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目录表    
        
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-Q
(标记一)
☒根据《证券条例》第13或15(D)条提交的季度报告
1934年《交易所法案》
截至本季度末2023年9月30日
或
☐根据《证券条例》第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年《交易所法案》
由_至_的过渡期
委托文件编号：001-08246
Image1.jpg
西南能源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州71-0205415
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
10000能源驱动
春天, 德克萨斯州77389
(主要行政办公室地址)(邮政编码)

(832) 796-1000
(注册人的电话号码，包括区号)
不适用
(前姓名、前地址和前财政年度，如果自上次报告以来发生变化)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易代码注册的每个交易所的名称
普通股，面值$0.01SWN纽约证券交易所
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是☒*没有☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☒没有☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的申报公司或新兴成长型公司。您可以参阅《交易法》第12b-2条规则中的“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☒加速文件管理器☐非加速文件服务器☐规模较小的报告公司☐新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是，☐不是。☒
注明截至最后实际可行日期，发行人所属各类普通股的流通股数量：
班级截至2023年10月31日的未偿还款项
普通股，面值$0.011,101,463,052

目录表    
        
西南能源公司
索引表10-Q
截至2023年9月30日的季度
第一部分-财务信息
页面
  
第1项。
财务报表
4
合并业务报表
4
综合全面收益表(损益表)
5
合并资产负债表
6
合并现金流量表
7
合并权益变动表
8
合并财务报表附注
10
 
注1.列报依据
10
注2.收购
10
 
注3.收入确认
11
 
附注4.现金和现金等价物
13
 
注5.天然气和石油性质
13
 
注6.每股收益
14
 
附注7.衍生工具和风险管理
15
 
附注8.从累计其他全面收益(亏损)中重新分类
21
 
附注9.公允价值计量
21
 
注10.债务
23
 
附注11.承付款和或有事项
26
注12.所得税
27
 
附注13.退休金计划及其他退休后福利
28
 
注14.长期激励性薪酬
29
 
注15.细分市场信息
33
 
附注16.新会计公告
35
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
35
经营成果
37
流动性与资本资源
46
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
52
第四项。
控制和程序
53
  
第二部分--其他资料
 
  
第1项。
法律诉讼
53
第1A项。
风险因素
53
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用
53
第三项。
高级证券违约
53
第四项。
煤矿安全信息披露
53
第五项。
其他信息
53
第六项。
陈列品
55

1
目录表    
        
关于前瞻性陈述的警告性声明
本季度报告(以下简称《季度报告》)包括符合1933年《证券法》(经修订)第27A条和《1934年证券交易法》(经修订)第21E条规定的前瞻性表述的某些表述。除历史事实表述或当前财务信息外，所有涉及未来应当或可能发生的活动、结果和其他事项的表述，包括但不限于有关我们未来业务的财务状况、业务战略、产量和储备增长以及其他计划和目标的表述。均为前瞻性表述。*尽管我们认为此类前瞻性表述中表达的预期是基于合理假设，但此类表述并不是对未来业绩的保证。除非法律规定，否则我们没有义务也不承诺公开更新或修改任何前瞻性表述。
前瞻性表述包括前段确定的事项、有关可能或假定的未来经营结果的信息，以及本季度报告中以“预期”、“打算”、“计划”、“项目”、“估计”、“继续”、“潜在”、“应该”、“可能”、“可能”、“将”、“目标”、“指导”、“展望”、“努力”、“预期”等词语确定的其他表述。“相信”、“预测”、“预算”、“预测”、“目标”、“预测”、“模型”、“目标”或类似的词语。即使在没有这些特定词语的情况下，声明也可能是前瞻性的。
您不应过度依赖前瞻性陈述。这些前瞻性陈述会受到已知和未知的风险、不确定性和其他因素的影响，这些风险、不确定性和其他因素可能会影响我们的运营、市场、产品、服务和价格，并导致我们的实际结果、业绩或成就与前瞻性陈述中明示或暗示的任何未来结果、业绩或成就大不相同。这些前瞻性陈述是基于管理层目前对未来事件的结果和时机的信念。除了在前瞻性陈述中特别提及的任何假设和其他因素外，可能导致我们的实际结果与任何前瞻性陈述中指出的大不相同的风险、不确定因素和因素包括但不限于：
•天然气、石油和天然气液体(“NGL”)市场条件和价格变化的时间和程度(包括区域基差)，以及因应大流行或其他世界卫生事件而采取的政府和社会行动导致对我们的生产和产品的需求减少的影响；
•我们为计划中的资本投资提供资金的能力；
•信用评级的变化或利率的不利变化；
•较低的大宗商品价格对我们偿还或再融资现有债务的能力的影响程度；
•金融市场波动或其他全球经济因素的影响，包括液化天然气市场的任何未来发展以及世界卫生事件或其他疾病爆发的影响；
•世界主要地区的地缘政治和商业状况；
•在我们的战略机遇中适当配置资本和资源的困难；
•我们在发现、开发、生产、置换和评估储量方面取得成功的时机和程度；
•我们维持租约的能力，如果没有建立生产或维持生产不盈利，租约可能会到期；
•我们有能力履行天然气输送承诺，并利用我们坚定的运输承诺或将其货币化；
•我们从收购中实现预期收益的能力，包括Indigo和GEPH的合并(各自定义如下)；
•我们有能力将我们的产品运往最有利的市场，或者根本不能；
•第三方提供的人员以及产品和服务的可用性和费用；
•政府监管的影响，包括法律的变化、获得和维持许可证的能力、遣散费或类似税收的任何增加、以及与水力压裂或其他钻井和完井技术、气候和场外衍生品有关的立法或法规；
•我们实现、达到或以其他方式满足有关环境、社会和治理事项的倡议、计划或抱负的能力;
•任何针对我们的重大诉讼或司法判决的不利结果对我们或我们的行业产生的影响;
•天气或停电的影响;
•竞争加剧；
•通货膨胀率；
•会计法规和重要会计政策的财务影响;
2
目录表    
        
•替代燃料的比较成本;
•与因交易对手不履约（包括因财务或银行倒闭）而导致的损失风险有关的信贷风险;
•我们的套期保值策略和结果；
•我们以令人满意的条款获得债务或股权融资的能力;以及
•我们已提交和可能提交给美国证券交易委员会（“SEC”）的报告中列出的任何其他因素。
如果上述或本季度报告其他地方描述的一个或多个风险或不确定性发生，或者相关假设被证明不正确，我们的实际结果和计划可能与任何前瞻性陈述中所表达的内容存在重大差异。我们特别声明不承担任何责任，公开更新前瞻性声明或任何前瞻性声明中包含的任何信息的全部内容，因此不承担任何由此产生的潜在相关损害的责任。
储量工程是一个估算无法精确测量的天然气、石油和天然气凝析液地下储量的过程。任何储量估计的准确性取决于可用数据的质量、对该等数据的解释以及储量工程师所作的价格和成本假设。此外，钻井、测试和生产活动的结果可能证明有必要修订以前作出的估计。如果重大，这些修改将改变任何进一步生产和我们的开发计划的时间表。因此，储量估计可能与最终开采的天然气、石油及天然气液化物数量有重大差异。
所有前瞻性陈述归因于我们明确限定在其全部由本警示性声明。
3
目录表    
        
第一部分-财务信息
第1项。 财务报表
西南能源公司及其子公司
合并业务报表
(未经审计)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(in百万，不包括股份/每股金额）2023202220232022
营业收入：   
天然气销售$627 $2,884 $2,323 $7,061 
石油销售94 100 281 349 
NGL销售169 260 523 842 
营销553 1,298 1,707 3,371 
其他— (1)(4)(1)
1,443 4,541 4,830 11,622 
运营成本和支出：
营销采购545 1,289 1,693 3,366 
运营费用444 423 1,280 1,206 
一般和行政费用46 41 133 120 
与合并相关的费用— — — 27 
折旧、损耗和摊销338 298 979 861 
所得税以外的税项63 76 189 198 
1,436 2,127 4,274 5,778 
营业收入7 2,414 556 5,844 
利息支出：
债务利息61 77 184 218 
其他利息费用3 3 9 10 
利息资本化(28)(30)(87)(89)
36 50 106 139 
衍生工具的收益(损失)93 (1,903)1,811 (6,709)
提前清偿债务损失— — (19)(6)
其他收入(亏损)，净额2 — 1 (1)
所得税前收入(亏损)66 461 2,243 (1,011)
所得税拨备：
当前— 11 — 41 
延期21 — 28 — 
21 11 28 41 
净收益(亏损)$45 $450 $2,215 $(1,052)
普通股每股收益(亏损)：
基本信息$0.04 $0.41 $2.01 $(0.94)
稀释$0.04 $0.40 $2.01 $(0.94)
加权平均未偿还普通股：
基本信息1,101,231,113 1,110,259,907 1,100,895,642 1,113,705,502 
稀释1,104,027,634 1,112,522,861 1,102,867,675 1,113,705,502 

附注是这些合并财务报表的组成部分。

4
目录表    
        
西南能源公司及其子公司
综合全面收益表(损益表)
(未经审计)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2023202220232022
净收益(亏损)$45 $450 $2,215 $(1,052)
养恤金和其他退休后负债的价值变化：
摊销先前服务费用和净收益，包括列入定期养恤金净费用的结算和削减收益(1)
— — 1 — 
当期发生的净精算损失— — (2)— 
可归因于养老金终止的净税收损失— — (14)— 
养恤金和退休后负债价值变化总额— — (15)— 
综合收益(亏损)$45 $450 $2,200 $(1,052)
(1)截至2022年9月30日的三个月和九个月的和解调整不到100万美元。

附注是这些合并财务报表的组成部分。
5
目录表    
        
西南航空 能源公司及其子公司
合并资产负债表
(未经审计)
2023年9月30日2022年12月31日
资产(单位：百万)
流动资产：  
现金和现金等价物$26 $50 
应收账款净额602 1,401 
衍生资产336 145 
其他流动资产78 68 
流动资产总额1,042 1,664 
天然气和石油资产，采用全额费用法，包括#美元2,140截至2023年9月30日，百万美元2,217截至2022年12月31日的百万美元不包括在摊销中
37,349 35,763 
其他555 527 
减去：累计折旧、损耗和摊销(26,381)(25,387)
财产和设备合计(净额)11,523 10,903 
经营性租赁资产163 177 
长期衍生资产153 72 
递延税项资产— — 
其他长期资产92 110 
长期资产总额408 359 
总资产$12,973 $12,926 
负债和权益
流动负债：
应付帐款$1,317 $1,835 
应缴税金135 136 
应付利息26 86 
衍生负债219 1,317 
流动经营租赁负债44 42 
其他流动负债17 65 
流动负债总额1,758 3,481 
长期债务4,114 4,392 
长期经营租赁负债116 133 
长期衍生负债186 378 
其他长期负债262 218 
长期负债总额4,678 5,121 
承担额和或有事项(注11)
股本：
普通股，$0.01票面价值；2,500,000,000授权股份；已发行股份1,163,077,745截至2023年9月30日和1,161,545,588截至2022年12月31日的股票
12 12 
额外实收资本7,185 7,172 
累计赤字(324)(2,539)
累计其他综合收益(亏损)(9)6 
国库普通股：61,614,693截至2023年9月30日和2022年12月31日的股票
(327)(327)
总股本6,537 4,324 
负债和权益总额$12,973 $12,926 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
6
目录表    
        
西南航空 能源公司及其子公司
合并现金流量表
(未经审计)
截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20232022
经营活动的现金流：  
净收益(亏损)$2,215 $(1,052)
将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额：
折旧、损耗和摊销979 861 
债务发行成本摊销5 8 
递延所得税28 — 
(收益)衍生品亏损，未结算(1,562)2,524 
基于股票的薪酬7 4 
提前清偿债务损失19 6 
其他3 2 
资产和负债变动情况：
应收账款799 (602)
应付帐款(362)506 
应缴税金(2)28 
应付利息(33)(22)
盘存(15)(8)
其他资产和负债(42)(59)
经营活动提供的净现金2,039 2,196 
投资活动产生的现金流：
资本投资(1,833)(1,623)
出售财产和设备所得收益123 15 
用于投资活动的现金净额(1,710)(1,608)
融资活动的现金流：
偿还长期债务的本期部分— (205)
偿还长期债务(437)(71)
循环信贷安排付款(3,044)(10,341)
循环信贷安排下的借款3,182 10,061 
未偿还银行汇票的变动(50)62 
行使普通股期权所得收益— 7 
购买库存股— (100)
债务发行/修订费用— (14)
代扣代缴现金(4)(4)
用于融资活动的现金净额(353)(605)
现金和现金等价物减少(24)(17)
年初现金及现金等价物50 28 
期末现金及现金等价物$26 $11 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
7
目录表    
        
西南能源公司及其子公司
合并权益变动表
(未经审计)
普通股其他内容
已缴费
资本		累计
赤字		累计其他
全面
收入(亏损)		国库普通股总计
股票
已发布		金额股票金额
(单位：百万，不包括股份)
2022年12月31日的余额1,161,545,588 $12 $7,172 $(2,539)$6 61,614,693 $(327)$4,324 
综合收入：
净收入— — — 1,939 — — — 1,939 
其他综合损失— — — — (15)— — (15)
综合收益总额— — — — — — — 1,924 
基于股票的薪酬— — 2 — — — — 2 
归属的受限制单位1,999,039 — 8 — — — — 8 
预提税金--股票补偿(662,163)— (4)— — — — (4)
2023年3月31日的余额1,162,882,464 $12 $7,178 $(600)$(9)61,614,693 $(327)$6,254 
综合收入：
净收入— — — 231 — — — 231 
其他综合收益— — — — — — — — 
综合收益总额— — — — — — — 231 
基于股票的薪酬— — 4 — — — — 4 
发行限制性股票188,382 — — — — — — — 
归属的受限制单位9,968 — — — — — — — 
预提税金--股票补偿(3,069)— — — — — — — 
2023年6月30日的余额1,163,077,745 $12 $7,182 $(369)$(9)61,614,693 $(327)$6,489 
综合收入：
净收入— — — 45 — — — 45 
其他综合收益— — — — — — — — 
综合收益总额— — — — — — — 45 
基于股票的薪酬— — 3 — — — — 3 
2023年9月30日的余额1,163,077,745 $12 $7,185 $(324)$(9)61,614,693 $(327)$6,537 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
8
目录表    
        
普通股其他内容
已缴费
资本		累计
赤字		累计其他
全面
收入(亏损)		国库普通股总计
股票
已发布		金额股票金额
(单位：百万，不包括股份)
2021年12月31日的余额1,158,672,666 $12 $7,150 $(4,388)$(25)44,353,224 $(202)$2,547 
综合损失：
净亏损— — — (2,675)— — — (2,675)
其他综合收益— — — — — — — — 
全面损失总额— — — — — — — (2,675)
基于股票的薪酬— — 1 — — — — 1 
已归属的绩效单位2,499,860 — 12 — — — — 12 
预提税金--股票补偿(721,070)— (4)— — — — (4)
2022年3月31日的余额1,160,451,456 $12 $7,159 $(7,063)$(25)44,353,224 $(202)$(119)
综合收入：
净收入— — —1,173 — — — 1,173 
其他综合收益— — — — — — — — 
综合收益总额— — — — — — — 1,173 
基于股票的薪酬— — 2 — — — — 2 
股票期权的行使893,312 — 7 — — — — 7 
发行限制性股票115,608 — — — — — — — 
归属的限制性股票单位21,981 — — — — — — — 
库存股— — — — — 2,815,541 (20)(20)
普通股发行79 — — — — — — — 
预提税金--股票补偿(7,014)— — — — — — — 
2022年6月30日的余额1,161,475,422 $12 $7,168 $(5,890)$(25)47,168,765 $(222)$1,043 
综合收入：
净收入— — — 450 — — — 450 
其他综合收益— — — — — — — — 
综合收益总额— — — — — — — 450 
基于股票的薪酬— — 1 — — — — 1 
库存股— — — — — 10,798,154 (80)(80)
2022年9月30日的余额1,161,475,422 $12 $7,169 $(5,440)$(25)57,966,919 $(302)$1,414 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
9
目录表    
        
西南能源公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
(1) 陈述的基础
运营的性质
西南能源公司(包括其子公司，统称为“西南”或“公司”)是一家独立的能源公司，从事天然气、石油和天然气的开发、勘探和生产(“E&P”)。该公司还专注于通过其营销业务(“营销”)创造和获取额外价值。西南航空的大部分业务是通过子公司进行的，主要在二细分市场：E&P和市场营销。
E&P西南航空的主要业务是开发和生产天然气以及相关的NGL和石油，目前的业务重点是位于宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州、俄亥俄州和路易斯安那州的非常规天然气和油气藏。该公司在宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州和俄亥俄州(这里称为“阿巴拉契亚”)的业务主要集中在马塞卢斯页岩、尤蒂卡和上泥盆统非常规天然气和液体储集层。该公司在路易斯安那州的业务，这里称为“海恩斯维尔”，主要集中在海恩斯维尔和博西尔天然气储气藏(“海恩斯维尔和博西尔页岩”)。该公司还经营钻机，并通过垂直整合提供某些油田产品和服务，为公司的勘探和开采业务服务。
市场营销。西南航空的营销活动抓住了通过营销和运输天然气、石油和天然气的机会，这些天然气、石油和NGL主要是在勘探和勘探业务中生产的。
陈述的基础
随附的综合财务报表是根据美国公认的中期财务信息会计原则(“GAAP”)和美国证券交易委员会的规则和规定编制的。本季度报告中对按照GAAP编制的财务报表中通常包含的与公司组织和脚注披露有关的某些信息进行了适当的精简或省略。
合并原则
本报告所载的综合财务报表包括管理层认为对本报告所载中期的财务状况、经营业绩及现金流量作出公允陈述所必需的所有正常及经常性重大调整。建议将该等综合财务报表与本公司截至2022年12月31日止年度的Form 10-K年度报告(“2022年年报”)所载的综合财务报表及其附注一并阅读。
本公司的重要会计政策已经本公司董事会(“董事会”)审计委员会审阅及批准，其摘要载于本公司2022年年报所载综合财务报表附注1。
(2) 收购
GEP海恩斯维尔，有限责任公司合并
于2021年11月3日，西南航空与野马收购有限责任公司(“野马”)、GEP海恩斯维尔有限责任公司(“GEPH”)及GEPH Unithold Rep，LLC(“GEPH合并协议”)订立合并协议及计划。根据GEPH合并协议的条款，GEPH与西南航空的附属公司野马合并，并成为西南航空的全资附属公司(“GEPH合并”)。GEPH的合并于2021年12月31日完成，并扩大了公司在海恩斯维尔的业务。
Indigo Natural Resources合并
于2021年6月1日，西南航空与Ikon Acquisition Company，LLC(“Ikon”)、Indigo Natural Resources LLC(“Indigo”)及Ibis Unith持有人代表LLC订立合并协议及计划(“Indigo合并协议”)。根据Indigo合并协议的条款，Indigo与Southwest的附属公司Ikon合并并并入，成为Southwest的全资附属公司(“Indigo合并”)。2021年8月27日，西南航空的股东投票批准了Indigo合并，交易于2021年9月1日完成。Indigo合并后，西南航空在路易斯安那州的海恩斯维尔和博西尔页岩建立了天然气业务。
10
目录表    
        
