油、天然气和矿产生产的所有权取决于对我们财产的良好所有权。
对我们的石油、天然气和矿产资产的良好和明确的所有权对我们的业务非常重要。尽管所有权审查一般会在购买大多数石油、天然气和矿产生产资产或开始钻探油井之前进行,但此类审查不能保证所有权链中不会出现不可预见的缺陷来推翻我们的索赔。这可能会导致我们从这类物业获得的收入减少或消失。
有效税率或法律的意外变化或因审查我们的收入或其他纳税申报单而产生的不利结果可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们受到美国联邦、州和地方税务当局的征税。我们未来的实际税率可能会出现波动或受到多个因素的不利影响,包括:
● | 我们的递延税项资产和负债的估值变化; |
● | 预计发放任何税收估值免税额的时间和金额; |
● | 股权薪酬的税收效应; |
● | 与公司间重组有关的成本;或 |
● | 税收法律、法规及其解释的变更。 |
例如,在前几年,有人提出立法,取消或推迟石油和天然气勘探和生产公司历来可以获得的某些关键的美国联邦所得税减免。这些拟议的变化包括:(1)取消石油和天然气资产的百分比损耗免税额;(2)取消无形钻探和勘探开发费用的扣除额;(3)取消某些生产活动的扣除额;(4)延长某些地质和地球物理的摊销期限。
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支出。在现任政府的领导下,立法改变、取消或推迟行业内使用的这些或其他税收减免的风险增加,这可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
此外,我们可能会接受美国联邦、州和地方税务当局对其所得税、销售额和其他交易税的审计。这些审计的结果可能会对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
与我们普通股相关的风险
我们的股票价格一直在波动,而且可能会继续波动。
我们的普通股成交量相对较低,市场价格一直并可能继续波动。我们股票价格的变化使得预测投资者能够买卖我们普通股的股票价格变得困难。由于我们无法控制的因素,我们普通股的市场价格可能会出现波动,例如:
● | 经营结果的实际或预期变化; |
● | 石油、天然气等大宗商品价格变动或者波动; |
● | 石油和天然气行业的概况和趋势; |
● | 对持有我们股票的机构资金的赎回要求;以及 |
● | 一般的经济、政治和市场条件。 |
我们普通股的大量所有权集中在少数股东手中,他们可能会影响我们董事选举的结果以及提交给我们股东批准的所有其他事项。
截至2023年6月30日,我们的高管和董事合计实益持有约29.592.69亿股,约占我们已发行普通股的8.9%,根据最近提交给美国证券交易委员会的文件,我们认为一个大型独立基金综合体拥有的普通股流通股超过8%。因此,我们相当大比例的普通股集中在相对较少的股东手中。这些股东可能会对提交给我们股东批准的事项(包括选举和罢免董事以及任何合并、合并或出售我们所有或几乎所有资产)产生重大影响。这种所有权集中可能会延迟、推迟或阻止任何需要股东批准的事项,包括我们公司控制权的变更,阻碍涉及我们公司的合并、合并、收购或其他商业合并,或者阻止潜在收购者提出收购要约或以其他方式试图获得对我们公司的控制权,这反过来可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们普通股的市场是有限的,可能无法提供足够的流动性。
我们的普通股在纽约证券交易所美国交易所交易。与大公司相比,我们普通股的交易量相对较低。我们的持股人可能会发现,如果他们愿意的话,根据当时我们股票的交易量和价格相对于要出售的股票数量,他们可能会发现更难出售他们的股票。
如果证券或行业分析师不发表关于我们业务的研究报告,或者如果他们下调我们的股票评级,我们普通股的价格可能会下跌。
相对默默无闻的小公司可以通过行业或证券分析师发布的研究和报告,在交易市场上获得知名度。据我们所知,只有两名研究分析师积极报道我们的公司。证券分析师发布的有限数量的报告可能会限制人们对我们普通股的兴趣,并对我们的股价产生负面影响。我们对这些分析师发布的研究和报告没有任何控制权,也无法控制它们是否会发表。如果有任何跟踪我们的分析师下调了我们的股票评级,我们的股价可能会下跌。如果有的话
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分析师停止对我们公司的报道或未能定期发布有关我们的报告,我们可能会失去在金融市场的可见度,这反过来可能导致我们的股价下跌。
我们普通股的股息支付已经是过去的事情了,未来可能会减少或取消。
我们的董事会在2013年12月首次宣布了普通股的现金股息,自那时以来,我们已经宣布并支付了季度现金股息。然而,我们的董事会未来是否会宣布分红并不确定。未来我们普通股的任何现金股利支付将取决于合法可用资金数额、我们的收益(如果有的话)、我们的财务状况、我们的商业计划、当前或未来债务工具中包含的限制、我们可能签订的合同契约或安排、我们预期的资本要求,以及我们的董事会可能认为相关的其他因素。虽然我们的意图是继续向股东支付股息,但不能保证我们能够做到这一点。
未来可能会出售或发行我们的普通股,这将稀释股东的所有权利益,并可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们可能在未来发行更多普通股,包括可转换为或可交换的证券,或代表接受普通股或实质类似证券的权利的证券,这可能会导致我们的股东股权稀释。此外,根据我们的股权激励计划,我们的股东可能会因未来的发行而进一步稀释。我们普通股的市场价格可能会下降,因为我们的普通股或类似证券在此次发行后在市场上大量出售或发行,或者人们认为这种出售或发行可能发生。
非美国持有者可能需要缴纳美国所得税和出售公司普通股收益的预扣税。
我们相信我们是一家美国房地产控股公司。因此,在特定时间段内拥有(或根据推定所有权规则被视为拥有)超过指定数量的普通股的非美国持有者可能需要缴纳美国联邦所得税,并可能因出售、交换或以其他方式处置此类普通股而被扣缴,并可能被要求提交美国联邦所得税申报单。
投资者对气候变化、化石燃料、可持续性和其他ESG问题的情绪可能会对我们的业务和股票价格产生不利影响。
近年来,针对投资界的努力一直在进行,包括投资顾问、主权财富基金、公共养老基金、大学和其他团体,以推动剥离化石燃料公司的股份,并向贷款机构和其他金融服务公司施压,要求它们限制或减少与化石燃料公司的活动。因此,一些金融中介机构、投资者和其他资本市场参与者减少或停止向石油和天然气行业等环境风险敞口较高的行业运营的公司放贷或投资。例如,2020年12月,纽约州宣布将从化石燃料中剥离该州的共同退休基金。如果这种或类似的撤资努力继续下去,我们普通股或债务证券的价格以及我们进入资本市场或以其他方式获得新投资或融资的能力可能会受到负面影响。
投资界成员也越来越重视ESG的做法和披露,特别是能源行业与温室气体和气候变化有关的做法和披露,以及更广泛的公司间的多样性和包容性倡议和治理标准。例如,美国证券交易委员会在2022年提出了新规则,要求披露与气候相关的各种具体风险。对ESG的日益重视可能会导致投资界在投资于我们的普通股或债务证券或借给我们之前,对我们的ESG表现进行筛选。在过去几年里,投资者对ESG投资机会的需求也在加速,许多大型机构投资者承诺增加其投资组合中配置给ESG重点投资的比例。因此,越来越多专注于ESG的投资基金寻求以ESG为导向的投资产品。
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目录表
如果我们无法满足这些投资者和基金设定的ESG标准或投资或贷款标准,我们可能会失去投资者,投资者可能会将一部分资本从我们手中分配出去,我们的资本成本可能会增加,我们普通股的价格可能会受到负面影响,我们的声誉可能会受到负面影响。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目2.财产
关于我们酒店的信息包含在第7.1项中。业务在上面和注4中,“财产和设备”列在我们合并财务报表的第8项中。合并财务报表和补充数据该信息以引用的方式并入本文。
项目3.法律诉讼
见附注10,“承诺和或有事项”列在我们合并财务报表的第8项中。合并财务报表和补充数据以获取对任何法律程序的描述,其通过引用结合于此。
项目4.矿山安全信息披露
不适用。
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目录表
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
我们的普通股目前在纽约证券交易所美国证券交易所交易,股票代码为“EPM”。
流通股和持股人
截至2023年6月30日,共有33,247,523股普通股已发行和流通。截至2023年9月1日,我们普通股的注册股东约为219人。
分红
我们从2013年12月开始为普通股支付现金季度股息。在过去的两个财年中,我们进行了以下每股现金股息:
财政年度 | ||||||
| 2023 |
| 2022 | |||
截至6月30日的第四季度, | $ | 0.120 | $ | 0.100 | ||
截至3月31日的第三季度, | 0.120 | 0.100 | ||||
截至12月31日的第二季度, | 0.120 | 0.075 | ||||
截至9月30日的第一季度, | 0.120 | 0.075 |
截至2023年6月30日,我们已连续39个季度支付普通股股息。2023年9月,公司宣布于2023年9月30日支付每股0.12美元的股息。未来有关股息支付的任何决定将由董事会酌情决定,并将取决于我们未来的收益、财务状况、经营结果、适用的股息限制、资本要求以及董事会认为相关的其他因素。
根据股权补偿计划获授权发行的证券
数量 | 证券数量 | ||||||
证券转至 | 剩余 | ||||||
被发布 | 加权平均 | 可供将来使用 | |||||
在锻炼时 | 锻炼 | 在以下条件下发行 | |||||
杰出的 | 价格 | 股权补偿 | |||||
选项, | 杰出的 | 图则(不包括 | |||||
认股权证及 | 期权、认股权证 | 反映的证券 | |||||
计划类别 |
| 权利(A) |
| 和其他权利(B) |
| 第(A)栏)(1) | |
证券持有人批准的股权补偿计划: | |||||||
未平仓期权 | — | $ | — | ||||
未偿还的或有股份权利 | 96,398 | (1) | — | ||||
总计 | 96,398 | — | 1,277,898 | ||||
未经证券持有人批准的股权补偿计划 | — | — | — | ||||
总计 | 96,398 | $ | — | 1,277,898 |
(1) | 《演进石油公司2016年度股权激励计划》(修订后的《2016年度计划》)授权在2026年12月8日到期前发行360万股普通股。截至2023年6月30日,我们已根据2016年计划授予了230万股股权奖励,还有130万股普通股可供未来授予。 |
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目录表
发行人购买股票证券
下表汇总了本公司在截至2023年6月30日的三个月内购买其股权证券的信息.
(C)总数 | (D)最高美元价值 | |||||||||
(A)总数 | 的股份 | 可能还没有成为 | ||||||||
的股份 | 作为部件购买 | 根据以下条款购买 | ||||||||
已购买并 | (B)平均价格 | 已公布的 | 计划或计划 | |||||||
期间 | 收到(1) | 按股支付(1) | 计划或计划(2) | (单位:千)(2) | ||||||
2023年4月 | 2,223 | $ | 6.89 | — | $ | 21,152 | ||||
2023年5月 | — | — | — | 21,152 | ||||||
2023年6月 | 21,163 | 8.07 | — | 21,152 |
(1) | 于截至2023年6月30日止三个月内,并无根据股份回购计划购入股份,详情如下。上表所列所有股份均由员工交出,以换取在授予限制性股票奖励时支付的预扣税款。 |
(2) | 2022年9月8日,公司董事会批准了一项股份回购计划,根据该计划,公司有权在2024年12月31日之前在公开市场回购至多2500万美元的普通股。这些股票可以在公开市场交易中不时回购,也可以通过私下协商的交易或联邦证券法规定的其他方式回购。根据该计划回购股票的时间以及数量和价值将取决于各种因素,包括管理层对公司股票内在价值的评估、公司普通股的市场价格、我们的资本需求和资源、一般市场和经济状况以及适用的法律要求。本公司董事会授权回购的股份价值并不要求本公司回购该等股份或保证将回购该等股份,该计划可随时暂停、修改或终止,而无需事先通知。2022年12月,本公司签订了规则10b5-1计划,授权经纪商在公开市场回购股票,但须遵守预先定义的交易量和价格限制。该计划包括30天的冷静期,不允许在2023年1月之前开始回购。该计划的有效期至2023年6月30日,在此期间的最高授权金额为500万美元。我们可能会在未来加入额外的规则10b5-1计划,其条款将由董事会批准。 |
第6项:保留
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目录表
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
高管概述
流动性与资本资源
经营成果
关键会计政策和估算
高管概述
一般信息
演进石油公司是一家独立的能源公司,专注于通过拥有和投资美国陆上石油和天然气资产来最大化股东的总回报。为了支持这一目标,我们的长期目标是通过收购和选择性开发机会、提高产量以及对我们的石油和天然气资产的其他开采努力,从长期石油和天然气资产的多元化投资组合中获得最大的总股东回报。
我们的石油和天然气资产包括非运营的约拿中的利益位于怀俄明州苏伯莱特县的天然气生产气田;北达科他州威利斯顿盆地的未运营权益,生产石油和天然气的资产;位于德克萨斯州北部的Barnett页岩的未运营权益,天然气生产资产;位于怀俄明州温泉县的哈密尔顿穹顶气田的未运营权益,利用注水井为储层增压的二次采油气田;路易斯安那州东北部德里气田的德里Holt-Bryant单元的未运营权益2提高石油采收率(“EOR”)项目;以及德克萨斯州中部四口陆上油井的少量高于特许权使用费的权益。
我们在位于怀俄明州萨伯莱特县的天然气和NGL资产--Jonah油田的非运营权益包括约20%的平均净营运权益和约15%的平均净收益权益,该权益位于约950英亩的净地上。这些物业由乔纳能源公司运营,该公司是该地区的一家老牌运营商。
威利斯顿盆地是一处石油和天然气生产区,我们在该地区的非运营权益包括约39%的平均净营业权益和约33%的平均净收益权益,这些权益分布在北达科他州的比林斯、金谷和麦肯齐县的约43,300英亩净地(约92%按生产持有)。这些物业由基金会能源管理公司运营,该公司是该地区的一家老牌运营商。
我们在Barnett Shale的非营运权益包括约17%的平均净营运利息及约14%的平均收入净利息(包括少量凌驾于特许权使用费的权益),Barnett Shale是一个生产天然气和天然气的页岩油气藏。大约21,000英亩的净地通过生产持有,分布在德克萨斯州北部的9个县。石油和天然气资产主要由多元化能源公司运营,约10%的油井由其他六家运营商运营。
我们在哈密尔顿穹顶油田的非运营权益包括约24%的平均净营业利息和相关的20%的平均净收入利息(包括一小笔最重要的特许权使用费权益)。我们拥有约1,400英亩净地的总面积约为5,900英亩的单元化油田由Merit Energy Company运营,该公司拥有Hamilton Dome油田剩余开采权益的绝大部分。汉密尔顿穹顶油田位于怀俄明州西北部大角盆地的西南部地区。
我们在德里油田的非运营权益,一家CO2-提高采收率项目,包括大约24%的平均净工作利息,以及相关的19%的收入利息和大约20%的压倒一切的特许权使用费和矿产权益
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目录表
7%,总平均净收入利息约为26%。该油田由Denbury Onshore LLC运营。德里球场位于路易斯安那州东北部的富兰克林、麦迪逊和里奇兰教区,总面积约为14,000英亩,约合3,200英亩。
最新发展动态
分红宣言
2023年9月11日,Evolution董事会批准并宣布2023年9月29日支付的季度股息为每股普通股0.12美元。
高级担保信贷安排
2023年5月5日,我们签署了高级担保信贷安排第十修正案,目前借款基数为5,000万美元。这项修正案,其中将我们的高级担保信贷工具的到期日延长至2026年4月9日,并将我们的基准利率从LIBOR转换为SOFR,外加0.05%的信用利差调整。有关修正案和我们的高级担保信贷安排的进一步讨论,请参阅下文“流动性和资本资源”。
首席营运官的任命
2023年2月23日,我们宣布董事会任命J.马克·邦奇担任首席运营官。邦奇先生有自2016年以来一直为公司提供咨询服务。2023年2月21日,我们与邦奇先生签订了一份聘书,阐述了他作为首席运营官的薪酬。
委任行政总裁
2022年10月27日,我们宣布董事会选举凯利·W·洛伊德为总裁兼首席执行官。洛伊德自2022年6月以来一直担任临时首席执行官,并自2008年以来一直担任董事会成员。我们与洛伊德签订了一份聘书,列出了他在2022年10月25日担任首席执行官时的薪酬。在开始受雇时,Loyd先生不再获得作为董事会成员的服务报酬。
股份回购计划
2022年9月8日,董事会批准了一项股票回购计划,根据该计划,我们有权在2024年12月31日之前在公开市场回购最多2500万美元的普通股。我们打算从运营活动提供的可用营运资金和现金中为回购提供资金。随着我们继续专注于最大化股东总回报的目标,董事会和管理团队认为,股票回购计划是对现有股息政策的补充,是进一步提高股东回报的节税手段。这些股票可以在公开市场交易中不时回购,也可以通过私下协商的交易或联邦证券法规定的其他方式回购。根据该计划回购股票的时间、数量和价值将取决于各种因素,包括管理层对我们股票内在价值的评估、我们的资本需求和资源、我们普通股的市场价格、一般市场和经济状况以及适用的法律要求。我们董事会授权回购的股份价值并不要求我们回购该等股份或保证该等股份将被回购,该计划可随时暂停、修改或终止,而无需事先通知。
