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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
| | | | | | | | |
| ☒ | 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, 2023 |
| ☐ | 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 |
| 佣金文件编号 | 1-1513 |
马拉松石油公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 25-0996816 |
| (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) |
城市和乡村大道990号，休斯敦,德克萨斯州77024-2217
(主要执行办公室地址)
(713)629-6600
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)节登记的证券：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 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1.00美元 | | MRO | | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)节登记的证券：无
用复选标记表示注册人是否为证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人。是þ 不是o
如果注册人不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示是。o 不是þ
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内提交了1934年《证券交易法》第13节或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类备案要求。是þ不是o
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则405(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是þ不是o
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。见《交易法》第12b-2条规则中的“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
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| 大型加速文件服务器 | þ | 加速文件管理器 | o | 非加速文件服务器 | o | |
| 规模较小的报告公司 | o | 新兴成长型公司 | o | | |
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。o
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。 þ
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。o
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。o
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如该法第12b-2条所定义)。-是o 不是的。þ
截至2023年6月30日，非关联公司持有的普通股总市值：美元13,888百万美元。这一数额是根据注册人的普通股在当日在纽约证券交易所的收盘价计算的。注册人的执行人员和董事持有的普通股不包括在计算范围内。注册人仅就所要求的陈述而言，已将其董事和高管视为关联公司。
有几个577,197,369截至2024年2月16日，马拉松石油公司普通股已发行。
引用成立为法团的文件：
注册人将根据1934年《证券交易法》第14A条向证券交易委员会提交的与其2024年股东年会有关的委托书部分，在本报告第三部分第10-14项所述范围内通过引用并入。
| | | | | | | | | | | |
目录表 |
| | | 页面 |
第I部分 | | | |
| 项目1.和2. | 企业和物业 | 6 |
| 项目1A. | 风险因素 | 21 |
| 项目1B。 | 未解决的员工意见 | 34 |
| 项目1C。 | 网络安全 | 34 |
| 第三项。 | 法律诉讼 | 35 |
| 第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 35 |
第II部 | | | |
| 第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 36 |
| 第六项。 | [已保留] | 36 |
| 第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 37 |
| 第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 54 |
| 第八项。 | 财务报表和补充数据 | 55 |
| 第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 112 |
| 第9A项。 | 控制和程序 | 112 |
| 项目9B。 | 其他信息 | 112 |
| 项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 112 |
第III部 | | | |
| 第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 113 |
| 第11项。 | 高管薪酬 | 113 |
| 第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 113 |
| 第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 113 |
| 第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 114 |
第IV部 | | | |
| 第15项。 | 展示、财务报表明细表 | 114 |
| 第16项。 | 表格10-K摘要 | 119 |
| | 签名 | 120 |
定义
在本报告中，使用了以下特定于公司或行业的术语和缩写。
AMPCo-大西洋甲醇生产公司，一家位于赤道几内亚的公司，我们拥有该公司45%的股权。
Bbl-一个库存油罐桶，这是42美国加仑的液体体积。
英国央行-桶油当量。
BTU-英制热量单位，一种能量当量单位。
博莱姆--土地管理局。
CWA-《清洁水法》。
副署长及助理署长-折旧、损耗和摊销。
开发井-在石油或天然气储集层探明区域内钻至已知可生产的地层层位深度的井。
干井-被发现不能生产足够数量的石油或天然气的油井，以证明作为油井或气井完成是合理的。
例如。-赤道几内亚。
EGHoldings或EG LNG-赤道几内亚液化天然气控股有限公司及其全资子公司，一家位于例如赤道几内亚的液化天然气生产公司，我们拥有56%的股权。
少尉-少尉自然资源公司。
ESG-环境、安全和治理。
环境保护局-美国环境保护局。
探井-在未经探明的地区钻探石油或天然气的井，或在以前在另一个油气藏发现产能的油田发现新油气藏的井。
FASB-财务会计准则委员会。
温室气体--温室气体。
亨利·哈勃-以结算日平均报价的天然气基准价。
他就是这样的人-健康、环境和安全。
爱尔兰共和军-《2022年通胀削减法案》。
美国国税局-美国国税局。
伦敦银行同业拆借利率--伦敦银行同业拆息。
液化天然气--液化天然气。
液化石油气-液化石油气。
液态碳氢化合物或液体-统称为原油、凝析油和天然气液体。
马拉松石油公司，我们-马拉松石油公司，包括全资拥有和控股的子公司，以及股权法被投资人的所有权权益(公司实体、合伙企业、有限责任公司和马拉松石油公司凭借其所有权权益对其产生重大影响的其他合资企业)。
MBbld-每天数千桶。
Mboed--每天千桶油当量。
Mbopd-每天数千桶石油。
麦克夫-千立方英尺。
MEGPL-马拉松E.G.Production Limited，一家合并的全资子公司。
MMbbl-百万桶。
Mmboe-百万桶油当量。天然气是以每桶原油当量6mcf的天然气换算的。
MMBtu-百万英热单位。
MMcfd-每天稳定的百万立方英尺。
MMTA-每年百万公吨。
Mt-公吨。
MTD-公吨/天。
NAAQS-国家环境空气质量标准。
净英亩或净井-我们在总英亩或总油井中拥有的零星工作权益的总和。
NGL或NGL-天然气液体或天然气液体，即在天然气中发现的自然存在的物质，包括乙烷、丁烷、异丁烷、丙烷和天然气汽油，可以从生产的天然气中集体去除，分离成这些物质并出售。
纽约商品交易所--纽约商品交易所。
欧佩克--石油输出国组织。
高产井--一口不是干井的井。生产井包括生产井和机械上能够生产的井。
已探明已开发储量-可预期通过现有设备和作业方法的现有油井回收的已探明储量，或与新油井的成本相比，所需设备的成本相对较小的探明储量。
已探明储量-已探明的原油和凝析油、NGL和天然气储量是指，通过对地学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出，在提供经营权的合同到期之前，从给定日期起，从已知油藏以及在现有的经济条件、运营方法和政府法规下，原油和凝析油、NGL和天然气储量是经济上可生产的，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
已探明未开发储量-已探明储量，预计将从未钻井面积的新油井或需要相对较大支出才能重新完井的现有油井中回收。如果通过了一项开发计划，表明计划在五年内钻探，则未钻探的地点可被归类为已探明未开发储量，除非具体情况证明有理由延长时间。未钻探面积的储量应限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上经济可行性是合理的。
专利权使用费权益-在石油或天然气财产中的权益，使所有者有权分享石油或天然气生产，而不产生生产成本。
非典或非典-股票增值权或股票增值权。
《独家新闻》-俄克拉荷马州中南部石油省。
美国证券交易委员会-美国证券交易委员会。
地震-向地球发送能量波或声波并记录波反射以指示地下岩层的类型、大小、形状和深度的勘探方法(3-D地震提供了随时间发生变化的三维图像和4-D因素)。
软性-有担保的隔夜融资利率。
堆栈-更快的趋势油田，阿纳达科盆地，加拿大和俄克拉何马州的翠鸟县。
总探明储量--已探明储量和已探明未开发储量之和。
TTF-所有权转让设施，荷兰的天然气指数基准定价地点；经常作为整个欧洲液化天然气进口市场的代理。
扭亏为盈-计划的主要维护计划，其成本在发生的期间内支出，可包括承包商维修服务、材料和用品、设备租赁和劳动力成本。
美国-美利坚合众国。
美国资源游戏-包括我们在德克萨斯州的鹰福特酒店、北达科他州的巴肯酒店、俄克拉何马州的堆栈和独家新闻、新墨西哥州和德克萨斯州的二叠纪酒店的非传统物业。
美国公认会计原则-美国公认会计原则。
工作利益-在矿产中的权益，这将使所有者从该矿产中获得生产份额。工作权益所有者承担勘探、开发和生产成本的份额，以换取生产份额。工作利益有时会受到凌驾于版税利益或其他利益之上的负担。
伍图斯-美国的水域。
WTI-纽约商品交易所引用的石油指数基准价格-西德克萨斯中质原油。
关于前瞻性陈述的披露
这份Form 10-K年度报告包含符合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。除对历史事实的陈述外，这些陈述提供了对未来事件的当前预期或预测，包括但不限于：我们的运营、财务和增长战略，包括钻井计划和项目、计划的油井、钻机数量、库存、地震、勘探计划、维护活动、钻井和完井改进、成本降低和财务灵活性；我们成功实施这些战略的能力和预期的时间和结果；我们2024年的资本预算及其计划的分配；计划的资本支出及其影响；对未来经济和市场状况的预期及其对我们的影响；我们的财务和运营前景，以及实现这一前景的能力；我们的财务状况、资产负债表、流动性和资本资源及其收益；资源和资产潜力；储量估计；预期利息支出；增长预期；我们收购的资产对我们财务指标的影响；我们对未来液化天然气和甲醇定价的预期；签订新的液化天然气协议以及确保对全球液化天然气市场价格敞口增加的意图；预期的AMPCo分流；以及未来生产和销售预期及其驱动因素。此外，许多前瞻性表述可以通过使用前瞻性术语来识别，例如“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“未来”、“指导”、“打算”、“可能”、“展望”、“计划”、“定位”、“项目”、“寻求”、“应该”、“目标”、“将”、““将会”或类似的词语，表示未来的结果是不确定的。虽然我们相信我们对未来事件的假设是合理的，但这些预期可能被证明不正确。许多因素可能导致结果与此类前瞻性陈述所表明的结果大不相同，包括但不限于：
•石油和天然气行业的状况，包括原油和凝析油、天然气和天然气的供需水平及其对价格的影响；
•预期储量或产量水平的变化；
•美国和其他地区政治或经济状况的变化，包括外币汇率、利率、通货膨胀率以及全球和国内市场状况的变化；
•欧佩克成员国和俄罗斯采取的影响原油生产和定价以及其他全球和国内政治、经济或外交发展的行动；
•可用于勘探开发的资金；
•与我们的对冲活动相关的风险；
•自愿或非自愿地削减、推迟或取消某些钻探活动；
•油井生产时机;
•因诉讼、其他诉讼和调查或涉嫌违反法律或许可证而产生的责任或纠正行动；
•钻井和操作风险；
•无法或无法获得存储容量、管道或其他运输方式；
•钻机、材料和劳动力的可获得性，包括相关成本；
•难以获得必要的批准和许可；
•矿产许可证和租约以及政府和其他许可证和通行权的可获得性、成本、条款和发放或执行的时间、竞争和挑战，以及我们保留矿产许可证和租约的能力；
•第三方不履行其合同义务，包括因破产；
•可能影响股息或其他分配及其时机的行政障碍或意外事件，来自我们的权益法被投资人；
•无法预见的危险，如天气状况、健康大流行、战争行为或恐怖主义行为以及政府或军方对此的反应；
•新冠肺炎疫情期间开始的供应链中断及其造成的通胀环境的影响；
•安全威胁，包括网络安全威胁以及我们的信息技术系统或与我们进行交易的第三方的信息技术系统、设施和基础设施遭到破坏而对我们的业务和运营造成的中断；
•安全、健康、环境、税收、货币和其他法规的变化，或要求或倡议的变化，包括应对全球气候变化、空气排放或水管理的影响；
•我们实现、达到或以其他方式满足有关ESG事项的倡议、计划或抱负的能力；
•我们支付股息和进行股票回购的能力；
•我们有能力确保增加对全球液化天然气市场价格的敞口，并在E.Gas Mega Hub项目上取得进展；
•爱尔兰共和军的影响；
•我们获得的资产表现与我们的预期不符的风险，包括未来的生产或钻井库存；
•其他地质、经营和经济方面的考虑；以及
•第1项讨论的其他因素.事务，第1A项风险因素，项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析，项目7A关于市场风险的定量和定性披露，以及本报告中的其他内容。
本报告中包括的所有前瞻性陈述都是基于我们在本报告发表之日所掌握的信息。除法律另有规定外，我们不承担因新信息、未来事件或其他原因而修改或更新任何前瞻性陈述的义务。可归因于我们或代表我们行事的人的所有随后的书面和口头前瞻性陈述，都明确地受到本报告全文所载警告性陈述的限制。
第一部分
项目1.和2.业务和物业
总体战略和业务战略
一般信息
马拉松石油公司(纽约证券交易所代码：MRO)成立于2001年，是一家独立的勘探和生产公司，专注于美国的资源业务：德克萨斯州的伊格尔福特、北达科他州的巴肯、俄克拉何马州的STACK和TOOP以及新墨西哥州和德克萨斯州的二叠纪。我们在美国的资产与我们在美国的国际业务是相辅相成的。例如，我们的公司总部位于德克萨斯州休斯敦城乡大道990号，邮政编码77024-2217，我们的电话号码是(713)629-6600。我们的两个可报告的运营部门都按地理位置组织，并根据所提供的产品和服务的性质进行管理。这两个网段是：
•美国-在美国勘探、生产和销售原油和凝析油、NGL和天然气；以及
•国际-在美国以外勘探、生产和销售原油和凝析油、天然气和天然气，以及生产和销售以天然气为原料的产品，例如液化天然气和甲醇。
业务战略
马拉松石油公司以负责任地生产世界所需的石油和天然气为荣，同时帮助维护美国的能源安全。作为一名安全、合乎道德的经营者，关注我们的邻居和社区，是我们业务的基础，也是为我们所有利益相关者创造长期价值的基础。在人才、创新和精益求精的文化的推动下，未来由我们来创造。
我们的总体业务战略是负责任地向股东提供领先的现金回报，这些回报在所有大宗商品价格周期中都是可持续的、长期的和具有弹性的。我们希望通过遵守资本分配框架来实现我们的业务战略，该框架限制了我们的资本支出相对于我们预期的运营现金流。我们分配资本，优先考虑股东回报和每股增长，执行再投资纪律，偿还未偿债务和补充库存。
2024年2月，我们宣布了2024年19亿至21亿美元的资本预算，根据我们纪律严明的资本分配框架，优先考虑产生自由现金流和向股东提供有意义的资本回报。
我们相信，我们的财务实力、优质的投资组合、对维持有竞争力的成本结构的持续关注以及纪律严明的资本分配框架，使我们能够驾驭各种大宗商品价格环境。看见项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析，以更详细地讨论我们的经营业绩、现金流和流动性。
我们的投资组合集中在我们在美国资源业务中的核心业务，例如，下面的地图显示了我们在美国资源业务的位置：
细分市场信息
在以下关于我们的美国和国际部门的讨论中，提及净油井、英亩、销售或投资表明我们的所有权权益或份额，视情况而定。
美国分部
我们在美国从事石油和天然气勘探、开发和生产活动。我们在美国业务的主要重点集中在我们的四个高质量资源业务上。看见项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析有关本年度业绩的进一步详情，请参阅。
美国-美国资源游戏
鹰福特-自2011年以来，我们一直在南得克萨斯州鹰福特Play运营。我们在卡恩斯、阿塔斯科萨、冈萨雷斯和拉瓦卡县经营着2900多口核心面积的生产井。我们还拥有并运营Sugarloaf收集系统，这是一条天然气管道，穿过我们在卡恩斯和阿塔斯科萨县的中心地带。2022年第四季度，我们从Ensign手中收购了约130,000英亩已探明和未探明的净地，平均拥有97%的营运权益。海军舰队的种植面积提供了增值的资本效率和财务回报，其石油生产率与我们的传统计划相当。
巴肯-自2006年以来，我们一直在威利斯顿盆地运营，目标是中巴肯和三福克斯水库，我们的核心种植面积位于北达科他州的麦肯齐、芒特拉尔和邓恩县。我们继续将投资重点放在高回报的米尔米顿和赫克托地区，同时也勾勒出我们的核心种植面积，并将其扩展到我们的其他地区。
二叠纪-自2017年以来，我们一直在特拉华州北部盆地运营，我们的大部分种植面积在埃迪县和利县，主要是在新墨西哥州的沃尔夫坎普和骨泉戏剧。我们的重点一直是通过执行战略面积交易来提升我们的地位，及早划定和开发我们的面积，改善我们的成本结构，并确保中游解决方案的安全。
俄克拉荷马州 -在俄克拉何马州拥有100多年的历史，我们的主要关注点是Woodford和Stack Meramec，拥有Woodford、Springer、Meramec、Osage和其他前景区间的净种植面积权利。
国际细分市场
我们在E.G.从事石油和天然气勘探，开发和生产活动。我们将我们在E.G.的液化石油气加工厂以及液化天然气和甲醇生产业务的投资结果纳入我们的国际部门。
国际
例如。- 我们在两个独立的生产共享合同（分别为Alba PSC和Block D PSC）中拥有63%和80%的运营工作权益，我们从位于海上的Alba油田生产这些生产共享合同于2017年进行了单元化，从而形成了Alba单元，我们拥有64%的运营工作权益。
E.G. -气体处理 - 以下位于比奥科岛的设施均以权益法投资入账，使我们能够进一步将阿尔巴油田的天然气生产货币化。
我们拥有Alba Plant LLC 52%的权益，该公司经营陆上液化石油气加工厂。阿尔巴油田天然气由液化石油气厂根据固定价格的长期合同进行加工。液化石油气工厂从天然气中提取冷凝物和液化石油气，并在其运营中使用部分剩余的干燥天然气。
我们还拥有EGHoldings 56%的股份，该公司运营着一个3.7百万吨的液化天然气生产设施。根据EGHoldings于2023年12月31日结束的买卖协议，买方在比奥科岛接收液化天然气，定价主要与亨利枢纽指数挂钩。2023年，我们宣布签署一份为期五年的固定液化天然气销售协议，将我们在EGLNG液化的Alba气田的部分权益天然气出售。该合同于2024年1月1日生效，其定价结构与荷兰TTF指数挂钩，为我们提供了对欧洲液化天然气市场的重大增量敞口。EGHoldings于二零二三年从该生产设施销售的液化天然气总额约为1. 2百万吨/年。
此外，Alba Plant LLC和EGHoldings根据收费和利润分享安排的组合处理来自Alen油田的第三方天然气，其收益包括在我们各自的权益法投资收入份额中。目前正在努力确保更多的区域第三方天然气量由Alba Plant LLC和EGHoldings处理，从而创建E.G.区域天然气大型枢纽。
我们还拥有AMPCO 45%的股份，该公司经营一家甲醇工厂。AMPCO于二零二三年的总销售额为2，783百万吨。2024年，由于液化天然气和甲醇价格之间的预期套利，我们预计将通过将AMPCO的一部分Alba单元天然气重新定向到EGHoldings运营的液化天然气生产设施来优化我们的E.G.综合天然气业务。
储量
如果与任何地理区域相关的探明储量（以石油当量桶为基础）占我们总探明储量的15%或以上，则须按大洲和国家披露探明储量。地理区域可以是一个国家、一个洲内的国家组或一个洲。关于储备的更多细节，见第8项。财务报表及补充资料- 关于石油和天然气生产活动的补充资料.