与合并相关的费用
本公司于截至2023年9月30日止三个月及九个月或截至2022年9月30日止三个月并无产生与合并有关的开支。下表汇总了截至2022年9月30日的9个月内发生的合并相关费用：
截至2022年9月30日的9个月
(单位：百万)Indigo合并GEPH合并总计
过渡服务$— $18 $18 
专业费用(银行、法律、咨询)— 1 1 
合同买断、终止和转让1 2 3 
尽职调查和环境保护1 1 2 
与员工相关— 1 1 
其他— 2 2 
合并相关费用总额$2 $25 $27 

(3) 收入 认可
与客户签订合同的收入
天然气和液体。当产品的控制权在指定的交货点移交给客户时，天然气、石油和天然气的销售即被确认。公司合同的定价条款主要与市场指数挂钩，并根据交货、产品质量和公司所在地理区域的当前供需状况等因素进行一定的调整。根据公司的销售合同，每单位天然气、石油和天然气的交付代表着一项单独的履约义务。收入在履行履行义务的时间点确认。公司的收入没有重大的融资部分，因为付款条件通常在30至60此外，客户的对价直接对应于公司迄今完成的业绩对客户的价值。因此，公司确认收入为公司有权开具发票的金额，并未披露有关其剩余履约义务的信息。
该公司将天然气和液体生产的收入记录在其物业销售的净收入利息金额中。因此，天然气和液体销售不会因交货量超过公司的净收入利息而被确认，而天然气和液体销售则会被确认为交货量不足。
市场营销。*本公司通过其营销附属公司，一般为其附属勘探和销售公司以及选择与本公司进行营销的其他共同所有者销售天然气、石油和NGL。此外，本公司还销售从第三方购买的一些产品。*当产品的控制权在指定的交货点转移给客户时，确认天然气、石油和NGL销售的营销收入。本公司合同的定价条款主要与市场指数挂钩，并根据交货、产品质量和当前供需状况等因素进行一定的调整。根据本公司的营销合同，每单位天然气、石油和NGL的交付代表单独的履约义务，收入在履行履约义务的时间点确认。客户每月开具发票，收入记录为天然气、石油和NGL的交付，付款条件通常在30至60此外，客户的对价与公司迄今完成的业绩对客户的价值直接对应。因此，公司将收入确认为公司有权开具发票的金额，并未披露有关其剩余履约义务的信息。
11
目录表    
        
收入分解
该公司在综合经营报表中按产品列出扣除部门间收入后的E&P收入的分类。下表将合并业务表上列报的营业收入与按部门分列的营业收入进行核对：
(单位：百万)E&P营销网段间
收入		总计
截至2023年9月30日的三个月
天然气销售$610 $— $17 $627 
石油销售93 — 1 94 
NGL销售170 — (1)169 
营销— 1,379 (826)553 
总计$873 $1,379 $(809)$1,443 
(单位：百万)
截至2022年9月30日的三个月
天然气销售$2,889 $— $(5)$2,884 
石油销售99 — 1 100 
NGL销售260 — — 260 
营销— 4,436 (3,138)1,298 
其他(1)
(1)— — (1)
总计$3,247 $4,436 $(3,142)$4,541 
(单位：百万)E&P营销网段间
收入		总计
截至2023年9月30日的9个月
天然气销售$2,281 $— $42 $2,323 
石油销售278 — 3 281 
NGL销售524 — (1)523 
营销— 4,651 (2,944)1,707 
其他(1)
(4)— — (4)
总计$3,079 $4,651 $(2,900)$4,830 
(单位：百万)
截至2022年9月30日的9个月
天然气销售$7,064 $— $(3)$7,061 
石油销售345 — 4 349 
NGL销售842 — — 842 
营销— 11,214 (7,843)3,371 
其他(1)
(1)— — (1)
总计$8,250 $11,214 $(7,842)$11,622 
(1)九个人的 截至2023年9月30日的月份以及截至2022年9月30日的三个月和九个月，其他E&P收入主要包括与天然气和某些NGL相关的购买者失衡造成的损失。
相关的勘探和开发收入也按公司经营的核心地区(阿巴拉契亚和海恩斯维尔)进行地理分类分析。
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2023202220232022
阿巴拉契亚$500 $1,874 $1,891 $4,971 
海恩斯维尔373 1,373 1,188 3,279 
总计$873 $3,247 $3,079 $8,250 
12
目录表    
        
与客户签订的合同应收账款
下表将公司与客户签订的合同应收账款与合并资产负债表中的应收账款进行了核对：
(单位：百万)2023年9月30日2022年12月31日
与客户签订的合同应收账款$512 $1,313 
其他应收账款90 88 
应收账款总额$602 $1,401 
在截至2023年9月30日的9个月和截至2022年12月31日的年度内，从与客户的合同产生的应收账款相关的可疑账款拨备中确认的金额都不大。不是与其与客户的合同收入相关的合同资产或合同负债。
(4) 现金 和现金等价物
下表列出了截至2023年9月30日和2022年12月31日的现金和现金等价物摘要：
(单位：百万)2023年9月30日2022年12月31日
现金$2 $49 
有价证券(1)
24 1 
总计$26 $50 
(1)通常由政府稳定价值的货币市场基金组成。
(5) 天然气和石油性质
本公司采用全成本法核算与天然气和石油资产的开发、勘探和收购有关的成本。根据这种方法，所有此类成本(生产和非生产)，包括工资、福利和其他直接可归因于这些活动的内部成本，按国家逐个资本化，并使用生产单位法在物业的估计寿命内摊销。这些资本化成本须接受上限测试，将此类汇集成本限制为可归因于已探明天然气、石油和NGL储量的未来净收入现值的总和，该等成本扣除适用的递延税项。10%(标准化措施)。超过上限的任何成本都将作为非现金费用注销。即使天然气、石油和天然气价格上涨可能会提高上限，但费用在未来可能不会冲销。使用全成本法的公司被要求使用从前一个月第一天开始的平均报价。12包括指定用于对冲会计的衍生品的影响，以计算其准备金的最高价值。该公司拥有不是截至2023年9月30日指定用于对冲会计的对冲头寸。用于计算储备上限价值的价格如下：
2023年9月30日2022年9月30日
天然气(每MMBtu)
$3.42 $6.13 
油(每个Bbl)
$78.54 $91.71 
NGL(每个Bbl)
$22.24 $37.33 
使用上述经市场差异调整的平均报价，公司在美国的天然气和石油资产的账面净值没有超过2023年9月30日的上限。市场价格的下降以及生产率、储量水平、不计入摊销的成本评估、未来开发成本和生产成本的变化可能导致该公司的天然气和石油资产未来出现非现金上限测试减值。鉴于大宗商品价格在2023年期间下跌，公司预计其资产的一些非现金减值最早可能在2023年第四季度发生。
2023年6月，该公司出售了阿巴拉契亚地区的非核心天然气和石油资产，价格约为#美元。1232000万美元现金，按惯例在结账后进行调整。现金收益用于偿还该公司的循环信贷安排，并作为其天然气和石油资产的减值入账。
13
目录表    
        
(6) 收益 每股
普通股每股基本收益的计算方法是净收益(亏损)除以报告期内已发行普通股的加权平均数量。稀释每股收益的计算加上已发行普通股的加权平均数量：假设行使稀释股票期权、授予普通股、限制性股票单位和业绩单位的未归属限制性股票，本应发行的新增股份。反稀释影响是每股收益的增加或因某些证券的转换、行使或或有发行而导致的每股净亏损的减少。
在截至2022年9月30日的三个月内，公司回购了约10.8根据先前宣布的股票回购计划，以平均价格8,000万美元回购其已发行普通股7.41每股，总成本约为$801000万美元。在截至2022年9月30日的九个月内，公司回购了约13.64,000,000股，平均价格为1美元。7.35每股，总成本约为$100 万截至二零二三年九月三十日止三个月或九个月，我们并无购回任何股份。
下表呈列截至二零二三年及二零二二年九月三十日止三个月及九个月每股盈利的计算：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(in百万，不包括股份/每股金额）2023202220232022
净收益(亏损)$45 $450 $2,215 $(1,052)
普通股数量：
加权平均未缴摊款1,101,231,113 1,110,259,907 1,100,895,642 1,113,705,502 
假设行使未行使的股票期权时发行— — — — 
发行非归属限制性普通股的影响932,868 796,253 839,031 — 
发行非归属受限制基金单位的影响1,689,617 1,466,701 1,133,002 — 
发行非归属业绩单位的影响174,036 — — — 
加权平均及摊薄未偿还1,104,027,634 1,112,522,861 1,102,867,675 1,113,705,502 
普通股每股收益(亏损)
基本信息$0.04 $0.41 $2.01 $(0.94)
稀释$0.04 $0.40 $2.01 $(0.94)
下表呈列计算截至二零二三年及二零二二年九月三十日止三个月及九个月每股摊薄盈利时不包括的普通股股份等值，原因为该等股份等值具有反摊薄影响：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2023202220232022
未行使的股票期权820,138 1,961,128 835,362 2,467,127 
非既得性限制性普通股— — 54,989 810,025 
受限制单位224,726 790,182 652,089 1,503,049 
绩效单位— — 764,916 474,093 
总计1,044,864 2,751,310 2,307,356 5,254,294 

14
目录表    
        
(7) 衍生品与风险管理
本公司面临市场价格波动以及天然气、石油和NGL的基差，这会影响与该等商品销售相关的现金流的可预测性。这些风险是通过本公司使用某些衍生金融工具来管理的。截至2023年9月30日和2022年9月30日，本公司的衍生金融工具包括固定价格掉期、双向无成本环、三向无成本环、基差掉期、期权(看涨和看跌期权)、指数掉期和利率掉期。以下是对公司衍生金融工具的描述：
固定价格掉期如果公司出售固定价格掉期，公司收到合同的固定价格，并向交易对手支付浮动市场价格。如果公司购买固定价格掉期，公司收到合同的浮动市场价格，并向交易对手支付固定价格。
 
双向无成本领口在合约结算日，(1)如果指数价格高于最高价格，本公司向交易对手支付指数价格与最高价格之间的差额；(2)如果指数价格介于最低价格和最高价格之间，则任何一方均不应支付任何款项；以及(3)如果指数价格低于最低价格，本公司将收到最低价格与指数价格之间的差额。
 
三向无成本领口在合同结算日，(1)如果指数价格高于卖出看跌期权执行价，则公司向交易对手支付指数价格与卖出看跌期权执行价之间的差额；(2)如果指数价格介于买入看跌期权执行价和卖出看涨期权执行价之间，则任何一方都不应付款；(3)如果指数价格介于卖出看跌期权执行价和买入看跌期权执行价之间，公司将收到买入的看跌期权执行价和指数价格之间的差额，以及(4)如果指数价格低于卖出看跌期权执行价，公司将收到买入的看跌期权执行价和卖出的看跌期权执行价之间的差额。
 
基差互换保证天然气在特定交割点的差价的安排。如果公司出售基差互换，如果差价大于合同规定的条款，公司从交易对手那里收到付款，如果差价小于合同规定的条款，公司向对手支付。如果公司购买基差掉期，如果差价大于合同规定的条款，公司向对手支付，如果差价小于合同规定的条款，公司从对手那里收到付款。
 
期权(看涨和看跌期权)本公司买卖期权以换取溢价。-如果本公司购买看涨期权，本公司在结算时从交易对手那里收到市场价格高于看涨期权执行价格的溢价(如果有)，但如果市场价格低于看涨期权的执行价格，任何一方都不应支付任何款项。如果公司出售看涨期权，本公司在结算时向交易对手支付高于看涨期权执行价格的市场价格(如果有)，但如果市场价格低于看涨期权的执行价格，任何一方都不应支付任何款项。如果本公司购买看跌期权，本公司将从交易对手处收到认沽期权在结算时的执行价格高于看跌期权市场价格的溢价(如果有的话)，但如果市场价格高于看跌期权的执行价格，则任何一方都不应支付任何款项。如果公司出售看跌期权，公司在结算时向交易对手支付看跌期权执行价格高于看跌期权市场价格的溢价(如果有的话)，但如果市场价格高于看跌期权的执行价格，任何一方都不应支付。
指数掉期天然气指数掉期用于管理公司在每日现货市场定价中的波动性敞口。当公司出售指数掉期时，公司支付的金额等于指定地点给定月份的每日指数价格的平均值，并收到基于同一地点的每月第一个指数价格。
15
目录表    
        
利率互换利率互换用于固定或浮动现有或预期负债的利率。这些工具的目的是管理公司现有或预期的不利利率变化的风险敞口。
本公司与交易对手订立合约，以取得交易进行时其认为信誉良好的衍生工具，并在适用情况下积极监察该等交易对手的信用评级及信用违约互换利率。然而，不能保证交易对手将有能力履行其对本公司的责任。*本公司按总基础列报其衍生工具头寸，并不计算资产及负债头寸的净值。
下表提供了公司对大宗商品价格变化敏感的金融工具的信息，这些工具用于保护公司的风险敞口。以下金融工具均未指定用于对冲会计处理。以下表格显示了截至2023年9月30日的名义金额、加权平均合同价格和按预期到期日计算的公允价值：
对生产的金融保护
 加权平均价格/MMBTU 
卷(Bcf)
掉期卖出看跌期权买入看跌期权已售出呼叫基差分
公允价值在
2023年9月30日
(单位：百万)
天然气       
2023       
固定价格掉期179 $3.28 $— $— $— $— $49 
双向无成本领口32 — — 2.88 3.29 — 1 
三向无成本领口47 — 2.08 2.50 2.91 — (11)
总计258 $39 
2024
固定价格掉期528 $3.54 $— $— $— $— $82 
双向无成本领口44 — — 3.07 3.53 — (5)
三向无成本领口77 — 2.46 3.19 3.99 — (5)
总计649 $72 
2025
双向无成本领口73 $— $— $3.50 $5.40 $— $11 
三向无成本领口106 — 2.50 3.75 5.69 — 16 
总计179 $27 
基差互换
202371 $— $— $— $— $(0.57)$24 
202446 — — — — (0.71)9 
20259 — — — — (0.64)3 
总计126 $36 
16
目录表    
        

卷
(MBbls)
每桶加权平均执行价
公允价值在
2023年9月30日
(单位：百万)
掉期卖出看跌期权买入看跌期权已售出呼叫
油
2023
固定价格掉期733 $67.34 $— $— $— $(15)
双向无成本领口147 — — 70.00 80.58 (1)
三向无成本领口291 — 34.36 46.05 55.96 (10)
总计1,171 $(26)
2024
固定价格掉期1,571 $71.06 $— $— $— $(15)
双向无成本领口512 — — 70.00 85.63 (2)
总计2,083 $(17)
2025
固定价格掉期41 $77.66 $— $— $— $— 
乙烷
2023
固定价格掉期2,254 $10.99 $— $— $— $(1)
2024
固定价格掉期3,429 $10.84 $— $— $— $— 
丙烷   
2023   
固定价格掉期1,782 $30.44 $— $— $— $(1)
2024
固定价格掉期3,254 $31.78 $— $— $— $3 
2025
固定价格掉期63 $26.46 $— $— $— $— 
正丁烷
2023
固定价格掉期198 $40.96 $— $— $— $1 
2024
固定价格掉期329 $40.74 $— $— $— $1 
天然汽油
2023
固定价格掉期171 $63.74 $— $— $— $(1)
2024
固定价格掉期329 $64.37 $— $— $— $(1)
17
目录表    
        
其他衍生工具合约
卷
(Bcf)
每MMBtu加权平均执行价格
公允价值在
2023年9月30日
(单位：百万)
看涨期权-天然气(净额)
202315 $2.97 $(4)
202482 6.56 (9)
202573 7.00 (14)
202673 7.00 (20)
总计243 $(47)
于2023年9月30日，本公司金融工具的公允净值为1美元84百万资产，其中包括净减少的资产#美元1与非业绩风险相关的百万美元。看见注9有关公司对其衍生品头寸的公允价值计量的更多细节。
截至2023年9月30日，公司没有指定进行对冲会计处理的头寸。未指定进行对冲会计处理或不符合对冲会计要求的衍生工具损益，在综合经营报表中记为衍生工具损益的组成部分。因此，营业报表中衍生工具部分的损益反映了已结算和未结算衍生工具的损益。只有已结算的损益才包括在公司的已实现商品价格计算中。
截至2023年9月30日和2022年12月31日，与衍生金融工具相关的资产负债表分类摘要如下：
衍生资产    
公允价值
(单位：百万)资产负债表分类2023年9月30日 2022年12月31日
未被指定为对冲工具的衍生工具： 
固定价格掉期-天然气衍生资产$224 $— 
固定价格掉期-乙烷衍生资产2 4 
固定价格掉期-丙烷衍生资产10 9 
固定价格掉期--正丁烷衍生资产2 1 
固定价格掉期--天然汽油衍生资产— 1 
双向无成本环--天然气衍生资产32 47 
双向无成本衣领--机油衍生资产1 — 
三向无成本接箍--天然气衍生资产28 18 
三向无成本衣领--机油衍生资产— 1 
基差互换-天然气衍生资产33 64 
看跌期权-天然气衍生资产5 — 
固定价格掉期-天然气其他长期资产25 28 
固定价格掉期-石油其他长期资产— 1 
固定价格掉期-乙烷其他长期资产— 1 
固定价格掉期-丙烷其他长期资产— 1 
双向无成本环--天然气其他长期资产43 18 
双向无成本衣领--机油其他长期资产1 — 
三向无成本接箍--天然气其他长期资产77 3 
基差互换-天然气其他长期资产8 17 
看跌期权-天然气其他长期资产— 4 
衍生工具资产总额 $491 $218 
18
目录表    
        