一旦我们完成了对高级担保信贷工具的借款偿还,并在2022年12月走出了封锁期,我们就进入了一项规则10b5-1计划,授权经纪商在公开市场回购股票,但须遵守预先定义的交易量和价格限制。该计划包括30天的冷静期,不允许在2023年1月之前开始回购。该计划有效期至2023年6月30日,并有
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目录表
在此期间最高核定数额为500万美元。在截至2023年6月30日的年度内,根据该计划回购了60万股我们的普通股,总成本约为390万美元,其中包括增量直接交易成本。这些库存股随后被注销。我们可能会在未来加入额外的规则10b5-1计划,其条款将由董事会批准。
已探明储量
下表是我们截至2023年6月30日、2023年6月和2022年探明储量的摘要:
已探明储量 | |||||||||||
| 2023 |
| 2022 |
| 变化 | ||||||
探明储量MMBOE | 31.2 | 36.2 | (13.8) | % | |||||||
已开发百分比 | 88.1 | % | 90.1 | % | (2.0) | % | |||||
液体百分比 | 50.5 | % | 50.8 | % | (0.3) | % | |||||
标准化衡量标准(百万美元) | $ | 238.2 | $ | 314.8 | (24.3) | % |
截至2023年6月30日,已探明石油当量储量为31.2MMBOE,较上一财年的36.2MMBOE减少5.0MMBOE,降幅13.8%。总探明储量净减少主要是由于产量为2.6MMBOE及净负修订为2.6MMBOE,但因新增及延长0.1MMBOE而部分抵销。净负修正为2.6MMBOE主要是由于美国证券交易委员会往绩12个月定价的下降影响了后期经济限产、对预测的调整以及生产成本的增加,但哈米顿穹顶油田的恢复生产以及与约拿油田的差异带来的经济改善部分抵消了这一影响。
已探明储量的标准化衡量标准减少24.3%至2.382亿美元,主要是由于期内生产的石油、天然气和NGL的销售、储量估计的减少、美国证券交易委员会规定的石油和天然气12个月平均价格的下降以及我们NGL的价格。价格从2022年6月30日的每桶石油85.82美元、天然气每MMBtu 5.19美元和NGL每桶44.24美元下降到2023年6月30日的每桶石油83.23美元、天然气每MMBtu 4.78美元和NGL每桶33.71美元。已探明储量中石油占32%,天然气占49%,天然气占19%;88.1%为已探明开发,11.9%为未开发。
其他财产和项目信息列在项目7.1下。业务在注4中,“财产和设备”还有我们的补充披露石油和天然气性质(未经审计)列在我们合并财务报表的第8项中。财务报表和补充数据,在本表格的附件99.1和99.2中为10-K。
风险和不确定性
全球经济深受新型冠状病毒(“新冠肺炎”)大流行的影响以及减缓该疾病传播的相关努力的影响。这些事件导致原油价格在2020年第二季度跌至历史低点,并在2020年的大部分时间里保持低迷。
从2021年开始,对石油和天然气的需求开始恢复,这主要是由于新冠肺炎疫苗的推出以及政府放松了与大流行相关的对个人和企业的限制。此外,俄罗斯进入乌克兰的军事活动以及随后对俄罗斯实施的制裁和其他行动造成了重大的市场不确定性,包括围绕石油和天然气潜在供应中断的不确定性,这进一步加剧了2022年上半年全球大宗商品价格的波动。
此外,2023年3月,硅谷银行和Signature Bank的关闭以及它们被联邦存款保险公司(FDIC)接管,给全球金融机构和流动性风险带来了广泛的不确定性。虽然我们对这些银行没有敞口,但我们确实在我们认为财务稳健的银行维持了超过FDIC保险保护的现金余额。我们还利用有保险的现金清扫存款来最大限度地增加我们受到FDIC保险保护的现金金额。我们还严重依赖我们的第三方运营商,他们在不同的金融机构管理自己的流动性。
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目录表
鉴于这些事件的动态性质,我们无法合理估计这些市场状况将持续多长时间,无法预测围绕金融机构的流动性担忧的更广泛影响,也无法预测我们意识到的对大宗商品价格的影响。
目前,我们的石油和天然气资产由第三方运营商运营,涉及其他第三方工作权益所有者。因此,我们影响此类物业运营或未来发展的能力有限。尽管存在这些不确定性,我们仍然专注于我们的长期目标,并继续积极与我们的第三方运营商一起审查资本支出,并在必要时提出替代计划。
流动性与资本资源
截至2023年6月30日,我们的高级担保信贷安排没有未偿还的借款以及1,100万美元的现金和现金等价物,而截至2022年6月30日,我们的高级担保信贷安排的借款为2,130万美元,现金和现金等价物为830万美元。在截至2023年6月30日的年度内,我们的流动性和资本资源的主要来源是运营提供的现金和我们的高级担保信贷安排的未使用部分。在截至2023年6月30日的一年中,我们的流动性和资本资源的主要用途是偿还我们的高级担保信贷安排,向我们的普通股股东支付现金股息,普通股回购,以及我们现有石油和天然气资产的资本支出。截至2023年6月30日,营运资本为890万美元,较2022年6月30日的610万美元增加280万美元。
高级担保信贷机制的最高额度为5,000万美元,取决于贷款人根据我们的石油和天然气资产的价值确定的借款基数。高级担保信贷机制目前的借款基数为5,000万美元。高级担保信贷安排以我们几乎所有的石油和天然气资产为担保,将于2026年4月9日到期。
借款的利息由吾等选择,按SOFR加2.80%或高级担保信贷安排所界定的最优惠利率加1.0%计算。截至2023年6月30日止年度,吾等借款的加权平均利率为5.25%。高级抵押信贷安排载有契约,规定维持(I)总杠杆比率不超过3.00至1.00,(Ii)流动比率不低于1.00至1.00,及(Iii)综合有形净值不少于4,000,000,000美元,均须符合高级担保信贷安排的定义。它还包括其他惯例的肯定和消极公约,包括下文讨论的套期保值公约以及违约事件。截至2023年6月30日,我们遵守了高级担保信贷安排下的所有契约。
2023年5月5日,我们签署了高级担保信贷安排第十修正案。这项修正案,其中其他,将我们的高级担保信贷工具的到期日延长至2026年4月9日,将我们的基准利率从LIBOR转换为SOFR,外加0.05%的信用利差调整,并修改了保证金抵押品价值,根据高级担保信贷安排第九修正案的定义,增加到9,500万美元。当高级抵押信贷工具下的借款超过保证金抵押品价值的25%时,我们必须以滚动12个月为基础进行对冲。对冲石油和天然气生产所需的金额与未偿还的借款金额有关。在每次重新厘定时,我们的保证金抵押品价值会考虑我们的石油和天然气资产的估计价值、已探明的已开发储量、总债务以及符合石油和天然气贷款标准的其他相关因素。
2022年2月7日,我们签署了高级担保信贷安排第九修正案。这项修订除其他事项外,修改了与所需对冲契约有关的使用率及百分比的定义,以便在决定未来要对冲的生产量时,高级担保信贷安排的使用率将以经上文修订的保证金抵押品价值为基础,但幅度须超过当时有效的借款基础。这项修正案还要求我们在截至2023年2月的12个月内进行对冲,覆盖该期间石油和天然气预期产量的25%。
2021年11月9日,我们签署了高级担保信贷安排第八修正案。这项修正案将借款基数增加到5,000万美元,并增加了一项对冲契约,根据该契约,我们必须
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目录表
当借款基数的25%或更多被利用时,以12个月滚动的方式对冲一定数量的未来产量。如上所述,第九修正案对套期保值契约进行了修正。
2021年8月5日,我们签署了我们的高级担保信贷安排的第七修正案,其中增加了对“获得的实体或矿产权益”和“获得的实体或矿产权益EBITDA调整”等术语的定义。此外,综合有形净值契约水平从5,000万美元降至4,000万美元。
我们历来通过运营现金和营运资本为运营提供资金。我们的主要现金来源是销售生产的原油、天然气和天然气。这些现金流的一部分用于为资本支出提供资金,并向股东支付现金股息。我们希望用经营活动的现金流和现有的营运资本为我们物业在不久的将来的资本开发活动提供资金。
我们正在通过收购和其他交易寻求新的增长机会。除了手头的现金外,我们还可以使用我们的高级担保信贷工具下可用的借款基础中未提取的部分,截至2023年6月30日,借款基数总计5,000万美元。我们还在美国证券交易委员会拥有有效的搁置登记声明,根据该声明,我们可以发行最多5.0亿美元的新债务或股权证券。
我们的董事会于2013年12月制定了普通股现金股息。自那以来,我们已经连续支付了39个季度的股息。通过现金股息分配超出运营和资本要求的自由现金流的很大一部分仍然是我们财务战略的优先事项,我们的长期目标是酌情增加股息。2023年9月11日,董事会宣布于2023年9月22日向登记在册的股东派发季度现金股息,每股普通股0.12美元,并于2023年9月29日支付。
2022年9月8日,我们的董事会批准了一项股票回购计划,根据该计划,我们有权在2024年12月31日之前在公开市场上回购最多2500万美元的普通股。我们打算从营运资金和经营活动提供的现金中为任何回购提供资金。随着我们继续专注于最大化股东总回报的目标,董事会和管理团队认为,股票回购计划是对现有股息政策的补充,是进一步提高股东回报的节税手段。
一旦我们完成了对高级担保信贷工具的借款偿还,并在2022年12月走出了封锁期,我们就进入了一项规则10b5-1计划,授权经纪商在遵守预先定义的交易量和价格限制的情况下在公开市场回购股票。该计划包括30天的冷静期,不允许在2023年1月之前开始回购。该计划的有效期至2023年6月30日,在此期间的最高授权金额为500万美元。在截至6月30日的年度内,2023年,根据该计划回购了60万股我们的普通股,总成本约为390万美元,其中包括增加的直接交易成本。这些库存股随后被注销。我们可能会在未来加入额外的规则10b5-1计划,其条款将由董事会批准。
资本支出
在截至2023年6月30日的财年,我们的开发资本支出为620万美元,封堵和放弃成本为20万美元。在2023财年下半年,我们参与了一口巴肯直井的完井和压裂改造。接近2023财年末和2024财年,我们参与了德里油田两口新的向下倾斜油井的钻探。这些油井预计将在2024财年第一季度完工和首批投产。
根据与运营商的讨论,我们预计资本修井项目将在所有领域继续进行。总体而言,我们预计2024财年的预算资本支出将在400万至500万美元之间,这不包括任何潜在的收购。我们未来12个月的预期资本支出包括上文讨论的德里油田的两口新钻井,还包括我们威利斯顿盆地物业的运营商Foundation钻探两个针对Birdear地层的侧钻位置。
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目录表
截至2023年6月30日,我们的PUD储量包括370MMBOE储量和主要与威利斯顿盆地物业相关的约7170万美元的未来开发成本。
我们近期预期的资本支出资金预计将来自运营现金流和当前营运资本,并在需要时从我们高级担保信贷安排的借款中获得。
全额成本池上限测试
根据全成本会计方法,石油和天然气资产的资本化成本,扣除累计损耗、折旧和摊销及相关递延税项后,仅限于已探明石油和天然气储量的估计未来现金流量净额,折现率约为10%,加上经相关所得税影响调整的未探明资产的成本或公允价值的较低者(估值“上限”)。如果资本化成本超过全部成本上限,超出的部分将作为发生超额的季度石油和天然气资产的减记计入费用。季度上限测试计算要求我们使用截至资产负债表日期的12个月期间石油产品每月价格的平均第一天。截至2023年6月30日,我们在计算上限测试时使用的价格为每桶石油83.23美元,每MMBtu天然气4.78美元,每桶NGL 33.71美元。截至2023年6月30日,我们的石油和天然气资产的资本化成本低于完全成本估值上限。如果大宗商品价格水平从2023年6月30日的12个月平均定价水平大幅下降,并在很长一段时间内保持下降,我们对资本化成本的估值上限可能会降低,并对未来几个季度的上限测试产生不利影响。我们不能保证未来不需要对资本化的石油和天然气资产进行减记。此外,在所有其他因素保持不变的情况下,2023年6月30日各自的商品价格下降了10%,不会产生减损。
现金流量活动概览
截至2010年6月30日的年度 | |||||||||
| 2023 |
| 2022 |
| 变化 | ||||
经营活动提供的现金流 | $ | 51,272 | $ | 52,460 | $ | (1,188) | |||
用于投资活动的现金流 | (6,992) | (54,873) | 47,881 | ||||||
融资活动提供的现金流(用于) | (41,526) | 5,416 | (46,942) | ||||||
现金及现金等价物净增加情况 | $ | 2,754 | $ | 3,003 | $ | (249) |
在截至2023年6月30日的财年中,经营活动提供的现金比截至2022年6月30日的财年减少了120万美元。由于将营运资本转换为现金的时间安排,我们的运营资产和负债将减少。这些减少被总收入的增长部分抵消了我们的运营成本的增加。总收入较前一年增加1,960万美元,主要是由于我们分别于2022年4月和2022年1月收购了约拿油田和威利斯顿盆地的非运营作业权益,导致我们的平均日产量增加,但被每京东方平均实现价格的下降部分抵消了这一增长。
截至2023年6月30日的一年中,投资活动中使用的现金比上一年减少了4790万美元。在2022财年,我们完成了对乔纳·菲尔德物业的收购,总额为2640万美元,对威利斯顿盆地物业的收购,总额为2580万美元。本财政年度发展资本支出的增加部分抵消了这一减少额。
截至2023年6月30日止年度,用于融资活动的现金流量净额为4,150万美元,其中包括偿还我们高级担保信贷安排下未偿还的2,130万美元借款,支付给我们普通股股东的1,610万美元股息,以及根据我们的股份回购计划回购普通股股份所支付的390万美元。截至2022年6月30日的一年,融资活动提供的现金流量净额为540万美元,其中主要包括我们的高级担保信贷安排项下的1730万美元净借款,被支付给我们普通股股东的1180万美元股息所抵消。
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目录表
经营成果
截至2023年、2023年和2022年6月30日的年度
截至2023年6月30日和2022年6月30日的财年,我们的净收入分别为3520万美元和3260万美元。下表汇总了所列各期间的财务信息比较:
| 截至2010年6月30日的年度 | |||||||||||
(以千为单位,但按单位和按京东方金额除外) |
| 2023 |
| 2022 |
| 方差 |
| 差异:% | ||||
净收益(亏损) | $ | 35,217 | $ | 32,628 | $ | 2,589 | 7.9 | % | ||||
收入: | ||||||||||||
原油 | 51,044 | 52,683 | (1,639) | (3.1) | % | |||||||
天然气 | 63,800 | 39,174 | 24,626 | 62.9 | % | |||||||
天然气液体 | 13,670 | 17,069 | (3,399) | (19.9) | % | |||||||
总收入 | 128,514 | 108,926 | 19,588 | 18.0 | % | |||||||
运营成本: | ||||||||||||
租赁运营成本: | ||||||||||||
公司2费用 | 7,375 | 7,708 | (333) | (4.3) | % | |||||||
从价税和生产税 | 8,158 | 6,960 | 1,198 | 17.2 | % | |||||||
其他租赁经营成本 | 44,012 | 33,989 | 10,023 | 29.5 | % | |||||||
耗尽、折旧和增值: | ||||||||||||
全成本已探明石油和天然气属性的耗尽 | 13,142 | 7,518 | 5,624 | 74.8 | % | |||||||
其他财产和设备折旧 | — | 4 | (4) | (100.0) | % | |||||||
资产报废债务的增加 | 1,131 | 531 | 600 | 113.0 | % | |||||||
一般和行政费用: | ||||||||||||
一般和行政 | 7,944 | 6,710 | 1,234 | 18.4 | % | |||||||
基于股票的薪酬 | 1,639 | 125 | 1,514 | 1,211.2 | % | |||||||
其他收入(支出): | ||||||||||||
衍生产品合约的净收益(亏损) | 513 | (3,763) | 4,276 | (113.6) | % | |||||||
利息和其他收入 | 121 | 95 | 26 | 27.4 | % | |||||||
利息支出 | (458) | (572) | 114 | (19.9) | % | |||||||
所得税(费用)福利 | (10,072) | (8,513) | (1,559) | 18.3 | % | |||||||
生产: | ||||||||||||
原油(Mbbl) | 659 | 619 | 40 | 6.5 | % | |||||||
天然气(MMCF) | 9,109 | 7,141 | 1,968 | 27.6 | % | |||||||
天然气液体(Mbbl) | 416 | 364 | 52 | 14.3 | % | |||||||
等效(MBOE)(1) | 2,593 | 2,173 | 420 | 19.3 | % | |||||||
平均日产量(BOEPD)(1) | 7,104 | 5,953 | 1,151 | 19.3 | % | |||||||
单位均价(2): | ||||||||||||
原油(BBL) | $ | 77.46 | $ | 85.11 | $ | (7.65) | (9.0) | % | ||||
天然气(MCF) | 7.00 | 5.49 | 1.51 | 27.5 | % | |||||||
天然气液体(BBL) | 32.86 | 46.89 | (14.03) | (29.9) | % | |||||||
等值(京东方)(1) | 49.56 | 50.13 | (0.57) | (1.1) | % | |||||||
单位平均成本: | ||||||||||||