下表载列截至2023年12月31日止年度，根据美国证券交易委员会定价，我们的探明原油及凝析油、天然气凝析油及天然气储量估计总量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油和凝析油
（mmbbl） | | NGL
（mmbbl） | | 天然气
(Bcf) | | 总计
(Mmboe) | | 总计(%) |
| 已探明已开发储量 | | | | | | | | | |
| 美国 | 340 | | | 193 | | | 1,150 | | | 726 | | | 55 | % |
| 例如。 | 26 | | | 16 | | | 334 | | | 97 | | | 7 | % |
| | | | | | | | | |
已探明总开发储量(Mmboe) | 366 | | | 209 | | | 1,484 | | | 823 | | | 62 | % |
| 已探明未开发储量 | | | | | | | | | |
| 美国 | 278 | | | 112 | | | 644 | | | 497 | | | 38 | % |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
已探明未开发储量总额(Mmboe) | 278 | | | 112 | | | 644 | | | 497 | | | 38 | % |
| 总探明储量 | | | | | | | | | |
| 美国 | 618 | | | 305 | | | 1,794 | | | 1,223 | | | 93 | % |
| 例如。 | 26 | | | 16 | | | 334 | | | 97 | | | 7 | % |
| | | | | | | | | |
总探明储量(Mmboe) | 644 | | | 321 | | | 2,128 | | | 1,320 | | | 100 | % |
| 总探明储量(%) | 49 | % | | 24 | % | | 27 | % | | 100 | % | | |
生产井和钻探井
对于我们的美国和国际部门，下表列出了截至12月31日的生产井、服务井和钻探井的总量和净额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 生产井(a) | | | | | | | | |
| | 油 | | 天然气 | | 为威尔斯提供服务 | | 在油井中钻探 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 2023 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 6,541 | | | 2,762 | | | 2,306 | | | 1,373 | | | 154 | | | 12 | | | 10 | | | 5 | |
| 例如。 | — | | | — | | | 17 | | | 11 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 总计 | 6,541 | | | 2,762 | | | 2,323 | | | 1,384 | | | 154 | | | 12 | | | 10 | | | 5 | |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 5,774 | | | 2,644 | | | 2,179 | | | 1,255 | | | 150 | | | 16 | | | | | |
| 例如。 | — | | | — | | | 17 | | | 11 | | | — | | | — | | | | | |
| 总计 | 5,774 | | | 2,644 | | | 2,196 | | | 1,266 | | | 150 | | | 16 | | | | | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 5,375 | | | 2,452 | | | 1,554 | | | 633 | | | 147 | | | 16 | | | | | |
| 例如。 | — | | | — | | | 19 | | | 12 | | | — | | | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 总计 | 5,375 | | | 2,452 | | | 1,573 | | | 645 | | | 147 | | | 16 | | | | | |
(a)在总产能井中，截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，我们作业的多次完井总数分别为6口、10口和11口。我们无法获得由其他人操作的多次完井的信息。
钻探活动
我们在截至2023年12月31日的年度内的钻探活动与2022年相比有所增加，主要是由于Eagle Ford和Bakken的开发井增加所致。下表列出了截至12月31日本报告年度完成的净生产井和干井开发井和勘探井的数量，所有这些井都位于我们的美国部门： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 开发井 | | | | | |
| 油 | 145 | | 126 | | 137 |
| 天然气 | 54 | | 6 | | 9 |
| 干的 | — | | — | | — |
| 总开发井数 | 199 | | 132 | | 146 |
| 探井 | | | | | |
| 油 | 14 | | 20 | | 19 |
| 天然气 | 2 | | 6 | | 2 |
| 干的 | 3 | | — | | 8 |
| 总探井数 | 19 | | 26 | | 29 |
| 总开发井和探井 | 218 | | 158 | | 175 |
种植面积
我们相信，根据业内普遍接受的标准，我们对我们在美国和国际上的物业拥有令人满意的所有权；然而，我们可能会不时卷入可能导致诉讼的所有权纠纷。在未开发物业的情况下，在购买时对记录所有权进行调查。钻探所有权意见书通常是在钻探作业开始之前准备的。我们对物业的所有权可能会受到诸如特许权使用费、最高特许权使用费、转移、净利润、工作和其他类似利益以及行业惯例的合同安排等负担的影响。此外，我们的权益可能受到适用法律规定的义务或义务或负担的约束，例如净利润权益、与经营协议相关的留置权、开发义务或国际产量分享合同或勘探许可证下的资本承诺。
下表按地理面积列出了截至2023年12月31日的已开发和未开发土地的总面积和净面积：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 开发 | | 未开发 | | 已开发和
未开发 |
| (单位：千) | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 美国 | 1,457 | | | 1,017 | | | 34 | | | 29 | | | 1,491 | | | 1,046 | |
| 例如。 | 82 | | | 67 | | | — | | | — | | | 82 | | | 67 | |
| | | | | | | | | | | |
| 总计 | 1,539 | | | 1,084 | | | 34 | | | 29 | | | 1,573 | | | 1,113 | |
在正常业务过程中，根据我们对某些地质趋势和未来经济的评估，我们已允许某些租赁面积到期，并可能允许更多面积在未来到期。若未建立生产或吾等未采取其他行动延长租约期限，则下表所列未开发面积可能于未来三年到期。我们计划透过营运或行政行动，延续其中某些租约的条款。未来三年内，并无实质数量的已探明未开发净储量分配给即将到期的未开发面积。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净未开发英亩即将到期 |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：千) | 2024 | | 2025 | | 2026 |
| 美国 | 12 | | | 6 | | | 9 | |
| 例如。 | — | | | — | | | — | |
| 总计 | 12 | | | 6 | | | 9 | |
净销售额
截至2023年12月31日，美国的伊格尔福特和巴肯分别拥有我们总探明储量的15%或更多。截至2022年12月31日和2021年12月31日，伊格尔福特、巴肯和俄克拉何马州分别拥有我们总探明储量的15%或更多。下表列出了这些油田的产量以及我们已探明储量不到总储量15%的油田的产量： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净销售额 | | | | | |
原油和凝析油(MBbld)(a) | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 鹰福特 | 77 | | | 57 | | | 58 | |
| 巴肯 | 71 | | | 71 | | | 74 | |
| 俄克拉荷马州 | 10 | | | 12 | | | 12 | |
| 二叠纪 | 21 | | | 14 | | | 13 | |
| 和其他美国人 | 2 | | | 5 | | | 4 | |
| | | | | |
| 例如。 | 9 | | | 10 | | | 11 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | 190 | | | 169 | | | 172 | |
| NGL(MBbld) | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 鹰福特 | 37 | | | 15 | | | 15 | |
| 巴肯 | 24 | | | 25 | | | 23 | |
| 俄克拉荷马州 | 16 | | | 17 | | | 17 | |
| 二叠纪 | 10 | | | 5 | | | 5 | |
| 和其他美国人 | — | | | 2 | | | 2 | |
| | | | | |
| 例如。 | 5 | | | 7 | | | 7 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | 92 | | | 71 | | | 69 | |
| 天然气(Mmcfd) | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 鹰福特 | 222 | | | 86 | | | 97 | |
| 巴肯 | 94 | | | 87 | | | 90 | |
| 俄克拉荷马州 | 146 | | | 140 | | | 147 | |
| 二叠纪 | 57 | | | 34 | | | 32 | |
| 和其他美国人 | 2 | | | 16 | | | 13 | |
| | | | | |
| 例如。 | 214 | | | 252 | | | 259 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | 735 | | | 615 | | | 638 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总销售量(MBOED) | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 鹰福特 | 151 | | | 86 | | | 89 | |
| 巴肯 | 111 | | | 111 | | | 112 | |
| 俄克拉荷马州 | 50 | | | 52 | | | 54 | |
| 二叠纪 | 41 | | | 25 | | | 23 | |
| 和其他美国人 | 2 | | | 10 | | | 8 | |
| | | | | |
| 例如。 | 50 | | | 59 | | | 61 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | 405 | | | 343 | | | 347 | |
(a)这些数额符合与各国政府进行财政结算的基础，即股权油轮提货和液态碳氢化合物的直接运输。
单位平均销售价格和生产成本按地理区域显示：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (每单位元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
单位平均售价(a) | | | | | |
| 原油和凝析油(桶) | | | | | |
| 美国 | $ | 76.42 | | | $ | 95.58 | | | $ | 66.88 | |
| | | | | |
| 例如。 | 57.50 | | | 68.67 | | | 57.46 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | $ | 75.55 | | | $ | 94.03 | | | $ | 66.25 | |
| | | | | |
| NGL(Bbl) | | | | | |
| 美国 | $ | 21.20 | | | $ | 34.55 | | | $ | 28.89 | |
| | | | | |
例如。(b) | 1.00 | | | 1.00 | | | 1.00 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | $ | 19.93 | | | $ | 31.34 | | | $ | 26.19 | |
| | | | | |
| 天然气(Mcf) | | | | | |
| 美国 | $ | 2.36 | | | $ | 6.11 | | | $ | 4.57 | |
| | | | | |
例如。(b) | 0.24 | | | 0.24 | | | 0.24 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | $ | 1.74 | | | $ | 3.70 | | | $ | 2.81 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
单位平均生产成本(c) | | | | | |
| 美国 | $ | 10.98 | | | $ | 11.94 | | | $ | 9.99 | |
| | | | | |
| 例如。 | 4.13 | | | 3.04 | | | 2.48 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | $ | 10.13 | | | $ | 10.42 | | | $ | 8.66 | |
(a)不包括商品衍生工具的收益或损失。
(b)主要代表与Alba Factory LLC、AMPCo和/或EGHoldings签订的长期合同下的固定价格，这些都是股权方法投资的对象。我们将这些权益法被投资人的收入份额计入我们的国际部门。
(c)除所得税(如生产税、遣散税和财产税)和购买转售商品以外的税项不包括在内；然而，运输和搬运以及其他运营费用包括在本次计算中使用的生产成本中。见项目7.8.财务报表和补充数据-关于石油和天然气生产活动的补充资料 –石油和天然气生产活动的运营结果，了解有关生产成本的更多信息。
营销
我们可报告的经营部门包括与我们几乎所有原油和凝析油、NGL和天然气的营销和运输相关的活动。这些活动包括将产品运输到市场中心、向第三方销售商品和储存产品。我们平衡我们的各种销售、仓储和运输职位，以便聚合数量以满足运输承诺，并在产品类型和送货点之间实现灵活性。这类活动可包括从第三方购买商品转售。
主要客户
在交易对手不付款的情况下，我们面临信用风险，其中很大一部分集中在能源相关行业。客户及其他交易对手的信誉须持续审查，并在适当情况下包括使用总净额结算协议。
占我们商品总销售额10%或以上的客户及其附属公司如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 占商品销售总额的百分比 | | | | | |
| 马拉松石油公司 | 22 | % | | 22 | % | | 17 | % |
| 托克集团私人有限公司LTD. | 12 | % | | 10 | % | | 不适用 |
| 瓦莱罗营销与供应 | 11 | % | | 12 | % | | 10 | % |
| | | | | |
总交付承诺
我们根据各种合同向客户承诺交付原油、凝析油和天然气的总量。截至2023年12月31日，固定和可确定数量的合同采用基于市场的可变定价，主要涉及以下承诺：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 此后 | | 承诺期至 |
| 鹰福特 | | | | | | | | | | |
原油和凝析油(MBbld) | | 17 | | — | | — | | — | | 2024 |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 巴肯 | | | | | | | | | | |
原油和凝析油(MBbld) | | 10 | | 10 | | 10 | | 5 | | 2027 |
| | | | | | | | | | |
| 二叠纪 | | | | | | | | | | |
天然气(MMcfd) | | 20 | | — | | — | | — | | 2024 |
| 艾格 | | | | | | | | | | |
天然气(MMcfd) | | 53 | | 53 | | 53 | | 53 | | 2028 |
所有这些合同都提供了一个选项，如果产量不足以满足我们的承诺，可以选择交付第三方数量或支付资金缺口罚款。除了上面讨论的合同，我们还签订了许多运输和加工我们的权益产品的协议。其中一些合同有容量要求，如果我们的产量不足以满足条款，可能需要支付资金缺口罚款。
竞争
石油和天然气行业的所有部门都存在竞争，我们与主要的综合和独立的石油和天然气公司、国家石油公司以及较小程度上提供替代能源的公司竞争。我们尤其在收购石油和天然气租约和其他资产、勘探和开发新储量、向全球大宗商品市场营销和交付我们的产品以及勘探和开发这些资产所需的劳动力和设备方面展开竞争。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、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。看见 第1A项。风险因素讨论我们竞争的具体领域和相关风险。
政府规章
我们的业务受到许多法律和法规的约束，包括与石油和天然气勘探和生产相关的法律和法规，以及对HES的保护。已经颁布或正在审议新的法律，各监管机构正在继续通过条例。在这些新法律和条例的执行变得更加明确之前，不能广泛地评估遵守这些新法律和条例的成本。然而，现任联邦政府已经开始实施政策，加强对石油和天然气活动的监管，明确的目的是让经济转型到与政府对气候变化的关注一致的低碳能源来源。本届政府的气候政策范围广泛，包括立法和行政部门的行动，以应对气候变化，并提供激励措施，加快可再生资源的开发。
本届政府已经发布了一些行政和临时命令以及政策变化，以解决广泛的问题，包括气候变化、联邦土地上的石油和天然气活动、基础设施和环境正义。在这些行动之后，出现了一些处于规则制定过程不同阶段的相关最终规则和监管建议，包括：对石油和天然气活动排放的更严格和可能重叠的监管规定，改变WOTUS的定义，增加进入联邦土地进行石油和天然气开发的障碍，加强对濒危物种的保护，对石油和天然气设施提出更严格的许可要求，增加对气候变化风险的披露，以及执行关于爱尔兰共和军条款的规定。
我们预计，如果最终敲定这些规则和监管建议，可能会增加我们的行政成本，并影响许可证的发放和/或机构的批准。如果没有发放许可证和批准，或者如果对我们的钻探活动施加了不利的限制或条件，我们可能无法按计划进行运营。目前，我们预计最终规则或拟议或预期的规则制定对我们业务的影响不会与对具有类似业务、规模和财务实力的其他公司的影响有实质性差异。然而，根据最终条款和实施时间的不同，拟议规则或新规则的最终版本可能会单独或共同对我们的业务产生重大不利影响。
我们开展业务的国家也在考虑提出应对气候变化的建议或加强对石油和天然气行业的监管。虽然目前在我们的经营区域，没有在州一级提出或悬而未决的气候相关法规，我们认为这些法规目前将导致企业的物质资本、运营、税收或其他成本，但此类法规可能会在2024年或以后提出和/或通过成为法律。目前实施的其他法规可能会被撤销，并在未来被更严格的要求取代。
我们董事会的健康、环境、安全和企业责任委员会负责监督我们在公共问题上的立场，包括环境、健康和安全问题。我们的企业健康、环境、安全和安保组织负责确保我们的运营组织保持环境合规体系，以支持和促进我们遵守适用的法律和法规。由我们的某些官员组成的委员会审查我们在各种环境合规计划方面的整体表现。我们还有一个企业应急小组(“CERT”)，负责监督我们对涉及我们或我们的任何物业的任何重大环境或其他紧急事件的反应。
环境修复与废物管理
我们的业务受到与环境污染补救以及废物储存、处理和处置相关的法律的约束。这些法律及其实施条例和其他类似的州和地方法律和规则可以为(I)最大限度地减少污染，(Ii)监测、报告和记录保存要求，或(Iii)对我们业务的其他操作或选址限制规定某些操作要求。这些控制导致补救排放到环境中的受管制物质(包括原油和采出水)的成本，或需要补救我们向其运输受管制物质以进行处置的第三方场地的成本。在某些情况下，这些法律可以对任何责任方施加严格的清理费用责任，而不考虑疏忽或过错，并要求我们对其他人(如我们资产的先前所有者或经营者)的行为或其他人造成的条件或我们在执行时遵守所有适用要求的行为承担责任。由于环境法律和法规，我们已经并将继续产生资本、运营和维护以及补救费用。
废物法规包括管理、储存、运输和处置方面的法规。未来可能会通过与油田废物有关的额外或扩大的法规，这可能会影响合规、处理、管理和处置选择的可用性的成本。
空气与气候变化
对石油和天然气活动排放的担忧，包括挥发性有机化合物、二氧化碳、甲烷和其他温室气体，可能会影响我们以及在石油和天然气行业运营的其他类似情况的公司。如下文更详细所述，新的规则和监管建议旨在减少温室气体的排放。作为我们对环境管理的承诺的一部分，以及法律的要求，我们估计并公开报告我们运营中的某些温室气体排放。我们还在努力不断提高这些估计的准确性和完整性。最后，我们继续采取举措，强调我们对改善环境绩效的承诺，包括近期、中期和长期三个核心重点领域的量化目标：温室气体强度、甲烷强度和气体捕获。我们将温室气体排放强度目标纳入我们的短期激励年度现金奖金记分卡，以更好地反映这些举措。
政府实体和其他团体已在多个州和其他司法管辖区提起诉讼，要求各种生产化石燃料的公司对据称可归因于这些燃料的温室气体排放的影响负责。这些诉讼声称气候变化造成了损害，原告正在根据各种侵权理论寻求未指明的损害赔偿和减刑。马拉松石油公司和许多其他公司一起，在其中几起诉讼中被列为被告。类似的诉讼可能会在其他司法管辖区提起。虽然最终结果和对我们的影响无法确切预测，但我们相信，针对我们的索赔不会对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
2016年6月，美国环保局最终敲定了对新的来源表现标准(NSPS)的修正案，即OOOOa分部，重点是从新的和改装的石油和天然气生产和传输设施中实现额外的甲烷和挥发性有机化合物的减少。2021年11月，美国环保局发布了一项拟议的规则，旨在根据新设立的OOOOb和OOOc子部分减少新的和现有油气来源的甲烷排放。2023年12月2日，环保局宣布了OOOOb和OOOOc子部分的最终语言，其中要求逐步停止新建油井的常规天然气燃烧(一些例外)，并在所有井场和压缩机站进行例行泄漏监测。子部分OOOOb和OOOOc的适用日期为2022年12月6日，这意味着在该日期之前建造的来源将被视为现有来源，根据州计划，合规截止日期将晚于该日期。最终的规定给各州以及希望监管现有来源的联邦部落两年时间来制定和提交减少现有来源甲烷排放的计划。OOOOc分部下的最终排放指南规定，自计划提交截止日期起三年内，现有污染源必须遵守。此外，2021年年中，新墨西哥州实施了旨在减少该州温室气体排放的法规。2022年11月，BLM提出了一项规则，要求对甲烷排放征收额外的特许权使用费，并制定了旨在限制在公共和部落土地上排放和燃烧的法规，最终规则预计将在2024年初出台。虽然这些举措可能会产生不利的财务影响(包括履约成本、潜在的许可延误和更多的监管要求)，但由于目前关于任何其他措施及其如何实施的不确定性，无法可靠或准确地估计影响的程度和程度。
环保局在2015年10月敲定了更严格的臭氧NAAQS。包含任何被指定为未达到的地区的国家和选择这样做的任何部落都必须制定执行计划。环保局未来可能会指定更多的地区，包括但不限于二叠纪盆地的部分地区，作为我们作业的非达标、影响地区。2023年1月，环保局提出了一项规则，将把年颗粒物小于2.5微米(PM2.5)的NAAQS从目前的每立方米12微克(微克/米)降低到3)至9微克/米之间3和10微克/米3。最终规则预计将于2023年底出台，但现在预计将于2024年出台。实施这一拟议的限制，或在未来颁布更严格的标准，可能会导致排放控制的成本增加以及对额外监测和测试的要求，以及更繁琐的许可程序。尽管修订后的条例(如果最终定稿)可能会产生不利的财务影响(包括合规成本、潜在的许可延误和更多的监管要求)，但由于目前关于任何额外措施及其如何实施的不确定性，这种影响的程度和程度无法可靠或准确地估计。
水力压裂
水力压裂是一种常用的工艺，需要向井筒中注入水、沙子和少量化学物质，以便将地表以下数千英尺处的含油气岩石压裂，以促进碳氢化合物更高程度地流入井筒。我们的业务在整个运营过程中广泛使用这种技术。通过许可和合规要求，在州和地方各级对水力压裂进行了监管。
联邦政府之前将可能相当于在联邦土地上禁止水力压裂的平台行动作为其平台行动的一部分，而环境保护局和包括BLM在内的其他联邦机构此前曾提出建议，如果实施，可能会限制水力压裂的实践，或者使这一过程受到进一步的监管(还有一些问题是，这是否会延伸到部落土地)。此外，可以在页岩资源丰富的地区提出州和地方一级的倡议，以进一步规范水力压裂实践，限制抽水和用水，要求披露压裂液成分，限制可以使用的添加剂，或实施暂时或永久的水力压裂禁令。虽然这些举措可能会产生不利的财务影响(包括履约成本、潜在的许可延误和更多的监管要求)，但由于目前关于任何其他措施及其如何实施的不确定性，这种影响的程度和程度无法可靠或准确地估计。
水
2014年，美国环保署和美国陆军工程兵团公布了拟议的法规，扩大了受联邦CWA及其各种项目(WOTUS)监管的地表水范围。2015年，环保局和海军陆战队发布了一项规则，定义了环保局和海军陆战队对WOTUS的管辖权范围，该规则在2020年被《通航水域保护规则》(NWPR)取代之前从未生效。一个由州和城市、环保组织和农业团体组成的联盟挑战了NWPR，该联盟于2021年8月被一家联邦地区法院撤销。美国环保局正在经历重新定义WOTUS的两个阶段的规则制定过程，这可能会受到美国最高法院即将对Sackett诉EPA的裁决的影响，该案涉及确定湿地是否符合WOTUS资格的适当测试。2022年12月，环保局和兵团宣布了一项最终规则，即“规则1”。2023年1月，环保局和兵团发布了一项最终规则，将WOTUS的定义基于2015年前的定义。另外，2023年5月，美国最高法院对Sackett诉EPA一案的裁决将联邦对湿地的管辖权缩小到“传统通航水域”，以及与传统通航水域有“连续水面连接”或在其他方面与传统通航水域没有区别的湿地或其他水域。2023年9月，环保局和军团发布了一项直接到最终的规则，该规则符合最高法院2023年5月在萨克特的裁决。然而，反对2023年9月最终规则的诉讼仍在进行中，关于2023年9月规则的未来实施和更广泛的CWA管辖权范围存在很大的不确定性。
CWA管辖权的任何扩大都可能导致额外的合规成本，以及我们一些设施的监测、记录保存和记录增加。人们对受保护物种以外的与自然有关的问题也越来越感兴趣，例如一般的生物多样性，这可能同样需要我们或我们的客户产生成本或采取其他可能对我们的业务或运营产生不利影响的措施。
其他石油及天然气规例
美国鱼类和野生动物管理局已经采取行动，废除、修订或恢复一些与保护濒危物种及其栖息地有关的野生动物相关法规。预计将在这一领域采取更多行动，并可能导致额外的遵约成本，以及业务延误或选址挑战。
有关环境资本支出和遵守空气、水、固体废物和补救事项的成本的讨论，见项目3.法律诉讼和项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--管理层对环境问题、诉讼和或有事项的讨论和分析.
有关其他信息，请参阅第1A项。风险因素.
