COP-20221231错误2022财年0001163165--12-31Http://fasb.org/us-gaap/2022#OtherAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2022#GainLossOnSaleOfPropertyPlantEquipmentHttp://www.conocophillips.com/20221231#AssetRetirementObligationsAndAccruedEnvironmentalCostNonCurrentP3Y4.5Http://fasb.org/us-gaap/2022#OtherAssetsNoncurrent http://fasb.org/us-gaap/2022#PrepaidExpenseAndOtherAssetsCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2022#PropertyPlantAndEquipmentAndFinanceLeaseRightOfUseAssetAfterAccumulatedDepreciationAndAmortizationHttp://fasb.org/us-gaap/2022#PropertyPlantAndEquipmentAndFinanceLeaseRightOfUseAssetAfterAccumulatedDepreciationAndAmortizationHttp://fasb.org/us-gaap/2022#OtherAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2022#OtherNonoperatingIncomeExpenseHttp://fasb.org/us-gaap/2022#OtherNonoperatingIncomeExpenseHttp://fasb.org/us-gaap/2022#OtherNonoperatingIncomeExpense00011631652022-01-012022-12-310001163165美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-01-012022-12-310001163165Cop:SevenPercentDebenturesDueTwentyTwentyNineMember2022-01-012022-12-3100011631652022-06-30ISO 4217：美元00011631652023-01-31Xbrli：共享00011631652021-01-012021-12-3100011631652020-01-012020-12-31ISO 4217：美元Xbrli：共享00011631652022-12-3100011631652021-12-3100011631652020-12-3100011631652019-12-310001163165Us-gaap:PrepaidExpensesAndOtherCurrentAssetsMember2021-12-310001163165美国公认会计准则：其他资产成员2021-12-310001163165美国-美国公认会计准则：普通股成员2019-12-310001163165US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2019-12-310001163165美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2019-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-12-310001163165美国-公认会计准则：保留预付款成员2019-12-310001163165美国公认会计准则：非控制性利益成员2019-12-310001163165美国-公认会计准则：保留预付款成员2020-01-012020-12-310001163165美国公认会计准则：非控制性利益成员2020-01-012020-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-01-012020-12-310001163165美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2020-01-012020-12-310001163165US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2020-01-012020-12-310001163165美国-美国公认会计准则：普通股成员2020-12-310001163165US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2020-12-310001163165美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2020-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-12-310001163165美国-公认会计准则：保留预付款成员2020-12-310001163165美国公认会计准则：非控制性利益成员2020-12-310001163165美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-01-012021-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-12-310001163165美国-美国公认会计准则：普通股成员2021-01-012021-12-310001163165US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-01-012021-12-310001163165美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-01-012021-12-310001163165美国-美国公认会计准则：普通股成员2021-12-310001163165US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2021-12-310001163165美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2021-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：保留预付款成员2021-12-310001163165美国公认会计准则：非控制性利益成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-01-012022-12-310001163165美国公认会计准则：非控制性利益成员2022-01-012022-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-01-012022-12-310001163165美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-01-012022-12-310001163165US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-01-012022-12-310001163165美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-12-310001163165US-GAAP：AdditionalPaidInCapitalMembers2022-12-310001163165美国-公认会计准则：财政部股票公用金成员2022-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：保留预付款成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：非控制性利益成员2022-12-31cop：段0001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员2022-02-28Xbrli：纯0001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员2022-02-012022-02-280001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员COP：OriginEnergyMember2022-02-280001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员COP：中石化成员2022-02-280001163165Cop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedEightMember2022-12-310001163165CoP：NorthFieldEastLNG项目成员Cop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedEightMember2022-12-310001163165Cop:AssetsAcquisitionInTheLower48SegmentMember2022-09-012022-09-300001163165COP：CertainNoncoreAssetsMembersUs-gaap:DisposalGroupDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMemberCOP：LowerFortyEightSegmentMember2022-01-012022-12-310001163165COP：CertainNoncoreAssetsMembersUs-gaap:DisposalGroupDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMemberCOP：LowerFortyEightSegmentMember2022-12-310001163165Cop:SubsidiariesHoldingIndonesiaAssetsAndOperationsMemberUs-gaap:DisposalGroupDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMember2022-03-012022-03-310001163165Cop:SubsidiariesHoldingIndonesiaAssetsAndOperationsMemberCop:IndonesiaCorridorBlockProductionSharingContractMember2022-03-310001163165Cop:SubsidiariesHoldingIndonesiaAssetsAndOperationsMemberCoP：TransasiaPipelineCompany成员2022-03-310001163165Cop:SubsidiariesHoldingIndonesiaAssetsAndOperationsMemberUs-gaap:DisposalGroupDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMember2022-03-310001163165Cop:SubsidiariesHoldingIndonesiaAssetsAndOperationsMemberUs-gaap:DisposalGroupDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMember2022-01-012022-12-310001163165Cop:SubsidiariesHoldingIndonesiaAssetsAndOperationsMemberUs-gaap:DisposalGroupDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMember2021-01-012021-12-310001163165Cop:SubsidiariesHoldingIndonesiaAssetsAndOperationsMemberUs-gaap:DisposalGroupDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMember2020-01-012020-12-310001163165COP：以前的处置成员警察：加拿大和下层48月48日2022-01-012022-12-310001163165COP：加拿大分部成员COP：以前的处置成员2022-12-31ISO 4217：CADUtr：bbl0001163165COP：以前的处置成员COP：LowerFortyEightSegmentMember2022-12-31ISO 4217：美元Utr：MMBtu0001163165COP：以前的处置成员警察：加拿大和下层48月48日2021-01-012021-12-310001163165COP：以前的处置成员警察：加拿大和下层48月48日2020-01-012020-12-310001163165COP：联合资源公司成员2021-01-012021-01-310001163165COP：联合资源公司成员2021-01-310001163165COP：ConchoResources IncMemberCOP：联合资源公司成员2021-01-150001163165COP：联合资源公司成员2021-01-150001163165美国-美国公认会计准则：普通股成员COP：联合资源公司成员2021-01-152021-12-310001163165COP：联合资源公司成员2021-01-152021-12-310001163165COP：联合资源公司成员2021-01-152021-01-150001163165COP：联合资源公司成员2021-01-012021-03-310001163165美国公认会计准则：运营费用成员COP：联合资源公司成员2021-01-152021-12-310001163165Us-gaap:SellingGeneralAndAdministrativeExpensesMemberCOP：联合资源公司成员2021-01-152021-12-310001163165COP：勘探费用成员COP：联合资源公司成员2021-01-152021-12-310001163165COP：税收其他成员COP：联合资源公司成员2021-01-152021-12-310001163165美国公认会计准则：其他费用成员COP：联合资源公司成员2021-01-152021-12-310001163165COP：ConchoResources IncMemberCOP：联合资源公司成员2021-02-012021-02-280001163165美国-公认会计准则：商品合同成员COP：联合资源公司成员2021-01-152021-12-310001163165COP：壳牌二叠纪资产成员2021-12-31Utr：英亩0001163165COP：壳牌二叠纪资产成员2021-01-012021-12-310001163165SRT：ProFormaMember2021-01-012021-12-310001163165COP：联合资源公司成员2020-01-012020-12-310001163165COP：壳牌二叠纪资产成员2020-01-012020-12-310001163165SRT：ProFormaMember2020-01-012020-12-310001163165COP：ConchoResources IncMemberCOP：联合资源公司成员2021-01-012021-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMemberCOP：BarossaProjectMember2020-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMemberCOP：BarossaProjectMember2021-01-012021-03-310001163165COP：LowerFortyEightSegmentMember2021-07-012021-12-310001163165COP：非核心勘探兴趣成员2021-07-012021-12-310001163165COP：加拿大分部成员COP：AdditionalMontneyAcreageMember2020-08-012020-08-310001163165COP：加拿大分部成员COP：AdditionalMontneyAcreageMember2020-08-310001163165COP：WaddellRanchMemberCOP：LowerFortyEightSegmentMember2020-02-012020-02-290001163165COP：LowerFortyEightSegmentMemberCoP：Niobrara成员2020-03-012020-03-310001163165COP：LowerFortyEightSegmentMemberCoP：Niobrara成员2020-03-310001163165COP：LowerFortyEightSegmentMemberCoP：Niobrara成员2020-01-012020-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMemberCOP：澳大利亚西部资产成员2020-05-012020-05-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMemberCOP：澳大利亚西部资产成员2020-01-012020-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMemberCOP：澳大利亚西部资产成员2020-05-270001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMemberCOP：BarossaProjectMember2020-05-012020-05-310001163165COP：澳大利亚太平洋地区成员2022-12-310001163165COP：OriginEnergyMemberCOP：澳大利亚太平洋地区成员2022-12-310001163165COP：中石化成员COP：澳大利亚太平洋地区成员2022-12-310001163165Cop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedThreeMember2022-12-310001163165Cop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedThreeMemberCOP：卡塔尔成员2022-12-310001163165Cop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedThreeMemberCOP：三井物产有限公司成员2022-12-310001163165COP：卡塔尔成员Cop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedEightMember2022-12-310001163165COP：被认可的公司成员2022-01-012022-12-310001163165COP：被认可的公司成员2021-01-012021-12-310001163165COP：被认可的公司成员2020-01-012020-12-310001163165COP：被认可的公司成员2022-12-310001163165COP：被认可的公司成员2021-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋地区成员2012-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋地区成员COP：USPrivatePlacementBondMember2022-12-31COP：设施0001163165COP：澳大利亚太平洋地区成员2021-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋地区成员2021-10-012021-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋地区成员2020-12-310001163165Cop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedThreeMember2005-12-310001163165Cop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedThreeMemberCOP：CreditAgenciesMember2005-12-310001163165Cop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedThreeMemberCOP：商业银行成员2005-12-310001163165SRT：ParentCompany MemberCop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedThreeMember2005-12-310001163165COP：CenovusEnergyIncMember2021-12-310001163165COP：CenovusEnergyIncMember美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-01-012022-03-310001163165COP：CenovusEnergyIncMember美国-美国公认会计准则：普通股成员2022-01-012022-12-310001163165COP：CenovusEnergyIncMember2022-01-012022-12-310001163165COP：CenovusEnergyIncMember2021-01-012021-12-310001163165COP：CenovusEnergyIncMember2020-01-012020-12-31cop：项目0001163165警察：WillowAlaska Members2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本周期一个成员的老化警察：WillowAlaska Members2022-12-310001163165警察：WillowAlaska Membersus-gaap：资本化勘探井成本老化周期两个成员2022-12-310001163165警察：WillowAlaska Membersus-gaap：资本化勘探井成本老化周期三个成员2022-12-310001163165COP：Pl1009Norway成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本周期一个成员的老化COP：Pl1009Norway成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期两个成员COP：Pl1009Norway成员2022-12-310001163165COP：Pl1009Norway成员us-gaap：资本化勘探井成本老化周期三个成员2022-12-310001163165cop：Pl891NorwayMember2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本周期一个成员的老化cop：Pl891NorwayMember2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期两个成员cop：Pl891NorwayMember2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期三个成员cop：Pl891NorwayMember2022-12-310001163165COP：NarwhalTrendAlaska成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本周期一个成员的老化COP：NarwhalTrendAlaska成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期两个成员COP：NarwhalTrendAlaska成员2022-12-310001163165COP：NarwhalTrendAlaska成员us-gaap：资本化勘探井成本老化周期三个成员2022-12-310001163165cop：Wl 400马来西亚会员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本周期一个成员的老化cop：Wl 400马来西亚会员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期两个成员cop：Wl 400马来西亚会员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期三个成员cop：Wl 400马来西亚会员2022-12-310001163165COP：Pl782sNorway成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本周期一个成员的老化COP：Pl782sNorway成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期两个成员COP：Pl782sNorway成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期三个成员COP：Pl782sNorway成员2022-12-310001163165警察：MontneyCanadaMember2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本周期一个成员的老化警察：MontneyCanadaMember2022-12-310001163165警察：MontneyCanadaMemberus-gaap：资本化勘探井成本老化周期两个成员2022-12-310001163165警察：MontneyCanadaMemberus-gaap：资本化勘探井成本老化周期三个成员2022-12-310001163165cop：管理项目成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本周期一个成员的老化cop：管理项目成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期两个成员cop：管理项目成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期三个成员cop：管理项目成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本周期一个成员的老化2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期两个成员2022-12-310001163165us-gaap：资本化勘探井成本老化周期三个成员2022-12-310001163165COP：加拿大分部成员2022-10-012022-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMember2022-01-012022-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMember2020-01-012020-12-310001163165COP：其他国际成员2020-01-012020-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMember2020-01-012020-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001163165COP：LowerFortyEightMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310001163165COP：LowerFortyEightMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001163165COP：LowerFortyEightMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001163165COP：加拿大分部成员美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310001163165COP：加拿大分部成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001163165COP：加拿大分部成员美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMemberCOP：澳大利亚太平洋地区成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001163165COP：LowerFortyEightMember2021-01-012021-12-310001163165COP：LowerFortyEightMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-10-012021-12-310001163165COP：LowerFortyEightMemberCOP：非核心资产成员美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001163165COP：WindRiverBasinMemberCOP：LowerFortyEightMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001163165COP：WindRiverBasinMemberCOP：LowerFortyEightMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-10-012020-12-310001163165COP：清理修复活动成员2022-12-310001163165COP：清理修复活动成员2021-12-310001163165Cop:CorporateAndOtherEnvironmentalLiabilitiesMember2022-12-310001163165Cop:CorporateAndOtherEnvironmentalLiabilitiesMember2021-12-310001163165Cop:FederalComprehensiveEnvironmentalResponseCompensationAndLiabilityActOrSimilarStateLawsMember2022-12-310001163165Cop:FederalComprehensiveEnvironmentalResponseCompensationAndLiabilityActOrSimilarStateLawsMember2021-12-3100011631652021-12-012021-12-310001163165COP：A24NotesDue2022成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A24NotesDue2022成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A765 DebenturesDue2023成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A765 DebenturesDue2023成员2021-12-310001163165COP：A335NotesDue2024成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A335NotesDue2024成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A2125注意事项2024成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A2125注意事项2024成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A82NotesDue2025成员2022-12-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A82NotesDue2025成员2021-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A335 DebenturesDue2025成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A335 DebenturesDue2025成员2021-12-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A24NoteDue2025成员2022-12-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A24NoteDue2025成员2021-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A6875 DebenturesDue2026成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A6875 DebenturesDue2026成员2021-12-310001163165COP：A495NotesDue2026成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A495NotesDue2026成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A78DebenturesDue2027成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A78DebenturesDue2027成员2021-12-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A375 NotesDue2027成员2022-12-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A375 NotesDue2027成员2021-12-310001163165COP：A43NotesDue2028成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A43NotesDue2028成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A7375 DebenturesDue2029成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A7375 DebenturesDue2029成员2021-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A7 DebenturesDue2029成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A7 DebenturesDue2029成员2021-12-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A695NotesDue2029成员2022-12-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A695NotesDue2029成员2021-12-310001163165COP：A8125 NotesDue2030成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A8125 NotesDue2030成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A74NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A74NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A725NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A725NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A72NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A72NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A24NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A24NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A59NotesDue2032成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A59NotesDue2032成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A415NotesDue2034成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A415NotesDue2034成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A595 NotesDue2036成员2022-12-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A595 NotesDue2036成员2021-12-310001163165COP：A5951注意：2037成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A5951注意：2037成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A59NotesDue2038成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A59NotesDue2038成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A65NotesDue2039成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A65NotesDue2039成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A3758NoteDue2042成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A3758NoteDue2042成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A43NotesDue2044成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A43NotesDue2044成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A595 NotesDue2046成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A595 NotesDue2046成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A79债务2047成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A79债务2047成员2021-12-310001163165COP：A4875NotesDue2047成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A4875NotesDue2047成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A485 NotesDue2048 TwoMember美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A485 NotesDue2048 TwoMember美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A38NoteDue2052成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A38NoteDue2052成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：A4025注意事项2062成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-310001163165COP：A4025注意事项2062成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2021-12-310001163165COP：FloatingRateNotesDue2022成员COP：FloatingRateNotesMemberSRT：最小成员数2022-12-310001163165COP：FloatingRateNotesDue2022成员COP：FloatingRateNotesMemberSRT：最大成员数2022-12-310001163165COP：FloatingRateNotesDue2022成员COP：FloatingRateNotesMemberSRT：最小成员数2021-12-310001163165COP：FloatingRateNotesDue2022成员COP：FloatingRateNotesMemberSRT：最大成员数2021-12-310001163165COP：FloatingRateNotesDue2022成员COP：FloatingRateNotesMember2022-12-310001163165COP：FloatingRateNotesDue2022成员COP：FloatingRateNotesMember2021-12-310001163165COP：Marine TerminalRevenue退还债券成员COP：VariableRateDebtBond成员SRT：最小成员数2022-12-310001163165COP：Marine TerminalRevenue退还债券成员COP：VariableRateDebtBond成员SRT：最大成员数2022-12-310001163165COP：Marine TerminalRevenue退还债券成员COP：VariableRateDebtBond成员SRT：最小成员数2021-12-310001163165COP：Marine TerminalRevenue退还债券成员COP：VariableRateDebtBond成员SRT：最大成员数2021-12-310001163165COP：Marine TerminalRevenue退还债券成员COP：VariableRateDebtBond成员2022-12-310001163165COP：Marine TerminalRevenue退还债券成员COP：VariableRateDebtBond成员2021-12-310001163165COP：IndustrialDevelopment BondsDue2035成员COP：VariableRateDebtBond成员SRT：最小成员数2022-12-310001163165COP：IndustrialDevelopment BondsDue2035成员COP：VariableRateDebtBond成员SRT：最大成员数2022-12-310001163165COP：IndustrialDevelopment BondsDue2035成员COP：VariableRateDebtBond成员SRT：最小成员数2021-12-310001163165COP：IndustrialDevelopment BondsDue2035成员COP：VariableRateDebtBond成员SRT：最大成员数2021-12-310001163165COP：IndustrialDevelopment BondsDue2035成员COP：VariableRateDebtBond成员2022-12-310001163165COP：IndustrialDevelopment BondsDue2035成员COP：VariableRateDebtBond成员2021-12-310001163165COP：其他欠款成员2022-12-310001163165COP：其他欠款成员2021-12-310001163165COP：A24NotesDue2022成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-12-012022-12-310001163165COP：A495NotesDue2026成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-05-310001163165COP：A495NotesDue2026成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-05-012022-05-310001163165COP：FloatingRateNotesDue2022成员COP：FloatingRateNotesMember2022-05-012022-05-3100011631652022-03-3100011631652022-03-012022-03-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A375 NotesDue2027成员2022-02-280001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A375 NotesDue2027成员2022-03-310001163165COP：A43NotesDue2028成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-02-280001163165COP：A43NotesDue2028成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165COP：A24NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-02-280001163165COP：A24NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165COP：A4875NotesDue2047成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-02-280001163165COP：A4875NotesDue2047成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165COP：A485 NotesDue2048 TwoMember美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-02-280001163165COP：A485 NotesDue2048 TwoMember美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-31cop：交易0001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A7 DebenturesDue2029成员2022-02-280001163165美国公认会计准则：不安全债务成员COP：A7 DebenturesDue2029成员2022-03-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A695NotesDue2029成员2022-02-280001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A695NotesDue2029成员2022-03-310001163165COP：A74NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-02-280001163165COP：A74NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165COP：A725NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-02-280001163165COP：A725NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165COP：A72NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-02-280001163165COP：A72NotesDue2031成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A595 NotesDue2036成员2022-02-280001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A595 NotesDue2036成员2022-03-310001163165COP：A59NotesDue2038成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-02-280001163165COP：A59NotesDue2038成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165COP：A65NotesDue2039成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-02-280001163165COP：A65NotesDue2039成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165COP：A595 NotesDue2046成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-02-280001163165COP：A595 NotesDue2046成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165COP：A2125注意事项2024成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembersCOP：A24NoteDue2025成员2022-03-310001163165COP：A38NoteDue2052成员美国-GAAP：NotesPayableto BanksMembers2022-03-310001163165美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers2022-01-310001163165美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers2022-02-280001163165US-GAAP：LetterOfCreditMemberSRT：最大成员数2022-12-310001163165美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers2022-12-310001163165美国-GAAP：商业纸张成员Cop:ConocoPhillipsCommericalPaperProgramMember2021-12-310001163165美国公认会计准则：RevolvingCreditFacilityMembers2021-12-310001163165COP：联合资源公司成员2021-02-280001163165COP：VariableRateDebtBond成员2021-12-310001163165COP：VariableRateDebtBond成员2022-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员2022-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员COP：FinanceReserve GuaranteeMember2022-01-012022-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员COP：FinanceReserve GuaranteeMember2022-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员Cop:MaxPotentialFuturePaymentsProrataShareMember2022-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员Cop:MaxPotentialFuturePaymentsRecklessBreachMember2022-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员COP：应用持续发展成员成员SRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员COP：应用持续发展成员成员SRT：最大成员数2022-01-012022-12-310001163165COP：澳大利亚太平洋协会成员COP：应用持续发展成员成员2022-12-310001163165CoP：JointVentureObligationGuaranteeMemberCop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedEightMember2022-01-012022-12-310001163165CoP：JointVentureObligationGuaranteeMemberCop:QatarLiquefiedGasCompanyLimitedEightMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：担保类型其他成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：担保类型其他成员SRT：最小成员数2022-01-012022-12-310001163165美国-公认会计准则：担保类型其他成员SRT：最大成员数2022-01-012022-12-310001163165US-GAAP：保障性担保成员2022-12-310001163165国家/地区：越南Cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuelaMember2019-03-012019-03-310001163165国家/地区：越南Cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuelaMember2019-08-290001163165国家/地区：越南Cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuelaMember2022-12-310001163165国家/地区：越南Cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuela2Member2018-04-012018-04-300001163165国家/地区：越南Cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuela2Member2018-08-012018-08-310001163165国家/地区：越南Cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuela2Member2018-04-012022-12-310001163165国家/地区：越南Cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuela2Member2019-08-022019-08-020001163165Cop:SeveralLouisianaParishesAndTheStateOfLouisianaAgainstOilAndGasCompaniesMember2017-01-012017-12-31COP：诉讼0001163165Cop:SeveralLouisianaParishesAndTheStateOfLouisianaAgainstOilAndGasCompaniesMemberCOP：康菲石油实体成员2017-01-012017-12-310001163165COP：PhillipsPetroleumCompany成员COP：外大陆架租赁成员2020-10-310001163165COP：PhillipsPetroleumCompany成员COP：外大陆架租赁成员2020-10-012020-10-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员COP：BarossaProjectMember2021-05-100001163165美国-公认会计准则：商品合同成员Us-gaap:PrepaidExpensesAndOtherCurrentAssetsMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：商品合同成员Us-gaap:PrepaidExpensesAndOtherCurrentAssetsMember2021-12-310001163165美国公认会计准则：其他资产成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：其他资产成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：商品合同成员COP：其他应计成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：商品合同成员COP：其他应计成员2021-12-310001163165美国公认会计准则：其他责任成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：其他责任成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-12-310001163165美国-美国公认会计准则：销售成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-01-012022-12-310001163165美国-美国公认会计准则：销售成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-01-012021-12-310001163165美国-美国公认会计准则：销售成员美国-公认会计准则：商品合同成员2020-01-012020-12-310001163165美国公认会计准则：其他收入成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-01-012022-12-310001163165美国公认会计准则：其他收入成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-01-012021-12-310001163165美国公认会计准则：其他收入成员美国-公认会计准则：商品合同成员2020-01-012020-12-310001163165美国-GAAP：销售成本成员美国-公认会计准则：商品合同成员2022-01-012022-12-310001163165美国-GAAP：销售成本成员美国-公认会计准则：商品合同成员2021-01-012021-12-310001163165美国-GAAP：销售成本成员美国-公认会计准则：商品合同成员2020-01-012020-12-310001163165美国-公认会计准则：商品合同成员COP：联合资源公司成员2021-01-150001163165美国-公认会计准则：商品合同成员COP：联合资源公司成员2021-01-012021-12-310001163165美国公认会计准则：成员较短Cop:NaturalGasPowerAndCarbonDioxideEmissionsFlatPriceMember美国-公认会计准则：商品合同成员2022-01-012022-12-31Utr：bcf0001163165Cop:NaturalGasPowerAndCarbonDioxideEmissionsFlatPriceMember美国-公认会计准则：商品合同成员美国-美国公认会计准则：长期成员2021-01-012021-12-310001163165美国公认会计准则：成员较短美国-公认会计准则：商品合同成员Cop:NaturalGasPowerAndCarbonDioxideEmissionsBasisMember2022-01-012022-12-310001163165美国公认会计准则：成员较短美国-公认会计准则：商品合同成员Cop:NaturalGasPowerAndCarbonDioxideEmissionsBasisMember2021-01-012021-12-310001163165美国公认会计准则：现金会员2022-12-310001163165美国公认会计准则：现金会员2021-12-310001163165美国公认会计原则：需求存款成员2022-12-310001163165美国公认会计原则：需求存款成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：银行存款时间成员COP：保留期限1至90天成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：银行存款时间成员COP：保留期限1至90天成员2021-12-310001163165COP：剩余到期日91至180天成员美国-公认会计准则：银行存款时间成员2022-12-310001163165COP：剩余到期日91至180天成员美国-公认会计准则：银行存款时间成员2021-12-310001163165COP：在一年内保留到期时间美国-公认会计准则：银行存款时间成员2022-12-310001163165COP：在一年内保留到期时间美国-公认会计准则：银行存款时间成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：美国政府债务证券成员COP：保留期限1至90天成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：美国政府债务证券成员COP：保留期限1至90天成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公司债务证券成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公司债务证券成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间2021-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMember美国-公认会计准则：公司债务证券成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMember美国-公认会计准则：公司债务证券成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember美国-GAAP：商业纸张成员COP：在一年内保留到期时间2022-12-310001163165Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember美国-GAAP：商业纸张成员COP：在一年内保留到期时间2021-12-310001163165美国-公认会计准则：美国政府债务证券成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间2022-12-310001163165美国-公认会计准则：美国政府债务证券成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间2021-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMember美国-公认会计准则：美国政府债务证券成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMember美国-公认会计准则：美国政府债务证券成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165Us-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMemberUs-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间2022-12-310001163165Us-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMemberUs-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间2021-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberUs-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMemberUs-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberUs-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMemberUs-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：外国政府债务成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间2022-12-310001163165美国-公认会计准则：外国政府债务成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间2021-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMember美国-公认会计准则：外国政府债务成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMember美国-公认会计准则：外国政府债务成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间美国-公认会计准则：资产认可证券成员2022-12-310001163165Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间美国-公认会计准则：资产认可证券成员2021-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberUs-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：资产认可证券成员2022-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberUs-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：资产认可证券成员2021-12-310001163165Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间2022-12-310001163165Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberCOP：在一年内保留到期时间2021-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberUs-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165Cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberUs-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公司债务证券成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公司债务证券成员2021-12-310001163165美国-GAAP：商业纸张成员2022-12-310001163165美国-GAAP：商业纸张成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：美国政府债务证券成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：美国政府债务证券成员2021-12-310001163165Us-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMember2022-12-310001163165Us-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：外国政府债务成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：外国政府债务成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：资产认可证券成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：资产认可证券成员2021-12-310001163165美国公认会计准则：应收账款成员SRT：最大成员数2022-01-012022-12-310001163165CoP：InEventOfLoweredCreditRatingMember2022-12-310001163165CoP：InEventOfLoweredCreditRatingMember2021-12-310001163165Cop:InEventOfDowngradeBelowInvestmentGradeMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2022-12-310001163165美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2022-12-310001163165美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2021-12-310001163165美国-GAAP：公允价值衡量递归成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2021-12-310001163165美国-GAAP：公允价值衡量递归成员2021-12-310001163165Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2021-12-310001163165Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2021-12-310001163165Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2021-01-012021-12-310001163165Cop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMemberCOP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2021-12-310001163165Us-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMemberCop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMemberCOP：测量输入NaturalGas成员COP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMemberSRT：最小成员数2021-12-31Utr：MMcf0001163165Us-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMemberCop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMemberCOP：测量输入NaturalGas成员COP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMemberSRT：最大成员数2021-12-310001163165Us-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMemberCop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMemberCOP：测量输入NaturalGas成员SRT：ArithmeticAverageMemberCOP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2021-12-310001163165Us-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMemberCop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMemberCOP：测量输入NaturalGas成员COP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMemberSRT：最小成员数2021-01-012021-03-310001163165Us-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMemberCop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMemberCOP：测量输入NaturalGas成员COP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMemberSRT：最大成员数2021-01-012021-03-310001163165Us-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMemberCop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMemberCOP：测量输入NaturalGas成员SRT：ArithmeticAverageMemberCOP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2021-01-012021-03-310001163165Us-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMemberCop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMember美国-公认会计准则：衡量投入贴现率成员COP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMemberSRT：最小成员数2021-01-012021-03-310001163165Us-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMemberCop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMember美国-公认会计准则：衡量投入贴现率成员COP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMemberSRT：最大成员数2021-01-012021-03-310001163165Us-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMemberCop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMember美国-公认会计准则：衡量投入贴现率成员SRT：ArithmeticAverageMemberCOP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMember2021-01-012021-03-310001163165Us-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMemberCop:Lower48GulfCoastAndRockiesNoncoreFieldMemberCOP：LowerFortyEightMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:FairValueMeasurementsNonrecurringMemberUs-gaap:MeasurementInputCommodityFuturePriceMember2021-01-012021-12-310001163165COP：AplngMember2021-12-310001163165COP：AplngMember美国-GAAP：股权投资方法成员2021-12-310001163165COP：AplngMember美国-GAAP：股权投资方法成员2021-10-012021-12-310001163165Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：商品合同成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：商品合同成员Us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：商品合同成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：商品合同成员Us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2021-12-3100011631652022-09-3000011631652022-10-3100011631652016-12-312022-12-310001163165Cop:PropertyPlantAndEquipmentAndFinanceLeaseRightOfUseAssetAfterAccumulatedDepreciationAndAmortizationMember2021-12-310001163165COP：债务当前成员2022-12-310001163165COP：债务当前成员2021-12-310001163165COP：其他应计成员2022-12-310001163165COP：其他应计成员2021-12-310001163165COP：LongTermDebtAndLeaseObligationMember2022-12-310001163165COP：LongTermDebtAndLeaseObligationMember2021-12-310001163165COP：其他责任和延期信用成员2022-12-310001163165COP：其他责任和延期信用成员2021-12-310001163165COP：ProportionatyConsoliatedMember2022-12-310001163165COP：ProportionatyConsoliatedMember2021-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2020-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2020-12-310001163165Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2021-12-310001163165Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2020-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-01-012022-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-01-012022-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-01-012021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-01-012021-12-310001163165Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2022-01-012022-12-310001163165Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2021-01-012021-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-12-310001163165Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2022-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2020-01-012020-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2020-01-012020-12-310001163165Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2020-01-012020-12-310001163165COP：CopPreSixtyFiveRetireeMembers国家：美国Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2022-12-310001163165国家：美国Us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMemberCOP：65岁后退休成员2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesMember2022-12-310001163165US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员2022-12-310001163165Us-gaap:InsuranceContractRightsAndObligationsFairValueOptionMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-12-310001163165Us-gaap:InsuranceContractRightsAndObligationsFairValueOptionMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2022-12-310001163165Us-gaap:InsuranceContractRightsAndObligationsFairValueOptionMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-12-310001163165Us-gaap:InsuranceContractRightsAndObligationsFairValueOptionMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-公认会计准则：养老金计划定义的福利成员2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember国家：美国2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember国家：美国2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember国家：美国2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国美国-公认会计准则：股权基金成员2022-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：股权基金成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国美国-公认会计准则：股权基金成员2022-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：股权基金成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：股权基金成员2022-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：股权基金成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：股权基金成员2022-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：股权基金成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember2022-12-310001163165国家：美国US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember2022-12-310001163165国家：美国US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-公认会计准则：共同基金成员国家：美国2022-12-310001163165美国-公认会计准则：共同基金成员国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：共同基金成员国家：美国2022-12-310001163165美国-公认会计准则：共同基金成员国家：美国2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-公认会计准则：共同基金成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：共同基金成员美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：共同基金成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：共同基金成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001163165国家：美国Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员国家：美国2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国2022-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国2022-12-310001163165国家：美国2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMemberCop:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustEquitySecuritiesMember2022-12-310001163165Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员Cop:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustEquitySecuritiesMember2022-12-310001163165国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMemberUs-gaap:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustMember2022-12-310001163165Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMemberUs-gaap:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMemberUs-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001163165Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2022-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员2022-12-310001163165Us-gaap:InsuranceContractRightsAndObligationsFairValueOptionMember2022-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember国家：美国2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesUsMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember国家：美国2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember国家：美国2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165Us-gaap:DefinedBenefitPlanEquitySecuritiesNonUsMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国美国-公认会计准则：股权基金成员2021-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：股权基金成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国美国-公认会计准则：股权基金成员2021-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：股权基金成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：股权基金成员2021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员美国-公认会计准则：股权基金成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：股权基金成员2021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：股权基金成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember2021-12-310001163165国家：美国US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember2021-12-310001163165国家：美国US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165US-GAAP：定义的BenefitPlanDebtSecurityMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-公认会计准则：共同基金成员国家：美国2021-12-310001163165美国-公认会计准则：共同基金成员国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：共同基金成员国家：美国2021-12-310001163165美国-公认会计准则：共同基金成员国家：美国2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-公认会计准则：共同基金成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：共同基金成员美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-公认会计准则：共同基金成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：共同基金成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001163165国家：美国Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国US-GAAP：DefinedBenefitPlanDeriativeMembers2021-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员US-GAAP：DefinedBenefitPlanDeriativeMembers2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国US-GAAP：DefinedBenefitPlanDeriativeMembers2021-12-310001163165国家：美国US-GAAP：DefinedBenefitPlanDeriativeMembers2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员US-GAAP：DefinedBenefitPlanDeriativeMembers2021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员US-GAAP：DefinedBenefitPlanDeriativeMembers2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员US-GAAP：DefinedBenefitPlanDeriativeMembers2021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员US-GAAP：DefinedBenefitPlanDeriativeMembers2021-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国2021-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国2021-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员国家：美国2021-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国2021-12-310001163165国家：美国美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国2021-12-310001163165国家：美国2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMemberCop:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustEquitySecuritiesMember2021-12-310001163165Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员Cop:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustEquitySecuritiesMember2021-12-310001163165国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMemberUs-gaap:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustMember2021-12-310001163165Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMemberUs-gaap:DefinedBenefitPlanCommonCollectiveTrustMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMemberUs-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001163165Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员Us-gaap:DefinedBenefitPlanCashAndCashEquivalentsMember2021-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165US-GAAP：DefinedBenefitPlanRealEState成员Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165国家：美国Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值输入级别1成员Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员美国-公认会计准则：公允价值输入级别2成员2021-12-310001163165美国-公认会计准则：公允价值投入级别3成员Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165Us-gaap:PortionAtOtherThanFairValueFairValueDisclosureMember美国-GAAP：外国计划成员2021-12-310001163165Us-gaap:InsuranceContractRightsAndObligationsFairValueOptionMember2021-12-310001163165美国-GAAP：员工服务成员2021-12-310001163165美国-GAAP：员工服务成员2020-12-310001163165美国-GAAP：员工服务成员2019-12-310001163165美国-GAAP：员工服务成员2022-01-012022-12-310001163165美国-GAAP：员工服务成员2021-01-012021-12-310001163165美国-GAAP：员工服务成员2020-01-012020-12-310001163165美国-GAAP：员工服务成员2022-12-310001163165Cop:ShortTermSupplementalUnemploymentBenefitsMember美国-GAAP：员工服务成员2022-12-310001163165国家：美国2022-01-012022-12-31COP：投资选项0001163165国家：美国Cop:DefinedContributionPlanCompanyRetirementContributionMember2022-01-012022-12-310001163165国家：美国2021-01-012021-12-310001163165国家：美国2020-01-012020-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员2022-01-012022-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员2021-01-012021-12-310001163165美国-GAAP：外国计划成员2020-01-012020-12-310001163165警察：二十四OmnibusStockAndPerformanceIncentivePlanOfConocoPhillipsMemberUs-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2022-01-012022-12-310001163165警察：二十四OmnibusStockAndPerformanceIncentivePlanOfConocoPhillipsMember2022-12-310001163165警察：二十四OmnibusStockAndPerformanceIncentivePlanOfConocoPhillipsMember国家：美国2022-12-310001163165COP：IncentiveStockOptionsMember警察：二十四OmnibusStockAndPerformanceIncentivePlanOfConocoPhillipsMember国家：美国2022-12-310001163165美国-公认会计准则：员工股票期权成员警察：二十四OmnibusStockAndPerformanceIncentivePlanOfConocoPhillipsMember2022-01-012022-12-310001163165美国-公认会计准则：员工股票期权成员警察：二十四OmnibusStockAndPerformanceIncentivePlanOfConocoPhillipsMember2021-01-012021-12-310001163165美国-公认会计准则：员工股票期权成员警察：二十四OmnibusStockAndPerformanceIncentivePlanOfConocoPhillipsMember2020-01-012020-12-310001163165COP：RSUStockSettledShareMember2021-12-310001163165COP：RSUStockSettledShareMember2022-01-012022-12-310001163165COP：RSUStockSettledShareMember2022-12-310001163165COP：RSUStockSettledShareMember2021-01-012021-12-310001163165COP：RSUStockSettledShareMember2020-01-012020-12-310001163165COP：RSUCashSettledMember2021-12-310001163165COP：RSUCashSettledMember2022-01-012022-12-310001163165COP：RSUCashSettledMember2022-12-310001163165COP：RSUCashSettledMember2021-01-012021-12-310001163165COP：RSUCashSettledMember2020-01-012020-12-310001163165COP：PSUStockSettledMember2021-12-310001163165COP：PSUStockSettledMember2022-01-012022-12-310001163165COP：PSUStockSettledMember2022-12-310001163165COP：PSUStockSettledMember2020-01-012020-12-310001163165COP：PSUStockSettledMember2021-01-012021-12-310001163165COP：PSUCashSettledProgram成员2021-12-310001163165COP：PSUCashSettledProgram成员2022-01-012022-12-310001163165COP：PSUCashSettledProgram成员2022-12-310001163165COP：PSUCashSettledProgram成员2021-01-012021-12-310001163165COP：PSUCashSettledProgram成员2020-01-012020-12-310001163165US-GAAP：部门停业运营成员美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2021-12-310001163165US-GAAP：部门停业运营成员美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2022-01-012022-12-310001163165US-GAAP：部门停业运营成员美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2022-12-310001163165US-GAAP：部门停业运营成员美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2021-01-012021-12-310001163165US-GAAP：部门停业运营成员美国-GAAP：受限股票单位RSU成员2020-01-012020-12-310001163165美国-GAAP：其他非当前资产成员2022-12-310001163165美国-GAAP：其他非当前资产成员2021-12-310001163165Cop:CertainJurisdictionsOutsideOfDomesticMember2022-12-310001163165缔约方会议：挪威税务管理局成员2022-04-012022-06-300001163165COP：DispostionCveCommonSharesMember2021-01-012021-12-310001163165缔约方会议：处置印尼实体成员2021-12-310001163165COP：AplngInvestmentMembers2021-01-012021-12-310001163165COP：澳大利亚西部成员2020-01-012020-12-310001163165COP：澳大利亚西部成员2020-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedNetInvestmentGainLossIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedNetInvestmentGainLossIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedNetInvestmentGainLossIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-01-012021-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedNetInvestmentGainLossIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-01-012021-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-01-012021-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedNetInvestmentGainLossIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2022-01-012022-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedNetInvestmentGainLossIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2022-01-012022-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2022-01-012022-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2022-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedNetInvestmentGainLossIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2022-12-310001163165Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2022-12-310001163165美国-GAAP：ShippingAndHandlingMember2022-01-012022-12-310001163165美国-GAAP：ShippingAndHandlingMember2021-01-012021-12-310001163165美国-GAAP：ShippingAndHandlingMember2020-01-012020-12-310001163165COP：LowerFortyEightSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310001163165COP：LowerFortyEightSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001163165COP：LowerFortyEightSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001163165COP：其他国际成员美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310001163165COP：其他国际成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001163165COP：其他国际成员美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001163165COP：Corporation和协调项目成员2022-01-012022-12-310001163165COP：Corporation和协调项目成员2021-01-012021-12-310001163165COP：Corporation和协调项目成员2020-01-012020-12-310001163165COP：物理气体合同成员2022-01-012022-12-310001163165COP：物理气体合同成员2021-01-012021-12-310001163165COP：物理气体合同成员2020-01-012020-12-310001163165缔约方会议：金融衍生品合同成员2022-01-012022-12-310001163165缔约方会议：金融衍生品合同成员2021-01-012021-12-310001163165缔约方会议：金融衍生品合同成员2020-01-012020-12-310001163165COP：LowerFortyEightSegmentMemberCOP：物理气体合同成员2022-01-012022-12-310001163165COP：LowerFortyEightSegmentMemberCOP：物理气体合同成员2021-01-012021-12-310001163165COP：LowerFortyEightSegmentMemberCOP：物理气体合同成员2020-01-012020-12-310001163165COP：加拿大分部成员COP：物理气体合同成员2022-01-012022-12-310001163165COP：加拿大分部成员COP：物理气体合同成员2021-01-012021-12-310001163165COP：加拿大分部成员COP：物理气体合同成员2020-01-012020-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMemberCOP：物理气体合同成员2022-01-012022-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMemberCOP：物理气体合同成员2021-01-012021-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMemberCOP：物理气体合同成员2020-01-012020-12-310001163165COP：CrudeOilProductLineMember2022-01-012022-12-310001163165COP：CrudeOilProductLineMember2021-01-012021-12-310001163165COP：CrudeOilProductLineMember2020-01-012020-12-310001163165COP：NaturalGasProductLineMember2022-01-012022-12-310001163165COP：NaturalGasProductLineMember2021-01-012021-12-310001163165COP：NaturalGasProductLineMember2020-01-012020-12-310001163165COP：其他产品成员2022-01-012022-12-310001163165COP：其他产品成员2021-01-012021-12-310001163165COP：其他产品成员2020-01-012020-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMember2022-01-012022-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMember2021-01-012021-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMemberUS-GAAP：部门间消除成员2022-01-012022-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMemberUS-GAAP：部门间消除成员2021-01-012021-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMemberUS-GAAP：部门间消除成员2020-01-012020-12-310001163165COP：LowerFortyEightMember2022-01-012022-12-310001163165COP：LowerFortyEightMember2020-01-012020-12-310001163165US-GAAP：部门间消除成员COP：LowerFortyEightMember2022-01-012022-12-310001163165US-GAAP：部门间消除成员COP：LowerFortyEightMember2021-01-012021-12-310001163165US-GAAP：部门间消除成员COP：LowerFortyEightMember2020-01-012020-12-310001163165COP：加拿大运营细分市场成员2022-01-012022-12-310001163165COP：加拿大运营细分市场成员2021-01-012021-12-310001163165COP：加拿大运营细分市场成员2020-01-012020-12-310001163165US-GAAP：部门间消除成员COP：加拿大运营细分市场成员2022-01-012022-12-310001163165US-GAAP：部门间消除成员COP：加拿大运营细分市场成员2021-01-012021-12-310001163165US-GAAP：部门间消除成员COP：加拿大运营细分市场成员2020-01-012020-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：加拿大运营细分市场成员2022-01-012022-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：加拿大运营细分市场成员2021-01-012021-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：加拿大运营细分市场成员2020-01-012020-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMember2021-01-012021-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMember2020-01-012020-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMemberUS-GAAP：部门间消除成员2022-01-012022-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMemberUS-GAAP：部门间消除成员2021-01-012021-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMemberUS-GAAP：部门间消除成员2020-01-012020-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-12-310001163165COP：AlaskaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-12-310001163165COP：LowerFortyEightMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-12-310001163165COP：LowerFortyEightMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-12-310001163165COP：LowerFortyEightMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：加拿大运营细分市场成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：加拿大运营细分市场成员2021-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：加拿大运营细分市场成员2020-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-12-310001163165Cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2022-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-12-310001163165COP：AsiaPacific OperatingSegmentMember美国公认会计准则：运营部门成员2020-12-310001163165COP：其他国际成员美国公认会计准则：运营部门成员2022-12-310001163165COP：其他国际成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-12-310001163165COP：其他国际成员美国公认会计准则：运营部门成员2020-12-310001163165COP：Corporation和协调项目成员2022-12-310001163165COP：Corporation和协调项目成员2021-12-310001163165COP：Corporation和协调项目成员2020-12-310001163165SRT：CrudeOilMember2022-01-012022-12-310001163165SRT：CrudeOilMember2021-01-012021-12-310001163165SRT：CrudeOilMember2020-01-012020-12-310001163165SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310001163165SRT：天然气储备成员2021-01-012021-12-310001163165SRT：天然气储备成员2020-01-012020-12-310001163165SRT：天然液化天然气储备成员2022-01-012022-12-310001163165SRT：天然液化天然气储备成员2021-01-012021-12-310001163165SRT：天然液化天然气储备成员2020-01-012020-12-310001163165COP：其他产品成员2022-01-012022-12-310001163165COP：其他产品成员2021-01-012021-12-310001163165COP：其他产品成员2020-01-012020-12-310001163165国家：美国2022-01-012022-12-310001163165国家：美国2021-01-012021-12-310001163165国家：美国2020-01-012020-12-310001163165国家：美国2022-12-310001163165国家：美国2021-12-310001163165国家：美国2020-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2022-01-012022-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2021-01-012021-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2020-01-012020-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2022-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2021-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2020-12-310001163165国家：加利福尼亚州2022-01-012022-12-310001163165国家：加利福尼亚州2021-01-012021-12-310001163165国家：加利福尼亚州2020-01-012020-12-310001163165国家：加利福尼亚州2022-12-310001163165国家：加利福尼亚州2021-12-310001163165国家：加利福尼亚州2020-12-310001163165国家：CN2022-01-012022-12-310001163165国家：CN2021-01-012021-12-310001163165国家：CN2020-01-012020-12-310001163165国家：CN2022-12-310001163165国家：CN2021-12-310001163165国家：CN2020-12-310001163165国家/地区：ID2022-01-012022-12-310001163165国家/地区：ID2021-01-012021-12-310001163165国家/地区：ID2020-01-012020-12-310001163165国家/地区：ID2022-12-310001163165国家/地区：ID2021-12-310001163165国家/地区：ID2020-12-310001163165国家：LY2022-01-012022-12-310001163165国家：LY2021-01-012021-12-310001163165国家：LY2020-01-012020-12-310001163165国家：LY2022-12-310001163165国家：LY2021-12-310001163165国家：LY2020-12-310001163165国家/地区：我的2022-01-012022-12-310001163165国家/地区：我的2021-01-012021-12-310001163165国家/地区：我的2020-01-012020-12-310001163165国家/地区：我的2022-12-310001163165国家/地区：我的2021-12-310001163165国家/地区：我的2020-12-310001163165国家/地区：否2022-01-012022-12-310001163165国家/地区：否2021-01-012021-12-310001163165国家/地区：否2020-01-012020-12-310001163165国家/地区：否2022-12-310001163165国家/地区：否2021-12-310001163165国家/地区：否2020-12-310001163165国家：GB2022-01-012022-12-310001163165国家：GB2021-01-012021-12-310001163165国家：GB2020-01-012020-12-310001163165国家：GB2022-12-310001163165国家：GB2021-12-310001163165国家：GB2020-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2022-01-012022-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2021-01-012021-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2020-01-012020-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2022-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2021-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2020-12-31 2022
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
(标记一)
| | | | | |
☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止12月31日, 2022
或
| | | | | |
☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
| 由_至_的过渡期 |
委托文件编号： 001-32395
康菲石油
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | |
特拉华州 | 01-0562944 |
| (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) |
埃尔德里奇大道北段925号, 休斯敦, TX77079
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号：281-293-1000
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | 交易符号 | 注册的每个交易所的名称 |
普通股，面值0.01美元 | 科普 | 纽约证券交易所 |
2029年到期的7%债券 | CUSIP-718507BK1 | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果登记人是《证券法》第405条规定的知名的经验丰富的发行人，则用复选标记勾选。☒ 是☐编号
如果不要求注册人根据法案第13条或第15（d）条提交报告，则勾选。是的 不是
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或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☐编号
通过勾选标记确认注册人是否在过去12个月内（或注册人需要提交此类文件的较短期限内）以电子方式提交了根据法规S-T（本章第232.405条）第405条要求提交的所有交互式数据文件。☒ 是☐编号
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
大型加速文件服务器 | ☒ | 加速文件管理器 | ☐ | 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提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。☐是☒不是
注册人的非关联公司在2022年6月30日，也就是注册人最近完成的第二财季的最后一个工作日，根据当天89.81美元的收盘价，持有的普通股总市值为$114.21000亿美元。
注册人有1,218,776,4942023年1月31日发行的普通股。
通过引用并入的文件：
将于2023年5月16日举行的股东周年大会的委托书部分(第三部分)
目录表
| | | | | | | | |
| | 页面 |
| 常用缩略语 | 1 |
| | |
| 项目 | | |
| 第一部分 | |
| | |
1和2。 | 企业和物业 | 2 |
| 公司结构 | 2 |
| 细分市场和地理信息 | 2 |
| 阿拉斯加州 | 4 |
| 下部48 | 6 |
| 加拿大 | 7 |
| 欧洲、中东和北非 | 8 |
| 亚太地区 | 11 |
| 其他国际组织 | 13 |
| 其他 | 14 |
| 交付承诺 | 15 |
| 竞争 | 15 |
| 人力资本管理 | 16 |
| 一般信息 | 19 |
1A. | 风险因素 | 20 |
1B. | 未解决的员工意见 | 28 |
3. | 法律诉讼 | 28 |
4. | 煤矿安全信息披露 | 28 |
| 关于我们的执行官员的信息 | 28 |
| | |
| 第II部 | |
| | |
5. | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 30 |
6. | [已保留] | |
7. | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 32 |
| | |
7A. | 关于市场风险的定量和定性披露 | 65 |
8. | 财务报表和补充数据 | 68 |
9. | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 160 |
9A. | 控制和程序 | 160 |
9B. | 其他信息 | 160 |
9C. | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 160 |
| | |
| 第三部分 | |
| | |
10. | 董事、高管与公司治理 | 161 |
11. | 高管薪酬 | 161 |
12. | 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 | 161 |
13. | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 161 |
14. | 首席会计费及服务 | 161 |
| | |
| 第IV部 | |
| | |
15. | 展示、财务报表明细表 | 162 |
| 签名 | 168 |
常用缩略语
本报告中可能会常用以下特定行业、会计和其他术语和缩写。
| | | | | | | | | | | |
| 货币 | | 会计核算 | |
| 美元或美元 | 美元 | 阿罗 | 资产报废债务 |
| 计算机辅助设计 | 加元 | ASC | 会计准则代码化 |
| 欧元 | 欧元 | ASU | 会计准则更新 |
| 英镑 | 英镑 | 副署长及助理署长 | 折旧、损耗和 |
| | | 摊销 |
| 计量单位 | | FASB | 财务会计准则 |
| Bbl | 枪管 | | 冲浪板 |
| Bcf | 十亿立方英尺 | 先进先出 | 先进先出 |
| 教委会 | 桶油当量 | G&A | 一般和行政 |
| Mbd | 每天数千桶 | 公认会计原则 | 公认会计 |
| 麦克夫 | 千立方英尺 | | 原则 |
| MBOD | 每天上千桶石油 | 后进先出 | 后进先出 |
| Mm | 百万 | NPNS | 正常采购正常销售 |
| Mmboe | 百万桶油当量 | PP&E | 物业、厂房及设备 |
| MMBOD | 每天百万桶石油 | VIE | 可变利息实体 |
| Mboed | 数以千计的石油 | | |
| 每日当量 | | |
| MMBOED | 数百万桶石油 | 杂类 | |
| 每日当量 | 天意 | 多样性、公平和包容性 |
| MMBtu | 百万英热单位 | 环境保护局 | 环境保护局 |
| MMcfd | 百万立方英尺/天 | ESG | 环境、社会和治理 |
| | 欧盟 | 欧盟 |
| 行业 | | FERC | 联邦能源监管机构 |
| 博莱姆 | 土地管理局 | | 选委会 |
| 煤层气 | 煤层气 | 温室气体 | 温室气体 |
| E&P | 勘探和生产 | HSE | 健康、安全和环境 |
| 二氧化碳捕获 | 碳捕获和封存 | 国际商会 | 国际商会 |
| 进料 | 前端工程和设计 | ICSID | 世界银行的国际 |
| FPS | 浮式生产方式 | | 结算中心 |
| 浮式生产储油船 | 浮式生产、储存和 | | 投资纠纷 |
| 分流 | 美国国税局 | 美国国税局 |
| G&G | 地质和地球物理 | 场外交易 | 非处方药 |
| JOA | 联合经营协议 | 纽交所 | 纽约证券交易所 |
| 液化天然气 | 液化天然气 | 美国证券交易委员会 | 美国证券交易委员会 |
| NGL | 天然气液体 | | 选委会 |
| 欧佩克 | 石油组织 | TSR | 股东总回报 |
| 出口国 | 英国 | 英国 |
| PSC | 生产分成合同 | 美国 | 美利坚合众国 |
| 布丁 | 已探明未开发储量 | VROC | 现金的可变收益 |
| SAGD | 蒸汽辅助重力排水 | | |
| WCS | 加拿大西部精选 | | |
| WTI | 西德克萨斯中质油 | | |
第一部分
除另有说明外，本报告中使用的“本公司”、“本公司”和“康菲石油”均指康菲石油及其合并子公司的业务。第1项和第2项--商业和物业--包含前瞻性陈述，包括但不限于与我们的计划、战略、目标、预期和意图有关的陈述，这些陈述是根据1995年私人证券诉讼改革法的“安全港”条款作出的。这句话“预期”、“相信”、“预算”、“继续”、“可能”、“努力”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“目标”、“展望”、“计划”、“潜力”、“预测”、“预测”、“寻求”、“应该”、“目标”，“Will，”“Will”类似的表述可以识别前瞻性陈述。该公司不承诺更新、修改或更正任何前瞻性信息，除非联邦证券法要求这样做。读者请注意，此类前瞻性陈述应与公司披露的信息一起阅读，标题为“风险因素”，从第页开始。20和“为1995年私人证券诉讼改革法的‘安全港’条款的目的的警示声明”，从第页开始 63.
项目1和2.业务和物业
公司结构
康菲石油是一家独立的E&P公司，总部位于德克萨斯州休斯敦，业务和活动遍及13个国家。我们多样化、低成本的供应组合包括北美资源丰富的非常规业务；北美、欧洲、非洲和亚洲的常规资产；液化天然气开发；加拿大的油砂资产；以及全球勘探前景清单。截至2022年12月31日，我们在全球拥有约9,500名员工，总资产约为940亿美元。该年度公司总产量为1738 MBOED。
2001年，康菲石油在特拉华州注册成立，当时康菲石油公司与菲利普斯石油公司合并在即。康菲石油和菲利普斯的合并于2002年8月30日完成。2012年4月，康菲石油完成了下游业务的分离，成立了一家独立的上市能源公司Phillips 66。
细分市场和地理信息
我们通过按地理区域定义的六个运营部门来管理我们的业务：阿拉斯加；Low 48；加拿大；欧洲、中东和北非；亚太地区；以及其他国际。对于运营区段和地理信息，见附注24.
我们在全球范围内勘探、生产、运输和销售原油、沥青、天然气、液化天然气和天然气。截至2022年12月31日，我们的业务在美国、挪威、加拿大、澳大利亚、马来西亚、利比亚、中国和卡塔尔投产。
下面列出的信息显示在“补充数据--石油和天然气业务”在合并财务报表附注之后的披露，并通过引用并入本文：
•已探明的全球原油、天然气、天然气和沥青储量。
•原油、天然气、天然气和沥青的净产量。
•原油、天然气、天然气和沥青的平均销售价格。
•每个京东方的平均生产成本。
•已完成净油井、进行中油井和生产油井。
•已开发和未开发的面积。
下表是已探明储量信息的摘要“补充数据--石油和天然气业务”合并财务报表附注后的披露。我们已探明储量的大约84%位于属于经济合作与发展组织的国家。天然气储量按6：1的比例转换为京东方：6MCF天然气转换为一京东方。见管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析讨论有助于加深对以下储备金汇总表的理解的因素。
| | | | | | | | | | | |
| 数百万桶油当量。 |
| 截至12月31日的净探明储量 | 2022 | 2021 | 2020 |
| 原油 | | | |
| 整合运营 | 2,975 | | 2,964 | | 2,051 | |
| 股权关联公司 | 93 | | 63 | | 68 | |
| 原油总量 | 3,068 | | 3,027 | | 2,119 | |
| | | |
| 天然气液体 | | | |
| 整合运营 | 845 | | 644 | | 340 | |
| 股权关联公司 | 50 | | 33 | | 36 | |
| 天然气液体总量 | 895 | | 677 | | 376 | |
| | | |
| 天然气 | | | |
| 整合运营 | 1,461 | | 1,523 | | 1,011 | |
| 股权关联公司 | 959 | | 617 | | 621 | |
| 天然气总量 | 2,420 | | 2,140 | | 1,632 | |
| | | |
| 沥青 | | | |
| 整合运营 | 216 | | 257 | | 332 | |
| 总沥青 | 216 | | 257 | | 332 | |
| | | |
| 合并后的运营总额 | 5,497 | | 5,388 | | 3,734 | |
| 合计股权附属公司 | 1,102 | | 713 | | 725 | |
| 合计公司 | 6,599 | | 6,101 | | 4,459 | |
阿拉斯加州
阿拉斯加分公司主要勘探、生产、运输和销售原油、天然气和天然气。我们是阿拉斯加最大的原油生产商，并拥有位于阿拉斯加北坡的两个北美最大油田的主要所有权权益：普拉德霍湾和库帕鲁克。除了在西北坡的几个油田外，我们还经营Kuparuk，我们在这些油田中拥有100%的权益。此外，我们是阿拉斯加最大的州、联邦和收费勘探租约所有者之一，截至2022年底，我们拥有约120万英亩未开发净地。阿拉斯加业务贡献了我们综合液体产量的16%和综合天然气产量的2%。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2022 |
| 利息 | | 运算符 | | 原油
Mbd | NGL
Mbd | 天然气
MMcfd | 总计
Mboed |
| 日均净生产量 | | | | | | | | |
| 大普拉德霍区 | 36.1 | % | | 希尔科普 | | 67 | | 17 | | 32 | | 90 | |
| 大库帕鲁克地区 | 89.2-94.7 | | 康菲石油 | | 66 | | — | | 1 | | 66 | |
| 西北坡 | 100.0 | | 康菲石油 | | 44 | | — | | 1 | | 44 | |
| 总计阿拉斯加 | | | | | 177 | | 17 | | 34 | | 200 | |
大普拉德霍区
大普拉德霍区包括普拉德霍湾单位，该单位由普拉德霍湾油田和五个卫星油田以及大角麦金太尔油田组成。普拉德霍湾是北美最大的常规油田，是大规模注水和强化采油作业的所在地，由大型天然气和水处理作业提供支持。普拉德霍湾西部的卫星油田是奥罗拉、北极星、北极星、午夜太阳和猎户座，而麦金太尔角、尼亚库克、乌鸦、利斯本和北普拉德霍湾州立油田是大角麦金太尔地区的一部分。油田设施包括七个生产设施、两个天然气厂、两个海水厂和一个中央发电站。2022年的活动包括全年的旋转和盘管钻探。
大库帕鲁克地区
我们经营大库帕鲁克地区，其中包括库帕鲁克河单元，该单元由库帕鲁克油田和四个卫星油田组成：塔恩、塔巴斯科、梅尔特沃特和西萨克。库帕鲁克位于普拉德霍湾球场以西40英里处。油田设施包括三个分离石油、天然气和水的中央生产设施，以及一个海水处理厂。Kuparuk的开发钻井包括旋转钻井和利用连续油管钻井的现有井眼的水平多分支钻井。
西北坡
在西北坡，我们经营科尔维尔河单位和大穆斯牙齿单位。
科尔维尔河单位包括阿尔卑斯山油田和三个卫星油田：纳努克、海湾和卡尼克，它们位于库帕鲁克油田以西约34英里处。油田设施包括一个分离石油、天然气和水的中央生产设施。2022年5月，西库帕鲁克湾实现首产。
大穆斯牙齿单位是第一个完全在阿拉斯加国家石油储备(NPR-A)内建立的单位。2017年，我们开始了两个阶段的建设：大磨牙1号(GMT1)和大磨牙2号(GMT2)。GMT1于2018年实现首油，2019年完成钻井。GMT2的第一批石油是在2021年底实现的。
2022年西北坡的活动包括全年的旋转和大位移钻探。
探索
2020年结束的NPR-A熊牙单元柳树发现鉴定活动。最终的补充环境影响声明于2023年2月1日发布，并于2023年2月3日发表在《联邦纪事报》上，随后的决定记录不会早于30天。
我们在整个2022年继续评估纳瓦尔的趋势，购买了更多的地震数据，并钻探了第二口注水井，以便进行完全支持的生产测试。我们正在计划在现有阿尔卑斯山CD4基础设施的基础上开发未来的NarWhal，以帮助为未来CD8 Pad的设计和优化提供信息。
我们计划于2023年初在库帕鲁克河单元以南30英里、科尔维尔河以东的州土地上钻探Bear-1探井。这口井将测试布鲁克林式的顶级游戏。
2021年底，库帕鲁克河单元的郊狼布鲁克顶层勘探前景在现有井筒的近乎垂直的侧钻中进行了测试。该井于2022年初进行了压裂模拟和测试。我们计划在2023年进行进一步的评估钻探。
交通运输
我们通过一条800英里长的管道将北坡生产的石油液体运输到阿拉斯加的瓦尔迪兹，这条管道是跨阿拉斯加管道系统(TAP)的一部分。我们拥有水龙头29.5%的所有权权益，我们还拥有北坡阿尔卑斯山、库帕鲁克和奥利克托克管道的所有权权益并进行运营。
我们的全资子公司Polar Tankers，Inc.管理着我们北坡生产的海上运输，使用五艘公司拥有的双壳油轮，并根据需要租用第三方船只。这些油轮从阿拉斯加州的瓦尔迪兹向美国西海岸的炼油厂输送石油。
下部48
Low 48细分市场由位于美国48个相邻州和墨西哥湾的业务组成，其投资组合主要包括低供应成本、短周期时间、资源丰富的非常规业务和商业运营。根据2022年的产量，低48区是该公司最大的细分市场，贡献了我们综合液体产量的64%和综合天然气产量的72%。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 |
| 原油
Mbd | NGL
Mbd | 天然气
MMcfd | 总计
Mboed |
| 日均净生产量 | | | | |
| 特拉华州盆地 | 258 | | 114 | | 752 | | 498 | |
| 鹰福特 | 117 | | 58 | | 271 | | 220 | |
| 米德兰盆地 | 91 | | 31 | | 196 | | 155 | |
| 巴肯 | 59 | | 15 | | 127 | | 95 | |
| 其他* | 9 | | 3 | | 56 | | 21 | |
| 共计48 | 534 | | 221 | | 1,402 | | 989 | |
| *其他还包括2022年剥离的精选非核心资产。 |
截至2022年12月31日，我们在Low 48区拥有净1030万英亩的陆上非常规和常规种植面积，其中大部分由生产持有或由公司拥有。我们在以下领域持有大量非常规资产：
•特拉华盆地净占地659,000英亩，位于德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部。
•位于德克萨斯州南部的鹰福特酒店，占地199,000英亩。
•位于得克萨斯州西部的米德兰盆地，净占地251,000英亩。
•位于北达科他州和蒙大拿州东部的巴肯地区净占地56万英亩。
我们2022年的大部分生产活动都集中在继续开发陆上资产上，重点放在供应成本较低的地区，特别是在不断增长的非常规业务方面。2022年的主要工作重点包括以下几个方面：
•特拉华州盆地-2022年期间，我们平均操作了10个钻井平台和3个压裂人员，共钻出186口作业井，153口作业井上线。我们还参与了伙伴运营的油井。与2021年相比，2022年的产量有所增加，主要与我们收购壳牌二叠纪有关，平均分别为498个MBOED和286个MBOED。
•鹰福特-2022年期间，我们平均运营了6个钻井平台和3个压裂人员，共钻出125口作业井，153口作业井上线。与2021年相比，2022年产量有所增加，平均分别为220 MBOED和211 MBOED。
•米德兰盆地-在2022年期间，我们平均操作了5个钻井平台和2个压裂人员，共钻井99口，上线111口运行井。与2021年相比，2022年产量有所增加，平均分别为155 MBOED和136 MBOED。
•巴肯-在2022年期间，我们平均操作了两个钻井平台和一个压裂人员，导致33口操作井被钻井，43口操作井上线。我们还参与了伙伴运营的油井。与2021年相比，2022年产量有所增加，平均分别为95MBOED和94MBOED。
收购和处置
在整个2022年，我们完成了某些非核心资产的出售，执行了多个面积互换，并完成了一项收购，收购了鹰福特的核心面积。见附注3.