运营成本: | ||||||||||||
租赁运营成本: | ||||||||||||
公司2费用 | $ | 2.84 | $ | 3.55 | (0.71) | (20.0) | % | |||||
从价税和生产税 | 3.15 | 3.20 | (0.05) | (1.6) | % | |||||||
其他租赁经营成本 | 16.97 | 15.64 | 1.33 | 8.5 | % | |||||||
全成本已探明石油和天然气属性的耗尽 | 5.07 | 3.46 | 1.61 | 46.5 | % | |||||||
一般和行政费用: | ||||||||||||
一般和行政 | 3.06 | 3.09 | (0.03) | (1.0) | % | |||||||
基于股票的薪酬 | 0.63 | 0.06 | 0.57 | 950.0 | % |
(1) | 当量石油储量的定义是6微克当量天然气和42加仑天然气对一桶石油的转换率,这反映的是能源等价性,而不是价格等价性。每桶天然气价格和每桶天然气价格往往与同等数量的石油有很大不同。 |
(2) | 金额不包括支付或收到的现金对衍生品合约结算的影响,因为我们没有选择应用对冲会计。 |
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目录表
收入
截至2023年6月30日的财年收入增长18.0%,达到1.285亿美元,而截至2022年6月30日的财年收入为1.089亿美元。收入的增加主要是由于我们在2022财年下半年收购了约拿油田和威利斯顿盆地的非运营作业权益。平均每日当量产量增加了19.3%,从5953个BOEPD增加到本年度的7104个BOEPD。产量增加是由于我们在2022财年下半年收购了约拿油田和威利斯顿盆地的非运营工作权益,使本财年的产量增加了约1,621 BOEPD。收购带来的日均产量增加被第四财季Barnett Shale物业因压缩机和管道维修、关闭油井和因冬季暴风雨关闭的油井以及德里热交换器升级安装和NGL工厂维修而导致的停机时间减少部分抵消。在截至2023年6月30日的财年,我们的平均已实现大宗商品价格(不包括衍生品合约的影响)与2022年6月30日相比,下降了约0.57美元/BOE,或1.1%。已实现的石油和天然气价格较上年分别下降约9.0%和29.9%。尽管天然气价格在第三季度末大幅下降,但已实现天然气价格较上年同期增长约27.5%,部分抵消了这些下降。已实现天然气价格的同比增长主要归因于Jonah油田收到的天然气差价的好处,我们本年度期间的天然气已实现价格为每MCF 10.63美元。
租赁运营成本
在截至2023年和2022年6月30日的财年,从价税和生产税分别为820万美元和700万美元。从价税和生产税的增加主要是由于上文所述的产量增加,因为生产税是根据井口的销售额计算的。以单位计算,截至2023年6月30日和2022年6月30日的两个年度,从价税和生产税分别为每京东方3.15美元和每京东方3.20美元。单位从价税和生产税的减少是由于上述生产量的增加。
下表汇总了CO2 每个MCF和CO的成本2 截至2023年6月30日、2023年6月和2022年6月30日的三个年度的销量。公司2购买费用由德里球场承担。根据我们与德里现场运营商的合同,购买了CO2根据合同条款,价格为油田实际石油价格的1%,外加销售税和运输成本。
| 截至2010年6月30日的年度 | |||||||||||
| 2023 |
| 2022 |
| 方差 |
| 差异:% | |||||
公司2每MCF成本 | $ | 0.99 | $ | 1.07 | $ | (0.08) | (7.5) | % | ||||
公司2卷(MMcf/天,毛数) | 85.2 | 82.6 | 2.6 | 3.1 | % |
CO减少30万美元2 截至2023年6月30日的财年的成本主要是由于CO减少了7.5%2每MCF成本,这是由于我们的平均已实现石油价格下降被采购CO增加3.1%部分抵消2 音量。公司2采购量约占油田注入量的20%,油田的回收设施提供另外80%。2由Denbury拥有和运营的管道。按单位计算,CO2在截至2023年和2022年6月30日的三年中,成本分别为每京东方2.84美元和每京东方3.55美元。
其他租赁运营成本包括补救修井成本以及石油和天然气生产的收集和运输成本。与上年相比,截至2023年6月30日止年度,其他租赁营运成本增加1,000万美元或29.5%至4,400万美元,主要由于分别于2022年4月及2022年1月收购约拿油田及威利斯顿盆地,令本年度其他租赁营运成本增加800万美元。以每京东方为基础的其他租赁运营成本从上年的每京东方15.64美元增加到本年度的每京东方16.97美元,增加了每京东方1.33美元。
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目录表
全成本已探明石油和天然气性质的耗竭
损耗支出从截至2022年6月30日的财年的750万美元增加到截至2023年6月30日的财年的1310万美元,增幅为560万美元或74.8%,这主要是由于产量增加。在截至2023年6月30日和2022年6月30日的财年中,单位消耗费用分别为每京东方5.07美元和每京东方3.46美元。每京东方的消耗量增加主要是由于我们在2022财年收购了我们的产量计算单位的可耗尽基数增加,以及我们在2022财年已探明的未开发储量增加相关的未来开发成本增加,以及我们已探明储量的减少。
一般和行政费用
截至2023年6月30日的财年,一般和行政费用增加了120万美元,增幅18.4%,达到790万美元,而截至2022年6月30日的财年为670万美元。这一增长主要是由于由于收购了更多资产而增加了人员,导致工资和员工福利增加了约60万美元,以及与我们寻找首席执行官相关的专业费用30万美元。其余的增长与会计和审计相关服务的费用以及由于我们公司规模扩大而产生的公共报告费用有关。在单位基础上,截至2023年6月30日的一年,一般和行政费用减少了0.03美元/京东方,从上一年的3.09美元/京东方降至3.06美元/京。每单位一般和行政费用的减少是由于上述生产量的增加。
基于股票的薪酬费用
在截至6月30日的财年,基于股票的薪酬增加了150万美元,达到160万美元。2023年与上一年度的10万美元相比,主要是由于与遣散费相关的没收未归属股份导致的上一年支出减少了120万美元,加上增加了包括首席执行官和首席运营官在内的新人员,以及本年度期间向所有员工和董事授予的相关新奖励。此外,本年度期间增加的约10万美元与2022年11月授予的一次性股票奖励有关,该奖励立即归属并全额支出。
衍生产品合约的净收益(亏损)
我们定期利用大宗商品衍生品金融工具来减少石油和天然气价格波动的风险敞口。我们已选择不指定我们的未平仓衍生工具合约进行对冲会计,因此,我们在综合经营报表中记录了衍生工具合约按市值计价估值的净变动。与衍生工具合约有关的综合经营报表所记录的金额,包括(I)与我们未平仓或未实现衍生工具合约的公允价值调整有关的损益,以及(Ii)已结算或已变现的头寸的衍生工具合约结算的损益。下表汇总了我们在衍生工具合约上的已实现净收益和未实现收益(亏损),以及已实现净收益(收益)对本报告所述期间平均已实现价格的影响。由于我们在2022财年进行了收购,并在我们的高级担保信贷安排上进行了相应的借款,根据我们的高级担保信贷安排的条款,我们必须对我们的部分生产进行对冲。自进入套期保值以来,商品价格的上涨导致了本年度和前几年衍生品合同的实际亏损。截至2023年6月30日,我们没有任何未平仓原油或天然气衍生品合约。
截至2010年6月30日的年度 | ||||||||||||
(以千为单位,但按单位和按京东方金额除外) |
| 2023 |
| 2022 |
| 方差 |
| 差异:% | ||||
衍生产品合约的已实现收益(亏损) | $ | (1,481) | $ | (1,769) | $ | 288 | (16.3) | % | ||||
衍生工具合约的未实现收益(亏损) | 1,994 | (1,994) | 3,988 | (200.0) | % | |||||||
衍生品合约净收益(亏损)合计 | $ | 513 | $ | (3,763) | $ | 4,276 | (113.6) | % | ||||
每桶原油平均实现价格 | $ | 77.46 | $ | 85.11 | $ | (7.65) | (9.0) | % | ||||
BBL中石油衍生品合约的现金效应 | (0.37) | (1.24) | 0.87 | (70.2) | % | |||||||
每桶原油价格(包括已实现衍生品的影响) | $ | 77.09 | $ | 83.87 | $ | (6.78) | (8.1) | % | ||||
每立方米天然气平均实现价格 | $ | 7.00 | $ | 5.49 | $ | 1.51 | 27.5 | % | ||||
单位MCF天然气衍生合约的现金效应 | (0.14) | (0.14) | — | — | % | |||||||
每立方米天然气价格(包括已实现衍生品的影响) | $ | 6.86 | $ | 5.35 | $ | 1.51 | 28.2 | % |
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目录表
利息支出
在截至2023年6月30日的财年,与2022年财年相比,利息支出减少了10万美元,这主要是由于偿还了我们的高级担保信贷安排全年的未偿还借款。
所得税(费用)准备
在截至2023年6月30日的财年,我们确认的所得税支出为1010万美元,税前净收入为4530万美元,而截至2022年6月30日的财年,税前净收入的所得税支出为850万美元,税前净收入为4110万美元。截至2023年和2022年6月30日止年度的实际税率分别为22.2%和20.7%。在前一年,公司受益于某些EOR税收抵免,而本年度则没有这些抵免。
关键会计政策和估算
根据美国普遍接受的会计原则编制财务报表,要求我们选择某些会计政策,并作出影响截至资产负债表日期的资产、负债、或有资产和负债的报告金额以及报告期内收入和费用的报告金额的估计和假设。这些政策,加上我们的估计,对我们的合并财务报表有重大影响。我们的重要会计政策包括在附注1中,“重大事件及会计政策摘要”以下是对我们最重要的会计估计、判断和编制综合财务报表过程中固有的不确定性的讨论。
石油和天然气的性质。从事石油和天然气生产的外国公司被要求遵守石油和天然气行业独有的会计规则。我们对我们的石油和天然气资产采用美国证券交易委员会条例和S-X规则4-10规定的全成本核算方法。在这种会计方法下,不成功和成功的勘探和开发活动的成本被资本化为财产和设备。这包括与财产收购、勘探和开发活动直接相关的任何内部成本,但不包括与生产、一般公司管理费用或类似活动有关的任何成本。出售或以其他方式处置石油及天然气资产的收益或亏损不会确认,除非该收益或亏损会显著改变资本化成本与已探明储量之间的关系。石油和天然气资产包括不包括在耗尽或摊销成本之外的成本。不包括石油和天然气的资产成本是指对未评估资产的投资。在对房产进行评估之前,我们不包括这些成本。在评估属性时,成本被转移到全部成本池中。截至2023年6月30日,我们没有未评估的物业成本。石油和天然气资产包括不包括损耗和摊销的成本,这是指对未经证实和评估的资产的投资,包括非生产租赁权、与租赁权或钻探权益相关的地质和地球物理成本以及勘探钻探成本。
已探明储量的估算。*已探明石油和天然气储量的估计数量对基本财务报表有重大影响。已探明储量的估计数量用于计算损耗费用,而与该等已探明储量相关的估计未来现金流量净额是根据季度上限测试计算厘定减值的基础。估计石油和天然气储量的过程非常复杂,需要在评估所有可用的地质、地球物理、工程和经济数据时做出重大决定。根据可获得的额外信息,估计储量往往会受到未来的修订,这可能是巨大的;这包括油藏动态、额外的开发活动、新的地质和地球物理数据、额外的钻探、技术进步、价格变化和其他经济因素。因此,对现有储量估计进行重大修订的情况可能时有发生。尽管我们已尽一切合理努力确保由我们的第三方独立工程师编制的报告储量估计数尽可能代表最准确的评估,但主观的决定和物业可用数据的差异使这些估计值通常不如我们财务报表中包括的其他估计值准确。储量估计的重大修订和/或大宗商品价格的重大变化可能会对我们已探明储量的估计未来净现金流产生重大影响。这些变化可能会影响我们的季度上限测试计算,并可能显著影响我们的损耗率。此外,用于确定我们已探明储量的大宗商品价格下跌10%
38
目录表
2023年6月30日,在所有其他因素保持不变的情况下,不会导致我们的石油和天然气资产受损。在所有其他因素保持不变的情况下,如果我们在2023年6月30日将已探明储量估计减少10%,将影响损耗、折旧和摊销费用约40万美元。
2008年12月31日,美国证券交易委员会发布了关于报告石油天然气储量现代化的最终规则。该规则允许在评估储量时考虑新技术,一般将已探明储量的指定限制为那些预计将在此类储量首次确认之日起五年内钻探的项目,允许公司向投资者披露其可能和可能的储量,要求使用基于前12个月未加权算术平均月初价格而不是年终价格的平均价格报告石油和天然气储量,修订石油和天然气业务的披露要求,并修改对全成本公司资本化成本的限制。
基于股票的薪酬。我们基于业绩的奖励的公允价值以及某些奖励的预期归属期限是使用蒙特卡洛模拟确定的。该技术使用具有定义变量的几何布朗运动模型,并通过多次试验随机生成每个变量的值。变量包括股价波动、预期的奖励期限、预期的无风险利率,以及我们股票的预期股息收益率。所使用的无风险利率是与授予之日的预期期限相匹配的债券的美国国债收益率。基于业绩的奖励是根据我们的普通股总回报与我们行业中市值相当的其他公司的同类公司进行比较的,对于某些奖励,我们的股价达到了设定的目标。
近期会计公告。请参阅附注1,“重大事件及会计政策摘要”列在我们合并财务报表的第8项中。财务报表和补充数据以讨论财务会计准则委员会最近发布的会计声明。
项目7A。*关于市场风险的定量和定性披露
衍生工具与套期保值活动
我们面临各种风险,包括能源大宗商品价格风险,例如NYMEX大宗商品价格与我们产品销售地点的指数价格之间的价差。当石油、天然气和天然气液体价格大幅下降时,我们为资本预算和运营提供资金的能力可能会受到不利影响。我们预计能源价格将保持波动和不可预测,因此我们监测大宗商品价格,以确定使用衍生品金融工具提供部分保护以应对石油和天然气价格下跌的潜在需求。我们不会以投机交易为目的订立衍生工具合约。
我们在未平仓衍生品合约上面临与我们的交易对手潜在的不履行相关的市场风险。我们的政策是,只与管理层认为是竞争性做市商、信誉良好的机构签订衍生品合约。对于在2023财年和2022财年结算的衍生品合约,我们没有提供抵押品。我们根据ASC 815的规定对我们的衍生活动进行会计处理,衍生工具和套期保值、(“ASC 815”)。ASC 815确立了会计和报告规定,每一种衍生工具都应在资产负债表上作为资产或负债按公允价值计量。见附注7,“衍生品”有关更多细节,请参阅我们的合并财务报表。
利率风险
我们很容易受到利率变化的影响。利率的变化会影响我们从现金和现金等价物上赚取的利息。此外,高级担保信贷安排下的任何借款将按SOFR加2.80%的利率计息,其中包括伦敦银行同业拆借利率的0.05%的信贷利差调整,受最低SOFR为0.50%的限制,或高级担保信贷安排下的最优惠利率加1.00%。Libor利率对合约期和市场波动性以及远期利率收益率的变化非常敏感。在我们目前的做法下,我们不会使用利率衍生工具来管理利率变动带来的风险。
39
目录表
第8项:合并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(PCAOB ID号) | 41 | |
独立注册会计师事务所财务报告内部控制报告 | 44 | |
截至2023年、2023年和2022年6月的合并资产负债表 | 46 | |
截至2023年、2023年和2022年6月30日止年度的综合经营报表 | 47 | |
截至2023年、2023年和2022年6月30日止年度的合并现金流量表 | 48 | |
截至2023年、2023年和2022年6月30日止年度股东权益变动表 | 49 | |
合并财务报表附注 | 50 | |
补充披露石油和天然气性质(未经审计) | 71 |
40
目录表
独立注册会计师事务所报告
致本公司股东及董事会
演化型石油公司
对财务报表的几点看法
本核数师已审核所附的Evolution Petroleum Corporation及其附属公司(“贵公司”)于2023年、2023年及2022年6月30日的综合资产负债表、截至该日止年度的相关综合经营报表、现金流量及股东权益变动表,以及相关附注(统称为“综合财务报表”)。吾等认为,综合财务报表在各重大方面均公平地反映本公司截至2023年6月、2023年6月及2022年6月的综合财务状况,以及截至该日止年度的综合经营业绩及现金流量,符合美国公认的会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2023年6月30日的财务报告内部控制,依据内部控制--综合框架(2013)和我们2023年9月13日的报告对公司财务报告的内部控制发表了无保留意见。
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公司的综合财务报表发表意见。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的适用规则和条例,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。 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。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对合并财务报表进行当期审计时产生的事项,该事项已传达或要求传达给审计委员会,且(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露,(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见,我们也不会通过传达下面的关键审计事项,就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
已探明石油和天然气储量对损耗、折旧和摊销的影响(“DD&A”)和全成本上限测试减值计算(“上限测试”)