商标、专利和许可证
我们目前拥有美国和外国的专利。尽管总的来说，我们的商标和专利对我们很重要，但我们不认为任何单个商标、专利或相关商标或专利组对我们的整体业务至关重要或必不可少。
人力资本管理
监督和管理
在马拉松石油公司，我们相信人才是实现我们公司战略的基础。它使我们能够始终如一地实现我们的成功框架，旨在实现可持续的自由现金流、有意义的资本回报给我们的股东，以及以强劲的资产负债表、ESG卓越和我们的多盆地投资组合为基础的差异化执行。有目的的人力资本管理战略使我们能够吸引、吸引、发展和部署我们敬业的员工。我们还相信创造一个安全、清洁和道德的环境，让员工感到有能力在支持我们的业务目标和战略方面做出改变。我们的人力资源部副经理总裁负责我们的员工队伍管理政策和计划，并直接向我们的首席执行官汇报。她与我们的执行委员会一起审查季度人才数据，以评估人才状况，并确保对人力资本成果进行衡量和问责。作为整个企业风险管理过程中不可或缺的一部分，我们的董事会负责监督我们的人力资本管理战略。由于我们员工能力的重要性，董事会会在出现诸如人才作为企业风险、员工敬业度、多样性和包容性、继任、HES和企业社会责任等热点问题时，收到关于我们人力资本管理措施的最新信息。请访问Marathonoil.com/可持续性获取有关我们企业社会责任的所有方面的信息。我们网站上包含或可通过我们的网站访问的信息并未以引用的方式并入本文，也未以其他方式成为本年度报告(Form 10-K)或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他文件的一部分。
我们的文化
我们认为应该培养一种包容的文化，以确保我们业务的实力和弹性。尊重关系是我们文化的核心，我们致力于创造一个每个人都能充分发挥潜力的环境。我们的商业行为准则适用于我们的董事、高级管理人员、员工和其他代表马拉松石油公司行事的各方，加强了我们长期以来对高道德标准的承诺，并总结了诚信行事的根本重要性。它包括关于多样性、公平和包容性(“Dei”)以及相互尊重的具体章节。这些部分包括强调培养包容各方的工作环境，并根据相关的资格、优点、业绩和类似的与工作有关的因素作出雇用、晋升和纪律决定。我们相信，我们多样化的人员、经验和想法为我们提供了商业优势。我们致力于公平和非歧视性的招聘，并庆祝我们劳动力的多样性。
我们的人才景观
截至2023年12月31日，我们在全球拥有1,681名活跃的全职员工。我们大约74%的全职员工在美国，其中26%在美国。通过招聘、培训、劳动力整合、教育和职业计划，我们努力拥有一支反映我们业务领域的员工队伍。2023年，由于刻意的国有化努力，我们MEGPL劳动力的94%是Equatoguine人。
2023年，我们完成了对Ensign的收购，并兴奋地欢迎前Ensign员工加入我们在马拉松石油公司的One Team文化。
就美国劳动力而言，截至2023年12月31日，我们全职员工的平均年限为8年，其中32%的全职员工拥有10年或更长时间的工作经验。女性占美国全职劳动力的30%，有色人种占32%。我们通过向所有员工提供关于多样性和包容性最佳实践的培训课程，鼓励Dei并培养我们的协作团队环境。2023年，我们将全企业范围的志愿Dei培训扩展到所有外地地点，例如，以继续培养我们的统一团队文化。我们支持员工资源小组(“ERG”)促进不同的视角，鼓励建立联系，并允许持续的发展活动。我们还继续支持我们员工的心理健康，重点是教育和赋予员工谈论心理健康的能力，并促进他们可以获得的资源。
此外，我们继续为符合条件的员工提供劳动力灵活性计划，这保留了我们的协作团队文化，同时也为我们的员工提供了更好地管理他们的职业、工作与生活平衡和整体福祉的选择。此外，我们今年致力于展示我们员工的反馈，这些反馈抓住了吸引人们来到马拉松石油公司的独特特征，并作为我们One Team文化的一部分，让我们的员工保持敬业精神。与此相一致的是，我们还推出了新的全面奖励报表，为员工提供了一个全面且独特的个性化总奖励方案。
认识到我们业务的周期性和动态的人才需求，我们每年进行一次积极的风险分析，作为我们企业风险管理流程的一部分，包括对任何潜在的人才风险的多年视角，以确保我们准备好应对宏观环境，同时为我们的长期成功做好准备。我们充分利用我们共同的资产团队组织结构，推动这些团队之间的知识共享、协作和人才部署，我们相信这将导致效率提高和执行力增强。我们利用托管服务提供商来监督我们的临时劳动力的高效管理、公平待遇和合规审计。
他就是这样的人
我们相信，拥有强大的HES文化是一项核心价值观，并植根于我们业务的方方面面。我们致力于通过吸引、培养和留住与我们一样致力于卓越运营并体现我们原则的个人和合作伙伴，来维护我们的HES文化。马拉松石油公司的领导层对所有员工建立了明确的期望，以遵守内部和外部的HES要求。此外，我们的HES价值观植根于我们的文化和我们为员工提供的支持中。作为负责任的运营管理系统(ROMS)的一部分，我们为我们的员工和对安全敏感的承包商提供并要求提供特定工作的HES培训，ROMS是一个全面的运营完整性管理系统。该培训包括在发生潜在安全风险或环境影响的情况下授予所有员工和承包商的停工权。我们还建立了生命关键期望和环境关键期望，这些期望侧重于为从事高风险活动的员工和承包商提供重要的保护措施，并帮助我们不断改善环境绩效。
我们利用我们的集体才华，寻求不同的员工视角，通过使用多功能团队和委员会，如我们内部的CERT和排放管理委员会(“EMC”)来解决复杂的HES问题和事件。EMC对整个企业的温室气体和甲烷减排机会进行优先排序，并负责确保适当的资金到位，作为我们整体资本分配流程的一部分。我们致力于应对双重挑战，既要满足世界日益增长的能源需求，又要对气候变化采取行动，这一点从温室气体强度这一与补偿结果直接相关的指标中可见一斑。
我们的价值观是协作、拥有所有权、大胆和交付成果，这使我们能够出类拔萃，但这只有在我们的员工安全的情况下才可能实现。我们积极相互照顾，维护安全的工作环境，保护环境，不断改进我们的程序，培训我们的员工。马拉松石油利用ROMS来管理风险，并努力建立一个安全、健康和有保障的工作场所，所有参与其中的人都可以在没有受伤和疾病的情况下工作。我们的总可记录工伤率(“TRIR”)只是我们用来衡量我们在提供安全工作环境方面是否成功的指标之一，并与补偿结果直接相关。马拉松石油公司努力只与那些与我们对HES有相同承诺的承包商合作。我们通过严格的供应链流程仔细评估承包商，以验证他们是否拥有以符合我们期望的方式执行工作所需的所有HES程序。
优势
我们通过提供具有竞争力和综合性的福利计划来吸引和留住人才。这些计划创造了灵活性，使员工能够为自己和家人发展有意义的职业生涯和整体福祉。2022年，我们承诺在2023年之前为医疗计划的员工保费提供资金，以帮助他们度过持续的通胀压力。2023年9月，我们重申了这一承诺，即到2024年为员工及其家属支付保费。当时，我们还宣布了进一步增强的福利，包括我们的健康和健身计划。我们的目标是为员工提供与我们的愿景和战略一致的福利计划。我们将福利计划的价值与当地市场保持一致，在当地市场，我们与更广泛的石油和天然气行业竞争人才。我们相信，围绕我们的福利计划进行有效的沟通有助于确保我们了解员工对我们福利的看法和价值观，并确保我们的员工了解所提供福利的广度和价值。
补偿
我们的成功是基于财务业绩和经营业绩，我们相信我们的薪酬计划是这一成功的重要驱动力。我们计划的主要目标是根据业绩支付薪酬，鼓励长期股东价值和具有竞争力的薪酬。为了实现这一目标，我们的薪酬计划旨在通过绝对反馈和相对绩效评估来奖励员工的表现，并激励他们继续保持高水平的表现。年度现金奖金是我们对符合条件的员工的短期激励，它加强了公司和个人的年度业绩，并优先考虑财务和运营指标。符合条件的员工还可以获得以限制性股票单位奖励的形式的长期激励，这种奖励将在多年内授予，以支持留住员工，并通过在企业层面推动价值，使员工利益与我们股东的利益保持一致。我们提供具有市场竞争力的薪酬水平，以吸引和留住最优秀的人才。我们定期将我们薪酬计划的每个组成部分，包括我们的福利计划，与我们的同行和石油和天然气行业更广泛的子集进行比较，以确保我们保持竞争力。有关我们高管的信息，请参阅我们年度委托书的“薪酬讨论和分析”部分。
人才培养
我们投资于推动高绩效的人才流程。我们采取多管齐下的方法进行组织学习，这是通过我们的集中式按需开发中心驱动的，并由我们的企业范围人才评估流程提供信息。我们的组织学习方法将在线、在职和课堂培训与360评估和领导力培训相结合，以确保所有员工获得充分发挥其潜力所需的反馈、工具和时间。全年为所有领导者提供持续的领导力发展，内容有意集中在学习目标上。这些计划的范围从新经理培训到高管级别的业务模拟。2023年，我们为中层和高潜力员工推出了领导力发展计划，将培训课程、实际工作经验、专业指导、行为评估、团队项目、自学活动等结合在一起。
我们评估整个企业的人才，衡量技术和领导能力。2023年，我们利用强劲的人才评估数据，加深了对内部人才格局的了解，从而进行了更全面的人才规划。这些评估有助于确定关键技能差距，指导关键技能培训，并确保有效部署人才。我们的人才规划流程在整个组织内保持一致和一致，以确保顶尖人才担任我们最关键的角色。我们的继任流程旨在确保我们已经确定了为员工在未来的高级领导角色中取得成功做好准备所需的经验和曝光度。我们利用员工指导计划，重点是加强沟通、联系和信任，以促进我们的文化。我们还继续我们的董事会指导计划，将高级领导人与董事配对。此外，在2023年，我们将所有六个石油技术学科的实践社区正规化，通过在我们的多个盆地共享知识和最佳实践来促进我们的创新和协作文化。
行政人员
马拉松石油公司的高管及其截至2024年2月1日的年龄如下：
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| 李·M·蒂尔曼 | | 62 | | 董事长、总裁、首席执行官 |
| 戴恩·E·怀特海 | | 62 | | 执行副总裁总裁-首席财务官 |
| 帕特里克·瓦格纳 | | 59 | | 总裁常务副总裁-企业发展与战略 |
| Mike·亨德森 | | 54 | | 执行副总裁总裁-运营 |
| 金伯利·O·瓦尼卡 | | 50 | | 总裁常务副秘书长兼总法律顾问 |
| 罗布·L·怀特 | | 54 | | 总裁副主计长兼首席会计官 |
Tillman先生被董事会任命为董事会主席，自2019年2月1日起生效。2013年8月，他被任命为总裁兼首席执行官。在此之前，蒂尔曼先生在埃克森美孚开发公司(一家项目设计和执行公司)担任工程副总裁总裁，负责全球所有从事重大项目概念选择、前端设计和工程的工程人员。2007年至2010年，蒂尔曼先生在挪威斯塔万格的埃克森美孚子公司担任北海生产经理和首席国别经理。蒂尔曼先生于1989年开始在埃克森美孚石油和天然气行业担任研究工程师，拥有丰富的运营管理和领导经验。
怀特黑德先生于2017年3月被任命为执行副总裁总裁兼首席财务官。在此之前，Whitehead先生自2012年5月以来一直担任EP Energy Corp.和EP Energy LLC(石油和天然气生产商)的执行副总裁总裁和首席财务官。2009年至2012年，怀特黑德先生担任战略与企业业务发展部高级副总裁以及埃尔帕索公司执行委员会成员。2006年加入埃尔帕索勘探生产公司，担任高级副总裁兼首席财务官。在加入埃尔帕索之前，怀特黑德曾担任Burlington Resources Inc.(石油和天然气生产商)副财务总监兼首席会计官总裁，以及前Burlington Resources Canada的首席财务官和首席财务官高级副总裁。
瓦格纳先生于2017年11月被任命为企业发展与战略执行副总裁总裁，自2017年3月起担任企业发展与战略主管高级副总裁，自2016年8月起担任企业发展与战略副总裁兼临时首席财务官，自2014年4月起担任企业发展副总裁总裁。在此之前，他曾在QR Energy LP(一家石油和天然气生产商)及其附属的量子资源管理公司担任西部事业部高级副总裁，并于2012年初加入量子资源管理公司，担任开采副总裁总裁。在此之前，瓦格纳于2010年至2012年在加拿大丰业银行(Scotiabank)的石油和天然气部门--丰业银行(Scotiabank)旗下的石油和天然气部门--驻休斯顿管理董事。在加入加拿大丰业银行之前，瓦格纳曾在德文能源公司(Devon Energy Corp.)担任副总裁总裁，负责墨西哥湾地区的石油和天然气生产。2003年，他加入德文能源公司，担任国际开采经理。
韩德胜于2021年3月被任命为运营执行副总裁总裁，此前他自2020年5月起担任高级副总裁，并自2017年10月起担任北区副总裁总裁。在此之前，他自2013年以来一直担任总裁地区副总裁，并管理俄克拉何马州、北达科他州和怀俄明州的运营。在资源公司工作之前，亨德森先生是伊比斯国际生产业务的开发经理，在他的职业生涯中，他参与了马拉松石油公司在挪威和墨西哥湾等地的多个主要项目。在2004年加入马拉松石油公司之前，他受雇于埃克森美孚，在那里他担任了多个运营和项目管理职位，责任越来越大。
沃尼卡女士于2022年3月被任命为常务副总裁总法律顾问，此前她自2021年1月起担任高级副总裁总法律顾问。沃尼卡于2021年3月被任命为秘书。在加入马拉松石油之前，她自2018年起在Alta Mesa Resources，Inc.(一家勘探生产和中游公司)担任执行副总裁总裁，总法律顾问、首席合规官兼秘书。在加入Alta Mesa之前，Warnica女士于2016年至2018年在马拉松石油法律部担任过多个职位，包括助理总法律顾问和助理秘书。在加入马拉松石油公司之前，Warnica女士曾在自由港麦克莫兰石油天然气公司(前身为普莱恩斯勘探和生产公司，一家石油和天然气生产公司)担任助理总法律顾问和助理秘书。她的职业生涯始于安德鲁斯·库思律师事务所。
怀特先生于2022年2月被任命为总裁副主计长兼首席会计官，此前他自2020年5月起担任内部审计副总裁。在此之前，他于2018年1月至2020年5月担任董事运营规划部部长，2014年1月至2017年12月担任董事中央测评和财务规划部部长。自1991年加入马拉松石油公司以来，怀特先生还担任过在公司规划和国内及国际会计方面责任越来越大的其他领导职位，包括财务规划经理、国内会计经理和E.G.会计经理。
可用信息
我们的网站是www.marathonoil.com。我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、当前表格8-K报告以及提交给美国证券交易委员会的其他报告和备案文件在报告提交或提交美国证券交易委员会后，在合理可行的范围内尽快在我们的网站上免费提供。我们网站上包含的信息不包括在本年度报告中的Form 10-K或我们的其他证券备案文件中。我们的文件也有硬拷贝，免费，请拨打德克萨斯州休斯敦城乡大道990号联系我们，邮政编码：77024-2217。美国证券交易委员会还设有一个网站(www.sec.gov)，其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人的信息。
此外，我们还在我们的网站上免费提供：
•我们的商业行为准则(包括我们针对高级财务官的道德准则)；
•我们的企业管治原则；
•我们的审计和财务委员会、薪酬委员会、公司治理和提名委员会以及健康、环境、安全和公司责任委员会的章程。
项目1A.风险因素
我们在经营过程中面临各种风险和不确定因素。以下总结了可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响的重大风险和不确定性。在考虑对我们证券的投资时，您应仔细考虑以下风险因素，以及在“关于前瞻性陈述的披露”中提及的事项，以及通过引用包含在本Form 10-K年度报告中的其他信息。
原油和凝析油、天然气和天然气价格的大幅下降将减少我们的经营业绩和现金流，并可能对我们资产的账面价值产生不利影响。
原油和凝析油、NGL和天然气市场一直不稳定，未来可能会继续波动，导致价格大幅波动。我们的收入和经营业绩高度依赖于我们收到的原油和凝析油、NGL和天然气的价格。影响原油和凝析油、天然气和天然气价格的许多因素都超出了我们的控制范围。这些因素包括：
•全球和国内原油和凝析油、液化天然气和天然气的供需情况；
•勘探、开发和生产原油和凝析油、天然气液化天然气和天然气的成本；
•欧佩克+成员国同意和维持产量控制的能力；
•非欧佩克国家的产量水平，包括美国页岩油的产量水平；
•其他勘探和生产公司的钻探、完井和生产活动水平，以及其中的可变性，以适应市场状况；
•石油和天然气产区的政治不稳定或武装冲突，如俄罗斯和乌克兰之间以及中东地区持续的冲突；
•天气模式和气候的变化；
•飓风、龙卷风等自然灾害；
•替代能源和竞争能源的价格和可获得性，如核能、水力发电、风能和太阳能；
•保护工作的效果；
•流行病或大流行，如新冠肺炎；
•影响能源消费和能源供应的技术进步；
•国内外政府规章和税收；以及
•世界范围内的总体经济状况。
这些因素和其他因素对原油和凝析油、天然气液化天然气和天然气价格的长期影响是不确定的。大宗商品价格的历史性下跌通过以下方式对我们的业务产生了不利影响：
•减少我们可以经济地生产的原油和凝析油、天然气和天然气的数量；
•减少我们的收入、营业收入和现金流；
•导致我们减少资本支出，并推迟或推迟一些资本项目；
•要求我们减损资产的账面价值；
•降低与原油和凝析油、天然气液化天然气和天然气有关的贴现未来净现金流的标准化计量;以及
•增加了获得资本的成本，如股本和短期及长期债务。
原油和凝析油、天然气液化物和天然气储量的估计取决于许多因素和假设，包括基于估计日期存在的条件的各种假设。该等情况或影响该等假设的其他因素的任何重大变动可能会损害我们储备的数量及价值。
表格10-K年度报告中包含的探明储量信息来自工程和地球科学估算。原油和凝析油、NGL和天然气的估算是由油藏工程师和地球科学专业人员团队根据SEC法规编制的，并由我们的公司储量集团审查和批准。储量是根据截至2023年、2022年和2021年12月31日止期间的SEC定价以及这些日期存在的其他条件进行估值的。
如果未来的商品价格平均低于2023年12月31日用于确定探明储量的价格，可能会对我们对探明储量的估计和我们的业务价值产生不利影响。未来储量的调整也可能是资本融资、钻井计划和政府监管等方面的变化造成的。
储量估计是一个主观过程，涉及估计从地下积累的原油和凝析油、NGL和无法直接测量的天然气中开采的量。经济可采储量及未来现金流量净额之估计取决于多项可变因素及假设，包括：
•油气藏的位置、规模和形态，以及油气藏的流体、岩石和生产特征;
•该地区的历史产量，与其他类似产区的产量相比;
•政府机构监管的假定影响;
•关于经营成本、税收、开发成本以及修井和修理成本的假设;以及
•行业经济状况、经营现金流量水平和其他经营考虑因素。
因此，不同的石油工程师和地球科学家，每个人都使用行业公认的地质和工程实践和科学方法，可能会根据相同的可用数据对探明储量和未来净现金流量做出不同的估计。由于该等储备估计的主观性质，以下各项目可能与估计金额有重大差异：
•生产的数量和时间;
•与生产有关的收入和成本;以及
•未来开发支出的数量和时间。
我们的业务可能会受到管道、铁路及其他运输能力限制的不利影响。
我们产品的适销性部分取决于收集和运输管道设施、轨道车、卡车和船舶的可用性、距离和容量。这些设施和设备可能由于市场状况、监管原因、机械原因或其他因素或条件而暂时无法向我们提供，并且可能在未来无法按我们认为可接受的条款向我们提供（如果有的话）。如果任何管道、轨道车、卡车或船只无法使用，我们将被要求尽可能地寻找合适的替代品来运输我们的原油和凝析油、NGL和天然气，这可能会增加成本和/或减少我们可能从销售我们的产品中获得的收入。我们在一个或多个地区的全部或部分生产可能会因无法获得合适的运输而不时中断或关闭。管道关闭也可能对安全产生影响，因为这将需要使用额外的卡车、轨道车和人员。此外，运输我们产品的管道、轨道车、卡车或船只的成本和可用性可能会受到与我们产品运输有关的新的州或联邦法规的不利影响。市场、监管或其他条件的任何重大变化，包括我们未能或无法按我们可接受的条款获得这些设施和设备或根本无法获得这些设施和设备，可能会对我们的业务产生重大不利影响，进而影响我们的财务状况和经营业绩。
如果我们收购原油和天然气资产，我们未能充分识别现有和潜在的问题，包括所有权问题，准确估计储量，生产率或成本，或有效地将收购的资产整合到我们的运营中，可能会对我们的业务，财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们通常寻求收购原油和天然气资产和租赁。例如，2022年12月，我们完成了对Ensign旗下Eagle Ford资产的收购，总现金对价为30亿美元。尽管我们以我们认为是勤勉和符合行业惯例的方式对将要收购的物业进行审查，但对记录和物业的审查不一定会揭示现有或潜在的问题，包括业权问题，也不可能允许我们充分熟悉物业，以便在成交之前充分评估可能的缺陷和潜在问题。我们收购的物业和租赁可能受到先前未注册协议的约束，或通过我们尽职调查未被记录或检测到的转让。如果与我们的项目相关的财产所有权受到挑战，我们可能不得不花费资金为任何此类索赔辩护，如果我们败诉，我们在其中的所有权利益可能会受到不利影响。即使发现了物业的问题，我们通常也会根据收购协议承担与收购物业相关的环境和其他风险及责任。此外，在估计与收购物业有关的原油、天然气和天然气的数量(如前所述)、未来的实际生产率和相关成本时，存在许多固有的不确定性。实际储量、生产率和成本可能与我们估计的有很大不同。此外，收购可能会对我们的业务和运营结果产生重大和不利的影响。特别是在收购物业的运营被整合到我们正在进行的运营中，或者如果我们无法有效地将收购物业整合到我们正在进行的运营中的时候。