设施
我们在德克萨斯州和新墨西哥州经营和拥有不同利益的集中式凝析油处理设施，以支持我们的Eagle Ford，Delaware和Midland资产。
加拿大
我们在加拿大的业务包括阿尔伯塔省的Surmont油砂开发和不列颠哥伦比亚省富含液体的蒙特尼非常规业务和商业业务。2022年，加拿大业务占我们综合液体产量的6%，占我们综合天然气产量的3%。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2022 |
| 利息 | | 运算符 | | 原油
Mbd | NGL
Mbd | 天然气
MMcfd | 沥青
Mbd | 总计
Mboed |
| 日均净生产量 | | | | | | | | | |
| 苏尔蒙特 | 50.0 | % | | 康菲石油 | | — | | — | | — | | 66 | | 66 | |
| 蒙尼 | 100.0 | | 康菲石油 | | 6 | | 3 | | 61 | | — | | 19 | |
| 加拿大总和 | | | | | 6 | | 3 | | 61 | | 66 | | 85 | |
苏尔蒙特
我们在加拿大的沥青资源是通过一种名为SAGD的增强型热油回收方法生产的，这种方法将蒸汽注入储油层，有效地液化重沥青，将其回收并泵送到地面进行进一步处理。运营包括两个中央处理设施，用于处理和混合沥青。截至2022年12月31日，我们在艾伯塔省东北部的阿萨巴斯卡地区持有约600,000英亩的净土地。
Surmont油砂租约位于艾伯塔省麦克默里堡以南约35英里处。Surmont是与Total Energy SE各持一半股份的合资企业，提供长期、持续的生产。我们专注于保持设施满载，从结构上降低成本，降低温室气体排放强度，并优化资产绩效。
2022年，我们开始在该资产的下一个垫层(Pad 267)上施工，其中包括钻探24对油井。预计2024年初将在Pad 267上首次投产。
2021年，我们开始在艾伯塔省建造的稀释剂回收装置加工部分Surmont的混合沥青，通过为我们的重质原油提供更多的市场准入，释放了资产的额外价值。2019年，Surmont通过中央处理设施2将凝析油用于沥青混合；使该资产能够降低混合比和稀释剂供应成本，保护免受合成原油供应中断的影响，并获得销售产品的选择权。替代混合项目于2021年在中央处理设施1完成。全Surmont Heavy Dilbit(凝析油沥青混合)于2021年第四季度在两个设施首次生产。
蒙尼
蒙特尼位于不列颠哥伦比亚省东北部，是一个非常规的资源游戏。截至2022年12月31日，我们在蒙特尼山富含液体的地段拥有约300,000英亩土地，100%拥有作业权益。
2022年，开发活动包括钻探17口水平井，并使12口井上线。此外，我们正在开发更多的衬垫，同时建设我们的加工设施二期工程，计划于2023年第三季度投产。
探索
我们的主要勘探重点是评估蒙特尼的种植面积。2023年，蒙特尼地区的评估钻探和完井活动将继续勘探该地区的资源潜力。
欧洲、中东和北非
欧洲、中东和北非业务主要位于北海的挪威区；挪威海；卡塔尔；利比亚；以及英国的商业和终端业务。2022年，欧洲、中东和北非的业务占我们综合液体产量的9%，占我们综合天然气产量的17%。
挪威
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2022 |
| 利息 | | 运算符 | | 原油
Mbd | NGL
Mbd | 天然气
MMcfd | 总计
Mboed |
| 日均净生产量 | | | | | | | | |
| 大Ekofisk地区 | 30.7-35.1% | | 康菲石油 | | 43 | | 2 | | 37 | | 51 | |
| 海德龙 | 24.0 | | | Equinor | | 11 | | — | | 42 | | 19 | |
| 阿斯塔·汉斯汀 | 10.0 | | | Equinor | | — | | — | | 84 | | 14 | |
| 巨魔 | 1.6 | | | Equinor | | 1 | | — | | 62 | | 12 | |
| 维桑德 | 9.1 | | | Equinor | | 2 | | 1 | | 50 | | 11 | |
| 阿尔夫海姆 | 20.0 | | | Aker BP | | 8 | | — | | 14 | | 10 | |
| 其他 | 五花八门 | | Equinor | | 6 | | — | | 17 | | 8 | |
| 总挪威 | | | | | 71 | | 3 | | 306 | | 125 | |
Greater Ekofisk地区位于北海挪威斯塔万格近海约200英里处，由四个生产油田组成：Ekofisk、Eldfak、Embla和Tor。原油出口到我们在英国蒂赛德运营的码头，天然气出口到德国埃姆登。Ekofisk和Eldfak油田由几个生产平台和设施组成，未来几年将继续进行开发钻探。目前在Greater Ekofisk地区有两个开发项目，Tommeliten A和Eldfak North。这些海底开发项目将分别与Ekofisk和Eldfak捆绑在一起，预计2024年将首次投产。此外，2022年，我们在Greater Ekofisk地区的生产许可证获得了20年的延期，至2048年。
海德伦油田位于挪威海。生产的原油储存在浮动存储单元中，并通过穿梭油轮出口。大部分天然气通过挪威的天然气处理终端输送到欧洲，如果需要，还有一些重新注入以提供压力支持。部分天然气还被运输作为挪威一家甲醇厂的原料，我们在该厂拥有18%的权益。
Aasta Hansteen是一个位于挪威海的气田和凝析气田。生产的凝析油被装载到穿梭油轮上，并运往市场。天然气通过PolarLED天然气管道运输到Nyhamna陆上加工厂进行最终加工，然后出口到市场。
巨浪场位于北海北部，由巨浪A、B和C三个平台组成。来自巨人A的天然气被输送到挪威的科尔斯内斯。来自浮动平台Troll B和Troll C的原油被运往挪威蒙斯塔德储存和出口。
Visund是一个位于北海的油气田，由一个浮动钻井、生产和加工单元以及海底设施组成。原油通过管道运输到附近的第三方油田进行储存，并通过油轮出口。天然气通过加斯莱德运输系统被运送到挪威科尔斯内斯的一家天然气加工厂。
阿尔夫海姆油田位于北海北部，靠近英国的边界，由一艘浮式生产储油船和海底设施组成。生产的原油通过穿梭油轮出口，天然气通过SAGE管道运输到苏格兰圣弗格斯的苏格兰地区天然气疏散(SAGE)终端。科布拉东盖科(Kobra East Gekko)项目是Alvheim FPSO的一个新的海底连接项目，目前正在开发中，预计2024年将首次投产。
我们还在北海挪威地区的另外两个油田拥有不同的所有权权益。
探索
2022年，我们开展了四口井勘探评价活动，包括Slagugle评价井和Peder、Bounty、Lamba勘探。此外，在2022年，我们还参与了奥赛罗合作伙伴运营的探井。没有一口勘探井被商业发现碳氢化合物，所有的井都被永久封堵和废弃。Sagugle是一项我们正在继续评估的发现。2022年，我们获得了PL1146、PL1163和PL1166三个新的勘探许可证，并执行了进入许可证PL1099的交易。
交通运输
我们拥有诺派克石油管道系统35.1%的权益，这是一条220英里长的管道，将原油从埃科菲斯克输送到位于英国蒂赛德的原油稳定和NGL加工设施。
设施
我们在英国蒂赛德经营原油稳定和NGL加工设施，并拥有40.25%的所有权权益，以支持我们在挪威的业务。
卡塔尔
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2022 |
| 利息 | | 运算符 | | 原油
Mbd | NGL
Mbd | 天然气
MMcfd | 总计
Mboed |
| 日均净生产量 | | | | | | | | |
| QG3 | 30.0 | % | | 卡塔尔天然气营运有限公司 | | 13 | | 8 | | 374 | | 83 | |
QG3是卡塔尔能源(68.5%)、康菲石油(30%)和三井株式会社(1.5%)共同拥有的综合开发项目。QG3包括上游天然气生产设施，这些设施在25年的使用寿命内每天从卡塔尔北部气田生产约14亿总立方英尺的天然气，此外还有一个每年780万总吨的液化天然气设施。液化天然气用租用的液化天然气运输船运输，运往全球销售。
Qg3将陆上和离岸资产的开发作为与卡塔尔能源公司和壳牌公司的合资企业卡塔尔天然气4号(Qg4)的单一综合开发。这包括联合开发位于北气田一个共同海上区块的海上设施，以及为Qg3和Qg4合资企业建造两个相同的液化天然气工艺列车和相关的气体处理设施。液化天然气列车和相关设施的生产是合并和共享的。
2022年期间，我们与卡塔尔能源公司成立了两家新的合资企业，分别获得了25%的权益，这两家合资企业将参与北气田东部(NFE)和北气田南部(NFS)液化天然气项目。NFE合资企业(QG8)的组建已于2022年12月完成，我们预计NFS合资企业(QG12)的组建将于2023年初完成。见附注3和附注4。
利比亚
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2022 |
| 利息 | | 运算符 | | 原油
Mbd | NGL
Mbd | 天然气
MMcfd | 总计
Mboed |
| 日均净生产量 | | | | | | | | |
| 娃哈特许权 | 20.4 | % | | 娃哈石油公司 | | 36 | | — | | 22 | | 40 | |
Waha特许权包括多个勘探和生产活动特许权，涵盖苏尔特盆地近1300万英亩的陆上总面积。2022年，我们从埃斯西德尔码头有26次简陋的升降机。
2022年11月，康菲石油和TotalEnergy完成了对赫斯利比亚娃哈有限公司的联合收购，这使我们在娃哈特许权中的权益增加了4.1个百分点至20.4个百分点。
亚太地区
亚太地区在马来西亚、澳大利亚、中国有勘探和生产业务，在中国、新加坡和日本有商业业务。2022年，亚太地区的业务贡献了我们综合液体产量的5%和综合天然气产量的6%。
澳大利亚 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2022 |
| 利息 | | 运算符 | | 原油
Mbd | NGL
Mbd | 天然气
MMcfd | 总计
Mboed |
| 日均净生产量 | | | | | | | | |
| 澳大利亚太平洋液化天然气 | 47.5 | % | | 康菲石油/本源能源 | | — | | — | | 817 | | 136 | |
澳大利亚太平洋液化天然气有限公司是我们与Origin Energy Limited和中国石化公司(中石化)的合资企业，专注于从澳大利亚昆士兰州的鲍文和苏拉特盆地生产煤层气，以供应国内天然气市场，并将煤层气转化为液化天然气出口。Origin运营APLNG的上游生产和管道系统，我们运营位于昆士兰州格拉德斯通附近柯蒂斯岛的下游LNG设施，以及LNG出口销售业务。
我们运营着两列每年全额认购的450万吨液化天然气列车。预计最终将有大约3500口净油井供应液化天然气销售合同和国内天然气市场。这些油井由收集系统、中央天然气处理和压缩站、水处理设施和一条连接气田和液化天然气设施的出口管道提供支持。根据为期20年的销售协议，这些液化天然气将出售给中石化，每年生产760万公吨液化天然气；根据一项为期20年的销售协议，总部位于日本的关西电力公司将每年生产大约100万公吨液化天然气。
2022年2月，我们完成从Origin Energy手中收购APLNG额外10%的权益，使我们的持股比例增至47.5%，Origin和中石化分别持有27.5%和25%的权益。
有关其他信息，请参阅见附注4和注10.
探索
2019年，我们与3D Oil达成协议，收购位于澳大利亚奥特韦盆地的海上勘探许可证(T/49P)75%的权益和运营权。2020年6月，我们获得了额外5%的权益，使我们的权益增加到80%。2021年10月完成了三维地震勘探采集，目前正在为未来的勘探钻探机会对这些数据进行评估。
2022年10月，我们与3D Oil签署了一项联合运营协议，获得澳大利亚Otway盆地勘探许可证(VIC/P79)80%的权益。这笔交易正在等待监管部门的最终批准，预计将在2023年上半年获得批准。现有的地震数据目前正在重新处理，并将为未来的勘探钻探机会进行评估。
印度尼西亚 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2022 |
| 利息 | | 运算符 | | 原油
Mbd | NGL
Mbd | 天然气
MMcfd | 总计
Mboed |
| 日均净生产量 | | | | | | | | |
| 南苏门答腊岛 | 54.0 | % | | 康菲石油 | | — | | — | | 48 | | 8 | |
2022年3月，我们完成了对子公司的出售，该子公司间接持有公司在印度尼西亚走廊区块PSC的54%权益和复兴管道公司35%的股权。见注3。
中国 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2022 |
| 利息 | | 运算符 | | 原油
Mbd | NGL
Mbd | 天然气
MMcfd | 总计
Mboed |
| 日均净生产量 | | | | | | | | |
| 蓬莱 | 49.0 | % | | 中国海洋石油 | | 30 | | — | | — | | 30 | |
蓬莱
2022年，中国海洋石油总公司(中国海洋石油)和康菲石油批准调整我们的渤海PSC生产许可证，使所有三个蓬莱油田许可证都将于2039年到期。
蓬莱19-3、19-9和25-6油田位于渤海湾11/05区块，目前正在分阶段开发。
三期包括三个新的井口平台和一个中央处理平台。第三期的第一批生产于2018年实现。该项目可能包括多达186口油井，截至2022年12月，其中157口油井已经完工并上线。
4A期包括一个新的井口平台，并于2020年实现第一次投产。该项目可能包括多达62口新油井，截至2022年12月，其中33口已经完工并上线。
相位 4B 是 目前 在……下面 施工 和 组成 的 二 新的 井口 站台。 这 项目 可能 包括 向上 至 新增油井160口。
马来西亚
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 2022 |
| 利息 | | 运算符 | | 原油
Mbd | NGL
Mbd | 天然气
MMcfd | 总计
Mboed |
| 日均净生产量 | | | | | | | | |
| Gumusut | 29.5 | % | | 壳 | | 14 | | — | | — | | 14 | |
| 马利凯 | 35.0 | | | 壳 | | 13 | | — | | — | | 13 | |
| 凯巴巴根(KBB) | 30.0 | | | KPOC | | 1 | | — | | 65 | | 12 | |
| Siakap North-Petai | 21.0 | | | PTTEP | | 3 | | — | | 1 | | 3 | |
| 马来西亚总和 | | | | | 31 | | — | | 66 | | 42 | |
我们在马来西亚约270万英亩的净地上开展了不同阶段的勘探、开发和生产活动，并在六个PSC中拥有业务权益。其中四个PSC位于马来西亚东部沙巴州附近水域：G区块、J区块和SB405区块，KBBC区块是我们不运营的区块，SB405区块是2021年收购的运营勘探区块。我们还在马来西亚东部沙捞越州附近海域运营另外两个勘探区块--WL4-00区块和SK304区块。
J座
Gumusut
我们目前在单元化的Gumusut油田拥有29.5%的工作权益。Gumusut第三阶段第一次石油是在2022年实现的。与Gumusut 4期相关的开发钻探计划于2024年初开始，预计2024年底开始开采第一批石油。Gumusut 4期是一个四口井项目，目标是横跨马来西亚和文莱水域的统一Gumusut油田的文莱面积。
KBBC
KBBC PSC授予我们在KBB、Kamunsu East和Kamunsu East Upt Canyon天然气田和凝析气田30%的工作权益。
KBB
2019年期间，KBB连接到附近的第三方浮动液化天然气船，该船提供了更大的天然气提取能力。自2020年1月以来，该气田的产量一直在减少，原因是一条将天然气产量从KBB输送到其一个市场的第三方管道破裂。第三方运营商继续推进管道修复工作。
G座
马利凯
我们在Malikai拥有35%的工作权益。马利凯二期开发第一批石油于2021年2月实现。
Siakap North-Petai
我们在合并后的Siakap North-Petai(SNP)油田拥有21%的工作权益。SNP第二期的第一批石油于2021年11月实现。
探索
2017年，我们获得了WL4-00区块的经营权和50%的开采权益，其中包括现有的Salam-1石油发现，占地60万英亩。2018年和2019年，我们钻了勘探井和评估井，在萨拉姆和贝纳姆油田发现了正在评估的石油发现。2022年，我们又钻了两口评价井和一口探井，对发现的石油进行了评价。Gagau-1探井发现了次商业天然气，并被列为干井。从油井结果中获得的信息将有助于优化未来的开发计划。
我们在这片土地上采集了三维地震，并于2019年完成了对这些数据的处理。SK304是我们继续评估的一个区块。
2021年，我们获得了SB405区块的经营权和85%的开采权益，该区块位于马来西亚近海的沙巴州海岸外，占地140万英亩。2022年获得了一项三维地震调查，对这一数据的处理和评估将持续到2023年。
其他国际组织
另一个国际部分包括在哥伦比亚的利益以及与其他国家以前业务有关的或有事项。
哥伦比亚
我们在中马格达莱纳盆地VMM-3区块拥有80%的运营权益，占地约67,000英亩。此外，我们在VMM-2区块拥有80%的作业权益，该区块占地约58,000英亩，毗邻VMM-3区块。由于缺乏明确的环境许可程序，这些区块目前处于不可抗力状态。
委内瑞拉
为了讨论我们在委内瑞拉的应急情况，见附注11.
其他
营销活动
我们的商业机构管理着我们在全球的大宗商品组合，主要包括天然气、原油、沥青、天然气和液化天然气。营销活动通过设在美国、加拿大、欧洲和亚洲的办事处进行。在营销我们的产品时，我们试图将流程中断降至最低，将实现价格最大化，并管理信用风险敞口。商品销售一般按销售时的现行市场价格进行。我们还购买和销售第三方商品数量，以更好地定位公司，在充分利用运输和储存能力的同时满足客户需求。
天然气
我们生产的天然气以及第三方购买的天然气主要销往美国、加拿大和欧洲。我们的天然气销售给不同的客户组合，包括当地的分销公司；天然气和电力公用事业公司；大型工业公司；独立、综合或国有的石油和天然气公司；以及营销公司。为了减少我们的市场敞口和信用风险，我们还通过稳固和可中断的运输协议将天然气运输到主要市场枢纽。
原油、沥青和天然气液体
我们的原油、沥青和NGL收入来自美国、加拿大、亚洲、非洲和欧洲的生产。这些商品主要根据合同销售，价格以市场指数为基础，并根据地点、质量和运输进行调整。
液化天然气
液化天然气营销工作的重点是位于澳大利亚和卡塔尔的股权液化天然气生产设施。液化天然气主要以长期合同形式销售，价格以市场指数为基础。于2022年，我们与Sempra实体就亚瑟港液化天然气(PALNG)设施签订了多项协议，包括一份为期20年的买卖协议，在PALNG设施一期启动时每年开采500万吨液化天然气。此外，我们还将收购PALNG一期30%的股权。PALNG的开发取决于完成所需的商业协议和解决一些风险和不确定因素、获得融资和达成最终投资决定等因素。此外，我们还确保了位于布伦斯伯特尔的德国液化天然气终端的再气化能力，该终端将提供进入德国天然气市场的机会。
能源合作伙伴关系
海上油井围堵公司(MWCC)
我们是MWCC的创始成员之一，这是一个成立于2010年的非营利性组织，在美国墨西哥湾的深水区域提供井控设备和技术。MWCC的控制系统符合美国安全和环境执法局对海底油井控制系统的要求，该系统可以应对美国墨西哥湾的深水油井控制事件。
溢油反应有限公司(OSRL)-海底油井干预服务(SWIS)
OSRL-SWIS是英国的一个非营利性组织，是一个由行业资助的联合倡议，提供应对海底井控事件的能力。通过我们的SWIS订阅，康菲石油可以访问以响应就绪状态进行维护和存储的设备。这为美国以外的国家提供了良好的封顶和遏制能力。
溢油应急组织(OSRO)
除了内部响应资源外，我们还在全球多个OSRO中保持会员资格，这是我们备灾计划的关键要素。许多OSRO是成员公司拥有的非营利性合作社，我们可以作为董事会成员、指导委员会成员、工作小组成员或其他辅助角色积极参与。在北美，我们的主要OSRO包括分别用于美国大陆和阿拉斯加清洁海洋的海洋泄漏响应公司，以及用于阿拉斯加北坡和威廉王子湾的船舶护送/响应船只系统。在国际上，我们保持着各种OSRO的成员资格，包括漏油响应有限公司、挪威清洁海洋运营公司协会、澳大利亚海洋漏油中心和马来西亚石油工业互助组织。
技术
我们有几个技术项目，可以提高我们开发非常规油气藏的能力，提高我们遗留油田的采收率，提高我们勘探项目的效率，以更低的排放量经济地生产重油，并实施可持续发展措施。
液化天然气液化
我们是全球第二大液化天然气液化技术供应商。我们优化的下跌®液化天然气技术已获准在世界各地的28列液化天然气列车上使用，增加列车的可行性研究正在进行中。
低碳技术
2021年，我们成立了一个多学科的低碳技术组织，其使命是支持我们的净零目标，了解替代能源前景，并优先考虑未来竞争性投资的机会。
在整个2022年，我们继续专注于在我们的全球投资组合中实施减排项目，包括生产效率措施以及减少甲烷和燃烧。2021年9月，我们将2030年温室气体排放强度削减目标从2016年的基线提高到40%-50%，并将目标扩大到在运营总额和净股本的基础上适用。为了帮助实现这一目标，低碳技术组织与公司的业务部门合作，开始开发和实施特定地区的净零情景，确定难以减少的排放的潜在技术解决方案，并试验减少和加快范围1和范围2减排的新方法。
2022年，我们评估了美国墨西哥湾沿岸的二氧化碳储存点，推进了土地收购工作和业务发展工作，启动了碳封存潜在评估井的许可活动，并为多个机会进行了高级工程研究。在欧洲，我们继续评估碳捕获解决方案，以减少运营的蒂赛德石油码头的排放，进行工程研究，并与英国商业、能源和工业策略部进行尽职调查。
交付承诺
我们根据各种合同安排销售生产业务中的原油和天然气，其中一些合同规定了固定和可确定数量的交付。我们的商业机构还签订天然气销售合同，用于履行合同的天然气来源可以是现货市场，也可以是我们的储量和现货市场的组合。这些合同的到期日各不相同，截止日期为2030年。我们希望通过第三方采购来履行这些交付承诺，并得到我们的天然气管理和电力供应协议、已探明的已开发储量和PUD的支持。
竞争
康菲石油是世界领先的生产和储量勘探公司之一，拥有全球多元化的资产组合。我们在E&P业务的各个方面都与私营、上市和国有企业展开竞争。我们的一些竞争对手更大，拥有更多的资源。我们的每个细分市场都竞争激烈，没有单一的竞争对手或一小群竞争对手占据主导地位。
我们与该行业的许多其他公司，包括国有公司竞争，寻找和获得新的供应来源，并以高效、具成本效益的方式生产石油、沥青、天然气和天然气。我们将产品投放到世界各地的大宗商品市场。竞争的主要方法包括地质、地球物理和工程研究和技术；经验和专业知识；设备和人员；与投资组合管理有关的经济分析；以及安全运营石油和天然气生产资产。
人力资本管理
价值观、原则与治理
在康菲石油，我们的人力资本管理方法以我们的核心精神价值观--安全、人员、诚信、责任、创新和团队合作为基础。这些精神价值观为我们如何与所有内部和外部利益相关者互动奠定了基调。我们相信一个安全的组织就是一个成功的组织，因此，我们将整个公司的个人和过程安全放在首位。我们的精神价值观是骄傲的源泉。我们的日常工作以问责和绩效原则为指导，这意味着我们的工作方式与我们提供的结果一样重要。我们相信，这些核心价值观和原则使我们脱颖而出，使我们的员工队伍保持一致，并为我们的文化提供了基础。
我们的行政领导团队(ELT)和我们的董事会在制定我们的HCM战略和推动问责制以取得有意义的进展方面发挥着关键作用。ELT和董事会经常就与劳动力相关的话题进行交流。我们的人性化管理计划由我们的人力资源职能部门监督和管理，并得到整个公司业务领导人的支持。
我们依靠我们的员工成功地执行公司的战略，我们认识到创造一个让我们的员工感到有价值的工作场所的重要性。我们的人力资源管理计划建立在我们认为成功所必需的三大支柱之上：令人信服的文化、世界级的员工队伍和强大的外部参与度。下面将对这些支柱中的每一个进行更详细的描述。
令人信服的文化
我们的工作方式使我们脱颖而出，并推动我们的表现。我们是我们所做工作的专家，并不断地寻找方法将我们的工作做得更好。我们珍视多样性，创造包容的归属感文化。我们一起提供了强劲的业绩，但并不是不惜一切代价。我们拥抱我们的核心文化属性，这些属性是每个人在任何地方都共享的。
健康、安全和环境
我们的HSE组织为我们的员工设定期望，并提供工具和保证，以促进和实现HSE卓越。我们管理并保证康菲石油的健康、安全和环保政策、标准和做法，以帮助确保全球范围内的商业活动始终如一地安全、健康并以对环境和社会负责的方式进行。每个业务单位管理其当地业务风险，特别注意工艺安全、职业安全以及环境和应急准备风险。每年设定并跟踪目标、指标和截止日期，以推动强劲的HSE业绩。跟踪进度并向我们的英语教学和董事会报告。 HSE审核针对业务单位和员工组进行，以确保符合康菲石油的HSE政策、标准和实践，并确定并跟踪改进措施直至完成。
我们一直在寻找更安全、更高效、更负责任的运营方式。我们通过强调人员、设备和工作流程之间的互动，专注于减少人为错误。通过好奇工作是如何完成的，认识到可能出错的情况并应用保障措施，我们可以降低意外事件发生的可能性和严重性。我们对所有严重事故进行彻底调查，以了解根本原因，并分享全球学到的经验教训，以改进我们的程序、培训、维护计划和设计。随着我们通过收购整合各种资产，我们必须推动这种持续学习和改进的文化，完善我们现有的HSE流程和工具，并加强我们对安全、高效和负责任的运营的承诺。
新冠肺炎回应
2022年，全公司新冠肺炎案件数量明显少于前两年。由于对我们业务的风险较小，自大流行开始以来一直存在的危机管理支持小组已于8月解散；然而，我们的卫生服务组织继续监测情况，并根据需要支持业务单位和职能，以最大限度地减少任何业务中断的可能性。
多样性、公平性和包容性
在康菲石油，我们相信我们独特的差异为能源的未来提供动力。我们的愿景是培养一种包容的文化，重视员工的背景、身份和工作风格的丰富组合，建立在公平做法的基础上，支持所有员工充分释放他们的潜力。我们对Dei的承诺是我们的精神价值观和实现我们的业务目标的基础。所有员工都在创造和维持包容的工作环境方面发挥着作用，因为每个人都从Dei中受益。
ELT对通过治理结构推进我们的Dei承诺负有最终责任，该治理结构包括一名首席多元化官(CDO)、一个专门的Dei组织和一个由公司各部门高级领导人组成的全球Dei理事会。该公司基于透明的Dei战略制定目标和衡量进展，并以四大支柱指导我们的重点和方法：人员、计划和流程、文化以及我们的外部品牌和声誉。所有公司领导都有责任设定个人的Dei目标，并通过当地的努力来推动Dei的发展。我们与董事会定期审查我们的Dei努力和进展。
2022年，我们迎来了新的CDO。在过去的一年里，CDO建立了Dei组织，并开始了一次全球倾听之旅，以了解当前努力的影响、需要改进的领域和整体员工体验。基于员工的洞察力和视角，公司的Dei战略得到了刷新。我们2022年Dei成就的亮点包括：
•审查《2022年展望》调查的结果，并继续将这些见解纳入我们的Dei工作；
•为新成立的经社部组织配备人员；
•在内部推出我们的Dei Dashboard 2.0，它具有扩展的全球和美国劳动力指标和行业基准数据；以及
•举办我们的首届黑人领导力研讨会，以支持公司未来的领导力多元化。
我们继续在全球范围内积极监测多样性指标。我们致力于在建设一个更加多样化、公平和包容的工作场所时保持透明。按性别、种族和国家/地区分列的2022年雇员人口统计表如下：
按性别和种族/族裔划分的2022名员工
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 全球 | | 美国 |
| 男性 | 女性 | | 白色 | PoC* |
| 所有员工 | 73 | % | 27 | % | | 70 | % | 30 | % |
| 所有领导层 | 74 | | 26 | | | 77 | | 23 | |
| 最高领导层 | 75 | | 25 | | | 82 | | 18 | |
| 初级领导层 | 74 | | 26 | | | 75 | | 25 | |
*“POC”是指在美国自我报告的有色人种或种族和少数民族。
| | | | | |
2022名员工(按国家/地区) | 占总数的百分比 |
| 美国 | 66 | % |
| 挪威 | 17 | |
| 加拿大 | 9 | |
| |
| 澳大利亚 | 3 | |
| 英国 | 3 | |
| 中国 | 1 | |
| 其他全球地点 | 1 | |
| 100 | % |
世界级的员工队伍
我们的HCM方法解决了确保我们拥有一支具有满足业务需求的技能的敬业员工队伍所需的计划和流程。我们对人力资源管理有一个整体的看法，解决了劳动力规划的每个关键组成部分。下面将对这些内容进行更详细的描述。
招聘
我们的持续成功需要一支强大的全球员工队伍，能够在正确的地方贡献适当的技能，以实现我们的战略目标。我们提供跨多个学科的大学实习机会，以吸引最优秀的早期职业人才。我们与顶级多元化组织和大学合作，包括为拉美裔服务的组织和历史上的黑人学院和大学。我们还广泛招聘外部有经验的员工，以补充我们的大学和内部渠道。这些人带来了关键技能，并帮助我们保持了广泛的专业知识和经验。我们已经采取了重要步骤，将包容性纳入我们招聘实践的每一步，包括调整我们构建工作说明的方式，以使用有意多样化的面试小组。我们与领导者一起进行例行的人才评估，以确保我们有组织能力和能力来执行我们的商业计划。
我们通过内部大学和经验丰富的招聘仪表板密切监控招聘指标，并跟踪自愿离职指标，以指导我们的留任活动。
| | | | | |
2022招聘和自然减员指标 | 占总数的百分比 |
| 美国大学录取申请 | 70 | % |
| 美国接受实习生 | 68 | |
| 多元化招聘--女性 | 29 | |
| 多元化招聘-美国概念验证 | 41 | |
| 自愿减员总数 | 6 | |
员工敬业度和发展
我们专注于员工的参与和发展，鼓励我们的员工与康菲石油一起创造多样化和成就感的职业生涯。我们通过在职学习、正式培训、定期反馈、教练和指导相结合的方式来发展我们的员工队伍。以技能为基础的人才管理团队(TMT)根据技能、纪律和地点指导有针对性的员工发展和职业发展。TMT帮助确定我们的劳动力规划需求，并评估公司内关键技能集的可用性。我们使用注重客观性、可信度和透明度的绩效管理计划。该计划包括广泛的利益相关者反馈，实时的货币和非货币认可，以及正式的“如何”评级，以评估行为，以确保它们与我们的精神价值观一致。
我们通过个人和职业发展机会增强员工的职业发展能力，包括个人发展计划、与主管的年度职业发展对话、自愿360反馈工具以及广泛的技术和专业技能培训。继任规划是管理层和董事会的首要任务。这项工作确保我们拥有可用于未来领导角色的人才，并有助于激励员工发挥他们的最终潜力，并限制业务中断。
采取措施衡量和评估员工满意度和敬业度是长期业务成功的核心，并为我们的全球员工创造一个良好的工作场所。自2019年以来，康菲石油视角调查已成为我们收集员工情绪反馈和宣传我们的“我们是谁”文化的主要倾听平台。我们的领导层审查调查反馈，以指导优先事项和目标。我们的员工反馈策略通过这项年度敬业度调查提供，并根据需要进行；我们利用较短的临时脉冲调查来释放有针对性的见解，以支持我们的人力资本优先事项。
薪酬、福利和福利
我们提供具有竞争力的、基于绩效的薪酬方案，并在全球范围内实行公平的薪酬做法。我们的薪酬计划通常由基本工资、年度可变现金奖励计划(VCIP)和对符合条件的员工的限制性股票单位(RSU)计划组成。从首席执行官到一线员工，每个员工都参与了我们的年度激励计划VCIP，该计划将员工薪酬与康菲石油在关键绩效指标上的成功挂钩，并认可个人表现。我们的RSU计划旨在通过鼓励持股来吸引和留住员工，奖励业绩，并使员工利益与股东保持一致。我们的退休和储蓄计划旨在支持我们员工的财务未来，并在当地市场具有竞争力。
我们经常对我们的全球薪酬和福利计划进行基准评估，以确保它们具有竞争力、包容性，与公司文化保持一致，并允许我们的员工满足他们的个人需求及其家庭需求。我们提供灵活的工作时间安排和有竞争力的休假时间，包括许多地点的育儿假政策。我们还通过全球所有地点的混合办公室工作(How)计划为员工提供灵活性，为符合条件的员工提供办公室和家庭工作的组合。我们还为需要残疾支助、老年人护理和儿童护理的家庭提供覆盖，包括现场儿童护理，在这些地方，获得当地的儿童护理是一项挑战。
我们的全球健康计划包括生物识别筛查和健身挑战，旨在教育和促进健康的生活方式。所有员工都可以使用我们的员工援助计划，我们的许多地点都提供定制计划来支持精神健康。
薪酬风险缓解
我们已经考虑了与我们的每个高管和广泛的薪酬计划和政策相关的风险。作为分析的一部分，我们考虑了我们使用的绩效衡量标准，以及我们在每个激励性薪酬计划下使用的不同类型的薪酬、不同的绩效衡量期限和延长的授予时间表。作为这项审查的结果，管理层得出结论，我们的薪酬政策和做法产生的风险不太可能对公司产生重大不利影响。作为董事会监督我们风险管理计划的一部分，人力资源薪酬委员会(HRCC)在其独立薪酬顾问的协助下进行了类似的审查。人力资源协调委员会同意管理层的结论，即由我们的薪酬政策和做法产生的风险不太可能对公司产生重大不利影响。
外部参与
我们关心我们所在社区的邻居。我们积极支持和参与领导会议、行业协会和少数族裔非营利组织。
我们的员工让我们的社区变得更强大。我们很自豪能通过员工志愿服务和捐赠计划支持他们慷慨参与当地的慈善活动，其中包括联合之路活动、匹配的礼物捐赠和志愿者赠款。
虽然我们的ESG和Dei努力得到了认可，但我们知道，要取得可持续的进步，需要不断的承诺。
一般信息
截至2022年底，我们在全球49个国家共拥有1249项有效专利，其中包括472项美国有效专利。2022年，我们在美国获得了46项专利，在国外获得了124项专利。我们的产品和流程在2022年产生了与活动相关的8600万美元的许可收入。任何业务部门的总体盈利能力不依赖于任何单一的专利、商标、许可证、特许经营权或特许权。
《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》中包含的环境信息54穿过56在标题“环境”和“气候变化”下，通过引用将其并入本文。它包括关于2022年已支出和资本化的环境成本以及预计2023年和2024年的环境成本的信息。
美国证券交易委员会报道的网站访问
我们的互联网网址是Www.conocophillips.com。我们的互联网网站上包含的信息不是本报告10-K表的一部分。
我们的年度报告Form 10-K、Form 10-Q季度报告Form 10-Q、Form 8-K当前报告以及根据1934年《证券交易法》第13(A)或15(D)节提交或提供的对这些报告的任何修订，在向美国证券交易委员会提交或提交此类报告后，在合理可行的范围内尽快免费发布在我们的网站上。或者，您也可以在美国证券交易委员会的网站上访问这些报告Www.sec.gov.
第1A项。风险因素
除了本10-K表格年度报告中包含的其他信息外，您还应仔细考虑以下风险因素。这些风险因素并不是我们面临的唯一风险。我们的业务还可能受到其他风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性目前我们不知道或我们目前认为是无关紧要的。如果这些风险中的任何一项或其他未知或目前被认为不重要的风险发生，我们的业务、经营业绩和财务状况以及对我们普通股的投资价值可能会受到重大不利影响。
与我们的行业相关的风险
我们的经营业绩、我们执行战略的能力以及我们资产的账面价值都受到大宗商品价格变化的影响。
影响公司收入、经营业绩和未来增长率的最重要因素是原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气的销售价格。这些价格可能波动很大，影响价格的许多因素都不是我们所能控制的。2020年1月至2022年12月期间，WTI原油价格从2020年4月每桶负38美元的低点到2022年3月每桶124美元的高位不等。鉴于商品价格驱动因素的波动性和世界范围内的政治和经济环境，包括潜在的经济放缓或衰退，以及全球各产油区最近(和未来可能)的武装敌对行动造成的不确定性增加，原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气的价格可能继续波动。
较低的大宗商品价格可能会对我们的收入、运营收入、现金流和流动性产生重大不利影响，还可能影响我们选择宣布和支付普通股的股息金额，以及我们选择作为股票回购计划的一部分收购的股票数量以及此类收购的时机。较低的价格还可能限制我们在经济上能够生产的储量数量，从而对我们的已探明储量和储量替换率产生不利影响，并随着我们继续从上游油田生产，加速降低现有储量水平。长期低迷的价格可能会影响与我们运营相关的战略决策，包括减少资本投资或削减运营产量的决定。
原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气价格的大幅下降也可能要求我们减少资本支出，损害我们资产的账面价值，或者停止将某些资产归类为已探明储量。虽然目前尚不能量化未来减值的影响或我们的单位生产率的估计变化，但我们的经营业绩可能会因此受到不利影响。
除非我们成功地开发资源，否则我们的业务范围将会下降，从而对我们的业务造成不利影响。
随着我们从现有的投资组合中生产原油、沥青、天然气和天然气，我们剩余的储量数量会下降。如果我们不能成功地取代我们生产的具有良好未来有机发展前景的资源或通过收购，我们的业务将会下滑。此外，我们成功开发储量的能力取决于多个因素，包括我们成功应对政治和监管挑战以获得和续签碳氢化合物开发和生产权利的能力；我们在储油层优化方面的成功；我们使长期筹备时间、资本密集型项目按预算和计划完成的能力；以及我们高效和有利可图地运营成熟资产的能力。如果我们不能成功地开发我们投资组合中的资源，我们的财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。
油气勘探和生产是一个竞争激烈的行业。
原油、沥青、天然气和天然气的勘探和生产是一个竞争激烈的行业。我们在勘探和生产业务的各个方面与私营、公共和国有公司竞争，包括寻找和获得新的供应来源，并以高效、具有成本效益的方式生产原油、沥青、天然气和天然气。此外，随着能源转型的推进，我们预计石油和天然气行业将面临来自替代燃料的额外竞争。我们必须竞争开展业务所需的材料、设备、服务、员工和其他人员(包括地质学家、地球物理学家、工程师和其他专家)。如果我们在竞争中失败，我们的财务状况和经营结果可能会受到不利影响。
我们成功执行能源过渡计划的能力受到许多风险和不确定性的影响，实现这一目标的成本可能很高。
2020年，我们宣布了与巴黎一致的气候风险框架，其中包括到2050年实现实际排放净零排放的雄心。2022年，我们发布了我们的净零能源转型计划(以下简称计划)，并继续围绕排放和燃烧设定越来越雄心勃勃的目标。我们实现既定目标、目标和抱负的能力受到许多我们无法控制的风险和不确定因素的影响，包括目前未开发的技术、政策和市场的发展速度，以及可能损害我们执行当前或未来计划的能力的潜在法规。此外，我们仍处于规划阶段，执行可能代价高昂，并存在不可预见的障碍。我们可能被要求购买排放信用，可能没有足够的补偿来实现我们的目标。随着先进技术的发展以准确测量排放，我们可能需要修改我们的排放估计和减排目标。我们可能会受到不利影响，并可能需要减少某些资产的经济使用寿命，并由于我们一些资产的排放强度而损害相关的账面净值。即使我们实现了我们的目标，我们的努力也可能被认为是不够的。
2021年，我们成立了低碳技术组织，以识别和评估解决最终用途排放问题的商业机会，以及利用我们现有专业知识和邻接关系的早期低碳技术机会。虽然我们对这些投资进行了彻底的分析，但相关的技术和市场仍处于开发的早期阶段，我们还不知道我们将达到多高的回报率。我们低碳战略的成功在一定程度上将取决于各机构的合作、利益相关者的支持、我们投资的成功，以及我们运用现有优势和专业知识的能力。
我们对原油、沥青、天然气和天然气储量的估计所依据的因素和假设的任何重大变化，都可能损害这些储量的数量和价值。
本年度报告中包含的已探明储量信息代表管理层基于对原油、沥青、天然气和天然气地下储藏的采矿量的假设，于指定日期作出的最佳估计。这种数量不能直接衡量，管理层使用的估计数和基本假设有很大的风险和不确定性。我们对这些项目的估计所依据的因素和假设的任何重大变化，可能会对报告的储备量造成重大负面影响，或可能导致我们在与生产该等储备相关的财产上产生减值支出。未来对外汇储备的修订也可能受到政府监管和大宗商品价格等因素的影响。
我们的业务可能会受到价格管制、政府对原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气生产或出口的限制，或者无法获得足够的收集、加工、压缩、运输和管道设施和设备来生产原油、沥青、天然气和天然气。
正如这里所讨论的，我们的运营受到广泛的政府法规的约束。监管机构不时通过将原油、沥青、天然气和NGL油井的流动速度限制在实际产能以下，对产量实施价格控制和限制。同样，为了应对国内能源成本上涨、被确定为符合国家经济利益的情况或宣布的国家紧急状态，各国政府可以限制我们产品的出口或进口，这将对我们的业务产生不利影响。由于法律要求经常变化，并受到解释的影响，我们无法预测未来对我们业务的限制是否会颁布或适用于我们。
我们销售和运输我们生产的原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气的能力还取决于收集、加工、压缩、运输和管道设施和设备的可用性、邻近程度和能力，以及任何必要的稀释剂，以准备我们的原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气运输。此外，我们依赖于有足够的设施和外卖能力来支持我们减少常规燃烧的承诺。由于市场状况、极端天气事件、监管原因、机械原因或其他因素或条件，我们可能暂时无法使用我们所依赖的设施、设备和稀释剂，其中许多因素是我们无法控制的。此外，在某些较新的业务中，必要设施、设备和稀释剂的能力可能不足以容纳现有和新油井的生产，施工和许可延迟、许可成本和监管或其他限制可能限制或推迟新设施和设备的建设、制造或其他采购。如果我们所依赖的任何设施、设备或稀释剂，或任何运输方法和渠道在任何一段时间内不可用，我们可能会增加运输我们出售的原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气的成本，或者我们可能被迫削减原油、沥青、天然气或天然气的产量。
我们管理风险或影响合资企业结果的能力可能受到限制。
我们的许多业务都是通过合资企业进行的，另一家合资企业的合作伙伴是运营商，否则我们可能不会拥有多数控制权。在这些情况下，运营商或投票多数人的经济、商业或法律利益或目标可能与我们的不一致，我们可能无法影响决策或结果以与我们的利益或目标保持一致。如果与我们拥有合资权益的经营者或多数人未能充分管理与任何业务相关的风险，可能会对我们合资企业的财务状况或运营结果产生不利影响，进而影响我们的业务和运营。
我们的运营存在危险和风险，需要进行重大和持续的监督。
我们的运营受到污染、有毒物质和其他环境危害和风险的额外危害。由于复杂的地下条件，如较高的水库压力、水深和大洋条件，近海活动可能会带来越来越大的风险。所有这些危险都可能导致生命损失、重大财产和设备损坏、环境污染、运营受损、我们遭受重大损失以及我们的声誉受损。如果我们没有或被认为没有以适当的方式应对任何这些危险和风险或任何其他重大危机，或者如果我们无法有效恢复或更换受影响的运营组件和能力，我们的业务和运营可能会中断。此外，我们的保险可能不足以补偿我们由此造成的所有损失，并且为我们获得足够保险的成本可能会在未来增加或可能无法获得。
此外，尽管我们设计和运营业务以适应预期的气候条件，但如果地球气候发生重大变化，例如我们运营的市场或我们资产所在地区的天气条件更加恶劣或频繁，我们可能会增加费用，我们的运营和供应链可能会受到不利影响，对我们产品的需求可能会下降。
我们的业务一直并可能继续受到冠状病毒(新冠肺炎)大流行的不利影响。
新冠肺炎疫情和为应对它而采取的措施对全球经济产生了负面影响，扰乱了全球供应链，降低了全球对石油和天然气的需求，并造成金融和大宗商品市场大幅波动和混乱。
我们的业务受到新冠肺炎疫情的不利影响，未来可能会再次受到影响，具体取决于当前或未来疫情的范围和严重程度。
上述任何因素，或新冠肺炎疫情的其他目前不可预见的连锁影响，都可能大幅增加我们的成本，对我们的收入产生负面影响，并损害我们的财务状况、运营业绩、现金流和流动性状况。由于大流行缺乏确定性，目前无法预测任何此类影响的全部范围和持续时间。
法律和监管风险
由于我们遵守现有及未来的环境法律及法规，我们预期将继续产生大量资本开支及营运成本。
我们的业务须遵守多项与保护环境有关的法律及法规，预期这些法律及法规将继续对我们的营运产生越来越大的影响。有关这些最重要的环境法律和法规的说明，请参阅 “意外事件--环境”和“突发事件--气候变化”管理部门对财务状况和经营结果的讨论和分析。这些法律法规在数量和复杂性上都在继续增加，并影响到我们在以下方面的业务：
•勘探、钻探、生产和其他活动所需的许可证，包括国家、国家以下和地方当局颁发的许可证；
•向环境排放污染物；
•排放到大气中，如氮氧化物、二氧化硫、汞和温室气体排放，包括甲烷；
•碳税；
•处理、使用、储存、运输、处置和清理危险材料及危险和非危险废物；
•拆除、废弃和修复使用年限结束的历史财产和设施；以及
•某些地区的勘探和生产活动，如近海环境、北极油田、油砂储集层和非常规地区。
由于这些法律和法规，我们已经并将继续产生大量的资本、运营和维护以及补救费用。此外，如果这些支出是由买方承担的，那么如果买方不能履行这些义务，可能会导致我们产生大量费用。如果我们不遵守现有或未来的法律、法规和其他要求，可能会受到行政或民事处罚、刑事罚款、其他执法行动或第三方诉讼。如果这些支出和所有成本最终没有反映在我们产品的价格中，我们的业务、财务状况、经营结果和未来的现金流可能会受到不利影响。
现有和未来与全球气候变化相关的法律、法规和内部倡议，如限制温室气体排放，可能会影响或限制我们的业务计划，导致巨额支出，促进替代能源使用或减少对我们产品的需求。
政治和社会对全球气候变化问题的持续关注导致了现有的和即将达成的限制温室气体排放的国际协定和国家、区域或地方立法和监管措施，如总量管制和交易制度、具体的排放标准、碳税、限制性许可、提高燃油效率标准以及对可再生能源和替代能源的奖励或授权。尽管我们可能支持旨在应对气候相关风险的立法和监管措施的意图，但这些措施的具体实施方式和时间可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和未来的现金流产生实质性的不利影响。
例如，2021年11月，美国环境保护局公布了一项拟议的规则(2022年11月修订并作为补充建议重新发布)，该规则将修订有关新石油和天然气生产设施排放温室气体和挥发性有机化合物的法规，以及各州在修订《清洁空气法》实施计划时要使用的排放指南，以限制现有石油和天然气设施的温室气体排放。虽然法规的形式和实质尚未最终确定，但新法规可能会导致额外的资本支出以及合规、运营和维护成本，其中任何一项都可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。
此外，2022年，美国参加了第27届缔约方大会(《公约》第27届缔约方会议)。在第二十七届缔约方会议结束时，美国和其他近200个国家，包括我们开展业务的大多数其他国家，再次团结一致，落实2021年第26届缔约方大会达成的《巴黎协定》和《格拉斯哥气候协定》中的突出内容。实施目前的协议和监管措施，以及任何未来应对气候变化和温室气体排放的协议或措施，可能会不利地增加我们的资本和运营费用，影响对我们产品的需求，对我们的产品或运营征税，或者
要求我们从我们的业务中购买排放信用或减少温室气体排放。例如，2022年8月，美国颁布了2022年《降低通胀法案》，其中包括对石油和天然气行业选定的设施征收甲烷排放费，其中包括康菲石油运营的许多设施。因此，我们可能遭遇大宗商品价格下跌或产生大量资本支出以及合规、运营、维护和补救成本，其中任何一项都可能对我们的业务和运营业绩产生不利影响。
有关影响或可能影响我们运营的与全球气候变化相关的可能法规的立法或前身的更多信息，以及对公司反应的描述，请参阅“突发事件--气候变化”管理部门对财务状况和经营结果的讨论和分析。
更广泛的投资者和社会对全球气候变化的关注和努力可能会限制谁可以与我们做生意，或者限制我们获得资本的机会，并可能使我们受到诉讼。
对全球气候变化的日益关注也导致股东、金融机构和其他市场参与者施加压力，要求它们修改与石油和天然气公司的关系，限制或停止对这些公司的投资、保险和资金。例如，相当多的金融机构现在是格拉斯哥净零排放金融联盟(格拉斯哥金融联盟)的成员，从而承诺到2050年实现范围1、2和3排放净零的目标，并为2030年或更早设定中期目标。尽管GFANZ成员没有被禁止与石油和天然气公司有关系，但他们因向此类公司提供任何形式的财务支持而面临严格审查，这可能导致未来对GFANZ成员的限制更多。相反，我们还面临来自投资界一些人和某些公共利益团体的压力，要求我们在决策时限制对ESG的关注。随着公众压力的持续增加，我们以我们认为有利的条款(如果有的话)获得资金的机会可能会受到限制，我们的成本可能会增加，我们的声誉可能会受到损害，我们的业务和运营结果可能会受到不利影响。
此外，对全球气候变化的日益关注导致了政府调查和私人诉讼的可能性增加，这可能会增加我们的成本或以其他方式对我们的业务产生不利影响。从2017年开始，美国几个州/地区的市、县、政府和其他实体对包括康菲石油在内的石油和天然气公司提起诉讼，要求补偿性损害赔偿和公平救济，以减轻所谓的气候变化影响。预计还会有更多具有类似指控的诉讼。原告要求的金额没有具体说明，这些案件涉及的法律和事实问题是前所未有的。康菲石油认为，这些诉讼在事实上和法律上都是没有根据的，不适合用来应对与气候变化相关的挑战，并将大力抗辩此类诉讼。最终的结果和对我们的影响无法确定地预测，我们可能会在未来为这些和类似的诉讼辩护而产生大量的法律费用。我们还可能收到诉讼，指控我们未能或缺乏努力实现我们公开宣布的ESG目标，或指控与我们的ESG活动有关的失实陈述。
政治和经济发展可能会损害我们的业务，并大幅减少我们的盈利能力和现金流。
美国、州、地方和外国政府的行动，通过制裁、税收和其他立法、行政命令和商业限制，可能会降低我们在美国和海外的运营利润。在某些地方，政府或某些利益集团强加或提议了对我们的业务的限制；租赁限制；特殊税收或纳税评估；以及可能要求我们披露竞争敏感信息或可能导致我们违反其他国家的保密法律的支付透明度规定。此外，我们可能面临美国的监管变化，包括但不限于，制定对化石燃料行业产生不利影响的税法变化，新的甲烷排放标准，限制性燃烧要求，以及更严格的环境影响研究和审查。我们也不能排除在其他国际司法管辖区发生类似的监管转变以及随之而来的成本和市场准入影响的可能性。
一个受到重大政治和监管活动影响的领域是水力压裂，这是一种基本的完井技术，可以促进石油和天然气的生产，否则就会被困在低渗透率的岩层中。目前有一系列地方、州、联邦和国家法律法规管理水力压裂作业，或在某些司法管辖区禁止水力压裂作业。尽管水力压裂已经安全进行了几十年，但一些新的法律、法规和许可要求正在考虑之中，这可能会导致成本增加、运营限制、运营延误或可能限制石油和天然气资源的开发能力。我们经营业务的某些司法管辖区已经通过或正在考虑对水力压裂或其他石油和天然气作业(包括地下水处理)实施新的或更严格的许可、披露或其他监管要求的法规。
此外，某些利益集团还提出了投票倡议和宪法修正案，旨在全面限制石油和天然气开发，特别是水力压裂。如果投票倡议、地方、州或国家的限制或禁令被采纳，并导致我们在开展业务的地区对石油和天然气的生产和开发施加更严格的限制，我们可能会产生大量成本来满足这些要求，或者在批准或追求勘探、开发或生产活动方面可能会遇到延误或削减。此类合规成本和延误、削减、限制或禁令可能会对我们的业务、前景、运营结果、财务状况和流动性产生重大不利影响。
国际市场上的本地政治和经济因素可能会对我们产生实质性的不利影响。
到2022年，我们大约32%的碳氢化合物生产来自美国以外的生产，截至2022年12月31日，我们已探明储量的32%位于美国以外。我们在外国司法管辖区和国际市场的运营受到相关风险的影响，包括与原油、沥青、液化天然气、天然气或天然气价格和税收有关的外国政府政策的变化，其他政治、经济或外交发展(包括国际贸易政策和争端的宏观影响)，潜在的破坏性地缘政治条件，以及国际货币和汇率波动。例如，为了应对俄罗斯和乌克兰冲突导致的能源价格上涨，澳大利亚议会于2022年12月通过立法，设定了为期一年的天然气价格上限。如果各国政府认为这些措施是推行国家和全球能源和气候政策的可行方法，那么对石油和天然气生产的限制可能会增加。此外，我们开展业务的一些国家缺乏完全独立的司法系统。这一点，加上外国法律或政策的变化，导致缺乏法律确定性，使我们的业务面临更大的风险，包括在这些司法管辖区执行我们的协议的难度增加，以及地方政府当局采取不利行动(如征收)的风险增加。东道国政府的行动，如委内瑞拉政府没收我们的石油资产，过去对我们的业务产生了重大影响，未来可能还会继续如此。
此外，美国政府有权阻止或限制我们在外国司法管辖区或与某些方开展业务。这些限制和外国政府施加的类似限制，在过去限制了我们在不同司法管辖区开展业务或获得机会的能力。国内和国际政策和法规的变化也可能限制我们获得或保持在外国司法管辖区运营所需的许可证或许可的能力，包括钻探和开发油井所需的许可证或许可证。同样，宣布“气候紧急状态”可能会导致采取行动限制我们的产品出口和其他限制。
这些行动中的任何一项都可能对我们的业务或经营业绩产生不利影响。
我们的业务或运营面临的其他风险因素
我们未来可能需要额外的资本，而且可能不会以可接受的条件提供，或者根本不能提供。
我们历来主要依靠业务产生的现金来为我们的运营和战略提供资金；然而，我们也不时地依赖于进入资本市场来筹集资金。不能保证将来会以可接受的条件或根本不能提供更多的资金。此外，尽管我们预计我们将能够在现有债务到期时或根据我们声明的计划偿还现有债务，但不能保证我们能够做到这一点。我们获得额外融资或根据我们的计划为现有债务提供再融资的能力，将受到许多因素的影响，包括市场状况、我们的经营业绩、投资者情绪以及金融机构关于石油和天然气行业的政策。如果我们因任何原因无法从运营中获得足够的资金或筹集额外资本，我们的业务可能会受到不利影响。
此外，主要评级机构定期根据多个因素对我们进行评估，包括我们的财务实力和对石油和天然气行业产生普遍影响的状况。过去，由于负面的大宗商品价格前景，我们和其他行业公司的评级都被下调了。我们信用评级的任何下调或宣布我们的信用评级正在接受审查，以确定可能的降级，都可能增加与我们产生的任何额外债务相关的成本。
我们的业务可能会受到与我们有业务往来的第三方信用质量恶化或合同违约的不利影响。
我们的业务运营要求我们与在不同行业经营的众多交易对手进行交易，包括在石油和天然气行业经营的其他公司。这些交易对手可能会因经营失败或缺乏流动性或其他原因(包括破产)而拖欠对我们的义务。市场对这些交易对手的信用质量或其继续履行现有债务的能力的猜测，也可能加剧它们正在经历的任何经营困难或流动性问题。我们的任何交易对手的任何违约都可能导致我们无法履行我们与第三方达成的协议下的义务，或者可能以其他方式对我们的业务或运营结果产生不利影响。此外，由于违约，我们针对任何交易对手的权利可能不足以补偿我们由此造成的损害，或者在某些情况下可能根本无法强制执行。我们还可能被迫产生额外的成本，因为我们试图执行我们对违约交易对手拥有的任何权利，这可能会进一步对我们的运营结果产生不利影响。
我们执行资本返还计划的能力受到某些考虑。
2021年12月，我们启动了由普通股息、股票回购和可变现金回报(VROC)组成的三级资本回报计划。
普通股息由我们的董事会自行决定，并取决于许多因素，包括：
•可供分配的现金；
•我们的运营结果和预期的未来运营结果；
•我们的财务状况，特别是与我们物业的预期未来资本需求有关的财务状况；
•可比公司支付的分配水平；
•我们的营运开支；以及
•董事会认为相关的其他因素。
VROC分配也由我们的董事会自行决定授权和决定，并取决于许多因素，包括：
•为满足我们的资本回报承诺所需的预期分配水平；
•远期价格；
•我们持有的现金数量；
•总产量；以及
•董事会认为相关的其他因素。
我们预计将继续向股东支付季度普通股息。此外，基于目前的环境，我们预计还将向股东支付与普通股息支付交错的季度VROC，导致全年最多向股东分配8次现金；然而，股息和VROC的金额是可变的，将取决于上述因素，我们的董事会可能决定不在一个季度支付股息或VROC，也可能随时停止宣布股息或VROC。
此外，截至2022年12月31日，我们董事会批准的450亿美元股票回购计划仍有216亿美元的回购权限。我们的股份回购计划并不要求我们在任何时期购买特定数量的股份，我们在任何时期开始、停止或恢复回购的决定将取决于我们的董事会在宣布股息时可能考虑的相同因素，以及其他因素。过去，我们曾暂停股票回购计划，以应对市场低迷，包括2020年初开始的石油市场低迷，未来我们可能会再次这样做。
我们的普通股息或VROC金额或我们根据股票回购计划购买的股票数量的任何下调都可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们已经完成或可能选择进行的任何收购或资产剥离都存在重大风险。
我们定期审查我们的投资组合，通过收购实现增长，并寻求剥离非核心资产或业务。我们可能无法以有利的条件、及时或根本不能完成这些交易。即使吾等完成此等交易，吾等的营运现金流亦可能受到不利影响，或因各种风险而未能带来预期利益，包括但不限于(I)收购资产或业务未能达到或超过预期回报，包括减值风险；(Ii)未能以令人满意的条款及条件处置非核心资产及业务；及(Iii)发现与任何收购有关的未知及不可预见的负债或其他问题，而该等收购的合约保护不足或吾等缺乏保险或赔偿(包括环境责任)，或与剥离的资产或业务有关，或与吾等已向其提供合约赔偿的买方的索赔有关。此外，在整合任何收购的资产或企业的运营、技术、产品和人员方面，我们可能会面临困难。
我们的技术、系统和网络可能会受到网络安全威胁。
与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的业务也面临着越来越大的网络安全威胁，因为我们越来越依赖整个业务中的数字技术，其中一些技术由第三方服务提供商管理，我们依赖他们来帮助我们收集、托管或处理信息。因此，我们面临各种内部和外部的网络安全威胁，例如试图未经授权访问或控制有关我们的运营和员工的敏感信息，试图使我们的数据或系统(或与我们有业务往来的第三方的数据或系统，包括第三方云和IT服务提供商)损坏或无法使用，对我们的设施和基础设施以及与我们有业务往来的第三方(包括第三方云和IT服务提供商)的安全构成威胁，以及未遂网络恐怖主义。
网络安全威胁可能会影响我们内部和第三方IT系统(包括云)上存储的数据和专有信息的安全。成功的攻击可能导致未经授权访问、控制和披露有关我们的运营、我们的员工和/或合作伙伴的敏感信息；试图损坏、破坏或使我们的数据或系统(或与我们有业务往来的第三方的数据或系统，包括第三方云和IT服务提供商)无法使用；从内部人士或外部威胁行为者那里窃取或篡改我们的专有业务信息；以及为返还数据而进行的网络勒索。对我们数据的影响可能会使我们的公司面临潜在的声誉损害、法律责任、监管罚款和处罚，以及增加的合规成本。
此外，网络安全威胁还可能扰乱我们在国内外的石油和天然气业务，因为计算机有助于控制生产、我们的设备和监控我们在全球的分销系统，而且对于将我们的产品推向市场是必要的。这些操作系统或它们所依赖的网络、软件和基础设施(其中许多不是我们拥有或运营的)的中断、故障或网络攻击可能会损坏生产、分销或存储资产，延迟或阻止向市场交付，使难以或不可能准确说明生产和结算交易，或对公共健康或安全、经济安全或国家安全产生负面影响。
尽管我们偶尔遇到过网络安全威胁，但目前还没有对我们的业务、运营或声誉产生实质性影响。我们将遵守政府规定的安全要求，实施具体的缓解措施，以防范对我们的信息和运营技术的网络安全威胁。此外，我们必须不断增加资源，以继续修改或加强我们的保护措施，或调查和补救检测到的任何漏洞。我们维护着广泛的技术安全程序和控制、培训和政策执行机制网络，以监控和缓解安全威胁，并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性。尽管我们不断投资于安全资源、人才和业务实践，但我们不能保证任何安全措施或第三方实施的措施将完全有效。
如果我们的系统和基础设施被破坏、损坏或中断，我们可能会受到严重的负面后果，包括我们的运营中断、我们的声誉受损、员工和/或第三方信任的丧失、补偿或其他成本、增加的合规成本、诉讼风险和法律责任或监管罚款、处罚或干预。此外，我们还面临网络安全事件以及此类事件对第三方IT系统(包括云)上存储的我们的数据和专有信息产生的负面影响。其中任何一项都可能对我们的业务、运营结果或财务状况产生实质性和不利的影响，而即使采取合理的安全程序和控制措施，如果延迟或未能检测到网络安全事件或此类事件的全部范围，任何上述情况都可能加剧。远程工作的普及带来了额外的
网络安全风险。尽管我们已经制定了业务连续性计划，但支持我们业务的系统和基础设施发生重大而广泛的中断，可能会对我们的运营造成不利影响。虽然我们继续发展和修改我们的业务连续性计划，但不能保证这些计划在避免中断和业务影响方面将完全有效。此外，我们的保险可能不足以补偿我们由此造成的所有损失，而且未来为我们获得足够保险的成本可能会增加。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目3.法律诉讼
我们是在正常业务过程中产生的一些法律和行政诉讼的被告，包括涉及联邦、州和地方法律规定的向环境排放材料的政府当局的诉讼。虽然不能准确预测这些未决诉讼的最终结果，但如果任何一项或多项此类诉讼做出对康菲石油不利的裁决，我们预计不会对我们的综合财务状况产生实质性影响。
康菲石油选择了100万美元的门槛，用于披露根据联邦、州或地方环境法产生的某些程序，如果政府当局是当事人的话。康菲石油认为，这一门槛下的诉讼对康菲石油的业务和财务状况并不重要。应用这一门槛，截至2022年12月31日的年度没有此类诉讼需要披露。看见 注11获取有关其他法律和行政诉讼的信息。
项目4.矿山安全信息披露
不适用。
关于我们的执行官员的信息
| | | | | | | | |
| 名字 | 担任的职位 | 年龄* |
| 小威廉·L·布洛克 | 常务副总裁兼首席财务官 | 58 |
| 克里斯托弗·P·德尔克 | 总裁副主计长兼税务总顾问 | 53 |
| 瑞安·M·兰斯 | 董事会主席兼首席执行官 | 60 |
| 安德鲁·D·伦德奎斯特 | 高级副总裁，政务公开 | 62 |
| 多米尼克·E·马克龙 | 战略、可持续发展和技术部常务副总裁总裁 | 53 |
| 安德鲁·M·奥布莱恩 | 高级副总裁，全球运营 | 48 |
| 尼古拉斯·G·奥兹 | 常务副秘书长总裁，下48岁 | 53 |
| 凯莉·B·罗斯 | 高级副总裁，法律、总法律顾问 | 56 |
| 希瑟·G·西尔达什尼 | 高级副总裁，人力资源、房地产和设施服务 | 50 |
_____________________
*2023年2月16日。
上述人员中没有任何一人有亲属关系。公司的每一位高级管理人员由董事会在股东年会后的第一次会议上以及之后视情况选举产生。公司的每一位高级管理人员自当选之日起任职，直至下一届股东年会后召开的第一次董事会议或选出继任者为止。下一届年会日期为2023年5月16日。以下是关于执行干事的信息。
小威廉·L·布洛克自2020年9月起担任执行副总裁总裁兼首席财务官，自2015年4月起担任总裁亚太区和中东区职务。在此之前，他自2012年5月起担任总裁副秘书长，负责企业规划与发展。
克里斯托弗·P·德尔克2022年11月任总裁副主计长兼税务总顾问，2015年7月起任总裁副主计长、总税务法律顾问。
瑞安·M·兰斯自2009年5月起担任勘探与生产国际部高级副总裁，2012年5月被任命为董事会主席兼首席执行官。
Andrew D. Lundquist 2013年2月被任命为政府事务高级副总裁。在此之前，他自2002年起担任BlueWater Strategies LLC的管理合伙人。
多米尼克·E·马克龙2021年9月被任命为战略、可持续发展和技术部常务副总裁，自2020年8月起担任战略、勘探和技术部高级副总裁。在此之前，他于2018年6月至2020年8月担任下层48岁的总裁，2017年1月至2018年6月担任企业规划与发展部副总裁，2015年9月至2017年1月担任英国总裁。马克龙此前在2012年7月至2015年9月期间担任加拿大油砂公司的高级副总裁。
安德鲁·M·奥布莱恩于2022年11月获委任为全球营运高级副总裁，此前自2021年5月起担任副总裁兼司库。在此之前，他于2020年8月至2021年5月担任企业规划与发展副总裁，于2018年8月至2020年8月担任Lower 48财务经理，并于2016年11月至2018年8月担任投资者关系经理。
尼古拉斯·G·奥兹于2022年11月获委任为Lower 48执行副总裁，此前自2021年9月起担任全球运营执行副总裁。在此之前，他于2020年8月至2021年9月担任全球运营高级副总裁，于2018年6月至2020年8月担任企业规划与发展副总裁，于2016年9月至2018年6月担任中大陆业务部副总裁，于2016年9月至2018年6月担任Lower 48，以及于2018年6月担任副总裁，2012年8月至2016年9月在阿拉斯加的北坡运营和开发。
凯利B.玫瑰 于2018年9月被任命为高级副总裁，法律，总法律顾问。在此之前，她是一家国际律师事务所Baker Botts L.L.P.休斯顿办事处的高级合伙人，在那里她为客户提供公司和证券方面的咨询。她于1991年在该公司开始职业生涯。
希瑟·G·西尔达什尼2022年3月被任命为人力资源与房地产及设施服务部高级副总裁，此前从2019年1月起担任人力资源部副总裁。在此之前，她曾于2015年10月至2019年1月担任人力资源部总经理。
第II部
项目5.登记人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场
康菲石油的普通股在纽约证券交易所交易，代码为“COP”。
每股现金股息
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022 | | 2021 |
| 普通 | VROC | | 普通 | VROC |
| 第一 | $ | 0.46 | | 0.30 | | | 0.43 | | |
| 第二 | 0.46 | | 0.70 | | | 0.43 | | |
| 第三 | 0.46 | | 1.40 | | | 0.43 | | |
| 第四 | 0.51 | | 0.70 | | | 0.46 | | 0.20 | |
| 截至2023年1月31日登记在册的股东人数* | | | | | 36,132 |
上面显示的股息反映了宣布股息的季度。
*在厘定持股人数目时，我们考虑将结算机构及证券持仓上市公司视为每个机构上市公司的一名持股人。
2021年12月，我们宣布将VROC级别添加到我们的资本返还计划中。普通股息和VROC的宣布取决于我们董事会的酌情决定权和批准。董事会通过了一项宣布股息的政策，规定任何股息的宣布将按季度确定。有关确定这些分布级别时考虑的因素的详细信息，请参阅见“第1A项--风险因素--我们执行资本返还计划的能力取决于某些考虑因素。”
发行人购买股票证券
| | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 期间 | 总人数
购买的股份* | 平均值
支付的价格
每股 | 购入的股份
作为公开活动的一部分
已宣布的计划
或程序 | 近似值
股份价值
这可能还是可能的
根据以下条款购买
计划或计划 |
| | | | |
| 2022年10月1日至31日 | 6,800,856 | | $ | 117.62 | | 6,800,856 | | $ | 23,536 | |
| 2022年11月1日至30日 | 7,285,173 | | 129.56 | | 7,285,173 | | 22,592 | |
| 2022年12月1日至31日 | 8,635,020 | | 115.98 | | 8,635,020 | | 21,591 | |
| 22,721,049 | | | 22,721,049 | | |
* 没有与公司广泛的员工激励计划相关的从公司员工手中回购普通股。
2016年末，我们启动了当前的股票回购计划。2022年10月，我们的董事会批准将我们的授权从250亿美元增加到450亿美元，以支持我们未来的股票回购计划。截至2022年12月31日，我们已回购了234亿美元的股票。回购由管理层酌情决定，根据当时的价格，受市场状况和其他因素的影响。除非受到适用法律要求的限制，否则可随时增加、减少或停止回购，恕不另行通知。根据该计划回购的股票将作为库存股持有。了解更多信息见“第1A项--风险因素--我们执行资本返还计划的能力取决于某些考虑因素。”
股票表现图表
下图显示了康菲石油普通股在2017年12月31日至2022年12月31日这五年中每年的累计TSR。该图表还将同一五年期间的累计总回报与S指数和我们的业绩同行组进行了比较，其中包括雪佛龙、埃克森美孚、阿帕奇、马拉松石油公司、德文郡、西方石油公司、赫斯和EOG，这些同行在每个年度期间开始时根据各自同行的股票市值进行加权。
这个对比假设在2017年12月31日投资了100亿美元，投资于康菲石油的股票、S指数和康菲石油的同行集团，并假设所有股息都进行了再投资。同业集团公司普通股累计总收益不包括康菲石油普通股累计总收益。此图中包含的股价表现并不一定预示着未来的股价表现。
项目7.上市公司管理层对财务状况和财务状况的讨论分析
经营成果
管理层的讨论和分析是公司对其财务业绩和可能影响未来业绩的重大趋势的分析。阅读时应结合本报告其他部分所列的财务报表和附注以及补充的石油和天然气披露。它包含前瞻性陈述，包括但不限于与公司的计划、战略、目标、期望和意图有关的陈述，这些陈述是根据“1995年私人证券诉讼改革法”的“安全港”条款作出的。“预期”、“相信”、“预算”、“继续”、“可能”、“努力”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“目标”、“展望”、“计划”、“潜力”、“预测”、“计划”、“寻求”、“应该”、“目标”，“Will”、“Will”和类似的表达方式可以识别前瞻性陈述。公司不承诺更新、修改或更正任何前瞻性信息，除非联邦证券法要求这样做。读者请注意，此类前瞻性陈述应与该公司披露的信息一并阅读，标题为“为1995年私人证券诉讼改革法的‘安全港’条款的目的的警示声明”，从第页开始。63.