如附注1所述,本公司采用全成本会计方法,根据该方法,石油及天然气资产按生产单位法按总探明储量摊销。利用公司已探明的石油和天然气,通过上限测试对公司已探明的石油和天然气属性进行减值评估
41
目录表
天然气储量按照美国普遍接受的会计原则和美国证券交易委员会准则计算。截至2023年6月30日止年度,本公司录得与其已探明石油及天然气资产相关的DD&A约1,310万美元,并无上限测试减值。
该公司聘请了两家独立的油藏工程公司作为管理专家,并协助估计已探明的石油和天然气储量。为估计已探明石油及天然气储量及相关未来现金流量净额,管理层及其专家作出重大估计及假设,包括预测已探明未开发物业(“PUD”)的产量递减率及与公司已探明未开发物业(“PUD”)发展计划相关的产量时间及产量。对已探明石油和天然气储量的估计受管理层对与已探明储量相关的油井的财务状况的判断和估计的影响,以确定在所需的适当定价假设下,油井是否以合理的确定性预期是经济的。重大假设或工程数据的变化可能会对公司已探明的石油和天然气资产的DD&A金额和减值记录产生重大影响。
我们确认已探明石油和天然气储量对DD&A和上限测试的影响是一项关键审计事项,因为管理层在编制已探明石油和天然气储量估计时使用了重大判断,包括使用专家。这进而导致审计师在执行程序和评估审计证据时的高度判断力、主观性和努力,这些程序和审计证据与开发那些已探明石油和天然气储量估计所使用的重大假设有关。
我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序包括:
● | 评估公司第三方油藏工程专家的知识、技能和能力以及他们与公司的关系,向这些油藏工程师询问后续过程和估计探明储量的判断,并阅读油藏工程专家编写的储量报告。 |
● | 评估管理层及其专家在编制已探明石油和天然气储量估计时使用的重要假设,包括定价差异、未来运营成本、未来生产率和资本支出。执行的程序包括对专家使用的数据输入的完整性和准确性进行测试,以及对专家的调查结果进行评价。所执行的程序包括: |
o | 测试对公司估计的石油和天然气储量的控制的运行效果; |
o | 测试专家使用的数据输入的完整性和准确性; |
o | 测试专家的计算结果的准确性;以及, |
o | 执行管理层及其专家制定的定价、储备数量和成本估算的分析程序。这些程序需要对以下方面进行比较: |
◾ | 价格与历史基准价格之比,根据定价差异进行调整, |
◾ | 产量预测到最近的历史实际产量, |
◾ | 在截至2023年6月30日的财政年度内,租赁运营成本与物业成本的预测,以及 |
◾ | 预计生产税与最近发生的历史税项和法定税率之间的关系。 |
● | 评估储备报告中使用的收入和工作利息百分比的准确性,方法是将此类权益的样本与土地记录进行比较。 |
● | 对已探明石油和天然气储量的历史估计进行回顾,以确定估计中潜在的管理偏差。 |
● | 测试包括这些已探明储量在内的公司损耗和减值计算的准确性。 |
42
目录表
/s/ | |
2023年9月13日 |
自2017年以来,我们一直担任本公司的审计师。
43
目录表
独立注册会计师事务所报告
致本公司股东及董事会
演化型石油公司
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架法(2013)》中确立的标准,对截至2023年6月30日的演进石油公司及其子公司(以下简称公司)的财务报告进行了内部控制审计。我们认为,根据COSO发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准,截至2023年6月30日,公司在所有实质性方面都对财务报告保持了有效的内部控制。
本公司亦已按照美国上市公司会计监督委员会(“PCAOB”)的准则,审核截至2023年6月30日及2022年6月30日的综合资产负债表、截至该等年度的相关综合营运报表、现金流量及股东权益变动报表,以及相关附注(统称为“综合财务报表”)及我们于2023年9月13日的报告,就该等综合财务报表表达无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制,并对财务报告内部控制的有效性进行评估,包括在第9A项所附《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计,对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所,根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计,以获得合理的保证,以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们的审计包括了解财务报告的内部控制,评估存在重大弱点的风险,以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信,我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序,旨在根据公认的会计原则,为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序:(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录;(2)提供合理的保证,即交易被记录为必要的,以便按照公认的会计原则编制财务报表,公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行;(三)提供合理保证,防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
44
目录表
/s/ 摩斯·亚当斯律师事务所 | |
休斯敦,得克萨斯州 | |
2023年9月13日 |
自2017年以来,我们一直担任本公司的审计师。
45
目录表
演化型石油公司
合并资产负债表
(单位为千,不包括每股和每股金额)
| 2023年6月30日 |
| 2022年6月30日 | |||
资产 |
|
| ||||
流动资产 |
|
| ||||
现金和现金等价物 | $ | | $ | | ||
原油、天然气和天然气液体收入应收账款 | | | ||||
衍生合约资产 | — | | ||||
预付费用和其他流动资产 | | | ||||
流动资产总额 | | | ||||
财产和设备,扣除损耗、折旧和减值后的净额 |
| |||||
石油和天然气性质,净-全成本会计法 | ||||||
其中没有一个被排除在摊销之外 | | | ||||
其他资产 | | | ||||
总资产 | $ | | $ | | ||
负债与股东权益 |
| |||||
流动负债 |
| |||||
应付帐款 | $ | | $ | | ||
应计负债及其他 | | | ||||
衍生合同负债 | — | | ||||
应缴州税和联邦税 | | | ||||
流动负债总额 | | | ||||
长期负债 |
| |||||
高级担保信贷安排 | — | | ||||
递延所得税 | | | ||||
资产报废债务 | | | ||||
经营租赁负债 | | — | ||||
总负债 | | | ||||
承付款和或有事项(附注10) | ||||||
股东权益 |
| |||||
普通股;面值$ | ||||||
| ||||||
和2022年 | | | ||||
额外实收资本 | | | ||||
留存收益 | | | ||||
股东权益总额 | | | ||||
总负债和股东权益 | $ | | $ | |
见合并财务报表附注。
46
目录表
演化型石油公司
合并业务报表
(以千为单位,每股除外)
| 截至2010年6月30日的年度 | |||||
| 2023 |
| 2022 | |||
收入 | ||||||
原油 | $ | | $ | | ||
天然气 | | | ||||
天然气液体 | | | ||||
总收入 | | | ||||
运营成本 |
| |||||
租赁运营成本 | | | ||||
耗尽、折旧和增值 | | | ||||
一般和行政费用 | | | ||||
总运营成本 | | | ||||
营业收入(亏损) | | | ||||
其他收入(费用) |
| |||||
衍生产品合约的净收益(亏损) | | ( | ||||
利息和其他收入 | | | ||||
利息支出 | ( | ( | ||||
所得税前收入(亏损) | | | ||||
所得税(费用)福利 | ( | ( | ||||
净收益(亏损) | $ | | $ | | ||
每股普通股净收益(亏损): |
|
| ||||
基本信息 | $ | | $ | | ||
稀释 | $ | | $ | | ||
已发行普通股加权平均数: |
|
| ||||
基本信息 | | |||||
稀释 | |
见合并财务报表附注。
47
目录表
演化型石油公司
合并现金流量表
(单位:千)
截至2010年6月30日的年度 | ||||||
|
| 2023 |
| 2022 | ||
经营活动的现金流: |
|
| ||||
净收益(亏损) | $ | | $ | | ||
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额: |
| |||||
耗尽、折旧和增值 | | | ||||
基于股票的薪酬 | | | ||||
清偿资产报废债务 | ( | — | ||||
递延所得税 | ( | | ||||
衍生品合约的未实现(收益)损失 | ( | | ||||
衍生品合约的应计结算 | ( | | ||||
其他 | ( | ( | ||||
经营性资产和负债变动情况: | ||||||
原油、天然气和天然气液体收入应收账款 | | ( | ||||
预付费用和其他流动资产 | ( | ( | ||||
应付账款和应计负债及其他 | ( | | ||||
应缴州税和联邦税 | ( | | ||||
经营活动提供的净现金 | | | ||||
投资活动产生的现金流: | ||||||
石油和天然气资产的购置 | ( | ( | ||||
石油和天然气资产的资本支出 | ( | ( | ||||
用于投资活动的现金净额 | ( | ( | ||||
融资活动的现金流: |
|
| ||||
已支付普通股股息 | ( | ( | ||||
普通股回购,包括因预扣税款而退还的股票 | ( | ( | ||||
优先担保信贷安排下的借款 | — | | ||||
优先担保信贷安排的偿还 | ( | ( | ||||
融资活动提供的现金净额(用于) | ( | | ||||
现金及现金等价物净增(减) | | | ||||
期初现金及现金等价物 | | | ||||
期末现金和现金等价物 | $ | | $ | | ||
现金流量信息的补充披露: | ||||||
为优先担保信贷安排的利息支付的现金 | $ | | $ | | ||
缴纳所得税的现金 | | | ||||
从所得税退税中收到的现金 | — | | ||||
非现金投资和融资交易: | ||||||
石油和天然气资产的应计资本支出增加(减少) | $ | | $ | | ||
确认资产报废债务所产生的石油和天然气财产费用 | | |
见合并财务报表附注。
48
目录表
演化型石油公司
合并股东权益变动表
(单位:千)
| 其他内容 |
|
| 总计 | |||||||||||||
| 普通股 | 已缴费 | 保留 | 财务处 | 股东的 | ||||||||||||
| 股票 |
| 面值 |
| 资本 |
| 收益 |
| 库存 |
| 权益 | ||||||
2021年6月30日的余额 | | $ | | $ | | $ | | $ | — | $ | | ||||||
发行受限普通股 | | — | — | — | — | — | |||||||||||
没收限制性股票 | ( | ( | | — | — | — | |||||||||||
普通股回购,包括因预扣税款而退还的股票 | — | — | — | — | ( | ( | |||||||||||
库存股报废 | ( | — | ( | — | | — | |||||||||||
基于股票的薪酬 | — | — | | — | — | | |||||||||||
净收益(亏损) | — | — | — | | — | | |||||||||||
已支付普通股股息 | — | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
2022年6月30日的余额 | | $ | | $ | | $ | | $ | — | $ | | ||||||
发行受限普通股 | | | ( | — | — | — | |||||||||||
没收限制性股票 | ( | — | — | — | — | — | |||||||||||
普通股回购,包括因预扣税款而退还的股票 | — | — | — | — | ( | ( | |||||||||||
库存股报废 | ( | ( | ( | — | | — | |||||||||||
基于股票的薪酬 | — | — | | — | — | | |||||||||||
净收益(亏损) | — | — | — | | — | | |||||||||||
已支付普通股股息 | — | — | — | ( | — | ( | |||||||||||
2023年6月30日的余额 | | $ | | $ | | $ | | $ | — | $ | | ||||||
见合并财务报表附注。
49
目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
注:1.重大事件和会计政策摘要
运营的性质。易化石油公司(“易化”,及其合并子公司,“公司”)是一家独立的能源公司,专注于通过对美国陆上石油和天然气资产的所有权和投资为股东带来最大回报。该公司的长期目标是从通过收购以及通过对其石油和天然气资产的选择性开发机会、增产和其他开发努力建立的长期石油和天然气资产的多元化投资组合中,实现股东总回报的最大化。
该公司的生产物业由以下领域的非经营性权益组成:《约拿记》位于怀俄明州萨伯莱特县的天然气和天然气液体生产油田;北达科他州的威利斯顿盆地,生产石油和天然气;位于德克萨斯州北部的巴尼特页岩,天然气生产属性;位于怀俄明州温泉县的哈密尔顿穹顶油田,利用注水井对储层进行二次采油;路易斯安那州东北部德里油田的德里霍尔特-布莱恩特单元,一家公司2提高石油采收率项目;以及在
合并和报告原则。*合并财务报表包括演进石油公司及其全资子公司的账目。所有重大的公司间交易都已在合并中消除。上一年度的合并财务报表可包括某些重新分类,以符合当前的列报方式。为了与本年度的报告保持一致,“其他应收账款在脚注14中披露,其他财务信息“随附于“预付费用和其他流动资产“而非”原油、天然气和天然气液体收入应收账款截至2022年6月30日,在合并资产负债表上。这一重新分类对以前报告的净收入或股东权益没有影响。
风险和不确定性。本公司的石油和天然气权益由第三方运营商运营,涉及其他第三方工作权益所有者。因此,本公司影响该等物业的营运或未来发展的能力有限。然而,该公司与其第三方运营商积极审查资本项目和相关支出,并在适当时提出替代计划。
估计的使用。*根据美国公认会计原则编制财务报表时,本公司须作出估计及假设,以影响于合并财务报表日期的资产及负债额及或有资产及负债的披露(如有),以及各自报告期内的收入及开支的呈报金额。重大估计数包括:(A)储量数量和与探明储量有关的估计未来现金流,这可能对石油和天然气资产的耗竭费用和潜在减值产生重大影响;(B)资产报废债务;(C)股票补偿;(D)衍生合同资产和负债的公允价值;(E)所得税和递延所得税资产的估值;(F)承诺和或有事项;(G)原油、天然气和天然气液体(“NGL”)收入和支出的应计项目。本公司根据历史经验及各种其他被认为合理的假设及资料,分析估计及判断。对未来事件及其影响的估计和假设无法准确预测,因此,随着获得更多信息、新事件的发生以及公司环境的变化,这些估计可能会发生变化。实际结果可能与公司编制合并财务报表时使用的估计和假设不同。
现金和现金等价物。*本公司将所有购买时原始到期日为90天或更短的高流动性投资视为现金和现金等价物。
应收账款和坏账准备。应收账款包括在正常贸易条件下到期的应计碳氢化合物收入,通常要求在生产后30至60天内付款,以及其他
50
目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
杂项应收账款。逾期余额不收取利息。对应收账款所作的付款适用于最早未付的项目。如果确定不可能收回全部或部分未偿余额,本公司将建立应收账款损失准备金。定期审查可收集性,并在必要时使用特定的识别方法确定或调整津贴。截至2023年、2023年和2022年6月30日,
石油和天然气属性。*该公司对其在石油和天然气资产的投资采用全成本会计方法。根据这一会计方法,在获得、勘探和开发石油和天然气资产,包括非生产油井方面发生的所有成本都是资本化的。这包括与财产收购、勘探和开发活动直接相关的任何内部成本,但不包括与生产、一般公司管理费用或类似活动有关的任何成本。出售或以其他方式处置石油及天然气资产的收益或亏损不会被确认,除非该收益或亏损会显著改变资本化成本与已探明储量之间的关系。
石油和天然气资产的折旧基数包括未计入石油和天然气资产的所有资本化成本(扣除损耗)、估计未来开发成本和资产报废成本(扣除残值)的总和,减去不包括在摊销中的成本。石油和天然气性质的折旧基数采用单位产量法按总探明储量摊销。
本公司石油及天然气资产的资本化成本,扣除累计摊销及相关递延所得税后的净额,须受全额成本上限的限制,该等成本不得超过其相关的估计未来净收入。
石油和天然气资产包括不包括损耗和摊销的成本,这是指对未经证实和评估的资产的投资,包括非生产租赁权、与租赁权或钻探权益相关的地质和地球物理成本以及勘探钻探成本。在对项目进行评估、建立已探明储量或确定减值之前,不计入这些成本。截至2023年6月30日、2023年6月和2022年6月,公司没有任何不包括损耗和摊销的成本。
其他财产和设备。其他财产和设备包括建筑物租赁改善、数据处理和电信设备、办公家具和办公设备。这些项目按成本记录,并在个别资产或资产组的预期寿命内折旧,范围为 至 。资产折旧采用直线折旧法。每当事件或情况变化显示账面值可能无法收回时,便会检讨其他物业及设备账面值的变现情况,以确定可能出现的减值。如与资产直接相关的未贴现估计未来营运现金流量净额的预测(包括处置价值(如有))少于资产的账面金额,则资产被确定为减值。如果任何资产被确定为减值,损失以该资产的账面价值超过其公允价值的金额计量。维修和维护费用在发生的期间内计入。