我们的运营可能会受到美洲原住民条约、所有权和其他权利或索赔的影响。
我们现在是，将来也可能会受到各种法律法规的约束，这些法规适用于在美国印第安人保留地范围内经营的经营者和其他各方。这些法律和法规可能导致对雇用特定承包商或服务提供商施加某些费用、税收、环境标准、租赁条件或要求。这些要求中的任何一项，或在获得或无法获得在美洲原住民部落土地边界内运营所需的批准或许可方面的任何延误，都可能对我们的运营和勘探和开发新的和现有财产的能力产生不利影响。此外，州政府或联邦政府与美洲土著部落之间有时可能会就美国境内的土地所有权或各州与美洲土著部落之间的主权问题发生争执。例如，北达科他州和曼丹、Hidatsa和Arikara Nation或MHA Nation，也被称为Berthold要塞印第安人保留地的三个附属部落(“三个附属部落”)，就我们目前生产的密苏里河和小密苏里河(“争议土地”)下的某些土地的所有权发生了争议。在过去的五年里，美国内政部(“DOI”)就美国在这一争端上的立场发表了几次相互矛盾的意见。最近，在2022年2月4日，DOI发布了一份意见(“2022年M意见”)，总结了DOI的立场，即有争议的土地由三个附属部落信托持有。虽然2022年的M意见对DOI内的所有机构都具有约束力，但它对第三方没有法律约束力，包括马拉松石油公司、北达科他州或法院。根据这场所有权纠纷的最终结果，三个附属部落可能会质疑我们与部分争议土地有关的某些租约的有效性，如果挑战成功，可能会导致运营延误和额外成本，这可能会对我们的业务和运营结果产生重大不利影响。此外，无论结果如何，处理此类索赔或纠纷的过程都可能既昂贵又耗时，并可能导致延误，这可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
未来的勘探和钻探结果是不确定的，涉及大量成本和风险。
钻探原油和凝析油、NGL和天然气涉及许多风险，包括我们可能遇到不具有商业产量的油气藏的风险。钻井、完井和操作油井的成本往往是不确定的，钻井作业可能会因各种因素而减少、推迟或取消，包括：
•意外钻井条件;
•头衔问题；
•地层中的压力或不规则；
•设备故障或事故；
•勘探和钻探成本上涨；
•起火、爆炸、爆裂或表面凹陷；
•不能或无法使用管道或其他运输方式；以及
•在提供服务或交付设备方面短缺或延误。
我们在一个竞争激烈的行业中运营，我们的许多竞争对手都更大，拥有比我们自己更多的可用资源。
石油和天然气行业竞争激烈，许多竞争对手，包括大型综合和独立石油和天然气公司以及国家石油公司，比我们规模更大，可支配的资源要多得多。我们与这些公司在收购石油和天然气租约和其他资产方面展开竞争。我们还与这些公司争夺开发和运营这些资产所需的设备和人员，包括石油工程师、地质学家、地球物理学家和其他专家，以及向最终用户销售原油和凝析油、液化石油气和天然气。这种竞争可能会显著增加成本并影响资源的可用性，这可能会在购买设备、租赁和其他物业时为我们规模较大的竞争对手提供竞争优势。他们还可以利用其更多的资源来吸引和留住有经验的人员。
我们面临着各种与气候有关的风险，包括与向低碳经济转型有关的风险，以及气候变化造成的有形风险。
以下是可能对我们产生不利影响的潜在气候相关风险的摘要：
政策和法律风险. 政策风险包括寻求减少造成气候变化不利影响的活动或促进适应气候变化的行动，例如颁布与气候变化有关的法规、政策和举措，解决替代能源要求、新的燃料消耗标准、节能减排措施或负责任的能源开发等措施。这些发展可能会减少对用石油产品制造或由石油产品提供动力的产品的需求，以及对我们销售的天然气、原油和NGL的需求，进而降低价格。政策行动还可能包括限制或禁止石油和天然气活动，如2021年1月的总统和秘书命令，以及可能禁止水力压裂，这可能会导致我们的资产减记或减值。法律风险包括潜在的诉讼，声称除其他外，未能缓解气候变化的影响，未能适应气候变化，以及关于重大金融风险的披露不足。例如，政府实体和其他团体已经在几个州提起诉讼，要求各种生产化石燃料的公司对温室气体排放的所谓影响和这些燃料造成的其他所谓危害负责。这些诉讼声称气候变化造成了损害，原告正在根据各种理论寻求未指明的损害赔偿和减损。马拉松石油公司和许多其他公司一起，在其中几起诉讼中被列为被告。对全球气候变化风险的日益关注，增加了政府调查以及私人和公共诉讼的可能性，这可能会增加我们的成本，或者以其他方式对我们的业务产生不利影响。
市场风险.市场可能会受到气候变化的影响，因为某些大宗商品的供需变化，包括石油和天然气以及其他依赖石油和天然气的产品。对我们石油和天然气生产的需求减少，或者对以石油和天然气为燃料来源的产品的需求减少，或者对更低排放或更高效的产品和服务的需求增加，可能会导致更低的价格和更低的收入，或者对我们所依赖的必要第三方服务和设施的可用性产生不利影响。随着投资者将投资转向可能或被认为碳密集度较低的行业和替代能源行业，市场风险还可能表现为获得资本的机会有限。此外，某些投资顾问、银行以及主权财富、养老和捐赠基金最近一直在推动剥离对化石燃料公司的投资，并向银行施压，要求它们将融资限制在从事石油和天然气开采、生产和销售的公司。一些银行和资产管理公司为各种举措或银行或投资活动做出了与气候有关的承诺或指导方针，例如停止对北极钻探和煤炭公司的融资。还有一种风险是，金融机构可能被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。这些举措可能会干扰我们的商业活动、运营和获得资本的能力。向我们这样的能源公司提供融资的机构贷款机构也变得更加关注可持续的贷款做法，一些机构可能选择不向传统能源生产商或支持此类生产商的公司提供资金。这些发展可能会对包括我们在内的石油和天然气公司的股价造成下行压力，还可能导致基础设施项目和能源生产活动的限制、推迟或取消，最终影响我们未来的财务业绩。
技术风险. 支持向低碳经济体系过渡的技术改进或创新可能会对我们产生重大影响。与可再生能源或替代能源、电池储存和能源效率有关的新兴技术的开发和使用可能会降低对石油和天然气的需求，从而降低价格和收入。此外，许多汽车制造商已经宣布了将生产从内燃机转向电动汽车的计划，一些州和外国已经宣布，最早从2025年开始禁止销售内燃机汽车，这将减少对石油的需求。此外，当我们行业内的其他人使用或开发新的技术进步来降低排放时，我们可能会处于竞争劣势，或者可能会在竞争压力下被迫以高昂的成本实施新技术。我们可能无法应对这些竞争压力，或无法及时或以可接受的成本实施新技术。如果我们现在或未来使用的一项或多项技术过时，我们的业务、财务状况或运营结果可能会受到实质性和不利的影响。
声誉风险.气候变化是声誉风险的一个潜在来源，这与客户或社区对一个组织对向低碳经济转型的贡献或减损的看法的变化有关。这些观念的改变可能会降低对我们石油和天然气生产的需求，导致价格下降和收入减少，因为消费者会避开碳密集型行业，还可能会迫使银行和投资经理转移投资，如上所述减少放贷。
身体风险. 气候变化造成的潜在物理风险可能是由事件驱动的(包括极端天气事件的严重性增加，如飓风、冬季风暴、干旱或洪水)，或者可能导致海平面上升或慢性热浪的气候模式的较长期变化。潜在的实物风险可能导致环境或安全事故、对资产的直接损害以及供应链或分销链中断等间接影响，还可能包括水或其他原材料供应、来源、定价和质量的变化，这可能会影响钻井和完井作业。这些实物风险可能会对石油或天然气的需求产生不利影响或造成延迟，导致成本增加、生产中断和收入下降，并大幅增加成本或限制保险的可获得性。天气变化导致的能源使用减少可能会通过收入减少来影响我们的财务状况。我们减轻气候变化不利物质影响的能力在一定程度上取决于我们的备灾和应对能力以及业务连续性规划。
例如，我们的离岸业务涉及特殊风险，可能会对我们产生负面影响。
由于海洋环境的原因，近海作业带来了技术挑战和操作风险。海上作业的活动可能会带来风险，因为与油田服务基础设施和服务提供商的实际距离很远。泄漏或泄漏导致的环境补救和其他费用可能会导致重大责任。
如果我们不能成功地获得或找到更多的储量，我们未来的原油和凝析油、NGL和天然气产量将会下降，从而减少我们的现金流和运营结果，并损害我们的财务状况。
原油和凝析油、NGL和天然气的生产率通常随着储量的耗尽而下降。除了我们收购包含探明储量的其他资产的权益、进行成功的勘探和开发活动，或通过工程研究优化生产性能或确定目前未生产的其他储层或二次开采储量外，我们的探明储量可能会随着原油和凝析油、NGL和天然气的生产而大幅下降。因此，如果我们无法成功替代我们生产的原油和凝析油、NGL和天然气，我们未来的收入可能会下降。创建和维护未来生产前景清单取决于许多因素，包括：
•获得在有前景的地区勘探、开发和生产原油和凝析油、NGL和天然气的权利;
•钻井成功;
•能够及时、有效地完成项目;
•以可接受的成本找到或获得额外探明储量的能力;
•有能力为这些活动提供资金。
如果原油和凝析油、NGL和天然气价格下跌，可能会对我们的交易对手或合资伙伴履行其对我们的义务的能力产生不利影响，这可能会对我们的财务业绩产生负面影响。
我们经常与合作伙伴、共同工作的利益所有者和其他交易对手达成安排，以开展某些业务运营，例如石油和天然气勘探和生产，或原油和凝析油、NGL和天然气的运输，以分担与这些业务相关的风险。此外，我们还向各种买家销售我们的产品。如果商品价格下跌，我们的一些交易对手可能会遇到流动性问题，并可能无法履行其对我们的财务和其他义务。我们的合营伙伴或共同工作权益拥有人无法根据我们的合营协议及共同经营协议拨付其应占成本，或买方、承包商或其他交易对手不履行其对我们的责任，可能对我们的经营业绩及现金流量产生负面影响。
如果我们无法按预期成本及时完成资本项目，或者如果我们的项目经济学假设的市场条件恶化，我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流可能会受到重大不利影响。
与涉及钻井和完井活动、工程、采购和设施建设（包括对我们现有设施的改善和维修）的资本支出计划相关的延迟或成本增加可能对我们实现预测内部回报率和经营业绩的能力产生不利影响。延迟对我们的设施进行必要的更改或升级可能会使我们受到罚款或处罚，并影响我们提供我们生产的某些产品的能力。此类延迟或成本增加可能是由于不可预测的因素造成的，其中许多因素超出了我们的控制范围，包括：
•拒绝或延迟获得必要的监管批准和/或许可;
•建筑材料成本或人工成本意外增加的；
•部件或建筑材料运输中断;
•因缺水造成的费用增加或业务延误;
•不利的天气条件、自然灾害或其他影响我们设施或供应商的事件（如设备故障、爆炸、火灾或泄漏）;
•缺乏足够熟练的劳动力，或劳动力分歧导致计划外停工;
•与市场相关的项目债务或股权融资成本的增加;以及
•卖方、供应商、承包商或分包商不履约或与之发生争议。
这些因素中的任何一个或多个都可能对我们的资本项目产生重大影响。
我们的负债水平可能会限制我们的流动性和财务灵活性。
截至2023年12月31日，我们的长期债务总额为50亿美元，其中16亿美元将于明年到期。此外，我们还有4.5亿美元的未偿商业票据，到期日不同。我们的债务可能对我们的业务产生重要影响，包括但不限于以下方面：
•我们可能更容易受到普遍不利的经济和行业状况的影响；
•我们经营活动产生的部分现金流必须用于偿还债务，不得用于其他目的;
•我们在规划或回应行业转变方面的灵活性可能有限;
•我们的无担保循环信贷融资（“循环信贷融资”）和定期贷款融资中的财务契约规定，截至任何财政季度的最后一天，我们的总债务与总资本比率不得超过65%，如果超过，可能会使额外借款更加昂贵，并影响我们对经济和行业变化的计划和反应能力;
•与负债较少的同类公司相比，我们可能处于竞争劣势;以及
•未来用于营运资本、资本支出、收购或开发活动、一般企业或其他目的的额外融资可能会有更高的成本和更严格的契约。
我们可能会产生额外的债务，以资助我们的资本支出，收购或开发活动，或用于一般企业或其他目的。负债水平上升会增加我们的财务灵活性可能恶化的风险。我们履行债务和偿还债务的能力取决于未来的表现。整体经济状况、原油及凝析油、天然气凝析油及天然气价格、通胀、利率及财务、业务及其他因素将影响我们的营运及未来表现。该等因素中有许多是我们无法控制的，我们可能无法产生足够的现金流来支付债务的本金和利息，未来的营运资金、借款和股权融资可能无法用于支付或再融资该等债务。见第8项。财务报表及补充资料- 附注14综合财务报表附注，以讨论债务责任。
获取资本的困难或我们获取资本的成本大幅增加可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的信用评级下调或其他影响，包括第三方团体推动化石燃料股权撤资或向金融服务公司施压以限制或减少与化石燃料公司的活动，可能会对我们的资本成本和我们进入资本市场的能力产生负面影响，增加我们在商业票据计划、循环信贷融资和定期贷款融资上支付的利率和费用，并可能限制或减少与我们的银行交易对手的信贷额度。我们获得美国主要信用评级机构对我们债务的信用评级。由于近年来全球原油、NGL和天然气价格的波动，信用评级机构定期对能源行业的公司进行评估，包括我们。于2023年12月31日，我们的企业信贷评级为：标准普尔全球评级服务BBB-（稳定）;惠誉评级BBB-（正面）;及穆迪投资者服务公司。Baa 3（稳定）。每一信用评级均应独立评估，并非买入、卖出或持有证券的建议，并可由评级机构不时修订或撤销。信用评级过程取决于许多因素，其中许多因素超出了我们的控制范围。我们还可能被要求为某些合同义务出具信用证或其他形式的抵押品，这可能会增加我们的成本，并降低我们在循环信贷融资下的流动性或信用证能力。对我们获取资本能力的限制可能会对我们的资本支出预算水平、我们管理债务到期日的能力或我们应对不断变化的经济和商业环境的灵活性产生不利影响。
我们的商品价格风险管理活动可能使我们无法从商品价格上涨中充分受益，并可能使我们面临其他风险，包括交易对手风险。
全球商品价格波动。为减低商品价格波动及增加与原油、天然气液化物及天然气营销有关的现金流的可预测性，我们不时就部分预期产量订立原油、天然气液化物及天然气对冲安排。虽然对冲安排旨在减轻商品价格波动，但我们可能无法充分实现价格上涨超过用于管理价格风险的衍生工具价格水平的好处。此外，我们的对冲安排可能使我们在若干情况下面临财务亏损风险，包括对冲合约的对手方未能履行合约的情况。看到 第7A项。关于市场风险的定量和定性披露.
我们的部分主要项目及业务是与其他方共同进行，这可能会降低我们管理风险的能力。
我们经常与其他方订立安排进行某些业务运营，如石油和天然气勘探和生产，以分担与这些业务相关的风险。然而，这些安排也可能降低我们管理风险和成本的能力，特别是在我们不是运营商的情况下。我们对这些操作的行为和性能的影响和控制有限。此外，我们的一个或多个合作伙伴或共同利益所有者或与我们达成协议的实体或其代表的不当行为、欺诈、破产、不遵守适用法律法规或不当活动可能对我们的业务和声誉产生重大负面影响。
股息的宣布和支付，以及我们普通股的回购，都在我们董事会的自由裁量权范围内，并受到某些考虑和限制。
未来股息的支付以及我们普通股的任何回购均由我们的董事会酌情决定，董事会考虑的因素包括：
•可用现金;
•我们的经营业绩和预期的未来经营业绩;
•我们的财务状况，包括流动性、杠杆率和开展业务所需的预期未来资本支出;
•我们的运营费用；
•一般业务及市场状况;及
•董事会认为相关的其他因素。
我们预计将继续向我们的股东支付股息；然而，我们的董事会可能会在任何时候减少我们的股息或停止宣布股息，包括如果它确定我们经营活动提供的当前或预测的未来现金流(在扣除我们的资本支出和其他承诺之后)不足以向我们的股东支付我们希望的股息水平，或者根本不足以向我们的股东支付股息。
2023年11月，我们的董事会将我们的剩余股份回购计划授权增加到25亿美元，然而，该计划可能会随时被董事会暂停、修改或停止。
我们不能保证我们将继续以目前的速度支付股息或回购普通股，或者根本不会。我们向股东支付的股息金额的任何下调，或股票回购速度的放缓，都可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
由于遵守和变更法律、法规或要求或倡议(包括针对环境、健康、安全或安保的法律、法规或要求或倡议，或全球气候变化、空气排放或水资源管理的影响)，我们可能产生大量资本支出和运营成本，我们的生产可能受到不利影响，因此，我们的业务、财务状况、运营结果和现金流可能受到重大不利影响。
我们的企业目前受到许多与环境保护有关的法律、法规、行政命令和其他要求的约束，包括与向环境中排放材料有关的法律、法规、行政命令和其他要求，例如天然气燃烧、废物管理、污染预防、温室气体排放(包括二氧化碳和甲烷)、预防地震和保护濒危物种，以及与公众和员工的安全和健康以及设施安全有关的法律、法规和其他要求。
本届政府发布了多项行政和临时命令，涉及范围广泛的问题，包括气候变化、联邦土地上的石油和天然气活动、基础设施和环境正义。在这些行动之后，在规则制定过程的不同阶段又提出了一些相关的最终规则和监管建议。新规则、对现有规则的修订或延期，以及根据这些订单宣布的政策立场和举措的实施，可能会对我们的业务产生重大不利影响。
此外，我们开展业务的各州正在考虑应对气候变化或加强石油和天然气行业监管的提议，或者根据各州和美洲土著部落之间的主权问题实施额外的监管。由于这些法律、法规和正在考虑或以其他方式实施的其他要求或倡议，我们已经并可能继续产生资本、运营和维护和补救支出。如果这些支出和所有成本一样，最终没有反映在我们产品的价格中，我们的经营业绩可能会受到不利影响。这些法律、法规和其他要求的具体影响可能因多种因素而异，包括运营设施和生产流程的年限和位置。我们还可能被要求进行重大支出，以修改运营、安装污染控制设备、进行现场清理或削减运营，这可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大和不利影响。我们可能会承担与新的、修订的或更严格的要求、对现有要求的更严格解释或未来发现污染有关的责任，这是我们目前没有预料到的。此外，如果我们不遵守现有或未来的法律、法规和其他要求，可能会导致针对我们的民事处罚或刑事罚款和其他执法行动。例如，我们收到了来自环保局的违反(NOV)S的通知，涉及我们在2015年至2019年期间在贝特霍尔德要塞印第安人保留地的业务涉嫌违反《清洁空气法》。我们继续积极与环境保护局和司法部谈判同意法令草案。执法行动的解决可能包括金钱制裁，我们对此保持我们估计的应计利润，以及实施环境缓解项目和禁令条款，这将增加我们的开发成本和运营成本。截至本文件提交之日，我们无法估计与此事相关的全部财务影响，因为此事的最终结果存在很大不确定性，而且该结果可能与我们的预期和我们的应计项目大不相同。
总裁和他的政府已经采取了应对气候变化的措施，我们预计这样的行动还会继续，包括可能影响我们业务的更多命令、法律或法规。我们的运营导致温室气体排放。目前，美国针对温室气体排放(包括二氧化碳、甲烷和一氧化二氮)的各种立法或监管措施正处于审查、讨论或实施的不同阶段。在国际上，《巴黎协定》要求签署国设定自愿减少国内温室气体排放的目标。2021年2月，总裁根据《巴黎协定》为美国温室气体排放设定了一项“国家决定的贡献”，到2030年将实现比2005年水平至少减少50%的排放。此外，2021年9月，总裁公开宣布了全球甲烷承诺，该协议的目标是到2030年将全球甲烷排放量比2020年的水平减少至少30%。自在联合国第26次缔约方大会上正式启动以来，已有150多个国家加入了这一承诺。在第27次缔约方大会上，总裁宣布了环保局提出的减少现有油气来源甲烷排放的标准，并同意与欧盟和其他一些伙伴国家一起制定甲烷排放监测和报告标准，以帮助创造一个低甲烷强度天然气市场。最近，一些国家已采取行动，呼吁增加可再生能源产能，并在2030年前将能效提高一倍。各州和地方政府也公开承诺推进《巴黎协定》的目标。