衍生负债   
公允价值
(单位：百万)资产负债表分类2023年9月30日2022年12月31日
未被指定为对冲工具的衍生工具： 
固定价格掉期-天然气衍生负债$73 $581 
固定价格掉期-石油衍生负债29 20 
固定价格掉期-乙烷衍生负债3 1 
固定价格掉期-丙烷衍生负债7 — 
固定价格掉期--天然汽油衍生负债2 1 
双向无成本环--天然气衍生负债31 235 
双向无成本衣领--机油衍生负债4 — 
三向无成本接箍--天然气衍生负债39 311 
三向无成本衣领--机油衍生负债10 31 
基差互换-天然气衍生负债5 69 
看涨期权-天然气衍生负债11 70 
看跌期权-天然气衍生负债5 — 
固定价格掉期-天然气长期衍生负债45 281 
固定价格掉期-石油长期衍生负债1 4 
固定价格掉期-丙烷长期衍生负债1 — 
双向无成本环--天然气长期衍生负债37 56 
双向无成本衣领--机油长期衍生负债1 — 
三向无成本接箍--天然气长期衍生负债66 20 
基差互换-天然气长期衍生负债— 1 
看涨期权-天然气长期衍生负债36 18 
衍生负债总额 $406 $1,699 
净衍生头寸
2023年9月30日2022年12月31日
(单位：百万)
流动衍生资产(负债)净额$118 $(1,174)
长期衍生资产(负债)净额(33)(307)
非履约风险调整(1)3 
衍生资产(负债)净额$84 $(1,478)

19
目录表    
        
下表汇总了公司衍生工具对截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月的三个月和九个月综合经营报表的税前影响：

在收益中确认的衍生工具的未结算收益(亏损)
综合业务表衍生产品损益分类，未结算截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
衍生工具2023202220232022
(单位：百万)
固定价格掉期-天然气衍生工具的收益(损失)$28 $(140)$965 $(1,654)
固定价格掉期-石油衍生工具的收益(损失)(29)73 (7)39 
固定价格掉期-乙烷衍生工具的收益(损失)(5)24 (5)(3)
固定价格掉期-丙烷衍生工具的收益(损失)(37)67 (8)74 
固定价格掉期--正丁烷衍生工具的收益(损失)(6)24 1 24 
固定价格掉期--天然汽油衍生工具的收益(损失)(9)28 (2)29 
双向无成本环--天然气衍生工具的收益(损失)3 (99)233 (432)
双向无成本衣领--机油衍生工具的收益(损失)(4)— (3)— 
双向无价环--乙烷衍生工具的收益(损失)— — — 1 
三向无成本接箍--天然气衍生工具的收益(损失)20 (26)310 (520)
三向无成本衣领--机油衍生工具的收益(损失)(1)38 20 10 
三通式无价环--丙烷衍生工具的收益(损失)— 3 — 4 
基差互换-天然气衍生工具的收益(损失)(43)4 25 12 
看涨期权-天然气衍生工具的收益(损失)14 (8)41 (114)
看跌期权-天然气衍生工具的收益(损失)— — (4)— 
固定价格互换-天然气储存衍生工具的收益(损失)— — — 1 
利率互换衍生工具的收益(损失)— — — (2)
未结算衍生工具的总收益(亏损)$(69)$(12)$1,566 $(2,531)
在收益中确认的衍生工具的结算收益(亏损)(1)
综合业务表衍生产品损益分类，已结算截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
衍生工具2023202220232022
(单位：百万)
固定价格掉期-天然气衍生工具的收益(损失)$112 $(1,082)$227 $(2,249)
固定价格掉期-石油衍生工具的收益(损失)(11)(30)(18)(104)
固定价格掉期-乙烷衍生工具的收益(损失)(3)(15)3 (42)
固定价格掉期-丙烷衍生工具的收益(损失)9 (21)21 (96)
固定价格掉期--正丁烷衍生工具的收益(损失)1 (7)2 (33)
固定价格掉期--天然汽油衍生工具的收益(损失)— (9)1 (45)
双向无成本环--天然气衍生工具的收益(损失)13 (152)44 (386)
双向无价环--乙烷衍生工具的收益(损失)— — — (1)
三向无成本接箍--天然气衍生工具的收益(损失)1 (491)(15)(1,008)
三向无成本衣领--机油衍生工具的收益(损失)(7)(12)(20)(43)
三通式无价环--丙烷衍生工具的收益(损失)— (1)— (4)
基差互换-天然气衍生工具的收益(损失)47 40 11 64 
指数掉期-天然气衍生工具的收益(损失)— — — (1)
看涨期权-天然气衍生工具的收益(损失)— (109)(7)(235)
购买的固定价格掉期-天然气衍生工具的收益(损失)— — — 1 
固定价格掉期-天然气储存衍生工具的收益(损失)— — — (3)
已结算衍生工具的总收益(亏损)$162 $(1,889)$249 $(4,185)
衍生工具的总收益(亏损)(2)
$93 $(1,903)$1,811 $(6,709)
(1)本公司计算已结算衍生工具的收益(亏损)为期间内已结算的头寸的损益总和。
(2)衍生工具的总收益(损失)包括#美元的非履约风险调整2截至2022年9月30日的三个月亏损100万美元和4百万美元的损失和7截至2023年9月30日和2022年9月30日的9个月的收益分别为100万美元。
20
目录表    
        
在收益中确认的衍生工具的总收益(亏损)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2023202220232022
(单位：百万)
未结算衍生工具的总收益(亏损)$(69)$(12)$1,566 $(2,531)
已结算衍生工具的总收益(亏损)162 (1,889)249 (4,185)
非履约风险调整— (2)(4)7 
衍生工具的总收益(亏损)$93 $(1,903)$1,811 $(6,709)
(8) 从累计其他综合收益(损失)中重新分类
下表详细列出了截至2023年9月30日的9个月累计其他全面收益(亏损)的组成部分：
(单位：百万)退休金和其他退休后外币总计
期初余额2022年12月31日$20 $(14)$6 
改叙前的其他全面收入1 — 1 
从其他全面收益中重新分类的金额(1)
(16)— (16)
当期其他综合损失净额(15)— (15)
2023年9月30日期末余额$5 $(14)$(9)
(1)包括$2百万美元的精算损失和14百万可归因于养老金计划终止的净税收损失。
(9) 公允价值计量
截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司金融工具的账面金额和估计公允价值如下：
2023年9月30日 2022年12月31日
(单位：百万)携带
金额		公平
价值		携带
金额		公平
价值
现金和现金等价物$26 $26 $50 $50 
2022年4月到期的循环信贷安排
388 388 250 250 
高级笔记 (1)
3,743 3,424 4,164 3,847 
衍生工具，净额84 84 (1,478)(1,478)
(1)不包括未摊销债务发行成本和债务贴现。
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优先排序。如下表所示，该层次结构由三个大的层次组成：
1级估值-包括相同资产和负债在活跃市场的未调整报价，并具有最高优先级。
二级估值-包括用于计算公平市场价值的报价市场信息。
3级估值-由内部估计组成，具有最低的优先级。
综合资产负债表内现金及现金等价物的账面价值，包括有价证券、应收账款、其他流动资产、应付账款及其他流动负债，因其属短期性质，故接近公允价值。至于债务及衍生工具，则采用下列方法及假设估计公允价值：
债务：本公司优先票据的公允价值是根据本公司优先票据的市场价格确定的本公司公开交易债务的市场价值。本公司优先票据的公允价值被视为一级计量，因为这些票据在市场上交易活跃。公司2022年信贷安排下借款的账面价值(定义见注10本公司将其2022年信贷安排的公允价值视为公允价值的一级计量。
衍生工具：本公司根据基于市场的投入的定价模型计量其衍生工具的公允价值，该定价模型包括但不限于标的头寸的合同价格、当前市场
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目录表    
        
价格、天然气和液体远期曲线、每个未平仓持有期相近的贴现率、波动因素和非履约风险。不履行风险考虑本公司信用状况对衍生负债公允价值的影响以及交易对手信用状况对衍生资产公允价值的影响。该模型的两个输入都基于已公布的信用违约互换利率和每个未偿还衍生品头寸的存续期。截至2023年9月30日，公司的衍生产品净头寸为净资产，截至2022年12月31日的净负债为净负债。截至2023年9月30日和2022年12月31日，由于不履行风险对公司净衍生头寸公允价值的影响，导致净资产减少1美元。1100万，净负债减少#美元3分别为100万美元。
该公司根据用于确定其公允价值的数据将其衍生工具分类为不同的水平。*公司的固定价格掉期(第2级)使用第三方贴现现金流计算，使用纽约商品交易所(NYMEX)天然气和石油衍生品期货指数以及乙烷和丙烷衍生品的石油价格信息服务(OPIS)。该公司利用贴现现金流模型对其利率衍生品进行估值(第2级)。截至2023年9月30日和2022年12月31日，本公司利率衍生品合约的衍生品净值是基于(I)合同名义金额、(Ii)活跃的市场报价收益率曲线和(Iii)适用的信用调整无风险利率收益率曲线。截至2023年9月30日或2022年12月31日，该公司没有利率掉期。
该公司的看涨期权和看跌期权、双向无成本项圈和三向无成本项圈(第2级)使用Black-Scholes模型进行估值，该模型是一种行业标准期权估值模型，考虑了合同条款(包括到期日)和市场参数(包括NYMEX和OPIS期货指数的假设、利率、波动率和信用)等输入。Black-Scholes模型的所有输入，包括波动率输入，均来自第三方定价来源。通过每月对最重要的投入进行独立核实，波动率的增加(减少)将分别导致公允价值计量的增加(减少)。
该公司的基差掉期(2级)是使用基于远期商品价格曲线的第三方计算来估计的。
按公允价值经常性计量的资产和负债摘要如下：
2023年9月30日
公允价值计量使用： 
(单位：百万)活跃市场报价(一级)重要的其他可观察到的投入(第2级)无法观察到的重要输入(3级)按公允价值计算的资产(负债)
资产  
固定价格掉期$— $263 $— $263 
双向无成本领口— 77 — 77 
三向无成本领口— 105 — 105 
基差互换— 41 — 41 
看跌期权— 5 — 5 
负债
固定价格掉期— (161)— (161)
双向无成本领口— (73)— (73)
三向无成本领口— (115)— (115)
基差互换— (5)— (5)
看涨期权— (47)— (47)
看跌期权— (5)— (5)
总计 (1)
$— $85 $— $85 
(1)不包括资产公允价值净减值#美元1与估计的不履行风险相关的百万美元。
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目录表    
        
2022年12月31日
公允价值计量使用： 
(单位：百万)活跃市场报价(一级)重要的其他可观察到的投入(第2级)无法观察到的重要输入(3级)按公允价值计算的资产(负债)
资产   
固定价格掉期$— $46 $— $46 
双向无成本领口— 65 — 65 
三向无成本领口— 22 — 22 
基差互换— 81 — 81 
购买PUT-天然气— 4 — 4 
负债
固定价格掉期— (888)— (888)
双向无成本领口— (291)— (291)
三向无成本领口— (362)— (362)
基差互换— (70)— (70)
看涨期权— (88)— (88)
总计(1)
$— $(1,481)$— $(1,481)
(1)不包括负债公允价值净减少额#美元3与估计的不履行风险相关的百万美元。
看见注13以讨论公司养老金计划资产的公允价值计量。
(10) 债务
截至2023年9月30日和2022年12月31日的债务构成如下：
2023年9月30日
(单位：百万)债务工具未摊销发行费用未摊销债务溢价/贴现总计
可变利率(7.162023年9月30日时的百分比)
2022年循环信贷安排，2027年4月到期
$388 $— 
(1)
$— $388 
4.952025年1月到期的优先债券百分比 (2)
389 (1)— 388 
8.3752028年9月到期的优先债券百分比
304 (3)— 301 
5.3752029年2月到期的优先债券百分比
700 (5)19 714 
5.3752030年3月到期的优先债券百分比
1,200 (13)— 1,187 
4.752032年2月到期的优先债券百分比
1,150 (14)— 1,136 
债务总额$4,131 $(36)$19 $4,114 
2022年12月31日
(单位：百万)债务工具未摊销发行费用未摊销债务溢价/贴现总计
可变利率(6.152022年12月31日)2022年循环信贷安排，2027年4月到期
$250 $— 
(1)
$— $250 
4.952025年1月到期的优先债券百分比(2)
389 (1)— 388 
7.752027年10月到期的优先债券百分比
421 (3)— 418 
8.3752028年9月到期的优先债券百分比
304 (3)— 301 
5.3752029年2月到期的优先债券百分比
700 (5)22 717 
5.3752030年3月到期的优先债券百分比
1,200 (16)— 1,184 
4.752032年2月到期的优先债券百分比
1,150 (16)— 1,134 
债务总额$4,414 $(44)$22 $4,392 
(1)截至2023年9月30日和2022年12月31日，未摊销发行费用为美元16百万美元和美元19分别与2022年信贷安排(定义见下文)有关的100,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000元人民币在综合资产负债表上列为其他长期资产。
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目录表    
        
(2)自2018年7月起生效，利率为6.202025年债券的债券评级为%，反映自首次发行以来公司债券评级净下调。2020年4月7日，S将公司的债券评级下调至BB-，从而将2025年债券的利率上调至6.452020年7月23日利息支付日之后的%。以较高利率向债券持有人支付的第一笔息票于2021年1月支付。2021年9月1日，S将公司的债券评级上调至BB，2022年1月6日，S将公司的债券评级进一步上调至BB+，将2025年债券的利率下调至5.95从2022年1月之后支付的息票付款开始。2022年5月31日，穆迪将该公司的债券评级上调至Ba1，从而将2025年债券的利率从5.95%至5.702022年7月之后支付的息票付款为%。
以下为截至2023年9月30日按年度划分的预定债务到期日摘要：
(单位：百万)
2023$— 
2024— 
2025389 
2026— 
2027388 
此后3,354 
$4,131 
信贷安排
2022年信贷安排
于2022年4月8日，本公司订立经修订及重新签署的信贷协议，以经修订的银行集团取代其先前的信贷安排，而经修订的信贷安排的到期日为2027年4月(“2022年信贷安排”)。截至2023年9月30日，2022年信贷安排的总循环信贷金额和借款基数为1美元。3.510亿美元，并当选五年制循环承付款#美元2.010亿美元(“五年期”)。借款基数每年至少重新确定两次，通常在4月和10月，并以本公司及其子公司拥有的几乎所有资产为抵押。2023年10月4日，公司的借款基数重申为$3.510亿美元，五年期部分重申为#美元。2.010亿美元，到期日为2027年4月8日。
自2022年8月4日起，公司选择将2022年信贷安排下的承诺暂时增加$500(“短期分期付款”)作为临时营运资金流动资金来源。本公司于2023年4月30日到期且未获续期的短期部分并无借款。
本公司可以贷款和信用证的形式利用2022年的信贷安排。2022年信贷安排的五年期贷款根据贷款是有担保隔夜融资利率(SOFR)贷款还是替代基本利率贷款而适用不同的利率。定期SOFR贷款按SOFR期限外加以下适用利率计息1.75%至2.75%基于公司对2022年信贷安排的五年期部分的使用率，外加0.10信用利差调整%。基本利率贷款每年的基本利率等于：(一)最优惠利率；(二)联邦基金实际利率加0.50%；及。(Iii)经调整的一个月期SOFR定期利率加1.00%，外加以下范围内的适用边际0.75%至1.75%，取决于所用承付款的百分比。2022年信贷安排五年期未使用承诺额的承诺费范围为0.375%至0.50%，取决于所用承付款的百分比。
2022年信贷安排包含惯例陈述、保证和契诺，其中除其他外包括：
•禁止招致债务，但允许的例外情况除外；
•对设立资产留置权的限制，但允许的例外情况除外；
•对合并和资产处置的限制；
•对收益、投资、宣布股息、回购次级债务、与关联公司的交易或改变主要业务的使用的限制；以及
•维持以下财务契约，自2022年3月31日终了的财政季度开始：
1.最低电流比不小于1.00至1.00，流动比率定义为公司的综合流动资产(包括信贷协议下的未使用承诺，但不包括非现金
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目录表    
        