资产报废义务。*与有形长期资产的报废相关的资产报废债务(“ARO”)在发生的期间被确认为负债。这与相关长期资产、公司的石油和天然气资产的账面价值增加有关。有形资产的成本,包括资产报废成本,在资产的使用年限内耗尽。资产报废成本的初始确认或随后修订被视为公允价值计量的第3级。资产报废债务按其估计公允价值计入,该估计公允价值是参考为履行报废债务所需的预期未来现金流出而计量的,该现金流出按本公司经信贷调整的无风险利率贴现。随着时间的推移,随着贴现负债增加到其预期结算值,增值费用被确认。如果资产报废债务的估计未来成本发生变化,则对资产报废债务和长期资产都进行调整。修订版本
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目录表
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合并财务报表附注
估计的资产报废债务可能是由于退休成本估计的变化、估计通货膨胀率的修正以及估计的放弃时间的变化造成的。
金融工具的公允价值。公司的金融工具包括现金和现金等价物、应收账款、应付账款、衍生工具和债务。除衍生工具外,现金及现金等价物、应收账款及应付账款之账面值均为短期票据,由于其流动性高,故属近似公允价值。债务的账面价值接近公允价值,为附注5所界定的高级担保信贷安排的浮动利率。“高级担保信贷安排,”是市场利率。该公司衍生资产和负债的公允价值基于第三方行业标准定价模型,该模型使用从第三方来源获得的市场数据,包括石油和天然气的远期报价、贴现率和波动因素。
信用风险集中。*公司信用风险的主要集中是无法收回应收账款的风险,其次是公司衍生品合同下交易对手的不履行,以及超过联邦存款保险公司承保限额的现金和现金等价物余额。
截至2023年6月30日、2023年6月和2022年,该公司的应收账款基本上都来自向石油和天然气行业的第三方买家销售原油、天然气和天然气。该公司持有第三方作为运营商的原油和天然气资产的工作权益。作为一家非运营商,该公司主要通过其油田运营商销售其产量,但在乔纳油田除外,该公司在那里以实物形式销售天然气和天然气生产。作为一家非运营商,该公司高度依赖其第三方运营商的成功及其与其运营相关的决策。除了乔纳油田,第三方运营商将原油、天然气和NGL出售给买家,收集现金,并将现金分配给公司。在截至2023年6月30日的年度内,大约
衍生品公司。本公司遵循会计准则编撰(“ASC”)815,衍生工具和套期保值(“ASC 815”)。根据公司的风险管理策略和高级担保信贷安排下的某些契约,公司可不时对其预测的原油、天然气和天然气产量的一部分进行对冲。所有衍生工具均按公允价值计量,在综合资产负债表中作为资产或负债入账。本公司根据国际掉期交易商协会主协议(“ISDA”)与同一交易对手签订的衍生工具公允价值净额;该协议规定在合同期限内以及在违约或终止合同的情况下进行净结算。虽然衍生工具为本公司的商品价格波动风险提供了经济对冲,但本公司选择不符合其衍生工具符合对冲会计处理资格的标准。因此,该公司在#年记录了这些头寸按市值计价的净变化以及已结算合同的付款和收入。“衍生产品合约的净收益(亏损)”关于合并业务报表。
已探明储量的估算. 已探明石油和天然气储量的估计数量对基本财务报表有重大影响。已探明储量的估计数量用于计算损耗费用,而与该等已探明储量相关的估计未来现金流量净额是根据季度上限测试计算厘定减值的基础。估算石油和天然气储量的过程非常复杂
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合并财务报表附注
这是一个复杂的问题,需要在评估所有可用的地质、地球物理、工程和经济数据时作出重大决定。根据可获得的额外信息,估计储量往往会受到未来的修订,这可能是巨大的;这包括油藏动态、额外的开发活动、新的地质和地球物理数据、额外的钻探、技术进步、价格变化和其他经济因素。因此,对现有储量估计进行重大修订的情况可能时有发生。虽然已尽一切合理努力确保由公司第三方独立工程师编制的报告储量估计数尽可能代表最准确的评估,但主观的决定和物业现有数据的差异使这些估计值通常不如公司财务报表中包括的其他估计值准确。储量估计的重大修订和/或大宗商品价格的重大变化可能会对本公司已探明储量的估计未来现金流量净额产生重大影响。这些变化可能会影响该公司的季度上限测试计算,并可能显著影响其损耗率。
所得税。*本公司根据资产和负债的计税基础与其在财务报表中报告的金额之间的差额确认递延所得税资产和负债,该差额可能导致未来几个年度的应纳税或可抵扣金额。如果部分或全部递延所得税资产被认为更有可能无法变现,则递延所得税资产的计量可根据管理层对现有证据的评估扣除估值拨备。本公司于根据持仓的技术价值进行审核后,更有可能维持持仓,则本公司确认来自不确定持仓的税务利益。本公司记录了在与税务机关结算后实现的可能性大于50%的最大税收优惠金额。该公司将与所得税相关的任何利息和罚款归类为所得税费用。
近期发布的会计公告
2016年6月,FASB发布了ASU 2016-13,金融工具--信贷损失(“ASU 2016-13”)。ASU 2016-13改变了大多数金融资产和某些其他工具的减值模式,包括贸易和其他应收账款,并要求使用新的前瞻性预期亏损模式,从而提前确认损失准备。允许及早通过,各实体必须在指南生效的第一个报告期采用修改后的追溯办法通过修正案。对于ASU 2019-10提供的较小的报告公司,金融工具类--信贷损失(主题326)、衍生品和对冲(主题815)和租赁(主题842),ASU 2016-13年对年度期间有效,包括这些年度期间内的过渡期,从2022年12月15日之后开始。该公司目前正在评估ASU 2016-13年度的影响,但
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合并财务报表附注
预计这不会对公司的财务状况、经营业绩、现金流或披露产生实质性影响。
财务会计准则委员会或其他准则制定机构最近发布的其他会计声明预计不会对公司的财务状况、经营结果、现金流或披露产生实质性影响。
注2.收入确认
该公司的收入主要来自其原油、天然气和天然气生产《约拿记》这些油田包括:怀俄明州萨伯莱特县的油田;北达科他州的威利斯顿盆地;德克萨斯州北部的巴尼特页岩;怀俄明州的汉密尔顿穹顶油田;以及路易斯安那州东北部的德里油田。此外,在过去剥离德克萨斯州物业时保留的压倒一切的特许权使用费权益提供了De Minimis收入。
| 截至2010年6月30日的年度 | |||||
| 2023 |
| 2022 | |||
收入 | ||||||
原油 | $ | | $ | | ||
天然气 | | | ||||
天然气液体 | | | ||||
总收入 | $ | | $ | |
在约拿气田,本公司已选择将其天然气和NGL工作权益实物生产,并将其NGL生产销售给Enterprise Products Partners L.P.,将其天然气生产销售给不同的买家。
该公司不在其任何其他物业进行实物生产,也不与客户谈判此类生产的合同。该公司在产品的保管权和所有权(“控制权”)转移给客户时确认原油、天然气和天然气生产收入。石油和天然气的销售是根据该公司油井的第三方运营商与客户谈判达成的合同进行的,这些合同通常包括基于与当地指数和当月交货量挂钩的定价的可变对价。该公司从石油和天然气生产的销售中获得付款
在应用ASC 606中的指导时做出的判断,与客户签订合同的收入,主要涉及确定产品控制权转移给客户的时间点。本公司认为,在确定交易价格(包括代表可变对价的金额)方面不需要做出重大判断,因为由于体积测量的精确度和使用具有可预测差异的指数定价,交易量和价格的估计不确定性水平较低。因此,本公司认为变动对价的估计不受限制。
在公司拥有所有权权益的油井生产碳氢化合物时,公司的合同履行义务产生。一旦控制生产的碳氢化合物在特定交货点转移到客户手中,即视为履行了履约义务。在会计期间结束时,对已完成的履约债务进行对价。
收入在履行合同义务的最后一个月入账。然而,外地经营者收到碳氢化合物购买者的结算单和相关的现金对价。
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合并财务报表附注
截至资产负债表日,合同履行义务已履行,且存在无条件对价权利,公司确认与外地操作员的合同到期金额为原油、天然气和天然气液体收入应收账款在合并的资产负债表上。估计和实际收到的产品销售金额之间的差额记录在从采购商收到的付款由现场运营商汇给公司的前一个月。
注:3.收购
2022年4月1日,本公司完成了从Exaro Energy III,LLC手中收购怀俄明州萨伯莱特县约拿油田非运营权益的交易(“约拿油田收购”)。在考虑到惯常的成交调整和2022年2月1日的生效日期后,收购约拿菲尔德的总现金对价为$
2022年1月14日,本公司从基金会能源基金VII-A和基金会能源管理有限责任公司完成了对北达科他州威利斯顿盆地非运营作业权益的收购(“威利斯顿盆地收购”)。在考虑到惯常的结账调整和生效日期2021年6月1日后,现金对价为#美元。
根据财务会计准则委员会关于资产收购的权威指引,公司根据收购资产和承担负债的相对公允价值将上述收购的成本分配给收购的资产和承担的负债,
附注:4.财产和设备
截至2023年6月30日、2023年6月和2022年6月的财产和设备包括以下内容(以千为单位):
| 2023年6月30日 |
| 2022年6月30日 | |||
石油和天然气性质 |
|
| ||||
应摊销的财产费用 | $ | | $ | | ||
减去:累计损耗、折旧和减值 | ( | ( | ||||
石油和天然气属性,净值 | $ | | $ | |
截至2023年6月30日、2023年6月和2022年6月,所有石油和天然气资产成本均需摊销。石油和天然气资产的损耗为#美元。
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合并财务报表附注
在截至2023年6月30日、2023年6月30日及2022年6月30日止三个年度内,本公司产生的发展资本开支为
该公司对其在石油和天然气资产的投资采用全成本会计方法。获得、勘探和开发石油和天然气储量的所有成本在发生时都作为石油和天然气以及财产的成本进行资本化。如果评估的石油和天然气资产的资本化成本扣除累计损耗后的净额超过已探明石油和天然气储量的未来贴现净收入(扣除递延税项),则这些超额资本化成本将作为石油和天然气资产的减记计入支出。
于2023年6月30日,公司储备的上限测试值是根据截至2023年6月30日的12个月的月首日平均值和2023年6月30日西德克萨斯中质油(WTI)原油现货价格美元计算的。
于2022年6月30日,本公司的储备上限测试值是根据截至2022年6月30日的12个月的月首日平均值WTI原油现货价格1美元计算的。
附注5.高级担保信贷安排
2016年4月11日,本公司签订了一项
本公司可选择提前偿还高级担保信贷安排下的任何未偿还借款,而无需支付溢价或罚款。高级担保信贷机制下的未偿还金额由本公司的直接和间接子公司担保,并由本公司及其子公司几乎所有财产的担保权益担保。高级担保信贷机制下的借款可用于收购和开发石油和天然气资产,投资于产生现金流的资产,补充石油和天然气的生产,以及用于信用证或其他一般公司目的。
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合并财务报表附注
高级担保信贷机制包含某些违约事件,包括不付款;违约或陈述和担保;不遵守契诺;重大债务的交叉违约;自愿或非自愿破产;判决和控制权的变化。高级担保信贷安排亦载有财务契约,包括要求本公司于每个财政季度的最后一天维持:(I)最高总杠杆率不超过
2022年2月7日,本公司签订了《高级担保信贷安排第九修正案》。除其他事项外,这项修订修改了与所需对冲契约有关的使用率和百分比的定义,以便为决定未来要对冲的生产量,高级担保信贷安排的使用率将以协议所界定的保证金抵押品价值为基础,但以超过当时有效的借款基础为限。这项修正案还要求公司在截至2023年2月的下一个12个月期间进行对冲,包括
2021年11月9日,本公司签订了《高级担保信贷安排第八修正案》。除其他事项外,这项修正案将借款基数增加到#美元。
2021年8月5日,本公司签署了高级担保信贷安排第七修正案,其中增加了“收购实体或矿产权益”和“收购实体或矿产权益EBITDA调整”等术语的定义。此外,综合有形净值契约水平降至#美元。
注:6.所得税
该公司在美国提交了一份综合的联邦所得税申报单,并在几个州和地方司法管辖区提交了各种合并和单独的申请。
有几个
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合并财务报表附注
截至2023年6月30日、2023年6月30日和2022年6月30日的三个年度的所得税(费用)福利包括以下内容(以千为单位):
| 2023年6月30日 |
| 2022年6月30日 | |||
当前: |
|
| ||||
联邦制 | $ | ( | $ | ( | ||
状态 | ( | ( | ||||
当期所得税(费用)福利总额 | ( | ( | ||||
延期: |
|
| ||||
联邦制 | | ( | ||||
状态 | ( | ( | ||||
递延所得税(费用)福利总额 | | ( | ||||
所得税(费用)福利总额 | $ | ( | $ | ( |
截至2023年6月30日止年度,本公司确认所得税支出为
由于州所得税,公司的有效税率通常不同于法定的联邦税率,主要是在路易斯安那州、北达科他州和德克萨斯州,这是由于超过基数的百分比消耗、提高的石油回收抵免以及其他永久性差异。
占收入的百分比 | 占收入的百分比 | |||||||||||
在此之前 | 在此之前 | |||||||||||
| 2023年6月30日 |
| 所得税 |
| 2022年6月30日 |
| 所得税 | |||||
按法定联邦税率计算的所得税(费用)福利: | $ | ( | | % | $ | ( | | % | ||||
对帐项目: |
| |||||||||||
超过计税基数的损耗 | | ( | % | | ( | % | ||||||
州所得税,扣除联邦税收优惠后的净额 | ( | | % | ( | | % | ||||||
与股票薪酬和其他薪酬相关的永久性差异 | | ( | % | | — | % | ||||||
联邦估价免税额 | — | — | % | | ( | % | ||||||
EOR信用收益 | — | — | % | | ( | % | ||||||
其他 | ( | — | % | ( | | % | ||||||
所得税(费用)福利 | $ | ( | | % | $ | ( | | % |
在前几年,该公司开展了一个项目,寻求潜在的现金节税机会,以确定与其在德里油田的权益相关的可用强化石油开采抵免(“EOR抵免”)。在截至2022年6月30日的年度内,本公司确认所得税优惠为$
在前一年,该公司公布了其估值津贴#美元
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。
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目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
| 2023年6月30日 |
| 2022年6月30日 | |||
递延税项资产: |
|
| ||||
不合格的股票薪酬 | $ | | $ | | ||
净营业亏损结转和其他结转 | — | | ||||
衍生品损失 | — | | ||||
资产报废债务 | | | ||||
其他递延税项资产 | | | ||||
递延税项净资产 | | | ||||
递延税项负债: |
|
| ||||
石油和天然气性质 | ( | ( | ||||
递延税项负债总额 | ( | ( | ||||
递延税项净负债 | $ | ( | $ | ( |
注:7.衍生品
本公司面临与其持续业务运营相关的某些风险,包括商品价格风险和利率风险。根据本公司的策略和高级担保信贷安排的要求(如附注5所述,“高级担保信贷安排”),它可以对冲或可能被要求对冲未来时期石油和天然气预期产量的不同部分。衍生工具在综合资产负债表中按公允价值作为资产或负债列账,公允价值变动计入发生变动期间的综合经营报表。公司的对冲政策和目标可能会随着其经营状况的变化或根据高级担保信贷安排的要求而发生重大变化。本公司并不以投机交易为目的订立衍生工具合约。
本公司的政策是只与管理层认为有能力及具竞争力的市场庄家、信誉良好的金融或商品对冲机构的交易对手订立衍生工具合约。截至2023年6月30日,本公司所有衍生品合约均已到期。该公司拥有
该公司过去有,将来可能会利用无成本看跌/看涨期权套圈和固定价格掉期来对冲其预期未来产量的一部分。无成本看跌期权由卖出看跌期权和买入看跌期权组成,卖出看跌期权确立了公司根据合同获得的成交量的最高价格,买入看跌期权设定了最低价格。固定价格掉期的设计是为了使公司根据合同下数量的固定价格和可变价格之间的差额来收取或支付款项。该公司已选择不指定其未平仓衍生工具合约进行对冲会计。因此,本公司将衍生工具合约按市值计价的净变动及已结算衍生工具合约的所有付款及收入记录于“衍生产品合约的净收益(亏损)“关于合并业务报表。
根据ASC 815和ASC 820,所有衍生品合约均按公允市场价值记录,公允价值计量(“ASC 820”),并作为资产或负债计入综合资产负债表。这个“衍生合约资产”和“衍生品合同负债”代表截至2022年6月30日的市场大宗商品价格与剩余产量套期保值价格之间的差额(按市值计价)。
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目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
衍生品未被指定 | ||||||||||||||||
作为对冲合约 | 资产负债表 | 衍生合约资产 | 资产负债表 | 衍生合同负债 | ||||||||||||
在ASC 815下 |
| 位置 |
| 2023年6月30日 |
| 2022年6月30日 |
| 位置 |
| 2023年6月30日 |
| 2022年6月30日 | ||||
商品合同 | $ | | $ | | $ | | $ | | ||||||||
商品合同 | 其他资产--衍生合同资产 | | | 长期负债--衍生合同负债 | | | ||||||||||