此外，国会2022年8月通过的《爱尔兰共和军》包括多项以气候为重点的支出举措，旨在应对气候变化、加强应对和准备应对极端天气事件，以及清洁能源和交通投资。爱尔兰共和军还为低碳能源生产方法、碳捕获和其他旨在应对气候变化的项目的研发提供了大量资金和激励措施，包括修订《清洁空气法》，对某些天然气和石油来源的甲烷排放征收“废物排放费”，这些来源已经被美国环保局的温室气体报告计划要求报告。为了实施该计划，爱尔兰共和军要求在2024年前修订石油和天然气系统的温室气体报告条例(W分部)。2023年7月，美国环保局建议按照爱尔兰共和军的要求，扩大石油和天然气设施温室气体报告计划的范围。在其他方面，拟议的规则扩大了受报告要求约束的排放事件，将“其他大型排放事件”包括在内，并将报告要求适用于某些新的污染源和行业。该规则预计将于2024年春季最终敲定，并于2025年1月1日生效，比2024年温室气体报告的截止日期(2025年3月)提前。根据2024年甲烷排放和减少废物激励计划，超过年度甲烷排放门槛的费用将为每吨900美元，2025年将增加到1200美元，2026年将增加到1500美元。此外，美国已经出现了一些州和地区的努力，旨在通过以下方式跟踪和/或减少温室气体排放：碳税、鼓励使用可再生能源或替代低碳燃料的政策和激励措施、制定温室气体清单和限额交易计划，这些计划通常要求主要温室气体排放源(如发电厂)获得并交出排放限额，以换取这些温室气体的排放。此外，许多州和地方领导人加强或表示打算加强努力，支持国际气候承诺和条约。新的或现有的法律、法规或国际协议可能导致运营和维护我们的设施的成本增加，在我们的设施安装新的排放控制的资本支出，以及管理任何潜在的温室气体排放或碳交易或税收计划的成本。这些成本和资本支出可能是实质性的。尽管不确定，但这些发展可能会增加我们的成本，减少对原油和凝析油、NGL和天然气的需求，刺激对不依赖化石燃料燃烧的替代能源的需求，限制未来的发展机会，降低我们储量的价值，并导致我们为新建或改造设施获得空气污染许可方面的延误。
要求披露温室气体排放和其他与气候有关的信息的条例也越来越多地在联邦和州一级得到通过或提议。例如，2022年3月21日，美国证券交易委员会发布了关于加强和规范气候相关强制性披露的拟议规则。拟议的规则将要求登记者在其登记声明和定期报告中列入某些与气候有关的披露。虽然拟议规则的最终生效日期以及这些要求的最终形式和实质尚不清楚，最终范围和对我们业务的影响也不确定，但如果最终确定遵守拟议规则，可能会导致法律、会计、运营、技术和财务合规成本增加，使一些活动变得更加困难、耗时和昂贵，并给我们的人员、系统和资源带来压力。我们还可能面临法规要求的与气候有关的披露带来的更大诉讼风险。此外，加强气候披露要求可能会加速某些利益攸关方和贷款人限制或寻求对其在某些碳密集型部门的投资提出更严格条件的趋势。
可能采取与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措，可能会导致合规成本增加、运营限制或油气井完工延迟。
水力压裂是一种常用的工艺，需要向井筒中注入水、沙子和少量化学物质，以便将地表以下数千英尺处的含油气岩石压裂，以促进碳氢化合物更高程度地流入井筒。我们的业务在我们的美国业务中广泛使用这项技术。通过许可和合规要求，在州和地方各级对水力压裂进行了监管。在页岩资源丰富的地区，已经或可能提出或实施各种州和地方一级的倡议，以进一步规范水力压裂实践，限制抽水和用水，要求披露压裂液成分，限制可以使用的添加剂，或实施暂时或永久的水力压裂禁令。
加强对水力压裂过程的监管和关注可能会导致对使用水力压裂技术的石油和天然气活动的更大反对，包括诉讼。额外的立法或监管也可能导致原油和凝析油、NGL和天然气(包括页岩气藏)生产的运营延迟或运营成本增加，或者可能使水力压裂变得更加困难。通过任何联邦、州或地方法律或实施有关水力压裂的法规可能会导致新油井和气井完工量的减少和合规成本的增加，这可能会增加我们的运营成本，并在获得监管部门批准钻探和完成油井方面造成相当大的延误。
可能采取联邦、州和地方立法和监管举措，旨在解决我们运营地区潜在的诱发地震活动，可能会导致合规成本增加、运营限制或油气井完工延迟。
石油和天然气的生产本质上涉及产出水和油气废物的产生。州和联邦监管机构一直在关注用于石油和天然气废物处理的注水井的运行与地震活动之间可能存在的联系。除了注水井和地震活动之间的潜在联系之外，还有人担心水力压裂活动可能与异常地震事件有关。当由人类活动引起时，这种事件称为诱发地震活动。马拉松石油公司经营采出水注入井，并在第三方运营的注入井中处理石油和天然气废物的合同。此外，马拉松石油公司在其美国业务中使用水力压裂技术。
根据公众或政府当局对这种处置活动的关切，与地下注水井处置产出水有关的法律要求可能会有所改变。最近在注入处理井附近发生的地震事件引起了这种关切，这些井用于通过注入处理石油和天然气活动产生的产出水。2016年，美国地质调查局发现，新墨西哥州、俄克拉何马州和德克萨斯州等地的诱发地震活动率增加，这可能归因于流体注入或石油和天然气开采。为了回应人们对诱发地震活动的担忧，一些州的监管机构已经或正在考虑对采出水处理井的许可和运营提出额外要求。例如，在德克萨斯州，铁路委员会于2014年通过了关于允许或重新允许用于处理产出水和石油和天然气生产产生的其他流体的井的规定，以解决该州境内引发的地震活动担忧。除其他事项外，这些规则要求寻求处置井许可证的公司在许可证申请中提供地震活动数据，规定对某些井进行更频繁的监测和报告，并允许国家以处置井可能引起或确定引起地震活动为理由修改、暂停或终止许可证。另一个例子包括新墨西哥州石油保护司最近在2021年宣布的《减轻地震事件计划和议定书》，该计划要求对某些地震事件特定距离内的盐水处置井进行监测和潜在的削减或关闭。各国可发布新的命令或实施政策，暂时关闭或减少地震事件附近现有油井的注水量。旨在解决这些担忧的立法、监管和政策举措可能会导致额外的监管水平或其他要求，可能会导致运营延误，增加我们的运营和合规成本，或以其他方式对我们的运营产生不利影响。
地震事件的另一个后果可能是诉讼，指控处置井的操作对财产造成了损害，或者违反了州和联邦有关废物处理的规定。这些事态发展可能导致对我们或我们可能与之签订合同处理产出水的第三方使用注水井进行额外的监管和限制。加强对诱发地震活动的监管和关注也可能导致更大的反对，包括提起诉讼，限制或禁止利用注水井处理采出水的石油和天然气活动。
这些发展中的任何一个或多个都可能导致运营延迟、增加我们的运营和合规成本或以其他方式对我们的运营产生不利影响。
美国或全球市场的政治和经济发展、可能的恐怖主义活动以及法律或政策的变化可能会对我们的业务产生不利影响，并大幅减少我们的盈利能力和现金流。
美国和全球市场的当地政治和经济因素可能会对我们产生实质性的不利影响。在美国境内或境外开展业务时，我们可能面临政治、地理和经济风险，以及可能发生的恐怖或海盗活动或其他武装冲突。此外，在美国境内或境外开展业务也存在许多风险，例如，政府可能会没收我们的财产，有偿或无偿，可能试图重新谈判或撤销现有的合同安排，或者可能征收额外的税款或特许权使用费负担。此外，我们的国际行动可能受到经济或地缘政治事态发展、政权更迭、暴力或其他冲突的不利影响。这样的发展可能会对我们的运营结果和现金流产生负面影响。这些发展或其他国际法规或行政障碍可能会对我们的权益法投资对象的股息或其他分配及其时机产生不利影响。
美国或全球政治和经济环境的变化，或美国或全球的任何敌意，或未来恐怖袭击或其他武装冲突的发生或威胁，都可能对美国和其他发达国家的经济产生不利影响。较低的经济活动水平可能会导致能源消耗下降，这可能会导致我们的收入和利润率下降，并限制我们未来的增长前景。这些风险可能导致原油和凝析油、天然气液化石油气和天然气价格波动加剧。此外，这些风险可能会增加金融和保险市场的不稳定性，使我们更难获得资本和获得我们认为足够的保险范围。这些风险还可能导致生产设施或其他运营资产受损或无法使用，并可能限制我们的服务和设备提供商交付我们开展运营所需物品的能力。
政府通过税收立法或税法解释的行动，以及法律、行政命令和商业限制的其他变化，可能会降低我们在美国和海外的运营盈利能力。美国政府可以阻止或限制我们在外国做生意。这些限制以及外国政府的限制在过去限制了我们在各国开展业务或获得机会的能力，今后也将继续这样做。美国或外国法律的变化也可能对我们的业绩产生不利影响，包括新的法规导致遵守法规的成本增加，以及通过管道、轨道车、卡车或船只运输我们的产品的成本增加，或者采用政府支付透明度法规，可能要求我们披露具有竞争敏感性的商业信息，或者可能导致我们违反其他国家的保密法律。
我们的部门和更广泛的美国经济在2023年经历了与持续的供应链中断、劳动力短缺和地缘政治不稳定有关的通胀压力。如果这些情况持续下去，可能会影响我们以具有成本效益的基础上采购材料和设备的能力，或者根本没有影响，因此，我们的业务、运营结果和现金流可能会受到实质性和不利的影响。
在整个2023年，由于供应受限、供应链中断、需求增加、与充分就业的美国劳动力相关的劳动力短缺、通胀和其他因素，我们经历了包括钢铁、钻井平台和燃料在内的某些材料的成本变化。我们的预算过程纳入了对通胀的预测，虽然我们已将通胀因素纳入2024年的业务计划，但2024年的通胀可能会超过这些假设。这些供需基本面因多个地缘政治事件造成的全球能源供应中断而进一步恶化，其中包括俄罗斯和乌克兰之间以及中东地区持续的冲突。我们继续采取行动并实施计划，以加强我们的供应链战略，以应对市场压力并保护获得商品和服务的必要机会。然而，我们预计在可预见的未来，供应链将受到限制，我们的成本结构可能会继续面临通胀压力。如果我们无法缓解这些风险，意外的供应链限制和通胀压力可能会继续对我们的运营成本产生不利影响，还可能影响我们以及时和具有成本效益的方式采购材料和设备的能力(如果有的话)，这可能导致利润率下降和生产延迟，从而可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流造成重大不利影响。
美国和国际税收规则和法规的变化，或其解释，可能会对我们的现金流、经营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
我们在美国联邦、州和地方司法管辖区以及我们开展业务的外国司法管辖区须缴纳所得税和非基于收入的税收。由于经济、政治和其他条件，不同司法管辖区的税务法律、法规和行政惯例可能会因经济、政治和其他条件而发生重大变化，无论是否事先通知，在评估和估计我们的拨备和应计税额时需要做出重大判断。我们的纳税义务可能受到许多因素的影响，例如税收、会计和其他法律、法规、行政做法、原则和解释的变化，特定征税管辖区的收入组合和水平，或者我们的所有权或资本结构。例如，2022年8月16日，美国颁布了爱尔兰共和军，该法案非常复杂，有待解释，并对美国税法进行了重大修改，包括但不限于15%的公司账面最低税率和1%的股票回购消费税。美国财政部和美国国税局预计将发布进一步的法规和解释性指导，以实施爱尔兰共和军包含的立法。根据目前的法律和指导，我们在2023年没有缴纳公司账面最低税额，但预计2024年将适用公司账面最低税额。我们预计公司账面最低税额将对我们的合并现金税产生实质性影响，美国公司税制其他变化的颁布可能会在未来产生类似的影响。
传染病的爆发已经并可能继续对我们的业务、财务状况和经营业绩造成不利影响。
全球或国家的健康担忧，包括传染病的广泛爆发，除其他影响外，可能会对全球经济产生负面影响，降低对原油、NGL和天然气的需求和定价，导致运营中断，并限制我们执行业务计划的能力，其中任何一项都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。此外，对任何传染性疾病爆发的影响的不确定性可能导致原油、天然气和天然气价格波动加剧。
虽然随着新冠肺炎疫情的演变，对原油、凝析油、NGL、天然气和其他石油烃的需求大幅回升，但我们无法预测流行病和新冠肺炎等传染病的爆发(包括新的和不同菌株的出现、传染性和威胁)对整体经济活动以及对我们产品的需求和定价的未来影响。这些风险和不确定性可能会对我们的业务产生负面影响；影响我们交易对手履行义务的能力；导致某些钻探活动自愿和非自愿的减少、推迟或取消；损害我们的储备数量或价值；造成运输和储存能力限制；造成包括员工、承包商和分包商在内的关键人员短缺；中断全球供应链；增加减值及与我们的收益相关的费用；影响我们手头的现金、现金的使用，并导致我们的财务灵活性和流动性下降。此外，受新冠肺炎影响的相关风险，以及新冠肺炎等传染病的流行和爆发，未来可能会影响我们的劳动力和我们实现业务目标的方式，这种影响可能是实质性的。
我们的业务可能会受到针对我们的计算机和电信系统和基础设施的网络攻击或针对我们的第三方服务提供商的网络攻击的负面影响。
与石油和天然气行业的其他公司一样，我们的业务越来越依赖数字技术，包括由第三方服务提供商或本行业其他商品或服务提供商管理的技术，我们直接或间接依赖它们来帮助我们收集、托管或处理信息。这些技术被整合到我们的业务运营中，并被用作我们在美国和海外的生产和分销系统的一部分，包括那些用于将产品运往市场、实现通信并为我们的业务提供大量其他支持服务的系统。因此，我们使用互联网和其他公共网络进行通信、服务和存储，包括“云”计算，使我们和我们的用户面临网络安全风险。
不能保证我们的安全措施将提供绝对的安全。我们可能无法预测、检测或预防网络攻击，特别是因为攻击者使用的方法经常变化，或者可能在发动之前无法识别，而且攻击者越来越多地使用旨在绕过控制和避免检测的技术。因此，我们和我们的第三方服务提供商可能容易受到超出我们控制范围的安全事件的影响，我们可能成为网络攻击和物理攻击的目标，这些攻击可能导致未经授权访问我们的信息系统或数据、我们客户和员工的数据或对我们的业务造成重大干扰。这些攻击可能会对我们的业务运营、我们的收入和利润、我们遵守法律、合同和监管要求的能力、我们的声誉和商誉产生不利影响，并导致法律风险、执法行动和诉讼。我们的信息系统和相关基础设施在过去经历了未经授权访问的企图和实际情况，但我们没有遭受任何损失或违规行为，这对我们的业务、运营或与此类攻击有关的声誉产生了实质性影响；然而，我们不能保证我们未来不会遭受此类损失或违规行为。
随着网络攻击的持续发展，我们可能需要花费大量额外资源来应对网络攻击，继续修改或增强我们的保护措施，或者调查和补救任何信息系统和相关基础设施的安全漏洞。此外，持续和不断变化的网络安全攻击威胁导致法律和合规问题的演变，包括监管对预防的关注增加，这可能需要我们花费大量额外资源来满足这些要求。我们还可能受到与网络安全问题相关的监管调查或诉讼。
负面宣传可能会对我们的业务造成实质性的不利影响。
时不时地，有关石油和天然气行业的政治和公众情绪或其影响可能会导致负面的新闻报道和其他影响我们业务的不利公开声明。近年来，所有行业的公司都面临着来自各种利益相关者越来越多的审查，包括投资者权益倡导团体、代理咨询公司、某些机构投资者和贷款人、投资基金以及其他与其ESG和可持续发展实践相关的有影响力的投资者和评级机构。如果我们不适应或遵守投资者或其他利益相关者在ESG问题上的期望和标准，因为它们不断发展，或者如果我们被认为没有对日益关注的ESG和可持续发展问题做出适当或足够快的反应，无论是否有监管或法律要求这样做，这可能会侵蚀我们利益相关者的信任，从而影响我们的品牌和声誉。
此外，尽管我们相信我们可以实现我们的自愿公司目标和目标，但任何未能实现或认为未能实现自愿目标或长期目标(包括温室气体排放目标和其他环境目标)的行为都可能导致媒体的负面报道和其他影响马拉松石油公司的不利公开声明。不利的新闻报道和其他不利的声明，无论是否受到政治或公众情绪的驱动，也可能导致监管机构、立法者和执法官员的调查或法律索赔。
我们的运营会受到业务中断和人员伤亡损失的影响。我们不为所有潜在损失投保，因此我们可能会受到意外负债和成本增加的严重损害。
我们的美国和国际业务经常受到计划外事件的影响，包括井喷、爆炸、火灾、油井失控、泄漏、龙卷风、飓风和其他不利天气、海啸、地震、火山喷发或核灾难或其他灾难、劳资纠纷和事故。同样的风险也适用于从我们工厂运输我们产品的第三方。任何管道、轨道车、卡车或船只运输我们产品的能力长期中断，可能会导致业务中断或增加成本。我们的运营还受到污染、有毒气体排放和其他环境危害和风险等额外危险的影响。
这些危险中的任何一种都可能导致严重的人身伤害或生命损失、财产和设备的重大破坏、环境污染、业务损害和我们的重大损失。过去，各种危险对我们造成了不利影响，未来涉及我们或我们的任何资产或运营的灾难性事件造成的损害可能会导致我们在一个或多个声称可能提出巨额索赔的诉讼中被列为被告，或者我们可能被政府当局评估为巨额罚款。我们为经营风险产生的许多(但不是全部)潜在损失或责任提供保险，保险金额为我们认为是审慎的。由于经营风险而产生的未投保损失和负债可能会减少我们可用于资本、勘探和投资支出的资金，并可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。从历史上看，我们一直为有形损害提供保险，包括有时导致我们主要的陆上和离岸设施的业务中断，并有大量的自我保险扣留。在未来，我们可能无法以合理的费率维持或获得我们想要的类型和金额的保险。作为市场状况的结果，我们保单的保费和免赔额将随着时间的推移而变化，并可能升级。在某些情况下，某些保险可能变得不可用或只能在承保金额减少的情况下才能获得。
私人原告、政府官员或实体提起的诉讼可能会对我们的业绩产生不利影响。
我们目前正在为诉讼辩护，预计未来我们将被要求为新的诉讼辩护。此类诉讼的主题可能包括我们的设施释放有害物质、隐私法、合同纠纷、所有权纠纷、特许权使用费纠纷或适用于我们运营的任何其他法律或法规。在一些案件中，原告或原告寻求涉及一大类潜在诉讼人的据称损害赔偿，并可能声称与延长的时间或其他指称的事实和情况有关的损害赔偿。如果我们不能成功地为此类索赔辩护，它们可能会导致重大责任。我们没有涵盖所有这些潜在责任的保险。除了承担重大责任外，诉讼还可能寻求禁制令救济，这可能会对我们未来的运营产生不利影响。
例如，政府实体和其他团体已经在几个州提起诉讼，要求各种生产化石燃料的公司对温室气体排放的所谓影响和这些燃料造成的其他所谓危害负责。这些诉讼声称全球变暖造成了损害赔偿，原告正在根据各种理论寻求未指明的损害赔偿和减损。马拉松石油公司和许多其他公司一起，在其中几起诉讼中被列为被告。类似的诉讼可能会在其他司法管辖区提起。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。
项目1B.未解决的工作人员意见
没有。
项目1C.网络安全
风险管理和战略
我们实施了网络安全控制和流程，以识别、发现、防范、应对和恢复威胁和网络安全风险。除其他外，这些威胁和风险包括：运营风险；知识产权盗窃；欺诈；敲诈勒索；对员工或客户的伤害；违反隐私法或安全法以及其他诉讼和法律风险；以及声誉风险。我们的方法由外部网络安全专家提供信息，并与美国国家标准与技术研究所(NIST)的框架和标准保持一致。我们的技术与创新总监高级副总裁拥有计算机科学学士学位，拥有超过35年的商业经验，管理大规模系统环境和相关的网络安全威胁风险，并制定和实施网络安全政策和程序，负责监督我们的网络安全计划。此外，我们的网络安全团队拥有来自该领域知名组织的各种认证，例如网络安全和基础设施安全局(CISA)、欧盟委员会(ECC)和全球信息保证认证(GIAC)，此外还有许多供应商特定的认证。我们的企业风险管理计划将网络安全风险与其他公司风险一起考虑。作为我们企业风险管理流程的一部分，我们的企业风险专家咨询公司主题专家，以收集识别网络安全风险、评估其性质和严重性所需的信息，以及确定缓解措施和评估这些缓解措施对剩余风险的影响。
我们的网络安全风险管理流程包括一套IT和安全政策和程序、桌面模拟演习、技术安全控制、政策执行机制、来自第三方提供商的监控系统、工具和相关服务，以及用于评估、识别和管理网络安全威胁风险的管理监督。我们还利用政府合作伙伴关系、行业和政府协会、第三方基准、内部和第三方审计结果、威胁情报馈送和其他类似资源为我们的网络安全流程提供信息。定期对我们的技术控制进行评估，包括通过内部审计、对我们的网络安全态势进行年度第三方评估以及对我们的网络安全标准、流程和团队进行一年两次的评估。我们的信息技术指导委员会使用包括严格的第三方风险评估的正式程序批准实施新技术和升级我们现有的系统。此评估在部署任何新技术或供应商之前评估并降低与它们相关的网络风险。我们采用持续监控技术，提供供应商网络安全态势的实时更新，提醒我们因网络事件或技术变化而发生的任何重大变化。在我们与第三方提供商的合同过程中，我们要求对他们的网络安全和数据保护标准进行初步和持续的认证。
为了提高员工和承包商的网络安全意识，我们利用正式的强制性培训，并纳入其他培训和教育机会。我们还维护网络安全事件响应计划，以指导我们检测、响应和恢复网络安全事件，其中包括评估事件严重程度、升级、遏制、调查和补救事件的流程，以及遵守法律和监管义务并减轻声誉影响的流程。我们通过基于情景的年度桌面演习来测试我们的网络安全事件响应和灾难恢复计划。我们还拥有流程和技术，可在发生需要完全或部分恢复数据中心的网络事件时提供冗余计算和备份操作。
此外，2023年，我们聘请了第三方进行网络风险量化评估。这项评估的重点是估计我们网络内广泛传播的勒索软件攻击的可能性和潜在的财务影响。它涉及对我们目前和计划中的网络安全能力进行彻底评估。
治理
我们的审计和财务委员会完全由独立董事组成，负责监督与其监督本公司的企业风险管理流程相关的网络安全风险。
马拉松石油公司的高级领导层和我们董事会的审计和财务委员会定期收到网络安全更新，并至少每年向审计和财务委员会正式报告。我们的首席信息官定期向高级领导层和审计和财务委员会提交报告，说明我们对网络安全威胁和风险的持续评估，旨在防止和检测威胁、攻击、入侵和漏洞的数据安全计划，以及潜在风险的管理、缓解和补救，以及任何实际的网络安全和信息技术风险和漏洞。此外，审计和财务委员会和内部审计的管理层审查报告定期对我们的信息技术部门进行评估。
到目前为止，本公司尚未经历任何重大网络安全事件，我们也不知道有任何合理可能对本公司产生重大影响的网络安全风险。有关公司网络安全风险的更多信息，请参阅项目1A.风险因素.