《管理层讨论与分析》中使用的收益和亏损是指康菲石油应占净收益(亏损)。
业务环境和高管概述
康菲石油是世界领先的生产和储量勘探公司之一，业务和活动遍及13个国家。我们多样化、低成本的供应组合包括北美资源丰富的非常规业务；北美、欧洲、非洲和亚洲的常规资产；液化天然气开发；加拿大的油砂资产；以及全球常规和非常规勘探前景的清单。截至2022年12月31日，我们总部位于得克萨斯州休斯顿，在全球拥有约9,500名员工，总资产达940亿美元。
概述
2022年，能源形势继续改善，大宗商品价格最终达到10年来的最高水平，但由于宏观经济方面的担忧，下半年有所下降。我们预计价格将继续呈现周期性和波动性。我们的观点是，E&P行业的成功商业战略必须在价格较低的环境下具有弹性，同时在价格较高的时期保持上行优势。因此，我们没有进行对冲，在我们的投资决策中保持高度自律，并持续监测市场基本面，包括与乌克兰冲突相关的影响、欧佩克+供应更新、全球对我们产品的需求、石油和天然气库存水平、政府政策、通胀、供应链中断以及全球波动的“新冠肺炎”影响。
包括能源转型在内的宏观环境在继续演变。我们相信，康菲石油将继续发挥关键作用，执行三个目标：负责任地满足能源转型路径需求、提供具有竞争力的资本回报和实现我们的净零排放运营目标。我们称这为我们的三重使命，它代表了我们为利益相关者创造长期价值的承诺。
我们通过价格周期向股东提供有竞争力的回报的价值主张是以支持我们三重授权的基本原则为指导的。我们的基本原则包括保持资产负债表实力，提供同行领先的分配，进行有纪律的投资，以及展示负责任和可靠的ESG业绩。
我们在2022年的行动强化了我们的差异化价值主张。为了表明我们致力于保持和增强资产负债表实力，2022年，我们实施了几项以削减债务为重点的活动，包括提前退休和为部分债务进行再融资。总体而言，这些交易加上自然到期的债务，使公司的总债务减少了33亿美元。这些活动有助于我们实现之前宣布的到2026年底削减50亿美元债务的目标，同时还减少了公司的年度现金利息支出。请参阅注释9。
2022年公司总产量为1,738 MBOED，运营活动提供的现金为283亿美元。我们以资本支出和投资的形式向该业务投资了102亿美元，并通过普通股息、股票回购和我们的VROC为股东提供了约150亿美元的资本回报。2022年，我们从普通股息中返还了24亿美元，其中包括从去年12月起从每股46美分增加到每股51美分。我们还在2022年从中华民国向股东返还了33亿美元。2022年第一季度，我们完成了Cenovus Energy(CVE)普通股的步调货币化计划，并将所得资金用于股票回购计划的一部分。见附注5。2022年，我们通过股票回购总共向股东返还了93亿美元。2022年10月，我们的董事会批准增加我们的股票回购授权，将其从250亿美元增加到450亿美元，以支持我们未来的股票回购计划。截至2022年12月31日，我们已回购了450亿美元授权股份回购计划中的234亿美元。
2023年2月，我们宣布了2023年计划通过我们的三级资本回报框架向股东返还110亿美元的资本。我们还宣布第一季度普通股息为每股0.51美元，VROC为每股0.60美元。
2022年，我们采取了几个步骤来扩大我们的全球液化天然气业务。第一季度，我们在澳大利亚太平洋液化天然气(APLNG)的股权份额增加了10%至47.5%。见附注3.我们还获得了与卡塔尔能源公司的两家新合资企业各25%的权益，这两家合资企业将参与北气田东部(NFE)和北气田南部(NFS)液化天然气项目。NFE合资企业(QG8)的组建已于2022年12月完成，我们预计NFS合资企业(QG12)的组建将于2023年初完成。此外，2022年，我们在最近宣布的位于布伦斯巴特尔的德国液化天然气终端执行了一项为期15年的再气化协议。
在国内方面，于2022年11月，我们与Sempra实体就亚瑟港液化天然气(PALNG)设施达成了多项协议，包括一份在PALNG设施一期启动时每年获得5百万吨液化天然气的买卖协议，以及一份股权买卖协议，根据该协议，我们将收购亚瑟港液化天然气一期30%的股权。PALNG设施的开发取决于完成所需的商业协议、解决一些风险和不确定因素、获得融资和达成最终投资决定等因素。
作为我们正在进行的投资组合高评级和优化努力的一部分，我们在2022年第一季度完成了亚太地区部门的两笔交易，包括上述收购APLNG的额外权益以及出售我们在印度尼西亚的权益。除了这些交易外，在整个2022年，我们还完成了对低48部门某些非核心资产的出售。有关APLNG的更多信息，请参见见附注4有关处置的更多信息，请参见见附注3.
2022年，我们重申并改进了我们的承诺，即展示负责任和可靠的ESG业绩，发布了我们的净零能源过渡计划(以下简称计划)，该计划建立在我们的三重授权的基础上。此外，我们继续扩大我们在2020年通过的与巴黎一致的气候风险框架。2022年7月，我们加入了油气甲烷伙伴关系(OGMP)2.0倡议。2022年10月，我们通过设定新的2030年甲烷排放强度目标，与我们对OGMP 2.0的承诺一致，将甲烷排放强度目标定为约占天然气产量的0.15%，进一步证明了我们的承诺。有关我们对ESG的承诺和该计划的更多信息，请参阅“或有事件--公司对气候相关风险的反应”部分，管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析.
在运营方面，我们仍然专注于安全地执行业务。与2021年相比，2022年的产量增加了171个MBOED，增幅为11%。2022年的产量为1738 MBOED。在对已完成的收购和处置、之前收购的Concho合同量从两流转换为三流以及2021年冬季风暴URI的影响进行调整后，产量下降了16MBOED或1%。来自Low 48和其他开发计划的有机增长抵消了下降的影响；然而，总体产量较低，主要是由于第四季度天气影响和Low 48停机时间。
主要运营和财务摘要
2022年和最近宣布的重要事项包括：
•业务活动产生的现金283亿美元；年终有现金和现金等价物、限制性现金67亿美元和短期投资28亿美元；
•通过三级框架向股东分配150亿美元，包括通过普通股息和VROC提供的57亿美元现金和通过股票回购提供的93亿美元，占经营活动提供的现金的53%；
•通过参与QatarEnergy的NFE和NFS项目扩大全球LNG业务；在德国LNG终端执行为期15年的再气化协议；收购APLNG额外10%的权益；签署为期20年的5Mtpa LNG承接协议，并签署协议购买亚瑟港LNG一期30%的股权；
•交付全年生产1,738个MBOED和创纪录的低48个产量；
•完全整合收购的二叠纪资产，并执行了多个面积互换，自收购以来取心约25,000英亩，以提供超过一年的额外两英里以上的长侧向钻井库存；
•挪威大埃科菲斯克地区许可证延期至2048年，中国渤海蓬莱油田许可证调整至2039年；
•通过将公司的CVE股票货币化和出售非核心资产，获得了35亿美元的处置收益；
•偿还了33亿美元的债务，以实现公司50亿美元的债务削减目标；
•加入OGMP 2.0；发布了净零能源过渡计划，并设定了新的2030年甲烷排放强度目标，加强了我们对ESG的承诺；
•2022年年底记录的已探明储量为66亿京东方，包括关闭的收购和处置，总储量替换率为176%。
营商环境
2022年，WTI原油价格平均为每桶94美元，而2021年为每桶68美元。由于供需状况的波动，能源行业周期性地经历了这种类型的波动，这种波动可能会在未来持续下去。大宗商品价格是影响我们的盈利能力、运营现金流对我们业务的再投资以及对股东分配的最重要因素。我们遵循我们的三重使命和我们的基本原则，通过价格周期实现我们的差异化价值主张，创造价值。我们的基本原则包括保持资产负债表实力、同行领先的分配、有纪律的投资以及展示负责任和可靠的ESG业绩，所有这些都支持强劲的财务回报。
•资产负债表实力。强劲的资产负债表是一种战略资产，可以在价格周期中提供灵活性。我们努力保持我们的A-评级，并在2021年承诺到2026年底减少50亿美元的总债务。2022年，我们开展了几项以削减债务为重点的活动，结合自然到期的债务，公司的总债务减少了33亿美元。这将减少利息支出，并在波动期提供弹性。年末，我们拥有现金和现金等价物，限制性现金为67亿美元，短期投资为28亿美元，保持了资产负债表的强势。
•同行领先的分发。我们相信通过我们的三级资本回报框架为我们的股东提供价值，该框架包括不断增长的、可持续的普通股息、股票回购和我们的VROC。这一框架是我们计划将运营活动提供给股东的净现金的30%以上返还给股东的方式。2022年，我们通过普通股息和VROC向股东返还了57亿美元，通过股票回购向股东返还了93亿美元，部分来源是我们CVE普通股的货币化。请参阅注5。我们总计150亿美元的股息和股票回购占我们经营活动提供的净现金的50%以上。2022年10月，我们的董事会批准将我们的股票回购授权从250亿美元增加到450亿美元，以支持我们未来的股票回购计划。2023年2月，我们宣布了2023年计划通过我们的三级资本回报框架向股东返还110亿美元的资本。见“第1A项--风险因素我们执行资本返还计划的能力取决于某些考虑因素”。
•有纪律的投资。我们的目标是通过执行资本纪律、控制成本和安全可靠地交付生产来实现强大的自由现金流。我们预计将进行足够的资本投资，以维持整个价格周期的生产。自由现金流提供了可用于返还股东、加强资产负债表或重新投资于企业以用于未来现金流扩张的资金。
◦实行资本纪律。我们参与的是一个大宗商品价格驱动的资本密集型行业，从做出投资决定到资产投入运营并产生现金流，交货期各不相同。因此，我们必须投入大量资本美元来开发新发现的油田，维护现有油田，并建设管道和液化天然气设施。我们在地理上多样化、供应成本低的资源基础上配置资本，再加上遗留资产，导致整体产量降幅较低。供应成本是WTI的等值价格，在超前和完全负担的基础上产生10%的税后回报。完全负担包括资本基础设施、外汇、碳成本、价格相关通胀和并购。在制定我们的资本计划时，我们使用严格的方法，使用这些供应成本标准来评估项目，我们相信这将导致价值最大化和现金流扩大，使用优化的投资速度，而不是为了增长而生产增长。我们的现金分配优先要求投入足够的资本来维持生产并为股东提供资本回报。
◦控制我们的成本。在不影响安全或环境管理的情况下，控制运营和管理成本是当务之急。我们使用各种方法每月监测这些成本，以绝对美元为基础，以单位为基础，并向管理层报告。管理运营和管理成本对于保持我们行业的竞争地位至关重要，尤其是在大宗商品价格较低的环境下。控制我们的运营和管理费用的能力对我们从运营中提供强大现金的能力产生了积极的影响。
◦优化我们的投资组合。2022年，我们扩大了全球液化天然气业务，将我们在APLNG的持股比例增加了10%至47.5%。此外，我们还获得了卡塔尔NFE和NFS LNG项目的权益，签署了购买美国亚瑟港LNG权益的协议，并与德国布伦斯巴特尔的LNG终端签署了为期15年的再气化协议。请参阅注释4。
我们继续评估我们的资产，以确定它们是否在我们的投资组合中争夺资本，并在必要时进行优化，将资本引导到最具竞争力的投资，并处置不竞争的资产。因此，我们在2022年完成了印度尼西亚和低48细分市场的某些非核心资产的出售。见注3。
◦加入我们的储备基地。 我们主要通过三种方式增加探明储量基础：
▪对现有或新领域感兴趣。
▪应用新技术和工艺，提高现有油田的采收率。
▪成功地探索、开发和利用新的和现有的领域。
按照现行权威准则的要求，一项资产达到其经济寿命的估计未来日期是根据历史上12个月第一个月的平均价格和当前成本计算的。这一日期估计何时结束生产，并影响估计储量的数量。因此，随着价格和成本水平每年都在变化，已探明储量的估计也会发生变化。一般来说，我们的探明储量随着价格的下降而减少，随着价格的上涨而增加。
储量替换是指已探明储量的净变化，即减去产量，除以我们当年的产量，如我们的补充储量表披露所示。2022年，我们的储量替换率为176%，反映了开发钻探活动的净增长以及价格的上涨。2022年，我们的有机储备替代量(不包括销售和购买净减少6MMBOE)为177%。
在截至2022年12月31日的三年中，我们的储备替代率为180%。在截至2022年12月31日的三年中，我们的有机储备替代量为114%，其中不包括与销售和购买相关的1103MMBOE净增长。看见“补充数据-石油和天然气业务”以获取更多信息。
获得额外资源可能越来越困难，因为商品价格周期较低可能使项目不经济或没有吸引力。此外，禁止在某些国家直接投资、国家财政条款、政治不稳定、来自国家石油公司的竞争，以及由于环境或其他法规而无法进入高潜力地区，可能会对我们增加储备基础的能力产生负面影响。因此，我们增加储备基础的时间和水平可能会或可能不会让我们在随后几年完全取代我们的生产。
•环境、社会和治理。康菲石油寻求通过一种综合管理系统方法来完成我们向世界输送能源的使命，该方法将评估与可持续发展相关的商业风险和机会作为我们决策过程的一部分。认识到ESG业绩对我们的利益相关者和公司成功的重要性，我们拥有从董事会到执行领导层和业务部门经理的治理结构。
2020年10月，我们成为第一家采用与巴黎一致的气候风险框架的美国石油和天然气公司，该框架包括到2050年在总运营和净股本基础上实现净零排放范围1和2的雄心。我们相信，这一框架，再加上我们成功实现我们三重使命设定的商业目标，是我们为社会向低碳经济转型做出可持续贡献的最有效方式。2022年初，我们通过发布我们的净零能源过渡计划，重申并改进了我们展示负责任和可靠的ESG性能和应对气候相关风险的承诺，其中概述了我们在应对能源过渡特定风险方面的方法和进展。
康菲石油认为，在整个能源转型过程中，天然气和石油仍将是能源结构中必不可少的组成部分，我们也认识到需要继续降低生产作业的温室气体强度。能源转型可能是复杂的，在几十年的时间里演变，有许多可能的途径和不确定性。通过遵循我们的三重授权，我们打算以经济上可行、可问责和可操作的方式应对这一挑战，为我们的利益相关者创造长期价值。有关我们在能源过渡期间致力于负责任和可靠的ESG性能的更多信息，见“意外情况--公司对气候相关风险的反应”管理部门对财务状况和经营成果的讨论和分析。
大宗商品价格
我们的收益和运营现金流通常与原油和天然气大宗商品价格相关。大宗商品价格水平受公司外部因素的影响，这些因素是我们无法控制的，包括但不限于全球经济健康、国内动乱或军事冲突造成的供应中断或对此的担忧、OPEC Plus和其他生产国采取的行动、环境法、税收法规、政府政策、全球健康危机和与天气有关的中断。下图描绘了过去三年WTI原油、布伦特原油和美国Henry Hub天然气的平均基准价格：
2022年，布伦特原油平均价格为每桶101.19美元，比2021年的每桶70.73美元上涨了43%。同样，WTI原油平均价格从2021年的每桶67.92美元上涨到2022年的每桶94.23美元，涨幅为39%。到2022年，油价一直处于较高水平，原因包括2020年S疫情后全球经济持续复苏、俄罗斯入侵乌克兰造成的供应中断以及随后的制裁、欧佩克供应限制以及限制美国产量增长的供应链瓶颈。
Henry Hub天然气价格上涨了73%，从2021年的平均每MMBTU 3.85美元上涨到2022年的每MMBTU 6.65美元。天然气价格上涨，原因是国内产量温和增长，国内需求健康，以及向欧洲和亚洲出口液化天然气的原料气需求强劲。
我们实现的沥青价格从2021年的平均每桶37.52美元上涨到2022年的每桶55.56美元，涨幅为48%。这一增长在很大程度上是由西德克萨斯中质原油的强劲推动的，反映出全球需求的增加和对俄罗斯出口的制裁。哈迪斯蒂WCS与WTI价差疲软的主要原因是美国战略石油储备的释放、俄罗斯原油折扣和重油定价疲软。我们继续通过优化稀释剂回收装置的操作、混合和运输策略来优化沥青价格变现。
我们的全球年平均实现价格上涨了46%，从2021年的每京东方54.63美元上涨到2022年的每京东方79.82美元，这主要是由于大宗商品价格上涨。
展望
《生产与资本》
2023年运营计划资本支出指引为107亿至113亿美元，其中16亿至20亿美元用于NFE、NFS、PALNG和Willow的预期重大项目支出，91亿至93亿美元用于持续开发钻探项目、勘探和评估活动、基地维护，以及降低公司1和2排放强度的项目，并为几个解决终端排放问题的早期低碳机会提供资金。
2023年的生产指引为1.76至1.80MMBOED。预计2023年第一季度产量为1.72MMBOED至1.76MMBOED，其中包括鹰福特的35MBOED扭亏为盈和稳定器扩张。
运营细分市场
我们通过六个运营部门管理我们的业务，这六个部门主要按地理区域定义：阿拉斯加、Low 48、加拿大、欧洲、中东和北非、亚太地区和其他国际。
公司和其他指与经营部门没有直接关联的收入和成本，例如大部分利息支出、提前偿还债务产生的保费、公司管理费用、某些技术活动以及许可收入。
我们的主要业绩指标显示在后面经营部门部分开头提供的统计表中，反映了我们经营的结果，包括商品价格和生产。
经营成果
表格10-K的这一部分讨论了2022年和2021年之间的年度比较。有关2021年与2020年的年度比较的讨论，请参阅我们的2021年10-K报告第二部分第7项中的“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”。
合并结果
公司按业务分类的康菲石油应占净收益(亏损)摘要如下：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 2,352 | | 1,386 | | (719) | |
| 下部48 | 11,015 | | 4,932 | | (1,122) | |
| 加拿大 | 714 | | 458 | | (326) | |
| 欧洲、中东和北非 | 2,244 | | 1,167 | | 448 | |
| 亚太地区 | 2,736 | | 453 | | 962 | |
| 其他国际组织 | (51) | | (107) | | (64) | |
| 公司和其他 | (330) | | (210) | | (1,880) | |
| 康菲石油应占净收益(亏损) | $ | 18,680 | | 8,079 | | (2,701) | |
2022年，康菲石油的净收益(亏损)增加了106.01亿美元。收益受到以下因素的积极影响：
•较高的已实现商品价格。
•较高的销售量主要是由于我们收购了壳牌二叠纪公司，但部分被剥离的资产所抵消。见附注3.
•附属公司收益股本增加，主要是由于液化天然气销售价格和销量增加，以及我们在2022年第一季度收购的APLNG额外10%的权益。见附注3.
•未计入亚太区的APLNG投资税后减值6.82亿美元。见附注7.
•确认与结束美国国税局审计有关的5.15亿美元税收优惠。见附注17.
•处置收益主要是由于与剥离印尼资产相关的4.62亿美元税后收益，与之前在加拿大和低48个部门处置相关的或有付款增加，以及从2021年起没有与剥离其他国际部门非核心资产相关的1.37亿美元税后亏损。见附注3.
•没有与我们的Concho和壳牌二叠纪收购相关的3.41亿美元的税后重组和交易费用。
•与我们在Concho收购中收购的衍生品头寸相关的2.33亿美元税后对冲没有实现亏损。见附注12.
•其他支出减少，主要是与2022年第一季度债务清偿相关的6200万美元税后收益有关。见附注9.
净收益(亏损)的这些增长被以下因素部分抵消：
•提高所得税拨备。
•除所得税、生产和运营费用以及DD&A费用外，由于价格上涨、产量增加(主要来自我们收购壳牌二叠纪)和通货膨胀，税收增加。部分抵消了DD&A费用增加的是准备金修订带来的较低费率。
•2022年我们Cenovus Energy(CVE)普通股的税后收益为2.51亿美元，而2021年这些股票的税后收益为10.4亿美元。请参阅注5。
•没有确认与2020年我们的澳大利亚-西部资产剥离相关的最终投资决策(FID)奖金的1.94亿美元的税后收益。见附注11.
•较高的勘探费用主要与我们加拿大部门的某些陈旧的暂停油井的减值以及我们的欧洲、中东和北非部门的干井费用增加有关。见附注6.
损益表分析
除非另有说明，损益表分析中的所有结果都是税前的。
销售和其他营业收入2022年增加326.66亿美元，主要是由于实现的大宗商品价格上涨和销售额增加，主要是由于我们收购壳牌二叠纪，但部分被剥离的资产所抵消。见附注3.
关联公司收益中的权益2022年增加12.49亿美元，主要是由于液化天然气和原油价格上涨带来的收益增加，以及2022年第一季度收购的APLNG额外10%的权益。见附注3.
处置收益2022年增加5.91亿美元，主要是由于确认了剥离印尼资产带来的5.34亿美元收益，没有与出售其他国际部门的非核心资产相关的1.79亿美元的亏损，以及我们的加拿大部门和较低的48部门的或有付款比2021年有所增加。这些增长被2021年第一季度确认的与我们的澳大利亚-西部资产剥离相关的FID奖金没有增加2亿美元部分抵消。见附注3.
其他收入(亏损)2022年减少6.99亿美元，主要是由于我们的CVE普通股没有按市值计价的收益，这些普通股在2022年第一季度被完全剥离。见附注5。由于利率和投资上升而产生的利息收入增加，部分抵消了这一减少。
购进商品2022年增加了158.13亿美元，主要是由于天然气和原油价格和数量的上涨。
生产和运营费用2022年增加13.12亿美元，这主要是由于产量增加，主要是由于我们收购壳牌二叠纪石油、通货膨胀和大宗商品价格的影响。
销售、一般和行政费用2022年减少9,600万美元，主要是由于没有与我们的Concho和壳牌二叠纪收购相关的交易和重组费用，但部分被更高的薪酬和福利成本所抵消，包括某些关键员工薪酬计划的按市值计算的影响。
勘探费2022年增加2.2亿美元，主要是由于我们加拿大部门某些陈旧的暂停油井的减值，以及与我们在挪威的2022年勘探和评估活动相关的干井费用增加所致。
副署长及助理署长2022年增加2.96亿美元，主要是由于我们收购壳牌二叠纪导致整体产量增加，但由于开发钻探增加的储量比率较低、价格上涨以及剥离资产中没有DD&A，部分抵消了这一增长。
减值2022年减少6.86亿美元，主要是由于我们的APLNG投资在2021年计入亚太地区部门没有减值。有关其他信息，请参阅见附注7和注13.
所得税以外的其他税种2022年增长17.3亿美元，主要原因是大宗商品价格上涨和销售量增加。
其他费用减少1.49亿美元，主要是与2022年第一季度债务清偿相关的1.27亿美元收益有关。见附注9.
看见附注17-所得税有关我们的 所得税拨备有效税率。
汇总运营统计信息
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 平均净产量 | | | |
| 原油(MBD) | | | |
| 整合运营 | 885 | | 816 | | 555 | |
| 股权关联公司 | 13 | | 13 | | 13 | |
| 原油总量 | 898 | | 829 | | 568 | |
| | | |
| 天然气液体(MBD) | | | |
| 整合运营 | 244 | | 134 | | 97 | |
| 股权关联公司 | 8 | | 8 | | 8 | |
| 天然气液体总量 | 252 | | 142 | | 105 | |
| | | |
| 沥青(MBD) | 66 | | 69 | | 55 | |
| | | |
| 天然气(MMCFD) | | | |
| 整合运营 | 1,939 | | 2,109 | | 1,339 | |
| 股权关联公司 | 1,191 | | 1,053 | | 1,055 | |
| 天然气总量 | 3,130 | | 3,162 | | 2,394 | |
| | | |
总产量(Mboed) | 1,738 | | 1,567 | | 1,127 | |
| | | | | | | | | | | |
| 每单位美元 |
| 平均销售价格 | | | |
| 原油(每桶) | | | |
| 整合运营 | $ | 97.23 | | 67.61 | | 39.56 | |
| 股权关联公司 | 97.31 | | 69.45 | | 39.02 | |
| 原油总量 | 97.23 | | 67.64 | | 39.54 | |
| | | |
| 天然气液体(每桶) | | | |
| 整合运营 | 35.67 | | 31.04 | | 12.90 | |
| 股权关联公司 | 61.22 | | 54.16 | | 32.69 | |
| 天然气液体总量 | 36.50 | | 32.45 | | 14.61 | |
| | | |
| 沥青(每桶) | 55.56 | | 37.52 | | 8.02 | |
| | | |
| 天然气(单位：Mcf) | | | |
| 整合运营 | 10.56 | | 6.00 | | 3.17 | |
| 股权关联公司 | 10.67 | | 5.31 | | 3.71 | |
| 天然气总量 | 10.60 | | 5.77 | | 3.41 | |
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 全球勘探费用 | | | |
| 一般事务和行政事务；地质和地球物理、租赁和其他 | $ | 224 | | 300 | | 374 | |
| 租赁减值 | 89 | | 10 | | 868 | |
| 干井 | 251 | | 34 | | 215 | |
| 勘探费用总额 | $ | 564 | | 344 | | 1,457 | |
我们在全球范围内勘探、生产、运输和销售原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气。截至2022年12月31日，我们的业务在美国、挪威、加拿大、澳大利亚、中国、马来西亚、卡塔尔和利比亚投产。
与2021年相比，2022年1738 MBOED的总产量增加了171 MBOED，增幅为11%，主要原因是：
•在澳大利亚阿拉斯加、中国、马来西亚和加拿大的Low 48油井上线新油井。
•收购包括壳牌在低48区的二叠纪，以及APLNG在亚太地区的额外工作权益。见附注3.
•将以前收购的Concho合同量从两流转换为三流。
2022年产量的增长被以下因素部分抵消：
•正常的场强下降。
•剥离我们在印尼的资产和低48部分的非核心资产。见附注3.
2022年的产量为1738 MBOED。在对已完成的收购和处置、之前收购的Concho合同量从两流转换为三流以及2021年冬季风暴URI的影响进行调整后，产量下降了16MBOED或1%。来自Low 48和其他开发计划的有机增长抵消了下降的影响；然而，总体产量较低，主要是由于第四季度天气影响和Low 48停机时间。
细分结果
除非另有说明，否则对部门结果的讨论是税后的。
阿拉斯加州
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
康菲石油应占净收益(亏损)(百万美元) | $ | 2,352 | | 1,386 | | (719) | |
| | | |
| 平均净产量 | | | |
| 原油(MBD) | 177 | | 178 | | 181 | |
| 天然气液体(MBD) | 17 | | 16 | | 16 | |
| 天然气(MMCFD) | 34 | | 16 | | 10 | |
总产量(Mboed) | 200 | | 197 | | 198 | |
| | | |
| 平均销售价格 | | | |
| 原油(每桶$1) | $ | 101.72 | | 69.87 | | 42.12 | |
| 天然气(每立方英尺$) | 3.64 | | 2.81 | | 2.91 | |
阿拉斯加业务主要勘探、生产、运输和销售原油、NGL和天然气。2022年，阿拉斯加贡献了我们综合液体产量的16%和综合天然气产量的2%。
康菲石油应占净收益(亏损)
阿拉斯加2022年的收入为23.52亿美元，而2021年的收入为13.86亿美元。收益受到较高的已实现商品价格的积极影响。
收益受到以下方面的负面影响：
•除所得税以外的较高税收与较高的已实现商品价格和较高的生产量相关。
•生产和运营费用增加，主要是由于阿尔卑斯山钻探地点CD1第一季度地下天然气泄漏相关的应对成本，以及修井和注气活动增加所致。
生产
与2021年相比，2022年的平均产量增加了3MBOED，主要原因是：
•我们的西北坡资产上线了新的油井。
•大普拉德霍地区和库帕鲁克地区资产的开发活动增加。
•我们的大普拉德霍地区的天然气产量更高。
产量的增加部分被正常的油田下降所抵消。
下部48
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
康菲石油应占净收益(亏损)(百万美元) | $ | 11,015 | | 4,932 | | (1,122) | |
| | | |
| 平均净产量 | | | |
| 原油(MBD) | 534 | | 447 | | 213 | |
| 天然气液体(MBD)* | 221 | | 110 | | 74 | |
| 天然气(MMCFD)* | 1,402 | | 1,340 | | 585 | |
总产量(Mboed) | 989 | | 780 | | 385 | |
| | | |
| 平均销售价格 | | | |
| 原油(每桶$1) | $ | 94.46 | | 66.12 | | 35.17 | |
| 天然气液体(每桶$1) | 35.36 | | 30.63 | | 12.13 | |
| 天然气(每立方英尺$) | 5.92 | | 4.38 | | 1.65 | |
*包括从2021年第四季度开始将以前收购的Concho双流合同转换为三流合同。
Low 48部门包括位于毗邻的美国和墨西哥湾的业务和商业业务。在2022年期间，低48个国家贡献了我们合并液体产量的64%和我们合并天然气产量的72%。
康菲石油应占净收益(亏损)
较低的48家公司报告2022年收益为110.15亿美元，而2021年的收益为49.32亿美元。收益受到以下因素的积极影响：
•更高的实现价格。
•较高的销售量主要与我们对壳牌二叠纪的收购有关。见附注3.
•我们的Concho和壳牌二叠纪收购没有一次性影响，包括与Concho收购中获得的衍生品头寸相关的对冲已实现亏损，以及交易和重组费用的更高销售、一般和行政费用。见附注12.
收益受到以下方面的负面影响：
•更高的生产和运营费用、DD&A费用和所得税以外的税费主要是由于产量增加，主要来自我们收购壳牌二叠纪石油公司、已实现的大宗商品价格和通胀。新增储量所带来的较低比率，主要来自我们非常规业务的额外开发钻探及某些技术修订，部分抵销了DD&A开支的增加。
生产
与2021年相比，2022年总平均产量增加了209MBOED，主要原因是：
•我们在特拉华盆地、伊格尔福特、米德兰盆地和巴肯的开发计划中的新油井在线。
•由于我们对壳牌二叠纪的收购，交易量增加，但被剥离的资产部分抵消。见附注3.
•将以前收购的Concho合同量从两流转换为三流。
这些增产部分被正常油田产量下降所抵消。
资产收购和处置
我们在2022年完成了多次非核心石油和天然气资产的剥离，经过常规调整后，总收益约为6.8亿美元。这些剥离的资产平均约为18MBOED。我们还通过常规调整后约2.5亿美元的收购，巩固了战略地位。见附注3.
加拿大
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
康菲石油应占净收益(亏损)(百万美元) | $ | 714 | | 458 | | (326) | |
| | | |
| 平均净产量 | | | |
| 原油(MBD) | 6 | | 8 | | 6 | |
| 天然气液体(MBD) | 3 | | 4 | | 2 | |
| 沥青(MBD) | 66 | | 69 | | 55 | |
| 天然气(MMCFD) | 61 | | 80 | | 40 | |
总产量(Mboed) | 85 | | 94 | | 70 | |
| | | |
| 平均销售价格 | | | |
| 原油(每桶$1) | $ | 79.94 | | 56.38 | | 23.57 | |
| 天然气液体(每桶$1) | 37.70 | | 31.18 | | 5.41 | |
| 沥青(每桶$1) | 55.56 | | 37.52 | | 8.02 | |
| 天然气(每立方英尺$) | 3.62 | | 2.54 | | 1.21 | |
平均销售价格包括未使用的运输成本。
我们在加拿大的业务包括阿尔伯塔省的Surmont油砂开发和不列颠哥伦比亚省富含液体的蒙特尼非常规业务和商业业务。2022年，加拿大贡献了我们6%的综合液体产量和3%的综合天然气产量。
康菲石油应占净收益(亏损)
加拿大业务2022年的收益为7.14亿美元，而2021年的收益为4.58亿美元。收益受到以下因素的积极影响：
•更高的实现价格。
•2022年与2017年将某些资产出售给CVE相关的或有付款为2.82亿美元，而2021年为2.46亿美元。
收益受到以下方面的负面影响：
•较高的勘探费用主要与某些陈旧、暂停开采的油井的减值有关。请参阅注释6。
•销售量下降。
•生产和运营费用增加，主要是由于Surmont的燃料气和电价上涨。
生产
2022年的总平均产量比2021年减少了9MBOED。产量下降的主要原因是：
•正常的场强下降。
•由于大宗商品价格上涨，整个细分市场的特许权使用费费率都有所上升。
•计划在我们的蒙特尼资产和Surmont中央处理设施1进行扭亏为盈。
这些减产部分被我们蒙特尼资产的在线新油井所抵消。
欧洲、中东和北非
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
康菲石油应占净收益(亏损)(百万美元) | $ | 2,244 | | 1,167 | | 448 | |
| | | |
| 整合运营 | | | |
| 平均净产量 | | | |
| 原油(MBD) | 107 | | 118 | | 86 | |
| 天然气液体(MBD) | 3 | | 4 | | 4 | |
| 天然气(MMCFD) | 328 | | 313 | | 275 | |
总产量(Mboed) | 165 | | 175 | | 136 | |
| | | |
| 平均销售价格 | | | |
| 原油(每桶$1) | $ | 99.20 | | 68.97 | | 43.30 | |
| 天然气液体(每桶$1) | 54.52 | | 43.97 | | 23.27 | |
| 天然气(每立方英尺$) | 33.39 | | 13.27 | | 3.23 | |
欧洲、中东和北非业务主要位于北海的挪威区、挪威海、卡塔尔、利比亚以及英国的商业和终端业务。2022年，我们的欧洲、中东和北非业务占我们综合液体产量的9%，占我们综合天然气产量的17%。
康菲石油应占净收益(亏损)
欧洲、中东和北非部门2022年的收益为22.44亿美元，而2021年的收益为11.67亿美元。收益受到以下因素的积极影响：
•更高的实现价格。
•关联公司收益中的股本增加，主要是由于液化天然气销售价格较高。
•外汇收益，美元兑挪威克朗走强。
收益受到以下方面的负面影响：
•销售量下降。
联合生产
与2021年相比，2022年的平均综合产量减少了10MBOED。综合产量下降的主要原因是：
•正常的场强下降。
•挪威大Ekofisk地区的全场周转。
•我们挪威资产的计划外停机。
这些产量下降被以下因素部分抵消：
•挪威的新油井上线、性能改善和天然气出口增加。
卡塔尔的兴趣
2022年，我们与卡塔尔能源公司成立了一家新的合资企业，参与NFE液化天然气项目，获得了25%的权益。NFE合资企业(QG8)的组建于2022年12月结束。一旦建成，NFE项目将有能力生产3200万吨/年。见附注3和注4.
利比亚收购
2022年11月，我们与TotalEnergy完成了对赫斯利比亚Waha Ltd的联合收购，使我们在Waha特许权中的权益增加了4.1%至20.4%。
探险活动
2022年，我们钻了四口作业井，参与了一口合作伙伴作业井，所有这些井都被确定为干井，包括实际上圈定了2020年发现的Slagugle评估井。Sagugle是一项我们正在继续评估的发现。
亚太地区
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
康菲石油应占净收益(亏损)(百万美元) | $ | 2,736 | | 453 | | 962 | |
| | | |
| 整合运营 | | | |
| 平均净产量 | | | |
| 原油(MBD) | 61 | | 65 | | 69 | |
| 天然气液体(MBD) | — | | — | | 1 | |
| 天然气(MMCFD) | 114 | | 360 | | 429 | |
总产量(Mboed) | 80 | | 125 | | 141 | |
| | | |
| 平均销售价格 | | | |
| 原油(每桶$1) | $ | 105.52 | | 70.36 | | 42.84 | |
| 天然气液体(每桶$1) | — | | — | | 33.21 | |
| 天然气(每立方英尺$) | 5.84 | | 6.56 | | 5.39 | |
截至2022年12月31日，亚太区在马来西亚、澳大利亚和中国都有业务，在中国、新加坡和日本也有商业业务。2022年期间，亚太地区贡献了我们5%的综合液体产量和6%的综合天然气产量。
康菲石油应占净收益(亏损)
亚太地区2022年的收益为27.36亿美元，而2021年为4.53亿美元。盈利增加的主要原因是：
•联属公司盈利股本增加，反映液化天然气销售价格上升，以及我们对APLNG的兴趣增加。
•我们的APLNG投资没有6.88亿美元的税后减值。见附注4和注13.
•已实现的原油价格上涨。
•与剥离我们印尼资产相关的5.34亿美元税后收益。见附注3.
•由于剥离我们在印尼的资产，降低了DD&A费用。
•较低的生产和运营费用主要与剥离我们在印尼的资产以及中国的生产成本较低有关。
收益受到以下方面的负面影响：
•2021年第一季度未确认与2020年澳大利亚-西部资产剥离的或有付款有关的2亿美元税后收益。见附注3和注11.
•销售额下降的主要原因是剥离了我们在印尼的资产。
•所得税以外的较高税款主要是由于实现的原油价格较高。
联合生产
与2021年相比，2022年的平均综合产量减少了45MBOED。减少的主要原因是：
•2022年第一季度剥离我们在印尼的资产。
•正常的场强下降。
这些减产被中国渤海湾的开发活动和马来西亚在线的新油井部分抵消。
资产收购和处置
2022年第一季度，我们完成了对APLNG额外10%权益的收购，使我们的持股比例达到47.5%。同样在第一季度，我们完成了对持有我们印尼资产和业务的子公司的剥离。在截至2022年3月31日的三个月里，出售资产的平均产量约为33MBOED。见注3。
其他国际组织 | | | | | | | | | | | |
| | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
康菲石油应占净收益(亏损)(百万美元) | $ | (51) | | (107) | | (64) | |
另一个国际部分包括在哥伦比亚的利益以及与其他国家以前业务有关的或有事项。
与2021年相比，我们其他国际业务的收益在2022年增加了5600万美元，这主要是因为与我们阿根廷勘探权益相关的资产剥离没有1.37亿美元的税后亏损，这部分被2022年与法律和解相关的更高税收所抵消。
公司和其他
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 康菲石油应占净收益(亏损) | | | |
| 净利息支出 | $ | (600) | | (801) | | (662) | |
| 公司一般和行政费用 | (244) | | (317) | | (200) | |
| 技术 | 32 | | 25 | | (26) | |
| 其他收入(费用) | 482 | | 883 | | (992) | |
| $ | (330) | | (210) | | (1,880) | |
净利息包括利息和融资费用，扣除利息收入和资本化利息后的净额。与2021年相比，2022年的净利息支出增加了2.01亿美元，这主要是由于我们的债务减少交易导致利息收入增加以及利息支出减少。见附注9.
公司并购费用包括薪酬计划和员工成本。与2021年相比，2022年这些费用减少了7300万美元，主要是因为没有与我们收购Concho相关的重组费用，部分被与某些薪酬计划相关的按市值计价的调整所抵消。见附注16.
技术包括我们对新技术或新业务的投资，以及许可收入。活动的重点是常规和致密油藏、页岩气、重油、油砂、提高石油采收率以及液化天然气。
其他收入(支出)(“其他”)包括某些与公司税有关的项目、外币交易损益、与停业地点有关的环境成本、与经营部门没有直接关联的其他成本、提前偿还债务的收益或亏损、股权证券的持有收益或亏损以及养老金结算费用。与2021年相比，2022年在“其他”领域的收入减少了4.01亿美元。这主要是由于我们的CVE普通股在2022年获得了2.51亿美元的收益，而2021年的收益为10.4亿美元。“其他”业务的收益也有所下降，原因是与处置印尼资产有关的1.01亿美元的税收影响，以及8100万美元的较高法定应计项目。抵消了“其他”收益的减少，包括与2017年结束我们的美国联邦所得税申报单审计相关的4.74亿美元的联邦税收优惠，没有释放与之前的处置相关的9200万美元的递延税项资产，以及确认与债务重组交易相关的6200万美元的税后收益。
资本资源与流动性
财务指标
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元
除非另有说明 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 28,314 | | 16,996 | | 4,802 | |
| 现金和现金等价物 | 6,458 | | 5,028 | | 2,991 | |
| 短期投资 | 2,785 | | 446 | | 3,609 | |
| 短期债务 | 417 | | 1,200 | | 619 | |
| 债务总额 | 16,643 | | 19,934 | | 15,369 | |
| 总股本 | 48,003 | | 45,406 | | 29,849 | |
| 总债务与资本之比* | 26 | % | 31 | | 34 | |
| 浮动利率债务占总债务的百分比 | 2 | % | 4 | | 7 | |
*资本包括总债务和总股本。
为了满足我们的短期和长期流动性要求，我们寻求各种资金来源，包括经营活动产生的现金、资产出售收益、我们的商业票据和信贷安排计划，以及我们使用货架登记报表出售证券的能力。2022年，我们可用现金的主要用途是102亿美元用于支持我们正在进行的资本支出和投资计划，93亿美元用于回购普通股，57亿美元用于支付普通股息和VROC，34亿美元用于通过再融资交易和退休减少债务，以及26亿美元的投资净购买。2022年，现金和现金等价物增加了14亿多美元，达到65亿美元。
截至2022年12月31日，我们拥有65亿美元的现金和现金等价物，28亿美元的短期投资，以及55亿美元的信贷安排下的可用借款能力，总计约148亿美元的流动性。我们相信，目前的现金余额和运营产生的现金，加上下面“资本重大变化”部分所述的外部资金来源，将足以满足我们的短期和长期资金需求，包括我们的资本支出计划、股息支付和必要的债务支付。
资本的重大变化
经营活动
2022年，经营活动提供的现金继续增加，总额达283亿美元，而2021年和2020年分别为170亿美元和48亿美元。自2021年起，经营活动提供的现金增加，主要是由于已实现的大宗商品价格上涨，销售额增加，主要是由于我们收购了壳牌二叠纪资产，以及从Concho收购的石油和天然气对冲头寸没有在2021年结算。经营活动提供的现金增加被利比亚的外国税收和特许权使用费以及挪威的外国税收部分抵消，此外还有美国的税收。
与2020年相比，2021年的现金增加主要是由于实现的大宗商品价格和销售额增加，主要是由于我们收购了Concho。这一增长被从Concho收购的8亿美元石油和天然气对冲头寸结算以及约4亿美元的交易和重组成本部分抵消。
我们的短期和长期经营现金流高度依赖于原油、沥青、天然气、LNG和NGL的价格。我们行业的价格和利润率历来不稳定，并受到我们无法控制的市场条件的影响。在没有其他缓解因素的情况下，由于这些价格和利润率波动，我们预计我们的经营现金流将出现相应的变化。
绝对生产量的水平，以及产品和地点组合，都会影响我们的现金流。2022年全年平均产量为1738 MBOED，比2021年增加171 MBOED或11%。2023年第一季度的产量预计在1.72MMBOED到1.76MMBOED之间。未来的生产受许多不确定因素的影响，包括波动的原油和天然气价格环境，这可能会影响投资决策；价格变化对产量分享和可变特许权使用费合同的影响；油田的收购和处置；油田产量递减率；新技术；运营效率；启动和重大转机的时机；政治不稳定；与天气有关的中断；以及通过勘探成功及其及时和具有成本效益的开发增加已探明储量。虽然我们积极管理这些因素，但生产水平可能会导致现金流的变化，尽管一般来说，这种变化并不像大宗商品价格造成的那样显著。
为了保持或持续增长我们的产量，我们必须继续增加我们已探明的储备基础。我们已探明的储量通常会随着价格的上涨而增加，随着价格的下降而减少。储量置换指的是已探明储量的净变化，即减去产量，除以当年产量。有关已探明储量的信息，包括已开发和未开发储量，见“补充数据--石油和天然气业务”中的储备表披露。见“项目1A--风险因素--除非我们成功开发资源，否则我们的业务范围将会下降，从而对我们的业务造成不利影响。”
正如在“关键会计估计”一节中所讨论的，已探明储量的工程估计是不精确的；因此，由于大宗商品价格变化的影响或随着更多关于油藏的技术数据的出现，储量可能每年被向上或向下修正。不可能可靠地预测修订将如何影响未来的储备数量。
投资活动
2022年，我们在资本上投入了102亿美元支出a和投资；其中21亿美元是收购资本，用于APLNG额外10%的权益、某些Low 48资产以及对我们在第八季度的投资的付款。剩余的81亿美元为我们的运营资本计划提供了资金，包括通过整合Concho和壳牌二叠纪资产实现的低48细分市场的增长。2021年和2020年的资本支出分别为53亿美元和47亿美元。见“资本支出和投资”一节。
2022年，我们完成了从2021年5月开始的CVE普通股投资货币化。到2022年第一季度末，我们完全剥离了我们的投资，确认了14亿美元的收益，并将收益用于我们现有的股票回购计划。自成立以来，我们总共创造了25亿美元的收益。请参阅注5。本年度收到的其他处置收益包括我们在亚太地区和低48个部分的资产剥离，经常规调整后约为15亿美元，以及与先前资产剥离相关的5亿美元或有付款。见注3。
2021年12月，我们完成了对壳牌在特拉华州盆地资产的收购，经过常规调整后，现金对价约为87亿美元。我们用手头的现金为这笔交易提供资金。我们于2021年1月15日以全股票交易方式完成了对Concho的收购。交易中获得的资产包括3.82亿美元现金。这些项目的净影响在我们综合现金流量表上的“收购业务，扣除收购的现金”中确认。见注3。
2021年，资产处置的总收益为17亿美元。我们从出售Low 48部门的非核心资产中获得了2.5亿美元的现金收益，从出售我们在CVE普通股的投资中获得了11亿美元，以及与2021年前完成的处置相关的2.44亿美元或有付款。见附注3和附注5。
2020年，出售资产的收益为13亿美元。我们收到了7.65亿美元的现金收益，用于剥离我们在澳大利亚西部的资产和业务。我们还分别从出售Niobrara权益和Waddell Ranch权益中获得3.59亿美元和1.84亿美元的收益。见注3。
我们投资短期投资是我们现金投资战略的一部分，其主要目标是保护本金、维持流动性并提供收益和总回报；这些投资包括定期存款、商业票据以及归类为可供出售的债务证券。用于支持我们的运营计划并提供弹性以应对短期价格波动的短期需求资金投资于年内到期的高流动性工具。我们认为可用于在较长期价格下跌时保持弹性并捕捉给定运营计划以外的机会的资金可能投资于到期日超过一年的工具。见附注12和附注19。
融资活动
2022年2月，我们对循环信贷安排进行了再融资，本金总额从60亿美元增加到55亿美元，到期日为2027年2月。我们的循环信贷安排可用于直接向银行借款，签发总额高达5亿美元的信用证，或用于支持我们的商业票据计划。循环信贷安排广泛地由金融机构组成辛迪加，不包含任何重大不利变化条款或要求维持特定财务比率或信用评级的任何契约。融资协议包含一项交叉违约拨备，涉及康菲石油或其任何合并附属公司未能就2亿美元或以上的其他债务债务支付本金或利息。贷款的数额不受到期日期之前的重新确定的影响。
信贷工具借款的利息可能高于有担保的隔夜融资利率(SOFR)。该协议要求对可用但未使用的金额收取承诺费。该协议还包含如果我们的现任董事或他们批准的继任者不再是董事会多数成员的提前解约权。
循环信贷安排支持康菲石油公司发行高达55亿美元的商业票据，这主要是短期营运资金需求的资金来源。商业票据的到期日一般限制在90天内。由于没有未偿还的商业票据，也没有直接借款或信用证，截至2022年12月31日，我们可以通过循环信贷安排获得55亿美元的可用借款能力。
截至2022年12月31日，我们的债务余额为166亿美元截至2021年12月31日，红色与199亿美元。债务的当前部分，包括融资租赁的付款ES，为4亿美元。 2022年，我们回购了票据，注销了浮动利率债务，并执行了债务再融资，包括同时进行的交易，包括新债发行、现金投标要约和债务交换要约。总体而言，这些交易加上自然到期的债务，使该公司的总债务减少了33亿美元。此次再融资有助于我们实现之前宣布的到2026年底削减50亿美元债务的目标，同时还减少了公司的年度现金利息支出。
目前我们长期债务的信用评级为：
•惠誉：“A”，展望为“稳定”
•S：“A-”，展望为“稳定”
•穆迪：“A2”，展望为“稳定”
见附注9有关债务、循环信贷安排和信用评级的更多信息。
我们没有任何公司债务的评级触发因素会导致自动违约，从而在我们的信用评级下调时影响我们获得流动性的机会。如果我们的信用评级从目前的水平下调，可能会增加我们可获得的公司债务成本，并限制我们进入商业票据市场。如果我们的信用评级恶化到禁止我们进入商业票据市场的水平，我们仍然能够通过我们的循环信贷安排获得资金。
我们的某些项目相关合同、商业合同和衍生工具包含要求我们提供抵押品的条款。其中许多合同和票据允许我们邮寄现金或信用证作为抵押品。截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们分别拥有3.68亿美元和3.37亿美元的直接银行信用证，这些信用证确保了与正常业务进行中的各种购买承诺相关的履约义务。如果信用评级被下调，我们可能会被要求邮寄额外的信用证。
货架登记
我们在美国证券交易委员会备案了一份通用的货架登记声明，根据该声明，我们有能力发行和销售不确定数量的各种债务和股权证券。
资本要求
有关我们的资本支出和投资的信息，请参阅“资本支出和投资”部分。
截至2022年12月31日，我们的债务余额为166亿美元，比2021年12月31日的199亿美元减少了33亿美元。作为我们保持强劲资产负债表目标的一部分，我们在2021年宣布，打算在2026年底之前将总债务减少50亿美元。2022年，我们执行了并行债务再融资交易，回购了自然到期日的现有票据和退休浮动利率票据，总共减少了公司总债务33亿美元，实现了我们的债务削减目标，同时也降低了我们的年度现金利息支出，延长了我们债务组合的加权平均到期日。见附注9。
2023年2月，我们宣布了2023年计划通过我们的三级资本回报框架向股东返还110亿美元的资本。我们计划提供引人注目的、不断增长的普通股息、全周期股票回购和VROC付款。VROC提供了一种灵活的工具，以履行我们的承诺，即在大宗商品价格显著高于我们的计划价格范围时，从经营活动中返还30%以上的现金。我们2022年返还的资本总额为150亿美元。
与我们为股东提供价值的承诺一致，2022年，我们支付了每股普通股1.89美元的普通股息和每股2.60美元的VROC支付。这比2021年和2020年有所增加，当时我们只支付了每股普通股1.75美元和1.69美元的普通股息。2023年2月，我们宣布第一季度普通股息为每股0.51美元，VROC为每股0.60美元。每股0.51美元的普通股息将于2023年3月1日支付给2023年2月14日登记在册的股东。每股0.6美元的VROC将于2023年4月14日支付给2023年3月29日登记在册的股东。
普通股息和VROC须经多方面考虑，并将于每个季度由董事会决定及批准。如果获得批准，我们预计将在宣布普通股息时宣布VROC，但季度股息将与普通股息交错支付，并在下一个季度支付，导致全年最多八次现金分配。
2016年末，我们启动了当前的股票回购计划。2022年10月，我们的董事会批准将我们的授权从250亿美元增加到450亿美元，以支持我们未来的股票回购计划。2022年、2021年和2020年的股票回购分别为93亿美元、36亿美元和9亿美元。截至2022年12月31日，自我们当前计划开始以来，股票回购总额为3.348亿股，金额为234亿美元。回购由管理层酌情决定，根据当时的价格，受市场状况和其他因素的影响。
有关在决定资本回报水平时考虑的因素的更多信息见“第1A项--风险因素--我们执行资本返还计划的能力取决于某些考虑因素。”
截至2022年12月31日，除了上述优先事项外，我们还有购买约192亿美元商品和服务的合同义务。我们预计将在2023年履行其中88亿美元的债务。这些数字不包括我们不是运营商的共同拥有的油田和设施的购买承诺。50亿美元的购买债务与进入和利用第三方设备和设施(包括管道和液化天然气产品终端)运输、加工、处理和储存商品的能力的协议有关。127亿美元的采购债务涉及与第三方签订的以市场为基础的商品产品采购合同。其余部分主要是我们为共同拥有的油田和设施(我们是运营商)的材料和服务购买承诺的净份额。
资本支出和投资
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 阿拉斯加州 | 1,091 | | 982 | | 1,038 | |
| 下部48 | 5,630 | | 3,129 | | 1,881 | |
| 加拿大 | 530 | | 203 | | 651 | |
| 欧洲、中东和北非 | 998 | | 534 | | 600 | |
| 亚太地区 | 1,880 | | 390 | | 384 | |
| 其他国际组织 | — | | 33 | | 121 | |
| 公司和其他 | 30 | | 53 | | 40 | |
| 资本计划* | 10,159 | | 5,324 | | 4,715 | |
*不包括与收购业务有关的资本，扣除收购资本后的净额。
截至2022年12月31日的三年期间，我们的资本支出和投资总额为202亿美元。2022年的资本支出和投资支持了主要的经营活动和收购，主要是：
•低48区的开发活动，主要在特拉华盆地、伊格尔福特、米德兰盆地和巴肯。
•阿拉斯加与西北坡有关的评估和发展活动以及大库帕鲁克地区的发展活动。
•蒙特尼的评估和开发活动以及加拿大油砂的优化和开发。
•挪威所有资产的开发、勘探和评估活动。
•继续在马来西亚和中国进行开发和勘探活动。
•与APLNG和某些Low 48资产的额外权益相关的收购资本，以及我们在第八季度的投资付款。
2023年基本建设预算
2023年2月，我们宣布2023年运营计划资本预计在107亿至113亿美元之间。该计划包括为正在进行的开发钻探计划、重大项目、勘探和评估活动以及基地维护提供资金。
担保人财务信息摘要
我们在康菲石油、康菲石油公司和伯灵顿资源有限责任公司之间就公开持有的债务证券提供了各种交叉担保。康菲石油公司由康菲石油全资拥有。伯灵顿资源有限责任公司由康菲石油公司全资拥有。康菲石油和/或康菲石油公司已就其公开持有的债务证券为Burlington Resources LLC的偿付义务提供全面和无条件的担保。同样，康菲石油对康菲石油公司公开持有的债务证券的兑付义务进行了全面、无条件的担保。此外，康菲石油公司对康菲石油公开持有的债务证券的兑付义务进行了全面、无条件的担保。所有担保都是连带的。
下表列出了债务组的汇总财务信息，定义如下：
•债务人集团将反映由康菲石油、康菲石油公司和伯灵顿资源有限责任公司组成的担保证券的担保人和发行人。
•对担保证券的集体担保人和发行人之间的投资和交易的综合调整反映在汇总财务信息的余额中。
•非义务子公司不包括在本演示文稿中。
反映债务人和非义务子公司之间活动的交易和余额分别列示如下：
损益表汇总数据
| | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 |
| 收入和其他收入 | $ | 55,630 | |
| 所得税前收入(亏损)* | 18,438 | |
| 净收益(亏损) | 18,680 | |
| 康菲石油应占净收益(亏损) | 18,680 | |
*包括约90亿美元的采购商品费用，用于与非义务子公司的交易。
资产负债表汇总数据
| | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022年12月31日 |
| 流动资产 | $ | 10,766 | |
| 非义务附属公司应收款项，当期 | 1,892 | |
| 非流动资产 | 79,269 | |
| 非义务附属公司应付的非流动款项 | 6,552 | |
| 流动负债 | 8,201 | |
| 应付非义务附属公司的款项，当期 | 3,248 | |
| 非流动负债 | 40,389 | |
| 应付非义务子公司的非流动款项 | 24,594 | |
或有事件
我们受到法律程序、索赔和在正常业务过程中产生的责任的约束。当与法律索赔相关的损失被认为是可能的，并且金额可以合理估计时，我们应计与此相关的损失。请参阅“关键会计估计”和注11以获取有关意外情况的信息。
法律和税务事宜
我们面临各种诉讼和索赔，包括但不限于涉及石油和天然气特许权使用费和遣散税支付、天然气测量和估值方法、合同纠纷、环境损害、气候变化、人身伤害和财产损失的事项。我们对此类事项的主要风险敞口涉及对某些联邦、州和私人拥有的财产的涉嫌特许权使用费和税款不足，对涉嫌环境污染和历史运营造成的损害的索赔，以及气候变化。我们将继续在这些问题上积极捍卫自己。
我们的法律组织将其知识、经验和专业判断应用于我们案件的具体特点，采用诉讼管理流程来管理和监控针对我们的法律诉讼。我们的流程有助于在个别情况下对潜在暴露进行早期评估和量化。这一过程还使我们能够跟踪已安排审判和/或调解的案件。根据使用这些诉讼管理工具的专业判断和经验以及我们所有案件当前发展的可用信息，我们的法律机构定期评估当前应计项目的充足性，并确定是否需要调整现有应计项目或建立新的应计项目。 见附注17.