未根据ASC 815指定为对冲合约的衍生品合计 | $ | | $ | | $ | | $ | |
下表汇总了公司截至2023年6月30日、2023年6月30日和2022年6月30日的年度综合经营报表中衍生工具合约的已实现和未实现损益的位置和金额(单位:千)。“衍生工具合约的已实现损益“指期内结算的衍生工具合约的所有收入(付款)。“衍生工具合约的未实现收益(亏损)“代表衍生品合约按市值计价估值的净变动。
衍生品未被指定 | 损益位置 | |||||||
作为对冲合约 | 在年收入中确认 | 截至2010年6月30日的年度 | ||||||
在ASC 815下 |
| 衍生工具合约 | 2023 |
| 2022 | |||
商品合约: | ||||||||
衍生产品合约的已实现收益(亏损) | 其他收入和费用-衍生品合同的净收益(亏损) | $ | ( | $ | ( | |||
衍生工具合约的未实现收益(亏损) | 其他收入和费用-衍生品合同的净收益(亏损) | | ( | |||||
衍生品合约净收益(亏损)合计 | $ | | $ | ( |
本公司按综合资产负债表内的总额列报衍生工具合约的公允价值。
衍生品合约资产 | 衍生品合同负债 | |||||
衍生工具资产和负债的抵销 |
| 2022年6月30日 |
| 2022年6月30日 | ||
综合资产负债表中列报的总金额 | $ | | $ | | ||
综合资产负债表中未抵销的金额 | ( | ( | ||||
净额 | $ | | $ | |
在与每一交易对手签订衍生合同之前,本公司与该交易对手签订了ISDA。ISDA是一份标准合同,适用于本公司与相关交易对手之间签订的所有衍生品合同。ISDA允许在双方选择的情况下,对发生在相同日期和相同货币的交易,在公司和交易对手之间抵消应付或应收款项。
附注8.公允价值计量
公允价值计量会计准则为公允价值计量的披露确立了一个三级估值等级。估值层次将按公允价值计量的资产和负债分类为三个不同级别之一,具体取决于计量中采用的投入的可观测性。
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目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
这三个级别的定义如下:
第1级-可观察的投入,如相同、不受限制的资产或负债在计量日期活跃市场的报价。
第二级--可直接或间接观察到的其他投入,例如不活跃的市场报价或在资产或负债的几乎整个期限内直接或间接可观察到的投入。
第三级-不可观察的投入,几乎没有或没有市场数据,公司对市场参与者将如何为资产和负债定价做出自己的假设。
衍生工具的公允价值。*本公司在厘定公允价值时,不仅包括与本公司进行交易并在本公司综合资产负债表上产生应收账款的交易对手的资信状况,亦包括本公司的不良表现风险对其本身负债的影响。公允价值被定义为在计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产或支付转移一项负债而收到的价格。ASC 820建立了公允价值层次结构,对用于计量公允价值的估值技术的输入进行了优先排序。本公司利用市场参与者在为资产或负债定价时将使用的市场数据或假设,包括对风险和估值技术投入中固有风险的假设。这些投入可以是容易观察到的(1级),市场证实的(2级),或通常看不到的(3级)。公司根据这些投入的可观测性对公允价值余额进行分类。
根据ASC 820的要求,金融工具在公允价值层次中的水平是基于对公允价值计量重要的最低投入水平。本公司对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断,并可能影响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。于列报的任何期间内,公允价值层级之间并无任何转移。下表按公允价值等级列出,显示了公司截至2022年6月30日按公允价值会计的金融资产和负债(以千为单位)。截至2023年6月30日,公司没有任何未平仓头寸。
2022年6月30日 | ||||||||||||
| 1级 |
| 2级 |
| 3级 |
| 总计 | |||||
资产 | ||||||||||||
衍生合约资产 | $ | — | $ | | $ | — | $ | | ||||
负债 | ||||||||||||
衍生合同负债 | $ | — | $ | | $ | — | $ | |
以上列为第2级的衍生合约包括按公允价值列账的无成本卖权/看涨期权。公司将这些头寸的公允价值变动净额计入“衍生产品合约的净收益(亏损)”在公司的综合经营报表中。本公司能够根据类似工具的可观察市场数据对资产和负债进行估值,这导致本公司将其衍生品报告为二级。该可观察数据包括基于市场报价的大宗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。见附注7,“衍生工具”,“有关衍生品的额外讨论。
从历史上看,该公司的衍生品合同是与具有投资级信用评级的大型公用事业公司签订的,据信这些公司的信用风险最小。因此,本公司面临衍生合约交易对手不履行的信贷风险。到目前为止,该公司还没有经历过这样的业绩不佳。
其他公允价值计量。以下金融工具估计公允价值的披露是根据ASC 825的要求进行的,金融工具。估计的公允价值金额为
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目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
根据相关市场信息在离散的时间点确定。这些估计涉及不确定性,不能准确确定。现金及现金等价物、应收账款和应付账款的估计公允价值因其短期性质而接近其账面价值。由于利率接近当前市场利率,本公司高级担保信贷工具的估计公允价值接近账面价值。
公司遵循ASC 820关于非金融资产和负债的规定,在非经常性基础上按公允价值计量。这些规定适用于公司的初始计量和任何随后的ARO修订,其中公允价值是使用从历史成本和管理层对未来成本环境的预期得出的贴现未来现金流量来计算的。在计算ARO时使用的重要的3级投入包括封堵和废弃油井、地面修复和储备寿命的成本。在初始确认之后,当输入值发生变化时,对估计的资产报废债务进行修订。见附注9,“资产报废债务,“对本公司ARO负债的期初和期末余额进行对账。
注9.资产报废义务
该公司的ARO是指根据适用的法律和法规,在其石油和天然气资产的生产寿命结束时,预计将发生的封堵、废弃和修复的金额的估计现值。公司将ARO负债计入综合资产负债表,并将成本资本化为#年。石油和天然气属性,净值在发生该义务的期间。该公司将其ARO负债的增加入账为损耗、折旧和摊销合并经营报表中的费用。
以下是截至2023年6月30日、2023年6月30日和2022年6月30日的三个年度与公司ARO负债(包括本期部分)相关的活动对账(单位:千):
|
| 2023年6月30日 |
| 2022年6月30日 | ||
资产报废债务--期初 | $ | | $ | | ||
已发生的负债 | | | ||||
已结清的债务 | ( | ( | ||||
已获得的负债(1) | — | | ||||
折扣的增加 | | | ||||
对先前估计数的修订(2) | | | ||||
资产报废债务--期末 | | | ||||
减去:流动资产报废债务 | ( | ( | ||||
资产报废债务的长期部分 | $ | | $ | |
(1) | 见附注3,“收购”,”获取有关公司收购活动的更多信息。 |
(2) | 主要与上调截至2023年6月30日和2022年6月30日的年度估计数有关。 |
附注10.承付款和或有事项
该公司在正常业务过程中会受到各种索赔和或有事项的影响。此外,本公司不时会收到政府或监管机构就本公司所在司法管辖区内有关违反法律或法规的调查或指控的通讯。本公司如认为未来一项或多项事件有合理可能因资产减值或重大负债的产生而确认重大损失,则披露该等事宜。如果公司认为未来的一个或多个事件可能会确认损失,并且该损失是合理地可估计的,则应计重大损失。此外,如果本公司认为可能会提出索赔,并且有合理的可能性结果将是不利的和重大的,则公司将披露任何未申报的事项。公司在发生法律辩护费用时支付这些费用。
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目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
附注11.股东权益
普通股
截至2023年6月30日,公司拥有
该公司于2013年12月开始按季度派发普通股现金股息。截至2023年6月30日,公司累计支付超过美元
财政年度 | ||||||
| 2023 |
| 2022 | |||
截至6月30日的第四季度, | $ | | $ | | ||
截至3月31日的第三季度, | | | ||||
截至12月31日的第二季度, | | | ||||
截至9月30日的第一季度, | | |
在……上面
2022年9月8日,董事会批准了一项股票回购计划,根据该计划,公司有权回购至多$
一旦本公司完成偿还其高级担保信贷安排的借款并于2022年12月走出封锁期,本公司就签订了规则10b5-1计划,授权经纪商在符合预先定义的交易量和价格限制的情况下在公开市场回购股票。该计划包括30天的冷静期,不允许在2023年1月之前开始回购。该计划有效期至2023年6月30日,最高授权金额为#美元。
在截至2023年6月30日、2023年6月30日和2022年6月30日的三个年度内,本公司还在授予员工股票奖励时收购了库存股,为工资税预扣义务提供资金。这些库存股随后被注销。
63
目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
该等股份于归属当日按公平市价估值。下表汇总了截至2023年6月30日、2023年6月和2022年的所有库存股购买情况(单位为千,每股金额除外):
截至2010年6月30日的年度 | ||||||
| 2023 | 2022 | ||||
取得的库藏股数量(1) | | | ||||
平均每股成本(1) | $ | | $ | | ||
收购库藏股总成本 | $ | | $ | |
(1) | 截至2023年6月30日的一年,包括 |
股息的预期税务处理
在截至2022年6月30日的财年,该财年的所有普通股股息出于税务目的被视为接受者的合格股息收入。根据目前对截至2023年6月30日的财政年度的预测,公司预计该期间的所有普通股股息将被视为接受者的合格股息收入。
基于股票的激励计划
《演进石油公司2016年度股权激励计划》(修订后的《2016年度计划》)授权发行
本公司估计授予日股票薪酬奖励的公允价值,为未来的薪酬支出提供依据。在截至2023年6月30日、2023年6月30日和2022年6月30日的三个年度,公司确认了
时间授予的限制性股票奖
时间既得性限制性股票奖励包含基于服务的既得性条件,最多在
64
目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
基于业绩的限制性股票奖励和基于业绩的或有股票单位
基于业绩的限制性股票奖励和基于业绩的或有股票单位包含基于市场的归属条件,该条件基于公司普通股的价格、仅以其普通股为指数的内在价值或与其同行的普通股的表现相比以其普通股为指数的内在价值。本公司基于业绩的限制性股票奖励的普通股在授予日发行,并参与本公司支付的股息,并在最多
自授予之日起生效(如未授予)。基于业绩的或有股份单位不参与分红,只有在达到归属条件时才会部分或全部发行股票,一般实现的概率较低,在最高 自授予之日起生效(如未授予)。基于业绩的或有股份单位的基础股份从2016年计划中保留。基于业绩的限制性股票奖励和或有限制性股票单位采用蒙特卡罗模拟和几何布朗运动技术进行估值,这些技术应用于公司总股票回报的历史波动性与其他公司或指数的历史波动性进行比较,以比较公司的业绩和/或公司的绝对总股票回报。对于某些奖励,蒙特卡洛模拟还提供了预期的归属期限。只要获奖者仍然是本公司的雇员,基于股票的薪酬在预期的归属期间按比例确认。只有在持有人没有提供必要的服务期导致奖励被没收或由于监管机构要求的追回的结果时,以前确认的补偿费用才会被冲销,这些奖励是基于市场归属条件的。以业绩为基础的授予条件的授予取决于公司普通股的未来价格。如果公司普通股的往绩总回报为指定的
对于在截至2023年6月30日、2023年6月30日和2022年6月30日的三个年度内授予的绩效奖励,蒙特卡洛模拟估值中使用的假设如下:
截至2010年6月30日的年度 | ||||||
| 2023 |
| 2022 | |||
授予的绩效奖励的加权平均公允价值 | $ | | $ | | ||
无风险利率 | ||||||
预期期限(以年为单位) | ||||||
预期波动率 | ||||||
股息率 |
截至2023年6月30日的未归属限制性股票奖励包括以下内容:
加权 | |||||
数量: | 平均值 | ||||
受限 | 授予日期 | ||||
奖项类型 |
| 股票 |
| 公允价值 | |
时效性奖励 | | $ | | ||
基于绩效的奖励 | | | |||
未归属于2023年6月30日 | | $ | |
65
目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
下表列出了截至2023年6月30日、2023年6月30日和2022年6月30日的三个年度的限制性股票奖励交易:
加权 | |||||||||||||
加权 | 未摊销 | 平均值 | |||||||||||
数量 | 平均值 | 补偿 | 剩余 | 聚合本征 | |||||||||
受限 | 授予日期 | 费用 | 摊销 | 价值(1) | |||||||||
| 股票 |
| 公允价值 |
| (单位:千) |
| 期间(年) |
| (单位:千) | ||||
未归属于2021年6月30日 | | $ | | ||||||||||
已授予的时间既得股 | | | |||||||||||
授予的基于业绩的股票 | | | |||||||||||
既得 | ( | | |||||||||||
被没收 | ( | | |||||||||||
未归属于2022年6月30日 | | $ | | $ | | $ | | ||||||
已授予的时间既得股 | | | |||||||||||
授予的基于业绩的股票 | | | |||||||||||
既得 | ( | | |||||||||||
被没收 | ( | | |||||||||||
未归属于2023年6月30日 | | $ | | $ | | $ | |
(1) | 限制性股票的内在价值的计算方法是,标的股票在2023年6月30日、2023年6月和2022年的收盘价乘以将发行的限制性股票数量。归属股份的总公允价值为$ |
下表列出了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个年度的或有限制性股票单位交易:
加权 | |||||||||||||
未摊销 | 平均值 | ||||||||||||
数量 | 加权平均 | 补偿 | 剩余 | 聚合本征 | |||||||||
受限 | 授予日期 | 费用 | 摊销 | 价值(1) | |||||||||
|
| 股票单位 |
| 公允价值 |
| (单位:千) |
| 期间(年) |
| (单位:千) | |||
未归属于2021年6月30日 | | $ | | ||||||||||
颁发以表现为基础的奖励 | | | |||||||||||
被没收 | ( | | |||||||||||
未归属于2022年6月30日 | | $ | | $ | | $ | | ||||||
颁发以表现为基础的奖励 | | | |||||||||||
被没收 | ( | | |||||||||||
未归属于2023年6月30日 | | $ | | $ | | $ | |
(1) | 或有限制性股票单位的内在价值的计算方法为标的股票在2023年6月30日、2023年6月和2022年的收盘价乘以可发行的限制性股票数量. |
66
目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
附注:12.普通股每股收益(亏损)
下表列出了普通股基本收益和稀释后每股收益(亏损)的计算方法,反映了两级法的应用(以千计,但每股金额除外):
| 截至2010年6月30日的年度 | |||||
| 2023 |
| 2022 | |||
分子 |
|
| ||||
净收益(亏损) | $ | | $ | | ||
分配给未归属限制性股票的未分配收益 | ( | ( | ||||
用于计算每股收益的净收益(亏损) | $ | | $ | | ||
|
| |||||
分母 | ||||||
已发行普通股加权平均数-基本 | | | ||||
稀释性证券的影响: | ||||||
未归属的限制性股票奖励 | | | ||||
未归属或有限制性股票单位 | | — | ||||
稀释每股收益中使用的普通股和稀释性潜在普通股的加权平均数 | | | ||||
每股普通股净收益(亏损)-基本 | $ | | $ | | ||
每股普通股净收益(亏损)-摊薄 | $ | | $ | |
非既得性限制性股票奖励(包括时间既得性奖励和基于业绩的奖励),总额约为
非既得性限制性股票奖励(包括时间既得性奖励和基于业绩的奖励),总额约为
此外,不符合业绩的未归属业绩限制性股票奖励和未归属或有限制性股票单位 截至期末的准则不包括在普通股每股摊薄收益的计算中。
注:13.租约
经营租赁反映为经营租赁使用权(“ROU”)资产“其他资产”,并作为ROU在“应计负债及其他”和“经营租赁负债”在公司的综合资产负债表上。经营租赁ROU资产及负债于安排开始之日根据租赁期内租赁付款的现值确认。除租赁付款现值外,经营租赁ROU资产还将包括在租赁开始前向出租人支付的任何租赁付款,减去任何租赁激励措施和发生的初始直接成本(如果有)。经营性租赁支付的租赁费用在租赁期限内以直线方式确认,并列示为“一般和行政费用“在综合业务报表中。某些租赁的付款条款根据标的资产的用途而有所不同。可变租赁付款不包括在ROU资产和租赁负债中。对于所有经营性租赁,租赁和非租赁组成部分均作为单一租赁组成部分入账。
作为一家非经营者,且拥有充足的流动资金,公司一般不会进行租赁交易。公司唯一的经营租赁是针对德克萨斯州休斯敦的公司办公空间,自2019年5月1日起生效并修订
67
目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