第三项：法律诉讼
我们是一些在正常业务过程中产生的法律和行政诉讼的被告，包括但不限于特许权使用费索赔、合同索赔、税务纠纷和环境索赔。虽然最终结果和对我们的影响无法确定，但我们相信这些诉讼的解决不会对我们的业务或运营产生实质性的不利影响。
见项目7.8.财务报表和补充数据-附注24关于这种法律和行政诉讼的说明，请参阅合并财务报表。
环境诉讼程序
以下是截至2023年12月31日，根据联邦和州环境法，涉及我们的某些待决或正在考虑的诉讼摘要。
政府实体已经在几个州提起诉讼，要求各种生产化石燃料的公司对温室气体排放的所谓影响和这些燃料造成的其他所谓危害负责。这些诉讼声称气候变化造成了损害，原告正在根据各种理论寻求未指明的损害赔偿和减损。马拉松石油公司和许多其他公司一起，在其中几起诉讼中被列为被告。类似的诉讼可能会在其他司法管辖区提起。虽然最终结果和对我们的影响无法确切预测，但我们相信，针对我们的索赔不会对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
截至2023年12月31日，我们在全国各地都有根据联邦和州环境法规寻求补救的地点，或者私人当事人正在通过讨论或诉讼寻求补救的地点。根据目前可用的信息，用于解决与这些地点相关的清理和补救成本的应计金额并不重要。
我们收到了来自环保局的违反(NOV)S的通知，涉及我们在2015年至2019年期间在福特贝托尔德印第安人保留地的运营涉嫌违反《清洁空气法》。我们继续积极与环境保护局和司法部谈判同意法令草案。执法行动的解决可能包括金钱制裁，我们对此保持我们估计的应计利润，以及实施环境缓解项目和禁令条款，这将增加我们的开发成本和运营成本。截至本文件提交之日，我们无法估计与此事相关的全部财务影响，因为此事的最终结果存在很大不确定性，而且该结果可能与我们的预期和我们的应计项目大不相同。
在2020年和2022年对我们在新墨西哥州的某些石油和天然气设施进行立交桥后，我们收到了来自环保局的NOV，涉及涉嫌违反《清洁空气法》的行为。这些通知涉及涉嫌排放和允许违规行为。我们已经开始与环保局进行讨论，以解决这些问题。由于我们仍在调查这些指控，我们无法估计与此事相关的潜在损失，但有合理的可能性，该决议可能导致罚款或罚款超过30万美元。
但是，如果我们对这些成本的假设被证明是不准确的，未来的支出可能会超过我们的应计金额。
第二项第四项：煤矿安全披露
不适用。
第II部
项目5.注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股本证券的市场
马拉松石油公司普通股的主要交易市场是纽约证券交易所(“NYSE”)，交易代码为“MRO”。截至2024年1月31日，马拉松石油普通股的登记持有人为23,837人。
分红-我们的董事会打算根据我们的财务状况和经营结果宣布和支付马拉松石油公司普通股的股息，尽管根据特拉华州的法律或重述的公司证书，它没有义务这样做。在决定我们的股息政策时，董事会将依赖我们的综合财务报表。马拉松石油公司普通股的股息仅限于我们合法可用的资金。
根据股权补偿计划获授权发行的证券-见下“根据股权补偿计划获授权发行的证券” 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 此表格的10-K
发行人购买股票证券-下表提供了马拉松石油公司在截至2023年12月31日的季度内购买马拉松石油公司根据1934年证券交易法第12节登记的股权证券的信息。截至2023年12月31日，我们在股票回购计划下剩余约23亿美元的授权。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期间 | 购买的股份总数：(a) | | 每股平均支付价格(b) | | 作为公开宣布的计划或计划的一部分而购买的股票总数(c) | | 根据计划或计划可能尚未购买的股票的大约美元价值(B)(C) |
| 10/01/2023 - 10/31/2023 | 5,138,870 | | | $ | 26.97 | | | 5,138,870 | | | $ | 1,211,419,807 | |
| 11/01/2023 - 11/30/2023 | 4,351,229 | | | 25.92 | | | 4,351,229 | | | 2,406,100,240 | |
| 12/01/2023 - 12/31/2023 | 4,070,278 | | | 24.57 | | | 4,070,278 | | | 2,306,100,537 | |
| 总计 | 13,560,377 | | | $ | 25.91 | | | 13,560,377 | | | |
(a)员工没有向马拉松石油公司交付限制性股票，以满足预扣税款的要求。
(b)不包括股票回购的1%消费税。
(c)2006年1月，我们宣布了一项20亿美元的股票回购计划。我们的董事会随后多次增加了对该计划下回购的授权，详情如下，导致累计授权131亿美元。这一总授权金额涵盖2006-2023年计划的整个生命周期，其中包括在2011年马拉松石油公司剥离之前和之后进行的股票授权批准。
授权股份回购计划的个别增加是：2007年1月的5亿美元；2007年5月的5亿美元；2007年7月的20亿美元；2013年12月的12亿美元；2019年7月的9.5亿美元；2021年11月的14亿美元；2022年5月的14亿美元；2022年11月的18亿美元；2023年11月的13亿美元。
截至2023年12月31日，我们已回购了4.07亿股普通股，成本约为108亿美元，不包括消费税、交易费和佣金。该计划下的购买由我们自行决定，可以是公开市场交易，包括大宗购买，也可以是使用手头现金、运营产生的现金或潜在资产出售所得的私下谈判交易。本计划可能会根据我们的财务状况或市场状况的变化而改变，并可在完成之前由董事会终止。截至2023年12月31日回购的股票作为库存股持有。
第6项。[已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
管理层的讨论和分析提供了对公司历史上的经营结果、财务状况、流动性和资本资源的叙述，并概述了影响最近收益的因素，以及那些合理地可能影响未来收益的因素。应结合下列信息阅读以下讨论和分析项目8.财务报表和补充数据 包括涉及某些风险和不确定因素的前瞻性陈述。见“关于前瞻性陈述的披露”(紧接第一部分之前)和项目1A.风险因素.
我们的两个可报告的运营部门都按地理位置组织，并根据所提供的产品和服务的性质进行管理。
•美国-在美国勘探、生产和销售原油和凝析油、NGL和天然气；以及
•国际-在美国以外勘探、生产和销售原油和凝析油、天然气和天然气，以及生产和销售以天然气为原料的产品，例如液化天然气和甲醇。
高管概述
我们是一家独立的勘探和生产公司，专注于美国的资源业务：德克萨斯州的Eagle Ford，北达科他州的Bakken，俄克拉何马州的Stack and Cuop，以及新墨西哥州和德克萨斯州的二叠纪。我们在美国的资产与我们在例如如下所示，我们的愿景和使命得到了我们的基金会和价值观的支持。我们希望通过遵守资本分配框架来实现我们的愿景，该框架限制了我们的资本支出相对于我们预期的运营现金流。我们分配资本，优先考虑股东回报和每股增长，执行再投资纪律，偿还未偿债务和补充库存。
2022年12月，我们完成了一项交易，从Ensign手中收购了约130,000英亩已探明和未探明的净英亩土地，平均97%的工作权益，现金对价为30亿美元。
2023年的主要亮点包括：
优先向投资者返还资本和减少债务
•在2023年期间，我们从运营中产生了41亿美元的现金，在实现生产目标的同时，在我们19亿至20亿美元的预算内为我们的资本计划提供了更多的资金。利用运营现金和手头现金，我们优先考虑股东回报和每股增长，并减少了长期债务，与我们纪律严明的资本配置框架保持一致。
•我们通过股票回购计划回购了约15亿美元的股票，使我们的流通股数量在年内减少了9%。此外，我们的董事会在2023年11月将我们的剩余股份回购授权增加到25亿美元。
•我们偿还了5.01亿美元的长期债务，其中包括2023年第四季度定期贷款工具的未偿还借款3亿美元，2023年7月的1.31亿美元8.125%优先债券和2023年3月的7,000万美元8.5%优先债券。
•我们增加了对股东的股息，2023年支付的股息为2.51亿美元，合每股0.41美元，而2022年的股息为每股0.32美元。
•截至2023年12月31日，我们拥有1.55亿美元的现金和23亿美元的总流动性。
•所有三家主要信用评级机构继续将我们评为投资级。.
财务业绩
•2023年我们的净收入为16亿美元，而2022年的净收入为36亿美元。包括在我们的财务业绩中：
◦与2022年相比，来自与客户的合同收入减少了11亿美元，这主要是由于2023年实现的大宗商品价格较低，但部分被数量增加所抵消。
◦与2022年相比，美国部门的净销售额增长了25%，主要是由于从Ensign收购的种植面积增加了产量。
◦与2022年相比，净销售额的增加导致折旧、损耗和摊销费用增加了4.58亿美元。
◦与2022年相比，我们的所得税拨备增加了1.9亿美元，主要是因为部分释放了前一年记录的某些美国和州递延税项资产的估值免税额，获得了6.85亿美元的非现金税收优惠，但部分抵消了2023年税前收入下降的影响。看见注7 在合并财务报表中讨论增加所得税的问题。
•在2023年第三季度，我们宣布签署了一份为期5年的液化天然气销售协议，将Alba气田的一部分权益天然气液化到EG LNG。该合同将于2024年1月1日生效，其定价结构与荷兰TTF指数挂钩，为我们提供了对欧洲液化天然气市场的重大增量敞口。
展望
2024年2月，我们宣布了2024年19亿至21亿美元的资本预算，根据我们纪律严明的资本分配框架，优先考虑产生自由现金流和向股东提供有意义的资本回报。我们对2024年石油产量指引的中点是每日190桶。
运营
下表汇总了我们每个细分市场的销售量。请参阅 综合经营成果部分，对每个细分市场进行价量分析。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净销售额 | 2023 | | 增加
(减少) | | 2022 | | 增加
(减少) | | 2021 |
美国(Mboed) | 355 | | | 25 | % | | 284 | | (1) | % | | 286 |
国际(Mboed) | 50 | | | (15) | % | | 59 | | (3) | % | | 61 |
总计(Mboed) | 405 | | | 18 | % | | 343 | | (1) | % | | 347 |
美国
德克萨斯州特拉华州的石油业务于2023年生效，此前作为勘探资产被纳入美国其他地区，并被整合到二叠纪资源业务中。与前一年同期相比，我们美国部门的净销售额有所增加，这主要是由于我们在2022年12月收购了Ensign的Eagle Ford资产。
下表提供了有关我们在这一细分市场中的重要业务的净销售额、销售组合和运营钻探活动的更多细节：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净销售额 | 2023 | | 增加
(减少) | | 2022 | | 增加
(减少) | | 2021 |
桶当量(Mboed) | | | | | | | | | |
| 鹰福特 | 151 | | | 76 | % | | 86 | | | (3) | % | | 89 | |
| 巴肯 | 111 | | | — | % | | 111 | | | (1) | % | | 112 | |
| 俄克拉荷马州 | 50 | | | (4) | % | | 52 | | | (4) | % | | 54 | |
| 二叠纪 | 41 | | | 64 | % | | 25 | | | 9 | % | | 23 | |
| 其他美国 | 2 | | | (80) | % | | 10 | | | 25 | % | | 8 | |
| 美国总人数 | 355 | | | 25 | % | | 284 | | | (1) | % | | 286 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 销售组合-美国资源行动-2023 | 鹰福特 | | 巴肯 | | 俄克拉荷马州 | | 二叠纪 | | 总计 |
| 原油和凝析油 | 51% | | 64% | | 20% | | 54% | | 51% |
| NGL | 25% | | 22% | | 31% | | 23% | | 24% |
| 天然气 | 24% | | 14% | | 49% | | 23% | | 25% |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
钻探活动-美国资源业务(a) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 总运营量 | | | | | |
| 鹰福特： | | | | | |
| 油井钻至总深度 | 105 | | 105 | | 91 |
| 富国银行被带去销售 | 127 | | 111 | | 117 |
| 巴肯： | | | | | |
| 油井钻至总深度 | 87 | | 50 | | 72 |
| 富国银行被带去销售 | 88 | | 53 | | 71 |
| 俄克拉荷马州： | | | | | |
| 油井钻至总深度 | 15 | | 18 | | — |
| 富国银行被带去销售 | 15 | | 33 | | 8 |
| 二叠纪： | | | | | |
| 油井钻至总深度 | 29 | | 21 | | — |
| 富国银行被带去销售 | 34 | | 19 | | 7 |
(a)包括根据联合开发协议经营的钻探活动，我们在该油井中拥有工作权益。
国际
在截至2023年12月31日的一年中，该部门的净销售额较低，主要是由于自然下降。下表提供了有关我们在这一细分市场中的业务的净销售额的详细信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净销售额 | 2023 | | 增加
(减少) | | 2022 | | 增加
(减少) | | 2021 |
当量油桶(Mboed) | | | | | | | | | |
| 例如。 | 50 | | | (15) | % | | 59 | | | (3) | % | | 61 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 权益法被投资人 | | | | | | | | | |
液化天然气(MTD) | 1,790 | | | (30) | % | | 2,565 | | | (13) | % | | 2,941 | |
甲醇(MTD) | 1,252 | | | 18 | % | | 1,058 | | | (7) | % | | 1,140 | |
凝析油和液化石油气(Boed) | 7,344 | | | (8) | % | | 7,969 | | | (7) | % | | 8,560 | |
市况
大宗商品价格是影响我们的收入、盈利能力、运营现金流、我们对业务的投资金额、债务赎回、股息支付和股票回购资金的最重要因素。C在俄罗斯/乌克兰冲突开始后，商品价格在2022年经历了大幅波动，并一直持续到2023年。中东最近发生的事件进一步加剧了能源价格的波动，该地区的前景仍极不明朗。随着通胀似乎已经见顶，利率应该会在2024年下降，未来经济逆风应该会减弱。然而，从COVID后的复苏到年度能源需求增长的顺风可能已经走到了尽头，年度增长应该更符合未来的长期趋势。O欧佩克+石油供应限制和涉及产油国的经济制裁继续增加价格前景的不确定性。我们预计，鉴于市场中存在的复杂的全球供需动态，大宗商品价格将继续波动。看见 项目1A.风险因素 和项目7.管理层对财务状况的讨论和分析--关键会计估计以进一步讨论大宗商品价格的波动将如何影响我们。
美国
*下表列出了2023年、2022年和2021年我们的原油和凝析油、NGL和天然气的平均价格变现和相关基准： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 增加(减少) | | 2022 | | 增加(减少) | | 2021 |
平均价格变现(a) | | | | | | | | | |
原油和凝析油(每桶)(b) | $ | 76.42 | | | (20) | % | | $ | 95.58 | | | 43 | % | | $ | 66.88 | |
NGL(每桶)(c) | 21.20 | | | (39) | % | | 34.55 | | | 20 | % | | 28.89 | |
天然气(按Mcf计算)(d) | 2.36 | | | (61) | % | | 6.11 | | | 34 | % | | 4.57 | |
| 基准 | | | | | | | | | |
WTI原油日均价格(每桶) | $ | 77.60 | | | (18) | % | | $ | 94.33 | | | 38 | % | | $ | 68.11 | |
麦哲伦东休斯顿(MEH)原油日均价格(每桶) | 79.22 | | | (19) | % | | 97.74 | | | 41 | % | | 69.25 | |
| | | | | | | | | |
贝尔维尤火山NGL(每桶)(e) | 22.82 | | | (36) | % | | 35.78 | | | 23 | % | | 29.17 | |
Henry Hub天然气结算日期平均值(每MMBTU) | 2.74 | | | (59) | % | | 6.64 | | | 73 | % | | 3.84 | |
(a)不包括商品衍生工具的收益或损失。
(b)计入原油衍生工具的已实现收益(亏损)将不会对2023年的平均价格变现产生影响，而2022年和2021年的平均价格变现分别减少1.90美元/桶和4.76美元/桶。
(c)计入NGL衍生品工具的已实现收益(亏损)将使2021年每桶的平均价格实现减少1.86美元。我们在2022年和2023年没有使用NGL衍生品工具。
(d)计入天然气衍生工具的已实现收益(亏损)将使2023年的平均价格变现每mcf增加0.15美元，而2022年和2021年的平均价格变现分别减少每mcf 0.16美元和0.56美元。
(e)彭博金融有限责任公司：Y级混合NGL 55%乙烷，25%丙烷，5%丁烷，8%异丁烷和7%天然汽油。
原油和凝析油-由于产品的质量和位置，价格变现可能不同于基准。
NGL-我们的大部分销售量都是以贝尔维尤山庄的价格出售的。
天然气 – 我们的很大一部分产量是以竞价周价格或相对于我们产区的月初指数出售的。
国际(例如)
下表列出了我们2023年、2022年和2021年原油的平均价格变现和相关基准： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 增加(减少) | | 2022 | | 增加(减少) | | 2021 |
| 平均价格变现 | | | | | | | | | |
原油和凝析油(每桶) | $ | 57.50 | | | (16) | % | | $ | 68.67 | | | 20 | % | | $ | 57.46 | |
NGL(每桶) | 1.00 | | | — | % | | 1.00 | | | — | % | | 1.00 | |
天然气(按Mcf计算) | 0.24 | | | — | % | | 0.24 | | | — | % | | 0.24 | |
| 基准 | | | | | | | | | |
布伦特（欧洲）原油 (每桶)(a) | $ | 82.47 | | | (18) | % | | $ | 100.78 | | | 43 | % | | $ | 70.68 | |
(a) 从美国能源信息署网站获得的月平均价格。
原油和凝析油– Alba油田的液体生产主要是凝析油。我们通常出售与布伦特原油基准相关的凝析油份额。阿尔巴工厂有限责任公司处理丰富的碳氢化合物气体，这是由阿尔巴油田根据固定价格的长期合同供应。Alba Plant LLC提取NGL和凝析油，然后由Alba Plant LLC按市场价格出售，我们应占的收入反映在综合损益表的权益法投资收入中。Alba Plant LLC将加工后的干天然气交付给Alba单元缔约方，以分配给AMPCO和EG LNG。
NGL– 湿气以固定价格的长期合同出售给Alba Plant LLC，导致实际价格不跟踪市场价格。阿尔巴植物有限责任公司提取和保持NGL，这是按市场价格出售，与我们的收入份额从阿尔巴植物有限责任公司反映在综合收益表的权益法投资收入。
天然气– 于2024年之前，Alba Plant LLC代表Alba单位各方加工的干天然气由Alba油田以固定价格合约出售予我们的股权投资EG LNG及AMPCO，导致已实现价格未能追踪市场价格。EG LNG根据市场合同销售LNG，AMPCO以市场价格销售甲醇。Alba Unit与EG LNG之间的天然气销售合同于2023年12月31日到期。与AMPCO的天然气销售合同将于2026年到期。
于2023年3月，我们宣布签署一份框架协议（“框架协议”），以推进E.G.区域天然气大型枢纽的发展。2023年10月，我们宣布签署一份为期五年的固定液化天然气销售协议，将我们的部分Alba天然气在EG LNG液化。该合同于2024年1月1日生效，其定价结构与荷兰TTF指数挂钩，为我们提供了对欧洲液化天然气市场的重大增量敞口。
除了加工Alba单元天然气外，Alba Plant LLC和EG LNG还根据收费和市场挂钩利润分享安排的组合加工来自Alen油田的第三方天然气，其收益包括在我们各自应占的权益法被投资公司的收入中。这种利润分享安排使我们能够接触到全球液化天然气市场价格。
综合经营业绩：2023年与2022年相比
与客户签订合同的收入按细分市场列出，见下表： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 |
| 与客户签订合同的收入 | | | |
| 美国 | $ | 6,199 | | | $ | 7,268 | |
| 国际 | 208 | | | 272 | |
| 从与客户的合同中细分收入 | $ | 6,407 | | | $ | 7,540 | |
| | | |
| | | |
以下是每个细分市场的价格/数量分析。请参阅前面的内容运营和市况 有关我们的净销售额和平均价格变现的更多详细信息，请参见部分。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 与…有关的增加(减少) | | |
| (单位：百万) | | 截至2022年12月31日的年度 | | 价格变现 | | 净销售额 | | 截至2023年12月31日的年度 |
| 美国价格/数量分析 |
| 原油和凝析油 | | $ | 5,552 | | | $ | (1,269) | | | $ | 779 | | | $ | 5,062 | |
| NGL | | 814 | | | (421) | | | 275 | | | 668 | |
| 天然气 | | 809 | | | (713) | | | 353 | | | 449 | |
| 其他销售 | | 93 | | | | | | | 20 | |
| 总计 | | $ | 7,268 | | | | | | | $ | 6,199 | |
| 国际价量分析 |
| 原油和凝析油 | | $ | 244 | | | $ | (36) | | | $ | (25) | | | $ | 183 | |
| NGL | | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| 天然气 | | 22 | | | — | | | (3) | | | 19 | |
| 其他销售 | | 4 | | | | | | | 4 | |
| 总计 | | $ | 272 | | | | | | | $ | 208 | |
商品衍生品的净收益(亏损)2023年净收益为4200万美元，而2022年净亏损为1.14亿美元。在这两年，我们都有针对NYMEX WTI和Henry Hub指数结算的大宗商品衍生品合约。随着指数定价和远期曲线在每个时期的变化，我们记录了大宗商品衍生品的收益/损失。看见注12请参阅合并财务报表，以获得进一步资料。
权益法投资收益 2023年较2022年减少4.28亿美元，主要是由于我们的权益法被投资人在2023年实现了较低的价格。
处置资产的净收益(亏损)2023年净收益为1700万美元，而2022年净亏损为3800万美元。在……里面2023，我们意识到1,100万美元的或有对价收益，与之前在墨西哥湾处置的资产有关。在2022年间，我们遇到了二叠纪未探明面积交换造成的3900万美元损失。
生产费用2023年较2022年增加1.38亿美元，主要是由于我们在2022年12月收购Ensign的Eagle Ford资产的数量增加，以及与2022年相比的通胀压力。此外，在我们的国际部门，由于2023年4月三年一度的扭亏为盈，生产费用较高。
下表提供了每个细分市场的生产费用和生产费用率： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (以百万为单位；以每桶$为单位) | 2023 | 2022 | 增加(减少) | | 2023 | 2022 | 增加(减少) |
| 生产费用和费率 | 费用 | | 费率 |
| 美国 | $ | 753 | | $ | 625 | | 20 | % | | $ | 5.81 | | $ | 6.03 | | (4) | % |
| 国际 | $ | 75 | | $ | 65 | | 15 | % | | $ | 4.11 | | $ | 3.04 | | 35 | % |
运费、装卸费及其他营运费用 减少 与2022年相比，2023年为4400万美元，主要是由于为满足运输承诺而购买的转售商品数量减少，但由于我们于2022年12月收购Ensign的Eagle Ford资产数量增加，导致运输和处理成本增加，部分抵消了这一影响。
勘探费包括未经证实的财产减值、干井成本、地质和地球物理成本和其他成本。与2022年相比，2023年的勘探费用减少了5100万美元，这主要是由于2023年未探明物业租赁的减值和与2022年相比干井成本的下降，主要是由于2022年路易斯安那州奥斯汀粉笔的干井成本和未经探明的物业减值。看见注6和注10请参阅综合财务报表，以了解更多详情。
下表汇总了勘探费用的构成： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 增加(减少) |
| 勘探费 | | | | | |
| 未经证实的财产减值 | $ | 39 | | | $ | 65 | | | (40) | % |
| 干井成本 | 14 | | | 36 | | | (61) | % |
| 地质和地球物理 | 1 | | | 1 | | | — | % |
| 其他 | 5 | | | 8 | | | (38) | % |
| 勘探总费用 | $ | 59 | | | $ | 110 | | | (46) | % |
折旧、损耗和摊销 2023年比2022年增加了4.58亿美元，主要是由于产量增加。
我们的部门将生产单位法应用于其大部分资产，包括资本化资产报废成本；因此，数量对DD&A费用有影响。下表提供了每个细分市场的DD&A费用和DD&A费用比率： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (以百万为单位；以每桶$为单位) | 2023 | 2022 | 增加(减少) | | 2023 | 2022 | 增加(减少) |
| DD&A费用和费率 | 费用 | | 费率 |
| 美国 | $ | 2,156 | | $ | 1,675 | | 29 | % | | $ | 16.66 | | $ | 16.16 | | 3 | % |
| 国际 | $ | 44 | | $ | 60 | | (27) | % | | $ | 2.43 | | $ | 2.82 | | (14) | % |
所得税以外的其他税种包括生产税、遣散费和从价税，主要是在美国，这些税往往会随着收入和销售额的增加或减少而增加或减少。2023年，除收入外的其他税收比2022年减少了1.21亿美元，主要是因为2023年美国部门的销售收入下降，以及2023年第二季度与前几年相关的4700万美元的非经常性鹰福特遣散税退款。
净利息及其他2023年增加1.64亿美元，主要是由于与我们定期贷款安排和循环信贷安排借款相关的利息支出增加所致。看见附注14和附注23 请参阅合并财务报表，以获得进一步资料。
所得税拨备2023年的有效比率为19%，而2022年为4%。2022年的所得税拨备包括6.85亿美元的非现金税收优惠，这是因为部分释放了前一年记录的某些美国和州递延税项资产的估值免税额，但与2022年我们业务收入相关的拨备完全抵消了这一部分。看见注7 请参阅综合财务报表，以了解更多详情。
细分市场结果：2023年与2022年
分部收入
分部收入是指扣除所得税后，不包括未分配给我们的经营分部的某些项目的收入。看见注6关于未分配给经营分部的项目的进一步细节，请参阅合并财务报表。
下表将分部收入与净收入进行了核对：
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | |
| 美国 | $ | 1,763 | | | $ | 2,740 | | | |
| 国际 | 232 | | | 585 | | | |
| 分部收入 | 1,995 | | | 3,325 | | | |
| 未分配到分部的项目，扣除所得税后 | (441) | | | 287 | | | |
| 净收入 | $ | 1,554 | | | $ | 3,612 | | | |
美国分部收入2023年的收入为18亿美元，而2022年的收入为27亿美元。收入减少的主要原因是价格变现减少，但被净销售额的增加以及2023年较高的折旧和摊销费用以及较低的所得税费用部分抵消。
*国际分部收入2023年的收入为2.32亿美元，而2022年的收入为5.85亿美元。减少的主要原因是我们的权益法被投资人实现的价格较低，净销售额较低。
未分配到分部的项目，扣除所得税后2023年亏损4.41亿美元，而2022年收入2.87亿美元。从收益到亏损的变化主要是由于部分释放了某些美国和州递延税项资产的估值免税额，导致2022年非现金递延税项收益为6.85亿美元。此外，由于定期贷款安排和循环信贷安排的未偿还借款，我们的利息支出增加。
综合运营结果：2022年与2021年相比
有关截至2022年12月31日的年度至2021年12月31日的年度变动的详细讨论，可在截至2022年12月31日的10-K表格年度报告的管理层讨论及分析部分找到，并可透过美国证券交易委员会的网站查阅Www.sec.gov以及在我们的网站上Www.marathonoil.com.