环境
我们与本行业的其他公司一样，遵守众多的国际、联邦、州和地方环境法律法规。这些环境法律和法规中最重要的包括：
•美国联邦清洁空气法，管理空气排放。
•美国联邦清洁水法，管理水体的排放。
•欧洲联盟化学品注册、评估、授权和限制条例(REACH)。
•美国联邦综合环境响应、补偿和责任法案(CERCLA或Superfund)，该法案要求已经发生或即将发生危险物质泄漏的场所的危险物质的生产者、运输者和安排者承担责任。
•美国联邦资源保护和回收法案(RCRA)，管理固体废物的处理、储存和处置。
•美国1990年联邦石油污染法(OPA90)，根据该法，陆上设施和管道的所有者和运营者、近海设施所在区域的承租人或许可证获得者，以及船舶的所有者和运营者，对向美国通航水域排放石油所造成的搬运费用和损害负有责任。
•美国联邦应急规划和社区知情权法案(EPCRA)，该法案要求设施向当地应急规划委员会和响应部门报告有毒化学品库存。
•美国联邦安全饮用水法案，该法案管理地下注水井中废水的处理。
•美国内政部条例，与美国水域的近海石油和天然气作业有关，并规定了作业造成的污染清理成本的责任，以及潜在的污染损害责任。
•欧盟贸易指令导致欧洲排放交易计划。
这些法律及其实施条例规定了排放限制，并就向水的排放规定了水质限制。它们还规定了对有害物质和有害废物的排放进行补救的标准和义务。在大多数情况下，这些条例要求对新的或经修改的业务发放许可证。这些许可证可能要求申请人收集与申请过程有关的大量信息，这可能是昂贵和耗时的。此外，可能会有与通知和评论期以及该机构对申请的处理有关的延迟。许多与许可程序有关的延误是申请人无法控制的。
我们经营所在的许多州和外国也有或正在制定类似的环境法律和法规来管理这些相同类型的活动。虽然类似，但在某些情况下，这些法规可能会施加额外或更严格的要求，这可能会增加跨州和国际边界销售或运输产品的成本和难度。
随着空气排放标准和水质标准等新标准的不断发展，环境法律和法规产生的最终财务影响既不清楚，也不容易确定。然而，环境法律和法规，包括那些可能出现的解决全球气候变化担忧的法律和法规，预计将继续对我们在美国和我们开展业务的其他国家的业务产生越来越大的影响。值得注意的潜在影响领域包括美国和加拿大的空气排放合规和补救义务。
一个例子是使用水力压裂，这是一种基本的完井技术，可以促进石油和天然气的生产，否则就会被困在低渗透率的岩层中。目前有一系列地方、州、联邦或国家法律法规管理水力压裂作业，其中一些司法管辖区目前禁止水力压裂。尽管水力压裂已经进行了几十年，但潜在的新法律、法规和各州环境机构以及其他机构的许可要求可能会导致成本增加、运营限制、运营延误和/或限制石油和天然气资源的开发能力。政府对水力压裂的限制可能会影响我们某些石油和天然气投资的整体盈利能力或生存能力。我们采用了符合或超过政府要求的既定行业标准的运作原则。随着技术的进步和法规的变化，我们的做法也在不断发展。
我们还受制于与当前和过去的业务有关的环境补救义务方面的某些法律法规。这些法律和法规包括CERCLA和RCRA以及它们的州对应法规。较长期支出有相当大的不确定性，可能会有很大波动。
我们偶尔会收到环保局和州环境机构要求提供信息或潜在责任的通知，声称我们是CERCLA或同等州法规下的潜在责任方。有时，我们也会被这些机构或私人当事人作为追讨成本诉讼的一方。这些请求、通知和诉讼主张对各种地点的补救费用承担潜在责任，这些地点通常不属于我们所有，但据称包含可归因于我们过去运营的废物。截至2022年12月31日，根据CERCLA和类似的州法律，美国各地有15个地点被确定为潜在责任方。
对于大多数超级基金网站，我们的潜在责任将大大低于网站补救总成本，因为可归因于我们的废物的百分比相对于所有其他潜在责任方的百分比相对较低。尽管对于联邦站点和州站点，潜在责任人的责任通常是连带的，但我们所在站点的其他潜在责任方通常具有履行其义务的财务实力，而在他们没有或无法找到潜在责任方的情况下，我们的责任份额并没有大幅增加。我们可能负责的许多地点仍在接受环保局或有关州机构的调查。在实际清理之前，潜在责任人通常会评估现场条件，分配责任，并确定适当的补救措施。在某些情况下，我们可能不承担责任或达成赔偿责任的和解。实际的清理费用通常发生在当事人获得环境保护局或同等的州机构批准之后。我们是主要参与者的地点相对较少，考虑到预期支出的时间和金额，这些地点的补救费用或所有CERCLA地点的此类费用总体上预计都不会对我们的竞争或财务状况产生实质性的不利影响。
2022年的环境成本支出为7.05亿美元，预计2023年和2024年分别约为6.69亿美元和7.27亿美元。2022年资本化的环境成本为2.39亿美元，预计2023年和2024年分别约为2.76亿美元和3.14亿美元。
补救活动的应计负债不会因可能从保险公司或其他第三方收回而减少，也不会贴现(但在购买业务合并中假设的负债除外，我们确实以贴现的基础记录)。
这些责任中的许多都是由《环境影响报告法》、《自然资源保护法》以及类似的国家或国际法律造成的，这些法律要求我们在进行或曾经进行手术的地点或在处置康菲石油产生的废物的地点进行某些调查和补救活动。应计项目还包括我们确定的一些可能需要环境补救的地点，但这些地点目前不是CERCLA、RCRA或其他机构执法活动的主题。要求或处理环境补救的法律可以追溯适用，而不考虑过错、最初活动的合法性或场地的当前所有权或控制权。如果适用，我们将应计应收账款，用于可能的保险或其他第三方收回。在未来，我们可能在CERCLA和RCRA下都会产生巨大的成本。
补救活动在持续时间和成本方面因地点而异，这取决于独特的地点特征、不断发展的补救技术、不同的监管机构和执法政策以及是否有可能承担责任的第三方的组合。因此，很难对未来的场地补救费用进行合理的估计。
截至2022年12月31日，我们的资产负债表包括美国和加拿大补救活动的应计环境成本总额1.82亿美元，而截至2021年12月31日，我们的资产负债表包括1.87亿美元。我们预计，在未来30年内，这些支出将占相当大的一部分。
尽管如此，与从事类似业务的其他公司一样，环境成本和债务是我们业务和产品中固有的问题，不能保证不会产生材料成本和债务。然而，我们目前预计，遵守现行环境法律法规不会对我们的运营结果或财务状况产生任何实质性的不利影响。
见项目1A--风险因素--我们预计由于遵守现有和未来的环境法律和法规以及附注11，将继续产生大量资本支出和运营成本获取有关环境诉讼的信息。
气候变化
由于政治和社会对全球气候变化问题的持续关注，提出或颁布了一系列以减少温室气体排放为重点的国家、国家和国际法律。这些拟议或颁布的法律适用于或可能适用于我们有利益或未来可能有利益的国家。这一领域的法律在继续演变，虽然无法准确估计实施时间表或我们未来与实施有关的合规成本，但此类法律如果获得通过，可能会对我们的运营结果和财务状况产生实质性影响。可能影响或可能影响我们业务的法规和前身的例子包括：
•欧洲排放交易计划(ETS)，许多欧盟成员国通过该计划实施《京都议定书》。我们在2022年遵守欧盟ETS的成本约为2200万美元(税前净份额)。
•英国排放交易计划，英国用该计划取代了ETS。我们在2022年遵守英国ETS的成本约为60万美元(税前净份额)。
•艾伯塔省技术创新和减排(TIER)法规要求，任何现有设施的排放量等于或超过每年100,000公吨二氧化碳或等量，才能达到设施基准强度。我们在2022年没有产生与这项规定相关的成本。
•美国最高法院在马萨诸塞州诉环境保护局案，549《美国最高法院判例汇编》497,127 S.C.1438(2007)，确认环境保护局有权根据联邦清洁空气法将二氧化碳作为“空气污染物”加以管制。
•美国环保局于2010年3月29日发布的声明(发表为《关于确定清洁空气法案许可项目所涵盖污染物的法规的解释》，75 FED。注册2010年4月1日，美国环保署和美国交通部联合颁布了一项最终规则，触发了《清洁空气法》下对温室气体的监管，这可能会引发更多基于气候的损害索赔，并可能导致开发项目的机构审查时间更长。
•美国环保局于2015年1月14日宣布，计划采取一系列措施来解决石油和天然气行业排放的甲烷和烟雾形成的挥发性有机化合物问题。
•美国政府于2021年9月17日宣布了全球甲烷承诺，这是一项全球倡议，旨在到2030年将全球甲烷排放量在2020年的基础上减少至少30%。
•在某些司法管辖区征收碳税。我们在2022年遵守挪威碳排放法规的成本约为3600万美元(税前净份额)。我们还为加拿大不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省业务的化石燃料燃烧排放征收碳税，总额约为600万美元(税前净份额)。
•2015年12月21日在巴黎达成的协议ST《联合国气候变化框架公约》缔约方大会，制定了实现全球减排的进程。新政府再次承诺美国遵守巴黎协定，美国许多州和地方政府以及总部设在美国的大公司也宣布了相关承诺。因此，美国政府于2021年4月22日设定了新的目标，即在2030年将温室气体排放量在2005年的基础上减少50%至52%。
在美国，环境质量委员会2022年4月19日修订的法规和2023年1月9日《国家环境政策法》关于考虑温室气体排放和气候变化的指导意见为了实施国家环境政策法案(NEPA)，除其他外，联邦机构需要评估受联邦授权的拟议项目的直接、间接和累积影响，包括项目的温室气体排放和潜在的气候变化影响。新的《国家环境政策法》可能会导致机构审查时间更长，或者难以获得联邦政府对我们行业开发项目的批准。此外，联邦和州一级即将出台更多关于温室气体排放的法规，包括美国环保局2022年11月提出的加强新石油和天然气设施甲烷排放标准的补充提案，并首次为现有石油和天然气设施建立推定标准，以及BLM 2022年11月提议的法规，以减少联邦和印度租赁石油和天然气生产活动中天然气因排放、燃烧和泄漏造成的浪费。这些条例一旦最后敲定，可能会产生额外的成本，形式包括征税、支付特许权使用费、限制产出、为保持遵守法律和条例而进行资本投资，或要求获得或交易排放限额。我们正致力于通过在整个运营过程中节约资源和能源来不断提高运营和能源效率。
遵守制定温室气体税、排放交易计划或温室气体减排政策的法律法规变化，可能会显著增加我们的成本，减少对化石能源衍生产品的需求，影响资本的成本和可用性，并增加我们面临诉讼的风险。这样的法律法规还可能增加对碳密集度较低的能源的需求，包括天然气。对我们财务业绩的最终影响，无论是积极的还是消极的，将取决于多个因素，包括但不限于：
•是否以及在多大程度上制定了立法或法规。
•引入这种立法或规章的时间。
•立法的性质(如总量管制和交易制度或排污税)或法规。
•温室气体排放的价格(通过市场或通过税收)。
•所需的温室气体减少量。
•补偿的价格和可用性。
•津贴的数额和分配。
•导致新产品或服务的技术和科学发展。
•气候变化的任何潜在的重大物理影响(如恶劣天气事件增加、海平面变化和温度变化)。
•合规成本的增加是否以及增加的程度最终反映在我们的产品和服务的价格中。
见项目1A--风险因素--现有和未来与全球气候变化有关的法律、法规和内部倡议，例如对温室气体排放的限制可能会影响或限制我们的业务计划、导致巨额支出、促进替代能源使用或减少对我们产品的需求以及附注11获取有关气候变化诉讼的信息。
企业应对气候相关风险
我们目前的石油和天然气业务气候风险战略和行动符合《巴黎协定》的目标，同时也符合股东对长期价值和竞争性回报的利益，也符合我们负责任地满足能源转型途径需求、提供有竞争力的资本回报和实现我们的净零排放运营目标的三重使命。
2020年，我们成为第一家采用与巴黎一致的气候风险战略的美国石油和天然气公司，雄心勃勃地希望到2050年成为运营(范围1和范围2)净零排放公司。我们的气候风险战略的目标是管理与气候相关的风险，优化机会，并使公司能够应对关键不确定性的变化，包括世界各地的政府政策、减排技术、替代能源技术和消费者趋势的变化。该战略列出了我们在投资组合构成、减排、目标和激励、与排放相关的技术开发以及与气候相关的政策和金融部门参与方面的选择。
2022年初，我们发布了我们的净零能源过渡计划(以下简称计划)，概述了我们打算如何运用我们的战略能力和资源，以经济上可行、可问责和可操作的方式应对气候变化带来的挑战，同时平衡我们利益相关者的利益。
我们计划的主要内容包括：
•维持有弹性的资产组合，重点是在任何情况下保持生存所需的低供应成本和低温室气体强度的资源。
•为范围1和范围2的运行排放、甲烷排放强度和燃烧制定近期、中期和长期的减排目标。
•将政策宣传扩大到碳定价以外，包括需求方政策和监管行动，如直接联邦监管甲烷，倡导替代运输和发电，以及关于价值链上天然气的国家政策建议。
•利用我们的资产和能力开发低碳技术并发现新兴商机。
•通过使用情景规划来跟踪和应对过渡，以了解替代路径并测试我们战略的弹性。
•通过将情景规划和碳成本纳入我们的资本分配决策来继续资本纪律。
我们的计划还认识到减少社会最终用途排放以实现全球气候目标的重要性。作为一家上游生产商，我们不能控制我们销售到全球市场的大宗商品如何转化为不同的能源产品，或如何选择供消费者使用。这就是为什么我们一直在倡导一个精心设计的、覆盖整个经济的碳价格方面发挥重要作用，并参与制定其他政策或立法，以解决高碳强度能源使用造成的最终用途排放问题。我们还将政策倡导从碳定价扩大到包括监管行动，例如支持对甲烷的直接监管。
为了支持解决我们的范围1和范围2的排放，2022年，我们在几个关键领域取得了进展。我们继续完善与巴黎保持一致的气候风险战略，加入了石油和天然气甲烷伙伴关系(OGMP)2.0倡议，并设定了2030年接近零的甲烷排放强度目标，约占天然气产量的0.15%。我们的减排努力和净零排放目标得到了我们多学科低碳技术组织的支持。见项目1A--风险因素--我们成功执行能源过渡计划的能力受制于许多风险和不确定因素，实现起来可能代价高昂。
关键会计估计
按照公认会计原则编制财务报表需要管理层选择适当的会计政策，并作出影响资产、负债、收入和费用报告金额的估计和假设。请参阅注释1以了解我们的主要会计政策。若干该等会计政策涉及判断及不确定因素，以致在不同情况下或倘使用不同假设，呈报的金额有合理可能出现重大差异。该等关键会计估计至少每年与董事会审核及财务委员会讨论一次。我们相信，以下有关关键会计估计的讨论涉及所有重要会计范畴，而在这些范畴中，由于将高度不确定的事项或该等事项变动的敏感性入账所需的主观性及判断程度，会计估计或假设的性质属重大。
石油天然气会计
石油和天然气活动的会计须遵守石油和天然气行业特有的特殊会计规则。于发现探明储量前，收购G&G地震资料于产生时支销，与研究及开发成本的会计处理方法相若。然而，租赁权益收购成本及勘探井成本于资产负债表内资本化，以待确定已探明石油及天然气储量是否已确认。
财产购置费用
就个别重大租赁而言，管理层根据迄今为止的勘探及钻探工作定期评估减值。就不重大的个别租赁权益收购成本而言，管理层会作出判断，并厘定前景最终未能找到探明油气储量的概率百分比，包括对未来储量的估计，以及与类似地理区域的其他人共用租赁权益资料。对于以前勘探钻井有限或没有勘探钻井的地区的前景，最终失败的概率百分比通常被认为是相当高的。该判断百分比乘以租赁收购成本，再除以租赁合约期，以厘定于勘探开支中呈报的定期租赁减值支出。该判断概率百分比在租赁合同期内根据租赁或相邻租赁的有利或不利勘探活动进行重新评估和调整，并对租赁减值摊销费用进行前瞻性调整。
于2022年底，我们持有65亿美元的净资本化未探明物业成本，其中主要包括个别重大及集合租约、所有权所有权永久持有的矿业权、目前正在钻探的探井、暂停的探井及资本化权益。其中，约47亿美元集中在特拉华州和米德兰盆地，我们在那里有一个持续的重大和积极的开发计划。在特拉华州和米德兰盆地之外，剩余的18亿美元主要集中在加拿大和阿拉斯加。管理层根据勘探和钻探工作的结果以及商业化前景，定期评估我们未经证实的资产的减值情况。
勘探成本
对于勘探井，钻井成本在资产负债表上暂时资本化或“暂停”，以待确定钻井工作是否发现了潜在的经济石油和天然气储量，以证明开发的合理性。
如果探井遇到潜在的经济数量的石油和天然气，只要在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得足够的进展，油井成本就会在资产负债表上保持资本化。“充分进展”的会计概念是一个判断领域，但会计规则确实禁止对悬浮油井成本进行持续资本化，因为预期未来市场状况将会改善，或者将发现新技术，使开发在经济上有利可图。通常，进入开发阶段并记录已探明储量的能力取决于获得许可和政府或合资企业的批准，而批准的时间最终是我们无法控制的。只要我们正在积极寻求此类批准和许可，并相信会获得批准和许可，勘探井成本就会暂停。一旦获得所有必要的批准和许可，项目就进入开发阶段，石油和天然气储量被指定为探明储量。
截至2022年底，悬浮油井总成本为5.27亿美元，而2021年底为6.6亿美元。有关暂停油井的更多信息，包括老化分析，见附注6.
已探明储量
探明储量数量的工程估计本身并不准确，且仅代表概约金额，原因是编制有关资料时涉及判断。储量估计是根据地质和工程评估的油气储量、生产计划、历史开采回收率和加工产量因素、已安装的工厂运营能力和批准的运营限制。这些估计在任何时间点的可靠性取决于技术和经济数据的质量和数量以及碳氢化合物的提取和加工效率。
尽管这些工程估算存在固有的不精确性，但由于这些估算的重要性，会计规则要求披露“已证实”储量估算，以便更好地了解公司运营的感知价值和未来现金流。在估计储量被指定为“已探明储量”之前，有几个关于工程标准的权威指导方针。我们的地球科学和油藏工程组织制定了与这些权威指南一致的政策和程序。我们培训了经验丰富的内部工程人员，他们评估我们由合并公司持有的已探明储量，以及我们在股权关联公司中的份额。看见“补充数据--石油和天然气业务”以获取更多信息。
已探明储量估计数每年在第四季度和年内进行调整，如果发生重大变化，并考虑到每个油田的最新产量和地下信息。此外，根据现行权威准则的要求，一项资产达到其经济寿命结束的估计未来日期是基于12个月的平均价格和当前成本。这一日期估计何时结束生产，并影响估计储量的数量。因此，随着价格和成本水平每年都在变化，已探明储量的估计也会发生变化。一般来说，我们的探明储量随着价格的下降而减少，随着价格的上涨而增加。
我们的已探明储量包括按“经济利益”方法报告的与PSC有关的估计数量，以及可变特许权使用费制度，并受大宗商品价格、可回收运营费用和资本成本波动的影响。如果成本保持稳定，可归因于成本回收的储备量将与商品价格的变化相反。我们预计，当产品价格上涨时，这些合同的准备金将减少，当价格下跌时，这些合同的准备金将增加。
探明储量的估计对损益表也很重要，因为油田的探明储量估计是计算该资产资本化成本的DD&A单位产量的分母。于2022年底，按生产单位计算的生产性PP&E的账面净值约为550亿美元，2022年就这些资产记录的DD&A约为73亿美元。截至2021年底，我们综合业务的已探明开发储量估计为40亿京东方，2022年底为38亿京东方。如果在所有计算中，用于产量单位计算的探明储量估计都降低了10%，2022年的税前DD&A估计会增加8.08亿美元。
企业合并--油气资产评估
对于企业合并，管理层应用FASB ASC主题805-“企业合并”下的收购会计原则，并根据收购日期的估计公允价值，将收购价格分配给收购的资产和承担的负债。估计公允价值涉及作出各种假设，其中最重要的假设与分配给已探明和未探明油气资产的公允价值有关。对于重大业务合并，管理层通常采用基于市场参与者假设的贴现现金流方法，并聘请第三方估值专家编制公允价值估计。
估值中包含的重要因素包括未来大宗商品价格假设和储量估计的生产概况、钻探计划的速度、未来运营和开发成本、通货膨胀率以及使用收购时确定的基于市场的加权平均资本成本的贴现率。在估计未探明物业的公允价值时，额外的风险加权调整适用于可能和可能的准备金。
纳入公允价值估计的假设和投入须受管理层的重大判断，并基于收购时普遍存在的行业、市场和经济状况。尽管我们基于被认为是合理的假设做出这些估计，但这些估计本身是不可预测和不确定的，实际结果可能会有所不同。见附注3.
减值
当事实和环境的变化表明资产集团预期产生的未来现金流可能出现重大恶化时，运营中使用的长期资产就会被评估减值。如果有迹象表明资产的账面价值可能无法收回，则使用管理层对价格、数量和未来发展计划的假设进行可恢复性测试。如果所得税前未贴现现金流量的总和少于资产组的账面价值，账面价值将减记至估计公允价值，并在作出决定的期间报告为减值。个别资产按可识别现金流在很大程度上独立于其他资产组的现金流的最低水平进行分组减值--通常是在逐个领域的基础上进行勘探和开发资产。由于通常缺乏长期资产的报价市场价格，减值资产的公允价值通常是根据预期未来现金流量的现值，使用折现率和被认为与主要市场参与者使用的价格一致的价格来确定，或在可能的情况下基于与类似资产的历史市场交易确认的运营现金流的倍数。
用于减值审核和相关公允价值计算的预期未来现金流量是基于估计未来产量、商品价格、运营成本和资本决定，并考虑到审核日期的所有可用证据。不同的假设可能会影响任何时期的减值时间和减值金额。看见注6和注7.
根据权益法入账的非综合实体的投资，只要事实和情况发生变化表明发生了价值损失，就会对减值进行评估。这类价值损失的证据可能包括我们无法收回账面价值、缺乏持续的盈利能力来证明当前的投资额，或者当前的公允价值低于投资的账面价值。当该等情况被判断为非暂时性时，将就投资的账面价值与其估计公允价值之间的差额确认减值费用。在确定价值下降是否是暂时的时，管理层会考虑以下因素：价值下降的时间长短和幅度、被投资人的财务状况和近期前景，以及我们有能力和意图将我们的投资保留一段足以使投资市值实现任何预期回升的时期。由于通常无法获得报价市场价格，公允价值通常基于预期未来现金流量的现值，使用贴现率和被认为与主要市场参与者使用的价格一致的价格，加上对被投资方拥有的可比资产的市场分析(如适用)。不同的假设可能会影响任何时期投资减值的时机和金额。请参阅“APLNG”部分注4.
资产报废义务与环境成本
根据各种合同、许可证和法规，我们有重大法律义务在作业地点的作业结束时移除有形设备并恢复土地或海床。我们最大的资产移除义务包括封堵和废弃油井，移除和处置世界各地的海上石油和天然气平台，以及阿拉斯加的石油和天然气生产设施和管道。公平值乃采用现值法估计，当中包括有关结算的估计金额及时间以及使用技术的影响的假设。估计未来资产移除成本需要重大判断。这些搬迁义务大多是在未来的许多年或几十年内，合同和法规往往对搬迁事件实际发生时必须满足的搬迁做法和标准有模糊的描述。我们的资产报废责任估计的账面值对资产移除技术和成本、监管和其他合规考虑因素、支出时间以及责任估值的其他输入数据（包括贴现率和通胀率）等输入数据敏感，这些输入数据均可能在初步确认负债与未来清偿责任之间发生变化。
通常，资产移除义务的变化在损益表中反映为在资产剩余寿命内DD&A的增加或减少。然而，对于处于或接近运营结束的资产，以及我们保留资产移除义务的先前出售的资产，资产移除义务的增加可能会导致立即从收益中扣除，因为由于义务增加而导致的PP&E的任何增加都将立即受到减值的影响，因为这些物业的公允价值较低。
除了资产转移义务外，根据上述或类似的合同、许可和规定，我们还有一些与环境有关的项目。这些主要与加拿大和美国各州要求的勘探和生产地点的补救活动有关。未来的环境补救费用很难估计，因为清理费用的不确定数额、可能需要采取的补救行动的未知时间和程度以及我们与其他责任方的责任比例的确定等因素可能会导致这些费用的变化。见附注8.
预计福利义务
预计的福利义务和公司缴费要求的精算确定涉及对未来不确定事件的判断，包括估计的退休日期、退休时的工资水平、死亡率、一次性选举率、计划资产回报率、未来医疗保健成本趋势率以及退休人员对医疗保健服务的利用率。由于这些计算的专业性，我们聘请外部精算公司协助确定这些预计的福利义务和公司缴费要求。最终，我们将被要求为养老金和退休后福利计划下的所有既得利益提供资金，而不是由计划资产或投资回报提供资金，但精算计算中使用的判断性假设随着时间的推移会显著影响定期财务报表和资金模式。预计福利债务对贴现率假设特别敏感。折现率假设降低100个基点将使预计的福利债务增加6亿美元。福利支出对贴现率和计划资产回报率假设很敏感。贴现率假设下降100个基点将使年度福利支出增加5,000万美元，而计划资产回报率假设下降100个基点将使年度福利支出增加4,000万美元。在确定贴现率时，我们使用与我们计划的估计收益现金流相匹配的高质量固定收益投资的收益率。我们还面临这样一种可能性，即本年度从养老金计划中提取的一次性退休福利可能超过年度养老金支出的服务和利息部分的总和，并引发对一部分未确认的精算损失和收益的加速确认。由于这些福利支付是基于计划参与者的决定，因此很难预测。如果现有雇员的预期未来服务年限大幅减少，或相当数量的雇员的部分或全部未来服务的固定福利的应计费用被取消，我们可以确认削减收益或损失。见附注16.
或有事件
在正常的业务过程中，对该公司提出了一些索赔和诉讼。管理层行使与会计和披露这些索赔有关的判断，其中包括与环境补救、税收、合同和其他法律纠纷相关的损失、损害和少付款项。随着我们了解到有关或有事项的新事实，我们考虑到额外损失和潜在风险的变化，重新评估了我们在确认和披露的金额方面的状况。然而，由于各种原因，实际损失可能而且确实与估计的不同，这些原因包括法律、仲裁或其他第三方决定；和解讨论；损害范围的评估；对监管或合同条款的解释；未来行动的预期时间；以及与其他责任方分担的责任比例。未来与或有事项有关的估计费用可能会随着事件的发展以及在行政和诉讼过程中获得更多信息而发生变化。有关或有负债的更多信息，请参阅“资本资源和流动资金”中的“或有”部分以及注11.
所得税
我们在世界各地的许多司法管辖区都要缴纳所得税。我们记录递延税项资产和负债，以说明已在我们的财务报表和纳税申报表中确认的事件的预期未来税务后果。我们经常评估我们的递延税项资产，并在我们认为部分或全部递延税项资产更有可能无法变现的情况下，通过减值准备来减少此类资产。在评估是否需要调整现有的估值免税额时，我们会考虑所有可得的正面和负面证据。积极的证据包括暂时差异的逆转、对未来应税收入的预测、对未来业务假设的评估以及审慎和可行的适用税务筹划策略。负面证据包括最近几年的亏损以及对可变现期间未来净收益(亏损)的预测。在对估值免税额进行评估时，我们根据客观性对证据进行权衡。在确定未来的应税收入时，许多判断和假设是固有的，包括未来的经营状况和对外国税收对美国联邦所得税影响的评估(特别是与当前石油和天然气价格相关的影响)。见附注17.
我们定期评估，并在必要时为不确定的税收状况建立应计项目，这些状况可能是我们业务所在国家/地区的司法管辖区对额外税收进行评估所导致的。我们确认不确定的税收状况的税收利益，如果根据该状况的技术价值，该状况很可能会在审查后得以维持。该等不确定税务状况的应计项目须作出大量判断，并会根据不断变化的事实和情况，考虑持续税务审计的进展、法庭诉讼、适用税法(包括税务案件裁决和立法指引)的变化，或适用诉讼时效届满的情况，定期作出检讨和调整。见附注17。
就1995年《私人证券诉讼改革法》的“安全港”条款而言的警示声明
本报告包括符合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。除历史事实陈述外，本报告中包含或引用的所有陈述，包括但不限于关于我们未来财务状况、业务战略、预算、预计收入、预计成本和计划以及未来业务管理目标的陈述，均为前瞻性陈述。本报告中包含的前瞻性陈述包括我们的预期产量增长和对总体商业环境的展望、我们的预期资本预算和资本支出，以及关于未来股息的讨论。您通常可以通过“预期”、“相信”、“预算”、“继续”、“可能”、“努力”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“目标”、“指导”、“可能”、“目标”、“展望”、“计划”、“潜力”、“预测”、“预测”、“寻求”等词汇来识别我们的前瞻性陈述。“应该”、“目标”、“将会”、“将会”以及类似的表达方式。
我们的前瞻性陈述基于我们目前对自己和我们经营的行业的预期、估计和预测。我们提醒您，这些陈述并不是对未来业绩的保证，因为它们涉及的假设虽然是善意的，但可能被证明是不正确的，并且涉及我们无法预测的风险和不确定性。此外，我们基于对未来事件的假设做出了许多前瞻性陈述，这些假设可能被证明是不准确的。因此，我们的实际结果和结果可能与我们在前瞻性陈述中表达或预测的内容存在重大差异。任何差异可能由各种因素和不确定性导致，包括但不限于以下因素：
•原油、沥青、天然气、LNG和NGL价格波动，包括这些价格相对于历史或未来预期水平的长期下跌。
•石油和天然气需求、供应、价格、差价或其他影响市场条件的全球和区域变化，包括由于任何持续的军事冲突，包括俄罗斯和乌克兰之间的冲突，以及全球对这种冲突的反应、对设施和基础设施的安全威胁、公共卫生危机或强制或取消原油生产配额或欧佩克和其他产油国可能采取的其他行动，以及由此产生的公司或第三方为应对这些变化而采取的行动所造成的变化。
•原油、沥青、天然气、LNG和NGL价格大幅下跌的影响，这可能导致我们的长期资产、租赁和非合并股权投资确认减值费用。
•流动性不足或其他因素（如本文所述）的可能性，可能会影响我们回购股份以及宣布和支付股息（无论是固定还是可变）的能力。
•现有和未来石油和天然气开发在实现预期储量或产量水平方面的潜在失败或延迟，包括由于运营风险、钻井风险以及预测储量和储层性能的固有不确定性。
•储备替代率的降低，无论是由于商品价格的大幅下跌还是其他原因。
•勘探钻井活动不成功或无法获得勘探面积。
•成本、通货膨胀压力或建造、改造或运营E&P设施的技术要求的意外变化。
•解决环境问题的立法和监管举措，包括应对全球气候变化影响的举措或进一步监管水力压裂、甲烷排放、燃烧或水处理的举措。
•现有或未来的环境法规和条例，包括国际协议和国家或地区立法和监管措施，限制或减少温室气体排放所带来的重大运营或投资变化。
•对竞争性或替代性能源的大量投资和开发利用，包括由于现有或未来的环境规则和条例。
•更广泛的社会关注和应对气候变化的努力可能会影响我们获得资本和保险的机会。
•在实现我们当前或未来的低碳战略方面的潜在失败或延迟，包括我们无法开发新技术。
•公共卫生危机的影响，包括流行病(如新冠肺炎)和流行病以及任何相关公司或政府的政策或行动。
•我们的原油、沥青、天然气、液化天然气和天然气的足够和可靠的运输缺乏或中断。
•无法及时获得或维护许可证，包括建设、钻探和/或开发所需的许可证，或无法支付维持遵守任何必要许可证或适用法律或法规所需的资本支出。
•未能及时(如果有的话)或按预算完成最终协议和可行性研究，以及完成已宣布的和未来的勘探和开发及液化天然气开发项目的建设。
•我们业务的潜在中断或中断以及因事故、特殊天气事件、供应链中断、内乱、政治事件、战争、恐怖主义、网络安全威胁以及信息技术故障、限制或中断而导致的任何后果。
•国际货币条件的变化和外币汇率的波动。
•国际贸易关系的变化，包括对原油、沥青、天然气、液化天然气、液化天然气以及我们业务运营中使用的任何材料或产品(如铝和钢)施加贸易限制或关税，包括因任何持续的军事冲突(包括俄罗斯和乌克兰之间的冲突)而实施的任何制裁。
•根据现有和未来的环境法规和诉讼，承担补救行动的责任，包括拆除和填海义务。
•由诉讼引起的责任，包括与Concho Resources Inc.的交易直接或间接相关的诉讼，或我们未能遵守适用的法律和法规。
•国际和国内的一般经济和政治事态发展，包括武装敌对行动；没收资产；政府关于原油、沥青、天然气、液化天然气和液化天然气定价政策的变化，包括实行价格上限；监管或征税；以及其他政治、经济或外交事态发展，包括任何持续的军事冲突，包括俄罗斯和乌克兰之间的冲突。
•商品期货市场的波动性。
•适用于我们业务的税收和其他法律、法规(包括替代能源强制要求)或特许权使用费规则的变化。
•石油和天然气勘探和勘探行业的竞争和整合，包括对人员和设备的竞争。
•任何对我们获得资本的限制或我们资本成本的增加，包括由于国内或国际金融市场的流动性不足或不确定性或投资情绪，包括由于社会对气候变化的更多关注和努力造成的。
•我们无法执行或延迟完成我们选择进行的任何资产处置或收购。
•对于未决或未来的资产处置或收购，可能无法获得或延迟获得任何必要的监管批准，或者此类批准可能需要修改交易条款或我们剩余业务的运营。
•由于未决或未来的资产处置或收购，包括转移管理层的时间和注意力，我们的业务可能会中断。
•我们无法以我们目前预期的方式和时间框架部署任何待决或我们选择在未来进行的资产处置的净收益，如果有的话。
•我们合资企业的运营和融资。
•我们的客户和其他合同对手方履行其对我们的义务的能力，包括我们从委内瑞拉政府或PDVSA收取到期付款的能力。
•我们无法实现预期的成本节约和资本支出削减。
•我们产品的存储容量不足，以及随后的削减，无论是自愿还是非自愿的，都需要缓解这种物理限制。
•我们将无法保留和雇用关键人员的风险。
•我们普通股长期价值的不确定性。
•中一般描述的因素 第I部─第1A项在这份2022年的Form 10-K年度报告中以及我们提交给美国证券交易委员会的其他文件中描述的任何其他风险。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
金融工具市场风险
我们及若干附属公司持有及发行衍生工具合约及金融工具，令我们的现金流量或盈利受商品价格、外币汇率或利率变动影响。我们可能会使用金融和商品衍生工具合约来管理天然气、原油和相关产品价格变动产生的风险;利率和外汇汇率波动;或捕捉市场机会。
我们对衍生工具的使用受我们董事会批准的“授权限制”文件的约束，该文件禁止使用高杠杆衍生工具或没有足够流动性的衍生工具。授权限制文件还为公司建立了风险价值（VaR）限制，并每天监控这些限制的遵守情况。执行副总裁兼首席财务官向首席执行官汇报，负责监察商品价格风险及外币汇率及利率所产生的风险。商业组织管理我们的商业营销，优化我们的商品流和位置，并监控风险。
商品价格风险
我们的商业机构在各种市场上使用期货、远期、掉期和期权来实现以下目标：
•根据我们的政策，我们通常保持对市场价格的风险敞口，我们使用掉期合同将天然气消费者经常要求的固定价格销售合同转换为浮动市场价格。
•使我们能够利用市场知识来捕捉机会，例如将实物商品转移到利润更高的地点，并储存商品以获取季节性或时间溢价。我们可能会使用衍生工具来优化这些活动。
我们使用VaR模型估计因市场状况不利变化对我们持有或发行的衍生金融工具和衍生商品合约(包括于2022年12月31日记录在资产负债表上的商品购买和销售合约)的影响而可能在某一天导致的公允价值损失。通过蒙特卡洛模拟，在95%的置信度和一天的持有期下，那些为交易目的发行或持有或为非交易目的持有的工具在2022年和2021年12月31日的VaR对我们的综合现金流和康菲石油的净收入并不重要。
利率风险
下表提供了有关我们对美国利率变化敏感的债务工具的信息。该表按预期到期日列出本金现金流和相关加权平均利率。加权平均浮动汇率以报告日期的有效汇率为基础。我们的浮动利率债务的账面价值接近其公允价值。假设现行利率变化10%，不会对与我们的浮动利率债务相关的利息支出产生实质性影响。固定利率债务的公允价值是使用市场数据证实的定价服务提供的价格来衡量的。现行利率的变化不会影响我们与固定利率债务相关的现金流，除非我们选择在到期前回购或偿还此类债务。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 除非另有说明，否则数百万美元。 |
| | 债务 |
| 预期到期日 | | 固定
费率
成熟性 | 平均值
利息
费率 | | 漂浮
费率
成熟性 | 平均值
利息
费率 |
| 2022年年底 | | | | | | |
| 2023 | | $ | 110 | | 7.04 | % | | | |
| 2024 | | 1,359 | | 2.59 | | | | |
| 2025 | | 1,268 | | 3.25 | | | | |
| 2026 | | 104 | | 6.41 | | | | |
| 2027 | | 438 | | 5.79 | | | | |
| 剩余年限 | | 12,293 | | 5.45 | | | 283 | | 3.91 | % |
| 总计 | | $ | 15,572 | | | | $ | 283 | | |
| 公允价值 | | $ | 15,262 | | | | $ | 283 | | |
| | | | | | |
| 2021年年底 | | | | | | |
| 2022 | | $ | 346 | | 2.53 | % | | $ | 500 | | 1.03 | % |
| 2023 | | 116 | | 6.64 | | | — | | — | |
| 2024 | | 459 | | 3.51 | | | — | | — | |
| 2025 | | 369 | | 5.32 | | | — | | — | |
| 2026 | | 1,355 | | 5.06 | | | — | | — | |
| 剩余年限 | | 14,338 | | 5.80 | | | 283 | | 0.11 | |
| 总计 | | $ | 16,983 | | | | $ | 783 | | |
| 公允价值 | | $ | 21,668 | | | | $ | 783 | | |
外币兑换风险
我们有国际化经营带来的外币汇率风险。我们并不全面对冲货币汇率变动的风险，尽管我们可能会选择选择性地对冲某些外币汇率风险，例如对资本项目或当地货币纳税的确定承诺、将在来年内汇出的外国关联公司净投资的股息和现金回报、股权证券投资和收购。
在2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，我们举行了外汇远期对冲跨境商业活动和外汇掉期，以降低我们的现金相关敞口。尽管这些远期和掉期对冲了汇率波动的风险敞口，但我们选择不使用对冲会计。因此，这些外币兑换衍生品的公允价值变动直接计入收益。
截至2022年12月31日，我们有未偿还的外币远期掉期合约。由于掉期的收益或损失被重新衡量现金相关余额的收益或损失所抵消，而且由于我们在远期的总头寸不是实质性的，2022年12月汇率10%的不利假设变化将不会对我们的收入产生实质性影响。
截至2021年12月31日，我们拥有未平仓外币远期合约，以0.715澳元兑美元的价格买入19亿澳元。根据公允价值计算中假设的波动率，这些外币合约在2021年12月31日的公允净值为税前收益2100万美元。根据2021年12月31日汇率10%的不利假设变化，这将导致额外的税前亏损1.34亿美元。敏感性分析的基础是改变一个假设，同时保持所有其他假设不变，这在实践中可能不太可能发生，因为一些假设的变化可能是相关的。这些合同于2022年第一季度敲定。
这些头寸在2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的名义和公允价值总额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 外币兑换衍生工具 | 以百万计 |
| 概念上的 | | 公允价值* |
| | 2022 | 2021 | | 2022 | 2021 |
| | | | | | |
| 买入加元，卖出美元 | 计算机辅助设计 | 15 | | 77 | | | (1) | | (1) | |
| 买入澳元，卖出美元 | 澳元 | — | | 1,850 | | | — | | 21 | |
| 卖出英镑，买入欧元 | 英镑 | 312 | | 239 | | | 7 | | (8) | |
| 买入英镑，卖出欧元 | 英镑 | 264 | | 394 | | | (10) | | 7 | |
*以美元计价。
项目8.财务报表和补充数据
康菲石油
| | | | | |
| 财务报表索引 |
| 页面 |
管理层报告 | 69 |
| |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID#42) | 70 |
| |
截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度的综合损益表 | 74 |
| |
截至年度的综合全面收益表 2022年、2021年和2020年12月31日 | 75 |
| |
截至2022年和2021年12月31日的综合资产负债表 | 76 |
| |
截至2022年、2021年和2020年12月31日的合并现金流量表 | 77 |
| |
截至年度的综合权益变动表 2022年、2021年和2020年12月31日 | 78 |
| |
合并财务报表附注 | 79 |
| |
补充资料 | |
| |
石油和天然气业务 | 134 |
管理层编制并负责本年度报告中的综合财务报表和其他信息。综合财务报表按照美国公认的会计原则，公平地反映了公司的财务状况、经营结果和现金流量。在编制合并财务报表时，该公司包括基于管理层认为在这种情况下合理的估计和判断的金额。该公司的财务报表已由安永有限责任公司审计，这是一家由董事会审计和财务委员会任命并经股东批准的独立注册会计师事务所。管理层已经向安永律师事务所提供了公司的所有财务记录和相关数据，以及股东和董事会议的纪要。
对财务报告内部控制的评价
管理层还负责建立和维持对财务报告的适当内部控制。康菲石油的内部控制制度旨在就已公布财务报表的编制和公允列报向公司管理层和董事提供合理保证。
所有的内部控制系统，无论设计得多么好，都有其固有的局限性。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。
管理层评估了截至2022年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。在作出这项评估时，它使用了#年特雷德韦委员会赞助组织委员会提出的标准。《内部控制--综合框架(2013)》。根据我们的评估，我们认为公司对财务报告的内部控制截至2022年12月31日有效。
安永律师事务所发布了一份关于截至2022年12月31日公司财务报告内部控制的审计报告，他们的报告包含在本文中。
| | | | | |
| /S/瑞安·M·兰斯 | /S/小威廉·L·布洛克 |
| |
| 瑞安·M·兰斯 | 小威廉·L·布洛克 |
主席及 首席执行官 | 常务副秘书长总裁和 首席财务官 |
致康菲石油的股东和董事会
对财务报表的几点看法
本公司已审计康菲石油(本公司)截至2022年12月31日及2021年12月31日的合并资产负债表、截至2022年12月31日止三个年度各年度的相关综合收益表、综合全面收益表、权益及现金流量变动表及相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况，以及截至2022年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，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(2013框架)》中确立的标准，对公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2023年2月16日发布的报告对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。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已传达或须传达至审计及财务委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项，且(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，及(2)涉及我们特别具挑战性的、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来就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。
| | | | | |
| 某些离岸财产的资产报废债务的会计处理 |
| |
| 有关事项的描述 | 截至2022年12月31日，资产报废债务(ARO)总额为64亿美元。如附注8所述，本公司于产生ARO的期间记录ARO，通常是当资产安装于生产地点时。鉴于与封堵和废弃油井以及移走和处置海上石油和天然气平台及设施(统称为移走成本)有关的规模和更高的估计不确定性，与某些离岸资产相关的债务估计需要做出重大判断。此外，由于其中某些资产的运营已接近尾声，鉴于这些资产的剩余使用寿命相对较短，这些ARO的变化可能会对收益造成重大影响。
由于管理层在确定债务时需要进行重大估计，因此对公司的ARO进行上述确定的债务的审计是复杂的，并且具有高度的判断性。特别是，估计数对诸如清除成本估计数和油田寿命结束等重大主观假设很敏感，这些假设受到对未来市场或经济状况的预期的影响。 |
| |
| 我们是如何在审计中解决这个问题的 | 我们取得了了解，评估了设计，并测试了公司内部控制对其ARO估计过程的操作有效性，包括管理层对对确定债务具有重大影响的重大假设的审查。我们还测试了管理层对评估中使用的财务数据的完整性和准确性的控制。
为了测试上述确定的债务的ARO，我们的审计程序包括评估评估中使用的重要假设和投入，包括清除成本估计和油田寿命结束假设。例如，我们通过与定居点和最近的搬迁活动和费用进行比较来评估搬迁成本估计。我们还将油田寿命结束假设与产量预测进行了比较。 |
| |
| 已探明石油和天然气财产、厂房和设备的折旧、耗尽和摊销 |
| |
| 有关事项的描述 | 截至2022年12月31日，该公司已探明的油气资产、厂房和设备(PP&E)的账面净值为550亿美元，截至该年度的折旧、损耗和摊销(DD&A)费用为73亿美元。如附注1所述，在成功努力会计方法下，PP&E的产烃性质和蒸汽辅助重力排水设施以及某些管道和液化天然气资产(预计使用率将下降的资产)的DD&A按产量单位法确定。生产单位法使用该公司内部储集层工程师估计的已探明石油和天然气储量。
已探明石油和天然气储量的估计是基于对原地碳氢化合物数量、生产计划、历史开采回收率和加工产量系数、已安装工厂运营能力和批准的运营限制的地质和工程评估。在评估已探明的石油和天然气储量时，该公司的内部油藏工程师在评估地质和工程数据时需要做出重大判断。估计已探明的石油和天然气储量还需要选择投入，包括石油和天然气价格假设、未来运营和资本成本假设以及司法管辖区的税率等。由于评估已探明石油和天然气储量涉及的复杂性，管理层还聘请了一家独立的石油工程咨询公司对公司内部油藏工程师用来确定已探明石油和天然气储量估计值的流程和控制进行了审查。
审计公司的DD&A计算是复杂的，这是因为使用了内部油藏工程师和独立石油工程咨询公司的工作，以及内部油藏工程师在估计已探明石油和天然气储量时使用的上述投入的管理层决定的评估。
|
| |
| | | | | |
| 我们是如何在审计中解决这个问题的 | 我们了解、评估了设计，并测试了公司对其计算DD&A流程的内部控制的操作有效性，包括管理层对提供给内部油藏工程师用于评估已探明石油和天然气储量的财务数据的完整性和准确性的控制。
我们的审计程序包括评估公司内部储集层工程师的专业资格和客观性，这些工程师主要负责监督已探明石油和天然气储量估计的准备工作，以及用于审查公司流程和控制的独立石油工程咨询公司。此外，在评估我们是否可以利用内部储集层工程师的工作时，我们评估了上述财务数据和内部储集层工程师在评估已探明油气储量时使用的投入的完整性和准确性，将它们与来源文件相一致，并确定和评估了佐证和相反的证据。我们还测试了DD&A计算的准确性，包括将计算中使用的已探明石油和天然气储量与公司的储量报告进行比较。
|
/S/安永律师事务所自1949年以来，我们一直担任康菲石油的审计师。
休斯敦，得克萨斯州
2023年2月16日
致康菲石油的股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德威委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013年框架)》(COSO准则)中确立的准则，对康菲石油截至2022年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，康菲石油(本公司)根据COSO准则，截至2022年12月31日，在各重大方面对财务报告进行了有效的内部控制。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的综合资产负债表、截至2022年12月31日的三个年度的相关综合收益表、综合全面收益表、权益变动表和现金流量表，以及2023年2月16日的相关附注和我们的报告就此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责保持对财务报告的有效内部控制，并负责对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在随附的《管理报告》中的“财务报告内部控制评估”项下。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，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，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的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。
/s/ 安永律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2023年2月16日
| | | | | | | | | | | |
截至2013年12月31日的年度 | 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 收入和其他收入 | | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | 78,494 | | 45,828 | | 18,784 | |
| 关联公司收益中的权益 | 2,081 | | 832 | | 432 | |
| 处置收益 | 1,077 | | 486 | | 549 | |
| 其他收入(亏损) | 504 | | 1,203 | | (509) | |
| 总收入和其他收入 | 82,156 | | 48,349 | | 19,256 | |
| | | |
| 成本和开支 | | | |
| 购进商品 | 33,971 | | 18,158 | | 8,078 | |
| 生产和运营费用 | 7,006 | | 5,694 | | 4,344 | |
| 销售、一般和行政费用 | 623 | | 719 | | 430 | |
| 勘探费 | 564 | | 344 | | 1,457 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 7,504 | | 7,208 | | 5,521 | |
| 减值 | (12) | | 674 | | 813 | |
| 所得税以外的其他税种 | 3,364 | | 1,634 | | 754 | |
| 对贴现负债的增值 | 250 | | 242 | | 252 | |
| 利息和债务支出 | 805 | | 884 | | 806 | |
| 外币交易收益 | (100) | | (22) | | (72) | |
| 其他费用 | (47) | | 102 | | 13 | |
| 总成本和费用 | 53,928 | | 35,637 | | 22,396 | |
| 所得税前收入(亏损) | 28,228 | | 12,712 | | (3,140) | |
| 所得税拨备(福利) | 9,548 | | 4,633 | | (485) | |
| 净收益(亏损) | 18,680 | | 8,079 | | (2,655) | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | — | | — | | (46) | |
| 康菲石油应占净收益(亏损) | $ | 18,680 | | 8,079 | | (2,701) | |
| | | |
康菲石油每股普通股应占净收益(亏损)(美元) | | | |
| 基本信息 | $ | 14.62 | | 6.09 | | (2.51) | |
| 稀释 | 14.57 | | 6.07 | | (2.51) | |
| | | |
普通股平均流通股(单位：千) | | | |
| 基本信息 | 1,274,028 | | 1,324,194 | | 1,078,030 | |
| 稀释 | 1,278,163 | | 1,328,151 | | 1,078,030 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | |
截至2013年12月31日的年度 | 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 净收益(亏损) | $ | 18,680 | | 8,079 | | (2,655) | |
| 其他全面收益(亏损) | | | |
| 固定福利计划 | | | |
| 在此期间产生的先前服务(成本)贷项 | (10) | | — | | 29 | |
| 对计入净收益(亏损)的先前服务贷项摊销的重新分类调整 | (39) | | (38) | | (32) | |
| 净变化 | (49) | | (38) | | (3) | |
| 期间产生的净精算收益(损失) | (623) | | 357 | | (210) | |
| 对列入净收益(损失)的净精算损失摊销的重新分类调整 | 72 | | 178 | | 117 | |
| 净变化 | (551) | | 535 | | (93) | |
| 非赞助计划* | 5 | | 5 | | 1 | |
| 固定福利计划的所得税 | 178 | | (108) | | 20 | |
| 设定受益计划，税后净额 | (417) | | 394 | | (75) | |
| 证券未实现持有损益 | (13) | | (2) | | 2 | |
| 计入净收入的亏损的重新分类调整 | (1) | | (1) | | — | |
| 证券未实现持有损失的所得税 | 3 | | 1 | | — | |
| 未实现的证券持有收益(亏损)，税后净额 | (11) | | (2) | | 2 | |
| 外币折算调整 | (623) | | (124) | | 209 | |
| 外币换算调整的所得税 | 1 | | — | | 3 | |
| 外币折算调整，税后净额 | (622) | | (124) | | 212 | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额 | (1,050) | | 268 | | 139 | |
| 综合收益(亏损) | 17,630 | | 8,347 | | (2,516) | |
| 减去：非控股权益的综合收益 | — | | — | | (46) | |
| 康菲石油应占综合收益(亏损) | $ | 17,630 | | 8,347 | | (2,562) | |
*康菲石油不是主要义务人的计划--主要是由股权关联公司管理的计划。
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | |
12月31日 | 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
| 资产 | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 6,458 | | 5,028 | |
| 短期投资 | 2,785 | | 446 | |
应收账款和应收票据（扣除备抵2及$2，分别) | 7,075 | | 6,543 | |
| 应收账款和票据--关联方 | 13 | | 127 | |
| 对Cenovus Energy的投资 | — | | 1,117 | |
| 盘存 | 1,219 | | 1,208 | |
| 预付费用和其他流动资产 | 1,199 | | 1,581 | |
| 流动资产总额 | 18,749 | | 16,050 | |
| 投资和长期应收账款 | 8,225 | | 7,113 | |
| | |
物业、厂房及设备净额（扣除累积DD&A $66,630及$64,735，分别) | 64,866 | | 64,911 | |
| 其他资产 | 1,989 | | 2,587 | |
| 总资产 | $ | 93,829 | | 90,661 | |
| | |
| 负债 | | |
| 应付帐款 | $ | 6,113 | | 5,002 | |
| 应付帐款--关联方 | 50 | | 23 | |
| 短期债务 | 417 | | 1,200 | |
| 应计所得税和其他税项 | 3,193 | | 2,862 | |
| 员工福利义务 | 728 | | 755 | |
| 其他应计项目 | 2,346 | | 2,179 | |
| 流动负债总额 | 12,847 | | 12,021 | |
| 长期债务 | 16,226 | | 18,734 | |
| 资产报废债务和应计环境成本 | 6,401 | | 5,754 | |
| 递延所得税 | 7,726 | | 6,179 | |
| 员工福利义务 | 1,074 | | 1,153 | |
| 其他负债和递延信贷 | 1,552 | | 1,414 | |
| 总负债 | 45,826 | | 45,255 | |
| | |
| 权益 | | |
普通股(2,500,000,000授权股份价格为$0.01面值)发行 (2022—2,100,885,134股票；2021年-2,091,562,747股份) | | |
| 面值 | 21 | | 21 | |
| 超出面值的资本 | 61,142 | | 60,581 | |
库存股(按成本计算：2022-877,029,062股票；2021年-789,319,875股份) | (60,189) | | (50,920) | |
| 累计其他综合损失 | (6,000) | | (4,950) | |
| 留存收益 | 53,029 | | 40,674 | |
| 总股本 | 48,003 | | 45,406 | |
| 负债和权益总额 | $ | 93,829 | | 90,661 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | |
截至2013年12月31日的年度 | 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 经营活动的现金流 | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 18,680 | | 8,079 | | (2,655) | |
| 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 | 7,504 | | 7,208 | | 5,521 | |
| 减值 | (12) | | 674 | | 813 | |
| 干井成本和租赁减值 | 340 | | 44 | | 1,083 | |
| 对贴现负债的增值 | 250 | | 242 | | 252 | |
| 递延税金 | 2,086 | | 1,346 | | (834) | |
| 未分配权益收益 | 942 | | 446 | | 645 | |
| 处置收益 | (1,077) | | (486) | | (549) | |
| (收益)在Cenovus Energy的投资亏损 | (251) | | (1,040) | | 855 | |
| 其他 | 86 | | (788) | | 43 | |
| 周转金调整 | | | |
| 应收账款和票据的减少(增加) | (963) | | (2,500) | | 521 | |
| 库存增加 | (38) | | (160) | | (25) | |
| 预付费用和其他流动资产的减少(增加) | (173) | | (649) | | 76 | |
| 应付帐款增加(减少) | 901 | | 1,399 | | (249) | |
| 税收和其他应计项目的增加(减少) | 39 | | 3,181 | | (695) | |
| 经营活动提供的净现金 | 28,314 | | 16,996 | | 4,802 | |
| 投资活动产生的现金流 | | | |
| 资本支出和投资 | (10,159) | | (5,324) | | (4,715) | |
| 与投资活动相关的营运资金变动 | 520 | | 134 | | (155) | |
| 收购业务，扣除收购现金后的净额 | (60) | | (8,290) | | — | |
| 资产处置收益 | 3,471 | | 1,653 | | 1,317 | |
| 投资净卖出(买入) | (2,629) | | 3,091 | | (658) | |
| 催收与垫款/贷款有关的当事人 | 114 | | 105 | | 116 | |
| 其他 | 2 | | 87 | | (26) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (8,741) | | (8,544) | | (4,121) | |
| 融资活动产生的现金流 | | | |
| 债务的发行 | 2,897 | | — | | 300 | |
| 偿还债务 | (6,267) | | (505) | | (254) | |
| 发行公司普通股 | 362 | | 145 | | (5) | |
| 公司普通股回购 | (9,270) | | (3,623) | | (892) | |
| 已支付的股息 | (5,726) | | (2,359) | | (1,831) | |
| 其他 | (49) | | 7 | | (26) | |
| 用于融资活动的现金净额 | (18,053) | | (6,335) | | (2,708) | |
| 汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金的影响 | (224) | | (34) | | (20) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净变化 | 1,296 | | 2,083 | | (2,047) | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | 5,398 | | 3,315 | | 5,362 | |
| 期末现金、现金等价物和限制性现金 | $ | 6,694 | | 5,398 | | 3,315 | |
受限现金：$236百万美元被包括在“其他资产我们截至2022年12月31日的综合资产负债表的额度。受限现金：$152百万美元和美元218截至2021年12月31日，百万美元分别包括在我们的综合资产负债表的“预付费用及其他流动资产”和“其他资产”项目中。
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 康菲石油的功劳 | | |
| 普通股 | | | | |
| 面值 | 资本流入
超过
帕尔 | 财务处
库存 | 阿卡姆。其他
全面
收入(亏损) | 保留
收益 | 非-
控管
利益 | 总计 |
| | | | | | | |
2019年12月31日的余额 | $ | 18 | | 46,983 | | (46,405) | | (5,357) | | 39,742 | | 69 | | 35,050 | |
| 净收益(亏损) | | | | | (2,701) | | 46 | | (2,655) | |
| 其他全面收益(亏损) | | | | 139 | | | | 139 | |
宣布的股息--普通股息(美元1.69每股普通股) | | | | | (1,831) | | | (1,831) | |
| 公司普通股回购 | | | (892) | | | | | (892) | |
| 分配给非控股权益和其他 | | | | | | (32) | | (32) | |
| 处置 | | | | | | (84) | | (84) | |
| 根据福利计划分配 | | 150 | | | | | | 150 | |
| | | | | | | |
| 其他 | | | | | 3 | | 1 | | 4 | |
2020年12月31日的余额 | $ | 18 | | 47,133 | | (47,297) | | (5,218) | | 35,213 | | — | | 29,849 | |
| 净收益(亏损) | | | | | 8,079 | | | 8,079 | |
| 其他全面收益(亏损) | | | | 268 | | | | 268 | |
| 宣布的股息 | | | | | | | |
普通($1.75每股普通股) | | | | | (2,359) | | | (2,359) | |
现金的可变回报(美元0.20每股普通股) | | | | | (260) | | | (260) | |
| 收购Concho | 3 | | 13,122 | | | | | | 13,125 | |
| 公司普通股回购 | | | (3,623) | | | | | (3,623) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 根据福利计划分配 | | 326 | | | | | | 326 | |
| 其他 | | | | | 1 | | | 1 | |
2021年12月31日的余额 | $ | 21 | | 60,581 | | (50,920) | | (4,950) | | 40,674 | | — | | 45,406 | |
| 净收益(亏损) | | | | | | | | | 18,680 | | | | 18,680 | |
| 其他全面收益(亏损) | | | | | | | (1,050) | | | | | | (1,050) | |
| 宣布的股息 | | | | | | | | | | | | | |
普通($1.89每股普通股) | | | | | | | | | (2,419) | | | | (2,419) | |
现金的可变回报(美元3.10每股普通股) | | | | | | | | | (3,908) | | | | (3,908) | |
| | | | | | | |
| 公司普通股回购 | | | | | (9,270) | | | | | | | | (9,270) | |
| 根据福利计划分配 | | | 561 | | | | | | | | | | 561 | |
| 其他 | | | | | 1 | | | | 2 | | | | 3 | |
2022年12月31日的余额 | $ | 21 | | 61,142 | | (60,189) | | (6,000) | | 53,029 | | — | | 48,003 | |
合并财务报表附注
注1--会计政策
•合并原则和投资-我们的合并财务报表包括我们是主要受益人的多数股权、受控子公司和可变利益实体(如果适用)的账户。权益法用于核算我们有能力对联属公司的运营和财务政策施加重大影响的联营公司的投资。当我们没有能力施加重大影响时，投资按公允价值计量，除非投资没有随时可确定的公允价值。对于这些例外，它将以成本减去减值，加上或减去同一发行人相同或类似投资的有序交易中可观察到的价格变化来衡量。石油和天然气合资企业、管道、天然气工厂和终端的不可分割权益按比例合并。其他证券和投资一般按成本价列账。我们通过以下方式管理我们的运营六按地理区域划分的运营部门：阿拉斯加、下48区、加拿大、欧洲、中东和北非、亚太地区和其他国际地区。见附注24.