衍生资产)至综合流动负债(不包括非现金衍生债务及长期债务的当期到期日)。
2.截至2022年3月31日或之后的前四个财政季度的最高总净杠杆率不高于，4.00总净杠杆率定义为总债务减去手头现金(以较小者为准10信用额度的%或$150百万美元)除以最近四个季度的综合EBITDAX。根据管理公司2022年信贷安排的信贷协议中的定义，EBITDAX不包括利息支出、折旧、损耗和摊销、所得税、减值的任何非现金影响、某些非现金对冲活动、基于股票的薪酬支出、资产出售的非现金收益或亏损、未摊销发行成本、未摊销债务贴现和某些重组成本的影响。
2022年信贷安排载有常规违约事件，除其他事项外，包括不遵守上述财务契约、不支付本金、利息或费用、违反契约、陈述和担保不准确、破产和资不抵债事件、重大判决和重大债务交叉违约。如果违约事件发生并仍在继续，2022年信贷安排下的所有未偿还金额可能立即到期和支付。截至2023年9月30日，本公司在所有实质性方面都遵守了信贷协议的所有契诺。
目前，该公司拥有的每一家美国国内子公司100其股权的%为2022年的信贷安排提供担保。根据管理其优先票据的契约的要求，成为2022年信贷安排担保人的每一家子公司也必须成为本公司每一种优先票据的担保人。
该设施的某些功能取决于西南航空是否获得了以下任何一项评级：
•S的无担保长期债务信用评级(“指数债务评级”)为BBB-或更高；
•穆迪对Baa3或更高的指数债务评级；或
•惠誉对指数债务评级为BBB-或更高(上述每一项均为“投资级评级”)。
在从S或穆迪获得一个投资级评级并向行政代理交付认证后(从此时开始的时期，即“中期投资等级时期”)，除其他变化外，将发生以下变化：
•担保人可以解除担保；
•该融资机制下的抵押品将被释放；
•该贷款将不再受借款基数的限制；以及
•某些与所有权和抵押品相关的契约将不再适用。
在中期投资级别期间，公司将被要求遵守现有的财务契约以及净现值的PV-9覆盖率，折现率为9每年，已探明储备中预计的未来净收入预计占公司截至该日期的总债务的比例不低于1.50至1.00(“PV-9覆盖率”)。此外，在中期投资级别期间或投资级别期间(定义如下)，定期SOFR贷款将按SOFR期限加适用利率计息，利率范围为1.25%至1.875%，取决于公司的指数债务评级(根据2022年信贷安排的定义)，外加额外的0.10信用利差调整%。基本利率贷款将按上述基本利率外加以下适用利率计息0.25%至0.875%，取决于公司的指数债务评级。在中期投资级别期间或投资级别期间(定义见下文)，该贷款下未使用的承诺额的承诺费将从0.15%至0.275%，取决于公司的指数债务评级。
中期投资等级期间将结束，该贷款将恢复到中期投资等级期间之前的特征，包括由担保人担保、由抵押品担保和借款基数、适用保证金和承诺费根据所用承诺的百分比确定，以及仅限于遵守杠杆率和流动比率财务契约，但如果在中期投资等级期间实现以下两项，则不包括PV-9覆盖率：
•穆迪评级为Ba2或更低的指数债务评级；以及
•S的指数债务评级为BB级或更低。
在获得S、穆迪或惠誉的两个投资级评级后(这段时期紧随其后的是“投资级时期”)，某些限制性契约就会失效或变得更加宽松。在投资级期间，杠杆率和流动比率财务契约和PV-9覆盖率将不再有效，公司将被要求
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目录表    
        
遵守总负债与资本比率，即公司总负债与总负债加股东权益之和的比率，不得超过65%.
截至2023年9月30日，公司拥有不是未付信用证和美元388根据2022年信贷安排，未偿还借款为100万美元。该公司目前预计，根据其现有合同，不需要提供数额大幅增加的信用证。
高级附注
2015年1月，公司完成公开募股，募集资金为1.0亿美元的ITS本金总额4.952025年到期的优先债券(“2025年债券”)。2025年债券的利率是根据穆迪和S的公开债券评级确定的。任何一家评级机构下调2025年债券的评级将使利息成本增加25每个降级和升级级别的基点可降低利息成本25以下每半年支付一次债券利息，每次上调基点，最高为所述票面利率。2025年债券的利率于2018年7月生效，利率为6.20%，反映公司债券评级自发行以来净下调。2020年4月7日，S将公司的债券评级下调至BB-，从而将2025年债券的利率上调至6.452020年7月23日利息支付到期日之后的%。以较高利率向2025年票据债券持有人支付的第一笔息票于2021年1月支付。2021年9月1日，S将公司的债券评级上调至BB，2022年1月6日，S将公司的债券评级进一步上调至BB+，将2025年债券的利率下调至5.95从2022年1月之后支付的息票付款开始。2022年5月31日，穆迪将该公司的债券评级上调至Ba1，从而将2025年债券的利率从5.95%至5.702022年7月之后支付的息票付款为%。
于截至2022年9月30日止九个月内，本公司赎回剩余未偿还本金余额$201上百万的ITS4.102022年到期的优先债券百分比，$46上百万的ITS8.3752028年到期的优先债券百分比和$19上百万的ITS7.752027年到期的优先债券百分比，总额为$272百万美元，并确认了一美元6债务清偿损失百万元。
2023年2月26日，公司赎回了所有未偿还的7.75%二零二七年到期优先票据（“二零二七年票据”），赎回价相等于 103.875未偿还本金额的%另加应计利息$13支付总额为450百万美元。该公司确认了一美元192004年12月31日，债务注销损失200万美元，其中包括注销2004年12月31日至2005年12月31日期间3相关的未摊销债务折扣和债务发行成本。本公司动用约$为赎回二零二七年票据提供资金。316手头的现金约为100万美元，1342022年信贷额度下的借款。
(11) 承付款和或有事项
业务承诺和或有事项
截至2023年9月30日，公司在公司运输和集输协议下的需求和类似费用的合同义务，以保证天然气和液体管道和集输系统的接入能力，总计约$9.7亿，美元1.2其中10亿美元与未来管道和集输基础设施项目的接入能力有关，这些项目仍需要获得监管部门的批准和额外的建设工作。截至2023年9月30日，本公司还有担保责任，担保金额最高为$825这一总额的百万。 截至2023年9月30日，根据不可撤销的公司运输和收集协议的未来付款如下：
按期间到期的付款
(单位：百万)总计少于1
年		1至3年3至5年5至8年多于8个
年份
目前正在使用的基础设施$8,454 $955 $1,979 $1,768 $1,796 $1,956 
等待监管部门批准和/或建设(1) 
1,239 46 187 217 322 467 
总运费$9,693 $1,001 $2,166 $1,985 $2,118 $2,423 
            
(1)基于截至2023年9月30日的估计启用日期。
环境风险
本公司须遵守与保护环境有关的法律及法规。*非资本性质的环境及清理相关成本在可能已产生负债且金额可合理估计的情况下应计。本公司管理层相信任何未来的补救或其他合规相关成本不会对本公司的财务状况、营运结果或现金流产生重大影响。
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目录表    
        
诉讼
该公司面对各种诉讼、索偿和法律程序，其中大部分是在正常业务过程中发生的，例如涉嫌违约、专利权使用费计算错误、雇佣问题、交通事故、污染、污染、侵占他人财产或滋扰。当一项责任既可能发生且金额可合理估计时，本公司应计提诉讼、索赔及法律程序。截至2023年9月30日，本公司目前没有任何与诉讼事项相关的重大应计金额，包括下文讨论的案件。对于任何未计入的事项，目前无法估计合理可能发生的任何额外损失的金额或损失范围，但根据索赔的性质，管理层认为，当前的诉讼、索赔和法律程序，无论是单独的还是合计的，在考虑到保险后，都不太可能对公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响，因为该结果的影响变得合理地可估测。其中许多问题还处于早期阶段，因此指控和损害理论尚未完全发展，都存在内在的不确定性；因此，管理层的观点可能会在未来发生变化。
科比的诉讼
如中所讨论的注2，2021年9月1日，公司完成了与Indigo的合并，从而承担了Indigo的现有诉讼。
2018年6月12日，一系列51个人和实体提起诉讼，反对十五包括Indigo在内的石油和天然气公司被告在路易斯安那州法院要求赔偿位于路易斯安那州德索托教区的某些地区的当前和历史开发和生产活动造成的损害。原告声称拥有有争议的财产，声称Indigo的行动以及其他目前从事开发和生产活动的运营商的行动，加上前运营商对遗留油井的不当封堵和放弃，对他们的财产造成了环境污染。原告辩称，除其他事项外，被告的行为导致天然气与油田污染物一起迁移到DeSoto Parish某些部分下面的Carrizo-Wilcox含水层系统。原告主张基于侵权、违反合同和违反路易斯安那州民法和矿产法的索赔，他们寻求禁令救济和数额不详的金钱赔偿，包括惩罚性赔偿。
2018年9月13日，Indigo针对原告就此事提出的请愿书提出了各种例外。自最初提交以来，已经提交了补充请愿书，加入更多的个人和实体作为此事的原告。2020年9月29日，原告提交了第四份补充和修改请愿书，以回应法院命令的裁决，即原告的主张不适当地含糊其辞，未能合理具体地识别被告被指控的不当行为。Indigo和大多数其他被告对原告第四次修订的请愿书提出了几项例外，质疑原告指控的充分性，并寻求驳回某些指控。2021年2月18日，原告提交了第五份补充和修改请愿书，旨在增强部分原告的主张。2021年10月11日，提交了第六份补充请愿书，寻求将本公司添加为本公司反对的诉讼的一方。原告后来提交了第七份和第八份补充请愿书，列出了更多被告的名字。案件的事实调查正在进行中。
德索托教区Carrizo-Wilcox含水层系统的局部区域存在天然气，目前是路易斯安那州保育办公室(“保育”)监管调查的对象，该公司正在与保育组织合作和协调进行调查。保护物质编号为EMER18-003。
本公司目前预计此事不会对其财务状况、经营业绩、现金流或流动资金产生实质性影响。
弥偿
本公司已向各第三方提供若干弥偿，包括与资产及实体处置、证券发售及其他融资有关的弥偿。就资产处置而言，这些弥偿通常与处置当日存在的纠纷、诉讼或税务事宜有关。在出售资产时，本公司同样获得对未来事宜的赔偿，尽管不能保证买方有能力履行该等义务。就股权发行而言，这些赔偿通常涉及与发行相关的对承销商的索赔。不是已确认与这些赔偿有关的重大责任。
(12) 所得税
该公司的有效税率约为33%和1截至2023年9月30日止三个月及九个月分别为%，主要是由于本公司于2023年全年对其美国递延税项资产发放估值免税额所致。当递延税项资产的部分或全部收益很可能无法实现时，确认递延税项资产的估值准备，包括净营业损失(“NOL”)。
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目录表    
        
该公司使用对未来应税收入的估计和判断，并考虑产生此类应税收入的司法管辖区的税收后果，以确定是否需要估值津贴。这些证据可能包括当前的财务状况、实际和预测的经营结果、递延税收负债的冲销和税务规划战略，以及石油和天然气行业当前和预测的商业经济。
在截至2022年12月31日的年度内，本公司根据其结论，考虑到所有可获得的证据(包括正面和负面证据)，即递延税项资产更有可能无法变现，维持了对其递延税项资产的全额估值拨备。被考虑的一项重要的客观负面证据是截至2022年12月31日的三年期间发生的累计税前亏损，主要是由于2020年确认的已探明油气资产的减值。截至2023年第一季度，公司保持了三年的累计盈利水平。根据这一因素和其他积极的证据，如预测收入，公司得出结论为#美元。523其联邦和州递延税项资产中有100万美元很有可能实现，并计划在2023年发放这部分估值津贴。因此，在截至2023年9月30日的九个月内，本公司确认了美元520与记录纳税准备有关的递延所得税支出100万美元，但被#美元部分抵消492可归因于发放估值免税额的税收优惠百万美元。剩余的估值津贴将在2023年第四季度发放。该公司预计将保留#美元的估值津贴。66这笔款项涉及其不再运营的司法管辖区内的NOL，以及其联邦和州递延税项资产的部分，如资本损失和利息结转，这些资产可能在充分利用之前到期，原因是第382条规定的限制的适用以及这些属性的应用顺序。
由于发行了与Indigo合并相关的普通股，公司发生了累计所有权变更，因此，根据国内收入法第382条，公司在收购前的净资产受到每年约$48百万美元。所有权的变更和由此产生的年度限制将导致NOL或其他可用的税收属性到期。截至2023年9月30日，该公司约有410亿美元的联邦NOL结转，其中约32035至2037年间将有10亿美元到期110亿人拥有无限的未来生活。该公司目前估计约有$2这些联邦NOL中有10亿美元将在能够使用之前到期，因此，公司资产负债表上的这些NOL没有任何价值。如果由于公司普通股未来的交易而发生所有权变更，公司对剩余的美国税收属性的使用可能会受到进一步限制。
2022年8月16日颁布的《2022年通胀削减法案》(IRA)可能会影响美国对某些大公司征税的方式。爱尔兰共和军对某些大公司(通常是在综合财务报表上报告的平均调整后税前净收入至少为10亿美元的公司)从2022年12月31日之后的纳税年度征收15%的替代最低税。本公司预计在2023年期间不会受到这一替代最低税的影响。公司将继续监测个人退休帐户的更新情况及其对公司综合财务报表的影响。
(13) 退休金计划及其他退休后福利
在2021年1月1日之前，公司的几乎所有员工都受到固定收益养老金计划的覆盖，该计划是一种现金余额计划，根据员工年度薪酬的固定百分比提供福利(“计划”)。作为持续努力降低成本的一部分，公司决定自2021年1月1日起冻结该计划。在2021年1月1日之前参与计划的员工继续收到计划的利息部分，但不再收到服务部分。2021年9月13日，董事会薪酬委员会批准终止该计划，自2021年12月31日起生效。除其他好处外，这一决定将使计划参与者更快地获得计划规定的参与者各自的福利，并在管理方面具有更大的灵活性。
该公司启动了终止计划的程序，并于2022年4月6日，美国国税局发布了一份有利的裁定函，同意该计划符合《国税法》规定的所有资格要求。2022年12月，该公司分发了大约$38在终止计划过程中，向所有在职和离职雇员提供有限的分配窗口，以一次性付款的形式，将计划资产的100万美元分发给参与人。
于2023年3月，本公司与一家合资格的保险公司订立有关本计划的团体年金合约。根据团体年金合同，本公司向保险人购买了一份不可撤销的非参保单保费团体年金合同，并将该计划下剩余退休人员和受益人的未来福利义务和年金管理转移给保险人。
28
目录表    
        
在发放团体年金合同时，其余参与人的养恤金福利义务和年金管理已从计划不可撤销地转移到保险公司。通过在2023年3月将这些债务支付给保险公司，公司在该计划或任何其他符合美国税收条件的固定收益养老金计划下没有剩余的债务。购买团体年金合同的资金直接来自该计划的资产。公司确认税前非现金养老金结算费用约为#美元。2在截至2023年9月30日的9个月内，由于该计划的结算，收入为100万美元。
公司转移了剩余的计划资产余额约#美元。14在2023年9月向合格的替代计划提供100万美元，并预计在2023年第四季度完成该计划。
退休后福利计划提供缴费保健和人寿保险福利。如果员工符合年龄和服务要求，他们就有资格享受这些福利。一般来说，支付的福利是通过免赔额和其他保险减少的医疗费用的规定百分比。
公司几乎所有员工都继续受到退休后福利计划的覆盖。公司通过确认公司资产负债表上每个固定养老金福利计划和其他退休后福利计划的资金状况，对其固定福利养老金和其他退休后计划进行会计处理。如果计划资金过剩，公司将确认一项资产。相反，如果计划资金不足，公司将确认一项负债。
定期养恤金净费用包括截至2023年9月30日、2023年和2022年9月30日终了的三个月和九个月的下列组成部分：
合并报表
运营分类
定期收益净成本		截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2023202220232022
服务成本一般和行政费用$— $— $— $— 
利息成本其他收入(亏损)，净额— 1 — 3 
计划资产的预期回报其他收入(亏损)，净额— — — — 
摊销先前服务费用其他收入(亏损)，净额— — (1)(1)
结算损失其他收入(亏损)，净额— — 2 — 
定期净收益成本 $— $1 $1 $2 
该公司的其他退休后福利计划的定期福利净成本不到#美元1截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月均为百万美元，约为1截至2023年9月30日和2022年9月30日的9个月均为100万。
该公司在2023年期间没有为该计划做出任何贡献，并确认不是截至2023年9月30日，与其养老金福利相关的剩余养老金资产，因为这些资产已转移到合格的替代计划。该公司确认了一项大约#美元的养老金资产。15截至2022年12月31日，与其养老金福利相关的百万美元。该公司确认负债约为#美元。10百万美元和美元9截至2023年9月30日和2022年12月31日的其他退休后福利分别为100万美元。
公司为某些关键员工维持一项非合格递延薪酬补充退休储蓄计划(“非合格计划”)，这些关键员工可以选择延期支付部分薪酬，这是非合格计划所允许的。根据非合格计划的条款购买的公司普通股包括在库存股中，总额为1,455股票于2023年9月30日及1,7432022年12月31日的股票。
(14) 长期激励性薪酬
公司的长期激励性薪酬计划包括基于股票的奖励和现金奖励的组合，股票奖励的价值直接或间接来自公司的普通股价格，现金奖励的金额是固定的，但必须达到年度业绩门槛。
基于股票的薪酬
根据公认会计原则，公司的股票薪酬分为股权奖励和责任奖励。股权分类奖励的公允价值在授予之日确定，并在奖励归属期间按直线摊销一般和行政费用。这些一般和行政费用的一部分被资本化为天然气和石油财产，包括在财产和设备中。负债分类奖励的公允价值自授予之日起至最终归属时按季度确定。负债分类奖励的公允价值变动记录为一般和行政费用以及在归属期间的资本化费用
29
目录表    
        
颁奖典礼。一般来说，授予员工和董事的股票期权按比例授予三年自授权日起至期满10自授予之日起数年。然而，自2017年以来，该公司一直没有授予过股票期权。公司向员工和董事发行限制性股票和限制性股票单位，一般情况下三年.
根据西南能源公司2022年激励计划(“2022年计划”)授予的限制性股票、限制性股票单位和股票期权，在死亡、残疾或退休时立即授予(受最低三年服务）。倘并无就“控制权变动”作出拨备，（定义见2022年计划）承担先前根据2022年计划授出的奖励，或该等奖励并无取代新奖励，则（i）尚未行使的按时间计算的奖励将全数归属，及（ii）每项杰出表现─基于绩效的奖励将根据该奖励相关的普通股股份数量或该奖励相关的现金金额根据绩效期间的绩效合资格归属包括控制权变更日期在内的期间，按比例计算控制权变更前执行期间已过去的天数。在与控制权变更相关的奖励被承担或替代的范围内，如果参与者被本公司无“原因”终止或参与者因“充分理由”辞职，（各自定义见2022年计划），则（i）各项以时间为基础的奖励将悉数归属，及（ii）每项未完成之表现奖励将根据表现期间（包括控制权变动日期）之表现归属，并按有关终止前表现期间已过去之日数按比例计算。
公司向员工发放绩效单位奖励，该奖励历史上 三年.于二零二一年、二零二二年及二零二三年授出的表现单位于二零二一年年底归属 三年.
截至二零二三年及二零二二年九月三十日止三个月及九个月，本公司确认以下与长期激励薪酬成本有关的金额：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2023202220232022
长期激励报酬-已支出$7 $6 $18 $24 
长期激励报酬-资本化$4 $4 $11 $15 
股权分类奖
本公司于截至2023年及2022年9月30日止三个月及九个月的雇员权益分类以股份为基础的薪酬成本中确认以下金额：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2023202220232022
股票分类奖励-支出$2 $1 $7 $4 
股票分类授标-资本化$1 $— $2 $— 
股票期权
下表汇总了截至2023年9月30日的9个月的股权分类股票期权活动，并提供了截至2023年9月30日的未偿还期权和可行使期权的信息：
数
选项的数量		加权平均
行权价格
(单位：千) 
在2022年12月31日未偿还997 $8.59 
授与— $— 
已锻炼— $— 
没收或过期(177)$8.60 
截至2023年9月30日的未偿还债务820 $8.59 
可于2023年9月30日行使820 $8.59 
股权分类限制性股票
截至2023年9月30日，有不到1美元的资金1与公司的未归属股权分类限制性股票授予有关的未确认补偿成本总额的百万美元。*这一成本预计将在加权平均期间确认0.6好几年了。下表汇总了截至2023年9月30日的9个月的股权分类限制性股票活动，并提供了截至2023年9月30日的未归属股票的信息：
30
目录表    
        