2022年11月30日,将于2026年9月30日到期。该公司拥有
公司在评估符合ACS842规定的租赁定义的合同时,会做出某些假设和判断。租契。由于本公司的经营租约并未提供隐含利率,因此使用租约开始日可得的资料计算递增借款利率。租赁的递增借款利率是指本公司以抵押为基础支付的利率,以借入相当于类似条款下的租赁付款的金额。租赁期乃经考虑任何可供选择以延长或提早终止租约而厘定,而本公司相信该等选项可合理地确定将予行使。
下表汇总了本公司截至2023年6月30日、2023年6月30日及2022年6月30日止三个年度的租约(单位:千,除年份及贴现率外):
截至2010年6月30日的年度 | ||||||||
|
| 2023 |
| 2022 | ||||
运营说明书: | ||||||||
经营租赁成本 | $ | | $ | | ||||
可变租赁成本 | | | ||||||
总租赁成本 | $ | | $ | | ||||
现金流量表: | ||||||||
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金: | ||||||||
来自经营租赁的经营现金流 | $ | | $ | | ||||
其他: | ||||||||
为换取新的经营租赁负债而获得的净资产 | $ | | $ | — | ||||
加权平均剩余租赁年限(年) | ||||||||
加权平均贴现率 | | % | | % |
2023年6月30日 | 2022年6月30日 | ||||||
资产负债表: | |||||||
$ | | $ | | ||||
| | ||||||
经营租赁负债--长期 | | — |
68
目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
截至2023年6月30日,与公司不可取消的办公空间经营租赁相关的未来最低租赁支付如下(以千为单位):
财政年度 |
| 2023年6月30日 | |
2024 | $ | | |
2025 | | ||
2026 | | ||
2027 | | ||
2028 | — | ||
此后 | — | ||
经营租赁支付总额 | | ||
减去:现值折扣 | ( | ||
| |||
减去:当期经营租赁负债 | | ||
非流动经营租赁负债 | $ | |
该公司采用了以下标准更新中提供的实用权宜之计,其中提供了不重新评估的选择:
● | 不将租赁标准中的确认要求应用于短期租赁(在开始日期租期为12个月或以下且不包含本公司合理确定将行使的购买选择权的租赁)。 |
● | 过期的或现有的领养前合同是否包含租约。 |
● | 任何到期或现有租约的租约分类。 |
● | 任何到期或现有租约的初始直接成本。 |
● | 不将合同中的租赁组成部分与非租赁组成部分分开,并将其合并为租赁(按资产类别反映)。 |
69
目录表
演化型石油公司
合并财务报表附注
附注:14.其他财务报表信息
综合资产负债表上的某些金额由以下部分组成(以千计):
|
| 2023年6月30日 |
| 2022年6月30日 | ||
预付费用和其他流动资产: | ||||||
收购结算收益应收账款(1) | $ | — | $ | | ||
其他应收账款 | | | ||||
预付保险 | | | ||||
预缴的联邦和州所得税 | | | ||||
预付费订阅和许可证 | | | ||||
EOR税收抵免的结转 | | | ||||
预付费其他 | | | ||||
预付费用和其他流动资产总额 | $ | | $ | | ||
其他资产: | ||||||
存款(2) | $ | | $ | | ||
经营租赁下的使用权资产 | | | ||||
其他资产总额 | $ | | $ | | ||
应计负债和其他: | ||||||
应计应付款 | $ | | $ | | ||
应计资本支出 | | — | ||||
应计奖励和其他薪酬 | | | ||||
应计应付特许权使用费(3) | | | ||||
应计所得税以外的其他税种 | | | ||||
应计遣散费 | | | ||||
衍生品合约的应计结算 | — | | ||||
经营租赁负债 | | | ||||
一年内到期的资产报废债务 | | | ||||
应计--其他 | | | ||||
应计负债和其他负债总额 | $ | | $ | |
(1) | 截至2022年6月30日的应收款与以下项目的惯例采购调整有关$ |
(2) | 保证金$ |
(3) | 应付的应计特许权使用费与约拿气田的特许权使用费和所有者付款有关,因为该公司以实物形式生产其天然气和NGL工作权益。见注2,“收入确认”以供进一步讨论. |
注:15.后续事件
在……上面
70
目录表
补充披露石油和天然气性质(未经审计)
与石油和天然气生产活动有关的资本化成本
下表汇总了与石油和天然气生产活动有关的资本化成本金额和相关的累计消耗金额(以千计)。
| 2023年6月30日 |
| 2022年6月30日 |
| 2021年6月30日 | ||||
石油和天然气性质 |
|
|
| ||||||
应摊销的财产费用 | $ | 197,049 | $ | 188,634 | $ | 129,123 | |||
减去:累计损耗、折旧和摊销 | (91,268) | (78,126) | (70,607) | ||||||
石油和天然气属性,净值 | $ | 105,781 | $ | 110,508 | $ | 58,516 |
石油和天然气财产购置、勘探和开发活动的费用
下表汇总了在石油和天然气资产收购、勘探和开发活动中发生和资本化的成本(以千计)。物业收购成本是指租赁物业所产生的成本,包括未开发的租赁权和购买现有储备的成本。勘探成本包括确定可能需要勘查的地区的成本、勘查被认为具有石油和天然气储量远景的特定地区的成本、钻探探井的成本、地质和地球物理评估成本以及未开发物业的账面成本。获得已探明储量会产生开发成本,包括钻探成本。开发成本还包括在截至2023年6月30日、2022年和2021年6月30日的两个年度中,因确认资产报废债务而产生的金额分别为200万美元、780万美元和290万美元。
| 截至6月30日止的年度: | ||||||||
| 2023 |
| 2022 |
| 2021 | ||||
石油和天然气活动 |
|
|
|
|
| ||||
物业购置成本: |
|
|
|
|
| ||||
已证明的性质 | $ | 31 |
| $ | 49,920 |
| $ | 18,297 | |
未经证实的财产 | — | — | — | ||||||
勘探成本 | — |
| — |
| — | ||||
开发成本 | 8,384 |
| 9,591 |
| 3,436 | ||||
石油和天然气活动产生的总成本 | $ | 8,415 |
| $ | 59,511 |
| $ | 21,733 |
已探明石油和天然气储量估计净数量
以下对该公司完全位于美国境内的石油和天然气资产的已探明石油和天然气净储量的估计是基于第三方油藏工程师荷兰Sewell&Associates公司(“NSAI”)和DeGolyer&MacNaughton(“D&M”)准备的评估。储备量和价值是根据美国证券交易委员会规定的方法确定的,截至2023年6月30日、2022年和2021年6月30日的财年。美国证券交易委员会方法要求在估计储备数量生产是否经济时,采用之前12个月未加权算术平均每月第一天的价格,以及当前成本在整个预计储备寿命内保持不变。
我们关于储量估计的内部控制政策要求此类估计由独立的石油工程公司在内部储备工程团队的监督下编制,该团队包括首席运营官(COO)。我们的内部储备工程团队和第三方顾问在石油工程领域拥有超过80年的经验。我们的首席运营官,负责监督我们储量估计的准备工作的人,拥有德克萨斯A&M大学石油工程理学学士学位,是德克萨斯州的注册专业工程师(排名86704),拥有超过40年的石油和天然气经验,包括大型独立公司和金融公司的项目和收购服务。我们的董事会还监督我们的储量评估过程,并包括一个储量委员会,该委员会有一名独立的董事,他是德克萨斯州的注册专业工程师(排名47279),具有能源公司储量方面的经验
71
目录表
评估。此类储量估计符合公认的石油工程和美国证券交易委员会建立的评估原则、定义和指南。
NSAI负责编写储量报告的人是石油工程师Matthew D.Pankey,P.E.潘基先生是德克萨斯州(排名142931)的注册专业工程师,自2019年以来一直在美国国家石油学会从事石油工程咨询业务,并拥有六年以上的行业经验。D&M负责准备储备报告的人是常务副主任总裁博士。伊尔克博士于2003年在伊斯坦布尔技术大学获得石油工程理学学士学位,并于2005年和2010年分别在德克萨斯A&M大学获得石油工程硕士和博士学位,他在石油和天然气储集层研究和评估方面拥有超过1300年的经验,是德克萨斯州的注册专业工程师(排名139334)。
已探明石油和天然气储量是指地质和工程数据合理确定地证明,在现有经济和运营条件下,未来几年可从已知油藏中开采的石油、天然气和天然气的估计数量。已探明的已开发石油和天然气储量是指在现有设备和操作方法下,可通过现有油井进行开采的储量。在估计已探明的石油和天然气储量、预测未来的生产率和开发支出的时间方面存在固有的不确定性。因此,储量估计往往与最终开采的石油和天然气数量不同。
各时期已探明石油、天然气和天然气储量估计数及已探明储量和未开发储量变化情况如下:
天然气 | ||||||||
原油 | 天然气 | 液体 | 等价物 | |||||
| (MBbls) |
| (MMcf) |
| (MBbls) |
| (MBOE) | |
已探明的已开发和未开发储量: |
|
|
| |||||
2020年6月30日 | 8,226 | — | 1,993 | 10,219 | ||||
对先前估计数的修订 | 662 | — | 92 | 754 | ||||
储备的购买到位 | 87 | 49,534 | 4,957 | 13,300 | ||||
产量(销售量) | (555) | (963) | (171) | (887) | ||||
2021年6月30日 | 8,420 | 48,571 | 6,871 | 23,386 | ||||
对先前估计数的修订 | (1,111) | 25,268 | (944) | 2,157 | ||||
改进恢复、扩展和发现 | 2,608 | 2,197 | 623 | 3,597 | ||||
储备的购买到位 | 2,172 | 38,096 | 755 | 9,276 | ||||
产量(销售量) | (619) | (7,141) | (364) | (2,173) | ||||
2022年6月30日 | 11,470 | 106,991 | 6,941 | 36,243 | ||||
对先前估计数的修订 | (1,038) | (5,352) | (668) | (2,598) | ||||
改进恢复、扩展和发现 | 98 | 33 | 20 | 124 | ||||
产量(销售量) | (659) | (9,109) | (416) | (2,593) | ||||
2023年6月30日 | 9,871 | 92,563 | 5,877 | 31,176 |
72
目录表
MBOE | ||||||
证明了 | 证明了 | 总计 | ||||
开发 | 未开发 | 证明了 | ||||
储量 | 储量 | 储量 | ||||
已探明的已开发和未开发储量: |
| |||||
2020年6月30日 | 8,355 | 1,864 | 10,219 | |||
对先前估计数的修订 | 805 | (51) | 754 | |||
储备的购买到位 | 13,300 | — | 13,300 | |||
产量(销售量) | (887) | — | (887) | |||
2021年6月30日 | 21,573 | 1,813 | 23,386 | |||
对先前估计数的修订 | 3,970 | (1,813) | 2,157 | |||
改进恢复、扩展和发现 | — | 3,597 | 3,597 | |||
储备的购买到位 | 9,276 | — | 9,276 | |||
产量(销售量) | (2,173) | — | (2,173) | |||
2022年6月30日 | 32,646 | 3,597 | 36,243 | |||
对先前估计数的修订 | (2,580) | (18) | (2,598) | |||
改进恢复、扩展和发现 | 6 | 118 | 124 | |||
产量(销售量) | (2,593) | — | (2,593) | |||
2023年6月30日 | 27,479 | 3,697 | 31,176 |
在截至2023年6月30日的财政年度,总探明储量的显著变化包括:
● | 生产。在截至2023年6月30日的一年中,该公司生产了260万MBOE。 |
● | 改进恢复、扩展和发现。在2023财年,该公司增加了0.1MMBOE的已探明储量,主要与在德里油田增加两口新的PUD油井有关。 |
● | 对以前估计数的修订。2023财年净修正总额为2.6MMBOE,主要与德里油田和巴尼特页岩有关。德里油田的储量预测被下调,原因是2023财年的实际产量低于2022财年末的预测。此外,Barnett页岩储量减少的主要原因是油田生产成本增加,缩短了许多油井的经济寿命。 |
在截至2022年6月30日的财政年度,总探明储量的显著变化包括:
● | 储备的购买到位。在截至2022年的财政年度内,该公司完成了对威利斯顿盆地的收购和对约拿油田的收购。见附注4,“收购了解更多细节。 |
● | 改进恢复、扩展和发现。在2022财年,该公司增加了与其威里森盆地物业的钻探地点相关的360万桶的PUD储量。 |
● | 对以前估计数的修订。2022财年的净修正总额为2.2MMBOE,其中包括公司已探明的已开发储量4.0MMBOE的净正修正,被与测试地点V相关的德里油田1.8MMBOE的PUD储量移除所抵消。目前,德里的运营商目前在其未来五年的支出计划中没有测试地点V,因此已被排除在公司的PUD储量之外。该公司已探明的已开发储量4.0MMBOE的净正向修正包括总计4.7MMBOE的正向修正,主要与美国证券交易委员会12个月往绩定价的改善有关,被德里因2022财年产量低于预期而下调0.7MMBOE所抵消。 |
在截至2021年6月30日的财政年度,总探明储量的显著变化包括:
● | 储备的购买到位。在截至2021年的财政年度内,该公司完成了对其Barnett Shale物业的收购,总金额为1,740万美元。 |
● | 对先前估计数的修订。2021财年的修订主要是由于汉密尔顿穹顶油田的积极修订,反映了该油田石油价格上涨对未来产量和延长储量经济限制的影响。德里油田NGL的正面修订反映了定价上涨对未来产量的影响,以及储量经济上限的延长。Barnett页岩资产的天然气正面修订反映了从2021年5月7日Barnett Shale收购完成至2021年6月30日财年结束期间天然气价格上涨的影响。 |
未来的石油和天然气销售、生产和开发成本已按照ASC 932的要求,使用ASC 932所示年度结束时的有效价格和成本进行了估计。采掘活动--石油和天然气(“ASC 932”)。ASC 932
73
目录表
要求净现金流额按10%的比例贴现。未来的生产和开发成本是在假设现有经济状况持续的情况下,通过估计开发和生产已探明石油和天然气储量以及资产报废债务而产生的支出来计算的。未来所得税支出的计算方法是将适当的期末法定税率应用于与已探明石油和天然气储量相关的未来税前现金流量减去相关资产的税基。未来的所得税支出不会产生税收抵免、免税额或与公司已探明的石油和天然气储量相关的持续运营的一般和行政成本的影响。石油和天然气需求的变化、通货膨胀和其他因素使这种估计本身就不准确,需要进行大量修订。下表不应被解释为对公司已探明储量的当前市值的估计。
截至2023年6月30日、2023年6月、2022年6月和2021年6月,与已探明石油和天然气储量相关的贴现未来现金流量净额标准化衡量如下(单位:千):
| 截至6月30日止的年度: | ||||||||
|
| 2023 |
| 2022 |
| 2021 | |||
未来现金流入 | $ | 1,521,363 | $ | 1,846,708 | $ | 632,620 | |||
未来生产成本和遣散费税 | (860,054) | (997,362) | (398,022) | ||||||
未来开发成本 | (120,648) | (105,966) | (29,339) | ||||||
未来所得税费用 | (109,189) | (159,912) | (42,368) | ||||||
未来净现金流 | 431,472 | 583,468 | 162,891 | ||||||
估计现金流量的时间,每年有10%的折扣 | (193,295) | (268,685) | (75,308) | ||||||
未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 238,177 | $ | 314,783 | $ | 87,583 |
未来现金流入是指根据之前12个月未加权算术平均每一年的每月第一天商品价格,生产期末已探明储量数量的预期收入,并反映租赁质量、运输费、能源含量和地区价差的调整。
| 截至6月30日止的年度: | ||||||||
纽约商品交易所用于确定未来现金流的价格: |
| 2023 |
| 2022 |
| 2021 | |||
石油(Bbl) | $ | 83.23 | $ | 85.82 | $ | 49.72 | |||
天然气(MMBtu) | 4.78 | 5.19 | 2.46 |
用于未来现金流入的NGL价格基于收到的历史价格(如有)。
适用于已探明石油、天然气和NGL储量的未来现金流量折现标准化计量变化摘要如下(单位:千):
| 截至6月30日止的年度: | ||||||||
|
| 2023 |
| 2022 |
| 2021 | |||
年初余额 | $ | 314,783 | $ | 87,583 | $ | 62,491 | |||
与未来生产有关的销售价格和生产成本的净变化 | (31,923) | 171,602 | 11,538 | ||||||
估计未来开发成本的变化 | (8,286) | (6,320) | 403 | ||||||
生产的石油、天然气和天然气的销售,扣除生产成本 | (68,969) | (60,269) | (16,115) | ||||||