•外币折算-将外国功能货币财务报表转换为美元的过程所产生的调整计入普通股股东权益的累计其他全面损失。外币交易损益计入当期收益。我们的一些海外业务使用当地货币作为功能货币。
•预算的使用-按照美国公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设影响资产、负债、收入和支出的报告金额以及或有资产和负债的披露。实际结果可能与这些估计不同。
•收入确认-与销售原油、沥青、天然气、液化天然气、天然气和其他物品有关的收入在客户获得资产控制权时确认。在评估客户何时拥有对资产的控制权时，我们主要考虑是否发生了法定所有权和实物交付的转移，客户是否具有重大的所有权风险和回报，以及客户是否接受交付和付款权利存在。这些产品通常以当时的市场价格出售。我们将基于市场的可变对价分配给本期交货(履约义务)，因为该对价具体涉及我们将本期交货控制权转移给客户的努力，并代表我们预期有权换取相关产品的金额。付款通常在30天或更短的时间内到期。
与通常称为买入/卖出合同的交易有关的收入被合并并报告净额(即在同一个损益表项目中)。
•运费和搬运费-我们通常在将控制权转移给客户之前产生运输和处理成本，并将这些活动计入履行成本。因此，我们将运输和搬运成本计入生产，并计入生产活动的运营费用。与营销活动有关的运输成本记录在采购商品中。支付给客户的运费成本被视为交易价格的一个组成部分，并在客户获得控制权时记录为收入的一个组成部分。
•现金等价物-现金等价物是高流动性的短期投资，可以很容易地转换为已知数量的现金，自购买之日起原始到期日为90天或更短。它们按成本加应计利息列账，接近公允价值。
•短期投资-短期投资包括对银行定期存款和有价证券(商业票据和政府债券)的投资，这些投资按成本加应计利息计算，原始到期日超过90天，但在一年内或剩余到期日在一年内。我们也投资于被归类为可供出售的债务证券的金融工具，这些证券以公允价值列账。这些工具包括在资产负债表日剩余期限不超过一年的短期投资中。
•债务证券的长期投资-债务证券的长期投资包括被归类为可供出售的金融工具，截至资产负债表日剩余到期日超过一年的债务证券。它们按公允价值列账，并在我们综合资产负债表的“投资和长期应收账款”项目中列报。
•盘存-我们对各种类型的库存有几种估值方法，并对每种类型的库存一贯使用以下方法。我们大部分与商品相关的库存都是按后进先出法按成本入账的。我们以总成本或市场价较低的价格来衡量这些库存。年末任何必要的成本或市价较低的减记均记为后进先出成本基础的永久性调整。后进先出法用于更好地将当前库存成本与当前收入相匹配。成本包括将一件物品或产品带到其现有状态和位置所发生的直接和间接支出，但不包括异常/非经常性成本或研发成本。材料、用品和其他杂项库存，如管材和油井设备，按照行业惯例，使用各种方法进行估值，包括加权平均成本法和先进先出法。
•公允价值计量-按公允价值计量并要求在公允价值层次中分类的资产和负债，根据计量中采用的投入的可观测性，分为三个不同的级别之一。一级投入是指相同资产或负债在活跃市场上的报价。第2级投入是指资产或负债在第1级内的报价以外的可观察到的投入，直接或间接通过市场证实的投入。第三级投入是资产或负债的不可观察投入，反映了市场参与者对可观察到的相关市场数据或我们关于定价的假设的重大修改。
•衍生工具-衍生工具按公允价值计入资产负债表。如果抵销权存在并且满足某些其他标准，则与同一交易对手的衍生资产和负债在资产负债表上计入净额，应付或应收抵押品分别计入衍生资产和衍生负债。
根据发行或持有衍生工具的目的，对衍生工具的入账及调整至公允价值所产生的损益予以确认及分类。未计入套期保值的衍生品收益和损失立即在收益中确认。我们不对我们的衍生品工具应用对冲会计。
•油气勘探开发--油气勘探开发成本采用成功努力法核算。
财产购置费用-石油和天然气租赁收购成本资本化并包括在资产负债表标题PP&E中。租赁减值是根据勘探经验和管理层的判断确认的。在达到将储量归类为已探明储量所需的所有条件后，相关租赁成本将重新归类为已探明物业。
勘探成本-地质和地球物理成本以及持有和保留未开发物业的成本在发生时计入费用。探井成本在资产负债表上被资本化或“暂停”，以等待进一步评估是否已找到经济上可采储量。如果找不到经济上可采的储量，探井成本就会作为干井支出。如果探井遇到潜在的经济数量的石油和天然气，只要在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得足够的进展，油井成本就会在资产负债表上保持资本化。对于复杂的勘探发现，当我们对潜在的油气田进行额外的评估钻探和地震工作时，或者当我们寻求政府或合资企业批准开发计划或寻求环境许可时，勘探井在资产负债表上暂停数年并不少见。一旦获得所有必要的批准和许可，项目就进入开发阶段，石油和天然气资源被指定为探明储量。
管理层每季度审核暂停油井余额，持续监测额外评估钻井和地震工作的结果，并在判断潜在油田近期不需要进一步投资时，将暂停油井成本计入干井费用。见附注6.
开发成本-钻探和装备开发井，包括未成功的开发井所发生的成本被资本化。
损耗和摊销-使用以已探明石油和天然气储量估计为基础的生产单位法来耗尽生产资产的租赁成本。开发成本的摊销是根据已探明石油和天然气储量估计的生产单位法。
•资本化利息-外部借款利息资本化于预计建设期为一年或更长的重大项目。资本化利息计入标的资产的成本，并以与标的资产相同的方式在资产的使用年限内摊销。
•折旧及摊销-PP&E关于生产碳氢化合物资产和SAGD设施以及某些管道和液化天然气资产(预计使用率将下降的资产)的折旧和摊销，由生产单位法确定。所有其他PP&E的折旧和摊销由个人单位直线法或集团直线法(对于那些与其他单位高度整合的个人单位)确定。
•财产、厂房和设备的减值-每当事实和情况的变化表明资产集团预期产生的未来现金流可能大幅恶化时，就对业务中使用的长期资产进行减值评估。如果有迹象表明资产的账面价值可能无法收回，则使用管理层对价格、数量和未来发展计划的假设进行可恢复性测试。如果所得税前未贴现现金流量的总和少于资产组的账面价值，账面价值将减记至估计公允价值，并在作出决定的期间报告为减值。个别资产按可识别现金流在很大程度上独立于其他资产组的现金流的最低水平进行分组减值--通常是在逐个领域的基础上进行勘探和开发资产。由于通常缺乏长期资产的报价市场价格，减值资产的公允价值通常是根据预期未来现金流量的现值，使用折现率和被认为与主要市场参与者使用的价格一致的价格来确定，或在可能的情况下基于与类似资产的历史市场交易确认的运营现金流的倍数。
用于减值审核和相关公允价值计算的预期未来现金流量是基于估计未来产量、商品价格、运营成本和资本决定，并考虑到审核日期的所有可用证据。减值审查包括已探明的已开发和未开发储量的现金流，包括实现该产量所需的任何开发支出。此外，当存在可能和可能的准备金时，这些准备金中的适当风险调整金额可计入减值计算中。
管理层承诺于一年内出售的长期资产，按摊销成本或公允价值减去出售成本中较低者入账，公允价值按具约束力的协定价格(如有)或预期未来现金流量的现值(如上文所述)厘定。
•保养和维修-不是重大改善的维护和维修费用在发生时会计入费用。
•财产处置-当出售完整的折旧财产单位时，资产成本和相关的累计折旧将被抵消，任何收益或损失都将反映在我们综合损益表的“处置收益”一栏中。当部分单位的折旧财产被处置或报废时，资产成本与残值之间的差额计入累计折旧或计入累计折旧。
•资产报废义务与环境成本-- 报废和移除长期资产的法定债务的公允价值记录在发生债务的期间(通常是当资产安装在生产地点时)。公允价值是使用现值法估算的，其中纳入了关于估计金额和结算时间以及技术使用影响的假设。见附注8.
环境支出的支出或资本化取决于其未来的经济效益。与过去经营造成的现有状况有关的支出，以及那些没有未来经济效益的支出，都计入费用。当可能进行环境评估或清理，且成本可合理估计时，环境支出的负债按未贴现基准入账(除非通过业务合并获得，我们按贴现基准入账)。从其他各方收回的环境补救费用在收到可能和可评估时作为资产入账。
•非合并实体投资减值准备-只要事实和情况的变化表明发生了价值损失，非合并实体的投资就会被评估减值。当判断为该等情况并非暂时性时，投资的账面价值将减记为公允价值。减值投资的公允价值乃根据市场报价(如有)或预期未来现金流量的现值(折现率及价格相信与主要市场参与者所采用的价格一致)，加上对被投资人拥有的可比资产的市场分析(如适用)而厘定。
•担保-担保的公允价值在作出担保时确定并记录为负债。当我们在担保下免于承担风险时，初始责任随后就会减少。我们根据每种担保的事实和情况，在相关的时间段内摊销担保责任(如果存在)。在担保期限不确定的情况下，当我们有信息表明债务基本上得到免除或在适当的时间段内摊销债务时，我们将撤销债务，因为我们的担保敞口的公允价值随着时间的推移而下降。我们根据担保的性质将担保负债摊销至相关的损益表项目。当我们可能不得不履行担保时，如果根据当时的事实和情况，它是合理地可评估的，我们应单独承担责任。只有在担保下没有进一步的风险敞口时，我们才会撤销公允价值负债。
•基于股份的薪酬-我们确认在服务期(即规定的获得奖励所需的时间段)或从服务期开始到雇员首次有资格退休时结束的较短期间内的按份额计算的薪酬费用。我们已经选择在整个服务期内以直线基础确认费用，无论该奖励是通过应收差饷还是悬崖归属授予的。
•所得税-递延所得税采用负债法计算，并按我们的资产和负债的财务报告基础和纳税基础之间的所有暂时性差异计提，但收入的递延税项和与被视为永久再投资于某些外国子公司和外国公司合资企业的累计换算调整相关的暂时性差异除外。目前，允许的税收抵免适用于所得税拨备的减少。与未确认的税收优惠相关的利息反映在利息和债务费用中，与未确认的税收优惠相关的处罚反映在生产和经营费用中。
•向客户征收并汇给政府当局的税款-销售税和增值税净入账。
•普通股每股净收益(亏损)--每股基本净收益(亏损)采用两级法计算。在两级法下，所有收益(已分配和未分配)均分配给普通股(包括尚未作为普通股发行的完全既得股票和单位奖励)和参与证券。康菲石油根据其以股份为基础的补偿计划授予RSU，其中大部分计划使接受者有权在归属期间获得相当于向本公司普通股持有人支付的股息的不可没收股息。见附注16。这些未归属的RSU符合基于其各自获得不可没收股息的权利的参与证券的定义，并在计算基本每股收益时被视为单独的证券类别。参与证券不包括在计算稀释每股收益中的增量份额。稀释每股收益包括或有可发行股票的潜在影响，包括要求未来服务作为标的普通股交付条件的奖励。稀释每股收益是在两类法和库存股两种方法下计算的，并报告了更多的稀释金额。稀释每股净亏损不假设转换或行使证券，因为这将总是具有反稀释效果。在这两种计算中，国库股都不包括在每日已发行普通股加权平均数量之外。见附注23.
注2--库存
截至12月31日的库存为：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
| | |
| 原油和天然气 | $ | 641 | | 647 | |
| 材料和用品 | 578 | | 561 | |
| 总库存 | $ | 1,219 | | 1,208 | |
| | |
| 按后进先出法计价的存货 | $ | 396 | | 395 | |
当前重置成本超过后进先出库存成本的估计数约为#美元。149百万美元和美元251分别为2022年12月31日和2021年12月31日。
附注3--收购和处置
资产处置的所有收益或损失均在税前报告，并计入“处置收益“在我们的综合损益表上划一条线。所有现金收益和付款均包括在我们综合现金流量表的“投资活动现金流量”部分。
2022
收购澳大利亚太平洋液化天然气私人有限公司(APLNG)的额外股权
2022年2月，我们完成了对另一家10Origin Energy在APLNG中的百分比权益约为$1.4经惯例调整后，在行使优先购买权后的全现金交易中。这使我们在APLNG的持股比例增加到47.5持股比例，Origin Energy和中石化拥有
27.5百分比和25.0百分比分别为。据报道，APLNG是我们亚太地区的一项股权投资。
卡塔尔液化天然气有限公司(8)(Qg8)
在2022年期间，我们获得了25与卡塔尔能源公司成立一家新的合资企业(QG8)，该合资企业将参与北气田东部(NFE)液化天然气项目。QG8有一个12.5在NFE项目中拥有百分之百的权益，据报道，这是我们在欧洲、中东和北非地区的权益法投资。见附注4.
资产收购
2022年9月，我们完成了对Eagle Ford低48分部某些区域额外工作权益的收购，现金对价为$236经惯例调整后为100万美元。该协议作为一项资产收购入账，代价主要分配给PP&E。
出售的资产
在2022年期间，我们出售了我们在Low 48部门某些非核心资产中的权益，净收益为$680百万， 不是在出售时确认的收益或损失。在出售时，我们在这些资产中的权益的账面净值为#美元。680百万美元，其中包括$825百万美元的资产，主要与818百万美元的PP&E，以及145数以百万计的负债，主要与ARO有关。
2022年3月，我们完成了对持有印尼资产和业务的子公司的剥离，根据2021年1月1日的生效日期，我们获得了净收益$731在习惯调整后为100万美元，并确认为534百万美元税前和美元462与这笔交易相关的百万美元税后收益。出售的附属公司合共间接持有我们的54在印度尼西亚走廊区块生产分享合同(PSC)和35复兴管道公司的持股比例。在出售时，账面净值约为#美元0.2亿美元，不包括$0.2十亿美元的现金和受限现金。账面净值主要包括#美元。0.310亿美元的PP&E和0.1数十亿ARO。与出售子公司相关的税前收益，不包括上述处置收益，为#美元。138百万美元和美元604百万美元和美元394截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。出售的印尼权益的经营结果已在我们的亚太区公布。
2022年，我们记录的或有付款为#美元451与之前出售我们在Foster Creek Christina Lake Partnership和加拿大西部天然气资产以及我们的圣胡安资产的权益有关的100万美元。或有付款在我们的综合损益表上记为处置收益，并反映在我们的加拿大和更低的48个部分。在我们的加拿大部分，按季度计算和支付的或有付款为$6WCS季度平均原油价格超过1美元每加元1加元52每桶加元。在我们的48岁以下部分，按年支付的或有付款按月计算为$7每月百万美元，其中美国Henry Hub的价格等于或高于$3.20每个MMBTU。我们加拿大部分的或有付款期限于2022年第二季度结束，低48部分的或有付款期限将持续到2023年。我们记录了或有付款#美元。3692021年将达到100万。不是付款是在2020年记录的。
2021
年内，我们完成了对Concho Resources Inc.(Concho)和壳牌企业有限责任公司(Shell Enterprise LLC)二叠纪资产的收购。这些收购在FASB主题ASC 805下使用收购方法作为业务组合入账，该方法要求收购的资产和负债假设在收购日期以公允价值计量。本公司已就收购资产及负债进行公允价值计量，并可于其后期间对该等计量作出调整，直至自收购日期起计一年，因吾等确认有关收购日期已存在的事实及情况的新资料以供考虑。
收购Concho Resources Inc.
2021年1月，我们完成了对Concho的收购，Concho是一家独立的油气勘探和生产公司，业务遍及新墨西哥州和德克萨斯州西部，重点是位于二叠纪的特拉华州和米德兰盆地。这项全股票交易的总对价为$13.1亿美元，其中1.46康菲石油普通股换取每股康科普通股流通股。
| | | | | |
| 总对价 | |
| 194,243 | |
| 1,599 | |
| 交换的股份数量 | 195,842 | |
| 兑换率 | 1.46 | |
| 作为对价发行的康菲石油普通股增发股份(千股) | 285,929 | |
| 康菲石油普通股每股均价** | $ | 45.9025 | |
| 总对价(百万) | $ | 13,125 | |
*截至2021年1月15日的杰出表现。
**基于康菲石油2021年1月15日的平均股价。
石油和天然气资产的估值采用贴现现金流方法，其中纳入了市场参与者和内部产生的价格假设、生产概况以及运营和开发成本假设。收购中承担的债务是根据可观察到的市场价格进行估值的。由于应收账款、应付账款以及大多数其他流动资产和流动负债的短期性质，确定的公允价值与账面价值相当。总代价为$13.1根据截至2021年1月15日的公允价值，将10亿美元分配给可识别资产和负债。
| | | | | |
| 收购的资产 | 数百万美元 |
| 现金和现金等价物 | $ | 382 | |
| 应收账款净额 | 745 | |
| 盘存 | 45 | |
| 预付费用和其他流动资产 | 37 | |
| 投资和长期应收账款 | 333 | |
| 净财产、厂房和设备 | 18,923 | |
| 其他资产 | 62 | |
| 收购的总资产 | $ | 20,527 | |
| |
| 承担的负债 | |
| 应付帐款 | $ | 638 | |
| 应计所得税和其他税项 | 56 | |
| 员工福利义务 | 4 | |
| 其他应计项目 | 510 | |
| 长期债务 | 4,696 | |
| 资产报废债务和应计环境成本 | 310 | |
| 递延所得税 | 1,071 | |
| 其他负债和递延信贷 | 117 | |
| 承担的总负债 | $ | 7,402 | |
| 取得的净资产 | $ | 13,125 | |
随着Concho交易的完成，我们获得了已探明和未探明的财产约$11.810亿美元6.9分别为10亿美元。
我们确认了大约$157百万美元的交易相关成本，所有这些成本都在2021年第一季度支出。这些非经常性成本主要与支付给顾问的费用以及根据合并协议条款对某些Concho员工的股票奖励进行结算有关。
2021年第一季度，我们启动了全公司重组计划，范围包括合并两家公司的业务以及其他全球重组活动。我们确认了非经常性重组成本，主要是员工遣散费和相关的养老金福利增量成本。
交易和重组成本对我们截至2021年12月31日的年度综合收益表项目的影响如下：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 交易成本 | 重组成本 | 总成本 |
| 生产和运营费用 | | 128 | | 128 | |
| 销售、一般和行政费用 | 135 | | 67 | | 202 | |
| 勘探费 | 18 | | 8 | | 26 | |
| 所得税以外的其他税种 | 4 | | 2 | | 6 | |
| 其他费用 | — | | 29 | | 29 | |
| $ | 157 | | 234 | | 391 | |
2021年2月，我们完成了与从Concho承担的债务相关的债务交换要约。作为债务交换的结果，我们确认了与所得税相关的额外重组费用$75百万美元。
自收购之日起至2021年12月31日止，与被收购的Concho业务相关的“总收入及其他收入”及“康菲石油应占净收益(亏损)”约为$6,571百万美元和美元2,330分别为100万美元。同期与Concho业务相关的业绩包括税前和税后亏损#美元305百万美元和美元233分别就收购的衍生工具合约支付1,000,000英镑。税前亏损计入综合损益表中的“总收入和其他收入”。参见附注12。
收购壳牌二叠纪资产
2021年12月，我们完成了对位于特拉华州二叠纪盆地的壳牌资产的收购。用于报告的会计结算日期为2021年12月31日。收购的资产包括大约225,000净英亩和生产型物业完全位于德克萨斯州。这笔交易的总对价为$8.6十亿美元。
石油及天然气资产的估值采用贴现现金流方法，该方法结合了市场参与者和内部产生的价格假设、生产概况以及运营和开发成本假设。由于应收账款、应付账款以及大多数其他流动资产和流动负债的短期性质，确定的公允价值与账面价值相当。总代价为$8.6根据收购日的公允价值，可识别资产和负债分配了10亿欧元。
| | | | | |
| 收购的资产 | 数百万美元 |
| 应收账款净额 | $ | 337 | |
| 盘存 | 20 | |
| 净财产、厂房和设备 | 8,582 | |
| 其他资产 | 50 | |
| 收购的总资产 | $ | 8,989 | |
| |
| 承担的负债 | |
| 应付帐款 | $ | 206 | |
| 应计所得税和其他税项 | 6 | |
| 其他应计项目 | 20 | |
| 资产报废债务和应计环境成本 | 86 | |
| 其他负债和递延信贷 | 36 | |
| 承担的总负债 | $ | 354 | |
| 取得的净资产 | $ | 8,635 | |
随着壳牌二叠纪交易的完成，我们获得了已探明和未探明的财产约$。4.210亿美元4.3分别为10亿美元。我们确认了大约$442021年支出的与交易相关的成本为100万美元。
补充备考表格(未经审核)
下表汇总了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度未经审计的补充形式财务信息，就像我们在2020年1月1日完成了对Concho和壳牌二叠纪资产的收购一样。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| 如报道所述 | | | 形式上
壳 | 形式上
组合在一起 |
| | | | | |
| 总收入和其他收入 | $ | 48,349 | | | | 3,220 | | 51,569 | |
| 所得税前收入(亏损) | 12,712 | | | | 1,201 | | 13,913 | |
| 康菲石油应占净收益(亏损) | 8,079 | | | | 920 | | 8,999 | |
| | | | | |
| 每股收益： | | | | | |
| 基本净收入 | $ | 6.09 | | | | | 6.78 | |
| 摊薄净收益 | 6.07 | | | | | 6.76 | |
| 数百万美元 |
| 截至2020年12月31日的年度 |
| 如报道所述 | 形式上
孔雀 | | 形式上
壳 | 形式上
组合在一起 |
| 总收入和其他收入 | $ | 19,256 | | 3,762 | | | 1,685 | | 24,703 | |
| 所得税前收入(亏损) | (3,140) | | 787 | | | (247) | | (2,600) | |
| 康菲石油应占净收益(亏损) | (2,701) | | 498 | | | (189) | | (2,392) | |
| | | | | |
| 每股收益： | | | | | |
| 基本净亏损 | $ | (2.51) | | | | | (1.75) | |
| 摊薄净亏损 | (2.51) | | | | | (1.75) | |
未经审计的补充备考财务信息仅供说明之用，并不一定表明如果交易在2020年1月1日完成将会产生的经营结果，也不一定表明合并后实体未来的经营结果。截至2020年12月31日止12个月期间的未经审核备考财务资料乃将康菲石油的综合损益表与Concho的业绩及从壳牌收购的资产合并的结果。预计结果不包括与交易有关的成本，也不包括预期因交易而节省的成本。预计结果包括对Concho公司历史业绩的调整，以冲销减值费用$10.510亿美元1.9分别与石油和天然气资产和商誉相关的10亿美元。其他调整主要涉及DD&A，这是根据分配给房地产、厂房和设备的购置价按生产单位法计算的。我们相信这些估计和假设是合理的，交易的相对影响得到了适当的反映。
出售的资产
2020年，我们完成了澳大利亚-西部地区资产和业务的出售。这份销售协议使我们有权得到一美元200根据Barossa开发项目的最终投资决定(FID)支付百万美元。2021年3月，FID宣布，因此，我们确认了一笔2002021年第一季度处置收益为100万英镑。购买者未能在到期时支付FID奖金。我们已开始对买方提起仲裁程序，以执行我们对该美元的合同权利。200百万美元，外加到期日的应计利息。与这笔交易相关的业务结果反映在我们的亚太地区业务中。见附注11.
在2021年下半年，我们出售了我们在Low 48部门某些非核心资产中的权益，价格约为$250经惯例调整后为100万美元，确认销售税前收益约为#美元58百万美元。我们还完成了出售我们在阿根廷的非核心勘探权益，确认了税前处置亏损#美元。179百万美元。阿根廷业务的结果在我们的另一个国际部分报告。
2020
资产收购
2020年8月，我们完成了对Kelt Explore Ltd.额外的蒙特尼种植面积的收购，价格为1美元382经惯常调整后为100万美元，外加假设#美元31与部分拥有的基础设施相关的融资义务为100万美元。本次收购主要包括未开发的物业，包括140,000在液体丰富的因加火柴德资产蒙特尼区的净英亩，这是直接毗邻我们现有的蒙特尼头寸。这笔交易使我们在蒙特尼的种植面积增加到大约295,000净英亩面积100工作权益的百分比。这项协议作为一项资产购置入账，导致确认#美元。490百万美元的PP&E；77百万美元的ARO和应计环境成本；以及31百万美元的融资债务主要记录为长期债务。蒙特尼资产的运营结果在我们的加拿大部分报告。
出售的资产
2020年2月，我们以美元的价格出售了我们在二叠纪盆地的Waddell Ranch权益。184经惯例调整后为100万美元。不是收益或损失已在出售时确认。出售的Waddell牧场权益的运营结果在我们的低48部分中报告。
2020年3月，我们完成了以大约美元的价格出售我们的Niobrara权益359经惯常调整后为百万美元，并确认税前处置亏损#美元38百万美元。于出售时，吾等于Niobrara的权益的账面净值为#美元。397百万美元，主要包括$433百万美元的PP&E和美元34上百万的ARO。与我们在Niobrara的权益有关的税前亏损，包括上述处置亏损，为#美元。25截至2020年12月31日的年度为百万美元。出售的Niobrara权益的运营结果在我们的低48分部中报告。
2020年5月，我们完成了对持有澳大利亚-西澳大利亚资产和业务的子公司的剥离，根据2019年1月1日的生效日期，我们获得了以下收益：765百万美元。我们确认了1美元的税前收益。5872020年与这笔交易相关的百万美元。于出售时，出售附属公司的账面净值约为$0.2亿美元，不包括$0.5十亿美元的现金。账面净值主要包括#美元。1.310亿美元的PP&E和0.130亿美元的其他流动资产被0.710亿美元的ARO，美元0.310亿美元的递延税项负债，以及0.2数十亿美元的其他债务。与出售子公司相关的税前收益，包括上述处置收益，为#美元。851截至2020年12月31日的年度为百万美元。销售协议使我们有权获得额外的美元。200巴罗萨开发项目的FID为100万英镑。出售的子公司的运营结果在我们的亚太地区部门报告。
附注4--投资、贷款和长期应收款
截至12月31日的投资和长期应收账款的组成部分为：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
| 股权投资 | $ | 7,493 | | 6,701 | |
| 长期应收账款 | 142 | | 98 | |
| 债务证券的长期投资 | 522 | | 248 | |
| 其他投资 | 68 | | 66 | |
| $ | 8,225 | | 7,113 | |
股权投资
截至2022年12月31日，我们进行了重大股权投资的关联公司包括：
•APLNG-47.52015年，中国能源产业协会（27.5 中国石化（25 2010年，该公司将在澳大利亚昆士兰州的Bowen和Surat盆地生产煤层气，并加工和出口液化天然气。
•卡塔尔液化天然气有限公司(3)(Qg3)-302016年10月，中国石油天然气集团公司（68.5%）和三井物产（Mitsui & Co.，Ltd.（1.5该公司生产和液化来自卡塔尔北部油田的天然气，并出口液化天然气。
•卡塔尔液化天然气有限公司(8)(Qg8)-25该公司与卡塔尔能源(QatarEnergy)(QAT.N：行情)的合资企业持股比例较高.75百分比)-参与北气田东(NFE)液化天然气项目。 见注3。
汇总100%收益信息的权益法投资于联营公司，合并，如下所示：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 收入 | $ | 18,356 | | 11,824 | | 7,931 | |
| 所得税前收入 | 8,234 | | 3,946 | | 1,843 | |
| 净收入 | 5,507 | | 2,557 | | 1,426 | |
对关联公司权益法投资的100%资产负债表信息汇总如下：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
| 流动资产 | $ | 5,001 | | 4,493 | |
| 非流动资产 | 37,789 | | 36,602 | |
| 流动负债 | 4,169 | | 3,498 | |
| 非流动负债 | 17,244 | | 17,465 | |
我们因权益法被投资人直接产生的所得税份额在联营公司的收益中以权益形式报告，因此不包括在我们综合财务报表的所得税中。
截至2022年12月31日，留存收益包括美元42与关联公司的未分配收益相关的百万美元。从关联公司收到的股息为$3,045百万，$1,279百万美元和美元1,0762022年、2021年和2020年分别为100万。
APLNG
APLNG是一家合资企业，专注于从澳大利亚昆士兰州的鲍文和苏拉特盆地生产煤层气。天然气出售给国内客户，液化天然气经过加工后出口到亚太地区市场。我们对APLNG的投资使我们能够获得澳大利亚的煤层气资源，并增强了我们的LNG地位。大部分APLNG液化天然气是根据两份长期买卖协议出售的，并以亚太市场为目标销售额外的液化天然气货物。澳大利亚综合能源公司Origin Energy是APLNG生产和管道系统的运营商，而我们则运营LNG设施。
2012年，APLNG执行了一项8.5在2017年财务完成后成为无追索权的10亿项目融资安排。该贷款目前由与美国进出口银行的融资协议、一项商业银行贷款和二美国私人配售票据设施。APLNG本金和利息支付于2017年3月开始，计划每两年支付一次，直至2030年9月。截至2022年12月31日，余额为$5.210亿美元用于设施建设。见附注10.
在2021年第四季度，Origin Energy Limited同意出售10他们在APLNG的权益的百分比为$1.64510亿美元，未按惯例进行调整。康菲石油于2021年12月宣布，我们正在行使APLNG股东协议下的优先购买权，以购买额外的10APLNG的百分比股权，有待政府批准。与此项优先购买权相关的销售价格乃反映相关可观察到的市场参与者对APLNG的公允价值的看法，该公允价值低于我们在APLNG的现有投资的账面价值。基于对围绕公允价值下降的事实和情况的回顾，我们在2021年第四季度得出结论，在FASB ASC主题323的指导下，减值不是暂时的，有必要确认我们现有投资的减值。因此，我们记录了一笔非现金$688见附注7.
截至2022年12月31日，我们在APLNG的权益法投资的账面价值约为$6.2十亿美元。我们的历史成本基础47.5APLNG净资产的百分比为$6.1亿美元，导致基差为#美元。41我们账面上有一百万美元。基本与PP及E有关并须摊销的基本差额，已按相对公允价值分配给APLNG拥有的个别生产许可证地区。预计未来的任何额外付款都将以类似的方式分配。由于合资企业从每个许可证生产天然气，我们使用生产单位法摊销分配给该许可证的基差。2022年、2021年和2020年康菲石油应占净收益(亏损)中包括税后支出$10百万，$39百万美元和美元41百万美元，分别代表当前生产许可证的这一基础差额的摊销。
QG3
QG3是一家合资企业，拥有位于卡塔尔的大型综合液化天然气项目。我们提供了项目融资，已在2022年第三季度全额偿还，如下文“贷款”所述。截至2022年12月31日，我们第三季度权益法投资的账面价值约为$0.7十亿美元。我们与德克萨斯州Sabine Pass附近的Golden Pass LNG终端和附属Golden Pass管道签订了终端和管道使用协议，旨在为我们提供接收、存储和再气化从Qg3购买的LNG的终端和管道能力。目前，第三季度生产的液化天然气正销往美国以外的市场。
QG8
在2022年期间，我们获得了25与卡塔尔能源公司(QatarEnergy)成立一家新的合资企业(Qg8)，该合资企业将参与NFE液化天然气项目。QG8有一个12.5在NFE项目中的百分比权益。截至2022年12月31日，我们权益法投资的账面价值约为$0.3十亿美元。见附注3.
贷款
作为我们正常持续业务运营的一部分，并符合行业惯例，我们与其他各方签订了许多协议，以寻求商业机会。这类活动包括向某些关联公司和非关联公司提供贷款。
截至2022年12月31日，由于在2022年第三季度收到了与QG3项目融资相关的最后一笔贷款，因此没有对关联公司的未偿还贷款。第三季度确保项目融资为美元4.0亿美元，其中包括美元1.3来自出口信贷机构(ECA)的10亿美元贷款，1.5来自商业银行的10亿美元和1.2从康菲石油那里得到10亿美元。康菲石油贷款安排的条款与非洲经委会和商业银行的贷款安排基本相同。2011年12月15日，QG3财务完成，所有项目贷款对项目参与者无追索权。所有贷款安排从2011年1月开始每半年偿还一次，2022年7月完成。
注5--对Cenovus Energy的投资
2021年12月31日，我们举行了91Cenovus Energy(CVE)的100万普通股，接近4.5CVE已发行和已发行普通股的百分比。这些股票以公允价值#美元计入我们的资产负债表。1.110亿美元，基于纽约证券交易所的收盘价美元12.28在该期间内的最后一个交易日每股。在2022年第一季度，我们出售了剩余的91百万股，确认收益为$1.4十亿美元。
所有的收益和损失都在我们综合损益表的“其他收益(损失)”中确认。与出售CVE股票有关的收益包括在我们综合现金流量表的“投资活动现金流量”中。见附注13.
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 股权证券净收益(亏损)合计 | $ | 251 | | 1,040 | | (855) | |
| 减：期内出售股本证券之收益（亏损）净额 | 251 | | 473 | | |
| 截至报告日仍持有的权益证券的未实现收益(亏损) | $ | | | 567 | | (855) | |
附注6--暂停使用的油井和勘探费用
下表反映了2022年、2021年和2020年期间暂停探井成本的净变化：
| | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 | |
| 2022 | 2021 | 2020 | |
| | | | |
| 1月1日期初余额 | $ | 660 | | 682 | | 1,020 | | |
| 在确定已探明储量之前增加的项目 | 5 | | 10 | | 164 | | |
| 对已证明性质的重新分类 | (7) | | — | | (42) | | |
| 停产油井的销售 | — | | — | | (313) | | |
| 计入干井费用 | (131) | | (32) | | (147) | | |
截至12月31日的期末余额 | $ | 527 | | 660 | | 682 | | |
下表提供了12月31日暂停使用的油井余额的账龄：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 | |
| | | | |
| 一年或一年内资本化的探井成本 | $ | 15 | | 4 | | 156 | | |
| 资本化期限超过一年的探井成本 | 512 | | 656 | | 526 | | |
| 期末余额 | $ | 527 | | 660 | | 682 | | |
| | | | |
| 勘探井成本资本化超过一年的项目数 | 17 | | 22 | | 22 | | |
下表提供了截至2022年12月31日自钻井完成以来资本化一年以上的探井成本的进一步账龄：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| | 停职时间： |
| 总计 | 2019-2021 | 2016-2018 | 2006-2015 |
柳树--阿拉斯加(2) | 315 | | 201 | | 114 | | — | |
PL 1009-挪威(1) | 39 | | 39 | | — | | — | |
PL 891-挪威(1) | 31 | | 31 | | — | | — | |
独角鲸趋势-阿拉斯加(1) | 25 | | — | | 25 | | — | |
WL4-00-马来西亚(2) | 24 | | 7 | | 17 | | — | |
PL782S-挪威(1) | 19 | | 19 | | — | | — | |
蒙特尼--加拿大(1) | 12 | | 4 | | 8 | | — | |
其他每宗$1000万或以下(1)(2) | 47 | | 7 | | 10 | | 30 | |
| 总计 | $ | 512 | | 308 | | 174 | | 30 | |
(1)计划增加评估井。
(2)评估钻井完成；正在产生评估开发的成本。
勘探费
以下讨论的费用包括在我们综合损益表的“勘探费用”一栏中。
2022
在第四季度，我们记录的税前费用为1美元129百万美元，用于与我们加拿大部门的Surmont相关的某些陈旧的暂停油井的减值。
在我们的欧洲、中东和北非部门，我们记录的税前费用为$1022022年在挪威钻探的四口作业探井和评估井以及一口合作伙伴作业井的干井费用为100万美元。
2020
在阿拉斯加部门，我们记录了1美元的税前减值828百万美元，用于与我们的阿拉斯加北坡天然气资产相关的资本化未开发租赁成本的全部相关账面价值。我们已经停止参与天然气管道项目的评估，不相信项目会取得进展。如果未来出现市场，我们仍然愿意在竞争的基础上将我们的阿拉斯加北坡天然气出售给感兴趣的各方。
在我们的另一个国际部分，我们在哥伦比亚马格达莱纳盆地中部的利益受到不可抗力的影响。因为我们没有立即根据现有合同履行合同的计划，所以在2020年，我们记录了一笔税前费用，总额为$841,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000美元用于之前暂停的油井的干井成本和相关资本化未开发租赁账面价值的减值。
在亚太区，我们录得税前开支为50与之前暂停的一口油井的干井成本以及与马来西亚Kamunsu East油田相关的资本化未开发租赁账面价值的减值有关，该油田已不再在我们的开发计划中。
注7--减值
在2022年、2021年和2020年期间，我们确认了以下税前减值费用：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 2 | | 5 | | — | |
| 下部48 | (11) | | (8) | | 804 | |
| 加拿大 | (2) | | 6 | | 3 | |
| 欧洲、中东和北非 | (1) | | (24) | | 6 | |
| 亚太地区 | — | | 695 | | — | |
| $ | (12) | | 674 | | 813 | |
2021
我们记录了#美元的减值。688我们的APLNG投资包括在亚太地区的百万美元。看见注4和注13.
在我们较低的48个部门中，我们记录了减值的贷项为$89由于之前出售的一项资产的ARO估计减少，我们保留了ARO负债。这被记录的减值#美元所抵消。842021年第四季度，由于发展计划的变化，与某些非核心资产有关的费用为100万美元。见附注13.
在我们的欧洲、中东和北非部门，我们记录了1美元的减值贷项24100万美元，原因是挪威油田的ARO估计减少，这些油田已停产并在前几年全额折旧。
2020
我们记录的减值为$813100万美元，主要与较低48%的某些非核心资产有关。由于2020年初当前和长期天然气价格的前景大幅下降，我们记录了减值$523主要用于Wind River盆地作业区，包括Madden油田和Lost Cabin天然气厂的已开发物业，于2020年第一季度完成。此外，主要由于2020年最后一个季度巩固的发展计划的变化，我们确认了额外减值#美元287在第四季度，在较低的48人中有100万人。
附注8--资产报废债务和应计环境成本
截至12月31日的资产报废债务和应计环境成本为：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
| | |
| 资产报废债务 | $ | 6,380 | | 5,926 | |
| 应计环境成本 | 182 | | 187 | |
| 资产报废债务总额和应计环境成本 | 6,562 | | 6,113 | |
| 一年内到期的资产报废债务和应计环境成本* | (161) | | (359) | |
| 长期资产报废债务和应计环境成本 | $ | 6,401 | | 5,754 | |
* 在资产负债表“其他应计项目”下列为流动负债。
资产报废债务
我们在发生ARO负债时(通常是当资产安装在生产地点时)记录该负债的公允价值。当负债最初被记录时，我们通过增加相关PP&E的账面价值来资本化相关资产报废成本。随着时间的推移，负债因其现值的变化而增加，而资本化成本在相关资产的使用年限内折旧。如果在随后的期间，我们对这一负债的估计发生变化，我们将记录对负债和市盈率的调整。不再产生的资产的估计负债的减少被记录为减值贷项。
我们有许多ARO，一旦资产永久退出服务，我们就需要根据法律或合同履行。这些债务中的大多数预计要到未来几年或几十年才能支付，并将在搬迁时从公司的一般资源中获得资金。我们最大的个人责任包括世界各地的海上石油和天然气平台以及阿拉斯加的石油和天然气生产设施和管道的封堵和废弃以及拆除和处置。
在2022年至2021年期间，我们的总体ARO发生了以下变化：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
| | |
| 1月1日的余额 | $ | 5,926 | | 5,573 | |
| 折扣的增加 | 245 | | 238 | |
| 新的义务 | 144 | | 555 | |
| 现有债务估计数的变动 | 681 | | (113) | |
| 对现有债务的支出 | (231) | | (164) | |
| 财产处置 | (203) | | (108) | |
| 外币折算 | (182) | | (55) | |
12月31日的余额 | $ | 6,380 | | 5,926 | |
应计环境成本
截至2022年12月31日和2021年12月31日的累计环境成本总额为#美元182百万美元和美元187分别为100万美元。
我们累积的环境成本为$107百万美元和美元135截至2022年12月31日和2021年12月31日，分别为100万美元，与美国和加拿大的补救活动有关。我们还应计了公司和其他美元59百万美元和美元36截至2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，与不再运营的场地相关的环境成本分别为100万美元。此外，2022年12月31日和2021年12月31日都包括一美元。16根据联邦综合环境响应、补偿和责任法案或类似的州法律，该公司已被指定为潜在责任方。预计应计环境债务将在以下期限内偿还30好几年了。
在各种业务组合中获得的环境义务的预期支出使用加权平均法进行贴现5百分比折扣率，导致已取得的环境负债的应计余额共$1112022年12月31日为100万人。与已贴现的应计环境成本部分相关的预期未来未贴现付款总额为#美元。147百万美元。
附注9--债务
截至12月31日的长期债务为：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
2.402022年到期的票据百分比 | — | | 329 | |
7.652023年到期的债券百分比 | 78 | | 78 | |
3.352024年到期的票据百分比 | 426 | | 426 | |
2.1252024年到期的票据百分比 | 900 | | — | |
8.22025年到期的票据百分比 | 134 | | 134 | |
3.352025年到期的债券百分比 | 199 | | 199 | |
2.402025年到期的票据百分比 | 900 | | — | |
6.8752026年到期的债券百分比 | 67 | | 67 | |
4.952026年到期的票据百分比 | — | | 1,250 | |
7.82027年到期的债券百分比 | 203 | | 203 | |
3.752027年到期的票据百分比 | 196 | | 1,000 | |
4.32028年到期的票据百分比 | 223 | | 1,000 | |
7.3752029年到期的债券百分比 | 92 | | 92 | |
7.02029年到期的债券百分比 | 112 | | 200 | |
6.952029年到期的票据百分比 | 1,195 | | 1,549 | |
8.1252030年到期的票据百分比 | 390 | | 390 | |
7.42031年到期的票据百分比 | 382 | | 500 | |
7.252031年到期的票据百分比 | 400 | | 500 | |
7.22031年到期的票据百分比 | 447 | | 575 | |
2.42031年到期的票据百分比 | 227 | | 500 | |
5.92032年到期的票据百分比 | 505 | | 505 | |
4.152034年到期的票据百分比 | 246 | | 246 | |
5.952036年到期的票据百分比 | 326 | | 500 | |
5.9512037年到期的票据百分比 | 631 | | 645 | |
5.92038年到期的票据百分比 | 350 | | 600 | |
6.52039年到期的票据百分比 | 1,588 | | 2,750 | |
3.7582042年到期的票据百分比 | 785 | | — | |
4.32044年到期的票据百分比 | 750 | | 750 | |
5.952046年到期的票据百分比 | 329 | | 500 | |
7.92047年到期的债券百分比 | 60 | | 60 | |
4.8752047年到期的票据百分比 | 319 | | 800 | |
4.852048年到期的票据百分比 | 219 | | 600 | |
3.82052年到期的票据百分比 | 1,100 | | — | |
4.0252062年到期的票据百分比 | 1,770 | | — | |
2022年到期的浮动利率票据，将于1.06% – 1.412022年和1.02% – 1.122021年期间的百分比 | — | | 500 | |
海运码头收入退还债券将于2031年到期0.07% – 4.102022年和0.04% – 0.152021年期间的百分比 | 265 | | 265 | |
2035年到期的工业发展债券0.07% – 4.102022年和0.04% – 0.122021年期间的百分比 | 18 | | 18 | |
| | |
| 其他 | 23 | | 35 | |
| 面值债务 | 15,855 | | 17,766 | |
| 融资租赁 | 1,320 | | 1,261 | |
| 未摊销保费、贴现和债务发行成本净额 | (532) | | 907 | |
| 债务总额 | 16,643 | | 19,934 | |
| 短期债务 | (417) | | (1,200) | |
| 长期债务 | $ | 16,226 | | 18,734 | |
2022年12月，公司退329本公司本金为百万美元2.40自然到期日的百分比票据。2022年5月，我们赎回了美元1,250本公司本金为百万美元4.95百分比2026年到期的票据。我们支付的保险费高于面值。$79百万赎回债务并确认债务清偿损失$83百万这笔费用包括在我们综合损益表的“其他费用”一栏中。我们还付了$500百万元偿还到期浮息债券的未偿还本金2022在成熟时。
在2022年第一季度，我们完成了债务再融资，包括三项同时进行的交易：以现金回购现有债务的投标要约；以新债务和现金交换某些债务的要约；以及发行新债务，为投标和交换要约中支付的现金提供部分资金。
投标报价
2022年3月，我们总共回购了$2,716以下列出的债务本金总额为1百万美元。我们支付了超过面值$的保费333百万美元回购这些债务工具，并确认债务清偿收益#美元155这笔钱包括在我们综合损益表的“其他费用”一栏中。
•3.752027年到期，本金为$的债券百分比1,000百万美元（部分回购804百万美元)
•4.32028年到期本金为$的债券百分比1,000百万美元（部分回购777百万美元)
•2.4本金为$的2031年到期债券百分比500百万美元（部分回购273百万美元)
•4.875本金为$的2047年到期债券百分比800百万美元（部分回购481百万美元)
•4.85本金为$的2048年到期债券百分比600百万美元（部分回购381百万美元)
交换报价
同样在2022年3月，我们完成了二同时提出债务交换要约，通过这些提议2,544现有票据本金总额的100万美元被投标和接受，以换取新票据和现金的组合。债务交换要约被视为出于会计目的的债务修改，导致现有票据的未摊销债务贴现、溢价和债务发行成本的一部分在交换要约的结算日分配给新票据。我们支付了超过面值$的保费883百万美元，其中包括$872百万美元的现金和新钞票，作为额外的债务贴现资本化。我们产生了1美元的费用28在我们的综合损益表的“其他费用”一栏中包含的交易所中有100万美元。
在交换要约中投标和接受的票据如下：
•7.02029年到期的本金为美元的债券百分比200百万美元(部分兑换$88百万美元)
•6.95本金金额为$的2029年到期债券百分比1,549百万美元(部分兑换$354百万美元)
•7.4本金金额为$的2031年到期债券百分比500百万美元(部分兑换$118百万美元)
•7.25本金金额为$的2031年到期债券百分比500百万美元(部分兑换$100百万美元)
•7.2本金金额为$的2031年到期债券百分比575百万美元(部分兑换$128百万美元)
•5.95本金金额为$的2036年到期债券百分比500百万美元(部分兑换$174百万美元)
•5.9本金金额为$的2038年到期债券百分比600百万美元(部分兑换$250百万美元)
•6.5本金金额为$的2039年到期债券百分比2,750百万美元(部分兑换$1,162百万美元)
•5.95本金金额为$的2046年到期债券百分比500百万美元(部分兑换$171百万美元)
投标和承兑的纸币兑换成以下新纸币：
•3.758本金金额为$的2042年到期债券百分比785百万
•4.025本金金额为$的2062年到期债券百分比1,770百万
新债发行
2022年3月，我们发行了以下新钞票：
•2.125% 2024年到期的票据，本金为美元900百万
•2.4本金为$的2025年到期的%票据900百万
•3.8本金为$的2052年到期的%票据1,100百万
2022年2月，我们从总借款能力为#美元的循环信贷安排进行再融资。6.010亿至3,000美元5.510亿美元，到期日为2027年2月。我们的循环信贷安排可用于直接向银行借款，签发的信用证总额可达#美元。5001000万美元，或者作为对我们商业票据计划的支持。循环信贷安排广泛地由金融机构组成辛迪加，不包含任何重大不利变化条款或要求维持特定财务比率或信用评级的任何契约。该贷款协议载有一项交叉违约条款，涉及未能支付#美元其他债务的本金或利息。200由康菲石油或其任何合并子公司支付100万美元或更多。该贷款的金额在其到期日之前不能重新确定。
信贷工具借款的利息可能高于有担保的隔夜融资利率(SOFR)。贷款协议要求对可用但未使用的金额收取承诺费。融资协议还包括如果我们的现任董事或他们经批准的继任者不再是董事会多数成员的话提前解约的权利。
循环信贷安排支持我们发行最高可达$5.5数十亿的商业票据。商业票据一般限于90天的到期日，并包括在我们综合资产负债表上的短期债务中。没有未偿还的商业票据，不是直接借款或信用证，我们可以获得#美元。5.5截至2022年12月31日，我们循环信贷安排下的可用借款能力为10亿美元。在2021年12月31日，我们有不是未偿还商业票据及不是直接借款或开具信用证。
2021年1月，我们以全股票交易方式完成了对Concho的收购。在收购中，我们承担了Concho的上市债务，未偿还本金余额为#美元。3.910亿美元，按公允价值入账#美元4.7在收购日期为10亿美元。对高级票据公允价值的调整约为#美元0.8收购日的10亿美元将作为对优先票据剩余合同条款的利息支出的调整予以摊销。
2021年2月，我们完成了与从Concho承担的债务相关的债务交换要约。在大约$3.9Concho在交易所发行的优先票据本金总额为10亿美元，98百分比，或大约$3.810亿美元，被投标并被接受。康菲石油发行的新债的利率和到期日与Concho优先票据相同。未交换的部分，约为$67在Concho发行的五个系列高级票据中，仍有100万美元未偿还。债务交换被视为会计上的债务修改，导致分配给康菲石油于交易所结算日发行的新债务的Concho优先票据的部分未摊销公允价值调整。交易所发行的新债由康菲石油公司全额无条件担保。见注3。
有关融资租赁的信息，请参阅见附注15。
目前我们长期债务的信用评级为：
•惠誉：“A”，展望为“稳定”
•S：“A-”，展望为“稳定”
•穆迪：“A2”，展望为“稳定”
我们没有任何公司债务的评级触发因素会导致自动违约，从而在我们的信用评级下调时影响我们获得流动性的机会。如果我们的信用评级从目前的水平下调，可能会增加我们可获得的公司债务成本，并限制我们进入商业票据市场。如果我们的信用评级恶化到禁止我们进入商业票据市场的水平，我们仍然能够通过我们的循环信贷安排获得资金。
在2022年12月31日和2021年12月31日，我们都有283未偿还的某些可变利率需求债券(VRDB)，到期日从现在到2035年。VRDB可在任何工作日由债券持有人选择赎回。如果它们被赎回，我们有能力和意图进行长期再融资，因此，VRDB被包括在我们综合资产负债表的“长期债务”项下。
附注10--担保
截至2022年12月31日，我们有责任根据下文所述的各种合同安排承担某些或有债务。我们从一开始就确认我们作为新签发或修改的担保的担保人的义务的公允价值的责任。除非下文注明负债的账面金额，否则我们并未确认负债，因为负债的公允价值并不重要。此外，除非另有说明，否则我们目前在担保下的表现并不具有任何意义，预计未来的表现要么无关紧要，要么只有很小的可能性发生。
APLNG保证
截至2022年12月31日，我们拥有与我们的47.5APLNG的百分比所有权权益。以下是利用2022年12月汇率计算的价值担保的说明：
•在2016年第三季度，我们出具了一份担保，以便利从项目融资准备金账户中按比例提取我们的资金份额。我们估计这份保函的剩余期限为八年。我们在这项保证下的最大风险约为$。210如果项目融资贷款人开始对APLNG采取强制执行行动，则可能需要支付。截至2022年12月31日，该担保的账面价值约为1美元。14百万美元。
•于二零零八年十月向Origin Energy Limited购入APLNG的所有权权益时，吾等同意偿还Origin Energy Limited根据多项销售协议担保APLNG的现有责任而产生的现有或有负债。最终担保将于2041年第四季度到期。根据这些保证，我们对未来付款或批量交货的最大潜在责任估计为#美元。780百万(美元)1.3如果APLNG未能履行其在这些协议下的义务，并且无法以其他方式减轻这些义务，则将被支付。未来的付款被认为不太可能，因为只有在APLNG没有足够的天然气来履行这些销售承诺，以及合资企业没有向APLNG做出必要的股权贡献的情况下，才会触发付款或批量交付成本。
•我们保证APLNG履行与该项目继续开发相关的某些其他合同。这些担保的剩余期限为14至23几年或整个企业的生命。我们未来与这些担保相关的最大潜在付款金额约为$290100万美元，如果APLNG不表现，将成为应付。截至2022年12月31日，这些担保的账面价值约为$20百万美元。
QG8保证
作为第八季度的股东，我们已经保证了我们在某些财政和其他合资企业义务中的份额。这份保函有一个大致的30--任期为一年，没有最高限额。截至2022年12月31日，该担保的账面价值约为1美元。7百万美元。
其他担保
我们还有其他担保，未来可能的最高付款总额约为$600600万美元，主要包括对租赁办公楼残值的担保和对公司飞机残值的担保。这些担保的剩余期限为三至四年如果某些资产价值在租赁或合同期限结束时低于担保金额，担保实体的业务状况下降，或由于担保当事人不履行合同条款，则将成为应付。在2022年12月31日，有不是与这些担保相关的账面价值。
弥偿
多年来，我们已达成协议，出售某些法人实体、合资企业和产生合格赔偿的资产的所有权权益。这些协议包括对税收和环境责任的赔偿。截至2022年12月31日，为这些赔偿记录的账面金额约为$20百万美元。与环境问题有关的条款通常是无限期的，未来付款的最高金额通常是无限制的。尽管未来的付款可能会超过记录的金额，但由于赔偿的性质，无法对未来付款的最大潜在金额做出合理的估计。见附注11有关环境责任的其他信息，请访问。
附注11--或有事项和承付款
针对康菲石油的诉讼涉及在正常业务过程中产生的各种索赔。我们还可能被要求移除或减轻在各种活跃和不活跃的地点放置、储存、处置或释放某些化学、矿物和石油物质对环境的影响。我们定期评估对这些或有事项进行会计确认或披露的必要性。在所有已知或有事项(与所得税有关的事项除外)的情况下，当损失可能发生且金额可合理估计时，我们应计负债。如果可以合理地估计某一范围内的金额，并且该范围内的任何金额都不是比其他任何金额更好的估计，则应计该范围的低端。我们不会为潜在的保险或第三方回收减少这些负债。在适用的情况下，我们将应收账款用于保险或其他第三方追回。对于与所得税相关的或有事项，我们使用累积概率加权损失应计法，在维持一个税收头寸不确定的情况下。见附注17，以了解有关所得税相关或有事项的其他信息。
根据目前掌握的信息，我们认为，与已知或有负债风险相关的未来成本将远远超过当前应计额，从而对我们的合并财务报表产生重大不利影响。随着我们了解到有关或有事项的新事实，我们重新评估了我们在应计负债和其他潜在风险方面的立场。对未来变化特别敏感的估计包括为环境补救、税务和法律事项记录的或有负债。由于清理费用的不确定大小、可能需要的补救行动的未知时间和程度以及我们与其他责任方责任比例的确定等因素，估计未来环境补救成本可能会发生变化。与税务和法律事项相关的估计未来成本可能会随着事件的发展以及在行政和诉讼过程中获得更多信息而发生变化。
环境
我们受国际、联邦、州和地方环境法律法规的约束，并根据管理层的最佳估计记录环境责任的应计项目。这些估计是基于当前可用的事实、现有技术和当前颁布的法律法规，并考虑到利益相关者和业务考虑。在衡量环境责任时，我们还会考虑我们之前在污染场地修复方面的经验、其他公司的清理经验，以及美国环保局或其他组织发布的数据。我们在确定环境责任时考虑未主张的索赔，并在它们可能和合理地进行估值的期间应计这些索赔。
尽管那些可能对环境补救费用负责的人通常是联邦地点的连带责任和几个责任，但对于其他地点来说，我们通常只是在特定地点被引用的众多公司之一。由于连带责任，我们可能负责与我们被指定为潜在责任方的任何地点相关的所有清理费用。到目前为止，我们已经成功地与其他财务状况良好的公司分担了清理成本。我们可能负责的许多地点仍在接受环保局或有关机构的调查。在实际清理之前，潜在责任人通常会评估现场条件，分配责任，并确定适当的补救措施。在某些情况下，我们可能没有责任，或者可能达成赔偿责任的和解。当其他潜在责任方可能在财务上无法承担其比例份额时，我们认为无法估计我们的潜在负债，并相应地调整我们的应计项目。由于过去的各种收购，我们承担了一定的环境义务。其中一些环境义务通过其他人为我们的利益而进行的赔偿而得到缓解，而一些赔偿受到美元和时间限制的限制。
我们目前正在参与许多联邦超级基金以及类似的州和国际地点的环境评估和清理工作。在评估清理及其他成本的环境风险后，吾等按未贴现基准(收购业务组合中收购的除外，我们按折现基准入账)为未来可能会招致成本的地点的计划勘测及补救活动计提应计项目，并可合理估计该等成本。我们没有为可能的保险追回减少这些应计项目。未来，我们可能会参与额外的环境评估、清理和程序。
看见 注8以获取我们应计环境责任的摘要。
诉讼和其他或有事项
我们面临各种诉讼和索赔，包括但不限于石油和天然气特许权使用费和遣散税支付、天然气计量和估值方法、合同纠纷、环境损害、气候变化、人身伤害和财产损失。我们对这类问题的主要曝光涉及对某些联邦、州和私人所有财产的所谓特许权使用费和税收不足，对据称的环境污染和历史运营造成的损害的索赔，以及气候变化。我们将继续在这些问题上积极为自己辩护。
我们的法律组织将其知识、经验和专业判断应用于我们案件的具体特点，采用诉讼管理流程来管理和监督针对我们的法律程序。我们的程序有助于及早评估和量化个别病例中的潜在暴露。这一进程还使我们能够追踪那些已安排审判和/或调解的案件。根据专业判断和使用这些诉讼管理工具的经验，以及关于我们所有案件当前发展的现有信息，我们的法律组织定期评估当前应计项目的充分性，并确定是否需要调整现有的应计项目或建立新的应计项目。
我们有因与管道和加工公司达成的吞吐量协议而产生的或有负债，这些公司与融资安排无关。根据这些协议，我们可能需要通过预付款和未利用吞吐量相关费用的罚款向任何此类公司提供额外资金。此外，截至2022年12月31日，我们有1美元的信用证担保的履约义务。368百万美元(作为直接银行信用证签发)，涉及对日常业务活动中发生的材料、用品、商业活动和服务的各种采购承诺。
2007年，康菲石油未能就委内瑞拉政府国有化法令规定的Empresa Mixta结构达成协议。因此，委内瑞拉国家石油公司委内瑞拉国家石油公司(委内瑞拉国家石油公司)或其附属公司直接控制了康菲石油在Petrozuata和Hamaca重油合资企业以及海上Corocoro开发项目中的权益。针对这一征收，康菲石油于2007年11月2日向ICSID提起国际仲裁。2013年9月3日，ICSID仲裁庭裁定，委内瑞拉于2007年6月非法没收康菲石油的重大石油投资。2017年1月17日，法庭再次确认了征收是非法的决定。2019年3月，法庭一致命令委内瑞拉政府向康菲石油支付约#美元。8.72007年，政府非法征用了该公司在委内瑞拉的投资，赔偿金额为10亿美元。2019年8月29日，ICSID法庭发布了一项裁决，更正了裁决并将其削减约$227百万美元。这笔奖金现在是$8.5十亿美元外加利息。委内瑞拉政府要求撤销裁决，裁决自动中止执行。2021年9月29日，ICSID废止委员会解除了裁决的暂缓执行。废止程序正在进行中。
2014年，康菲石油根据国际刑事法院的规则，根据建立Petrozuata和Hamaca项目的合同，对PDVSA提起了单独的独立仲裁。国际刑事法院于2018年4月作出裁决，认定PDVSA欠康菲石油约1美元。2根据它们与征收项目和其他征收前财政措施有关的协议，这些国家将获得10亿美元的资金。2018年8月，康菲石油与委内瑞拉国家石油公司达成和解，追回这笔国际刑事法院裁决的全部金额，外加付款期间的利息，包括首期付款总计约$500百万美元，在90自和解协议签署之日起数日内。和解的余款将在四年半的时间内按季度支付。根据和解协议，PDVSA承认国际刑事法院的裁决是在各个司法管辖区的判决，康菲石油同意暂停其法律执行行动。康菲石油分别于2019年10月14日和11月12日向PDVSA发出违约通知，截至目前，PDVSA仍未能纠正其违约行为。康菲石油也因此恢复了执法行动。到目前为止，康菲石油已经收到了大约美元。774与国际刑事法院裁决有关的100万美元。康菲石油已确保和解协议及其执行过程中采取的任何行动符合美国所有适当的监管要求，包括与美国对委内瑞拉实施的任何适用制裁相关的要求。
2016年，康菲石油根据国际刑事法院的规则，根据建立科罗科罗项目的合同，对PDVSA提起了单独和独立的仲裁。2019年8月2日，国际刑事法院判给康菲石油约美元33100万美元，外加Corocoro合同下的利息。康菲石油正在寻求该裁决在不同司法管辖区的承认和执行。康菲石油已确保与裁决相关的所有行动符合美国所有适当的监管要求，包括与美国对委内瑞拉实施的任何适用制裁有关的要求。
从2017年开始，美国几个州/地区的政府和其他实体对包括康菲石油在内的石油和天然气公司提起诉讼，要求补偿性损害赔偿和公平救济，以减轻所谓的气候变化影响。预计还会有更多具有类似指控的诉讼。原告的索赔金额不详，法律和事实问题也是史无前例的，因此，索赔的范围和据称的损害以及对公司财务状况的任何潜在影响存在重大不确定性。康菲石油认为，这些诉讼在事实上和法律上都是没有根据的，不适合用来应对与气候变化相关的挑战，并将大力抗辩此类诉讼。
路易斯安那州的几个教区和路易斯安那州已经提交了43根据路易斯安那州和地方海岸资源管理法，对包括康菲石油在内的石油和天然气公司提起诉讼，要求赔偿据称由历史上的石油和天然气作业造成的路易斯安那州海岸线的污染和侵蚀。康菲石油实体为本案被告22并将对诉讼进行有力的辩护。2022年10月17日，第五巡回法院确认将主要案件发回州法院，随后重审的请求被驳回。因此，联邦地区法院已向州法院发出了重审令。由于原告的SLCRMA理论是史无前例的，这些索赔(包括范围和损害赔偿)存在不确定性，我们继续评估我们在这些诉讼中的风险敞口。
2020年10月，美国安全与环境执法局下令包括康菲石油在内的外大陆架租赁公司P-0166的前业主退役租赁设施，包括位于加利福尼亚州卡平特里亚附近的两个海上平台。这一命令是在OCS Lease P-0166的现任所有者放弃租赁并放弃租赁平台和设施后发出的。BSEE向康菲石油下达命令的前提是它与菲利普斯石油公司有联系，菲利普斯石油公司是康菲石油的遗产公司，后者曾举行过一次历史性的25%的权益，并经营这些设施，但出售了其权益约30年前康菲石油公司继续评估其在这一问题上的风险。
2021年5月10日，康菲石油根据新加坡国际仲裁中心(SIAC)的规则，对Santos KOTN Pty Ltd.和Santos Limited提起仲裁，原因是他们未能及时支付美元200根据买卖协议，Barossa开发项目的FID应支付百万奖金。Santos KOTN Pty Ltd.和Santos Limited已提出回应和反诉，仲裁正在进行中。
2021年7月，美国德克萨斯州南区地区法院对康科、康科的某些官员和康菲石油作为康科的继任者提起了联邦证券集体诉讼。2021年10月21日，法院发布命令，任命犹他州退休系统公司和南加州建筑工人养老金信托基金为主要原告(主要原告)。2022年1月7日，主要原告提交了他们的合并起诉书，指控Concho违反联邦证券法，就其业务和运营做出了重大虚假和误导性的陈述，并寻求未指明的损害赔偿、律师费、费用、衡平法/禁令救济以及其他被认为适当的救济。我们认为诉讼中的指控是没有根据的，并正在积极为这起诉讼辩护。
长期生产能力协议和按需付费协议
我们有某些吞吐量协议和按需付费协议，以支持融资安排。这些协议通常规定在正常业务过程中使用天然气或原油运输。这些不同协议下的估计付款总额为：2023年--#美元7百万美元；2024年-美元7百万美元；2025年-美元7百万；2026年--美元7百万美元；2027年-美元7百万美元；2028年及以后--$33百万美元。根据协议支付的总金额为#美元。262022年，百万美元272021年为100万美元，25到2020年将达到100万。
附注12--衍生工具和金融工具
我们利用不同市场的期货、远期、掉期和期权来满足客户需求、捕捉市场机会和管理外汇风险。
商品衍生工具
我们的大宗商品业务主要包括天然气、原油、沥青、液化天然气和天然气。
商品衍生工具在我们的综合资产负债表中按公允价值持有。如果这些余额有抵销权，则按净额列报。相关现金流量在我们的综合现金流量表上记录为经营活动。在我们的综合损益表上，损益如果与我们的实物业务直接相关，则按毛数确认，如果为交易而持有，则按净额确认。与合同有关的损益在结算时予以确认，这些合同符合并被指定为NPNS例外。我们通常将这一例外适用于符合条件的原油合同和某些天然气合同。我们的大宗商品衍生品不适用对冲会计。
下表列出了我们的商品衍生品的公允价值总额，不包括抵押品，以及它们在我们的综合资产负债表中出现的项目：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
| 资产 | | |
| 预付费用和其他流动资产 | $ | 1,795 | | 1,168 | |
| 其他资产 | 242 | | 75 | |
| 负债 | | |
| 其他应计项目 | 1,800 | | 1,160 | |
| 其他负债和递延信贷 | 210 | | 63 | |
商品衍生品产生的收益(损失)及其在综合损益表中出现的项目如下：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | (88) | | (228) | | 19 | |
| 其他收入(亏损) | (5) | | 25 | | 4 | |
| 购进商品 | (91) | | 75 | | 11 | |
2021年1月15日，我们承担了与收购Concho相关的金融衍生品工具，包括石油和天然气掉期。于收购日期，收购的该等金融衍生工具按公允价值确认为净负债#美元。456根据合同，结算日期至2022年12月31日。于2021年，我们在结算这些衍生工具合约时确认亏损1美元。305百万美元。这一损失被记录在我们综合损益表的“销售和其他营业收入”项目中。与和解有关，我们发放了#美元的现金付款。7612021年期间为100万美元，计入我们合并现金流量表上的“经营活动现金流量”。
下表汇总了我们因未平仓商品衍生品合约而产生的净风险敞口：
| | | | | | | | |
| 打开的位置
长/(短) |
| 2022 | 2021 |
| 商品 | | |
| 天然气和电力(数十亿立方英尺当量) | | |
| 固定价格 | (14) | | 4 | |
| 基础 | (8) | | (22) | |
金融工具
我们根据我们对我们管理的各种账户和货币池的现金预测来投资到期日的金融工具。我们目前投资的金融工具类型包括：
•定期存款：存放在金融机构一定时间内的计息存款。
•活期存款：存放在金融机构的有息存款。存入的资金可以在没有通知的情况下提取。
•商业票据：由公司、商业银行或政府机构以折扣价购买并按面值到期的无担保本票。
•美国政府或政府机构债务：由美国政府或美国政府机构发行的证券。
•外国政府债务：外国政府发行的证券。
•公司债券：公司发行的无担保债务证券。
•资产支持证券：债务抵押证券。
以下投资在我们的综合资产负债表中按成本加应计利息进行，该表反映了截至2022年12月31日、2022年和2021年的剩余到期日：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 账面金额 |
| 现金和现金
等价物 | 短期
投资 |
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 |
| | | | |
| 现金 | $ | 593 | | 670 | | | |
| 活期存款 | 1,638 | | 1,554 | | | |
| 定期存款 | | | | |
1至90天 | 4,116 | | 2,363 | | 1,288 | | 217 | |
91至180天 | | | 883 | | 4 | |
| 一年内 | | | 11 | | 4 | |
| 美国政府的义务 | | | | |
1至90天 | 14 | | 431 | | — | | — | |