数
的股份		加权平均
公允价值
(单位：千) 
于2022年12月31日未归属股份211 $5.81 
授与336 $5.34 
既得(378)$5.71 
被没收— $— 
于2023年9月30日未归属股份169 $5.09 
股票分类限制性股票单位
截至2023年9月30日，有1美元8与公司未归属的股权分类限制性股票单位相关的未确认补偿成本总额为200万美元。预计该成本将在以下加权平均期间内确认： 1.6好几年了。下表概述截至2023年9月30日止九个月的权益分类限制性股票单位，并提供截至2023年9月30日未归属单位的资料。
数
的股份		加权平均
公允价值
(单位：千)
于二零二二年十二月三十一日的未归属单位1,645 $4.44 
授与1,539 $4.83 
既得(555)$4.42 
被没收(1)$3.05 
截至2023年9月30日的未归属单位2,628 $4.67 
股权分类绩效单位
从2018年开始的每一年，公司授予业绩单位，这些业绩单位在A三年制在此期间，可用现金或股票支付。2020年至2021年期间授予的业绩单位作为负债分类奖励入账，详情如下。2022年和2023年，授予了两类绩效单位。第一类赔偿金是按责任分类的，因为赔偿金只能按赔偿协定规定的现金支付。2022年至2023年期间授予的第二类奖励被列为股权分类奖励，因为打算以股票形式结算这些奖励。股权分类奖励在授予日按其公允价值确认，并在整个归属期间摊销。2022年和2023年业绩单位奖包括基于相对TSR的市场状况(定义如下)。市场状况的公允价值是由蒙特卡洛模型计算的，截至授予日。截至2023年9月30日，有1美元7与公司的未归属股权分类绩效单位相关的未确认薪酬成本总额为100万美元。这一成本预计将在加权平均期内确认2.1好几年了。
数
的股份		加权平均
公允价值
(单位：千)
于二零二二年十二月三十一日的未归属单位817 $6.04 
授与940 $6.12 
既得— $— 
被没收— $— 
截至2023年9月30日的未归属单位1,757 $6.08 
责任-分类奖励
公司在截至2023年9月30日的三个月和九个月的员工责任分类股票薪酬成本中确认了以下金额：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2023202220232022
负债分类股权薪酬成本支出$2 $3 $3 $15 
负债分类股权薪酬成本资本化$1 $2 $2 $10 
31
目录表    
        
负债-分类限制性股票单位
自2018年开始的每年第一季度，公司授予限制性股票单位，在一段时间内归属于四年并由公司董事会薪酬委员会选择以现金或股票支付。-2021年授予的责任分类奖励在一段时间内归属三年。本公司已将这些作为负债分类奖励入账，因此，在奖励归属期间，工具市值的变化将计入一般和行政费用以及资本化费用。3与负债分类限制性股票单位有关的未确认补偿费用总额的百万美元，预计将在#年加权平均期间确认0.4好几年了。责任分类赔偿的未确认赔偿成本的金额将随着时间的推移而波动，因为它们是按市场计价的。
数
单位数		加权平均
公允价值
(单位：千) 
于二零二二年十二月三十一日的未归属单位3,950 $4.81 
授与— $— 
既得(2,206)$4.84 
被没收(3)$5.57 
截至2023年9月30日的未归属单位1,741 $4.61 
负债--分类绩效单位
从2018年开始的每一年，公司授予业绩单位，这些业绩单位在A三年制在此期间，可用现金或股票支付。2020年授予的表演单位超过一年三年制在此期间，赔偿协议规定应以现金支付，并已作为负债分类赔偿金入账。该公司在2021年授予了两种类型的表演单位，这两种单位授予了三年制句号。其中一类按补偿协议的规定以现金支付，另一类则根据本公司董事会薪酬委员会的选择以现金或股票支付。这两种类型的赔偿都作为责任分类赔偿入账。公司在2022年和2023年授予了两种类型的绩效单位，三年制句号。2022年和2023年，一类赔偿金按照补偿协定的规定以现金支付，并已归类为负债，另一类归类为权益，如上文进一步讨论的那样。责任分类奖励工具的公平市场价值的变化将记录在奖励归属期间的一般和行政费用以及资本化费用中。
2020年授予的业绩单位包括基于已动用平均资本回报率的业绩条件和基于相对总股东回报(“TSR”)的市场条件。2021年，在授予的两类业绩单位中，第一类奖励包括基于已动用资本回报率的业绩条件和基于再投资率的业绩条件，第二类奖励包括基于相对TSR的一个市场条件。2022年和2023年授予的负债分类业绩单位包括基于已使用资本回报率和再投资率的业绩条件。上述所有市况的公允价值均由蒙特卡罗模型按季度计算。
截至2023年9月30日，有1美元7与负债分类业绩单位有关的未确认补偿费用总额的百万美元。这一费用预计将在#年加权平均期间确认。2.1责任分类赔偿的未确认赔偿成本的金额将随着时间的推移而波动，因为它们是按市场计价的。业绩单位奖励的最终价值取决于公司相对于这些业绩衡量标准的实际业绩。
数
单位数		加权平均
公允价值
(单位：千) 
于二零二二年十二月三十一日的未归属单位10,982 $2.25 
授与5,136 $4.83 
既得
(3,966)$6.13 
被没收— $— 
截至2023年9月30日的未归属单位12,152 $1.15 

32
目录表    
        
现金薪酬
本公司在截至2023年9月30日、2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和九个月的业绩现金奖励补偿成本中确认了以下金额：
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2023202220232022
绩效现金奖励-已支出$3 $2 $8 $5 
表演现金奖--大写$2 $2 $7 $5 
表演现金奖
从2020年到2022年，公司授予绩效现金奖励，奖励超过四年制并按年以现金支付。2023年，本公司授予的绩效现金奖励， 三年制并按年以现金支付。每个单位的奖金价值为1美元。本公司于奖励归属期内将该等奖励的成本确认为一般及行政开支及资本化开支。2020年至2023年授予的绩效现金奖励包括本公司每年厘定的绩效条件。对于所有年度，业绩指标是一个有针对性的自由裁量现金流量。倘本公司全权酌情厘定未达到该门槛，则该归属期的金额将不会归属并将被注销。截至2023年9月30日，有$38与绩效现金奖励有关的未确认补偿费用总额为200万美元。预计该成本将在以下加权平均期间内确认： 2.2年绩效现金奖励的最终价值取决于公司对这些绩效指标的实际绩效。
数
单位数		加权平均公允价值
(单位：千)
于二零二二年十二月三十一日的未归属单位39,994 $1.00 
授与27,493 $1.00 
既得(13,250)$1.00 
被没收(3,761)$1.00 
截至2023年9月30日的未归属单位50,476 $1.00 
(15) 细分市场信息
本公司的可报告业务分部已根据所提供产品或服务的差异确定。该公司的E&P部门由天然气和石油资产组成，这些资产作为一个整体进行管理，而不是通过离散的经营部门进行管理。本公司勘探与生产部门的运营信息按地理区域进行跟踪;然而，财务业绩和资源分配在部门层面进行评估，而不考虑地理区域。E&P分部的收入来自天然气和液体的生产和销售。营销部门通过营销公司和第三方生产的天然气和液体量来产生收入。
本公司可报告分部的财务信息汇总如下表所示。 各分部的会计政策与2022年年报第8项所载综合财务报表附注1所述者相同。管理层根据经营收入（定义为经营收入减经营成本）评估其分部表现。为将下列营业收入金额与合并所得税前收入进行对账，所得税前收入是营业收入、利息支出、衍生工具收益（亏损）、债务提前偿还收益和其他收入（亏损）的总和。“其他”一栏包括与公司可报告分部无关的项目，包括房地产和公司项目。企业一般及行政成本、折旧开支及税项（所得税除外）分配至各分部。
33
目录表    
        
勘探和生产营销其他总计
截至2023年9月30日的三个月(单位：百万)
来自外部客户的收入$890 $553 $— $1,443 
部门间收入(17)826 — 809 
折旧、损耗和摊销费用337 1 — 338 
营业收入(亏损)(18)25 — 7 
利息支出 (1)
36 — — 36 
衍生品收益93 — — 93 
其他收入，净额1 — 1 2 
所得税拨备(1)
21 — — 21 
资产12,350 
(2)
483 140 12,973 
资本投资 (3)
452 — 2 454 
截至2022年9月30日的三个月
来自外部客户的收入$3,243 $1,298 $— $4,541 
部门间收入4 3,138 — 3,142 
折旧、损耗和摊销费用297 1 — 298 
营业收入2,386 28 — 2,414 
利息支出 (1)
50 — — 50 
衍生品损失(1,903)— — (1,903)
所得税拨备 (1)
11 — — 11 
资产11,359 
(2)
1,633 112 13,104 
资本投资 (3)
540 — 3 543 
勘探和生产营销其他总计
截至2023年9月30日的9个月(单位：百万)
来自外部客户的收入$3,123 $1,707 $— $4,830 
部门间收入(44)2,944 — 2,900 
折旧、损耗和摊销费用975 4 — 979 
营业收入490 66 — 556 
利息支出 (1)
106 — — 106 
衍生品收益1,811 — — 1,811 
债务清偿损失— — (19)(19)
其他收入，净额— — 1 1 
所得税拨备(1)
28 — — 28 
资产12,350 
(2)
483 140 12,973 
资本投资 (3)
1,709 — 5 1,714 
截至2022年9月30日的9个月
来自外部客户的收入$8,251 $3,371 $— $11,622 
部门间收入(1)7,843 — 7,842 
折旧、损耗和摊销费用857 4 — 861 
营业收入5,784 
(4)
60 — 5,844 
利息支出 (1)
139 — — 139 
衍生品损失(6,707)— (2)(6,709)
提前清偿债务损失— — (6)(6)
其他损失，净额— (1)— (1)
所得税拨备 (1)
41 — — 41 
资产11,359 
(2)
1,633 112 13,104 
资本投资 (3)
1,669 — 3 1,672 
(1)按分部列出的利息、支出和所得税拨备是在公司层面上发生的公司金额的分配。
(2)E&P资产包括办公室、技术、水利基础设施、钻井平台和其他与天然气和石油资产没有直接关系的辅助设备。这也包括递延税项资产，这是在公司层面发生的公司金额的分配。
34
目录表    
        
(3)资本投资包括减少#美元94百万美元和美元33截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月分别为100万美元和减少美元122100万美元，增加1,000万美元442023年9月30日终了的9个月和2022年9月30日终了的9个月的应计支出分别为100万美元，与期间之间应计支出的变化有关。
(4)E&P部门的营业收入包括1美元27截至2022年9月30日的9个月，与Indigo和GEPH合并相关的合并相关费用为100万美元。
下表列出了其他资产的细目，这些资产表示截至2023年9月30日、2023年9月和2022年9月未分配给部门的公司资产和不可报告部门的资产：
截至9月30日，
(单位：百万)20232022
现金和现金等价物$26 $11 
应收账款1 1 
提前还款10 8 
其他流动资产2 — 
财产、厂房和设备21 10 
未摊销债务支出16 21 
使用权租赁资产51 58 
不合格退休计划3 3 
其他长期资产10 
(1)
— 
$140 $112 
(1)主要包括与公司企业资源技术开发相关的成本。
(16) 新会计公告
本报告实施的新会计准则
没有。
本报告尚未采用的新会计准则
预计都不会产生实质性影响。
项目2.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下是我们在截至2022年12月31日的10-K表格年度报告(“2022年年报”)中提供的有关西南能源公司财务状况的最新信息，并分析了截至2023年9月30日至2022年9月30日的三个月至九个月期间经营业绩的变化。有关本季度报告中常用的天然气和石油术语的定义，请参阅我们的2022年年报中提供的“某些行业术语词汇”。
以下讨论包含涉及风险和不确定因素的前瞻性陈述。由于许多原因，我们的实际结果可能与前瞻性陈述中预期的结果大不相同，包括本季度报告开头部分的“关于前瞻性陈述的警示声明”和本季度报告第I部分的第1A项“风险因素”中描述的风险。您应该阅读以下讨论，以及我们的合并财务报表和本季度报告中包含的相关注释。
概述
背景
我们是一家独立的能源公司，从事天然气、石油和NGL的开发、勘探和生产，我们称之为“E&P”。我们还专注于通过我们的营销业务创造和获取额外的价值，我们称之为“营销”。我们通过子公司开展大部分业务，目前仅在美国南部48个地区的阿巴拉契亚和海恩斯维尔天然气盆地运营。
E&P我们的主要业务是开发和生产天然气以及相关的NGL和石油，我们目前的业务重点是开发位于宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州、俄亥俄州和路易斯安那州的非常规天然气油气藏。我们在宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州和俄亥俄州的业务，即我们所称的“阿巴拉契亚”，主要集中在马塞卢斯页岩、尤蒂卡和上泥盆统的非常规天然气和液体气藏。我们在路易斯安那州的业务，我们称为“海恩斯维尔”，主要集中在海恩斯维尔和博西尔天然气藏。
35
目录表    
        
水库。我们在阿巴拉契亚和海恩斯维尔也有钻井平台，我们提供某些油田产品和服务，主要通过垂直整合为我们的勘探和勘探业务提供服务。在过去的三年里，我们完成了三项战略性收购，扩大了我们的业务规模：
•2020年11月13日，我们完成了蒙太奇合并，这增加了我们在西弗吉尼亚州和宾夕法尼亚州的足迹，并将我们的业务扩展到俄亥俄州。
•2021年9月1日，我们完成了Indigo的合并，在路易斯安那州的海恩斯维尔和博西尔页岩建立了我们的天然气业务。
•2021年12月31日，我们完成了GEPH的合并，这扩大了我们在海恩斯维尔的业务。
Indigo合并和GEPH合并将我们的E&P资产组合从阿巴拉契亚扩展到海恩斯维尔和博西尔地层，使我们对液化天然气走廊和美国墨西哥湾沿岸的其他市场有更多的敞口。这些合并提高了我们降低企业业务风险的能力，扩大了我们的经济库存、机会集和业务选择权，并实现了运营协同效应和成本结构节省。
市场营销。我们的营销活动抓住了通过营销和运输天然气、石油和天然气的机会，这些天然气、石油和天然气主要是在我们的勘探和销售业务中生产的。
近期财务和经营业绩
2023年第三季度重要的运营和财务业绩包括：
公司总数
•净收益为4500万美元，或每股稀释后收益0.04美元，而2022年同期的净收益为4.5亿美元，或每股稀释后收益0.40美元。净收入下降的原因是营业收入减少24.07亿美元，主要与实现的定价和生产减少有关，以及所得税拨备增加1000万美元。2022年第三季度至2023年第三季度净收益的减少被我们的净衍生头寸的正变化部分抵消，这是由于我们的已结算衍生品头寸增加了约20.51亿美元，但由于大宗商品定价的变化，我们的未结算衍生品头寸按市值计价的头寸减少了约5500万美元，部分抵消了这一影响。2022年第三季度至2023年第三季度净收入的减少进一步抵消了利息支出的减少，这是由于我们之前几个季度的债务减少所致。
•在综合基础上，营业收入为700万美元，而2022年同期的营业收入为24.14亿美元。营业收入减少的原因是营业收入减少了30.98亿美元，但仅部分被6.91亿美元的经营成本减少所抵消，这主要是由于已实现的定价和产量降低所致。
•经营活动提供的现金净额为4.77亿美元，比2022年同期的7.97亿美元有所减少。减少的主要原因是商品定价降低对收入22.46亿美元的影响、产量减少1.29亿美元以及所得税拨备增加1000万美元，但被我们已结算的衍生产品头寸增加20.51亿美元和利息支出减少1400万美元部分抵销。
•2023年第三季度资本投资总额为4.54亿美元，下降16% 2022年同期为5.43亿美元，主要是由于同期大宗商品定价期较低导致活动水平下降。
E&P
•E&P运营亏损1,800万美元 2023年第三季度营业收入为23.86亿美元，低于2022年第三季度的23.86亿美元 总计减少24.04亿美元，主要是由于我们的实现加权平均价格每麦克夫下降5.28美元(不包括衍生品)和18Bcfe下降导致E&P营业收入减少23.74亿美元 生产量加起来达到3000万美元 E&P运营成本和费用的增加。
•总净产量为425 Bcfe，其中86%为天然气，14%为石油和天然气，较2022年同期的443 Bcfe下降4%，这主要是由于我们的天然气产量下降了5%。
•剔除衍生品的影响，与2022年同期相比，我们的已实现天然气价格每桶1.66美元下降了78%，我们的已实现石油价格每桶71.09美元下降了16%，我们的已实现天然气价格每桶20.53美元下降了38%。剔除衍生品的影响，我们的总加权平均实现价格为每立方米2.05美元，较2022年同期下降72%。
•E&P部门投资4.52亿美元；钻探24口井，完成25口井，并将23口井投入销售。
36
目录表    
        