管理层对财务状况、现金流和流动性的探讨与分析
大宗商品价格是影响我们的收入、盈利能力、运营现金流、我们在业务上的投资金额、本金债务偿还、股息支付和股票回购资金的最重要因素。2023年，我们从运营中产生了正现金流。我们继续预计大宗商品价格会出现波动，这可能会影响我们业务产生的现金流。
正如前面展望部分所讨论的，我们2024年的资本预算为19亿至21亿美元。我们相信，我们目前的流动性水平、运营现金流以及进入资本市场的能力为我们提供了在各种大宗商品价格环境下为我们的业务融资的灵活性。
现金流
下表列出了2023年和2022年现金和现金等价物的来源和用途： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 |
| 现金和现金等价物的来源 | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 4,087 | | | $ | 5,428 | |
| 来自循环信贷安排的收益 | 1,248 | | | 450 | |
| 商业票据借款收益，净额 | 450 | | | — | |
借款(a) | 200 | | | 1,500 | |
| | | |
| 权益法投资--资本回报率 | 61 | | | 12 | |
| 其他 | 3 | | | 23 | |
| 现金和现金等价物的总来源 | $ | 6,049 | | | $ | 7,413 | |
| 现金和现金等价物的使用 | | | |
| 资本支出 | $ | (2,033) | | | $ | (1,480) | |
| 资本应计项目的变动 | (25) | | | 30 | |
| 偿还循环信贷安排 | (1,698) | | | — | |
| | | |
| 根据回购计划回购的股份 | (1,473) | | | (2,754) | |
偿还债务(a) | (701) | | | (35) | |
| | | |
| 已支付的股息 | (251) | | | (220) | |
| 股票激励奖励预提税金 | (31) | | | (22) | |
| 收购，扣除收购现金后的净额 | (12) | | | (3,177) | |
| | | |
| 其他 | (4) | | | (1) | |
| 现金和现金等价物的使用总额 | $ | (6,228) | | | $ | (7,659) | |
(a)包括与2023年4月向投资者再营销2亿美元子系列2017A-1债券相关的偿还和新借款。看见附注14 请参阅合并财务报表，以获得进一步资料。
现金和现金等价物的来源
2023年经营活动产生的现金流为25% 与2022年相比有所下降，主要是由于已实现的大宗商品价格较低，但部分被我们于2022年12月收购Ensign的Eagle Ford资产导致的销量增加所抵消。
请参阅下面关于我们在2023年期间的信贷安排和借款的讨论。
现金和现金等价物的使用
在截至2023年的年度内，我们根据股份回购计划以15亿美元的成本回购了5800万股普通股，支付了2.51亿美元的股息，偿还了7000万美元的8.5%和1.31亿美元的8.125%优先票据，并偿还了我们定期贷款安排下的3亿美元未偿还借款。此外，我们利用商业票据借款来全额偿还我们4.5亿美元的未偿还借款和26亿美元的无担保循环信贷安排。看见 附注14请参阅合并财务报表，以获得进一步资料。
下表按部门显示了资本支出： | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 |
| 美国 | $ | 2,010 | | | $ | 1,463 | |
| 国际 | 7 | | | 2 | |
| 未分配给细分市场 | 16 | | | 15 | |
| 资本支出总额 | $ | 2,033 | | | $ | 1,480 | |
| | | |
| | | |
与2022年相比，我们2023年在美国部门的资本支出增加，主要是因为与我们于2022年12月从Ensign手中收购的Eagle Ford英亩相关的投资和钻探增加。此外，与2022年相比，2023年与油田服务、劳动力、钻井材料和设备有关的通胀压力导致资本支出增加。
流动性与资本资源
资本资源和可用流动性
我们的主要流动性来源是现金和现金等价物、内部产生的运营现金流、资本市场交易、我们的循环信贷安排和我们的商业票据计划。截至2023年12月31日，我们拥有约23亿美元的流动性，其中包括1.55亿美元的现金和现金等价物，以及我们循环信贷安排下可用的21亿美元。
根据我们的商业票据计划，我们可以在任何时候发行总面值25亿美元的未偿还无担保票据，自发行之日起365天内到期。我们25亿美元的商业票据计划得到了26亿美元循环信贷安排的支持。截至2023年12月31日，我们有4.5亿美元的未偿还商业票据。
我们的营运资金需求由我们的现金和现金等价物、我们的循环信贷安排和我们的商业票据计划支持。作为我们长期流动性和资本管理计划的一部分，我们可能会发行商业票据，利用我们的循环信贷安排来满足短期现金需求，或者通过下文讨论的搁置登记声明发行债务或股权证券。由于我们有如上所述的其他选择，我们相信我们的短期和长期流动资金不仅足以为我们目前的业务提供资金，还可以为我们的短期和长期资金需求提供资金，包括我们的资本支出计划、固定福利计划缴费、偿还债务到期日、股息和最终可能与或有事项相关的其他金额。见项目8.财务报表和补充数据--附注24合并财务报表，以进一步讨论我们的承诺和或有事项如何影响我们的可用流动资金。总体经济状况、大宗商品价格以及金融、商业和其他因素可能会影响我们的运营和我们进入资本市场的能力。
我们在所有三家主要信用评级机构都保持着投资级评级。我们信用评级的下调可能会增加我们未来的融资成本，或者限制我们获得资本的能力，并可能导致额外的信贷支持要求。我们的任何公司债务都没有任何触发因素，如果我们的信用评级下调，就会导致违约事件。看见第1A项。风险因素讨论我们的信用评级下调会对我们产生什么影响。
我们可能会产生额外的债务，以满足我们的营运资金要求、资本支出、收购或开发活动，或用于一般公司或其他目的。更高的负债水平可能会增加我们的流动性和财务灵活性恶化的风险。看见 第1A项。风险因素以进一步讨论我们的负债水平将如何影响我们。
信贷安排和借款发展
2022年11月，我们签订了一项为期两年的15亿美元定期贷款安排，并于2022年12月全额借款。定期贷款工具可以预付，而不会受到惩罚。2023年第四季度，我们偿还了3亿美元的未偿还借款。截至2023年12月31日，我们的定期贷款工具下仍有12亿美元的借款。
2023年9月，我们将25亿美元的循环信贷安排增加了6100万美元，达到26亿美元。在2023年第三季度，我们利用商业票据借款全额偿还了4.5亿美元的未偿还借款，以及26亿美元的无担保循环信贷安排。
我们的定期贷款安排和循环信贷安排都包括一项契约，要求截至本财季最后一天，我们的总债务与总资本之比不得超过65%。截至2023年12月31日，我们的总债务与资本比率为25%。见项目8.财务报表和补充数据--附注14有关定期贷款安排和循环信贷安排的进一步资料。
2023年4月，我们完成了针对2017A-1子系列债券投资者的2亿美元再营销，这些债券是路易斯安那州圣约翰浸信会教区2017年10亿美元收入再融资债券系列的一部分。债券的利率为4.05%，强制性购买日期为2026年7月1日。
其他流动性来源
我们向美国证券交易委员会提交了一份有效的通用货架登记声明，根据该声明，我们作为美国证券交易委员会规则中的“知名经验丰富的发行人”，根据市场条件，被允许在必要或我们认为合适的情况下，在一次或多次公开募股中发行和出售不确定数额的各种类型的债务、股权证券和其他资本工具。
资本要求
我们的重要现金需求包括以下合同和其他潜在或预期的债务：
资本支出
我们批准的2024年资本预算为19亿至21亿美元。更多细节已在之前的展望.
债务
截至2023年12月31日，我们的长期债务总额为50亿美元。此外，我们还有4.5亿美元的商业票据借款，到期日不到30天。见项目8.财务报表和补充数据--附注14列出我们的长期债务到期日。
一年内到期的长期债务包括15亿美元定期贷款工具下剩余的12亿美元借款和4亿美元的债券，其中包括2亿美元的2017A-2子系列债券和2亿美元的2007B-1子系列债券，这两种债券的强制性买入日期都是2024年7月1日。定期贷款工具将于2024年12月27日到期，可以预付，不受处罚。在2023年第四季度，我们使用运营现金偿还了3亿美元的定期贷款安排。解决定期贷款工具上剩余未偿还借款的选择包括使用运营现金偿还、在资本市场进行再融资或两者的组合。此外，我们可以选择向投资者再市场2017A-2子系列债券2亿美元和2017B-1子系列债券2亿美元2.125，这些债券是路易斯安那州圣约翰浸信会教区2017年10亿美元收入返还债券系列的一部分。
预计2024年与我们的固定利率债务相关的利息支付现金为1.81亿美元，2025-2026年为3.45亿美元，2027-2028年为2.7亿美元，其余年份为10亿美元，总额为18亿美元。
假设利率于2023年12月31日生效，并按预定期限偿还，预计2024年与我们的浮动利率定期贷款工具相关的利息现金支付将为8600万美元。此外，截至2023年12月31日，我们有4.5亿美元的未偿还商业票据在不同日期到期，加权平均利率为 6.10%。我们商业票据计划的未来利息支付将根据发行时的未偿还金额和有效利率而有所不同。
股份回购计划
自2023年11月1日起，我们的董事会将剩余股份回购计划授权增加到25亿美元。截至2023年12月31日，剩余股份回购授权总额约为23亿美元。
租契
关于未来的租赁债务，见第8项.财务报表和补充数据-注18在合并财务报表中。
分红
2024年1月31日，我们的董事会批准于2024年3月11日向2024年2月21日登记在册的股东支付每股0.11美元的股息。
退休金和退休后计划
我们的养老金和其他退休后福利计划在未来几年的现金支付估计为2024年3600万美元，2025年至2026年6400万美元，2027年至2028年5900万美元，其余年份1.23亿美元，总计2.82亿美元。
所得税
如第8项所述财务报表和补充数据-注7根据合并财务报表，爱尔兰共和军于2022年签署成为法律。根据目前的法律和指导，我们在2023年没有缴纳公司账面上的最低税额。我们预计公司账面最低税额将于2024年适用，预计将在该年内缴纳税款。
其他现金债务
下表载列截至2023年12月31日我们根据现有合约支付未来款项的综合责任的汇总资料： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 总计 | | 2024 | | 2025-
2026 | | 2027-
2028 | | 后来
年份 |
| 购买义务： | | | | | | | | | |
| 石油和天然气活动 | $ | 18 | | | $ | 9 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | 5 | |
服务和材料合同(a) | 41 | | | 34 | | | 7 | | | — | | | — | |
运输和营销承诺(b) | 1,193 | | | 249 | | | 447 | | | 323 | | | 174 | |
| | | | | | | | | |
| 其他 | 46 | | | 44 | | | 2 | | | — | | | — | |
| 购买债务总额 | 1,298 | | | 336 | | | 458 | | | 325 | | | 179 | |
| 合并资产负债表中列报的其他负债 | 109 | | | 22 | | | 30 | | | 3 | | | 54 | |
其他合同现金债务共计(c) | $ | 1,407 | | | $ | 358 | | | $ | 488 | | | $ | 328 | | | $ | 233 | |
(a)包括购买服务的合同，如水电、用品和各种其他维修和运营服务。
(b)这些义务包括第三方管道的确定能力、最低吞吐量和确定购买承诺。
(c)该表不包括石油和天然气资产的重置、放弃和恢复费用的贴现负债估计数3.4亿美元。见第8项。财务报表及补充资料- 注11 在合并财务报表中。
与关联方的交易
离岸E.G.，我们拥有阿尔巴集团64%的股份陆上E.G.我们拥有液化石油气加工厂52%的权益，液化天然气生产设施（EG LNG）56%的权益和甲醇生产厂45%的权益，每一个都是通过权益法投资的。我们将来自Alba单位的天然气出售予该等权益法投资对象，作为彼等生产过程的原料。
2023年10月，我们宣布签署了一份为期5年的液化天然气销售协议，部分阿尔巴天然气在EG LNG液化。该合同将于2024年1月1日生效，其定价结构与荷兰TTF指数挂钩。虽然买方是无关的第三方，我们将产生新的关联方费用，作为对EG LNG液化、储存和产品处理的补偿。
表外安排
表外安排包括那些可能会影响我们的流动性、资本资源和运营结果的安排，尽管此类安排没有根据美国公认的会计原则记录为负债。截至2023年12月31日，我们没有重大的表外安排。
管理层对环境问题、诉讼和突发事件的讨论与分析
由于环境法律和法规，我们已经并将继续产生资本、运营和维护以及补救费用。如果这些支出与所有成本一样，最终不能被我们的产品和服务的价格抵消，我们的经营业绩将受到不利影响。我们认为，我们几乎所有的竞争对手都必须遵守类似的环境法律和法规。然而，对每个竞争对手的具体影响可能会根据许多因素而有所不同，包括其运营设施的年限和位置、营销领域和生产流程。这些法律一般规定了对排放到环境中的污染物的控制，并要求责任方对危险废物处置场进行补救。如果不遵守规定，可能会受到处罚。
当可能承担补救责任并且相关成本可以合理估计时，我们应计环境补救活动。随着环境补救问题朝着最终解决的方向发展，或随着额外补救义务的产生，可能需要收取超过先前应计费用的费用。
新的或扩大的环境要求可能会增加我们的环境成本，未来可能会在州和联邦层面上出现。我们努力遵守与环境有关的所有法律要求，但由于并非所有成本都是固定的或目前可以确定的(即使在现有法律下)，而且可能受到未来法律或法规的影响，因此无法预测所有合规的最终成本，包括可能发生的补救成本和可能施加的惩罚。
有关影响我们或可能影响我们的环境法规、诉讼和意外情况的更多信息，请参见 项目1.商业--环境、健康和安全事项, 项目1A.风险因素, 项目3.法律诉讼 和 项目8.财务报表和补充数据--附注24.
关键会计估计
根据美国公认的会计原则编制财务报表要求我们作出估计和假设，这些估计和假设会影响截至合并财务报表之日的已报告资产和负债额、或有资产和负债的披露以及各自报告期内已报告的收入和费用。在以下情况下，会计估计被认为是关键的：(1)由于对高度不确定的事项或该等事项的变化敏感性所必需的主观性和判断的程度，估计和假设的性质是重要的，以及(2)估计和假设对财务状况或经营业绩的影响是重大的。实际结果可能与使用的估计和假设不同。
净储备量估计数
我们使用成功努力法来核算我们的石油和天然气生产活动。成功的努力法本质上依赖于已探明的原油和凝析油、天然气气藏和天然气储量的估算。已探明储量的估计数量影响(其中包括)某些成本是否资本化或支出、成本折旧、耗尽或摊销到净收入中的金额和时间以及关于石油和天然气生产活动的补充信息的列报。此外，生产物业将产生的预期未来现金流用于测试减值，可用于实现递延税项资产的预期未来应纳税收入也部分取决于对净准备金数量的估计。有关这些会计估计的进一步讨论，请参阅下面的适用部分。
净储量的估算是石油工程师和地球科学家对原油、凝析油、天然气和天然气进行的一项技术性很高的过程，其基础是几个基本假设。随着获得更多信息以及合同、业务、经济和政治条件的变化，储量估计数可能会发生变化。我们根据钻井结果、油藏动态、地下解释和未来开发面积的计划来评估我们的储量。探明储量估算方法包括递减曲线分析、生产动态统计分析、油藏模拟和体积分析。观察到的生产动态的统计性质，再加上高度确定的储层连续性或质量以及充分已探明的开发地点，建立了登记已探明储量所需的合理确定性标准。根据美国证券交易委员会的要求，已探明的未开发储量仅限于五年计划中的活动，以及将在初始预订后5年内开发的油井。特定储集层的数据还可能因多种因素而发生变化，这些因素包括但不限于额外的开发活动和未来的开发成本、生产历史以及在不同经济条件下对未来产量可行性的持续重新评估。
根据美国证券交易委员会的定义，外汇储备估计是基于前12个月大宗商品价格的未加权平均，使用每月1日的收盘价。在确定每处房产2023年12月31日的探明储量时，基准价格使用了考虑到房产特定质量和位置差异的价差进行了调整。
如果未来平均大宗商品价格低于2023年12月31日用于确定已探明储量的平均价格，可能会对我们对已探明储量的估计和我们业务的价值产生不利影响。未来对储量的修订也可能源于资本资金、钻井计划和政府监管等方面的变化。由于许多因素，很难估计任何潜在价格变化的幅度及其对已探明储量的影响。关于与我们估计探明储量有关的风险的进一步讨论，见第一部分。第1A项。风险因素.