| $ | 6,361 | | 5,018 | | 2,182 | | 225 | |
以下被归类为可供出售的债务证券投资在我们于2022年和2021年12月31日的综合资产负债表中按公允价值列账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 账面金额 |
| 现金和现金
等价物 | 短期
投资 | 投资和长期投资
应收账款 |
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | 2022 | 2021 |
| 主要安全类型 | | | | | | |
| 公司债券 | $ | — | | 3 | | 323 | | 128 | | 309 | | 173 | |
| 商业票据 | 97 | | 7 | | 156 | | 82 | | | |
| 美国政府的义务 | — | | — | | 115 | | — | | 63 | | 2 | |
美国政府机构的义务 | | | 8 | | 2 | | 5 | | 8 | |
| 外国政府的义务 | | | — | | 7 | | 7 | | 2 | |
| 资产支持证券 | | | 1 | | 2 | | 138 | | 63 | |
| $ | 97 | | 10 | | 603 | | 221 | | 522 | | 248 | |
现金和现金等价物以及短期投资的剩余期限在一年内。
投资和长期应收账款的剩余到期日从一年以上到五年不等。
下表汇总了12月31日分类为可供出售的债务证券投资的摊余成本基础和公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 摊余成本法 | 公允价值 |
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 |
| 主要安全类型 | | | | |
| 公司债券 | $ | 641 | | 305 | | 632 | | 304 | |
| 商业票据 | 253 | | 88 | | 253 | | 89 | |
| 美国政府的义务 | 181 | | 2 | | 178 | | 2 | |
| 美国政府机构的义务 | 13 | | 10 | | 13 | | 10 | |
| 外国政府的义务 | 7 | | 9 | | 7 | | 9 | |
| 资产支持证券 | 139 | | 65 | | 139 | | 65 | |
| $ | 1,234 | | 479 | | 1,222 | | 479 | |
截至2022年和2021年12月31日，归类为可供出售的债务证券的未实现亏损总额为净亏损1美元。12分别为百万和微不足道。对处于未实现亏损状态的债务证券的投资没有计入信贷损失准备金。
在截至2022年、2022年和2021年12月31日的年度，出售和赎回归类为可供出售的债务证券投资的收益为#美元。644百万美元和美元594分别为100万美元。包括在这些销售和赎回收益中的已实现收益和亏损总额可以忽略不计。出售和赎回证券的成本是使用特定的识别方法确定的。
信用风险
可能受到信贷风险集中影响的金融工具主要包括现金等价物、短期投资、债务证券的长期投资、场外衍生品合约和贸易应收账款。我们的现金等价物和短期投资放在高质量的商业票据、政府货币市场基金、美国政府和政府机构债务、主要国际银行和金融机构的定期存款、高质量的公司债券、外国政府债券和资产担保证券上。我们对债务证券的长期投资投资于高质量的公司债券、资产担保证券、美国政府和政府机构债务、外国政府债务以及主要国际银行和金融机构的定期存款。
我们的场外衍生品合约(如远期、掉期和期权)的信用风险来自交易对手。个别交易对手的风险敞口在预定的信贷限额内进行管理，并在适当的时候包括使用现金赎回保证金，从而降低了重大不履行的风险。我们也使用信用风险可以忽略不计的期货、掉期和期权合约，因为这些交易主要通过交易所结算所结算，并在结算前遵守强制性保证金要求；然而，我们面临这些交易所经纪商因每日追加保证金现金催缴而产生的应收账款以及为满足初始保证金要求而存放的现金的信用风险。
我们的贸易应收账款主要来自我们的石油业务，反映了广泛的国内和国际客户基础，这限制了我们对信用风险集中的敞口。大多数这些应收款的付款条件是30几天或更少的时间，我们不断监测这种风险敞口和交易对手的信誉。吾等可能需要抵押品以限制损失风险，包括信用证、预付款项及担保债券，以及与向吾等买卖的交易对手订立主要净额结算安排以减轻信用风险，因为该等协议容许吾等或欠他人的款项与应付吾等的款项互相抵销。
我们的某些衍生品工具包含条款，要求我们在衍生品风险敞口超过门槛金额时提供抵押品。我们有固定门槛金额的合同和其他门槛金额可变的合同，这些合同取决于我们的信用评级。信用评级较低时，可变门槛金额通常会下降，而如果我们跌破投资级，可变门槛金额和固定门槛金额通常都会恢复到零。现金是所有合同中的主要抵押品；然而，许多合同也允许我们将信用证作为抵押品，例如通过纽约商品交易所管理的交易。
所有于2022年12月31日和2021年12月31日处于负债状态的具有信用风险相关或有特征的衍生工具的公允价值合计为$333百万美元和美元281分别为100万美元。就这些工具而言，$42截至2022年12月31日，发布的抵押品为1.2亿美元，不是抵押品发布日期为2021年12月31日。如果我们的信用评级在2022年12月31日被下调至投资级以下，我们将被要求发布$270百万美元的额外抵押品，要么是现金，要么是信用证。
附注13-公允价值计量
我们按公允价值计提部分资产和负债，该部分资产和负债在报告日期使用退出价格(即出售资产或转移负债所收到的价格)计量，并根据公允价值体系下的估值投入的质量进行披露。
资产或负债的分类以对其公允价值重要的最低投入水平为基础。当源自不可观察投入的公允价值与整体公允价值无关紧要时，或如获得经证实的市场数据，则最初被归类为第3级的公允价值随后被报告为第2级。如果不再有确凿的市场数据，资产和负债最初报告为2级，随后报告为3级。2022年或2021年期间，没有材料转入或流出3级。
经常性公允价值计量
按公允价值经常性报告的金融资产和负债主要包括我们对CVE普通股的投资、我们对分类为可供出售的债务证券的投资以及大宗商品衍生品。
•一级衍生工具资产和负债主要指交易所交易的期货和期权，这些期货和期权使用基础交易所提供的未经调整的价格进行估值。1级还包括我们对CVE普通股的投资，使用纽约证券交易所股票的报价进行估值，以及我们对美国政府债券的投资，归类为可供出售的债务证券，使用交易所价格进行估值。
•第2级衍生工具资产及负债主要指场外掉期、期权及远期买卖合约，该等合约以经调整的汇兑价格、经纪或定价服务公司提供并经市场数据证实的价格进行估值。第2级还包括我们对分类为可供出售的债务证券的投资，包括对公司债券、商业票据、资产担保证券、美国政府机构债务和外国政府债务的投资，这些债券的估值使用经纪公司或定价服务公司提供的定价，并得到市场数据的证实。
•第3级衍生工具资产及负债由场外掉期、期权及远期买卖合约组成，其中公允价值的相当大部分是根据相关市场数据计算而成，而相关市场数据并不容易获得。衍生价值使用行业标准方法，可考虑各种商品之间的历史关系、模拟市场价格、时间价值、波动因素和其他相关经济衡量标准。这些投入的使用导致了管理层对公允价值的最佳估计。3级活动并不是所述所有时期的主要活动。
下表汇总了金融资产和负债总额的公允价值等级(即在按公允价值经常性核算的商品衍生品存在抵销权的情况下，未经调整)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022年12月31日 | | 2021年12月31日 |
| 1级 | 2级 | 3级 | 总计 | | 1级 | 2级 | 3级 | 总计 |
| 资产 | | | | | | | | | |
| 对Cenovus Energy的投资 | $ | | | | | | | | | | 1,117 | | — | | — | | 1,117 | |
| 债务证券投资 | 178 | | 1,044 | | — | | 1,222 | | | 2 | | 477 | | — | | 479 | |
| 商品衍生品 | 958 | | 951 | | 128 | | 2,037 | | | 562 | | 619 | | 62 | | 1,243 | |
| 总资产 | $ | 1,136 | | 1,995 | | 128 | | 3,259 | | | 1,681 | | 1,096 | | 62 | | 2,839 | |
| | | | | | | | | |
| 负债 | | | | | | | | | |
| 商品衍生品 | $ | 906 | | 843 | | 261 | | 2,010 | | | 593 | | 543 | | 87 | | 1,223 | |
| 总负债 | $ | 906 | | 843 | | 261 | | 2,010 | | | 593 | | 543 | | 87 | | 1,223 | |
下表汇总了我们综合资产负债表上列示的受抵销权约束的商品衍生产品余额。我们已选择在存在法定抵销权的情况下，在我们的财务报表中对与同一交易对手签署的多项衍生工具的确认公允价值金额进行抵销。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| | | 可抵销权的款额 |
| 毛收入
金额
公认的 | 金额备注
受制于
抵销权 | 毛收入
金额 | 毛收入
金额
偏移量 | 网络
金额
已提交 | 现金
抵押品 | 网络
金额 |
| 2022年12月31日 | | | | | | | |
| 资产 | $ | 2,037 | | 39 | | 1,998 | | 1,176 | | 822 | | 37 | | 785 | |
| 负债 | 2,010 | | 20 | | 1,990 | | 1,176 | | 814 | | 52 | | 762 | |
| | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | | | | | | |
| 资产 | $ | 1,243 | | 85 | | 1,158 | | 650 | | 508 | | — | | 508 | |
| 负债 | 1,223 | | 82 | | 1,141 | | 650 | | 491 | | 36 | | 455 | |
截至2022年12月31日和2021年12月31日，我们没有在我们有权抵销的综合资产负债表上列报任何毛额。
非经常性公允价值计量
下表按主要类别和按非经常性基础上按公允价值入账的资产的重新计量日期汇总了公允价值层次：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| | 公允价值计量使用 | |
| 公允价值 | 1级
输入量 | 2级
输入量 | 3级
输入量 | 税前
损失 |
截至2021年12月31日的年度 | | | | | |
| 净PP&E(持有以备使用) | | | | | |
| 2021年12月31日 | $ | 472 | | — | | — | | 472 | | 80 | |
| 权益法投资 | | | | | |
| 2021年12月31日 | 5,574 | | — | | 5,574 | | — | | 688 | |
净PP&E(持有以备使用)
于2021年，我们低48分部所包括的某些非核心资产的估计公允价值下降至低于账面价值的金额。账面价值减记为公允价值。公允价值是根据内部贴现现金流模型使用以下估计假设进行估计的：估计的未来产量、交易所(短期)的未来价格展望、定价服务公司和我们的内部展望(长期)、未来的运营成本和资本支出，以及据信与主要市场参与者使用的贴现率一致的贴现率。重要资产的第三级公允价值计量中使用的重大不可观察投入的范围和算术平均值如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 公允价值
(百万)
美元) | 估值
技术 | 不可观测的输入 | 射程 (算术平均值) |
| 2021年12月31日 | | | | |
| 下48个墨西哥湾沿岸和落基山脉非核心油田 | $ | 472 | | 贴现现金流 | 商品生产(MBOED) | 0.2 - 17 (5.4) |
| | | 大宗商品价格展望*(美元/英国央行) | $41.45 - $93.68 ($64.39) |
| | | 折扣率 ** | 7.3% - 9.7% (8.7%) |
*基于外部定价服务公司的商品价格展望和我们对2024-2050年的内部展望；未来价格在2.02050年以后每年增加1%。
**确定为一组同业公司的加权平均资本成本，并在适当情况下根据风险进行调整。
权益法投资
在2021年第四季度，Origin Energy Limited同意出售10他们在APLNG的权益的百分比为$1.64510亿美元，未按惯例进行调整。康菲石油于2021年12月宣布，我们正在行使APLNG股东协议下的优先购买权，以购买额外的10APLNG的百分比股权，有待政府批准。与此项优先购买权相关的销售价格乃反映相关可观察到的市场参与者对APLNG的公允价值的看法，该公允价值低于我们在APLNG的现有投资的账面价值。因此，我们在APLNG的投资减记至其公允价值#美元。5,574100万美元，导致税前费用为#美元688百万美元。见附注4和注7.
金融工具的报告公允价值
我们使用了以下方法和假设来估计金融工具的公允价值：
•现金及现金等价物和短期投资：资产负债表上报告的账面金额接近公允价值。对于被归类为可供出售的债务证券的投资，在资产负债表上报告的账面金额为公允价值。
•应收账款和票据(包括长期和关联方)：资产负债表上报告的账面金额接近公允价值。用于估计固定利率关联方贷款当期部分公允价值的估值技术和方法与贷款和垫款关联方一致。
•对Cenovus Energy的投资：见附注5以讨论我们在CVE普通股投资的账面价值和公允价值。
•对分类为可供出售的债务证券的投资：在公允价值等级中被归类为第一级的债务证券的投资的公允价值是使用交换价格来计量的。在公允价值等级中被归类为第二级的债务证券投资的公允价值是使用经纪或定价服务公司提供并经市场数据证实的定价来计量的。请参阅备注 12.
•贷款和垫款关联方：浮动利率贷款的账面价值接近公允价值。固定利率贷款活动的公允价值是使用市场可观察到的数据来计量的，在公允价值层次中被归类为第二级。请参阅备注 4.
•应付账款(包括关联方)和浮动利率债务：资产负债表上报告的应付账款和浮动利率债务的账面价值接近公允价值。
•固定利率债务：固定利率债务的估计公允价值是使用市场数据证实的定价服务提供的价格来衡量的；因此，这些负债在公允价值等级中被归类为第二级。
•商业票据：我们商业票据的账面金额接近公允价值，并在资产负债表上报告为短期债务。
下表汇总了金融工具的公允净值(即在存在商品衍生品抵销权的情况下进行调整)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 账面金额 | | 公允价值 |
| 2022 | 2021 | | 2022 | 2021 |
| 金融资产 | | | | | |
| CVE普通股投资 | $ | — | | 1,117 | | | $ | — | | 1,117 | |
| 商品衍生品 | 824 | | 593 | | | 824 | | 593 | |
| 债务证券投资 | 1,222 | | 479 | | | 1,222 | | 479 | |
| 贷款和垫款关联方 | — | | 114 | | | — | | 114 | |
| 金融负债 | | | | | |
| 债务总额，不包括融资租赁 | 15,323 | | 18,673 | | | 15,545 | | 22,451 | |
| 商品衍生品 | 782 | | 537 | | | 782 | | 537 | |
附注14--股权
普通股
在资产负债表的权益部分分类的普通股的变化是：
| | | | | | | | | | | |
| 股票 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 已发布 | | | |
| 年初 | 2,091,562,747 | | 1,798,844,267 | | 1,795,652,203 | |
| 收购Concho | — | | 285,928,872 | | — | |
| 根据福利计划分配 | 9,322,387 | | 6,789,608 | | 3,192,064 | |
| 年终 | 2,100,885,134 | | 2,091,562,747 | | 1,798,844,267 | |
| | | |
| 由财政部持有 | | | |
| 年初 | 789,319,875 | | 730,802,089 | | 710,783,814 | |
| 普通股回购 | 87,709,187 | | 58,517,786 | | 20,018,275 | |
| 年终 | 877,029,062 | | 789,319,875 | | 730,802,089 | |
优先股
我们已经授权500百万股优先股，面值$0.01每股，无其中已于2022年12月31日或2021年12月31日发行或未偿还。
非控制性权益
2020年，我们完成了对持有澳大利亚-西澳大利亚资产和业务的子公司的剥离。这些资产包括达尔文液化天然气和巴渝-达尔文管道运营的合资企业，这些合资企业拥有非控股权。因此，截至2020年12月31日，我们没有非控股权益。
普通股回购
2016年底，我们启动了当前的股票回购计划。2022年10月，我们的董事会批准将我们的授权从$2510亿至3,000美元45 亿美元的普通股，以支持我们未来的股票回购计划。 2021年5月，我们开始对我们的CVE普通股进行有节奏的货币化，其所得款项已用于股票回购。2022年第一季度，我们出售了剩余的 91百万股CVE普通股。自我们目前的计划开始以来，股票回购总计335 亿股，每股成本为美元23到2022年12月底。
附注15-非矿物租赁
该公司主要租赁办公楼和钻井设备，以及远洋运输船、拖轮、公司飞机和其他设施和设备。某些租赁包括调整租金支付以反映价格指数变化的升级条款，而其他租赁包括根据租赁资产的使用性质而变化的支付条款。此外，该公司已签订若干租约，使其可选择延长或续订租赁期、在租赁期结束前终止租约或在租赁期结束时购买租赁资产。在其他情况下，该公司签署了租赁协议，要求它为某些租赁写字楼的剩余价值提供担保。有关担保的其他信息，请访问见注释10。 租赁协议并无就股息、资产出售或借贷能力对我们施加重大限制。
我们于合约开始时厘定安排是否为租赁或包含租赁。若干合约安排可能包含租赁及非租赁部分。仅该等合约安排的租赁组成部分须遵守ASC Topic 842的条文，而任何非租赁组成部分须遵守其他适用的会计指引;然而，我们已选择采纳可选的可行权宜方法，就会计目的而言，不将现有资产类别（截至ASC 842采纳日期）的租赁组成部分与非租赁组成部分分开。就涉及新租赁资产类别的合约安排而言，我们于合约开始时厘定其是否将对新租赁资产类别应用选择性可行权宜方法。
租赁于租赁开始日期进行评估以分类为经营租赁或融资租赁，而使用权资产及相应负债根据与租赁期内使用相关资产有关的未来租赁付款现值于我们的综合资产负债表确认。未来租赁付款包括取决于指数或利率的可变租赁付款（使用于开始日期的指数或利率）及剩余价值担保项下的可能欠款。未来租赁付款的金额可能会增加，以包括与租赁延期、终止和/或购买选择权有关的额外付款，当公司在租赁开始时或之后确定，通常由于有限的资产可用性或经营承诺，它合理地确定行使这些选择权。我们使用增量借款利率作为贴现率厘定未来租赁付款的现值，除非租赁安排中隐含的利率可轻易厘定。于开始日期后根据未来使用水平、租赁资产活动性质或若干其他或然事项而变动的租赁付款不计入租赁使用权资产及相应负债的计量。我们已选择不在综合资产负债表中就为期12个月或以下的租赁安排记录资产及负债。
我们经常以经营者的身份和/或代表某些不可分割权益的石油和天然气合资企业订立租赁安排。倘租赁安排仅可对我们（作为经营者）依法强制执行，且并无单独安排将相关租赁资产分租予我们的合营方，则我们于租赁开始时按总额基准于综合资产负债表确认使用权资产及相应租赁负债。虽然我们在综合收益表及现金流量表中按总额基准记录租赁成本，但由于相关租赁资产用于合营企业活动，该等成本由我们从合营企业收取的应占租赁成本的补偿抵销。因此，租赁成本按比例于综合收益表及现金流量表呈列。倘我们为非经营合营者，则仅当我们为租赁安排的指定合约方且该安排可对我们合法强制执行时，我们方会确认使用权资产及相应租赁负债。在此情况下，我们将于综合资产负债表按比例确认使用权资产及相应租赁负债，与我们于相关合营企业的不可分割权益拥有权一致。
本公司过往于其综合资产负债表中按与其于被投资公司的所有权权益相符的比例基准，记录被投资公司签订的若干融资租赁，按比例合并方法入账。此外，该公司根据2019年1月1日采用ASC 842之前适用的会计指导，按比例记录与某些石油和天然气合资企业相关的融资租赁资产和负债。根据ASC主题842的过渡条款，由于我们已选择采用一揽子可选的与过渡相关的实际权宜之计，该等租赁的历史会计处理已结转，并在租赁期到期前对安排进行修改或其他必要的重新评估时重新考虑。
下表概述于12月31日综合资产负债表内经营租赁及融资租赁的使用权资产及租赁负债：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
| 运营中
租契 | 金融
租契 | 运营中
租契 | 金融
租契 |
| 使用权资产 | | | | |
| 财产、厂房和设备 | | | | |
| 毛收入 | | 2,043 | | | 1,812 | |
| 累计DD&A | | (1,022) | | | (857) | |
PP&E净额 * | | 1,021 | | | 955 | |
| 预付费用和其他流动资产 | | | 16 | | 2 | |
| 其他资产 | 536 | | | 649 | | |
| | | | |
| 租赁负债 | | | | |
短期债务 ** | | 284 | | | 280 | |
| 其他应计项目 | 155 | | | 188 | | |
长期债务 * | | 1,036 | | | 981 | |
| 其他负债和递延信贷 | 390 | | | 479 | | |
| 租赁总负债 | $ | 545 | | 1,320 | | 667 | | 1,261 | |
**包括按比例合并的融资租赁资产#美元。1712022年12月31日为百万美元，208截至2021年12月31日，为100万。
**包括按比例合并的融资租赁负债#美元。1692022年12月31日为百万美元，154截至2021年12月31日，为100万。
*资产包括按比例合并的融资租赁负债#美元。3992022年12月31日为百万美元，462截至2021年12月31日，为100万。
下表汇总了我们的租赁成本：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
租赁费* | | | |
| 经营租赁成本 | $ | 212 | | 278 | | 321 | |
| 融资租赁成本 | | | |
| 使用权资产摊销 | 189 | | 148 | | 163 | |
| 租赁负债利息 | 32 | | 27 | | 34 | |
短期租赁成本** | 94 | | 21 | | 42 | |
总租赁成本* | $ | 527 | | 474 | | 560 | |
*由于上表所列金额没有进行调整，以反映从石油和天然气合资企业收回或偿还的金额。*许多短期租赁不会记录在我们的合并资产负债表上。
*变动租赁成本及分租收入于列示期间并不重要，因此不包括在上表内。
下表汇总了截至12月31日的租赁条款和折扣率：
| | | | | | | | |
| 2022 | 2021 |
| 租赁期限和贴现率 | | |
| 加权平均期限(年) | | |
| 经营租约 | 5.64 | 5.97 |
| 融资租赁 | 6.60 | 7.49 |
| | |
| 加权平均贴现率(百分比) | | |
| 经营租约 | 2.99 | | 2.66 | |
| 融资租赁 | 3.40 | | 3.24 | |
下表汇总了其他租赁信息：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
其他信息* | | | |
| 为计入租赁负债的金额支付的现金 | | | |
| 来自经营租赁的经营现金流 | $ | 148 | | 204 | | 232 | |
| 融资租赁的营运现金流 | 30 | | 6 | | 11 | |
| 融资租赁产生的现金流 | 166 | | 73 | | 255 | |
| | | |
| 以经营性租赁负债换取的使用权资产 | $ | 114 | | 174 | | 250 | |
| 以融资租赁负债换取的使用权资产 | 256 | | 447 | | 426 | |
*上表所列数额没有进行调整，以反映从石油和天然气公司收回或偿还的数额。此外，根据其他适用的会计准则，与准备另一资产用于其预期用途相关的租赁付款在我们的综合现金流量表的“投资活动现金流量”部分列报。
下表汇总了截至2022年12月31日的经营性和融资性租赁的未来租赁付款：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 运营中 租契 | 金融 租约 |
| 租赁负债到期日 | | |
| 2023 | $ | 169 | | 356 | |
| 2024 | 126 | | 215 | |
| 2025 | 81 | | 210 | |
| 2026 | 59 | | 207 | |
| 2027 | 46 | | 164 | |
| 剩余年限 | 118 | | 352 | |
总计* | 599 | | 1,504 | |
| 减去：代表推定利息的部分 | (54) | | (184) | |
| 租赁总负债 | $ | 545 | | $ | 1,320 | |
*2019年1月1日或之后开始的运营和融资租赁的未来租赁付款，还包括与非租赁组成部分相关的付款，这是根据我们选择采用可选的实际权宜之计，不将租赁组成部分与非租赁组成部分分开进行会计处理。此外，与公司按比例合并的经营和融资租赁相关的未来付款已按比例计入表中，比例基础与我们在相关被投资公司或石油和天然气合资企业中各自的所有权权益一致。
附注16-雇员福利计划
退休金和退休后计划
以下是对我们养老金计划的预计福利义务以及我们退休后健康和人寿保险计划的累积福利义务的分析：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 养老金福利 | | 其他好处 |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | 2021 |
| 美国 | 国际。 | | 美国 | 国际。 | | | |
| 福利义务的变更 | | | | | | | | |
| 1月1日的福利义务 | $ | 1,924 | | 4,124 | | | 2,548 | | 4,403 | | | 137 | | 170 | |
| 服务成本 | 58 | | 47 | | | 73 | | 61 | | | 1 | | 2 | |
| 利息成本 | 62 | | 77 | | | 53 | | 79 | | | 4 | | 4 | |
| 计划参与者缴费 | — | | — | | | — | | — | | | 16 | | 16 | |
| 图则修订 | — | | — | | | — | | — | | | 9 | | — | |
| 精算(收益)损失 | (325) | | (847) | | | (117) | | (176) | | | (27) | | (16) | |
| 已支付的福利 | (241) | | (144) | | | (654) | | (162) | | | (38) | | (40) | |
| 资产剥离 | — | | (56) | | | — | | — | | | — | | — | |
| 削减 | — | | — | | | 12 | | — | | | — | | 1 | |
| 对离职福利的确认 | — | | — | | | 9 | | — | | | — | | — | |
| 外币汇率变动 | — | | (425) | | | — | | (81) | | | — | | — | |
截至12月31日的福利义务* | $ | 1,478 | | 2,776 | | | 1,924 | | 4,124 | | | 102 | | 137 | |
*截至12月31日，以上累计福利义务部分： | $ | 1,384 | | 2,542 | | | 1,793 | | 3,658 | | | | |
| | | | | | | | |
| 计划资产公允价值变动 | | | | | | | | |
| 1月1日计划资产的公允价值 | $ | 1,664 | | 4,812 | | | 1,770 | | 4,793 | | | — | | — | |
| 计划资产的实际回报率 | (319) | | (1,372) | | | 97 | | 147 | | | — | | — | |
| 公司缴费 | 75 | | 96 | | | 451 | | 119 | | | 22 | | 24 | |
| 计划参与者缴费 | — | | 1 | | | — | | 1 | | | 16 | | 16 | |
| 已支付的福利 | (241) | | (144) | | | (654) | | (162) | | | (38) | | (40) | |
| 资产剥离 | — | | (46) | | | — | | — | | | — | | — | |
| 外币汇率变动 | — | | (468) | | | — | | (86) | | | — | | — | |
12月31日计划资产的公允价值 | $ | 1,179 | | 2,879 | | | 1,664 | | 4,812 | | | — | | — | |
| 资金状况 | $ | (299) | | 103 | | | (260) | | 688 | | | (102) | | (137) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 养老金福利 | | 其他好处 |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | 2021 |
| 美国 | 国际。 | | 美国 | 国际。 | | | |
| | | | | | | | |
于12月31日于综合资产负债表确认的金额 | | | | | | | | |
| 非流动资产 | $ | — | | 373 | | | 1 | | 991 | | | — | | — | |
| 流动负债 | (28) | | (10) | | | (29) | | (15) | | | (32) | | (34) | |
| 非流动负债 | (271) | | (260) | | | (232) | | (288) | | | (70) | | (103) | |
| 已识别的总数 | $ | (299) | | 103 | | | (260) | | 688 | | | (102) | | (137) | |
| | | | | | | | |
用于确定12月31日福利义务的加权平均假设 | | | | | | | | |
| 贴现率 | 5.65 | % | 4.20 | | | 2.80 | | 2.15 | | | 5.65 | | 2.65 | |
| 补偿增值率 | 5.00 | | 3.65 | | | 4.00 | | 3.40 | | | | |
| 适用福利的利息抵免利率 | 3.55 | | | | 2.50 | | | | | |
| | | | | | | | |
用于确定截至12月31日的年度定期福利净成本的加权平均假设 | | | | | | | | |
| 贴现率 | 3.85 | % | 2.15 | | | 2.60 | | 1.80 | | | 2.65 | | 2.35 | |
| 计划资产的预期回报 | 3.90 | | 2.85 | | | 5.20 | | 2.50 | | | | |
| 补偿增值率 | 4.00 | | 3.40 | | | 4.00 | | 3.40 | | | | |
| 适用福利的利息抵免利率 | 2.50 | | | | 2.10 | | | | | |
就美国及国际退休金计划而言，整体预期长期回报率乃根据各资产类别的预期未来回报，并按退休金资产于该资产类别的预期分配加权而得出。我们依赖各种独立的市场预测来制定各类资产的预期回报率。
在2022年和2021年期间，与美国和国际计划的福利义务有关的精算收益主要与贴现率的增加有关。2020年期间，与美国和国际计划的福利义务有关的精算损失主要与贴现率下降有关。
下表概述与本公司退休金计划有关的资料，该等退休金计划的预测及累计福利责任超过计划资产的公平值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 养老金福利 |
| 2022 | | 2021 |
| 美国 | 国际。 | | 美国 | 国际。 |
| | | | | |
| 预计福利责任超过计划资产的养老金计划 | | | | | |
| 预计福利义务 | $ | 1,478 | | 277 | | | 261 | | 362 | |
| 计划资产的公允价值 | 1,179 | | 6 | | | — | | 58 | |
| | | | | |
| 累积福利责任超过计划资产的养老金计划 | | | | | |
| 累积利益义务 | $ | 1,384 | | 239 | | | 234 | | 271 | |
| 计划资产的公允价值 | 1,179 | | 6 | | | — | | 9 | |
截至12月31日的累计其他全面收益(亏损)包括以下未在定期福利净成本中确认的税前金额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 养老金福利 | | 其他好处 |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | 2021 |
| 美国 | 国际。 | | 美国 | 国际。 | | | |
| | | | | | | | |
| 未确认的精算净损失(收益) | $ | 172 | | 681 | | | 188 | | 86 | | | (28) | | (1) | |
| 未确认的先前服务成本(积分) | — | | 1 | | | — | | 1 | | | (98) | | (145) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 养老金福利 | | 其他好处 |
| 2022 | | 2021 | | 2022 | 2021 |
| 美国 | 国际。 | | 美国 | 国际。 | | | |
| | | | | | | | |
| 其他全面收益(亏损)变动来源 | | | | | | | | |
| 期间产生的净收益(亏损) | $ | (44) | | (606) | | | 134 | | 207 | | | 27 | | 16 | |
| 计入收入(损失)的精算损失摊销* | 61 | | 11 | | | 145 | | 33 | | | — | | — | |
| 期内净变动 | $ | 17 | | (595) | | | 279 | | 240 | | | 27 | | 16 | |
| | | | | | | | |
| 在此期间产生的先前服务信用(成本) | $ | — | | (1) | | | — | | — | | | (9) | | — | |
| 以前服务(贷项)摊销计入收入(损失) | — | | (1) | | | — | | (1) | | | (38) | | (37) | |
| 期内净变动 | $ | — | | (2) | | | — | | (1) | | | (47) | | (37) | |
*包括2022年和2021年确认的结算(收益)损失。
下表列出了所有已定义福利计划的定期福利净成本的组成部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 养老金福利 | | 其他好处 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 | | 2022 | 2021 | 2020 |
| 美国 | 国际。 | | 美国 | 国际。 | | 美国 | 国际。 | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 净周期效益成本的构成要素 | | | | | | | | | | | | |
| 服务成本 | $ | 58 | | 47 | | | 73 | | 61 | | | 85 | | 54 | | | 1 | | 2 | | 2 | |
| 利息成本 | 62 | | 77 | | | 53 | | 79 | | | 66 | | 85 | | | 4 | | 4 | | 6 | |
| 计划资产的预期回报 | (50) | | (124) | | | (80) | | (120) | | | (85) | | (145) | | | — | | — | | — | |
| 摊销先前服务信贷 | — | | (1) | | | — | | (1) | | | — | | (1) | | | (38) | | (37) | | (31) | |
| 确认精算净损失(收益) | 24 | | 11 | | | 43 | | 33 | | | 51 | | 22 | | | — | | — | | 1 | |
| 结算损失(收益) | 37 | | — | | | 102 | | — | | | 44 | | (1) | | | — | | — | | — | |
| 减损 | — | | — | | | 12 | | — | | | — | | — | | | — | | — | | — | |
| 定期净收益成本 | $ | 131 | | 10 | | | 203 | | 52 | | | 161 | | 14 | | | (33) | | (31) | | (22) | |
除服务费用组成部分外，定期福利净成本的组成部分包括在“其他费用“合并损益表上的项目。
我们确认养老金结算损失为#美元。372022年，百万美元1022021年为100万美元，以及432020年，来自某些美国和国际养老金计划的一次性福利支付超过了这些计划的服务和利息成本之和，导致确认和解损失。
在确定养老金净额和其他退休后福利成本时，我们以直线为基础，在预期将根据该计划获得福利的员工的平均剩余服务期内摊销先前的服务成本。对于净精算损益，我们摊销10每年未摊销余额的百分比。
我们有多个健康和人寿保险的非养老金退休后福利计划。医疗保健计划是缴费型的，受各种费用分担功能的制约，大多数情况下参与者和公司的缴费每年都会调整；人寿保险计划是非缴费型的。美国65岁以前退休人员退休后医疗累积福利义务的衡量假设医疗保健成本趋势率为6.52023年下降到5到2029年。美国65岁以上退休人员退休后医疗累积福利义务的衡量假设医疗成本趋势率为4.52023年这一比例将增加到5到2029年。
计划资产
我们遵循一项政策，即广泛分散不同资产类别和个人持股的养老金计划资产。因此，我们的计划资产没有明显的信用风险集中。被认为合适的资产类别包括美国股票、非美国股票、美国固定收益、非美国固定收益、房地产和私募股权投资。计划受托人可能会不时考虑其他资产类别，并将其添加到投资计划中。计划资产的目标分配为25股权证券的百分比，71债务证券的百分比，以及4百分之百的房地产。通常，计划投资是公开交易的，因此将投资组合中的流动性风险降至最低。
以下是对养老金计划资产使用的估值方法的说明。2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日使用的方法没有变化。
•1级股权证券和政府债务证券的公允价值主要基于活跃市场对相同资产和负债的报价。
•按第2级分类的公司债务证券、机构及按揭证券及政府债务证券的公允价值，是根据活跃市场中类似资产及负债及非活跃市场中相同资产及负债的最近执行交易及报价估计。如果一种特定的固定收益证券没有市场交易，其公允价值是通过定价模型计算的，该定价模型将该证券与其他证券的实际市场价格进行基准比较。当没有可观察到的报价市场价格时，公允价值是基于使用实际市场价格以外的其他东西的定价模型(例如，类似证券的基准收益率、报告交易和发行人利差等可观察到的投入)，这些证券被归类在公允价值层次结构的第三级。
•普通/集合信托投资的公允价值由每个基金的发行人根据相关资产的公允价值确定。
•共同基金的公允价值是基于报价的市场价格，即所持股票的资产净值。
•定期存款按成本计价，接近公允价值。
•现金按成本计价，接近公允价值。按第2级分类的国际现金等价物的公允价值采用可观察到的收益率曲线、贴现和利率进行估值。以短期基金单位形式持有的、在衡量日期可赎回的美国现金余额被归类为2级。
•第1级交易所交易衍生工具的公允价值以市场报价为基础。对于第二级分类的其他衍生品，价值通常是根据定价模型计算的，市场输入参数来自第三方来源。
•保险合同的公允价值按保险公司欠计划参与者的未来福利付款的现值进行估值。
•房地产投资的公允价值采用房地产估值技术和其他方法进行估值，这些方法包括参考第三方来源和销售可比性(如有)。
•美国养老金计划资产的一部分作为保险年金合同的参与权益持有，计算方法为根据该合同持有的投资的市场价值减去合同涵盖的累积福利义务。参与权益被归类为公允价值层次中的第三级，因为公允价值是通过结合报价市场价格、最近执行的交易和合同债务的精算现值计算来确定的。于2022年12月31日，年金合约的参与权益价值为$55百万美元，并包括$144百万美元的债务证券，减去89合同涵盖的累积福利义务费用为100万美元。于2021年12月31日，年金合约的参与权益价值为$83百万美元，并包括$206百万美元的债务证券，减去123合同涵盖的累积福利义务费用为100万美元。在短期内，参与利息不能用于履行一般养老金福利义务。根据这份保险年金合同，不需要未来的公司缴费，也不会积累新的福利。
我们的养老金计划资产在12月31日的公允价值按资产类别如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 美国 | | 国际 |
| 1级 | 2级 | 3级 | 总计 | | 1级 | 2级 | 3级 | 总计 |
| 2022 | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 美国 | $ | 4 | | — | | — | | 4 | | | — | | — | | — | | — | |
| 国际 | 36 | | — | | — | | 36 | | | — | | — | | — | | — | |
| 共同基金 | 14 | | — | | — | | 14 | | | 201 | | 298 | | — | | 499 | |
| 债务证券 | | | | | | | | | |
| 公司 | — | | 1 | | — | | 1 | | | — | | — | | — | | — | |
| 共同基金 | — | | — | | — | | — | | | 365 | | — | | — | | 365 | |
| 现金和现金等价物 | — | | — | | — | | — | | | 36 | | — | | — | | 36 | |
| 房地产 | — | | — | | — | | — | | | — | | — | | 146 | | 146 | |
| 公允价值层次中的合计 | $ | 54 | | 1 | | — | | 55 | | | 602 | | 298 | | 146 | | 1,046 | |
| | | | | | | | | |
| 按资产净值计量的投资* | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 共同/集体信托 | | | | 265 | | | | | | 192 | |
| 债务证券 | | | | | | | | | |
| 共同/集体信托 | | | | 759 | | | | | | 1,637 | |
| 现金和现金等价物 | | | | 10 | | | | | | — | |
| 房地产 | | | | 34 | | | | | | — | |
| 合计** | $ | 54 | | 1 | | — | | 1,123 | | | 602 | | 298 | | 146 | | 2,875 | |
*根据FASB ASC主题715“补偿-退休福利”，某些将使用每股资产净值(或其等价物)实际权宜之计以公允价值计量的投资没有被归类到公允价值层次中。本表列示的公允价值金额旨在使公允价值层次结构与计划资产公允价值变动中列示的金额相一致。
**不包括净资产为$的保险年金合同的参与权益55与证券交易有关的应收账款和净额为#美元5百万美元。
我们的养老金计划资产在12月31日的公允价值按资产类别如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 美国 | | 国际 |
| 1级 | 2级 | 3级 | 总计 | | 1级 | 2级 | 3级 | 总计 |
| 2021 | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 美国 | $ | 3 | | — | | 5 | | 8 | | | — | | — | | — | | — | |
| 国际 | 42 | | — | | — | | 42 | | | — | | — | | — | | — | |
| 共同基金 | 17 | | — | | — | | 17 | | | 236 | | 403 | | — | | 639 | |
| 债务证券 | | | | | | | | | |
| 公司 | — | | 1 | | — | | 1 | | | — | | — | | — | | — | |
| 共同基金 | — | | — | | — | | — | | | 511 | | — | | — | | 511 | |
| 现金和现金等价物 | — | | — | | — | | — | | | 68 | | — | | — | | 68 | |
| 衍生品 | — | | — | | — | | — | | | — | | — | | — | | — | |
| 房地产 | — | | — | | — | | — | | | — | | — | | 157 | | 157 | |
| 公允价值层次中的合计 | $ | 62 | | 1 | | 5 | | 68 | | | 815 | | 403 | | 157 | | 1,375 | |
| | | | | | | | | |
| 按资产净值计量的投资* | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | | | | | | | | |
| 共同/集体信托 | | | | 394 | | | | | | 417 | |
| 债务证券 | | | | | | | | | |
| 共同/集体信托 | | | | 1,073 | | | | | | 3,015 | |
| 现金和现金等价物 | | | | 9 | | | | | | — | |
| 房地产 | | | | 36 | | | | | | 1 | |
| 合计** | $ | 62 | | 1 | | 5 | | 1,580 | | | 815 | | 403 | | 157 | | 4,808 | |
*根据FASB ASC主题715“薪酬-退休福利”，某些使用每股资产净值(或其等价物)实际权宜之计以公允价值计量的投资未被归类在公允价值层次结构中。本表列示的公允价值金额旨在使公允价值层次结构与计划资产公允价值变动中列示的金额相一致。
**不包括净资产为$的保险年金合同的参与权益83与证券交易有关的应收账款和净额为#美元5百万美元。
3级活动并非在所有时期都是实质性的。
我们对美国计划的资助政策是至少缴纳1974年《雇员退休收入保障法》和1986年修订的《国税法》所要求的最低金额。对外国计划的贡献取决于当地法律和税收法规。到2023年，我们预计将贡献约美元90我们的国内合格和不合格的养老金和退休后福利计划，45我们的国际合格和不合格的养老金和退休后福利计划。
预期将支付的福利付款（不包括根据保险年金合同支付的金额）反映预期未来服务（如适用）：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 养老金
优势 | | 其他
优势 |
| 美国 | 国际。 | | |
| | | | |
| 2023 | $ | 216 | | 121 | | | 17 | |
| 2024 | 199 | | 123 | | | 15 | |
| 2025 | 188 | | 125 | | | 14 | |
| 2026 | 173 | | 126 | | | 12 | |
| 2027 | 171 | | 128 | | | 11 | |
| 2028–2032 | 685 | | 677 | | | 38 | |
下表总结了我们的离职应计活动：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 1月1日的余额 | $ | 78 | | 24 | | 23 | |
| 应计项目 | 1 | | 170 | | 14 | |
| 福利支付 | (48) | | (116) | | (13) | |
12月31日的余额 | $ | 31 | | 78 | | 24 | |
应计项目包括与我们的全公司重组计划相关的遣散费。在2022年12月31日的余额中，$19百万美元被归类为短期。
固定缴款计划
大多数美国员工有资格参加康菲石油储蓄计划(CPSP)。员工最高可存入75在CPSP中，受法定限额限制的合格薪酬的百分比，可选择17投资选择。参与CPSP并做出贡献的员工1他们符合条件的薪酬的百分比将获得6公司现金与潜在公司可自由支配现金的比例匹配，最高可达6百分比。自2019年1月1日起，新员工、返聘员工和选择退出康菲石油退休计划第二标题的员工有资格获得以下公司退休缴费：6合格支付的百分比进入他们的CPSP。之后三年在公司任职期间，该雇员是100%归于任何CRC。从CPSP和以前的计划支出中记入的公司捐款为#美元。1402022年，百万美元932021年为100万美元，62到2020年将达到100万。
我们为我们的国际员工制定了几个明确的缴费计划，每个计划都有自己的条款和资格，具体取决于地点。为这些国际计划确认的总补偿支出约为#美元。242022年，百万美元262021年为100万美元，25到2020年将达到100万。
基于股份的薪酬计划
2014年5月，股东通过了《康菲石油2014年综合股票和业绩激励计划》(下称《计划》)，取代了以往类似的计划，并规定在之前的计划下不再授予新的奖励。在其上10-一年的寿命，该计划允许发行最多792,000,000股普通股，用于补偿我们的员工和董事；然而，在计划生效日期，(I)根据先前计划可用于未来奖励的任何普通股，以及(Ii)根据计划或先前计划授予的奖励所代表的任何普通股，在没有交付普通股的情况下被没收、到期或被注销，或导致普通股被没收回公司，应可用于根据计划进行奖励。中的79根据该计划，可供发行的股票不超过40100万股普通股可用于激励性股票期权。我们董事会的人力资源和薪酬委员会有权决定所授予的奖励的类型、条款、条件和限制。奖励可以股票期权、限制性股票单位和绩效股票单位的形式授予为公司持续成功和盈利做出贡献的员工和非员工董事。
以股份为基础的总薪酬支出使用授予日期的股权分类奖励的公允价值和结算日期的负债分类奖励的公允价值来衡量。我们确认在较短的服务期(即，规定的获得奖励所需的时间段)、或从服务期开始到雇员首次有资格退休时结束的期间，但不少于六个月，以股份为基础的薪酬支出，因为这是不被没收的最短时间段。我们的基于股份的补偿计划通常为员工在退休时持有的奖励提供加速归属(即免除获得奖励所需的剩余服务期)。我们的一些基于股份的奖励是按比例进行的(即，不同时间的部分奖励背心)，而我们的一些奖励悬崖背心(即，所有的奖励背心同时进行)。我们在整个服务期内以直线方式确认费用，无论该奖励是通过应收差饷还是悬崖归属授予的。
补偿费用-在净收益(亏损)和相关税收优惠中确认的基于股份的薪酬支出总额为：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 补偿成本 | $ | 377 | | 304 | | 159 | |
| 税收优惠 | 95 | | 76 | | 40 | |
股票期权-根据本计划和先前计划的规定授予的股票期权允许以相当于授予期权当日康菲石油普通股的平均公平市场价值的行使价购买我们的普通股。这些期权的期限为10年，通常按比例授予，三分之一的期权被授予，并在授予日期后的每个周年日可行使。授予日起六个月内已有资格获得退休背心的某些员工的期权，但该等期权在正常归属期间结束后才可行使。从2018年开始，停止授予股票期权，取而代之的是三年期、有时间授予的限制性股票单位，这些单位通常将在2018和2019年奖励时以现金结算，并从2020年奖励开始以股票结算。
以下是我们截至2022年12月31日的年度股票期权活动摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 数百万美元 |
| 选项 | | 加权平均
行权价格 | | 集料
内在价值 |
| | | | | |
截至2021年12月31日未偿还债务 | 11,973,783 | | | $ | 56.46 | | | $ | 188 | |
| 已锻炼 | (7,670,208) | | | 57.12 | | | (308) | |
| 过期或取消 | — | | | — | | | |
截至2022年12月31日未偿还债务 | 4,303,575 | | | $ | 55.28 | | | $ | 266 | |
归属于2022年12月31日 | 4,303,575 | | | $ | 55.28 | | | $ | 266 | |
可于2022年12月31日行使 | 4,303,575 | | | $ | 55.28 | | | $ | 266 | |
截至2022年12月31日的未偿还期权、既得期权和可行使期权的加权平均剩余合同期限均为2.57好几年了。已行使期权的内在价值合计为#美元。682021年为100万美元，23到2020年将达到100万。
在2022年间，我们收到了438百万美元现金，并实现了美元的税收优惠59百万美元，来自期权的行使。截至2022年12月31日，所有未偿还的股票期权全部归属，没有剩余的补偿成本需要记录。
股票单位计划-一般情况下，限制性股票单位(RSU)根据该计划的规定每年授予，并在授予日三周年时分期付款。此外，根据该计划为可变长期激励计划授予的RSU从授予日期的一周年起按比例分成三个等额的年度分期付款。限制性股票单位也被特别授予，以吸引或留住关键人员，这些限制性股票单位授予的条款和条件因奖励而异。
股票结算
在归属时，这些限制性股票单位以每单位发行一股康菲石油普通股的方式进行结算。授予退休合格员工的单位从授予之日起六个月内授予；然而，这些单位在与公司分离较早或定期安排的归属期限结束之前不会作为普通股发行。在以股票形式发行之前，RSU的大多数接受者都会收到等值股息或计入留存收益的应计再投资股息等值的现金支付。该等股份单位的公平市价于授出日被视为等于康菲石油于授出日的平均股价。授出日未获授股息等值的单位之公平市价被视为等于授出日康菲石油股票平均价格减去不会收取股息的净现值。
以下是我们截至2022年12月31日的年度股票结算股票单位活动摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票单位 | | 加权平均
授予日期公允价值 | | 数百万美元 |
| | | 总公允价值 |
| | | | | |
截至2021年12月31日未偿还债务 | 7,645,311 | | | $ | 53.81 | | | |
| 授与 | 2,139,168 | | | 90.57 | | | |
| 被没收 | (137,011) | | | 71.38 | | | |
| 已发布 | (2,069,275) | | | 63.57 | | | $ | 193 | |
截至2022年12月31日未偿还债务 | 7,578,193 | | | $ | 61.20 | | | |
在2022年12月31日未归属 | 5,264,282 | | | $ | 61.58 | | | |
截至2022年12月31日，未归属股票结算单位的剩余未确认补偿成本为#美元。135百万美元，将在加权平均期内确认1.67年，最长的时期是2.67好几年了。2021年至2020年期间授予股票单位奖励的加权平均授予日期公允价值为#美元。46.56及$57.40，分别为。2021年至2020年期间发行的股票单位的公允价值总额为#美元。144百万美元和美元143分别为100万美元。
现金结算
2018年和2019年授予的现金结算高管限制性股票单位取代了股票期权计划。这些受限股单位将在结算日以相当于每单位康菲石油普通股的公允市场价值的现金结算，并在资产负债表上列为负债。授予退休合格员工的单位从授予之日起六个月内授予；然而，这些单位直到与公司分离较早或定期安排的归属期限结束时才会得到安置。薪酬开支最初按康菲石油普通股的平均公平市价计量，其后根据康菲石油股价截至各后续报告期结束时至结算日期的变动而作出调整。接受者收到应计再投资股息等值，记入补偿费用。应计再投资股息在结算时支付，但须符合奖励的条款和条件。从2020年授予的高管限制性股票单位开始，奖励将以股票结算。
以下是我们截至2022年12月31日的年度现金结算股票单位活动摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票单位 | | 加权平均授予日期公允价值 | | 数百万美元 |
| | | 总公允价值 |
| | | | | |
截至2021年12月31日未偿还债务 | 226,476 | | | $ | 72.18 | | | |
| 授与 | 531 | | | 85.37 | | | |
| 被没收 | — | | | — | | | |
| 已发布 | (227,007) | | | 91.47 | | | $ | 21 | |
截至2022年12月31日未偿还债务 | — | | | $ | — | | | |
| | | | | |
在2022年12月31日，有不是未归属现金结算单位的剩余未确认补偿成本应入账。2021年和2020年期间授予的加权平均授予日期股票单位奖励的公允价值为#美元。57.19及$41.59，分别为。2021年至2020年期间发行的股票单位的公允价值总额为#美元20分别为百万和微不足道。
业绩分享计划-根据该计划，我们还每年向高级管理层授予受限业绩股票单位(PSU)。这些PSU在其有效授权日(履约期)前三年获得授权。薪酬开支最初按康菲石油普通股的平均公平市价计量，其后根据康菲石油股价在其后各报告期结束时至股票结算奖励授予日及现金结算奖励结算日的变动而作出调整。
股票结算
对于2009年前开始的绩效期间，PSU不会授予，直到员工达到55岁并服务5年后有资格退休，并且限制在员工离开公司之前不会失效。关于从2009年开始到2012年的绩效期间的奖励，PSU直到雇员达到55岁、服务五年或奖励发放日期后五年有资格退休的日期较早的日期才授予，而限制直到员工离开公司较早的日期或奖励发放日期五年后才失效(尽管接受者可以选择将限制的失效推迟到离职之日)。我们确认这些奖励的补偿费用，从授予之日开始，到PSU计划授予之日止。由于这些奖励是在生效授予日期前三年批准的，对于有资格在授予日期或之后不久退休的员工，我们确认从授权日期开始到授予日期结束的一段时间内的补偿费用。在以股票形式发行之前，PSU的接受者将收到等值股息的现金支付，该股息将计入留存收益。从2013年开始，在三年履约期结束后进行结算时，被授权获得未来赠款的特别工作人员股将在没有雇员选举的情况下推迟。我们确认自授权之日起至履约期结束之日止期间的薪酬支出。PSU以每单位发行一股康菲石油普通股的方式结算。
以下是我们截至2022年12月31日的年度股票结算绩效股票计划活动摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 加权平均
授予日期公允价值 | | 数百万美元 |
| 股票单位 | | | 总公允价值 |
| | | | | |
截至2021年12月31日未偿还债务 | 1,448,847 | | | $ | 50.69 | | | |
| 授与 | 1,754 | | | 91.58 | | | |
| 已发布 | (218,986) | | | 51.04 | | | $ | 21 | |
截至2022年12月31日未偿还债务 | 1,231,615 | | | $ | 50.68 | | | |
| | | | | |
在2022年12月31日，有不是剩余的未确认补偿成本将计入未归属的股票结算业绩股。2021年期间没有授予股票结算PSU；然而，2020年期间授予的股票结算PSU的加权平均授予日期公允价值为#美元。58.61。2021年至2020年期间发行的股票结算PSU的总公允价值为#美元18百万美元和美元13分别为100万美元。
现金结算
与我们的下游业务于二零一二年分离有关，并紧随其后，批准批出新的PSU，但须缩短履约期。一旦授予，这些PSU授予缺席的员工选择推迟到奖励授予日期或员工有资格退休的日期后五年中的较早者。对于在授权日或之后不久有资格退休的员工，我们确认从授权日开始到授权日结束的一段时间内的补偿费用。否则，我们确认从授予之日起至PSU计划授予之日止的补偿费用。该等股份单位于结算日以现金结算，相当于每单位康菲石油普通股股份的公平市价，因此在资产负债表上分类为负债。在和解发生之前，PSU的接受者将收到现金支付的等值股息，该股息将计入补偿费用。
从2013年开始，在三年履约期结束后结算时，授权今后提供赠款的业务和服务单位将被授予。我们确认自授权之日起至履约期结束时止期间的薪酬支出。这些PSU将于结算日以相当于每单位康菲石油普通股的公允市值的现金结算，并在资产负债表上分类为负债。对于2018年前开始的业绩期间，在业绩期间，PSU的接受者不会收到等值股息的现金支付，但在履约期间结束后，在发生现金结算之前，PSU的接受者将收到现金支付的等值股息，该红利记入补偿费用。在2018年开始的业绩期间，PSU的接受者将收到应计再投资股息等值，该股息等值计入补偿费用。应计再投资股息在结算时支付，但须符合奖励的条款和条件。
以下是我们截至2022年12月31日的年度现金结算绩效股票计划活动摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 加权平均
授予日期公允价值 | | 数百万美元 |
| 股票单位 | | | 总公允价值 |
| | | | | |
截至2021年12月31日未偿还债务 | 117,679 | | | $ | 72.18 | | | |
| 授与 | 967,151 | | | 91.58 | | | |
| 已解决 | (975,007) | | | 89.87 | | | $ | 88 | |
截至2022年12月31日未偿还债务 | 109,823 | | | $ | 117.11 | | | |
截至2022年12月31日，所有未结清的现金结算业绩奖励全部归属，并有不是待记录的剩余补偿成本。2021年至2020年期间以现金结算的私营机构的加权平均批出日期公允价值为#美元46.65及$58.61，分别为。在2021至2020年间，以现金结算的绩效股票奖励的总公允价值为$52百万美元和美元116分别为100万美元。
从绩效分享计划开始到2013年，批准的PSU奖励在绩效期限结束后授予。从2014年2月开始，在接近新的业绩期间开始时发放初始目标PSU奖励金。这些最初的目标PSU奖励将在业绩期间结束时终止，并将在业绩期间结束后结算。同样是在2014年，为前几年开始的公开业绩期间颁发了初步的目标绩效单位奖。在2012年开始的开放业绩期间，最初的目标工作支助股在三年执行期结束时终止，取而代之的是核定的工作支助股奖。从2013年开始的期初业绩期间，最初的目标工作方案股奖励金在三年业绩期间结束时终止，并在业绩期间结束后结清。这对补偿费用的确认没有影响。
其他-除了上述积极计划外，我们还有限制性股票和限制性股票单位的流通股，这些股票是作为我们针对公司现任和前任董事会成员的非员工董事薪酬计划的一部分发行的，作为因收购而终止或收购的高管薪酬计划的一部分。一般而言，受限制股份或单位的接受者会获得股息或股息等值。
以下汇总了截至2022年12月31日的年度内这些限售股份和单位的合计活动：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 加权平均
授予日期公允价值 | | 数百万美元 |
| 股票单位 | | | 总公允价值 |
| | | | | |
截至2021年12月31日未偿还债务 | 1,616,367 | | | $ | 47.24 | | | |
| 授与 | 73,450 | | | 96.20 | | | |
| 取消 | (1,030) | | | 24.61 | | | |
| 已发布 | (449,028) | | | 48.28 | | | $ | 40 | |
截至2022年12月31日未偿还债务 | 1,239,759 | | | $ | 49.78 | | | |
在2022年12月31日未归属 | 437,994 | | | $ | 45.90 | | | |
截至2022年12月31日，未归属限制性股票的剩余补偿成本为$10百万美元，将在加权平均期内确认1年。2021年和2020年期间授予的加权平均授予日公允价值为#美元。46.43及$51.46，分别为。2021年至2020年期间颁发的奖项的公允价值总额为#美元。8百万美元和美元6分别为100万美元。
附注17-所得税
所得税拨备(福利)的组成部分包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | | 2021 | | 2020 |
| 所得税 | | | | | |
| 联邦制 | | | | | |
| 当前 | $ | 1,263 | | | 32 | | | 3 | |
| 延期 | 1,629 | | | 1,161 | | | (625) | |
| 外国 | | | | | |
| 当前 | 5,813 | | | 3,128 | | | 350 | |
| 延期 | 387 | | | 66 | | | (70) | |
| 州和地方 | | | | | |
| 当前 | 386 | | | 127 | | | (4) | |
| 延期 | 70 | | | 119 | | | (139) | |
| 总税额拨备(优惠) | $ | 9,548 | | | 4,633 | | | (485) | |
递延所得税反映了用于财务报告目的的资产和负债的账面金额与用于税务目的的金额之间的临时差异的净税收影响。截至12月31日的递延税项负债和资产的主要组成部分为：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
| 递延税项负债 | | |
| PP&E与无形资产 | $ | 11,100 | | 10,170 | |
| 库存 | 48 | | 44 | |
| 其他 | 190 | | 213 | |
| 递延税项负债总额 | 11,338 | | 10,427 | |
| | |
| 递延税项资产 | | |
| 福利计划应计项目 | 450 | | 321 | |
| 资产报废债务和应计环境成本 | 2,333 | | 2,297 | |
| 对合资企业的投资 | 1,917 | | 1,684 | |
| 其他财务应计和递延 | 736 | | 827 | |
| 亏损和贷记结转 | 6,354 | | 7,402 | |
| 其他 | 112 | | 399 | |
| 递延税项资产总额 | 11,902 | | 12,930 | |
| 减去：估值免税额 | (8,049) | | (8,342) | |
| 扣除估值免税额后的递延税项资产总额 | 3,853 | | 4,588 | |
| 递延税项净负债 | $ | 7,485 | | 5,839 | |
截至2022年12月31日，非流动资产和负债包括递延税款#美元。241百万美元和美元7,726分别为100万美元。截至2021年12月31日，非流动资产和负债包括递延税款#美元。340百万美元和美元6,179分别为100万美元。
于2022年12月31日，亏损及抵免递延税项资产主要与美国外国税项抵免结转#美元有关。5.3十亿美元，各个司法管辖区的净营业亏损和信贷结转为$1.1十亿美元。如果不利用，美国的外国税收抵免和净营业亏损将于2023年开始到期。
下表显示了2022年、2021年和2020年期初和期末递延税项资产估值准备的对账情况：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 1月1日的余额 | $ | 8,342 | | 9,965 | | 10,214 | |
| 计入费用（福利） | 5 | | (45) | | 460 | |
| 其他* | (298) | | (1,578) | | (709) | |
12月31日的余额 | $ | 8,049 | | 8,342 | | 9,965 | |
* 表示由于原始递延所得税资产而产生的变化，这些变化对我们的实际税率、收购/处置/修订以及换算外国财务报表的影响没有影响。
已建立估值津贴，以将递延税项资产减少到更有可能变现的金额。截至2022年12月31日，我们对几乎所有美国外国税收抵免结转、我们APLNG投资的基数差异以及不同司法管辖区的某些净营业亏损结转维持估值津贴。2022年期间，计入收益的估值准备变动主要涉及2022年挪威石油税制变化的影响，这部分被出售CVE普通股对美国税收的影响所抵消。其他变动主要与即将到期的税务属性的估值免税额有关。根据我们过去的应税收入、对未来的预期和可用的税务筹划策略，管理层预计，扣除估值津贴后的递延税项资产将主要作为对冲销递延税项负债的抵销。
2022年第二季度，挪威对石油税制进行了调整。根据该条例，58 第二季录得2，000，000港元，以反映我们根据新法例变现若干递延税项资产的能力有所改变。
2021年，计入收益的估值准备金变动主要与我们预计不会实现的CVE普通股的公允价值计量以及与我们计划处置印度尼西亚资产相关的某些美国税收属性的预期实现有关。这部分被我们预计不会实现的与APLNG减值相关的澳大利亚税收优惠所抵消。其他变动主要与到期税项的估值备抵有关。了解更多关于我们在印度尼西亚的部署 见附注3.