展望
我们在2023年的主要目标是总体保持我们的生产能力，提高我们运营的安全和效率，以进一步提高我们产生自由现金流、进一步减少债务和向股东返还资本的能力(取决于市场和商业条件)。
随着我们继续发展我们在美国阿巴拉契亚和海恩斯维尔天然气盆地的核心地位，我们将专注于：
•创造可持续价值。我们寻求通过以下方式为我们的利益相关者创造价值：分配专注于赚取经济回报和优化资产价值的资本；在整个周期中提供可持续的自由现金流；提升钻探库存的质量和深度；提高运营的资本效率成本；以及将资源转换为已探明的储量。
•保护财政实力。我们打算通过降低杠杆率和总债务；保持强劲的流动性状况和延长债务期限；降低加权平均资本成本；部署对冲以平衡收入保护和大宗商品上行敞口，以保护我们的财务实力。
•正在执行中。我们专注于以健康、安全和环境(“HSE”)事项以及环境、社会和治理(“ESG”)事项为核心价值观，有效和高效地运营；利用我们的数据分析、运营执行、战略采购、垂直整合和大型资产开发专业知识来推动成本和资本效率；进一步增强油井业绩、优化油井成本和减少基础产量下降；以及提高利润率并通过商业和营销安排确保流量保证。
•获取规模带来的实实在在的好处。我们努力利用从过去的战略交易中获得的规模来提高我们的企业回报，以实现运营协同效应、推动成本节约、扩大我们的经济库存、降低我们的企业风险状况，并扩大我们的机会集合和选择。
我们继续致力于实现这些目标，同时保持我们的承诺，即具有环保意识和积极主动，并在社会管理和公司治理方面采用最佳做法。我们相信，由于监管机构和投资者不断变化的环境标准和预期，美国天然气、石油和天然气价格的不确定性，法律、法规和投资者情绪的变化，以及2022年年度报告中描述的其他关键因素，我们和我们的行业将继续面临挑战。因此，我们打算通过减少我们的债务，同时继续延长我们债务的加权平均年限到到期，并通过维持旨在减少我们对大宗商品价格波动的敞口的衍生品计划来保护我们的财务实力。
行动的结果
以下对我们部门的运营结果的讨论是在部门间抵销之前提出的。我们将我们的部门视为独立的业务进行评估，并在任何部门间抵销之前相应地讨论它们的结果。利息支出、衍生品收益(亏损)、提前清偿债务的收益(亏损)和所得税在综合基础上讨论。
E&P
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2023202220232022
收入$873 $3,247 $3,079 $8,250 
营运成本及开支 (1)
891 861 2,589 2,466 
营业收入(亏损)$(18)$2,386 $490 $5,784 
衍生品损益，已结算$162 $(1,889)$249 $(4,185)
(1)包括截至2022年9月30日的9个月与Indigo和GEPH合并相关的2700万美元合并费用。
营业收入(亏损)
•E&P部门运营亏损减少24.04亿美元 截至2023年9月30日的三个月，与2022年同期相比。这一下降主要是由于我们实现的每麦克菲加权平均价格(不包括衍生品)下降了72%，生产量下降了4%，以及E&P运营成本和支出增加了3000万美元，导致E&P运营收入减少了23.74亿美元。
37
目录表    
        
•E&P部门营业收入减少52.94亿美元 截至2023年9月30日的9个月，与2022年同期相比。这主要是由于我们实现的每麦克夫加权平均价格(不包括衍生品)下降了61%和生产量下降了4%，以及E&P运营成本和支出增加了1.23亿美元，导致E&P运营收入减少了51.71亿美元。
收入
以下是商品价格和生产量变化对销售收入的影响：
截至9月30日的三个月，
(除百分比外，以百万元计)天然
燃气		油NGL总计
2022年销售收入(1)
$2,889 $99 $260 $3,248 
与价格相关的变化(2,123)(18)(105)(2,246)
与生产量相关的更改(156)12 15 (129)
2023年销售收入(2)
$610 $93 $170 $873 
从2022年开始减少(79 %)(6 %)(35 %)(73 %)
截至9月30日的9个月，
(除百分比外，以百万元计)天然
燃气		油NGL总计
2022年销售收入(1)
$7,064 $345 $842 $8,251 
与价格相关的变化(4,402)(100)(403)(4,905)
与生产量相关的更改(381)33 85 (263)
2023年销售收入(2)
$2,281 $278 $524 $3,083 
从2022年开始减少(68 %)(19 %)(38 %)(63 %)
(1)不包括截至2022年9月30日的三个月和九个月的100万美元其他营业收入，主要与天然气平衡损失有关。
(2)不包括截至2023年9月30日的9个月的400万美元其他营业收入，主要与天然气平衡损失有关。
38
目录表    
        
生产量
截至9月30日的三个月，增加/(减少)截至9月30日的9个月，增加/(减少)
生产量：2023202220232022
天然气(Bcf)
   
阿巴拉契亚205 213 (4)%597 637 (6)%
海恩斯维尔163 176 (7)%489 511 (4)%
总计368 389 (5)%1,086 1,148 (5)%
油(MBbls)
阿巴拉契亚1,303 1,169 11%4,146 3,786 10%
海恩斯维尔6 4 50%21 15 40%
其他1 — 100%2 5 (60)%
总计1,310 1,173 12%4,169 3,806 10%
NGL(MBbls)
阿巴拉契亚8,226 7,787 6%24,707 22,444 10%
海恩斯维尔2 — 100%7 — 100%
其他— 1 (100)%1 1 —%
总计8,228 7,788 6%24,715 22,445 10%
按地区划分的生产量： (Bcfe)
阿巴拉契亚262 267 (2)%770 795 (3)%
海恩斯维尔163 176 (7)%489 511 (4)%
总计425 443 (4)%1,259 1,306 (4)%
按地层划分的产量： (Bcfe)
马塞卢斯页岩232 226 3%680 669 2%
尤蒂卡页岩30 41 (27)%90 126 (29)%
海恩斯维尔页岩95 107 (11)%290 317 (9)%
博西耶页岩68 69 (1)%199 194 3%
总计425 443 (4)%1,259 1,306 (4)%
   
生产百分比：
   
天然气86 %88 % 86 %88 %
油2 %2 % 2 %2 %
NGL12 %10 % 12 %10 %
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月，E&P生产量分别下降了18Bcfe和47Bcfe。天然气产量下降归因于近期天然气价格下降和通胀影响导致我们的活动放缓。
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月的石油和天然气产量分别增长了6%和10%，这主要是由于资本投资更多地分配到液体丰富的地区。
大宗商品价格
我们的产品预期收到的价格是决定我们为开发我们的物业而进行的资本投资的关键因素。大宗商品价格的波动源于我们既不能控制也不能预测的各种因素，包括由于更多的开发活动、天气条件、政治和经济事件以及来自其他能源的竞争而导致的天然气、石油或NGL供应的增加。这些因素影响供求，进而决定我们产品的销售价格。除了这些因素外，我们实现的产品价格还受到我们的衍生活动以及市场价格的地区差异的影响。包括基差。“我们将继续评估大宗商品价格环境，并调整我们的活动步伐，以保持适当的流动性和财务灵活性。
39
目录表    
        
截至9月30日的三个月，增加/(减少)截至9月30日的9个月，增加/(减少)
2023202220232022
天然气价格：   
纽约商品交易所亨利中心普莱斯($/MMBtu) (1)
$2.55 $8.20 (69)%$2.69 $6.77 (60)%
纽约商品交易所的折扣(2)
(0.89)(0.78)14%(0.59)(0.62)(5)%
平均实现天然气价格，不包括衍生品($/mcf)
$1.66 $7.42 (78)%$2.10 $6.15 (66)%
已结算金融基础衍生品收益 ($/mcf)
0.13 0.10 0.01 0.06 
结算商品衍生品的收益(亏损) ($/mcf)
0.34 (4.71)0.23 (3.38)
平均实现天然气价格，包括衍生品($/mcf)
$2.13 $2.81 (24)%$2.34 $2.83 (17)%
油价：
WTI油价(美元/桶) (3)
$82.26 $91.56 (10)%$77.39 $98.09 (21)%
WTI折扣(4)
(11.17)(7.22)55%(10.79)(7.39)46%
平均油价，不包括衍生品(美元/桶)
$71.09 $84.34 (16)%$66.60 $90.70 (27)%
已结算衍生工具的亏损(美元/桶)
(14.49)(35.28)(9.39)(38.41)
平均油价，包括衍生品(美元/桶)
$56.60 $49.06 15%$57.21 $52.29 9%
NGL价格：
已实现NGL平均价格，不包括衍生品(美元/桶)
$20.53 $33.33 (38)%$21.19 $37.50 (43)%
结算衍生工具的收益(亏损) (美元/桶)
0.88 (6.78)1.09 (9.86)
包括衍生品在内的已实现NGL平均价格(美元/桶)
$21.41 $26.55 (19)%$22.28 $27.64 (19)%
WTI百分比，不包括衍生品
       25 %       36 % 27% 38%
总加权平均实现价格：
不包括衍生品(美元/麦克菲)
$2.05 $7.33 (72)%$2.45 $6.32 (61)%
包括衍生品(美元/麦克菲)
$2.43 $3.06 (21)%$2.65 $3.11 (15)%
(1)基于月度期货合约的上一日结算价。
(2)这一折扣包括基差、供热含量调整、实物销售、第三方运输和燃料费，不包括金融基础衍生品。
(3)以近月期货合约在该期间的日均结算价计算。
(4)此折扣主要包括位置和质量调整。
我们收到的天然气销售价格低于NYMEX每月平均结算价，这是基于天然气的热含量、地区差异以及运输和燃料费。此外，由于一系列因素，包括产品质量、所售NGL的组成和类型、地区差异以及运输和燃料费，我们收到的石油和NGL的销售价格分别低于每月平均西德克萨斯中质油(WTI)结算价和Mont Belvieu NGL综合价格。
我们定期就我们预测的天然气、石油和NGL产量的一部分达成各种衍生品和其他财务安排，以支持某些预期的现金流水平，并将价格波动的影响降至最低，包括地区市场差异的波动。关于市场风险的定量和定性披露，和注7包括在本季度报告中的合并财务报表。
40
目录表    
        
下表列出了截至2023年9月30日，我们通过衍生品和实物销售安排限制了基差波动影响的未来天然气产量：
卷(Bcf)
基差分
基差互换-天然气
202371 $(0.57)
202446 (0.71)
20259 (0.64)
总计126 
实物NYMEX销售安排-天然气(1)
2023223 $(0.16)
2024740 (0.16)
2025509 (0.10)
2026366 (0.04)
2027328 (0.03)
2028303 (0.02)
2029252 (0.01)
2030105 (0.01)
总计2,826 
(1)基于月度期货合约的上一日结算价。
除了保护基数外，下表还列出了截至2023年9月30日价格受到财务保护的未来产量：
剩余
2023		全年
2024		全年
2025
天然气(Bcf)
258 649 179 
油(MBbls)
1,171 2,083 41 
乙烷(MBbls)
2,254 3,429 — 
丙烷(MBbls)
1,782 3,254 63 
正丁烷(MBbls)
198 329 — 
天然汽油(MBbls)
171 329 — 
对未来生产的全面财务保护(Bcfe)
291 706 180 
我们建议您访问注7本季度报告中包含的综合财务报表，以了解有关我们的衍生工具的更多详细信息。
营运成本及开支
截至9月30日的三个月， 增加/(减少)截至9月30日的9个月，增加/(减少)
(除百分比外，以百万元计)20232022
 
20232022
租赁运营费用$449 $451 
 
—%$1,304 $1,277 2%
一般和行政费用42 

37 

14%121 107 13%
与合并相关的费用— — —%— 27 (100)%
所得税以外的税项63 76 
 
(17)%189 198 (5)%
全成本池摊销332 293 13%964 845 14%
非全额成本池DD&A5 4 
 
25%11 12 (8)%
总运营成本$891 $861 3%$2,589 $2,466 5%
41
目录表    
        
截至9月30日的三个月，增加/截至9月30日的9个月，增加/
每立方米平均单位成本：20232022(减少)20232022(减少)
租赁运营费用(1)
$1.06 $1.02 4%$1.04 $0.98 6%
一般和行政费用$0.10 $0.08 25%$0.10 $0.08 
(2)
25%
所得税以外的税项$0.15 $0.17 (12)%$0.15 $0.15 —%
全成本池摊销$0.78 $0.66 18%$0.77 $0.65 18%
(1)包括采集、加工、分馏和压缩等后期生产成本。
(2)不包括截至2022年9月30日止九个月与Indigo和GEPH合并有关的合并相关费用2700万美元。
租赁运营费用
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月，每Mcfe的租赁运营费用分别增加了0.04美元和0.06美元，主要是由于通货膨胀和产量下降的影响。
一般和行政费用
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日止三个月和九个月的一般和行政费用分别增加了500万美元或0.02美元/Mcfe和1400万美元或0.02美元/Mcfe，主要是由于与我们的企业资源技术开发相关的成本和产量下降。
与合并相关的费用
•我们在2021年专注于建立规模和地域多元化。基于此策略，我们于二零二一年九月与Indigo合并，并于二零二一年十二月与GEPH合并，导致二零二二年产生合并相关开支。截至2022年9月30日止三个月，我们并无产生任何合并相关开支。下表呈列截至2022年9月30日止九个月我们的合并相关活动所产生的费用：
截至2022年9月30日的9个月
(单位：百万)Indigo合并GEPH合并总计
过渡服务$— $18 $18 
专业费用（咨询、银行、法律、咨询）— 1 1 
合同买断、终止和转让1 2 3 
尽职调查和环境保护1 1 2 
与员工相关— 1 1 
其他— 2 2 
合并相关费用总额$2 $25 $27 
我们建议您访问注2有关Indigo和GEPH合并的更多细节，请参阅本季度报告中包括的合并财务报表。截至2023年9月30日的三个月或九个月，我们没有与合并相关的费用。
所得税以外的税项
•在每个麦克菲的基础上，所得税以外的税收可能会因时期而异，这是由于我们的生产量的组合、大宗商品价格的波动以及我们经营业务的各个州制定的税率的变化导致从价税和遣散税的变化。
•与2022年同期相比，在截至2023年9月30日的三个月里，除所得税外，每个麦克菲的税收减少了0.02美元，这主要是由于商品价格下降对我们在西弗吉尼亚州的遣散税的影响，遣散税是按收入的固定百分比扣除允许的生产费用计算的。
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的9个月，除所得税外，Per Mcfe的税收保持不变，这主要是因为从价税的增加被商品价格下降对我们西弗吉尼亚州遣散费的影响所抵消。
全成本池摊销
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月，我们的全成本池摊销率增加了每立方米0.12美元，这主要是由于通货膨胀导致开发成本增加。
42
目录表    
        
•摊销率受以下因素影响：新增储备的时间和金额以及与这些增加相关的未来开发成本、由于价格和油井表现对先前储备估计的修订、非现金全额成本上限减值导致的减记、减少全部成本池的物业销售所得以及需要摊销的成本水平。由于上述每个因素的可变性，以及其他因素，包括但不限于未来储备变化量的不确定性，我们无法准确预测我们未来的全面成本池摊销率。
•截至2023年9月30日和2022年12月31日，不包括摊销的未评估成本分别为21.4亿美元和22.17亿美元。不计入摊销的未评估费用减少，因为在此期间投资的1.64亿美元未评估资本的影响被先前未评估财产的评估总额2.41亿美元所抵消。
营销
截至9月30日的三个月，增加/
(减少)		截至9月30日的9个月，增加/
(减少)
(除体积和百分比外，以百万为单位)2023202220232022
营销收入$1,379$4,436(69)%$4,651 $11,214 (59)%
营销采购1,3494,403(69)%4,569 11,137 (59)%
营运成本及开支5

5

—%16 17 (6)%
营业收入$25$28(11)%$66 $60 10%
 
投放市场的数量 (Bcfe)
590

5792%1,715 1,694 1%
  
天然气产量的百分比来自附属的勘探和生产业务90 %

96 % 92 %94 %
关联勘探和天然气生产进入市场90 %89 % 89 %87 %
营业收入
•在截至2023年9月30日的三个月里，我们营销部门的营业收入与2022年同期相比减少了300万美元，这主要是由于营销利润率下降了300万美元(如下所述)。
•与2022年同期相比，在截至2023年9月30日的9个月中，我们营销部门的运营收入增加了600万美元，这主要是由于营销利润率增加了500万美元，运营成本和支出减少了100万美元(下文讨论)。
•截至2023年和2022年9月30日的三个月，营销活动产生的利润率分别为3000万美元和3300万美元，截至2023年和2022年9月30日的九个月，营销活动产生的利润率分别为8200万美元和7700万美元。由于实现价格下降，截至2023年9月30日的三个月的营销利润率与2022年同期相比有所下降。与2022年同期相比，截至2023年9月30日的9个月的营销利润率有所增长，主要是因为利用现有运输能力利用第三方天然气采购和销售的低流域内定价。
营销利润率主要由销售量驱动，并可能根据商品价格、相关运输成本和这些商品的最终处置情况而波动。由于商品价格和销售量的变化导致的收入增减基本上被采购费用的相应变化所抵消。努力优化我们的运输成本可能会导致更大的费用，从而降低营销利润率。
收入
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月，我们营销活动的收入减少了30.57亿美元。这一下降主要是由于与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月的市场销售量下降了69%，并被11Bcfe的销售量增长部分抵消。
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的9个月，我们营销活动的收入减少了65.63亿美元。这一下降主要是由于与2022年同期相比，截至2023年9月30日的九个月的销售量增加了21Bcfe，部分抵消了销售量收到的价格下降59%。
43
目录表    
        