扩展、发现和改进的恢复带来的净变化 | 4,695 | 43,495 | — | ||||||
因修改数量估计数而产生的净变化 | (34,056) | 48,177 | 6,841 | ||||||
因原地购买矿产而产生的净变化 | — | 100,675 | 31,461 | ||||||
折扣的增加 | 40,382 | 14,425 | 7,529 | ||||||
贴现所得税净变动 | 26,006 | (65,559) | (10,678) | ||||||
其他 | (4,455) | (19,026) | (5,887) | ||||||
年终余额 | $ | 238,177 | $ | 314,783 | $ | 87,583 |
74
目录表
第9项:与会计人员在会计和财务披露方面的变更和分歧
没有。
项目9A。管理控制和程序
披露控制和程序
我们维持披露控制和程序,旨在确保在我们的交易法报告中需要披露的信息在美国证券交易委员会的规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告;这些信息被积累并酌情传达给我们的管理层,包括我们的首席执行官和首席财务官,以便及时做出关于所需披露的决定。
根据美国证券交易委员会规则13a-15(B)的要求,我们在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下,对截至本报告所述期间结束时我们的披露控制程序和程序的设计和运行的有效性进行了评估。基于这一评估,我们的首席执行官和首席财务官得出结论,我们的披露控制和程序有效地确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。
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财务报告的充分内部控制(定义见《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条规则),这是一个由我们的主要高管和主要财务官设计或监督并由我们的董事会、管理层和其他人员实施的程序,以根据美国公认的会计原则对财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公认的会计原则包括符合以下条件的政策和程序:
● | 与保存合理、详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关; |
● | 提供合理保证,保证必要时记录交易,以便按照美利坚合众国普遍接受的会计原则编制财务报表,并且公司的收入和支出仅按照公司管理层和董事的授权进行;以及 |
● | 提供合理保证,防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权获得、使用或处置公司资产的行为。 |
由于其固有的局限性,财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。因此,即使是那些被确定为有效的系统,也只能在编制和列报财务报表方面提供合理的保证。此外,对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能会因为条件的变化而出现控制不足的风险,或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。在包括首席执行干事和首席财务官在内的管理层的监督和参与下,根据特雷德韦委员会赞助组织委员会于2013年发布的内部控制-综合框架中确立的标准,对我们对财务报告的内部控制的有效性进行了评估。管理层的结论是,截至2023年6月30日,我们对财务报告保持了有效的内部控制。
本公司截至2023年6月30日的财务报告内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所Moss Adams LLP审计,正如其报告中所述。
75
目录表
财务报告内部控制的变化
在截至2023年6月30日的三个月内,我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化,这对我们的财务报告内部控制产生了重大影响,或很可能会对其产生重大影响。
项目9B。--其他信息
2023年9月7日,公司董事会批准通过了修订后的公司章程,并于2004年1月2日起生效。对章程的主要修改是:(I)增加了新的第2.10节,规定了股东在年度股东大会和特别股东大会上提名董事和其他业务项目候选人时应遵循的程序;(Ii)扩大了公司执行允许股东远程参加会议的程序的能力;(Iii)规定在内华达州法律允许的范围内,对高级管理人员和董事的某些行为进行强制性赔偿;以及(Iv)允许股东以书面同意的方式采取行动,只要该同意是由持有不少于三分之二(2/3)有权投票的已发行股票的持有人签署的。本公司经修订及重订的公司章程副本附于本文件附件3.3,并以引用方式并入本项目9B。
同样在2023年9月7日,公司董事会批准并通过了一项激励性薪酬补偿政策,旨在满足新通过的纽约证券交易所美国公司指南第811节和修订后的1934年证券交易法新规则10D-1的要求。该公司在第811条规定的最后期限之前采用了这项政策。根据第811条的要求,公司的政策规定,在会计重述的情况下,向现任或前任高管追回激励性薪酬。本公司的奖励补偿补偿政策的副本作为附件97附于本条款9B中,作为参考。
项目9C。*关于阻止检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
76
目录表
第III部
项目10.董事、高管和公司治理
通过参考我们的委托书合并,该委托书将根据第14A条在我们的2023财年结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
第11项:高管薪酬
通过参考我们的委托书合并,该委托书将根据第14A条在我们的2023财年结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
第12项:某些实益所有人和管理层的担保所有权及相关股东事项
通过参考我们的委托书合并,该委托书将根据第14A条在我们的2023财年结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
第13项:建立某些关系和关联交易,以及董事独立性
通过参考我们的委托书合并,该委托书将根据第14A条在我们的2023财年结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
项目14.总会计师费用和服务费
通过参考我们的委托书合并,该委托书将根据第14A条在我们的2023财年结束后120天内提交给美国证券交易委员会。
77
目录表
第四部分。
项目15.各种展品和财务报表明细表
以下文件作为本报告的一部分提交:
1.财务报表。
本公司及其子公司的合并财务报表载于本报告第二部分第(8)项:
独立注册会计师事务所合并财务报表报告
独立注册会计师事务所财务报告内部控制报告
合并资产负债表
合并业务报表
合并现金流量表
合并股东权益变动表
合并财务报表附注
补充披露石油和天然气性质(未经审计)
2.要求提交的财务报表、附表和补充资料:
没有。
3.陈列品
本报告的附件索引中提供了与本报告一起提交或提供的10-K表(或通过参考我们以前提交或提供的证据而并入)的证据清单。以引用方式并入本文的那些展品由后面括号中提供的信息表示。否则,证物将随函存档。
第16项:表格10-K摘要
没有。
78
目录表
展品索引
展品索引
展品 数 |
| 描述 |
---|---|---|
3.1 | 重述公司章程(参考我们于2023年2月8日提交的Form 10-Q季度报告的附件3.1) | |
3.3* | 修订及重新制定附例 | |
4.1 | 根据《交易法》第12条登记的证券(参照我们2006年7月13日提交的8-A表格中的证券登记) | |
4.1.1 | 公司普通股证书样本表格(参考2013年6月19日提交的S-3表格我公司注册说明书附件4.7并入) | |
4.2 | 董事多数投票政策(参考我们2012年10月31日提交的8-K表格当前报告的附件99.1) | |
4.3† | 2016股权激励计划(参考我们于2017年2月8日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.1) | |
4.4† | 2016年股权激励计划下的限制性股票协议表格(参考我们2018年2月8日提交的10-Q表格季度报告的附件4.1并入) | |
4.4.1† | 于2019年7月9日修订的2016年股权激励计划下的限制性股票协议表格(通过参考我们于2019年9月13日提交的Form 10-K年报附件4.12而并入) | |
4.4.2†* | 2023年5月4日修订的2016年激励计划下的限制性股票协议格式 | |
4.5† | 2016年股权激励计划下的或有限制性股票协议表格(参考我们于2018年2月8日提交的10-Q表格季度报告的附件4.2) | |
4.5.1†* | 2023年5月4日修订的2016年股权激励计划下的或有限制性股票协议格式 | |
4.6† | 于2019年7月9日修订的2016年股权激励计划下的业绩分享单位奖励协议表格(引用我们于2019年9月13日提交的Form 10-K年报附件4.13) | |
10.1 | 2006年9月20日通过的高级职员和董事赔偿协议表(参考2006年9月22日提交的本公司当前8-K表的附件10.1并入) | |
10.2 | 进化石油公司与MidFirst银行于2016年4月11日签署的信贷协议(合并内容参考我们于2016年4月15日提交的8-K表格当前报告的附件10.1) | |
10.2.1 | 2016年4月11日进化石油公司与MidFirst银行签订的信贷协议第一修正案,自2016年10月18日起生效(合并内容参考我们于2016年11月9日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.1) | |
10.2.2 | 2016年4月11日进化石油公司与MidFirst银行之间的信贷协议第二修正案,于2018年2月1日生效(通过引用我们于2018年2月8日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.1) | |
10.2.3 | 2016年4月11日进化石油公司与MidFirst银行之间的第三次信贷协议修正案,于2018年5月25日生效(通过参考我们2018年9月10日提交的Form 10-K年度报告的附件10.10并入) | |
10.2.4 | 2016年4月11日进化石油公司与MidFirst银行签订的信贷协议第四修正案,于2018年12月31日生效(合并内容参考我们于2019年2月8日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.1) | |
10.2.5 | 2016年4月11日,演进石油公司与MidFirst银行之间的信贷协议第五修正案,2020年11月2日生效(通过引用我们于2020年11月9日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.1而并入) | |
10.2.6 | 2016年4月11日第六次修订Event Petroleum Corporation和MidFirst Bank之间的信贷协议,2020年12月28日生效(合并内容参考我们于2021年1月11日提交的8-K表格当前报告的附件10.1) |
79
目录表
展品 数 |
| 描述 |
---|---|---|
10.2.7 | 演进石油公司与MidFirst银行于2021年8月5日签署的信贷协议第七修正案,于2021年6月30日生效(合并内容参考我们于2022年5月12日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.8) | |
10.2.8 | 演进石油公司与MidFirst银行于2021年11月9日签署的第八项信贷协议修正案,于2021年11月9日生效(合并内容参考我们于2021年11月10日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.1) | |
10.2.9 | 演进石油公司与MidFirst银行于2022年2月7日签署的信贷协议第九修正案,于2022年2月4日生效(合并内容参考我们于2022年5月12日提交的10-Q表格季度报告附件10.9) | |
10.2.10 | 演进石油公司与MidFirst银行于2023年5月5日签订的信贷协议第十修正案(合并内容参考我们于2023年5月10日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.2.10) | |
10.3 | 和解协议,日期为2016年6月24日,由Denbury Onshore,LLC,Denbury Inc.,NGS Sub Corp.,Tertiaire Resources Company和本公司签订(通过参考我们于2016年9月9日提交的Form 10-K年度报告附件10.7合并) | |
10.5† | 2020年10月9日致Ryan Stash的聘书(参考我们2021年9月14日提交的Form 10-K年报附件10.1) | |
10.6 | 演进石油公司和TG Barnett Resources LLP之间的买卖协议,日期为2021年3月29日(通过参考我们于2021年5月11日提交的8-K表格的附件10.1而并入) | |
10.6.1 | 《买卖协议第一修正案》,日期为2021年3月29日,于2021年4月20日生效(合并内容参考我们于2021年5月11日提交的8-K表格当前报告的附件10.2) | |
10.6.2 | 《买卖协议第二修正案》,日期为2021年3月29日,于2021年5月4日生效(合并内容参考我们于2021年5月11日提交的8-K表格当前报告的附件10.3) | |
10.6.3 | 《买卖协议第三修正案》,日期为2021年3月29日,于2021年5月6日生效(合并内容参考我们于2021年5月11日提交的8-K表格当前报告的附件10.4) | |
10.7 | Evolution Petroleum Corporation、Foundation Energy Fund VII-A、LP和Foundation Energy Management LLC之间的买卖协议,日期为2022年1月14日(通过引用附件10.6并入我们于2022年5月12日提交的Form 10-Q季度报告) | |
10.8 | 易化石油公司与路易斯安那州Exaro Energy III之间的买卖协议,日期为2022年4月1日(通过参考我们于2022年5月12日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.7而合并) | |
10.9† | 2022年10月25日致Kelly Loyd的聘书(参考我们2023年2月8日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.9) | |
10.10† | 2023年2月21日致J.Mark Bunch的聘书(参考我们2023年5月10日提交的Form 10-Q季度报告的附件10.10) | |
14.1 | 商业行为和道德准则(参考我们于2021年9月14日提交的Form 10-K年度报告附件14.1) | |
21.1* | 易化石油公司子公司名单 | |
23.1* | 摩斯·亚当斯与有限责任公司的同意 | |
23.2* | 荷兰休厄尔律师事务所同意。 | |
23.3* | DeGolyer和MacNaughton的同意 | |
31.1* | 根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节修订的1934年《证券交易法》第15D-14条颁发的首席执行官证书 | |
31.2* | 根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节修订的1934年《证券交易法》第15D-14条对首席财务官进行认证 | |
32.1** | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节对首席执行官的认证 |
80
目录表
展品 数 |
| 描述 |
---|---|---|
32.2** | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节对首席财务官的证明 | |
99.1* | 荷兰休厄尔公司截至2023年6月30日的S油气储量报告(美国证券交易委员会案)摘要及资质证书 | |
99.2* | 2023年8月7日DeGolyer和MacNaughton关于油气储量(美国证券交易委员会案)截至2023年6月30日的报告摘要和资质证书 | |
97* | 激励性补偿补偿政策 | |
101.INS* | 内联XBRL实例文档 | |
101.Sch* | 内联XBRL分类扩展架构文档 | |
101.卡尔* | 内联XBRL分类扩展计算链接库文档 | |
101.定义* | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 | |
101.实验所* | 内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 | |
101.前期* | 内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 | |
104* | 封面交互数据文件(嵌入内联XBRL文档中) |
*附于本文件。
**随函提供。
† 指管理合同或补偿计划或安排
81
目录表
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)款的规定,注册人促使本报告由下列签名者代表其签署,并于指定日期在德克萨斯州休斯顿市正式授权。
|
| 演化型石油公司 | |
日期:2023年9月13日 | 发信人: | 文/S/作者凯利·W·洛伊德 | |
凯利·W·洛伊德 总裁与首席执行官(首席执行官)和董事 |
根据1934年的《证券交易法》,本报告已由以下人员以登记人的身份并在指定的日期签署。
82