于2020年内，估值拨备变动计入主要与澳大利亚的资本损失有关的盈利，以及预期不会实现的CVE普通股的公允价值计量。其他变动主要与即将到期的税务属性的估值免税额有关。
截至2022年12月31日，被视为永久再投资于某些外国子公司和外国公司合资企业的未汇出收入总额约为#美元。4,477万由于我们不打算采取任何需要支付所得税的行动，因此没有就这一数额提供递延所得税。如果进行分配，则应就该收入支付的额外税款（主要是当地预扣税）的估计金额约为美元。224百万美元。
下表显示了2022年、2021年和2020年的期初和期末未确认税收优惠的对账情况：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 1月1日的余额 | $ | 1,345 | | 1,206 | | 1,177 | |
| 根据与本年度相关的纳税状况计算的增加额 | 6 | | 15 | | 6 | |
| 增加前几年的纳税状况 | 6 | | 177 | | 67 | |
| 前几年的减税情况 | (62) | | (5) | | (34) | |
| 聚落 | (510) | | — | | (9) | |
| 法规失效 | (75) | | (48) | | (1) | |
12月31日的余额 | $ | 710 | | 1,345 | | 1,206 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
2022年、2021年和2020年未确认税收优惠余额包括#美元701百万，$1,261百万美元和美元1,128如果确认，这将影响我们的实际税率。由于2017年对我们的联邦所得税申报单的审计结束，未确认的税收优惠余额减少。因此，我们确认了联邦和州的税收优惠总额为515与收回以前由全额准备金抵销的外部税基有关的100万欧元。2021年未确认税收优惠的余额增加，主要是由于通过收购Concho获得的美国税收抵免。见附注3和 注意事项 11.
截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日，利息和罚款的应计负债总额为#美元。35百万，$47百万美元和美元46分别为扣除应计所得税后的净额。利息和罚款导致收入增加到#美元。122022年为100万，减少了$12021年为100万美元，收入减少至1美元4到2020年将达到100万。
我们在美国联邦司法管辖区以及许多外国和州司法管辖区提交纳税申报单。主要司法管辖区的审计工作大致完成情况如下：加拿大(2016)、挪威(2021)和美国(2018)。在我们在世界各地开展业务的许多司法管辖区，审计年度的争议问题和随后几年的审计正在进行中，并处于不同的完成阶段。因此，预计未确认税收优惠的余额将在不同时期之间波动。在接下来的12个月内，我们可能会有审计期间结束，这可能会对我们的未确认税收优惠总额产生重大影响。与我们未确认的税收优惠总额相比，这些变化可能会很大，但变化的金额是不可估量的。
所得税前的美国和外国收入(损失)金额，加上按联邦法定税率计算的税收与所得税拨备的对账，为：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 | | 税前收益(亏损)的百分比 |
| 2022 | 2021 | 2020 | | 2022 | 2021 | 2020 |
| 所得税前收入(亏损) | | | | | | | |
| 美国 | $ | 16,739 | | 8,024 | | (3,587) | | | 59.3 | % | 63.1 | | 114.2 | |
| 外国 | 11,489 | | 4,688 | | 447 | | | 40.7 | | 36.9 | | (14.2) | |
| $ | 28,228 | | 12,712 | | (3,140) | | | 100.0 | % | 100.0 | | 100.0 | |
| | | | | | | |
| 联邦法定所得税 | $ | 5,928 | | 2,670 | | (659) | | | 21.0 | % | 21.0 | | 21.0 | |
| 非美国有效税率 | 3,866 | | 1,915 | | 194 | | | 13.7 | | 15.1 | | (6.2) | |
| | | | | | | |
| 澳大利亚的性情 | — | | — | | (349) | | | — | | — | | 11.1 | |
| | | | | | | |
| 收回外部基础 | (30) | | (55) | | (22) | | | (0.1) | | (0.4) | | 0.7 | |
| 调整储税额 | (551) | | (11) | | 18 | | | (2.0) | | (0.1) | | (0.6) | |
| 调整估值免税额 | 5 | | (45) | | 460 | | | — | | (0.4) | | (14.6) | |
| 州所得税 | 405 | | 194 | | (112) | | | 1.4 | | 1.5 | | 3.6 | |
| | | | | | | |
| 提高采油信贷 | (37) | | (99) | | (6) | | | (0.1) | | (0.8) | | 0.2 | |
| 其他 | (38) | | 64 | | (9) | | | (0.1) | | 0.5 | | 0.3 | |
| 总计 | $ | 9,548 | | 4,633 | | (485) | | | 33.8 | % | 36.4 | | 15.5 | |
我们2022年的实际税率是由该利润组合的司法管辖区税率以及常规税收抵免和估值拨备调整的净有利影响所推动。对税项储备的调整主要与我们2017年美国联邦纳税申报表的审计结束以及上述美国联邦和州税收优惠的确认有关。
我们2021年的实际税率是由该利润组合的司法管辖区税率以及常规税收抵免和估值拨备调整的净有利影响所推动。估值准备金调整主要与我们的CVE普通股的公允价值计量和处置有关，218由于我们预计将出售我们的印尼实体，因此我们有能力利用美国外国税收抵免和资本损失结转。29万这部分被我们与APLNG投资减值的税务影响有关的估值准备金增加所抵消，206我们预计不会获得税收优惠。
我们2020年的有效税率受到我们澳大利亚-西部资产处置以及与我们CVE普通股公允价值计量相关的估值拨备的影响。澳大利亚-西部公司的资产处置产生了1美元的税前收益587百万美元，相关税收优惠为$10100万美元，并导致递延税项资产的取消确认，导致#美元92上百万的税费支出。这一处置还产生了澳大利亚资本损失税收优惠#美元。313100万美元，已由估值津贴完全抵消。由于CVE普通股公允市场价值的变化，估值津贴增加了#美元。178100万美元，以抵消预期的资本损失。
2022年8月16日，美国颁布了2022年通胀削减法案，其中包括对某些大公司的账面收入实施15%的最低税率，对股票净回购征收1%的消费税，以及促进低碳能源的几项税收激励措施。随着其他指导意见的发布，我们正在继续评估这项立法的影响；然而，我们认为任何影响都不会对我们的合并财务报表产生实质性影响。
附注18--累计其他全面损失
资产负债表权益部分的累计其他全面损失包括：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 已定义
福利计划 | 网络
未实现
得/(失)
论证券 | 外国
货币
翻译 | 累计
其他
全面
损失 |
| | | | |
| 2019年12月31日 | $ | (350) | | — | | (5,007) | | (5,357) | |
| 其他全面收益(亏损) | (75) | | 2 | | 212 | | 139 | |
| 2020年12月31日 | (425) | | 2 | | (4,795) | | (5,218) | |
| 其他全面收益(亏损) | 394 | | (2) | | (124) | | 268 | |
| 2021年12月31日 | (31) | | — | | (4,919) | | (4,950) | |
| 其他全面收益(亏损) | (417) | | (11) | | (622) | | (1,050) | |
| 2022年12月31日 | $ | (448) | | (11) | | (5,541) | | (6,000) | |
下表汇总了截至12月31日的年度累计其他综合亏损中的重新分类：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 |
| | |
| 固定福利计划 | $ | 26 | | 109 | |
| 上述金额包括在计算净定期福利成本中，并在扣除税项支出后列报： | $ | 7 | | 31 | |
见附注16。 | | |
附注19-现金流量信息
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 非现金投资活动 | | | |
| 与资产报废债务增加(减少)相关的PP&E增加(减少) | $ | 825 | | 442 | | (116) | |
| | | |
| 现金支付 | | | |
| 利息 | $ | 873 | | 924 | | 785 | |
| 所得税 | 7,368 | | 856 | | 905 | |
| | | |
| 投资净销售额(买入额) | | | |
| 购买的短期投资 | $ | (5,046) | | (5,554) | | (12,435) | |
| 卖出的短期投资 | 3,102 | | 8,810 | | 12,015 | |
| 购买的投资和长期应收账款 | (775) | | (279) | | (325) | |
| 出售的投资和长期应收账款 | 90 | | 114 | | 87 | |
| $ | (2,629) | | 3,091 | | (658) | |
2022年，随着该公司重新回到美国的纳税岗位，以及在挪威的税收增加，以及在利比亚的纳税时机，所得税支付有所增加。
看见注3和注12欲了解与收购Concho相关的合并资产负债表的现金和非现金变化的更多信息。
附注20-其他财务资料
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 利息和债务支出 | | | |
| 已招致 | | | |
| 债务 | $ | 791 | | 887 | | 788 | |
| 其他 | 72 | | 59 | | 73 | |
| 863 | | 946 | | 861 | |
| 大写 | (58) | | (62) | | (55) | |
| 已支出 | $ | 805 | | 884 | | 806 | |
| | | |
| 其他收入(亏损) | | | |
| 利息收入 | $ | 195 | | 33 | | 100 | |
| Cenovus Energy投资收益（亏损）* | 251 | | 1,040 | | (855) | |
| 其他，净额 | 58 | | 130 | | 246 | |
| $ | 504 | | 1,203 | | (509) | |
* 见注5。 | | | |
| | | |
研究和开发支出-已支出 | $ | 71 | | 62 | | 75 | |
| | | |
| 运费和搬运费 | $ | 1,595 | | 1,047 | | 857 | |
| | | |
外币交易（收益）损失-税后 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | — | | — | | — | |
| 下部48 | — | | — | | — | |
| 加拿大 | (20) | | (1) | | (7) | |
| 欧洲、中东和北非 | (110) | | (11) | | (15) | |
| 亚太地区 | 30 | | 2 | | (11) | |
| 其他国际组织 | (1) | | 1 | | 2 | |
| 公司和其他 | 21 | | (7) | | (31) | |
| $ | (80) | | (16) | | (62) | |
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 | |
| 2022 | 2021 | |
| 物业、厂房及设备 | | | |
| 已证明的性质 | $ | 119,609 | | 114,274 | | * |
| 未证明的性质 | 7,325 | | 10,993 | | |
| 其他 | 4,562 | | 4,379 | | |
| 总财产、厂房和设备 | 131,496 | | 129,646 | | |
| 减去：累计折旧、损耗和摊销 | (66,630) | | (64,735) | | * |
| 净财产、厂房和设备 | $ | 64,866 | | 64,911 | | |
*不包括在2021年12月31日分类为持有待售的资产。见注3。
附注21--关联方交易
我们的关联方主要包括权益法投资及若干为雇员利益而设的信托。对于为雇员利益而披露的信托， 见附注16.
与我们的股权关联公司进行的重大交易包括：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 营业收入和其他收入 | $ | 88 | | 88 | | 79 | |
| 购买 | 1 | | 5 | | — | |
| 业务费用和销售、一般和行政费用 | 189 | | 196 | | 63 | |
| 净利息收入* | (1) | | (2) | | (5) | |
* 我们向各关联公司支付利息或从其收取利息。 见附注4，浏览有关向联属公司提供贷款的其他资料。
附注22-销售及其他营业收入
与客户签订合同的收入
下表提供我们综合销售及其他经营收入的进一步分类：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 61,049 | | 34,590 | | 13,662 | |
| ASC主题606范围外的合同收入 | | | |
| 符合衍生品定义的实物合约 | 17,150 | | 11,500 | | 5,177 | |
| 金融衍生工具合约 | 295 | | (262) | | (55) | |
| 合并销售和其他营业收入 | $ | 78,494 | | 45,828 | | 18,784 | |
来自ASC主题606范围以外的合同的收入主要涉及以市场价格计算的实物天然气合同，这些合同符合ASC主题815“衍生品和套期保值”下的衍生品要求，我们没有选择NPN。在合同条款或确认来自这些合同的收入的政策方面，与ASC专题606的范围内的合同没有重大差异。以下收入分类是结合提供的附注24--分部披露及相关资料:
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
来自ASC主题范围之外的收入606 按细分市场 | | | |
| 下部48 | $ | 13,919 | | 9,050 | | 3,966 | |
| 加拿大 | 2,717 | | 1,457 | | 727 | |
| 欧洲、中东和北非 | 514 | | 993 | | 484 | |
| 符合衍生品定义的实物合约 | $ | 17,150 | | 11,500 | | 5,177 | |
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
来自ASC主题范围之外的收入606 按产品分类 | | | |
| | | |
| 原油 | $ | 495 | | 757 | | 395 | |
| 天然气 | 15,368 | | 10,034 | | 4,339 | |
| 其他 | 1,287 | | 709 | | 443 | |
| 符合衍生品定义的实物合约 | $ | 17,150 | | 11,500 | | 5,177 | |
实用的权宜之计
通常，我们的商品销售合同的期限不到12个月；但在某些特定情况下，可能会延长，这可能会持续到油田寿命结束。我们有长期商品销售合同，这些合同使用交货时的现行市场价格，根据这些合同，每项履约义务(即交付商品)的基于市场的可变对价被分配给合同中每一项完全未履行的履约义务。因此，我们应用了ASC主题606中允许的实际权宜之计，不披露分配给履约义务的交易价格总额，也不披露我们预计在报告期结束时确认未满足(或部分未满足)的收入。
应收账款和合同负债
与客户签订的合同应收账款
截至2022年12月31日，我们综合资产负债表上的“应收账款和票据”项目包括应收贸易账款#美元。5,241百万美元，而不是美元5,268截至2021年12月31日，合同数量为100万份，包括与ASC主题606范围内的客户和ASC主题606范围外的客户的合同。我们通常在交货后30天或更短时间内(取决于发票的条款)收到付款。在ASC主题606范围之外的收入主要涉及我们不选择NPN的市场价格的实物天然气销售合同，因此被记为ASC主题815下的衍生品。与选择了NPN的贸易应收账款相比，根据未选择NPN的合同出售的天然气的客户性质或与之相关的贸易应收款的信用质量几乎没有区别。
与客户签订合同所产生的合同责任
我们已经达成了某些协议，根据这些协议，我们将我们的专有技术，包括优化的下跌液化天然气工艺技术，授权给客户，以最大限度地提高液化天然气工厂的效率。这些协议通常规定在液化天然气工厂建设阶段期间和之后支付里程碑式的付款。这些付款与我们在合同项下的履行义务没有直接关系，并被记录为递延收入，以便在客户能够从其使用适用的许可技术的权利中受益时确认。在截至2022年12月31日的年度内，我们确认的收入为57在我们的综合损益表中，“销售和其他营业收入”项下的收入为100万美元。我们预计将确认未偿合同债务#美元。19截至2022年12月31日的2.5亿美元，作为2026年的收入。
附注23-每股收益
下表列出了截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度普通股股东可用净收入以及基本每股收益和稀释后每股收益的计算方法。就下表所列净收入的每一期间而言，按两类法计算的摊薄每股收益的摊薄程度较高。
| | | | | | | | | | | |
| 百万美元(每股除外) |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 基本每股收益 | | | |
| | | |
| 康菲石油应占净收益(亏损) | $ | 18,680 | | 8,079 | | (2,701) | |
| 减去：股息和未分配收益 | | | |
| 分配给参与证券 | 60 | | 19 | | 6 | |
| 可供普通股股东使用的净收益(亏损) | $ | 18,620 | | 8,060 | | (2,707) | |
| 平均已发行普通股(百万股) | 1,274 | | 1,324 | | 1,078 | |
每股康菲石油应占净收益(亏损)
普通股上市公司 | $ | 14.62 | | 6.09 | | (2.51) | |
| | | |
| 稀释后每股收益 | | | |
| | | |
| 可供普通股股东使用的净收益(亏损) | $ | 18,620 | | 8,060 | | (2,707) | |
| 平均已发行普通股(百万股) | 1,274 | | 1,324 | | 1,078 | |
| 补充：期权和未授权期权的摊薄影响 | | | |
| 非参与RSU/PSU | 4 | | 4 | | — | |
| 平均稀释后流通股(百万股) | 1,278 | | 1,328 | | 1,078 | |
每股康菲石油应占净收益(亏损)
普通股上市公司 | $ | 14.57 | | 6.07 | | (2.51) | |
附注24--分部披露及相关资料
我们在全球范围内勘探、生产、运输和销售原油、沥青、天然气、液化天然气和天然气。我们通过以下方式管理我们的运营六运营部门，主要按地理区域定义：阿拉斯加、下48区、加拿大、欧洲、中东和北非、亚太地区和其他国际地区。
公司和其他指与经营部门没有直接关联的收入和成本，例如大部分利息支出、提前偿还债务的溢价、公司管理费用和某些技术活动，包括许可收入。公司资产包括所有现金和现金等价物以及短期投资。
我们根据康菲石油的净收益(亏损)来评估业绩和分配资源。分部会计政策与注1。部门间销售的价格与市场接近。
2021年，我们完成了对Concho的收购，Concho是一家独立的石油和天然气勘探和生产公司，业务遍及新墨西哥州和德克萨斯州西部，我们还完成了对壳牌在德克萨斯州特拉华州盆地二叠纪资产的收购。壳牌交易的会计结算日期为2021年12月31日，用于报告。Concho的运营结果和从壳牌获得的资产包括在我们的低48部分。与这些收购相关的某些交易和重组成本包括在我们的公司和其他部门。见附注3.
按经营部门划分的结果分析
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 销售和其他营业收入 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 7,905 | | 5,480 | | 3,408 | |
| 部门间抵销 | — | | — | | (11) | |
| 阿拉斯加州 | 7,905 | | 5,480 | | 3,397 | |
| 下部48 | 52,921 | | 29,306 | | 9,872 | |
| 部门间抵销 | (18) | | (12) | | (51) | |
| 下部48 | 52,903 | | 29,294 | | 9,821 | |
| 加拿大 | 6,159 | | 4,077 | | 1,666 | |
| 部门间抵销 | (2,445) | | (1,583) | | (405) | |
| 加拿大 | 3,714 | | 2,494 | | 1,261 | |
| 欧洲、中东和北非 | 11,271 | | 5,902 | | 1,919 | |
| 部门间抵销 | (1) | | — | | (2) | |
| 欧洲、中东和北非 | 11,270 | | 5,902 | | 1,917 | |
| 亚太地区 | 2,606 | | 2,579 | | 2,363 | |
| 其他国际组织 | — | | 4 | | 7 | |
| 公司和其他 | 96 | | 75 | | 18 | |
| 合并销售和其他营业收入 | $ | 78,494 | | 45,828 | | 18,784 | |
我们产品的市场是巨大和多样化的，因此，我们的销售和其他运营收入不依赖于任何单一客户。
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 折旧、损耗、摊销和减值 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 941 | | 1,002 | | 996 | |
| 下部48 | 4,854 | | 4,067 | | 3,358 | |
| 加拿大 | 400 | | 392 | | 342 | |
| 欧洲、中东和北非 | 735 | | 862 | | 775 | |
| 亚太地区 | 518 | | 1,483 | | 809 | |
| 其他国际组织 | — | | — | | — | |
| 公司和其他 | 44 | | 76 | | 54 | |
| 合并折旧、损耗、摊销和减值 | $ | 7,492 | | 7,882 | | 6,334 | |
| | | | | | | | | | | |
| 关联公司收益中的权益 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 4 | | 5 | | (7) | |
| 下部48 | (14) | | (18) | | (11) | |
| 加拿大 | — | | — | | — | |
| 欧洲、中东和北非 | 780 | | 502 | | 311 | |
| 亚太地区 | 1,310 | | 343 | | 137 | |
| 其他国际组织 | 1 | | — | | 2 | |
| 公司和其他 | — | | — | | — | |
| 附属公司收益中的合并权益 | $ | 2,081 | | 832 | | 432 | |
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 所得税拨备(福利) | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 885 | | 402 | | (256) | |
| 下部48 | 3,088 | | 1,390 | | (378) | |
| 加拿大 | 206 | | 150 | | (185) | |
| 欧洲、中东和北非 | 5,445 | | 2,543 | | 136 | |
| 亚太地区 | 480 | | 483 | | 294 | |
| 其他国际组织 | 53 | | (53) | | (20) | |
| 公司和其他 | (609) | | (282) | | (76) | |
| 综合所得税拨备(福利) | $ | 9,548 | | 4,633 | | (485) | |
| | | | | | | | | | | |
| 康菲石油应占净收益(亏损) | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 2,352 | | 1,386 | | (719) | |
| 下部48 | 11,015 | | 4,932 | | (1,122) | |
| 加拿大 | 714 | | 458 | | (326) | |
| 欧洲、中东和北非 | 2,244 | | 1,167 | | 448 | |
| 亚太地区 | 2,736 | | 453 | | 962 | |
| 其他国际组织 | (51) | | (107) | | (64) | |
| 公司和其他 | (330) | | (210) | | (1,880) | |
| 康菲石油应占综合净收益(亏损) | $ | 18,680 | | 8,079 | | (2,701) | |
| | | | | | | | | | | |
| |
| | | |
| 对关联公司的投资和垫款 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 55 | | 58 | | 62 | |
| 下部48 | 235 | | 242 | | 25 | |
| 加拿大 | — | | — | | — | |
| 欧洲、中东和北非 | 1,049 | | 797 | | 918 | |
| 亚太地区 | 6,154 | | 5,603 | | 6,705 | |
| 其他国际组织 | — | | 1 | | — | |
| 公司和其他 | — | | — | | — | |
| 对附属公司的合并投资和垫款 | $ | 7,493 | | 6,701 | | 7,710 | |
| | | | | | | | | | | |
| 总资产 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 15,126 | | 14,812 | | 14,623 | |
| 下部48 | 42,950 | | 41,699 | | 11,932 | |
| 加拿大 | 6,971 | | 7,439 | | 6,863 | |
| 欧洲、中东和北非 | 8,263 | | 9,125 | | 8,756 | |
| 亚太地区 | 9,511 | | 9,840 | | 11,231 | |
| 其他国际组织 | — | | 1 | | 226 | |
| 公司和其他 | 11,008 | | 7,745 | | 8,987 | |
| 合并总资产 | $ | 93,829 | | 90,661 | | 62,618 | |
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 资本支出和投资 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 1,091 | | 982 | | 1,038 | |
| 下部48 | 5,630 | | 3,129 | | 1,881 | |
| 加拿大 | 530 | | 203 | | 651 | |
| 欧洲、中东和北非 | 998 | | 534 | | 600 | |
| 亚太地区 | 1,880 | | 390 | | 384 | |
| 其他国际组织 | — | | 33 | | 121 | |
| 公司和其他 | 30 | | 53 | | 40 | |
| 综合资本支出和投资 | $ | 10,159 | | 5,324 | | 4,715 | |
| | | | | | | | | | | |
| 利息收支 | | | |
| 利息收入 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | — | | — | | — | |
| 下部48 | — | | — | | — | |
| 加拿大 | — | | — | | — | |
| 欧洲、中东和北非 | 1 | | 2 | | 5 | |
| 亚太地区 | 9 | | 9 | | 7 | |
| 其他国际组织 | — | | — | | — | |
| 公司和其他 | 185 | | 22 | | 88 | |
| 利息和债务支出 | | | |
| 公司和其他 | $ | 805 | | 884 | | 806 | |
| | | | | | | | | | | |
| 按产品划分的销售额和其他营业收入 | | | |
| 原油 | $ | 41,492 | | 23,648 | | 9,736 | |
| 天然气 | 26,941 | | 16,904 | | 6,427 | |
| 天然气液体 | 3,650 | | 1,668 | | 528 | |
| 其他* | 6,411 | | 3,608 | | 2,093 | |
| 按产品分列的合并销售额和其他营业收入 | $ | 78,494 | | 45,828 | | 18,784 | |
*包括液化天然气和沥青。
地理信息
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 销售和其他营业收入(1) | | 长寿资产(2) |
| 2022 | 2021 | 2020 | | 2022 | 2021 | 2020 |
| | | | | | | |
| 美国 | $ | 60,899 | | 34,847 | | 13,230 | | | 51,200 | | 50,580 | | 24,034 | |
| 澳大利亚和东帝汶 | — | | — | | 605 | | | 6,158 | | 5,579 | | 6,676 | |
| 加拿大 | 3,714 | | 2,494 | | 1,261 | | | 6,269 | | 6,608 | | 6,385 | |
| 中国 | 1,135 | | 724 | | 460 | | | 1,538 | | 1,476 | | 1,491 | |
印度尼西亚(3) | 159 | | 879 | | 689 | | | — | | 28 | | 464 | |
| 利比亚 | 1,582 | | 1,102 | | 155 | | | 714 | | 659 | | 670 | |
| 马来西亚 | 1,312 | | 975 | | 610 | | | 1,107 | | 1,252 | | 1,501 | |
| 挪威 | 3,415 | | 2,563 | | 1,426 | | | 4,369 | | 4,681 | | 5,294 | |
| 英国 | 6,273 | | 2,236 | | 336 | | | 1 | | 1 | | 1 | |
| 其他国家 | 5 | | 8 | | 12 | | | 1,003 | | 748 | | 1,087 | |
| 全球统一 | $ | 78,494 | | 45,828 | | 18,784 | | | 72,359 | | 71,612 | | 47,603 | |
(1)销售和其他营业收入可归因于基于销售业务地点的国家/地区。
(2)定义为PP&E净额加上股权投资和对关联公司的垫款。
(3)2022年剥离的资产。见附注3.
根据财务会计准则委员会第932号专题“采掘活动-石油和天然气”以及“美国证券交易委员会”的规定，我们对我们的油气勘探和生产业务做出某些补充披露。
这些披露包括关于我们合并的石油和天然气活动的信息，以及我们在我们的运营部门的股权关联公司的石油和天然气活动中所占的比例。因此，在石油和天然气业务中作为股权关联公司报告的金额可能与本报告其他地方报告的个别分部披露中显示的金额不同。我们按地理区域披露的地区包括美国、加拿大、欧洲、亚太地区/中东(包括股权关联公司)和非洲。
根据现行权威准则的要求，一项资产因经济原因将被永久关闭的估计未来日期是根据历史上12个月第一个月的平均价格和当前成本计算的。这一估计的停产日期会影响估计储量的数量。因此，随着价格和成本水平每年都在变化，已探明储量的估计也会发生变化。一般来说，我们的探明储量随着价格的下降而减少，随着价格的上涨而增加。
我们的已探明储量包括与PSC相关的估计数量，这些数量按“经济利息法”以及可变特许权使用费制度报告，并受大宗商品价格、可回收运营费用和资本成本波动的影响。如果成本保持稳定，可归因于成本回收的储备量将与商品价格的变化相反。例如，如果价格上涨，那么我们的可用储量将会下降。截至2022年12月31日，我们总探明储量的约3%在我们亚太地区/中东地理报告区的PSC之下，我们总探明储量的4%在我们加拿大地理报告区的可变特许权使用费制度下。
储量治理
已探明储量的记录和报告受美国证券交易委员会和财务会计准则委员会规定的标准管辖。已探明储量是指在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出经济上可行的石油和天然气储量--从给定日期起，从已知油气藏，以及在现有的经济条件、运营方法和政府法规下--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。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
已探明储量进一步分为已开发储量和未开发储量。已探明已开发储量指已探明储量，可透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已探明储量，以及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)进行开采。已探明的未开发储量是指已探明的储量，预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非可靠技术提供的证据证明在更远的距离上经济生产具有合理确定性。根据美国证券交易委员会的规定，可靠的技术在现场得到证明，能够提供合理确定的结果，在被评估的地层或类似的地层中具有一致性和重复性，即可用于储量估计。用于评估我们已探明储量的技术和数据包括但不限于基于动态的方法、基于体积的方法、地质图、地震解释、测井、试井数据、岩心数据、类比和统计分析。
我们有一个全公司范围的、全面的、符合美国证券交易委员会的内部政策，管理已探明储量的确定和报告。地球科学家和油藏工程师在我们世界各地的业务部门实施了这一政策。作为我们内部控制流程的一部分，每个业务部门的储量流程和控制每年都由一个内部团队进行审查，该团队由公司的储量合规和报告经理领导。该团队由内部油藏工程师、地球科学家、财务人员和来自第三方石油工程咨询公司DeGolyer and MacNaughton(D&M)的一名高级代表组成，通过现场访问、电话会议和文件审查，审查各业务部门遵守美国证券交易委员会指南和公司政策的储量。除了提供独立审查外，这个内部小组还确保使用一致和适当的标准和程序计算准备金。该团队独立于业务部门部门管理，负责向高级管理层报告其调查结果。该小组负责传达我们的储备政策和程序，并可在全年就重大项目或技术问题进行内部同行审查和咨询。我们所有已探明的储量由合并公司持有，我们在股权关联公司中的份额都是由康菲石油估计的。
2022年期间，我们用于评估截至2022年12月31日90%以上已探明储量的流程和控制措施，经过了D&M的审查。他们审查的目的是评估用于确定已探明储量估计数的内部流程和控制措施的充分性和有效性是否符合美国证券交易委员会规定。在这样的回顾中，康菲石油的技术人员向D&M介绍了储量数据的概述，以及估算储量时使用的方法和假设。提供的数据包括相关的地震信息、地质图、测井、生产测试、物质平衡计算、油藏模拟模型、油井动态数据、作业程序和相关的经济标准。管理层保留D&M以审查其过程和控制的意图是为这些过程和控制提供客观的第三方输入。D&M的意见是，康菲石油在估计其2022年12月31日的探明储量时所采用的一般流程和控制措施，所审查的物业的探明储量均符合美国证券交易委员会的储量定义。D&M的报告作为本年度报告的附件99以Form 10-K的形式包含在内。
主要负责监督用于编制公司储量估计的流程和内部控制的技术人员是储量合规和报告经理。此人拥有石油工程硕士学位。他是石油工程师协会的成员，拥有30多年的石油和天然气行业经验，在美国和几个国际油田地点担任过越来越多的油藏工程、地下和资产管理方面的职位。
工程上对已探明储量的估计从本质上讲是不准确的。请参阅《管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析》的“关键会计估计”一节，以进一步讨论围绕这些估计的敏感性。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 已探明储量 | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
截止的年数
12月31日 | 原油 |
| 数百万桶石油 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 总计
已整合 | 权益
附属公司* | 总计 |
| 发达与不发达 | | | | | | | | | |
| 2019年底 | 1,231 | | 797 | | 2,028 | | 5 | | 198 | | 134 | | 197 | | 2,562 | | 73 | | 2,635 | |
| 修订版本 | (297) | | (126) | | (423) | | (2) | | 4 | | (4) | | (3) | | (428) | | — | | (428) | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | — | | 3 | | — | | 3 | | — | | 3 | |
| 购买 | — | | 5 | | 5 | | 3 | | — | | — | | — | | 8 | | — | | 8 | |
| 扩展和发现 | 10 | | 108 | | 118 | | 3 | | — | | — | | — | | 121 | | — | | 121 | |
| 生产 | (65) | | (77) | | (142) | | (2) | | (28) | | (25) | | (3) | | (200) | | (5) | | (205) | |
| 销售额 | — | | (14) | | (14) | | (1) | | — | | — | | — | | (15) | | — | | (15) | |
| 2020年底 | 879 | | 693 | | 1,572 | | 6 | | 174 | | 108 | | 191 | | 2,051 | | 68 | | 2,119 | |
| 修订版本 | 209 | | (52) | | 157 | | 2 | | 14 | | 37 | | 6 | | 216 | | — | | 216 | |
| 提高了恢复能力 | 1 | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | 1 | | — | | 1 | |
| 购买 | — | | 691 | | 691 | | — | | — | | — | | — | | 691 | | — | | 691 | |
| 扩展和发现 | 10 | | 289 | | 299 | | 5 | | 2 | | 1 | | — | | 307 | | — | | 307 | |
| 生产 | (64) | | (160) | | (224) | | (3) | | (29) | | (24) | | (13) | | (293) | | (5) | | (298) | |
| 销售额 | — | | (9) | | (9) | | — | | — | | — | | — | | (9) | | — | | (9) | |
| 2021年底 | 1,035 | | 1,452 | | 2,487 | | 10 | | 161 | | 122 | | 184 | | 2,964 | | 63 | | 3,027 | |
| 修订版本 | (31) | | 24 | | (7) | | — | | 31 | | 19 | | (3) | | 40 | | — | | 40 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | — | | 3 | | — | | 3 | | — | | 3 | |
| 购买 | — | | 6 | | 6 | | — | | — | | — | | 42 | | 48 | | — | | 48 | |
| 扩展和发现 | 15 | | 250 | | 265 | | — | | 8 | | — | | — | | 273 | | 35 | | 308 | |
| 生产 | (64) | | (193) | | (257) | | (2) | | (25) | | (22) | | (13) | | (319) | | (5) | | (324) | |
| 销售额 | — | | (31) | | (31) | | — | | — | | (3) | | — | | (34) | | — | | (34) | |
| 2022年底 | 955 | | 1,508 | | 2,463 | | 8 | | 175 | | 119 | | 210 | | 2,975 | | 93 | | 3,068 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截止的年数
12月31日 | 原油 |
| 数百万桶石油 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 总计
已整合 | 权益
附属公司* | 总计 |
| 开发 | | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | |
| 2019年底 | 1,048 | | 334 | | 1,382 | | 3 | | 149 | | 94 | | 181 | | 1,809 | | 73 | | 1,882 | |
| 2020年底 | 765 | | 263 | | 1,028 | | 6 | | 129 | | 77 | | 175 | | 1,415 | | 68 | | 1,483 | |
| 2021年底 | 912 | | 916 | | 1,828 | | 4 | | 122 | | 98 | | 171 | | 2,223 | | 63 | | 2,286 | |
| 2022年底 | 867 | | 828 | | 1,695 | | 5 | | 124 | | 102 | | 191 | | 2,117 | | 58 | | 2,175 | |
| | | | | | | | | | |
| 未开发 | | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | |
| 2019年底 | 183 | | 463 | | 646 | | 2 | | 49 | | 40 | | 16 | | 753 | | — | | 753 | |
| 2020年底 | 114 | | 430 | | 544 | | — | | 45 | | 31 | | 16 | | 636 | | — | | 636 | |
| 2021年底 | 123 | | 536 | | 659 | | 6 | | 39 | | 24 | | 13 | | 741 | | — | | 741 | |
| 2022年底 | 88 | | 680 | | 768 | | 3 | | 51 | | 17 | | 19 | | 858 | | 35 | | 893 | |
| | | | | | | | | | |
*所有股票关联储备都位于我们的亚太地区/中东地区。
截至2022年12月31日的三年中，已探明原油储量的显著变化包括：
•修订版本：2022年，较低48桶的上调是由于8100万桶非常规油田的额外开发钻探和3300万桶的较高价格，但被7200万桶的运营成本增加和1800万桶的技术修订部分抵消。欧洲的上调主要是由于油价上涨导致的2300万桶和800万桶的技术修正。我们在亚太地区/中东的综合业务上调了1900万桶，主要是由于技术修订。
2021年，阿拉斯加的上调主要是由价格上涨推动的。低48年度的下调是由于来自2.03亿桶非常规业务的特定油井位置的开发时机和3500万桶的技术修订，但因1.15亿桶的价格上涨和7100万桶非常规业务中的额外加密钻探而被向上修正部分抵消。欧洲的上调主要是由于价格上涨。在亚太地区/中东，增长是由于2100万桶的价格上涨和1600万桶的技术修正。
2020年，阿拉斯加向下修正的主要原因是2.43亿桶的较低价格和5400万桶的开发计划变化。较低48年度的下调是由于较低的价格8,900万桶，以及8,200万桶的非常规业务对特定油井位置的开发时机，但被向上的技术修订和4,500万桶非常规业务的额外加密钻探部分抵消。
•购买：2022年，由于收购了利比亚Waha特许权的更多权益，原油储备购买主要在非洲。
2021年，较低的48%的购买量是由于对Concho和壳牌二叠纪的收购。
•扩展和发现：2022年，下48区的延伸和发现主要在二叠纪盆地的非常规地区。我们股权附属公司的扩展和发现都在中东。
2021年，低48区的扩展和发现是由于计划进行开发，以增加非常规区块中的特定油井位置，这抵消了修订类别中开发计划时间安排造成的减少。
2020年，低48区的扩展和发现是由于计划进行开发，以增加非常规区块中的特定油井位置，这抵消了修订类别中开发计划时间安排造成的减少。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截止的年数
12月31日 | 天然气液体 |
| 数百万桶石油 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 合并总数 | 股权关联公司* | 总计 |
| 发达与不发达 | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | |
| 2019年底 | 100 | | 245 | | 345 | | 2 | | 13 | | 1 | | 361 | | 39 | | 400 | |
| 修订版本 | — | | (26) | | (26) | | — | | 1 | | (1) | | (26) | | — | | (26) | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 购买 | — | | 2 | | 2 | | 2 | | — | | — | | 4 | | — | | 4 | |
| 扩展和发现 | — | | 41 | | 41 | | 1 | | — | | — | | 42 | | — | | 42 | |
| 生产 | (6) | | (27) | | (33) | | (1) | | (2) | | — | | (36) | | (3) | | (39) | |
| 销售额 | — | | (5) | | (5) | | — | | — | | — | | (5) | | — | | (5) | |
| 2020年底 | 94 | | 230 | | 324 | | 4 | | 12 | | — | | 340 | | 36 | | 376 | |
| 修订版本 | (6) | | 213 | | 207 | | — | | 1 | | — | | 208 | | — | | 208 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 购买 | — | | 72 | | 72 | | — | | — | | — | | 72 | | — | | 72 | |
| 扩展和发现 | — | | 82 | | 82 | | 2 | | — | | — | | 84 | | — | | 84 | |
| 生产 | (6) | | (50) | | (56) | | (1) | | (2) | | — | | (59) | | (3) | | (62) | |
| 销售额 | — | | (1) | | (1) | | — | | — | | — | | (1) | | — | | (1) | |
| 2021年底 | 82 | | 546 | | 628 | | 5 | | 11 | | — | | 644 | | 33 | | 677 | |
| 修订版本 | 1 | | 208 | | 209 | | 1 | | 3 | | — | | 213 | | — | | 213 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 购买 | — | | 3 | | 3 | | — | | — | | — | | 3 | | — | | 3 | |
| 扩展和发现 | — | | 80 | | 80 | | — | | 1 | | — | | 81 | | 20 | | 101 | |
| 生产 | (5) | | (81) | | (86) | | (1) | | (2) | | — | | (89) | | (3) | | (92) | |
| 销售额 | — | | (7) | | (7) | | — | | — | | — | | (7) | | — | | (7) | |
| 2022年底 | 78 | | 749 | | 827 | | 5 | | 13 | | — | | 845 | | 50 | | 895 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截止的年数
12月31日 | 天然气液体 |
| 数百万桶石油 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 合并总数 | 股权关联公司* | 总计 |
| 开发 | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | |
| 2019年底 | 100 | | 99 | | 199 | | 1 | | 10 | | 1 | | 211 | | 39 | | 250 | |
| 2020年底 | 94 | | 83 | | 177 | | 4 | | 9 | | — | | 190 | | 36 | | 226 | |
| 2021年底 | 82 | | 334 | | 416 | | 3 | | 9 | | — | | 428 | | 33 | | 461 | |
| 2022年底 | 78 | | 409 | | 487 | | 3 | | 10 | | — | | 500 | | 31 | | 531 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 未开发 | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | |
| 2019年底 | — | | 146 | | 146 | | 1 | | 3 | | — | | 150 | | — | | 150 | |
| 2020年底 | — | | 147 | | 147 | | — | | 3 | | — | | 150 | | — | | 150 | |
| 2021年底 | — | | 212 | | 212 | | 2 | | 2 | | — | | 216 | | — | | 216 | |
| 2022年底 | — | | 340 | | 340 | | 2 | | 3 | | — | | 345 | | 19 | | 364 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
*所有股票关联储备都位于我们的亚太地区/中东地区。
在截至2022年12月31日的三年中，已探明的NGL储量发生了显著变化，包括：
•修订版本：2022年，较低48的上调是由于在8800万桶的非常规区块中进行了额外的开发钻探，进行了7500万桶的技术修订，继续将收购的Concho Permian两流合同转换为三流(原油、天然气和天然气液体)合同，增加了7000万桶，以及更高的价格1300万桶。这部分被3800万桶的运营成本增加所抵消。
2021年，较低48的上调是由于收购的Concho Permian两流合同转换为三流(原油、天然气和天然气液体)合同，增加了1.82亿桶，在4400万桶的非常规业务中增加了加密钻探，2100万桶的技术修订和2800万桶的较高价格，部分被与特定油井位置的开发时机相关的向下修订所抵消，非常规业务的开发时间为6200万桶。
于2020年，较低48年度的下调是由于价格下调3,300万桶，以及2,000万桶非常规业务中特定油井位置的开发时机下降所致，但技术上修及2,700万桶非常规业务中额外的加密钻探部分抵销了上述影响。
•购买：2021年，较低的48次购买是由于对壳牌二叠纪的收购。
•扩展和发现：2022年，下48区的延伸和发现主要在二叠纪盆地的非常规地区。我们股权附属公司的扩展和发现都在中东。
于2021年，Lower 48的扩展及发现乃由于计划开发以从非常规区块增加特定井位，其足以抵销修订类别的减少。
2020年，低48区的扩展和发现是由于计划进行开发，以增加非常规作业中的特定油井位置，这抵消了修订类别的减少。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截止的年数
12月31日 | 天然气 |
| 数十亿立方英尺 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 合并总数 | 股权关联公司* | 总计 |
| 发达与不发达 | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | | |
| 2019年底 | 2,688 | | 2,431 | | 5,119 | | 43 | | 896 | | 977 | | 224 | | 7,259 | | 4,421 | | 11,680 | |
| 修订版本 | (607) | | (439) | | (1,046) | | (15) | | 39 | | 103 | | 2 | | (917) | | (382) | | (1,299) | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 购买 | — | | 74 | | 74 | | 29 | | — | | — | | — | | 103 | | 2 | | 105 | |
| 扩展和发现 | — | | 304 | | 304 | | 33 | | 2 | | — | | — | | 339 | | 78 | | 417 | |
| 生产 | (85) | | (231) | | (316) | | (16) | | (112) | | (171) | | (2) | | (617) | | (395) | | (1,012) | |
| 销售额 | — | | (39) | | (39) | | — | | — | | (58) | | — | | (97) | | — | | (97) | |
| 2020年底 | 1,996 | | 2,100 | | 4,096 | | 74 | | 825 | | 851 | | 224 | | 6,070 | | 3,724 | | 9,794 | |
| 修订版本 | 715 | | 41 | | 756 | | 15 | | 54 | | 60 | | — | | 885 | | 247 | | 1,132 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 购买 | — | | 2,438 | | 2,438 | | — | | — | | — | | — | | 2,438 | | — | | 2,438 | |
| 扩展和发现 | — | | 822 | | 822 | | 46 | | 2 | | — | | — | | 870 | | 116 | | 986 | |
| 生产 | (86) | | (473) | | (559) | | (30) | | (113) | | (147) | | (7) | | (856) | | (390) | | (1,246) | |
| 销售额 | — | | (270) | | (270) | | — | | — | | — | | — | | (270) | | — | | (270) | |
| 2021年底 | 2,625 | | 4,658 | | 7,283 | | 105 | | 768 | | 764 | | 217 | | 9,137 | | 3,697 | | 12,834 | |
| 修订版本 | (35) | | 361 | | 326 | | 8 | | 108 | | (2) | | (14) | | 426 | | 898 | | 1,324 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 购买 | — | | 23 | | 23 | | — | | — | | — | | 48 | | 71 | | 479 | | 550 | |
| 扩展和发现 | — | | 505 | | 505 | | 4 | | 103 | | — | | — | | 612 | | 1,118 | | 1,730 | |
| 生产 | (88) | | (543) | | (631) | | (23) | | (117) | | (51) | | (10) | | (832) | | (439) | | (1,271) | |
| 销售额 | — | | (262) | | (262) | | — | | — | | (385) | | — | | (647) | | — | | (647) | |
| 2022年底 | 2,502 | | 4,742 | | 7,244 | | 94 | | 862 | | 326 | | 241 | | 8,767 | | 5,753 | | 14,520 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截止的年数
12月31日 | 天然气 |
| 数十亿立方英尺 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 合并总数 | 股权关联公司* | 总计 |
| 开发 | | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | | |
| 2019年底 | 2,601 | | 1,398 | | 3,999 | | 30 | | 697 | | 843 | | 224 | | 5,793 | | 3,898 | | 9,691 | |
| 2020年底 | 1,961 | | 1,051 | | 3,012 | | 74 | | 598 | | 806 | | 224 | | 4,714 | | 3,293 | | 8,007 | |
| 2021年底 | 2,579 | | 3,100 | | 5,679 | | 52 | | 679 | | 688 | | 217 | | 7,315 | | 3,204 | | 10,519 | |
| 2022年底 | 2,474 | | 2,628 | | 5,102 | | 64 | | 641 | | 322 | | 241 | | 6,370 | | 3,974 | | 10,344 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 未开发 | | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | |
| 2019年底 | 87 | | 1,033 | | 1,120 | | 13 | | 199 | | 134 | | — | | 1,466 | | 523 | | 1,989 | |
| 2020年底 | 35 | | 1,049 | | 1,084 | | — | | 227 | | 45 | | — | | 1,356 | | 431 | | 1,787 | |
| 2021年底 | 46 | | 1,558 | | 1,604 | | 53 | | 89 | | 76 | | — | | 1,822 | | 493 | | 2,315 | |
| 2022年底 | 28 | | 2,114 | | 2,142 | | 30 | | 221 | | 4 | | — | | 2,397 | | 1,779 | | 4,176 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
*所有股票关联储备都位于我们的亚太地区/中东地区。
储量表中的天然气产量可能与我们的统计披露中的天然气产量(交付销售)不同，主要是因为上述数量包括生产作业中消耗的天然气。在本报告所述期间，生产业务中消耗的数量并不多。在运营中消耗的净生产价值不反映在净收入和生产费用中，产量也不影响各自的单位指标。
储量包括截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日分别在2416个BCF、2748个BCF和2286个BCF的运营中消耗的天然气。这些数量不包括在我们关于已探明石油和天然气储量的贴现未来净现金流量的标准化计量计算中。
天然气储量按每平方英寸14.65磅绝对温度和60华氏度计算。
截至2022年12月31日的三年中，已探明天然气储量的显著变化包括：
•修订版本：2022年，较低48的上调是由于在544个BCF的非常规业务中进行了额外的开发钻探，109个BCF的价格较高，以及41个BCF的技术修订。由于运营成本增加而减少233个BCF，收购的Concho Permian两流合同继续转换为三流(原油、天然气和天然气液体)，导致BCF减少100个，部分抵消了上述减少额。加拿大的上调是由26 bcf的较高价格推动的，但部分被18 bcf的技术修订所抵消。在欧洲，技术修正贡献了96bcf，价格上涨贡献了12bcf的向上修正。非洲向下修订的主要原因是技术修订。在我们亚太地区/中东的股权联属公司，上调的原因是423 bcf的价格上涨，331 bcf的地区液化天然气现货市场的动态变化和价格改善，以及204 bcf的技术修订，但因60 bcf的运营成本增加而向下修订部分抵消了上调的影响。
2021年，阿拉斯加的上调是由于587bcf的更高价格和128bcf的技术修订。于较低48年度，上调614 bcf是由于价格上涨、277 bcf非常规区块的额外加密钻探及60 bcf的技术修订，但因特定井位的开发时机从498 bcf的非常规区块向下修订，以及先前收购的二叠纪两流合约量转换为412 bcf的三流(原油、天然气及天然气液体)基础而被部分抵销。加拿大的上调是由于29 bcf的价格较高，但因14 bcf的技术修订而向下修订部分抵消了这一影响。在欧洲，上调的主要原因是价格上涨。我们亚太地区/中东综合业务的上调是由于技术修订为76 BCF，但部分被16 BCF的价格修订所抵消。在亚太区/中东地区的股权联属公司，上调是由于124bcf的价格较高，以及123bcf的技术和成本调整。
2020年，阿拉斯加的下调主要是由于价格下降。在低48年度，向下修订372个BCF是由于价格较低，154个BCF是由于非常规勘探的特定油井位置的开发时机，但被87个BCF的技术修订部分抵消。我们在亚太地区/中东的股权联属公司的下调是由于426 BCF的较低价格，但被44 BCF的业绩修订部分抵消。我们亚太地区/中东综合业务的上调是由于88 BCF的技术修订和15 BCF的价格修订所致。
•购买：2022年，在非洲的购买是由于收购了利比亚Waha特许权的额外权益。在我们的股权联属公司中，购买是由于收购了亚太地区的额外联属公司权益。
2021年，较低的48%的购买量是由于对Concho和壳牌二叠纪的收购。
2020年，加拿大的收购是由于收购了更多的蒙特尼种植面积。
•扩展和发现：2022年，下48区的延伸和发现主要在二叠纪盆地的非常规地区。在欧洲，扩展和发现是由于额外的计划开发。我们股权附属公司的扩展和发现主要在中东。
2021年，低48区的扩展和发现是由于计划进行开发，以增加非常规区块中的特定油井位置，这抵消了修订类别中开发计划时间安排造成的减少。在加拿大的扩展和发现主要是由蒙特尼正在进行的钻探成功推动的。
2020年，低48区的扩展和发现是由于计划进行开发，以增加非常规区块中的特定油井位置，这抵消了修订类别中开发计划时间安排造成的减少。在加拿大的扩展和发现主要是由蒙特尼正在进行的钻探成功推动的。
•销售额：2022年，较低的48%销售额代表非核心资产的处置。我们在亚太地区/中东的综合业务的销售代表了我们印尼资产的处置。
2021年，较低的48%销售额代表非核心资产的处置。
2020年，亚太地区/中东地区的销售代表了澳大利亚-西部资产的处置。
| | | | | | | | | | | | | | |
截止的年数
12月31日 | 沥青 |
| 数百万桶石油 |
| 加拿大 | 合并总数 | 股权关联公司* | 总计 |
| 发达与不发达 | | | | |
| 整合运营 | | | | |
| 2019年底 | 282 | | 282 | | — | | 282 | |
| 修订版本 | (15) | | (15) | | — | | (15) | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | |
| 购买 | — | | — | | — | | — | |
| 扩展和发现 | 85 | | 85 | | — | | 85 | |
| 生产 | (20) | | (20) | | — | | (20) | |
| 销售额 | — | | — | | — | | — | |
| 2020年底 | 332 | | 332 | | — | | 332 | |
| 修订版本 | (50) | | (50) | | — | | (50) | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | |
| 购买 | — | | — | | — | | — | |
| 扩展和发现 | — | | — | | — | | — | |
| 生产 | (25) | | (25) | | — | | (25) | |
| 销售额 | — | | — | | — | | — | |
| 2021年底 | 257 | | 257 | | — | | 257 | |
| 修订版本 | (17) | | (17) | | — | | (17) | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | |
| 购买 | — | | — | | — | | — | |
| 扩展和发现 | — | | — | | — | | — | |
| 生产 | (24) | | (24) | | — | | (24) | |
| 销售额 | — | | — | | — | | — | |
| 2022年底 | 216 | | 216 | | — | | 216 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
截止的年数
12月31日 | 沥青 |
| 数百万桶石油 |
| 加拿大 | 合并总数 | 股权关联公司* | 总计 |
| 开发 | | | | |
| 整合运营 | | | | |
| 2019年底 | 187 | | 187 | | — | | 187 | |
| 2020年底 | 117 | | 117 | | — | | 117 | |
| 2021年底 | 150 | | 150 | | — | | 150 | |
| 2022年底 | 127 | | 127 | | — | | 127 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 未开发 | | | | |
| 整合运营 | | | | |
| 2019年底 | 95 | | 95 | | — | | 95 | |
| 2020年底 | 215 | | 215 | | — | | 215 | |
| 2021年底 | 107 | | 107 | | — | | 107 | |
| 2022年底 | 89 | | 89 | | — | | 89 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
*所有股票关联储备都位于我们的亚太地区/中东地区。
在截至2022年12月31日的三年中，已探明沥青储量的显著变化包括：
•修订版本：2022年，可变特许权使用费对价格的影响导致价格向下修正了3000万桶，但被向上修正部分抵消，这主要是由于Surmont开发计划改变了特定垫片位置的开发时间。
2021年，向下修正6400万桶是由于碳税成本的变化，以及由于Surmont开发计划特定垫地开发时机的变化而导致的3900万桶，但被5300万桶的价格向上修正部分抵消。
2020年，加拿大的下调是由于Surmont开发计划中特定PAD位置的开发时机发生了变化，为1200万桶，其余的修订主要与较低的价格有关。
•扩展和发现：2021年，加拿大的扩建和发现主要是由于计划进行开发，以增加Surmont开发计划中的特定焊盘位置，这抵消了修订版类别的减少。
2020年，加拿大的扩建和发现是由于计划进行开发，以增加Surmont开发计划中的特定垫层位置，这抵消了修订类别减少的3100万桶。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截止的年数
12月31日 | 总探明储量 |
| 百万桶油当量 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 合并总数 | 股权关联公司* | 总计 |
| 发达与不发达 | | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | | |
| 2019年底 | 1,779 | | 1,447 | | 3,226 | | 296 | | 360 | | 298 | | 234 | | 4,414 | | 848 | | 5,262 | |
| 修订版本 | (398) | | (226) | | (624) | | (20) | | 12 | | 13 | | (3) | | (622) | | (63) | | (685) | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | — | | 3 | | — | | 3 | | — | | 3 | |
| 购买 | — | | 19 | | 19 | | 10 | | — | | — | | — | | 29 | | — | | 29 | |
| 扩展和发现 | 10 | | 200 | | 210 | | 95 | | — | | — | | — | | 305 | | 13 | | 318 | |
| 生产 | (85) | | (142) | | (227) | | (25) | | (49) | | (55) | | (3) | | (359) | | (73) | | (432) | |
| 销售额 | — | | (25) | | (25) | | (1) | | — | | (10) | | — | | (36) | | — | | (36) | |
| 2020年底 | 1,306 | | 1,273 | | 2,579 | | 355 | | 323 | | 249 | | 228 | | 3,734 | | 725 | | 4,459 | |
| 修订版本 | 322 | | 168 | | 490 | | (45) | | 23 | | 47 | | 6 | | 521 | | 42 | | 563 | |
| 提高了恢复能力 | 1 | | — | | 1 | | — | | — | | — | | — | | 1 | | — | | 1 | |
| 购买 | — | | 1,169 | | 1,169 | | — | | — | | — | | — | | 1,169 | | — | | 1,169 | |
| 扩展和发现 | 10 | | 508 | | 518 | | 15 | | 3 | | 1 | | — | | 537 | | 19 | | 556 | |
| 生产 | (84) | | (289) | | (373) | | (35) | | (50) | | (48) | | (14) | | (520) | | (73) | | (593) | |
| 销售额 | — | | (54) | | (54) | | — | | — | | — | | — | | (54) | | — | | (54) | |
| 2021年底 | 1,555 | | 2,775 | | 4,330 | | 290 | | 299 | | 249 | | 220 | | 5,388 | | 713 | | 6,101 | |
| 修订版本 | (35) | | 292 | | 257 | | (15) | | 52 | | 19 | | (5) | | 308 | | 149 | | 457 | |
| 提高了恢复能力 | — | | — | | — | | — | | — | | 3 | | — | | 3 | | — | | 3 | |
| 购买 | — | | 13 | | 13 | | — | | — | | — | | 50 | | 63 | | 80 | | 143 | |
| 扩展和发现 | 15 | | 414 | | 429 | | 1 | | 26 | | — | | — | | 456 | | 241 | | 697 | |
| 生产 | (85) | | (364) | | (449) | | (31) | | (46) | | (31) | | (15) | | (572) | | (81) | | (653) | |
| 销售额 | — | | (82) | | (82) | | — | | — | | (67) | | — | | (149) | | — | | (149) | |
| 2022年底 | 1,450 | | 3,048 | | 4,498 | | 245 | | 331 | | 173 | | 250 | | 5,497 | | 1,102 | | 6,599 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截止的年数
12月31日 | 总探明储量 |
| 百万桶油当量 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 合并总数 | 股权关联公司* | 总计 |
| 开发 | | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | | |
| 2019年底 | 1,582 | | 666 | | 2,248 | | 197 | | 275 | | 236 | | 218 | | 3,174 | | 761 | | 3,935 | |
| 2020年底 | 1,186 | | 521 | | 1,707 | | 140 | | 238 | | 211 | | 212 | | 2,508 | | 653 | | 3,161 | |
| 2021年底 | 1,424 | | 1,767 | | 3,191 | | 166 | | 244 | | 212 | | 207 | | 4,020 | | 631 | | 4,651 | |
| 2022年底 | 1,357 | | 1,676 | | 3,033 | | 147 | | 240 | | 155 | | 231 | | 3,806 | | 751 | | 4,557 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 未开发 | | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | |
| 2019年底 | 197 | | 781 | | 978 | | 99 | | 85 | | 62 | | 16 | | 1,240 | | 87 | | 1,327 | |
| 2020年底 | 120 | | 752 | | 872 | | 215 | | 85 | | 38 | | 16 | | 1,226 | | 72 | | 1,298 | |
| 2021年底 | 131 | | 1,008 | | 1,139 | | 124 | | 55 | | 37 | | 13 | | 1,368 | | 82 | | 1,450 | |
| 2022年底 | 93 | | 1,372 | | 1,465 | | 98 | | 91 | | 18 | | 19 | | 1,691 | | 351 | | 2,042 | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
*所有股票关联储备都位于我们的亚太地区/中东地区。
天然气储量按6：1的比例转换为桶油当量(BOE)：6 MCF天然气转换为1桶油当量(BOE)。
已探明未开发储量
下表显示了2022年已探明未开发储量总额的变化：
| | | | | |
| 已探明未开发储量 |
| 百万桶油当量 |
| 2021年底 | 1,450 | |
| 修订版本 | 344 | |
| 提高了恢复能力 | 3 | |
| 购买 | 33 | |
| 扩展和发现 | 627 | |
| 销售额 | (24) | |
| 转移到已证实的开发阶段 | (391) | |
| 2022年底 | 2,042 | |
修订主要是由Low 48区发展计划的变化推动的。
扩展和发现在很大程度上是由于在Low 48增加了344 MMBOE，用于继续开发非常规游戏。主要在中东的股权附属公司贡献了241MMBOE。其余的扩展和发现是由其他地理区域计划的继续发展推动的。
转移到已探明的已开发储量是由我们资产的持续发展推动的。大约82%的转会来自我们的Low 48非常规比赛的发展。其余的转移来自其他地理区域的发展。
截至2022年12月31日，我们的PUD占总探明储量的31%，而截至2021年12月31日，这一比例为24%。截至2022年12月31日的一年中，与开发PUD相关的成本为57亿美元。我们每年产生的部分成本与发展项目有关，在这些项目中，PUD将在未来几年转换为已探明的已开发储量。
截至2022年底，大约93%的PUD在首次披露后五年内正在开发或计划开发，包括我们所有较低的48个PUD。其余的PUD位于目前正在生产的主要开发区，主要在我们的加拿大和亚太地区/中东地理区域内。
经营成果
该公司2022年、2021年和2020年石油和天然气活动的运营结果如下表所示。非石油和天然气业务，如管道和海洋业务，液化天然气业务，原油和天然气营销活动，以及我们拥有所有权利益的运输业务的利润要素，都被排除在外。关于操作表中选定行项目的其他信息如下所示：
•销售额包括主要归因于公司净营业权益和特许权使用费权益的对非关联实体的销售。销售额是扣除使用未合并的运输业务将我们生产的碳氢化合物运输到生产功能之外的最终交货点的费用后的净额。
•运输成本反映了使用合并后的运输业务将我们生产的碳氢化合物运输到最终交货点的费用。
•其他收入包括出售资产的损益、购买和销售碳氢化合物产生的某些数额以及其他杂项收入。
•生产成本包括用于生产石油液体和天然气的油井、相关设备和设施的运营和维护费用。
•所得税以外的税种包括生产税、财产税和其他非所得税。
•支助设备的折旧重新归类为适用。
•其他相关费用包括库存波动、外币交易损益和其他杂项费用。
运营结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至的年度
2022年12月31日 | 数百万美元 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 其他
区域 | 总计 |
| 整合运营 | | | | | | | | |
| 销售额 | $ | 7,210 | | 24,309 | | 31,519 | | 1,622 | | 6,594 | | 2,602 | | 1,339 | | — | | 43,676 | |
| 转账 | 6 | | — | | 6 | | — | | — | | — | | — | | — | | 6 | |
| 运输成本 | (647) | | — | | (647) | | — | | — | | — | | — | | — | | (647) | |
| 其他收入 | (1) | | 115 | | 114 | | 338 | | 1 | | 536 | | 184 | | 10 | | 1,183 | |
| 总收入 | 6,568 | | 24,424 | | 30,992 | | 1,960 | | 6,595 | | 3,138 | | 1,523 | | 10 | | 44,218 | |
| 不含税的生产成本 | 1,160 | | 3,600 | | 4,760 | | 581 | | 511 | | 342 | | 55 | | — | | 6,249 | |
| 所得税以外的其他税种 | 1,265 | | 1,687 | | 2,952 | | 21 | | 36 | | 243 | | 2 | | — | | 3,254 | |
| 勘探费 | 34 | | 189 | | 223 | | 149 | | 122 | | 49 | | 19 | | 2 | | 564 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 833 | | 4,843 | | 5,676 | | 354 | | 693 | | 517 | | 36 | | — | | 7,276 | |
| 减值 | 2 | | (11) | | (9) | | (2) | | (1) | | — | | — | | — | | (12) | |
| 其他相关费用 | (19) | | 4 | | (15) | | (41) | | (178) | | 40 | | 5 | | 6 | | (183) | |
| 吸积 | 78 | | 55 | | 133 | | 11 | | 62 | | 25 | | — | | — | | 231 | |
| 3,215 | | 14,057 | | 17,272 | | 887 | | 5,350 | | 1,922 | | 1,406 | | 2 | | 26,839 | |
| 所得税拨备(福利) | 866 | | 3,113 | | 3,979 | | 198 | | 4,057 | | 512 | | 1,301 | | 53 | | 10,100 | |
| 行动的结果 | $ | 2,349 | | 10,944 | | 13,293 | | 689 | | 1,293 | | 1,410 | | 105 | | (51) | | 16,739 | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | | |
| 销售额 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 1,000 | | — | | — | | 1,000 | |
| 转账 | — | | — | | — | | — | | — | | 4,272 | | — | | — | | 4,272 | |
| 运输成本 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 其他收入 | — | | — | | — | | — | | — | | 41 | | — | | — | | 41 | |
| 总收入 | — | | — | | — | | — | | — | | 5,313 | | — | | — | | 5,313 | |
| 不含税的生产成本 | — | | — | | — | | — | | — | | 491 | | — | | — | | 491 | |
| 所得税以外的其他税种 | — | | — | | — | | — | | — | | 1,536 | | — | | — | | 1,536 | |
| 勘探费 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 折旧、损耗和摊销 | — | | — | | — | | — | | — | | 530 | | | | 530 | |