营运成本及开支
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的9个月，营销部门的运营成本和支出减少了10亿美元，这是由于与人员相关的成本降低。
已整合
利息支出
截至9月30日的三个月，增加/(减少)截至9月30日的9个月，增加/(减少)
(除百分比外，以百万元计)2023202220232022
总利息支出：   
高级笔记$51 $59 (14)%$158 $177 (11)%
信贷安排10 18 (44)%26 41 (37)%
债务成本摊销3 3 —%9 10 (10)%
总利息支出总额64 80 (20)%193 228 (15)%
减去：大写(28)(30)(7)%(87)(89)(2)%
净利息支出$36 $50 (28)%$106 $139 (24)%
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月的利息支出有所下降，这是由于左轮手枪借款减少，以及我们2022年债务回购活动和2023年第一季度到期的7.75%优先票据全部赎回的影响。
•由于过去12个月对天然气和石油资产的评估，截至2023年9月30日的三个月和九个月的资本化利息与2022年同期相比有所下降。
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的三个月和九个月的资本化利息占总利息支出的百分比有所增加，主要是由于我们的未评估天然气和石油资产余额的百分比变化较小，而同期我们的总利息支出的百分比下降较大。
•我们建议您访问注10关于我们的债务和我们的融资活动的更多细节，请参阅本季度报告中包括的综合财务报表。
衍生工具的收益(损失)
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2023202220232022
未结算衍生工具的收益(亏损)$(69)$(12)$1,566 $(2,531)
结算衍生工具的收益(亏损)162 (1,889)249 (4,185)
非履约风险调整— (2)(4)7 
衍生工具的收益(损失)$93 $(1,903)$1,811 $(6,709)
我们建议您访问注7本季度报告中包括的综合财务报表，以了解有关我们在衍生品收益(亏损)方面的更多细节。
提前清偿债务的损益
于截至2023年9月30日止九个月内，我们赎回所有于2027年到期的未偿还7.75厘优先债券，赎回价格相当于其本金的103.875%，另加1,300万美元的应计及未付利息，合共支付4.5亿美元。我们确认了1,900万美元的债务清偿损失，其中包括注销相关的未摊销债务贴现和债务发行成本300万美元。
在截至2022年9月30日的9个月中，由于我们以7100万美元回购了6500万美元的未偿还优先票据的本金总额，我们记录了600万美元的提前债务清偿亏损。在截至2022年9月30日的9个月内，我们还全额赎回了2022年3月到期的4.10%优先债券，本金总额为2.01亿美元。
看见注10有关我们长期债务的更多信息，请参阅本季度报告的综合财务报表。
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目录表    
        
所得税
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(除百分比外，以百万元计)2023202220232022
所得税费用$21 $11 $28 $41 
实际税率33 %2 %1 %(4)%
在截至2023年9月30日的三个月和九个月，我们的有效税率分别约为33%和1%，这主要是由于我们对美国递延税项资产的估值免税额的释放。当递延税项资产的部分或全部收益很可能无法实现时，包括NOL在内的递延税项资产的估值拨备被确认。为了评估这种可能性，我们使用了对未来应税收入的估计和判断，并考虑了产生此类应税收入的司法管辖区的税收后果，以确定是否需要估值拨备。这些证据可以包括当前的财务状况、实际和预测的运营结果、递延税收负债的逆转和税务筹划战略，以及石油和天然气行业当前和预测的商业经济。
在截至2022年12月31日的年度内，本公司根据其结论，考虑到所有可获得的证据(包括正面和负面证据)，即递延税项资产更有可能无法变现，维持了对其递延税项资产的全额估值拨备。被考虑的一项重要的客观负面证据是截至2022年12月31日的三年期间发生的累计税前亏损，主要是由于2020年确认的已探明油气资产的减值。截至2023年第一季度，公司保持了三年的累计盈利水平。基于这一因素和其他积极的证据，如预测收入，该公司得出结论，其联邦和州递延税项资产中的5.23亿美元更有可能实现，并计划在2023年释放这部分估值拨备。因此，在截至2023年9月30日的九个月内，本公司确认了与记录其税项拨备相关的递延所得税支出5.2亿美元，但因发放估值免税额而产生的4.92亿美元税收优惠部分抵消了这一支出。剩余的估值津贴将在2023年第四季度发放。该公司预计将保留6600万美元的估值津贴，与其不再运营的司法管辖区的NOL有关，并针对我们的联邦和州递延税项资产部分，如资本损失和利息结转，这些资产可能会在充分利用之前到期，原因是第382条的限制适用以及这些属性的应用顺序。
由于发行了与Indigo合并相关的普通股，我们发生了累积的所有权变更，因此，根据国内收入法第382条，我们在收购前的NOL受到约4800万美元的年度限制。所有权的变更和由此产生的年度限制将导致NOL或其他可用的税收属性到期。截至2023年9月30日，我们有大约40亿美元的联邦NOL结转，其中约30亿美元的到期日在2035年至2037年之间，10亿美元的结转寿命无限期。我们目前估计，这些联邦NOL中约有20亿美元将在能够使用之前到期，因此，在我们的资产负债表上，这些NOL没有任何价值。如果我们的普通股未来的交易导致随后的所有权变更，我们对剩余美国税收属性的使用可能会进一步受到限制。
2022年8月16日颁布的《2022年通胀削减法案》(IRA)可能会影响美国对某些大公司征税的方式。爱尔兰共和军对某些大公司(通常是在综合财务报表上报告的平均调整后税前净收入至少为10亿美元的公司)从2022年12月31日之后的纳税年度征收15%的替代最低税。这种替代的最低税额要求进行美国税法以前没有要求的复杂计算，在解释IRA条款时做出重大判断，在计算中做出重大估计，以及准备和分析以前不相关或定期产生的信息。预计美国财政部、美国国税局和其他标准制定机构将发布指导意见，说明爱尔兰共和军的替代最低税收规定将如何适用或以其他方式管理，可能与我们的解释不同。随着我们完成对个人退休帐户的分析，收集和准备必要的数据，并解释任何额外的指导，我们可能会对我们记录的临时金额进行调整，这些临时金额可能会对我们在调整期间的所得税拨备产生重大影响。我们预计2023年期间不会受到替代最低税率的影响，并将继续监测爱尔兰共和军的更新及其对我们合并财务报表的影响。
本报告实施的新会计准则
参考附注16本季度报告的合并财务报表，以讨论已实施的新会计准则。
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目录表    
        
新会计准则尚未在本报告中实施
参考附注16在本季度报告的合并财务报表中，讨论尚未实施的新会计准则。
流动资金和资本资源
我们主要依赖营运产生的资金、2022年信贷融资、现金及现金等价物结余以及资本市场作为流动资金的主要来源。于二零二二年四月八日，我们修订及重列二零一八年信贷融资，并将到期日延长至二零二七年四月（“二零二二年信贷融资”）。关于进入我们的2022年信贷融资，参与我们2022年信贷安排的银行将我们的借款基础增加到35亿美元，并同意提供20亿美元的五年期循环承诺（“五年期”）并同意更新条款，提供将我们的担保信贷工具转换为无担保信贷工具的能力，如果我们能够实现相关信用评级机构认定的投资级状态。
于2023年10月4日，我们的借贷基础重新确认为35亿元，而我们的五年期份额重新确认为20亿元。截至2023年9月30日，我们拥有约16亿美元的总可用流动性，这超过了我们目前的建模需求，因为我们仍然致力于我们的资本纪律战略。
自2022年8月4日起，本公司选择暂时增加2022年信贷融资项下的承诺5亿美元（“短期部分”），作为临时营运资金流动性资源。本公司并无于2023年4月30日到期且未经续期的短期批次项下的借款。
我们获取增量有抵押债务资本的灵活性来自我们的超额资产抵押品价值，高于我们2022年信贷融资的选定最高35亿美元循环信贷金额和借款基础，以及我们银行集团的选定循环承诺总额。我们发行有担保债务的能力受到我们2022年信贷额度的限制以及我们的有担保债务能力（由我们的优先票据契约定义）的制约，截至2023年9月30日，根据调整后综合有形资产净值的25%计算，有担保债务能力为46亿美元。如果我们要实现投资级评级的回归以及随后将我们的有抵押信贷融资转换为无抵押信贷融资，我们将有望获得超过我们选择的总循环承诺的额外流动性资本，无论是通过将2022年信贷融资的承诺增加到35亿美元的总规模，还是在类似的无抵押基础上，鉴于我们目前的资产抵押价值和信贷质量我们请您留意 注10有关我们2022年信贷融资及相关契诺规定的进一步讨论，请参阅本季度报告所载的综合财务报表及下文“信贷安排及融资活动”一节。
2022年6月，我们宣布了一项股票回购计划，根据该计划，我们已被授权从2022年6月21日开始回购最多10亿美元的已发行普通股，并持续到2023年12月31日。根据该计划回购股票的时间以及数量和价值将由我们自行决定，并包括各种因素，包括我们在将债务减少到35亿美元至30亿美元或更低的目标债务范围方面的进展，我们的自由现金流生成能力，我们对普通股内在价值的评估，我们普通股的市场价格，一般市场和经济状况、可用流动性、遵守我们的债务和其他协议以及适用的法律要求等因素。回购股份的确切数量不作保证，该计划可能随时暂停、修改或停止，恕不另行通知。在2022年，我们以每股7.24美元的平均价格回购了约1730万股已发行普通股，总成本约为1.25亿美元。截至二零二三年九月三十日止九个月，我们并无购回任何股份。
展望未来，我们打算优先使用任何自由现金流来偿还我们的债务，以实现我们35亿至30亿美元或更低的债务目标和1.5倍至1.0倍的杠杆目标。
我们经营活动的现金流高度依赖于我们的销售能力以及我们从天然气和液体生产中获得的销售价格。天然气、石油和NGL价格波动幅度较大，受市场供求影响，受多种因素影响。有关当前及未来潜在市场状况的进一步讨论，请参阅我们2022年年报第1A项的“风险因素”。我们从生产中获得的销售价格也受到我们的商品衍生产品计划的影响。我们的衍生工具合约使我们能够支持一定水平的现金流，为我们的运营提供资金。尽管我们正在不断评估为2023年、2024年、2025年和2026年的部分预期产量增加衍生品头寸，但不能保证我们能够以有利的价格增加衍生品头寸，以覆盖我们预期产量的剩余部分。我们再次请阁下参阅我们2022年年报第1A项的“风险因素”。
我们的商品对冲活动须承受交易对手在财务上无法结算交易的信贷风险。我们积极监察交易对手的信贷状况，根据彼等的信贷评级及信贷违约掉期利率（如适用）进行定量及定性评估，迄今为止并无任何与我们的交易有关的信贷违约。然而，一个或多个交易对手未来的任何失败都可能对
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经营活动产生的现金流。此外，我们预计2023年初银行业发生的事件不会对我们的预期经营业绩、财务业绩或流动性产生重大影响。然而，如果更广泛的金融体系出现问题，如果其他金融机构倒闭，我们的业务、流动性和财务状况可能会受到重大影响，包括任何此类问题或倒闭对我们的交易对手的影响。
我们的短期现金流亦取决于及时收回客户、对冲对手方及共同权益拥有人的应收款项。我们通过信贷管理活动积极管理这一风险，截至本文件提交之日，尚未发生任何重大的不可收回金额核销。然而，我们的客户、对冲对手方及共同权益拥有人若持续无法取得信贷，可能对我们的现金流量造成不利影响。
由于这些因素，我们无法确定地预测我们未来的经营现金流水平。因此，我们预期将视乎可用现金流量调整现金的酌情用途。此外，我们可能会不时寻求通过现金购买和/或交易所、公开市场购买、私下协商交易、要约收购或其他方式来收回、重新安排或修改我们的部分或全部未偿还债务或债务协议。该等交易（如有）将取决于现行市况、我们的流动资金要求、合约限制及其他因素。所涉数额可能很大。
信贷安排和融资活动
于2022年4月，我们与一组银行订立经修订及重列的信贷协议，以取代2018年信贷融资（“2022年信贷融资”），经修订后，该信贷融资的到期日为2027年4月。截至2023年9月30日，2022年信贷融资的最高循环信贷总额和借款基础为35亿美元，选择承诺为20亿美元。
借款基础每年至少重新确定两次，通常在4月和10月进行，并主要根据钻井结果、商品价格、我们的未来衍生品头寸、资本投资水平和运营成本进行调整。2022年信贷融资以我们绝大部分资产及我们附属公司的资产（整体）作抵押。优先票据契约中的允许留置权条款目前将担保债务的留置权限制在20亿美元或调整后综合有形资产净值的25%（截至2023年9月30日为46亿美元）中的较高者。2022年信贷融资包含利用SOFR指数利率计算利息支出的能力。
2022年信贷融资具有某些财务契约要求，但如果我们获得投资级评级（定义为标准普尔的BBB或更高，穆迪的Baa 3或更高，或惠誉的BBB或更高的指数债务评级）并在未来满足其他标准，则提供某些下降功能。我们请您留意 注10请参阅本季度报告所载的综合财务报表，以进一步讨论我们的2022年信贷融资。
截至2023年9月30日，我们遵守了管理我们2022年信贷安排的信贷协议中包含的所有适用契约。我们在未来时期遵守金融契约的能力，除其他外，取决于我们的发展计划的成功以及其他我们无法控制的因素，如天然气、石油和天然气的市场需求和价格。我们建议您访问注10本季度报告中包括的合并财务报表，用于进一步讨论我们2022年信贷安排的契约要求。
截至2023年9月30日，我们的2022年信贷安排有3.88亿美元的借款，没有未偿还的信用证。根据我们现有的合同，我们目前预计不会被要求提供更多的信用证。我们建议您访问注10请参阅本季度报告所载的综合财务报表，以进一步讨论我们的2022年信贷融资。
参与我们2022年信贷安排的金融机构的信用状况可能会对我们根据2022年信贷安排借入资金的能力产生不利影响。尽管我们相信该安排下的所有贷款人都有能力提供资金，但我们无法预测每个贷款人是否能够履行对我们的义务。我们建议您访问注10对本季度报告中包含的合并财务报表进行进一步讨论，以讨论我们的循环信贷安排。
截至2023年9月30日和2022年9月30日的9个月的其他关键融资活动如下：
债务回购
•于2023年2月26日，我们赎回了所有于2027年到期的未偿还7.750厘优先债券，赎回价格相当于其本金的103.875，另加1,300万美元的应计及未偿还利息，总共支付了4.5亿美元。我们确认了1,900万美元的债务清偿损失，其中包括注销相关的未摊销债务贴现和债务发行成本300万美元。我们使用手头约3.16亿美元的现金和2022年信贷安排下约1.34亿美元的借款为赎回提供资金。
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•2022年1月，我们使用我们的信贷安排回购了2022年优先票据的未偿还本金余额2.01亿美元。由于近年来我们的债务再融资和偿还工作的重点，加上我们的信贷安排于2022年4月8日的修订和重述，我们的未偿债务余额计划在2025年前到期。
•2022年3月，我们回购了2028年到期的利率为8.375的优先债券中的500万美元，以及2027年到期的利率为7.75%的优先债券中的1,500万美元，导致债务清偿损失200万美元。
•2022年4月，我们回购了400万美元2027年到期的7.75%优先债券和2300万美元2028年到期的8.375%优先债券，导致债务清偿损失300万美元。
•2022年5月，我们回购了2028年到期的8.375%优先债券中的1,800万美元，导致债务清偿损失1,000,000美元。
截至2023年10月31日，我们拥有穆迪的长期债务发行人评级BA1(评级和稳定前景于2023年6月28日确认)，S的BB+(评级上调至BB+，前景于2023年1月18日上调至正面)和惠誉评级的BB+(评级和正面展望于2023年8月16日确认)。由2022年1月起生效，我们于2025年1月到期的4.95%优先票据(“2025年票据”)的利率为5.95%，反映我们的债券评级自发行以来净下调。2022年5月31日，穆迪将我们的债券评级上调至Ba1，将2022年7月后支付的2025年债券的利率从5.95%下调至5.70%。穆迪或S对我们的公共债务评级的任何进一步上调或下调都可能分别降低或增加我们的资金成本，因为我们的2025年债券受到评级驱动的变化的影响。
现金流
截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20232022
经营活动提供的净现金$2,039 $2,196 
用于投资活动的现金净额(1,710)(1,608)
用于融资活动的现金净额(353)(605)
运营现金流
截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20232022
经营活动提供的净现金$2,039 $2,196 
增加(减去)营运资金的变动(345)157 
经营活动提供的现金净额，扣除营运资本变动的净额$1,694 $2,353 
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的九个月，经营活动提供的净现金减少了7%，即1.57亿美元，这主要是由于大宗商品价格下降导致的49.05亿美元的减少，与产量减少有关的2.63亿美元的减少，以及运营成本和支出的500万美元的增加，部分被我们已结算的衍生品头寸的44.34亿美元的改善，营运资本的5.02亿美元的增加，我们的当前税收的4100万美元的减少，利息支出的3300万美元的减少，以及我们的营销利润率的500万美元的增加所部分抵消。
•在截至2023年9月30日的9个月中，运营活动提供的现金净额，扣除营运资本的变化，为资本投资提供了99%的现金需求，超过了截至2022年9月30日的9个月的资本投资现金需求。虽然我们将我们的资本计划提前到今年前几个季度，但我们仍然致力于我们的资本纪律战略，即在我们的运营现金流中进行投资，扣除营运资本的变化。
投资活动产生的现金流
•与2022年同期相比，截至2023年9月30日的9个月，E&P资本投资总额增加了4000万美元，主要原因是通胀导致成本上升。
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目录表    
        
截至9月30日的9个月，
(单位：百万)20232022
物业和设备的附加设施$1,833 $1,623 
资本投资调整
资本应计项目的变动(122)44 
其他(1)
3 5 
总资本投资$1,714 $1,672 
(1)包括资本化的非现金、基于股票的薪酬和报废资产的费用，这些被归类为经营活动中使用的现金。
资本投资
截至9月30日的三个月，增加/(减少)截至9月30日的9个月，增加/(减少)
(除百分比外，以百万元计)2023202220232022
E&P资本投资$452 $540 (16)%$1,709 $1,669 2%
其他资本投资 (1)
2 3 (33)%5 3 67%
总资本投资$454 $543 (16)%$1,714 $1,672 3%
(1)其他资本投资与截至2023年9月30日的三个月和九个月的信息技术采购有关。
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
(单位：百万)2023202220232022
按类型划分的E&P资本投资：  
开发和勘探，包括修井$374 $471 $1,471 $1,446 
物业购置14 12 59 56 
其他14 4 30 13 
资本化利息和费用50 53 149 154 
E&P资本投资总额$452 $540 $1,709 $1,669 
  
按地区划分的E&P资本投资：  
阿巴拉契亚$233 $237 $784 $716 
海恩斯维尔208 301 901 942 
其他E&P
11 2 24 11 
E&P资本投资总额$452 $540 $1,709 $1,669 
截至9月30日的三个月，截至9月30日的9个月，
2023202220232022
总作业井数汇总：  
钻透24 31 93 105 
已完成25 36 107 108 
从Wells到Sales23 31 109 105 
由于许多因素，不同时期的实际资本支出水平可能会有很大差异，这些因素包括钻探结果、天然气、石油和天然气价格、行业状况、商品和服务的价格和可获得性，以及收购物业或出售非战略性资产的程度。
融资活动产生的现金流
•于2023年2月26日，我们赎回了所有于2027年到期的未偿还7.750厘优先债券，赎回价格相当于其本金的103.875，另加1,300万美元的应计及未偿还利息，总共支付了4.5亿美元。我们确认了1,900万美元的债务清偿损失，其中包括注销相关的未摊销债务贴现和债务发行成本300万美元。我们使用手头约3.16亿美元的现金和2022年信贷安排下约1.34亿美元的借款为赎回提供资金。
•截至2022年9月30日的9个月，我们全额赎回了2022年到期的4.10%优先票据，赎回了2.01亿美元，偿还了6500万美元的优先票据本金和600万美元的保费，偿还了2027年到期的定期贷款B的400万美元，偿还了2022年信贷安排的2.8亿美元。
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目录表    
        
•在截至2022年9月30日的9个月中，我们根据之前宣布的股份回购计划，以平均每股7.35美元的价格回购了约1360万股已发行普通股，总成本约为1亿美元。
我们建议您访问注10本季度报告中包括的综合财务报表，以进一步讨论我们的未偿债务和信贷安排。
营运资金
截至2023年9月30日，我们的营运资本为负7.16亿美元，比2022年12月31日增加11.01亿美元，主要是由于我们的衍生品头寸与大宗商品价格下跌相关的当前市值增加了12.89亿美元，我们的应付账款减少了5.18亿美元，应付利息减少了6000万美元，其他流动负债减少了4800万美元，其他流动资产增加了1000万美元。与2022年12月31日相比，应收账款减少7.99亿美元，现金和现金等价物减少2400万美元，部分抵消了这一增加。我们相信，我们现有的现金和现金等价物、我们预期的运营现金流以及2022年可用的信贷安排将足以满足我们的营运资本和运营支出要求。
表外安排
我们可能会进行表外安排和可能产生重大表外债务的交易。截至2023年9月30日，我们的重大表外安排和交易包括运营服务安排。*与未合并实体或其他个人没有其他交易、安排或其他关系可能对我们的流动性或资本资源的可用性产生重大影响。关于表外安排的更多信息，我们建议您参阅下面的合同义务和或有负债和承诺以了解更多信息。
合同债务和或有负债和承付款
在我们正常的运营和融资活动中，我们有各种合同义务。除了下文讨论的公司运输和收集协议外，我们的合同义务与我们2022年年报中披露的合同义务没有实质性变化。
或有负债和承付款
截至2023年9月30日，我们根据确定的运输和收集协议承诺需求和类似费用，以保证天然气和液体管道和收集系统的访问能力，总额约为97亿美元，其中12亿美元与未来管道和收集基础设施项目的访问能力有关，这些项目仍需要获得监管部门的批准和/或额外的建设努力。这一金额还包括高达8.25亿美元的担保义务。截至2023年9月30日，不可取消的确定运输和收集协议下的未来付款如下：
按期间到期的付款
(单位：百万)总计不到1年1至3年3至5年5至8年8年以上
目前正在使用的基础设施$8,454 $955 $1,979 $1,768 $1,796 $1,956 
等待监管部门批准和/或建设(1)
1,239 46 187 217 322 467 
总运费$9,693 $1,001 $2,166 $1,985 $2,118 $2,423 
(1)基于截至2023年9月30日的估计服役日期。
在2021年1月1日之前，我们的几乎所有员工都被固定收益养老金计划覆盖，这是一种现金余额计划，根据员工年度薪酬的固定百分比提供福利(“计划”)。作为持续努力降低成本的一部分，我们决定冻结该计划，自2021年1月1日起生效。在2021年1月1日之前参与计划的员工继续收到计划的利息部分，但不再收到服务部分。2021年9月13日，董事会薪酬委员会批准终止该计划，自2021年12月31日起生效。除其他好处外，这一决定将使计划参与者更快地获得计划规定的参与者各自的福利，并在管理方面具有更大的灵活性。
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我们已经启动了计划终止程序，2022年4月6日，美国国税局发布了一份有利的决定函，同意该计划符合《国税法》规定的所有资格要求。2022年12月，我们以一次性付款的形式向参与者分发了约3800万美元的计划资产，作为计划终止过程的一部分，我们向所有在职和前雇员参与者提供了有限的分配窗口。
2023年3月，我们与一家合格的保险公司签订了一份与该计划有关的团体年金合同。根据团体年金合约，吾等向保险人购买不可撤销的非参保单一保费团体年金合约，并将该计划下若干退休人员及受益人的未来福利义务及年金管理转移至保险人。
在发放团体年金合同时，其余参与人的养恤金福利义务和年金管理已从计划不可撤销地转移到保险公司。通过在2023年3月向保险公司支付这些债务，我们在该计划或任何其他符合美国税收条件的固定福利养老金计划下没有剩余的债务。购买团体年金合同的资金直接来自该计划的资产。我们确认，由于该计划的结算，2023年前九个月的税前非现金养老金结算费用约为200万美元。
在截至2023年9月30日的9个月内，我们没有向养老金计划或退休后福利计划缴费，我们预计在2023年剩余时间内不会向我们的养老金计划贡献额外资金。我们转移了剩余的养老金资产余额约1,400万美元 到2023年9月，这些资金目前以现金和现金等价物的形式列报，截至2023年9月30日。截至2022年12月31日，我们确认了与我们的养老金计划福利相关的约1500万美元的养老金资产。截至2023年9月30日和2022年12月31日，我们分别确认了与其他退休后福利相关的负债约1000万美元和900万美元。注13本季度报告中包括的合并财务报表，以进一步讨论我们的养老金和其他退休后福利。
在正常业务过程中，我们会受到各种诉讼、索赔和法律程序的影响，如涉嫌违约、专利税计算错误、雇佣问题、交通事故、污染、污染、侵占他人财产或造成滋扰。当责任既可能发生，且金额可以合理估计时，我们会就此类项目应计。管理层认为，目前的诉讼、索赔和法律程序，无论是单独的还是整体的，在考虑到保险后，都不太可能对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性的不利影响，尽管不利结果可能会对我们的运营结果或现金流量产生实质性的不利影响，因为这些结果的影响变得合理地进行评估。由于这些问题中的许多还处于早期阶段，因此指控和损害理论还没有完全发展起来，都受到内在不确定性的影响；因此，管理层的观点在未来可能会改变。
我们还受与环境保护相关的法律法规的约束。非资本性质的环境和清理相关成本是在很可能发生负债且金额可以合理估计的情况下应计的。我们管理层相信，未来的任何补救措施或其他与合规相关的成本不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响。
欲了解更多信息，我们建议您参阅《诉讼》和《环境风险》。注11列入本季度报告第一部分第1项的合并财务报表。
补充担保人财务信息
如中所讨论的注10根据我们优先票据契约的要求，成为2022年信贷安排担保人的每一家100%拥有的子公司也必须成为我们每一笔优先票据的担保人(“担保人子公司”)。担保人子公司还授予留置权和担保权益，以支持它们在2022年信贷安排下的担保，但不是优先票据的担保。这些担保是完全的、无条件的，并且是担保人子公司之间的共同和若干担保。我们的某些运营单位是在合并的基础上核算的，不保证2022年的信贷安排和优先票据。
本公司及担保人附属公司共同及个别及全面及无条件地担保优先票据到期时的本金及溢价(如有)及利息(不论于优先票据的指定到期日、加速、赎回或其他方式)，连同逾期本金(如有)的利息及任何逾期利息(在合法范围内)，以及本公司对优先票据持有人的所有其他债务。
《美国证券交易委员会条例》S-X规则13-01条要求，将规则3-10中要求的《简明合并财务信息》列报，改为列报《财务信息摘要》。如果担保人子公司的资产、负债和经营结果没有实质性差异，规则13-01允许省略汇总财务信息
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超过本公司综合财务报表所列的相应金额。母公司和担保子公司构成本公司的主要业务。因此，本公司的结论是，由于本公司担保人的汇总财务信息与我们的综合财务报表没有实质性差异，因此不需要呈报汇总财务信息。
关键会计政策和估算
与我们2022年年报中描述的关键会计政策和估计相比，我们的关键会计政策和估计没有实质性变化。
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
与我们业务相关的市场风险主要来自大宗商品价格、基差和利率的波动，以及服务成本和信用风险集中。我们使用固定价格掉期、双向无成本环、三向无成本环、期权(看涨期权和看跌期权)、基差掉期、指数掉期和利率掉期来降低由于天然气价格波动而导致的收益和现金流的波动。石油和某些NGL以及利率。我们的董事会已经批准了风险管理政策和程序，以利用金融产品来降低定义的大宗商品价格风险。我们的董事会还监督了金融产品用于降低利率风险的使用。这些政策禁止利用衍生品进行投机，并将互换协议限于拥有适当信用评级的交易对手。
信用风险
我们对信用风险集中的敞口主要包括与大宗商品交易相关的贸易应收账款和衍生品合约。由于我们的采购商数量众多，而且分散在不同地理区域，应收账款的信用风险集中度有限。*截至2023年9月30日的9个月，一个采购商占我们收入的14%。在截至2022年12月31日的一年中，一个买家占我们收入的17%。在这两个时期，没有其他个人买家的收入占我们收入的10%以上。如果该账户出现违约，可能会对公司产生重大影响。有关与大宗商品交易有关的信用风险的讨论，见下文“大宗商品风险”。
利率风险
截至2023年9月30日，我们约有37.43亿美元的未偿还优先票据，加权平均利率为5.46%，2022年信贷安排下的借款为3.88亿美元。截至2023年9月30日，我们的长期债务发行人评级为S BB+，穆迪BA1和惠誉评级BB+。2021年9月1日，S将我们的债券评级上调至BB，2022年1月6日，S将我们的债券评级进一步上调至BB+，将2025年债券的利率下调至5.95%，从2022年1月以后支付的票面利率开始。2022年5月31日，穆迪将该公司的债券评级上调至Ba1，将2025年债券的利率从5.95%下调至5.70%，票面利率在2022年7月后支付。穆迪或S对我们的公共债务评级的任何进一步上调或下调都可能分别降低或增加我们的资金成本，因为我们的2025年债券受到评级驱动的变化的影响。
预期到期日
(百万美元，百分比除外)20232024202520262027此后总计
固定利率付款(1)
$— $— $389 $— $— $3,354 $3,743 
加权平均利率
— %— %5.70 %— %— %5.43 %5.46 %
可变利率付款(1)
$— $— $— $— $388 $— $388 
加权平均利率— %— %— %— %7.16 %— %7.16 %
(1)不包括未摊销债务发行成本和债务贴现。
大宗商品风险
我们使用固定价格掉期协议和期权来保护我们产品的销售不受发布的指数和NYMEX期货市场之间的不利价格波动或位置定价差异的固有风险的影响。这些掉期和期权包括一方将为名义数量支付固定价格(或可变价格)，以换取基于发布的指数的可变价格(或固定价格)的交易(称为价格掉期)，以及各方同意根据两个不同的指数支付价格的交易(称为基差掉期)。
与我们的衍生品合约相关的主要市场风险是市场价格的波动和我们产品的基差。然而，市场价格风险被受财务保护的相关产品的销售或购买所确认的收益或损失所抵消。信用风险涉及因我们的产品不履行义务而造成的损失风险
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目录表    
        
交易对手。交易对手主要是主要银行和综合能源公司，管理层认为它们的信用风险最小。*我们密切监控每个交易对手的信用质量和我们对每个交易对手的财务敞口水平，以限制我们的信用风险敞口。*此外，我们根据这些交易对手的信用评级和信用违约互换利率(如适用)对这些交易对手进行定量和定性评估。*我们没有发生任何与不良业绩相关的交易对手损失，根据我们目前掌握的信息，我们预计不会有任何损失。我们不能确定我们未来不会经历这样的损失。我们的衍生品资产和负债的公允价值包括非业绩风险因素。我们建议您访问注7和注9 本季度报告中包括的综合财务报表，以了解有关我们的衍生工具及其公允价值的更多详细信息。
项目4.控制和程序
披露控制和程序
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下，在包括首席财务官在内的管理层的参与下，对我们的披露控制和程序的有效性进行了评估，这些控制和程序是在本季度报告所涵盖的期间结束时根据交易所法案规则13a-15(E)和15d-15(E)定义的。我们的披露控制和程序是我们为确保我们记录、处理、积累信息并向我们的管理层(包括首席执行官和首席财务官)传达信息而设计的控制和其他程序。在美国证券交易委员会规则和表格规定的期限内，就要求的披露和提交及时做出决定。所有的内部控制系统，无论设计得多么好，都有内在的局限性。因此，即使是那些被确定为有效的系统，也只能在财务报表的编制和呈报方面提供合理的保证。根据评估，我们的管理层，包括首席执行官和首席财务官，得出结论，我们的披露控制程序和程序在合理的保证水平下，截至2023年9月30日是有效的。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年9月30日的季度内，我们对财务报告的内部控制(根据外汇法案规则13a-15(F)和15d-15(F)的定义)没有发生重大影响或合理地很可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
第二部分--其他资料
项目1.法律程序
请参阅《诉讼》和《环境风险》。注11本季度报告第I部分第1项所列综合财务报表，供讨论公司的法律程序之用。
第1A项。风险因素
本公司2022年年报第一部分第1A项所披露的风险因素并无增加或重大变动。
第二项股权证券的未经登记的销售和收益的使用
不适用。
项目3.高级证券违约
不适用。
项目4.矿山安全披露
不适用。
项目5.其他信息
董事及高级管理人员的证券交易计划
在截至2023年9月30日的三个月内，不是公司董事或高级职员采用或终止了“规则10 b5 -1交易安排”或“非规则10 b5 -1交易安排”，每个术语的定义见SEC颁布的法规S-K第408（a）项。

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目录表    
        
第二次修订和重新修订附例
于2023年11月1日，本公司董事会采纳并批准自该日起生效的本公司第二次经修订及重订章程（“第二次经修订及重订章程”）。第二次修订和重述的章程，除其他事项外：
•修订董事提名程序和披露要求，以及提交提案供公司股东年度会议审议，其中包括，增加一项要求，要求寻求在年度会议上提名董事的股东向公司提交合理证据，证明其已遵守规则14 a的要求-19交易法有关通用代理规则至少八个营业日之前，该年度会议的日期;
•澄清董事会主席或股东大会主持人暂停任何股东大会的权力，以及董事会推迟任何先前安排的股东大会的权力;
•规定，除董事会主席或公司总裁外，董事会特别会议只能由董事会多数成员而不是任何两名董事召集;以及
•作出某些行政、现代化、澄清和确认的变更，包括（i）作出更新，以反映《特拉华州普通公司法》的最新修订;（ii）通过紧急章程;（iii）澄清在董事选举中，在无竞逐的情况下，过半数的投票标准是否适用，选举仍有“争议”（且多数投票标准适用）即使董事会确定股东提名通知不符合预先通知章程;（iv）澄清股东会议可以通过适用的特拉华州法律规定的远程通信方式（包括虚拟方式）举行，以补充或代替实际会议;以及（v）在提及特定职位、办公室或所有权人时采用性别中立的术语，包括采用董事会主席的头衔代替董事会主席。
前述对第二次修订和重新修订的章程的描述并不完整，通过参考第二次修订和重新修订的章程的全文进行了限定，该文本作为本季度报告的附件3.4提交，并通过引用并入本文。
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目录表    
        
项目6.展品
(2.1)
西南能源公司和蒙太奇资源公司之间于2020年8月12日签署的合并协议和计划(通过参考注册人于2020年8月12日提交的8-K/A表格当前报告附件2.1合并而成)。
(2.2)
西南能源公司、Ikon Acquisition Company，LLC、Indigo Natural Resources LLC和Ibis Unithold代表LLC之间于2021年6月1日签署的合并协议和计划(合并通过参考注册人于2021年6月2日提交的当前8-K表格报告的附件2.1而合并)。
(2.3)
西南能源公司、野马收购公司、GEP Hayensville，LLC和GEPH Unithold Rep，LLC之间于2021年11月3日签署的合并协议和计划，仅以单位持有人代表的身份(合并通过参考注册人于2021年11月5日提交的当前8-K表格报告的附件2.1)。
(3.1)
修订和重新发布的西南能源公司注册证书(注册机构于2010年5月24日提交的8-K表格当前报告的附件3.1为注册证书)。
(3.2)
修订及重订的公司注册证书，日期为2021年9月1日(根据注册人于2021年9月1日提交的表格8-K的现行报告的附件3.1成立为法团)。
(3.3)
2023年5月18日修订及重订的公司注册证书第2号修订证书(根据注册人于2023年5月22日提交的表格8-K的现行报告附件3.1成立为法团)。
(3.4)*
第二次修订和重新制定西南能源公司章程，修订至2023年11月1日。
(31.1)*
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条提交的首席执行官证书。
(31.2)*
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条提交的首席财务官证书。
(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节提供的首席执行官证书。
(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节提供的CFO证书。
(101.INS)内联交互式数据文件实例文档
(101.SCH)内联交互式数据文件架构文档
(101.CAL)内联交互式数据文件计算Linkbase文档
(101.LAB)内联交互数据文件标签Linkbase文档
(101.PRE)内联交互式数据文件演示文稿Linkbase文档
(101.DEF)内联交互数据文件定义Linkbase文档
(104.1)封面交互数据文件-本季度报告的封面为Form 10-Q，格式为内联XBRL(包含在附件101中)
*随函存档
**随信提供
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
西南能源公司
注册人
日期：2023年11月2日/S/小卡尔·F·吉斯勒
 小卡尔·F·吉斯勒
常务副秘书长总裁和
首席财务官
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