| 减值 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 其他相关费用 | — | | — | | — | | — | | — | | (2) | | — | | — | | (2) | |
| 吸积 | — | | — | | — | | — | | — | | 27 | | — | | — | | 27 | |
| — | | — | | — | | — | | — | | 2,731 | | — | | — | | 2,731 | |
| 所得税拨备(福利) | — | | — | | — | | — | | — | | 836 | | — | | — | | 836 | |
| 行动的结果 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 1,895 | | — | | — | | 1,895 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至的年度
2021年12月31日 | 数百万美元 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 其他
区域 | 总计 |
| 整合运营 | | | | | | | | |
| 销售额 | $ | 4,832 | | 14,093 | | 18,925 | | 1,219 | | 3,568 | | 2,525 | | 917 | | — | | 27,154 | |
| 转账 | 4 | | — | | 4 | | — | | — | | — | | — | | — | | 4 | |
| 运输成本 | (626) | | — | | (626) | | — | | — | | — | | — | | — | | (626) | |
| 其他收入 | 14 | | 135 | | 149 | | 323 | | (5) | | 237 | | 141 | | (161) | | 684 | |
| 总收入 | 4,224 | | 14,228 | | 18,452 | | 1,542 | | 3,563 | | 2,762 | | 1,058 | | (161) | | 27,216 | |
| 不含税的生产成本 | 1,073 | | 2,414 | | 3,487 | | 518 | | 487 | | 466 | | 43 | | — | | 5,001 | |
| 所得税以外的其他税种 | 442 | | 937 | | 1,379 | | 23 | | 36 | | 91 | | 1 | | 1 | | 1,531 | |
| 勘探费 | 80 | | 98 | | 178 | | 39 | | 21 | | 51 | | 2 | | 15 | | 306 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 864 | | 4,053 | | 4,917 | | 383 | | 844 | | 787 | | 35 | | — | | 6,966 | |
| 减值 | 5 | | (8) | | (3) | | 6 | | (24) | | 7 | | — | | — | | (14) | |
| 其他相关费用 | (31) | | 12 | | (19) | | (22) | | (42) | | 4 | | 4 | | 12 | | (63) | |
| 吸积 | 71 | | 47 | | 118 | | 10 | | 70 | | 26 | | — | | — | | 224 | |
| 1,720 | | 6,675 | | 8,395 | | 585 | | 2,171 | | 1,330 | | 973 | | (189) | | 13,265 | |
| 所得税拨备(福利) | 378 | | 1,467 | | 1,845 | | 145 | | 1,673 | | 494 | | 870 | | (53) | | 4,974 | |
| 行动的结果 | $ | 1,342 | | 5,208 | | 6,550 | | 440 | | 498 | | 836 | | 103 | | (136) | | 8,291 | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | | |
| 销售额 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 745 | | — | | — | | 745 | |
| 转账 | — | | — | | — | | — | | — | | 1,797 | | — | | — | | 1,797 | |
| 运输成本 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 其他收入 | — | | — | | — | | — | | — | | 5 | | — | | — | | 5 | |
| 总收入 | — | | — | | — | | — | | — | | 2,547 | | — | | — | | 2,547 | |
| 不含税的生产成本 | — | | — | | — | | — | | — | | 329 | | — | | — | | 329 | |
| 所得税以外的其他税种 | — | | — | | — | | — | | — | | 824 | | — | | — | | 824 | |
| 勘探费 | — | | — | | — | | — | | — | | 268 | | — | | — | | 268 | |
| 折旧、损耗和摊销 | — | | — | | — | | — | | — | | 593 | | | | 593 | |
| 减值 | — | | — | | — | | — | | — | | 718 | | — | | — | | 718 | |
| 其他相关费用 | — | | — | | — | | — | | — | | 3 | | — | | — | | 3 | |
| 吸积 | — | | — | | — | | — | | — | | 17 | | — | | — | | 17 | |
| — | | — | | — | | — | | — | | (205) | | — | | — | | (205) | |
| 所得税拨备(福利) | — | | — | | — | | — | | — | | (42) | | — | | — | | (42) | |
| 行动的结果 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | (163) | | — | | — | | (163) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至的年度
2020年12月31日 | 数百万美元 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 其他
区域 | 总计 |
| 整合运营 | | | | | | | | |
| 销售额 | $ | 2,944 | | 3,421 | | 6,365 | | 230 | | 1,560 | | 1,717 | | 129 | | — | | 10,001 | |
| 转账 | 4 | | — | | 4 | | — | | — | | 191 | | — | | — | | 195 | |
| 运输成本 | (587) | | — | | (587) | | — | | — | | (19) | | — | | — | | (606) | |
| 其他收入 | (1) | | (20) | | (21) | | 40 | | (21) | | 576 | | 11 | | 10 | | 595 | |
| 总收入 | 2,360 | | 3,401 | | 5,761 | | 270 | | 1,539 | | 2,465 | | 140 | | 10 | | 10,185 | |
| 不含税的生产成本 | 1,058 | | 1,399 | | 2,457 | | 366 | | 417 | | 478 | | 21 | | 2 | | 3,741 | |
| 所得税以外的其他税种 | 296 | | 263 | | 559 | | 16 | | 30 | | 42 | | 3 | | 1 | | 651 | |
| 勘探费 | 1,099 | | 73 | | 1,172 | | 40 | | 52 | | 71 | | 13 | | 108 | | 1,456 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 840 | | 2,544 | | 3,384 | | 335 | | 755 | | 808 | | 8 | | — | | 5,290 | |
| 减值 | — | | 804 | | 804 | | 3 | | 5 | | — | | — | | — | | 812 | |
| 其他相关费用 | 46 | | 5 | | 51 | | 5 | | (58) | | (25) | | (29) | | 2 | | (54) | |
| 吸积 | 72 | | 46 | | 118 | | 8 | | 73 | | 33 | | — | | — | | 232 | |
| (1,051) | | (1,733) | | (2,784) | | (503) | | 265 | | 1,058 | | 124 | | (103) | | (1,943) | |
| 所得税拨备(福利) | (271) | | (430) | | (701) | | (191) | | 116 | | 277 | | 88 | | (20) | | (431) | |
| 行动的结果 | $ | (780) | | (1,303) | | (2,083) | | (312) | | 149 | | 781 | | 36 | | (83) | | (1,512) | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | | |
| 销售额 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 483 | | — | | — | | 483 | |
| 转账 | — | | — | | — | | — | | — | | 1,205 | | — | | — | | 1,205 | |
| 运输成本 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 其他收入 | — | | — | | — | | — | | — | | 8 | | — | | — | | 8 | |
| 总收入 | — | | — | | — | | — | | — | | 1,696 | | — | | — | | 1,696 | |
| 不含税的生产成本 | — | | — | | — | | — | | — | | 289 | | — | | — | | 289 | |
| 所得税以外的其他税种 | — | | — | | — | | — | | — | | 502 | | — | | — | | 502 | |
| 勘探费 | — | | — | | — | | — | | — | | 20 | | — | | — | | 20 | |
| 折旧、损耗和摊销 | — | | — | | — | | — | | — | | 569 | | | | 569 | |
| 减值 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 其他相关费用 | — | | — | | — | | — | | — | | (2) | | — | | — | | (2) | |
| 吸积 | — | | — | | — | | — | | — | | 15 | | — | | — | | 15 | |
| — | | — | | — | | — | | — | | 303 | | — | | — | | 303 | |
| 所得税拨备(福利) | — | | — | | — | | — | | — | | 39 | | — | | — | | 39 | |
| 行动的结果 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 264 | | — | | — | | 264 | |
统计数据
| | | | | | | | | | | |
| 净生产量 | 2022 | 2021 | 2020 |
| 每天几千桶 |
| 原油 | | | |
| 整合运营 | | | |
| 阿拉斯加州 | 177 | | 178 | | 181 | |
| 下部48 | 534 | | 447 | | 213 | |
| 美国 | 711 | | 625 | | 394 | |
| 加拿大 | 6 | | 8 | | 6 | |
| 欧洲 | 71 | | 81 | | 78 | |
| 亚太地区 | 61 | | 65 | | 69 | |
| 非洲 | 36 | | 37 | | 8 | |
| 合并后的运营总额 | 885 | | 816 | | 555 | |
| 股权关联公司-亚太地区/中东 | 13 | | 13 | | 13 | |
| 合计公司 | 898 | | 829 | | 568 | |
| 特拉华州盆地地区(下48)* | 258 | | 162 | | 28 | |
| 大普拉德霍区(阿拉斯加)* | 67 | | 67 | | 68 | |
| | | |
| 天然气液体 | | | |
| 整合运营 | | | |
| 阿拉斯加州 | 17 | | 16 | | 16 | |
| 下部48 | 221 | | 110 | | 74 | |
| 美国 | 238 | | 126 | | 90 | |
| 加拿大 | 3 | | 4 | | 2 | |
| 欧洲 | 3 | | 4 | | 4 | |
| 亚太地区 | — | | — | | 1 | |
| 合并后的运营总额 | 244 | | 134 | | 97 | |
| 股权关联公司-亚太地区/中东 | 8 | | 8 | | 8 | |
| 合计公司 | 252 | | 142 | | 105 | |
| 特拉华州盆地地区(下48)* | 114 | | 27 | | 11 | |
| 大普拉德霍区(阿拉斯加)* | 17 | | 16 | | 15 | |
| | | |
| 沥青 | | | |
| 整合运营-加拿大 | 66 | | 69 | | 55 | |
| 合计公司 | 66 | | 69 | | 55 | |
| | | |
| 天然气 | 每天数百万立方英尺 |
| 整合运营 | | | |
| 阿拉斯加州 | 34 | | 16 | | 10 | |
| 下部48 | 1,402 | | 1,340 | | 585 | |
| 美国 | 1,436 | | 1,356 | | 595 | |
| 加拿大 | 61 | | 80 | | 40 | |
| 欧洲 | 306 | | 298 | | 270 | |
| 亚太地区 | 114 | | 360 | | 429 | |
| 非洲 | 22 | | 15 | | 5 | |
| 合并后的运营总额 | 1,939 | | 2,109 | | 1,339 | |
| 股权关联公司-亚太地区/中东 | 1,191 | | 1,053 | | 1,055 | |
| 合计公司 | 3,130 | | 3,162 | | 2,394 | |
| 特拉华州盆地地区(下48)* | 752 | | 584 | | 99 | |
| 大普拉德霍区(阿拉斯加)* | 32 | | 12 | | 4 | |
*截至2022年底和2021年底，下48区的特拉华州盆地地区拥有我们总探明储量的15%以上。截至2021年底和2020年底，阿拉斯加的Greater Prudhoe地区拥有超过15%的已探明储量。
| | | | | | | | | | | |
| 平均销售价格 | 2022 | 2021 | 2020 |
| | | |
| 每桶原油 | | | |
| 整合运营 | | | |
| 阿拉斯加* | $ | 92.58 | | 60.81 | | 33.72 | |
| 下部48 | 94.46 | | 66.12 | | 35.17 | |
| 美国 | 93.96 | | 64.53 | | 34.48 | |
| 加拿大 | 79.94 | | 56.38 | | 23.57 | |
| 欧洲 | 99.88 | | 68.94 | | 42.80 | |
| 亚太地区 | 105.52 | | 70.36 | | 42.84 | |
| 非洲 | 97.85 | | 69.06 | | 48.64 | |
| 国际合计 | 100.75 | | 68.85 | | 42.39 | |
| 合并后的运营总额 | 95.27 | | 65.53 | | 36.69 | |
| 股权关联公司-亚太地区/中东 | 97.31 | | 69.45 | | 39.02 | |
| 总运营量 | 95.30 | | 65.59 | | 36.75 | |
| | | |
| 每桶天然气液体 | | | |
| 整合运营 | | | |
| 下部48 | $ | 35.36 | | 30.63 | | 12.13 | |
| 美国 | 35.36 | | 30.63 | | 12.13 | |
| 加拿大 | 37.70 | | 31.18 | | 5.41 | |
| 欧洲 | 54.52 | | 43.97 | | 23.27 | |
| 亚太地区 | — | | — | | 33.21 | |
| 国际合计 | 46.16 | | 37.50 | | 20.25 | |
| 合并后的运营总额 | 35.67 | | 31.04 | | 12.90 | |
| 股权关联公司-亚太地区/中东 | 61.22 | | 54.16 | | 32.69 | |
| 总运营量 | 36.50 | | 32.45 | | 14.61 | |
| | | |
| 每桶沥青 | | | |
| 整合运营-加拿大 | $ | 55.56 | | 37.52 | | 8.02 ** |
| | | |
| 每千立方英尺天然气 | | | |
| 整合运营 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 3.64 | | 2.81 | | 2.91 | |
| 下部48 | 5.92 | | 4.38 | | 1.65 | |
| 美国 | 5.92 | | 4.38 | | 1.66 | |
| 加拿大 | 3.62 | | 2.54 | | 1.21 | |
| 欧洲 | 35.33 | | 13.75 | | 3.23 | |
| 亚太地区* | 5.84 | | 6.56 | | 5.27 | |
| 非洲 | 6.59 | | 3.73 | | 3.71 | |
| 国际合计 | 23.54 | | 8.91 | | 4.31 | |
| 合并后的运营总额 | 10.56 | | 6.00 | | 3.13 | |
| 股权关联公司-亚太地区/中东 | 9.39 | | 5.31 | | 3.71 | |
| 总运营量 | 10.60 | | 5.77 | | 3.38 | |
*以上阿拉斯加原油和亚太地区天然气的平均销售价格反映了我们拥有所有权权益的运输成本的下降，这些成本是在生产功能结束后发生的。因此，平均销售价格不同于管理层关于财务状况和经营成果的讨论和分析第7项中讨论的价格。
**平均销售价格包括未使用的运输成本。
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2021 | 2020 |
| 每桶油当量的平均生产成本* | | | |
| 整合运营 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 15.89 | | 14.92 | | 14.60 | |
| 下部48 | 9.97 | | 8.48 | | 9.93 | |
| 美国 | 10.97 | | 9.78 | | 11.51 | |
| 加拿大 | 18.73 | | 15.10 | | 14.29 | |
| 欧洲 | 11.20 | | 9.88 | | 8.97 | |
| 亚太地区 | 11.71 | | 10.21 | | 9.26 | |
| 非洲 | 3.77 | | 2.95 | | 6.38 | |
| 国际合计 | 12.36 | | 10.53 | | 10.11 | |
| 合并后的运营总额 | 11.27 | | 9.99 | | 10.99 | |
| 股权关联公司-亚太地区/中东 | 6.14 | | 4.60 | | 4.01 | |
| | | |
| 每桶沥青的平均生产成本 | | | |
| 整合运营-加拿大 | $ | 17.62 | | 13.41 | | 12.45 | |
| | | |
| 每桶石油当量所得税以外的其他税 | | | |
| 整合运营 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 17.33 | | 6.15 | | 4.08 | |
| 下部48 | 4.67 | | 3.29 | | 1.87 | |
| 美国 | 6.80 | | 3.87 | | 2.62 | |
| 加拿大 | 0.68 | | 0.67 | | 0.62 | |
| 欧洲 | 0.79 | | 0.73 | | 0.65 | |
| 亚太地区 | 8.32 | | 1.99 | | 0.81 | |
| 非洲 | 0.14 | | 0.07 | | 0.91 | |
| 国际合计 | 2.51 | | 1.06 | | 0.72 | |
| 合并后的运营总额 | 5.87 | | 3.06 | | 1.91 | |
| 股权关联公司-亚太地区/中东 | 19.22 | | 11.52 | | 6.96 | |
| | | |
| 每桶石油当量的折旧、损耗和摊销 | | | |
| 整合运营 | | | |
| 阿拉斯加州 | $ | 11.41 | | 12.02 | | 11.59 | |
| 下部48 | 13.42 | | 14.24 | | 18.05 | |
| 美国 | 13.08 | | 13.79 | | 15.86 | |
| 加拿大 | 11.41 | | 11.16 | | 13.08 | |
| 欧洲 | 15.19 | | 17.13 | | 16.24 | |
| 亚太地区 | 17.71 | | 17.25 | | 15.66 | |
| 非洲 | 2.47 | | 2.40 | | 2.43 | |
| 国际合计 | 13.28 | | 14.25 | | 15.01 | |
| 合并后的运营总额 | 13.12 | | 13.92 | | 15.54 | |
| 股权关联公司-亚太地区/中东 | 6.63 | | 8.29 | | 7.89 | |
* 包括沥青。
开发和勘探活动
以下两个表格总结了我们在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内对生产和干式勘探和开发井的净兴趣。“开发井”是指在已探明的油藏区域内钻到已知的地层层位深度的井。“探井”是指在未知油田或已探明油田的新油层中发现和生产原油或天然气的井。探井还包括在接近或抵消当前产量的地区，或在井密度或生产历史没有达到统计结果确定性的地区钻探的井。勘探井不包括地层类型的探井，主要涉及位于加拿大的油砂划定井和位于亚太地区/中东的煤层气测试井。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净油井完井 | | | | | | | |
| 多产 | | 干的 |
| 2022 | 2021 | 2020 | | 2022 | 2021 | 2020 |
| 探索性的 | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | |
| 阿拉斯加州 | — | | — | | — | | | — | | 1 | | 3 | |
| 下部48 | 118 | | 87 | | 3 | | | — | | — | | — | |
| 美国 | 118 | | 87 | | 3 | | | — | | 1 | | 3 | |
| 加拿大 | 6 | | 12 | | 23 | | | — | | — | | — | |
| 欧洲 | — | | — | | — | | | 2 | | — | | * |
| 亚太地区/中东 | — | | * | * | | 1 | | * | * |
非洲 | — | | — | | — | | | 3 | | — | | * |
| 其他领域 | — | | — | | — | | | — | | — | | * |
| 合并后的运营总额 | 124 | | 99 | | 26 | | | 6 | | 1 | | 3 | |
| 股权关联公司 | | | | | | | |
| 亚太地区/中东 | * | 3 | | 8 | | | — | | — | | — | |
| 合计股权附属公司 | * | 3 | | 8 | | | — | | — | | — | |
| | | | | | | |
| 发展 | | | | | | | |
整合运营 | | | | | | | |
| 阿拉斯加州 | 11 | | 1 | | 7 | | | — | | — | | — | |
| 下部48 | 388 | | 339 | | 127 | | | — | | — | | — | |
| 美国 | 399 | | 340 | | 134 | | | — | | — | | — | |
| 加拿大 | 11 | | 2 | | — | | | — | | — | | — | |
| 欧洲 | 3 | | 7 | | 7 | | | — | | — | | — | |
| 亚太地区/中东 | 22 | | 21 | | 16 | | | — | | — | | — | |
| 非洲 | 2 | | 1 | | 2 | | | — | | — | | — | |
| 其他领域 | — | | — | | — | | | — | | — | | — | |
| 合并后的运营总额 | 437 | | 371 | | 159 | | | — | | — | | — | |
| 股权关联公司 | | | | | | | |
| 亚太地区/中东 | 28 | | 30 | | 109 | | | — | | — | | — | |
| 合计股权附属公司 | 28 | | 30 | | 109 | | | — | | — | | — | |
*我们的总比例权益不到1。
下表代表了我们在2022年12月31日的钻井状态，包括正在钻井或正在进行中的油井。它还代表总产油井和净生产井，包括生产井和2022年12月31日能够生产的井。
富国银行于2022年12月31日
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 多产 |
| 进行中 | | 油 | | 燃气 |
| 毛收入 | 网络 | | 毛收入 | 网络 | | 毛收入 | 网络 |
| 整合运营 | | | | | | | |
| 阿拉斯加州 | 2 | | 1 | | | 1,591 | | 929 | | | — | | — | |
| 下部48 | 615 | | 300 | | | 13,512 | | 6,382 | | | 3,716 | | 1,767 | |
| 美国 | 617 | | 301 | | | 15,103 | | 7,311 | | | 3,716 | | 1,767 | |
| 加拿大 | 42 | | 30 | | | 192 | | 96 | | | 147 | | 147 | |
| 欧洲 | 22 | | 5 | | | 487 | | 84 | | | 58 | | 2 | |
| 亚太地区/中东 | 4 | | 2 | | | 398 | | 188 | | | 6 | | 2 | |
| 非洲 | 8 | | 2 | | | 869 | | 177 | | | 10 | | 2 | |
| 其他领域 | — | | — | | | — | | — | | | — | | — | |
| 合并后的运营总额 | 693 | | 340 | | | 17,049 | | 7,856 | | | 3,937 | | 1,920 | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | |
| 亚太地区/中东 | 279 | | 39 | | | — | | — | | | 4,989 | | 1,505 | |
| 合计股权附属公司 | 279 | | 39 | | | — | | — | | | 4,989 | | 1,505 | |
2022年12月31日的种植面积
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| 几千英亩 |
| 开发 | | 未开发 |
| 毛收入 | 网络 | | 毛收入 | 网络 |
| 整合运营 | | | | | |
| 阿拉斯加州 | 715 | | 531 | | | 1,261 | | 1,246 | |
| 下部48 | 3,654 | | 2,277 | | | 10,279 | | 8,064 | |
| 美国 | 4,369 | | 2,808 | | | 11,540 | | 9,310 | |
| 加拿大 | 289 | | 219 | | | 3,429 | | 1,944 | |
| 欧洲 | 430 | | 50 | | | 1,195 | | 470 | |
| 亚太地区/中东 | 422 | | 152 | | | 10,451 | | 6,930 | |
| 非洲 | 358 | | 73 | | | 12,545 | | 2,561 | |
| 其他领域 | — | | — | | | 156 | | 125 | |
| 合并后的运营总额 | 5,868 | | 3,302 | | | 39,316 | | 21,340 | |
| 股权关联公司 | | | | | |
| 亚太地区/中东 | 1,045 | | 314 | | | 3,943 | | 1,066 | |
| 合计股权附属公司 | 1,045 | | 314 | | | 3,943 | | 1,066 | |
已招致的费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至的年度
12月31日 | 数百万美元 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 其他
区域 | 总计 |
| 2022 | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | |
| 未经证实的财产取得 | $ | — | | 255 | | 255 | | — | | — | | — | | — | | — | | 255 | |
| 已证实的财产取得 | — | | 249 | | 249 | | — | | — | | — | | 104 | | — | | 353 | |
| — | | 504 | | 504 | | — | | — | | — | | 104 | | — | | 608 | |
| 探索 | 61 | | 1,278 | | 1,339 | | 99 | | 121 | | 59 | | 3 | | 2 | | 1,623 | |
| 发展 | 1,316 | | 4,559 | | 5,875 | | 475 | | 711 | | 425 | | 4 | | — | | 7,490 | |
| $ | 1,377 | | 6,341 | | 7,718 | | 574 | | 832 | | 484 | | 111 | | 2 | | 9,721 | |
| | | | | | | | | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | | |
| 未经证实的财产取得 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 已证实的财产取得 | — | | — | | — | | — | | — | | 881 | | — | | — | | 881 | |
| — | | — | | — | | — | | — | | 881 | | — | | — | | 881 | |
| 探索 | — | | — | | — | | — | | — | | 25 | | — | | — | | 25 | |
| 发展 | — | | — | | — | | — | | — | | 244 | | — | | — | | 244 | |
| $ | — | | — | | — | | — | | — | | 1,150 | | — | | — | | 1,150 | |
| | | | | | | | | |
| 2021 | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | |
| 未经证实的财产取得 | $ | 1 | | 11,261 | | 11,262 | | 4 | | — | | — | | — | | — | | 11,266 | |
| 已证实的财产取得 | — | | 16,101 | | 16,101 | | 1 | | — | | — | | — | | — | | 16,102 | |
| 1 | | 27,362 | | 27,363 | | 5 | | — | | — | | — | | — | | 27,368 | |
| 探索 | 84 | | 765 | | 849 | | 80 | | 31 | | 51 | | 2 | | 40 | | 1,053 | |
| 发展 | 949 | | 2,461 | | 3,410 | | 175 | | 398 | | 433 | | 24 | | — | | 4,440 | |
| $ | 1,034 | | 30,588 | | 31,622 | | 260 | | 429 | | 484 | | 26 | | 40 | | 32,861 | |
| | | | | | | | | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | | |
| 未经证实的财产取得 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 已证实的财产取得 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 探索 | — | | — | | — | | — | | — | | 5 | | — | | — | | 5 | |
| 发展 | — | | — | | — | | — | | — | | 21 | | — | | — | | 21 | |
| $ | — | | — | | — | | — | | — | | 26 | | — | | — | | 26 | |
| | | | | | | | | |
| 2020 | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | |
| 未经证实的财产取得 | $ | 4 | | 10 | | 14 | | 378 | | — | | 3 | | — | | 9 | | 404 | |
| 已证实的财产取得 | — | | 62 | | 62 | | 129 | | — | | — | | — | | — | | 191 | |
| 4 | | 72 | | 76 | | 507 | | — | | 3 | | — | | 9 | | 595 | |
| 探索 | 287 | | 116 | | 403 | | 218 | | 110 | | 32 | | 4 | | 38 | | 805 | |
| 发展 | 745 | | 1,758 | | 2,503 | | 102 | | 451 | | 427 | | 18 | | — | | 3,501 | |
| $ | 1,036 | | 1,946 | | 2,982 | | 827 | | 561 | | 462 | | 22 | | 47 | | 4,901 | |
| | | | | | | | | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | | |
| 未经证实的财产取得 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 已证实的财产取得 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | |
| 探索 | — | | — | | — | | — | | — | | 12 | | — | | — | | 12 | |
| 发展 | — | | — | | — | | — | | — | | 282 | | — | | — | | 282 | |
| $ | — | | — | | — | | — | | — | | 294 | | — | | — | | 294 | |
资本化成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 数百万美元 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 其他
区域 | 总计 |
| 2022 | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | |
| 已证明的性质 | $ | 24,041 | | 62,756 | | 86,797 | | 7,487 | | 13,716 | | 10,534 | | 1,075 | | — | | 119,609 | |
| 未经证实的财产 | 589 | | 5,145 | | 5,734 | | 1,291 | | 100 | | 93 | | 98 | | 9 | | 7,325 | |
| 24,630 | | 67,901 | | 92,531 | | 8,778 | | 13,816 | | 10,627 | | 1,173 | | 9 | | 126,934 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | 11,906 | | 31,455 | | 43,361 | | 2,927 | | 9,774 | | 7,970 | | 458 | | 9 | | 64,499 | |
| $ | 12,724 | | 36,446 | | 49,170 | | 5,851 | | 4,042 | | 2,657 | | 715 | | — | | 62,435 | |
| | | | | | | | | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | | |
| 已证明的性质 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 10,823 | | — | | — | | 10,823 | |
| 未经证实的财产 | — | | — | | — | | — | | — | | 2,162 | | — | | — | | 2,162 | |
| — | | — | | — | | — | | — | | 12,985 | | — | | — | | 12,985 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | — | | — | | — | | — | | — | | 8,400 | | — | | — | | 8,400 | |
| $ | — | | — | | — | | — | | — | | 4,585 | | — | | — | | 4,585 | |
| | | | | | | | | |
| 2021 | | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | | |
| 已证明的性质 | $ | 22,750 | | 58,561 | | 81,311 | | 7,380 | | 14,514 | | 12,226 | | 966 | | — | | 116,397 | |
| 未经证实的财产 | 1,402 | | 7,704 | | 9,106 | | 1,517 | | 155 | | 92 | | 114 | | 9 | | 10,993 | |
| 24,152 | | 66,265 | | 90,417 | | 8,897 | | 14,669 | | 12,318 | | 1,080 | | 9 | | 127,390 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | 11,945 | | 29,975 | | 41,920 | | 2,749 | | 10,166 | | 9,240 | | 422 | | 9 | | 64,506 | |
| $ | 12,207 | | 36,290 | | 48,497 | | 6,148 | | 4,503 | | 3,078 | | 658 | | — | | 62,884 | |
| | | | | | | | | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | | |
| 已证明的性质 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 10,357 | | — | | — | | 10,357 | |
| 未经证实的财产 | — | | — | | — | | — | | — | | 2,162 | | — | | — | | 2,162 | |
| — | | — | | — | | — | | — | | 12,519 | | — | | — | | 12,519 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | — | | — | | — | | — | | — | | 8,539 | | — | | — | | 8,539 | |
| $ | — | | — | | — | | — | | — | | 3,980 | | — | | — | | 3,980 | |
与探明油气储量相关的未来现金流贴现标准化计量
根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会的要求，使用12个月平均价格(仅根据现有合同条款进行调整)和年终成本、适当的法定税率和规定的10%的贴现率来计算金额。12个月平均价格按报告所述期间结束前12个月内每个月的每月首日价格的未加权算术平均值计算。在所有年份，假定年终经济状况将持续下去。这些计算是基于对已探明储量的估计，随着时间的推移，随着新数据的出现，这些估计会进行修正。未来可能探明的可能储量没有考虑在内。计算还需要对已探明储量未来生产的时间以及未来开发成本(包括拆除)和未来生产成本(包括所得税以外的税收)的时间和金额做出假设。
虽然我们在编制时已适当小心，但我们并不表示该数据是我们的石油及天然气资产的公允价值，或对将从其开发及生产中获得的现金流现值的公平估计。
贴现未来净现金流。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 总计 |
| 2022 | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | 94,332 | | 195,605 | | 289,937 | | 13,768 | | 44,942 | | 13,458 | | 27,067 | | 389,172 | |
| 更少： | | | | | | | | |
| 未来生产成本 | 47,979 | | 63,987 | | 111,966 | | 5,722 | | 7,559 | | 5,582 | | 1,085 | | 131,914 | |
| 未来开发成本 | 8,501 | | 21,379 | | 29,880 | | 960 | | 4,378 | | 1,159 | | 531 | | 36,908 | |
| 未来所得税规定 | 8,882 | | 23,136 | | 32,018 | | 863 | | 25,416 | | 1,780 | | 23,615 | | 83,692 | |
| 未来净现金流 | 28,970 | | 87,103 | | 116,073 | | 6,223 | | 7,589 | | 4,937 | | 1,836 | | 136,658 | |
| 9%的年折扣 | 13,733 | | 31,191 | | 44,924 | | 1,936 | | 1,827 | | 1,505 | | 746 | | 50,938 | |
| 贴现未来净现金流量 | $ | 15,237 | | 55,912 | | 71,149 | | 4,287 | | 5,762 | | 3,432 | | 1,090 | | 85,720 | |
| | | | | | | | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 87,644 | | — | | 87,644 | |
| 更少： | | | — | | | | | | |
| 未来生产成本 | — | | — | | — | | — | | — | | 51,912 | | — | | 51,912 | |
| 未来开发成本 | — | | — | | — | | — | | — | | 2,685 | | — | | 2,685 | |
| 未来所得税规定 | — | | — | | — | | — | | — | | 8,988 | | — | | 8,988 | |
| 未来净现金流 | — | | — | | — | | — | | — | | 24,059 | | — | | 24,059 | |
| 9%的年折扣 | — | | — | | — | | — | | — | | 10,787 | | — | | 10,787 | |
| 贴现未来净现金流量 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 13,272 | | — | | 13,272 | |
| | | | | | | | |
| 合计公司 | | | | | | | | |
| 贴现未来净现金流量 | $ | 15,237 | | 55,912 | | 71,149 | | 4,287 | | 5,762 | | 16,704 | | 1,090 | | 98,992 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 总计 |
| 2021 | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | 65,910 | | 125,197 | | 191,107 | | 10,847 | | 21,670 | | 11,583 | | 15,778 | | 250,985 | |
| 更少： | | | | | | | | |
| 未来生产成本 | 34,444 | | 43,034 | | 77,478 | | 4,960 | | 6,090 | | 4,987 | | 801 | | 94,316 | |
| 未来开发成本 | 8,033 | | 13,386 | | 21,419 | | 923 | | 3,960 | | 1,314 | | 413 | | 28,029 | |
| 未来所得税规定 | 5,310 | | 13,167 | | 18,477 | | 117 | | 8,345 | | 1,542 | | 13,506 | | 41,987 | |
| 未来净现金流 | 18,123 | | 55,610 | | 73,733 | | 4,847 | | 3,275 | | 3,740 | | 1,058 | | 86,653 | |
| 9%的年折扣 | 7,963 | | 22,290 | | 30,253 | | 1,639 | | 696 | | 930 | | 440 | | 33,958 | |
| 贴现未来净现金流量 | $ | 10,160 | | 33,320 | | 43,480 | | 3,208 | | 2,579 | | 2,810 | | 618 | | 52,695 | |
| | | | | | | | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 27,851 | | — | | 27,851 | |
| 更少： | | | — | | | | | | |
| 未来生产成本 | — | | — | | — | | — | | — | | 15,491 | | — | | 15,491 | |
| 未来开发成本 | — | | — | | — | | — | | — | | 1,649 | | — | | 1,649 | |
| 未来所得税规定 | — | | — | | — | | — | | — | | 3,071 | | — | | 3,071 | |
| 未来净现金流 | — | | — | | — | | — | | — | | 7,640 | | — | | 7,640 | |
| 9%的年折扣 | — | | — | | — | | — | | — | | 2,640 | | — | | 2,640 | |
| 贴现未来净现金流量 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 5,000 | | — | | 5,000 | |
| | | | | | | | |
| 合计公司 | | | | | | | | |
| 贴现未来净现金流量 | $ | 10,160 | | 33,320 | | 43,480 | | 3,208 | | 2,579 | | 7,810 | | 618 | | 57,695 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 阿拉斯加州 | 更低的位置
48 | 总计
美国 | 加拿大 | 欧洲 | 亚太地区/
中东 | 非洲 | 总计 |
| 2020 | | | | | | | | |
| 整合运营 | | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | 30,145 | | 31,533 | | 61,678 | | 4,198 | | 9,857 | | 7,940 | | 9,997 | | 93,670 | |
| 更少： | | | | | | | | |
| 未来生产成本 | 22,905 | | 17,582 | | 40,487 | | 4,316 | | 4,770 | | 3,838 | | 1,277 | | 54,688 | |
| 未来开发成本 | 7,932 | | 12,799 | | 20,731 | | 750 | | 3,688 | | 1,289 | | 461 | | 26,919 | |
| 未来所得税规定 | — | | 376 | | 376 | | — | | 267 | | 1,075 | | 7,571 | | 9,289 | |
| 未来净现金流 | (692) | | 776 | | 84 | | (868) | | 1,132 | | 1,738 | | 688 | | 2,774 | |
| 9%的年折扣 | (1,501) | | (820) | | (2,321) | | (396) | | 117 | | 406 | | 294 | | (1,900) | |
| 贴现未来净现金流量 | $ | 809 | | 1,596 | | 2,405 | | (472) | | 1,015 | | 1,332 | | 394 | | 4,674 | |
| | | | | | | | |
| 股权关联公司 | | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 17,284 | | — | | 17,284 | |
| 更少： | | | | | | | | |
| 未来生产成本 | — | | — | | — | | — | | — | | 10,239 | | — | | 10,239 | |
| 未来开发成本 | — | | — | | — | | — | | — | | 1,186 | | — | | 1,186 | |
| 未来所得税规定 | — | | — | | — | | — | | — | | 1,728 | | — | | 1,728 | |
| 未来净现金流 | — | | — | | — | | — | | — | | 4,131 | | — | | 4,131 | |
| 9%的年折扣 | — | | — | | — | | — | | — | | 1,269 | | — | | 1,269 | |
| 贴现未来净现金流量 | $ | — | | — | | — | | — | | — | | 2,862 | | — | | 2,862 | |
| | | | | | | | |
| 合计公司 | | | | | | | | |
| 贴现未来净现金流量 | $ | 809 | | $ | 1,596 | | $ | 2,405 | | $ | (472) | | $ | 1,015 | | $ | 4,194 | | $ | 394 | | $ | 7,536 | |
*截至2020年12月31日的一年，与加拿大已探明石油和天然气储量相关的未贴现未来现金流量为负值，这是因为在计算贴现未来现金流量的标准化计量时包括了资产报废成本和某些间接成本。这些成本不需要包括在S-X规则4-10规定的已探明开发储量的经济极限测试中。加拿大未来的净现金流也受到2020年沥青和原油12个月平均定价下降的影响。自那以后，大宗商品价格在当前环境下有所改善。
贴现未来净现金流的变化来源：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 整合运营 | | 股权关联公司 | | 公司总数 |
| 2022 | 2021 | 2020 | | 2022 | 2021 | 2020 | | 2022 | 2021 | 2020 |
| 年初贴现的未来现金流量净额 | $ | 52,695 | | $ | 4,674 | | 27,372 | | | $ | 5,000 | | 2,862 | | 7,170 | | | $ | 57,695 | | 7,536 | | 34,542 | |
| 年内的变动 | | | | | | | | | | | |
| 本年度收入减去生产成本 | (33,532) | | (20,000) | | (5,198) | | | (3,245) | | (1,389) | | (897) | | | (36,777) | | (21,389) | | (6,095) | |
| 价格和生产成本的净变动 | 61,902 | | 50,956 | | (34,307) | | | 8,184 | | 3,822 | | (4,769) | | | 70,086 | | 54,778 | | (39,076) | |
| 延期、发现和提高采收率，减去未来估计费用 | 7,882 | | 10,420 | | 887 | | | 1,472 | | (44) | | 22 | | | 9,354 | | 10,376 | | 909 | |
| 当年开发费用 | 6,687 | | 4,396 | | 3,593 | | | 272 | | 91 | | 192 | | | 6,959 | | 4,487 | | 3,785 | |
| 未来开发费用估计数的变化 | (4,088) | | (33) | | 754 | | | 189 | | (104) | | (205) | | | (3,899) | | (137) | | 549 | |
| 购买现有储备，减去估计未来费用 | 3,353 | | 17,833 | | 1 | | | 1,282 | | — | | (3) | | | 4,635 | | 17,833 | | (2) | |
| 出售现有储备，减去估计未来费用 | (3,847) | | (468) | | (302) | | | — | | — | | — | | | (3,847) | | (468) | | (302) | |
| 对先前数量估计数的修订 | 13,080 | | 2,985 | | (2,299) | | | 2,193 | | 178 | | (42) | | | 15,273 | | 3,163 | | (2,341) | |
| 折扣的增加 | 7,021 | | 964 | | 3,984 | | | 616 | | 344 | | 804 | | | 7,637 | | 1,308 | | 4,788 | |
| 所得税净变动 | (25,433) | | (19,032) | | 10,189 | | | (2,691) | | (760) | | 590 | | | (28,124) | | (19,792) | | 10,779 | |
| 总更改数 | 33,025 | | 48,021 | | (22,698) | | | 8,272 | | 2,138 | | (4,308) | | | 41,297 | | 50,159 | | (27,006) | |
| 年终贴现的未来净现金流量 | $ | 85,720 | | $ | 52,695 | | 4,674 | | | $ | 13,272 | | 5,000 | | 2,862 | | | $ | 98,992 | | 57,695 | | 7,536 | |
•价格和生产成本的净变化是年储量-生产预测的净变化乘以单位销售价格和生产成本的净年度变化，以10%贴现。
•现有储量的购买和销售，以及扩展，发现和提高采收率，是使用年内适用储量数量的生产预测乘以12个月平均销售价格，减去未来估计成本，以10%贴现计算的。
•对先前数量估计的修订是使用本年度生产预测变化（包括生产时间的变化）乘以12个月平均销售价格，减去未来估计成本，按10%贴现计算的。
•贴现的增加是上一年贴现的未来现金流入的10%，减去未来的生产和开发成本。
•所得税变动净额为贴现未来所得税拨备之年度变动。
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
我们维持披露控制和程序，旨在确保我们根据1934年修订的《证券交易法》(该法案)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指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并积累此类信息并将其传达给管理层，包括我们的主要高管和主要财务官，以便及时做出有关要求披露的决定。截至2022年12月31日，在我们管理层的参与下，我们的董事长兼首席执行官(首席执行官)、执行副总裁总裁和首席财务官(首席财务官)根据法案第13a-15(B)条对康菲石油的披露控制和程序(定义见法案第13a-15(E)条)进行了评估。基于这一评估，我们的董事长兼首席执行官、执行副总裁总裁和首席财务官得出结论，截至2022年12月31日，我们的披露控制程序有效运行。
在本报告所述期间，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响，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，这一变化定义见法案第13a-15(F)条的定义。
管理层财务报告内部控制年度报告
本报告包含在第页的项目8中 69并以引用的方式并入本文。
独立注册会计师事务所报告
本报告包含在第页的项目8中 70并以引用的方式并入本文。
项目9B。其他信息
没有。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
有关本公司行政人员的资料载于本报告第I部分第页28.
董事和员工的商业道德和行为准则
我们为董事和员工制定了商业道德和行为守则(道德守则)，包括我们的首席执行官、首席财务官、首席会计官和执行类似职能的人员。我们已在我们的互联网网站的“企业管治”部分张贴了一份道德守则，网址为Www.conocophillips.com(在投资者>公司治理部分). 任何对道德准则的豁免都必须事先得到我们全体董事会的批准。对道德守则的任何修订或豁免适用于我们的高管和董事，都将张贴在我们互联网网站的“公司治理”部分。
第三部分第10项要求的所有其他信息将包括在我们关于2023年股东年会的委托书中，该委托书将根据第14A条于2023年4月30日或之前提交，并通过引用并入本文。*
项目11.高管薪酬
第三部分第11项要求的信息将包括在我们关于2023年股东年会的委托书中，该委托书将根据第14A条于2023年4月30日或之前提交，并通过引用并入本文。*
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
第三部分第12项要求的信息将包括在我们关于2023年股东年会的委托书中，该委托书将根据第14A条于2023年4月30日或之前提交，并通过引用并入本文。*
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性
第三部分第13项要求的信息将包括在我们关于2023年股东年会的委托书中，该委托书将根据第14A条于2023年4月30日或之前提交，并通过引用并入本文。*
项目14.主要会计费用和服务
第三部分第14项要求的信息将包括在我们关于2023年股东年会的委托书中，该委托书将根据第14A条于2023年4月30日或之前提交，并通过引用并入本文。*
_________________________
*除本文第10至14项特别引用的信息或数据外，我们2023年委托书中出现的其他信息和数据不被视为本年度报告的10-K表格的一部分，也不被视为作为本报告的一部分提交给委员会。
第IV部
项目15.物证、财务报表附表
(a)1. 财务报表和补充数据
财务报表索引中所列的财务报表和补充资料，见第页 68，作为本年度报告的一部分提交。
2. 财务报表明细表
所有财务报表附表都被省略，因为它们不是必需的、不重要的、不适用的，或者信息显示在另一个附表、财务报表或合并财务报表附注中。
3. 陈列品
展品索引中列出的展品，出现在页面上163至167，作为本年度报告的一部分提交。
康菲石油
展品索引
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 以引用方式并入 |
展品
不是的。 | 描述 | 展品 | 表格 | 文件编号 |
| 2.1 | 康菲石油和菲利普斯66的分居和分配协议，日期为2012年4月26日。 | 2.1 | 8-K | 001-32395 |
| | | | |
| 2.2†‡ | 购销协议，日期为2017年3月29日，由康菲石油公司、康菲石油加拿大资源公司、康菲石油加拿大能源合伙公司、康菲石油加拿大西部合伙公司、康菲石油加拿大(BRC)合伙公司、康菲石油加拿大E&P ULC公司和Cenovus Energy Inc.签订。 | 2.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 2.3†‡ | 康菲石油公司、康菲石油加拿大资源公司、康菲石油加拿大能源合伙公司、康菲石油加拿大西部合伙公司、康菲石油加拿大(BRC)合伙公司、康菲石油加拿大E&P ULC公司和Cenovus Energy Inc.之间的资产买卖协议修订协议，日期为2017年5月16日。 | 2.2 | 8-K | 001-32395 |
| | | | |
| 2.4 | 康菲石油、猎鹰合并子公司和Concho Resources Inc.之间的合并协议和计划，日期为2020年10月18日。 | 2.1 | 8-K | 001-32395 |
| | | | |
| 3.1 | 公司注册证书的修订和重订。 | 3.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 3.2 | 康菲石油A系列初级参与优先股指定证书。 | 3.2 | 8-K | 000-49987 |
| | | | |
| 3.3 | 修改、重新制定的《康菲石油附例》，自2015年10月9日起修改、重述。 | 3.1 | 8-K | 001-32395 |
| | | | |
| 3.4 | 重报《康菲石油公司注册证书》，日期为2019年2月6日。 | 3.4 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 康菲石油及其附属公司为多项债务工具的当事人，根据该等工具授权的证券总额不超过康菲石油及其附属公司在综合基础上总资产的10%。根据S-K法规第601(B)项第4(Iii)(A)款，康菲石油同意应要求向美国证券交易委员会提供此类文书的副本。 | | | |
| | | | |
| 4.1 | 注册人的证券描述。 | 4.1 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.1 | 康菲石油公司和菲利普斯之间的赔偿和释放协议66，2012年4月26日。 | 10.1 | 8-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.2 | ConocoPhillips和Phillips之间的知识产权转让和许可协议66，日期为2012年4月26日。 | 10.2 | 8-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.3 | 康菲石油与菲利普斯之间的税收分享协议66，日期为2012年4月26日。 | 10.3 | 8-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.4 | 2012年4月12日，康菲石油与菲利普斯66签订的《员工事宜协议》。 | 10.4 | 8-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.5.1 | 1999年12月17日的拉比信托协议。 | 10.11 | 10-K | 001-14521 |
| | | | |
| 10.5.2 | 2002年2月25日拉比信托协议修正案。 | 10.39.1 | 10-K | 000-49987 |
| | | | |
| 10.6.1 | 菲利普斯石油公司授予人信托协议，日期为1998年6月1日。 | 10.17.3 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.6.2 | 1999年5月3日菲利普斯石油公司授予人信托协议下的信托协议第一修正案。 | 10.17.4 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 10.6.3 | 2002年1月15日菲利普斯石油公司授予人信托协议下的信托协议第二修正案。 | 10.17.5 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.6.4 | 2006年10月5日菲利普斯石油公司授予人信托协议下的信托协议第三修正案。 | 10.17.6 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.6.5 | 《康菲石油股份有限公司设保人信托协议第四修正案》，日期为2012年5月1日。 | 10.17.7 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.6.6 | 2015年5月20日《康菲石油公司设保人信托协议第五修正案》。 | 10.17.8 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.7.1 | 康菲石油非雇员董事递延薪酬信托协议的继任受托人协议日期为2020年7月31日。 | 10.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.7.2 | 《康菲石油非雇员董事递延报酬信托协议继任信托协议第一修正案》，日期为2020年8月4日。 | 10.2 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.8 | 1986年菲利普斯石油公司股票计划。 | 10.11 | 10-K | 004-49987 |
| | | | |
| 10.9 | 1990年菲利普斯石油公司股票计划。 | 10.12 | 10-K | 004-49987 |
| | | | |
| 10.10 | 菲利普斯石油公司的综合证券计划。 | 10.19 | 10-K | 004-49987 |
| | | | |
| 10.11 | 2002年菲利普斯石油公司的综合证券计划。 | 10.26 | 10-K | 000-49987 |
| | | | |
| 10.12.1 | 2004年康菲石油总结性股票与业绩激励计划。 | 附表14A | 代理 | 000-49987 |
| | | | |
| 10.12.2 | 康菲石油2004年度综合股权与绩效激励计划绩效股计划下的绩效股单位奖励协议格式。 | 10.27 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.13 | 2007年12月7日通过的对康菲石油部分员工福利计划的综合修正案。 | 10.30 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.14 | 2009年康菲石油总结性股权与业绩激励计划。 | 附表14A | 代理 | 001-32395 |
| | | | |
| 10.15.1 | 2011年康菲石油总结性股权与业绩激励计划。 | 附表14A | 代理 | 001-32395 |
| | | | |
| 10.15.2 | 2012年2月9日生效的康菲石油2011年综合股票与业绩激励计划下的股票期权和股票增值权计划下的股票期权奖励协议格式。 | 10 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.15.3 | 康菲石油于二零一三年二月五日公布的二零一一年总括股票及业绩激励计划的限制性股票计划下的业绩单位协议表格。 | 10.26.6 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.15.4 | 2013年2月5日，康菲石油2011年综合股票和业绩激励计划下的股票期权和股票增值权计划下的股票期权奖励协议的格式。 | 10.26.9 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.15.5 | 关键员工奖励协议，作为康菲石油股票期权计划的一部分，根据2014年2月18日的康菲石油2011年综合股票和业绩激励计划授予。 | 10.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.15.6 | 业绩第九期奖励协议格式，作为康菲石油于二零一四年二月十八日根据康菲石油2011年综合股票及业绩激励计划授予的业绩股份计划的一部分。 | 10.3 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.15.7 | 绩效X期奖励协议的形式，作为康菲石油绩效股票计划的一部分，该计划是根据2014年2月18日康菲石油2011年综合股票和绩效激励计划授予的。 | 10.5 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 10.15.8 | 康菲石油2011年综合股权与业绩激励计划奖励协议格式，日期为2014年3月31日。 | 10.11 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.16.1 | 康菲石油2014年度总结性股权与业绩激励计划。 | 10.1 | 8-K | 001-32395 |
| | | | |
10.16.2 | 关键员工奖励协议书，作为康菲石油股票期权计划的一部分，根据2016年2月16日发布的2014年康菲石油综合股票和业绩激励计划授予。 | 10.26.12 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.16.3 | 绩效股奖励条款及条件表第18期绩效股奖励条款及条件，作为2018年2月13日根据康菲石油2014年综合股票及绩效激励计划授予的康菲石油绩效股计划的一部分。 | 10.26.24 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.16.4 | 关键员工奖励条款和条件，作为康菲石油股票期权计划的一部分，根据2017年2月14日发布的2014年康菲石油综合股票和业绩激励计划授予。 | 10.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.16.5 | 关键员工奖励条款和条件，作为康菲石油限制性股票计划的一部分，根据2019年2月14日发布的康菲石油2014年综合股票和业绩激励计划授予。 | 10.27.16 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.16.6 | 关键员工奖励条款和条件，作为康菲石油目标可变长期激励计划的一部分，根据2019年9月23日发布的康菲石油2014年综合股票和业绩激励计划授予。 | 10.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.16.7 | 保留奖励条款和条件，作为受限股票单位奖励的一部分，根据康菲石油2014年综合股票和业绩激励计划授予。 | 10.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.16.8 | 康菲石油于2021年1月15日颁布的《2014年总括股权及业绩激励计划》下的奖励奖励金协议书格式。 | 10.3 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.16.9 | 关键员工奖励条款和条件，作为康菲石油目标可变长期激励计划的一部分，根据2022年8月1日康菲石油2014年综合股票和业绩激励计划授予。 | 10.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.16.10 | 执行限制性股票奖励条款和条件，作为康菲石油执行限制性股票计划的一部分，根据康菲石油于2020年2月11日发布的2014年综合股票和业绩激励计划授予。 | 10.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.17 | 于2020年1月1日修订并重新制定康菲石油关键员工补充退休计划。 | 10.10.1 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.18.1 | 修改和重新制定《康菲石油确定贡献补充计划》--第一章，日期为2020年1月1日。 | 10.11.1 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.18.2 | 修改和重新制定《康菲石油确定贡献补充计划》--标题二，日期为2020年1月1日。 | 10.11.2 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.19 | 康菲石油公司退休缴费补缴计划，日期为2018年12月28日。 | 10.39 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.20.1 | 修订并重新修订了《康菲石油关键员工递延薪酬计划》--第一章，日期为2020年1月1日。 | 10.19.1 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.20.2 | 修订并重新修订了《康菲石油关键员工递延薪酬计划》--标题二，日期为2020年1月1日。 | 10.19.2 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.20.3* | 康菲石油关键员工滞纳金计划修正案一--标题二 | | | |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 10.20.4* | 康菲石油关键员工滞纳金计划第二修正案--标题二 | | | |
| | | | |
| 10.21.1 | 康菲石油公司关键员工变更控制离职计划的修订和重述，2014年1月1日生效。 | 10.21 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.21.2 | 康菲石油公司关键员工控制权变更离职计划的修订和重述，2021年12月2日生效。 | 10.20.1 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.22 | 非雇员董事限制性股票单位条款和条件表格，作为康菲石油非雇员董事递延薪酬计划的一部分，日期为2016年1月15日。 | 10.3 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.23 | 康菲石油公司非雇员董事递延薪酬计划。 | 10.17 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.24.1 | 康菲石油董事慈善捐赠计划。 | 10.40 | 10-K | 000-49987 |
| | | | |
| 10.24.2 | 康菲石油董事慈善捐赠计划第一和第二修正案。 | 10 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.25 | 修订并重述了409 A附件，以康菲石油公司的不合格递延补偿安排，日期为2020年1月1日。 | 10.27 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.26 | 康菲石油公司于2012年10月3日发布的回补政策。 | 10.3 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.27 | 康菲石油高管离职计划的修订和重述，日期为2021年12月2日 | 10.47 | 10-K | 001-32395 |
| | | | |
| 10.28 | 伯灵顿资源公司的修正和重述。管理补充福利计划，日期为2012年4月19日。 | 10.9 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.29 | 壳牌企业有限责任公司和康菲石油公司签订的买卖协议，日期为2021年9月20日。 | 10.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.30 | 关于马修·J·福克斯的赔偿决议，日期为2021年4月8日。 | 10.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.31 | 若干行政人员与康菲石油于2021年6月21日订立的飞机分时租赁协议格式。 | 10.2 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| 10.32 | 与Timothy A的协议Leach，2022年4月28日。 | 10.1 | 10-Q | 001-32395 |
| | | | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 21* | 康菲石油子公司一览表。 | | | |
| | | | |
| 22* | 担保证券的附属担保人。 | | | |
| | | | |
| 23.1* | 安永律师事务所同意。 | | | |
| | | | |
| 23.2* | 德戈莱尔和麦克诺顿的同意。 | | | |
| | | | |
| 31.1* | 根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)条颁发首席执行官证书。 | | | |
| | | | |
| 31.2* | 根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)条对首席财务官进行认证。 | | | |
| | | | |
| 32* | 根据《美国法典》第18编第1350条进行的认证。 | | | |
| | | | |
| 99* | DeGolyer和MacNaughton的报告。 | | | |
| | | | |
| 101.INS* | 内联XBRL实例文档。 | | | |
| | | | |
| 101.Sch* | 内联XBRL架构文档。 | | | |
| | | | |
| 101.卡尔* | 内联XBRL计算链接库文档。 | | | |
| | | | |
| 101.定义* | 内联XBRL定义Linkbase文档。 | | | |
| | | | |
| 101.实验所* | 内联XBRL标签Linkbase文档。 | | | |
| | | | |
| 101.前期* | 内联XBRL演示文稿Linkbase文档。 | | | |
| | | | |
| 104* | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
*现送交存档。
†根据S-K法规第601(B)(2)项，本展品的附表已被省略。康菲石油同意应要求向美国证券交易委员会提供本展品中遗漏的任何时间表的副本。
‡康菲石油此前曾根据修订后的1934年证券交易法第24b-2条对本展品的某些部分进行保密处理。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | |
| 康菲石油 |
| |
| |
| |
| 2023年2月16日 | /S/瑞安·M·兰斯 |
| 瑞安·M·兰斯 董事会主席 和首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，截至2023年2月16日，本报告已由下列官员以指定身份并由大多数董事代表注册人签署。
| | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 |
| | |
| | |
| /S/瑞安·M·兰斯 | | 董事会主席 |
| 瑞安·M·兰斯 | | 和首席执行官 |
| | (首席行政官) |
| | |
| | |
| /S/小威廉·L·布洛克 | | 常务副秘书长总裁和 |
| 小威廉·L·布洛克 | | 首席财务官 |
| | (首席财务官) |
| | |
| | |
| /S/克里斯托弗·P·德尔克 | | 总裁副主计长 |
| 克里斯托弗·P·德尔克 | | 税务总顾问兼税务总顾问 |
| | (首席会计官) |
| | | | | | | | |
| /S/丹尼斯·V·阿里奥拉 | | 董事 |
| 丹尼斯·V·阿里奥拉 | | |
| | |
| | |
| /S/卡罗琳·M·迪瓦恩 | | 董事 |
| 卡罗琳·M·迪瓦恩 | | |
| | |
| | |
| Gay Huey Evans | | 董事 |
| 同性恋休伊埃文斯 | | |
| | |
| | |
| /S/乔迪·弗里曼 | | 董事 |
| 乔迪·弗里曼 | | |
| | |
| | |
| /S/杰弗里·A·约雷斯 | | 董事 |
| 杰弗里·A·约雷斯 | | |
| | |
| | |
| /S/蒂莫西·A·利奇 | | 董事 |
| 蒂莫西·A·利奇 | | |
| | |
| | |
| /S/威廉·H·麦克雷文 | | 董事 |
| 威廉·H·麦克雷文 | | |
| | |
| | |
| 撰稿S/莎米拉·穆利根 | | 董事 |
| 莎米拉·穆利根 | | |
| | |
| | |
| /S/埃里克·D·马林斯 | | 董事 |
| 埃里克·D·穆林斯 | | |
| | |
| | |
| /S/阿尔琼·N·穆尔蒂 | | 董事 |
| 阿尔琼·N·穆尔蒂 | | |
| | |
| | |
| /S/罗伯特·A·尼布洛克 | | 董事 |
| 罗伯特·A·尼布洛克 | | |
| | |
| | |
| /S/David·T·西顿 | | 董事 |
| David·T·西顿 | | |
| | |
| | |
| /S/R.A.沃克 | | 董事 |
| R.A.沃克 | | |