原油和凝析油、NGL和天然气生产性质的折旧和损耗由生产单位法确定，并可能随着对估计探明储量的修订而变化。下表平均说明了每个区段的单位产量DD&A和税前收入对2023年基于2023年产量的10%已探明储量假设变化的敏感度： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 探明储量增加10%的影响 | | 探明储量减少10%的影响 |
| (单位为百万，不包括每boe) | 每个BOE的DD&A | | 税前收入 | | 每个BOE的DD&A | | 税前收入 |
| 美国 | $ | (1.51) | | | $ | 196 | | | $ | 1.85 | | | $ | (240) | |
| 国际 | $ | (0.22) | | | $ | 4 | | | $ | 0.27 | | | $ | (5) | |
公允价值估计
公允价值是指在计量日在市场参与者之间的有序交易中出售一项资产所收到的价格或转移一项负债所支付的价格。计量资产负债公允价值的方法有三种：市场法、收益法和成本法，每一种方法都包括多种估值技术。市场法使用涉及相同或可比资产或负债的市场交易产生的价格和其他相关信息。收益法使用估值技术来计量公允价值，方法是根据当前市场对这些未来金额的预期，将未来金额(如现金流量或收益)转换为单一现值或一系列现值。成本法是根据目前替换一项资产的服务能力所需的数额。这通常被称为当前重置成本。成本法假设公允价值不会超过市场参与者获得或建造具有可比效用的替代资产的成本，并对过时进行调整。
公允价值会计准则没有规定在计量公允价值时应该使用哪种估值技术，也没有在这些技术中确定优先顺序。这些准则建立了公允价值层次结构，对应用各种估值技术时使用的投入进行了优先排序。投入广义上是指市场参与者用来做出定价决策的假设，包括对风险的假设。在公允价值等级中，第一级投入被给予最高优先级，而第三级投入被给予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：
•第1级-反映截至计量日期活跃市场上相同资产或负债的未调整报价的可观察投入。活跃市场是指资产或负债的交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。
•第2级--市场数据证实的可观察到的基于市场的投入或不可观察到的投入。这些是第一级所包括的活跃市场的报价以外的信息，在计量日期可以直接或间接观察到。
•第三级-未经市场数据证实的不可观察的投入，可能与内部开发的方法一起使用，从而导致管理层对公允价值的最佳估计。
最大限度地利用可观察到的投入的估值技术受到青睐。资产和负债按对公允价值计量有重要意义的最低优先级别的投入进行整体分类。对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响资产和负债在公允价值层级中的配置。见项目7.8.财务报表和补充数据-注13在综合财务报表中披露我们的公允价值计量。
公允价值计量的重要用途包括：
•在企业合并中取得的资产和负债；
•长期资产减值评估；
•权益法投资的减值评估；
•衍生工具的记录价值；以及
•养老金计划资产的记录价值。
对长期资产进行减值测试的必要性可以基于几个指标，包括原油和凝析油、NGL和天然气价格的大幅下降、我们普通股的持续下降、资本预算的减少、对储量的不利调整、预期生产时间的重大变化、合同的其他变化或资产所在监管环境的变化。
在企业合并中取得的资产和负债
在企业合并会计核算中，为收购企业而支付的收购价格根据收购之日收购资产的估计公允价值和承担的负债分配给其资产和负债。如果适用，购买价格超过公允价值的任何部分都记录为商誉。估计物业、厂房及设备的个别公允价值时，涉及大量判断。最重要的假设涉及分配给已探明和未经探明的液态碳氢化合物和天然气属性的估计公允价值。分配给收购资产的估计公允价值可能会对我们未来的运营结果产生重大影响。我们使用所有可用的信息来进行这些公允价值确定，对于某些收购，我们聘请第三方估值专家提供帮助，包括2022年Ensign的收购。
用于分配收购收购价格的公允价值通常使用未来现金流量预期现值法估计，这要求我们如上所述在估计储备净额、项目相关的未来现金流入和流出的估计数量下估计储备，并应用适当的贴现率。用于确定公允价值的估计是基于被认为是合理的、但本质上是不确定的假设。因此，实际结果可能与用于确定公允价值的预测结果不同。重要的假设包括：
•未来原油和凝析油、天然气和天然气的变现价格。我们对未来价格的估计是基于我们对市场供求研究的分析和对市场价格指标的考虑。尽管这些大宗商品价格在任何一年都可能经历极端波动，但我们认为，长期行业价格是由全球市场供求驱动的。我们预计，许多因素将影响供应，包括全球资源基础、枯竭速度和欧佩克生产政策。我们认为，需求在很大程度上是由全球经济因素推动的，比如人口和收入增长、政府政策和汽车库存。原油和凝析油、天然气和天然气的价格波动很大，对这些未来价格的估计本质上是不准确的。见第一部分。第1A项。风险因素关于大宗商品价格的进一步讨论。
•估计原油和凝析油、天然气和天然气的数量。这些数量是基于经风险调整的储备和资源的组合，因此组合数量代表最有可能的复苏预期。见第一部分。第1A项。风险因素以进一步讨论储备问题。
•预计的生产时间。产量预测是工程研究的结果，这些研究估计了储量以及预期的资本计划。生产的实际时间可能与预计的不同。由于货币的时间价值，在预测期较晚实现的现金流不如较早实现的现金流有价值。我们在公允价值估计中使用的预期生产时间与我们在规划和资本投资审查中使用的时间一致。
•贴现率与涉及的风险相称。我们根据各种因素对我们的预期现金流应用贴现率，包括市场和经济状况、操作风险、监管风险和政治风险。较高的贴现率会降低现金流的净现值。
•未来的运营和开发成本。我们对未来运营和开发成本的估计是基于授权支出和内部预测的组合。
见项目8.财务报表和补充数据--注4关于我们2022年收购Ensign的Eagle Ford资产的更多信息，请参见合并财务报表，该资产作为业务合并入账。
长期资产减值评估
只要事实和情况的变化表明资产的账面价值可能无法收回，使用中的长期资产就会被评估减值。就减值评估而言，长期资产必须在可确定独立现金流的最低水平进行分组，这通常是逐个油田进行的，或者在某些情况下，如果存在重大的共享基础设施或合同条款，导致独立、离散的油田之间在经济上相互依存，则按资产的逻辑分组。如果资产组的使用及其最终处置产生的未贴现估计现金流量之和小于资产组的账面价值，则账面价值减记为估计公允价值。
为测试我们长期资产的减值而计算的公允价值是使用预期未来现金流现值法和适当时的比较市场价格来估计的。由于结果是基于预测假设，因此在执行这些公允价值估计时涉及重大判断。重大假设与上文企业合并部分收购的资产和负债中讨论的假设一致。
我们根据我们认为合理可能发生的预计财务信息来估计我们的公允价值。由于有许多假设(例如储量、开发计划的速度和时间、商品价格、资本支出、运营成本、钻探和开发成本、通货膨胀和贴现率)可能对我们的估计产生重大影响，对我们的未贴现现金流计算中假设变化的敏感性进行估计是不可行的。对上述某些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。例如，大宗商品价格持续下跌对未来未贴现现金流的影响可能会被成本降低部分抵消。
见项目7.8.财务报表和补充数据-注10在合并财务报表中对2023年、2022年和2021年记录的减值以及相关的公允价值计量进行了讨论。
权益法投资的减值评估
当事实和情况的变化表明可能发生价值损失时，权益法投资就会被评估为减值。当非暂时性亏损被视为已发生时，权益法投资的账面价值减记为公允价值。
为测试权益法被投资人的减值而计算的公允价值采用预期未来现金流现值法估计。执行这些公允价值估计涉及重大判断，因为结果是基于预测假设和我们不能控制的实体的业绩。重大假设包括未来凝析油、液化天然气、液化天然气、天然气和甲醇的价格、被投资方加工的原料凝析油、液化天然气和天然气的估计数量、预期的生产时间和与所涉风险相称的贴现率。
我们根据我们认为合理可能发生的预计财务信息来估计我们的公允价值。这包括我们预计将从权益法被投资人那里获得的预计股息和/或资本回报，该等估计股息和/或资本回报直接受到前述各段所述重大假设的影响。考虑到许多其他假设(例如储备、商品价格、运营成本、通货膨胀和贴现率)可能对我们的估计产生重大影响，对我们现金流计算中假设变化的敏感性进行估计是不可行的。对上述某些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。
在2023年、2022年和2021年期间，我们没有与权益法投资相关的减值。
衍生品
我们按公允价值记录所有衍生工具。我们所有衍生工具的公允价值计量均基于可观察到的基于市场的投入，这些投入得到市场数据的证实，并在第8项中讨论。财务报表和补充数据-注12在合并财务报表中。有关衍生品及其估值的更多信息，请参阅项目7A。关于市场风险的定量和定性披露.
养老金计划资产
养老金计划资产按公允价值计量。见项目7.8.财务报表和补充数据-注20提交合并财务报表，以讨论计划资产的公允价值，并在公允价值层次内按级别列报我们的固定收益养老金计划资产的公允价值，截至2023年12月31日和2022年12月31日。
所得税
我们在世界各地的许多税收管辖区都要缴纳所得税。要记录的所得税估计涉及对复杂税法的解释和对外国税收对我们美国联邦所得税的影响的评估。
关于以前提交的纳税申报单中仍有待审查的纳税头寸以及预期在未来报税表中采取的头寸，存在不确定性。我们根据技术上的优点，在不确定的税收状况经审查后很可能不会持续的情况下，计提未确认的税收优惠。当事实和情况发生变化时，如税务审计结束；法院诉讼程序；适用税法的变化，包括税务案件裁决和立法指导；或适用的诉讼时效到期时，对不确定的税务状况进行调整。
本集团已就账面基准与课税基准之间的暂时性差异、税项抵免结转及营业亏损结转入账，按制定税率计量递延税项资产及负债。根据美国公认会计原则，如果部分或全部递延税项资产很可能无法变现，我们会定期评估递延税项资产的可变现程度，并通过估值拨备将该等资产减值至预期可变现金额。在评估是否需要增加或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。负面证据包括近几年的亏损，以及对可变现期间未来亏损的预测。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。
我们根据我们认为合理可能发生的预计财务信息估计未来的应纳税所得额。在估计未来的应税收入时，存在许多固有的判断和假设，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等因素。未来的经营状况可能受到许多因素的影响，包括(I)未来原油和凝析油、NGL和天然气价格、(Ii)原油和凝析油、NGL和天然气的估计数量、(Iii)预期的生产时间以及(Iv)未来的资本需求。鉴于许多假设可能对我们的估计产生重大影响，估计对导致未来应纳税所得额计算的假设变化的敏感度是不可行的。对上述某些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。例如，大宗商品价格持续下跌对未来应税收入的影响可能会被较低的资本支出部分抵消。
截至2023年12月31日，我们在综合资产负债表中反映了3000万美元的估值准备金，与我们13亿美元的递延税金总额相比。我们继续按季度评估估值津贴余额是否适当，特别是考虑到2024年至2026年外国税收抵免的到期性质。如果我们经历了影响未来收益表现的大宗商品价格持续走低，则有可能在未来12个月内存在足够的负面证据，要求我们对我们预期不会实现的递延税项资产建立额外的估值准备。见项目7.8.财务报表和补充数据-注7请参阅综合财务报表，以了解更多详情。
或有负债
我们因环境补救、与营业税相关的税收不足以及税务纠纷和诉讼索赔而应计或有负债，这些或有事项是可能和可估测的。由于许多原因，实际成本可能与估计不同。例如，索赔和诉讼的和解费用可能不同于根据对法律的不同解释、关于责任的意见和对损害赔偿金额的评估而做出的估计。同样，由于法律、法规及其解释的变化、关于场地污染程度和性质的补充信息以及技术的改进，环境补救的责任可能与估计不同。我们的内部法律顾问定期评估这些或有负债。在某些情况下，可以利用外部法律顾问。
除与所得税无关的或有税项被列为所得税以外的其他税项(如生产税、遣散费和从价税)外，我们一般在综合收益表中将与这类或有事项相关的亏损记录为其他运营费用或一般及行政费用。有关或有负债的其他信息，请参阅项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--管理层对环境问题、诉讼和或有事项的讨论和分析.
如果在记录这些负债时使用了其他假设，估计对净收入的敏感度是不切实际的，因为必须评估或有事项的数量、基本假设的数量以及各种合理可能的结果，包括损失的可能性和此类损失的估计。
项目7A。关于市场风险的定量和定性披露
我们在正常业务过程中面临市场风险，包括商品价格风险和利率风险。我们采用各种策略，包括使用金融衍生品来管理与大宗商品价格和利率波动相关的风险。见项目7.8.财务报表和补充数据-注12和注13有关我们未平仓商品衍生产品头寸的详情，包括基本名义数量、如何在综合财务报表中报告以及如何计量其公允价值，请参阅综合财务报表。
商品价格风险
我们的战略是为我们的产品获得具有竞争力的价格，并允许运营结果反映供求关系所决定的市场价格变动。然而，管理层将定期保护预测销售的价格，以支持现金流和流动性，视情况而定。我们可能会使用各种大宗商品衍生工具，包括期货、远期、掉期和期权组合，作为我们业务中管理大宗商品价格风险的整体计划的一部分。我们2021年至2023年的综合业绩受到与我们预测的美国销售额的一部分相关的大宗商品衍生品的影响。
截至2023年12月31日，我们有与原油相关的未平仓大宗商品衍生品。根据2023年12月31日公布的NYMEX WTI期货价格，假设10%的变化(每桶原油)将使我们大宗商品衍生品头寸的公允价值变化如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 2023年12月31日的公允价值 | | 假设价格上涨10% | | 假设降价10% |
| 衍生资产--原油 | $ | 24 | | | $ | 5 | | | $ | 49 | |
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利率风险
截至2023年12月31日，我们的流动和长期债务组合由浮动利率债务和固定利率工具组成。我们的定期贷款工具和商业票据借款是浮动利率债务工具，这使我们面临潜在的市场利率上升导致的收益或现金流损失的风险。截至2023年12月31日，我们在定期贷款安排和商业票据项下的未偿还借款分别为12亿美元和4.5亿美元。假设未偿还浮动利率债务的金额没有变化，假设这些借款的平均利率上升100个基点，我们的利息支出将分别增加约1200万美元和500万美元。实际结果可能会因未偿还浮动利率债务金额的变化而有所不同。
截至2023年12月31日，我们在固定利率债务工具下有38亿美元的未偿还借款。只有当我们选择以不同于账面价值的价格回购或以其他方式注销固定利率债务时，我们对利率变动和我们固定利率债务组合公允价值的相应变化的敏感性才会影响我们的运营结果和现金流。
截至2023年12月31日，我们有总名义金额为2.95亿美元的远期起始利率掉期协议被指定为现金流对冲。我们利用现金流对冲来管理我们对利率变动的风险敞口，方法是利用利率互换协议来对冲与我们休斯顿办事处未来租赁付款的SOFR利息部分相关的现金流变化。假设利率变化10%，我们现金流对冲的公允价值将在2023年12月31日改变为以下值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 2023年12月31日的公允价值 | | 假设加息10% | | 假设利率下降10% |
| 利率资产(负债)-指定为现金流对冲 | $ | 18 | | | $ | 20 | | | $ | 15 | |
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交易对手风险
如果交易对手不履行义务，我们也面临财务风险。如果大宗商品价格跌破一定水平，我们的一些交易对手可能会遇到流动性问题，可能无法履行他们对我们的财务义务。我们审查交易对手的信誉，并在适当的时候使用主净额结算协议。
项目8.财务报表和补充数据
索引 | | | | | |
| | 页面 |
管理层对财务报表的责任 | 56 |
管理层关于财务报告内部控制的报告 | 56 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID号238) | 57 |
经审计的合并财务报表 | |
合并损益表 | 59 |
综合全面收益表 | 60 |
合并资产负债表 | 61 |
合并现金流量表 | 62 |
股东权益合并报表 | 63 |
合并财务报表附注 | |
| |
1.主要会计政策摘要 | 64 |
2.新会计准则 | 67 |
3.普通股每股收益和股息 | 68 |
4.收购 | 68 |
5.收入 | 69 |
6.细分市场信息 | 72 |
7.所得税 | 75 |
8.库存 | 78 |
9.物业、厂房及设备 | 78 |
10.减损 | 78 |
11.资产报废义务 | 79 |
12.衍生工具 | 79 |
13.公允价值计量 | 82 |
| |
14.债务 | 84 |
15.股东权益 | 85 |
16.基于激励的薪酬 | 86 |
17.权益法投资 | 88 |
18.租契 | 89 |
19.信贷损失 | 92 |
20.退休后固定利益计划和固定供款计划 | 93 |
21.从累积的其他全面收入中重新分类 | 96 |
22.补充现金流信息 | 96 |
23.净利息及其他 | 97 |
24.承付款和或有事项 | 97 |
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计) | 99 |
管理层对财务报表的责任
致马拉松石油公司股东：
随附的马拉松石油公司及其合并子公司(“马拉松石油”)的合并财务报表是管理层的责任，并且是按照美国公认的会计原则编制的。它们必然包括一些基于最佳判断和估计的金额。本年度报告其他章节中以Form 10-K格式显示的财务信息与这些合并财务报表一致。
马拉松石油公司试图确保其财务记录的客观性和完整性，方法是仔细挑选经理，通过提供适当责任分工的组织安排，以及旨在确保其政策和方法在整个组织中得到理解的沟通计划。
董事会通过其审计和财务委员会在财务报告和财务报告内部控制方面发挥监督作用。该委员会完全由独立董事组成，定期(联合或分别)与独立注册会计师事务所、管理层及内部核数师举行会议，以监察各有关内部会计控制及综合财务报表的责任是否妥善履行。
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| /S/李·M·蒂尔曼 | | /S/戴恩·E·怀特海 | |
| 董事长总裁兼首席执行官 | | 常务副总裁兼首席财务官 | |
管理层关于财务报告内部控制的报告
致马拉松石油公司股东：
马拉松石油公司的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制(根据1934年证券交易法第13(A)-15(F)条的规定)。我们对财务报告的内部控制旨在为财务报告的可靠性和综合财务报表的编制提供合理的保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述，即使被确定为有效的，也只能在财务报表的编制和列报方面提供合理的保证。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能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。
根据2013年财务报告框架，对我国财务报告内部控制的设计和有效性进行评估内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布，在包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下进行。根据此次评估的结果，马拉松石油的管理层得出结论，截至2023年12月31日，其对财务报告的内部控制有效。
马拉松石油公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制的有效性，已由独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所审计，如本文所述。
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| /S/李·M·蒂尔曼 | | /S/戴恩·E·怀特海 | |
| 董事长总裁兼首席执行官 | | 常务副总裁兼首席财务官 | |
独立注册会计师事务所报告
致马拉松石油公司董事会和股东
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
本公司已审计所附马拉松石油公司及其附属公司(“贵公司”)截至2023年12月31日及2022年12月31日的综合资产负债表，以及截至2023年12月31日止三个年度各年度的相关综合收益表、全面收益表、股东权益表及现金流量表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们还根据特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，对公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。
我们认为，上述综合财务报表按照美国公认的会计原则，公平地反映了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的经营业绩和现金流量。此外，我们认为，根据COSO发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，截至2023年12月31日，公司在所有实质性方面都对财务报告实施了有效的内部控制。
意见基础
本公司管理层负责编制这些综合财务报表，维护对财务报告的有效内部控制，以及对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在随附的管理层财务报告内部控制报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
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)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，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，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。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。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
已探明开发的石油和凝析油、天然气液体(NGL)和天然气储量对已探明油气性质的影响
如综合财务报表附注1和9所述，截至2023年12月31日，公司的综合财产、厂房和设备净余额为172.13亿美元，截至2023年12月31日的年度的折旧、损耗和摊销(DD&A)费用为22.11亿美元。该公司遵循成功努力法对其石油和天然气生产活动进行会计核算。根据这种方法，获得石油和天然气资产的资本化成本是根据估计的已探明储量以生产单位计提折旧和耗尽的。勘探井的资本化成本和开发成本根据估计的已探明已开发储量按生产单位折旧和耗尽。正如管理层披露的那样，随着获得更多信息以及合同、运营、经济和政治条件的变化，已探明储量估计可能会发生变化。特定储集层的数据还可能因多种因素而发生变化，这些因素包括但不限于额外的开发活动和未来的开发成本、生产历史以及在不同经济条件下对未来产量可行性的持续重新评估。已探明的石油和凝析油、NGL和天然气储量的估计是由专家，特别是石油工程师和地球科学家开发的。
我们决定执行与已探明已开发石油和凝析油、NGL及天然气储量对已探明石油及天然气性质的影响有关的程序是一项关键审计事宜的主要考虑因素是(I)管理层在编制已探明已开发石油及凝析油、NGL及天然气储量的估计时作出的重大判断，包括使用专家的判断，这进而导致(Ii)审计师在执行程序及评估与管理层及其专家在编制已探明已开发石油及凝析油、NGL及天然气储量的估计时所使用的与数据、方法及假设有关的审计证据时所作的高度主观性及努力。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与管理层对已探明的已开发石油和凝析油、NGL和天然气储量的估计相关的控制措施的有效性。管理专家的工作被用来执行程序，以评估已探明的已开发石油和凝析油、天然气液化石油气和天然气储量估计的合理性。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括评价专家使用的方法和假设，测试专家使用的数据的完整性和准确性，以及评价专家的调查结果。
/s/ 普华永道会计师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月22日
自1982年以来，我们一直担任本公司的审计师。
马拉松石油公司
合并损益表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万，不包括每股数据) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 收入和其他收入： | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 6,407 | | | $ | 7,540 | | | $ | 5,601 | |
| 商品衍生品的净收益(亏损) | 42 | | | (114) | | | (383) | |
| 权益法投资收益 | 185 | | | 613 | | | 253 | |
| 处置资产的净收益(亏损) | 17 | | | (38) | | | (19) | |
| 其他收入 | 46 | | | 35 | | | 15 | |
| 总收入和其他收入 | 6,697 | | | 8,036 | | | 5,467 | |
| 成本和支出： | | | | | |
| 生产 | 828 | | | 690 | | | 534 | |
| 运输、装卸及其他经营 | 689 | | | 733 | | | 727 | |
| 探索 | 59 | | | 110 | | | 136 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 2,211 | | | 1,753 | | | 2,066 | |
| 减值 | 2 | | | 7 | | | 60 | |
| 所得税以外的其他税种 | 363 | | | 484 | | | 345 | |
| 一般和行政 | 297 | | | 308 | | | 291 | |
| 总成本和费用 | 4,449 | | | 4,085 | | | 4,159 | |
| 营业收入 | 2,248 | | | 3,951 | | | 1,308 | |
| 净利息及其他 | (352) | | | (188) | | | (188) | |
| 其他定期福利净额 | 15 | | | 16 | | | 5 | |
| 提前清偿债务损失 | — | | | — | | | (121) | |
| 所得税前收入 | 1,911 | | | 3,779 | | | 1,004 | |
| 所得税拨备 | 357 | | | 167 | | | 58 | |
| 净收入 | $ | 1,554 | | | $ | 3,612 | | | $ | 946 | |
| 每股净收益： | | | | | |
| 基本信息 | $ | 2.56 | | | $ | 5.27 | | | $ | 1.20 | |
| 稀释 | $ | 2.56 | | | $ | 5.26 | | | $ | 1.20 | |
| 加权平均已发行普通股： | | | | | |
| 基本信息 | 607 | | | 685 | | | 787 | |
| 稀释 | 608 | | | 687 | | | 788 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
马拉松石油公司
综合全面收益表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净收入 | $ | 1,554 | | | $ | 3,612 | | | $ | 946 | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额 | | | | | |
| 退休后和离职后计划的精算损益及其他变动 | (20) | | | 3 | | | 14 | |
| 衍生工具套期保值变动未确认损益 | (5) | | | 22 | | | 23 | |
| 取消指定远期利率互换的重新分类 | — | | | — | | | (28) | |
| | | | | |
| 其他 | 1 | | | (1) | | | — | |
| 其他全面收益(亏损) | (24) | | | 24 | | | 9 | |
| 综合收益 | $ | 1,530 | | | $ | 3,636 | | | $ | 955 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
马拉松石油公司
合并资产负债表
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| (单位：百万，不包括票面价值和股票金额) | 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 155 | | | $ | 334 | |
| 应收账款净额 | 1,152 | | | 1,146 | |
| 盘存 | 186 | | | 125 | |
| 其他流动资产 | 76 | | | 66 | |
| | | |
| 流动资产总额 | 1,569 | | | 1,671 | |
| 权益法投资 | 433 | | | 577 | |
不动产、厂房和设备减去累计折旧、损耗和摊销#美元25,914及$23,876 | 17,213 | | | 17,377 | |
| | | |
| | | |
| 其他非流动资产 | 360 | | | 315 | |
| | | |
| 总资产 | $ | 19,575 | | | $ | 19,940 | |
| 负债 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付帐款 | $ | 1,364 | | | $ | 1,279 | |
| 商业票据 | 450 | | | — | |
| 应支付的工资和福利 | 70 | | | 90 | |
| 应计税 | 126 | | | 171 | |
| 其他流动负债 | 312 | | | 364 | |
| 一年内到期的长期债务 | 1,600 | | | 402 | |
| | | |
| 流动负债总额 | 3,922 | | | 2,306 | |
| 长期债务 | 3,378 | | | 5,521 | |
| 递延税项负债 | 419 | | | 167 | |
| 设定受益退休后计划债务 | 93 | | | 100 | |
| 资产报废债务 | 326 | | | 295 | |
| 递延信贷和其他负债 | 232 | | | 154 | |
| | | |
| 总负债 | 8,370 | | | 8,543 | |
| 承付款和或有事项(附注24) | | | |
| 股东权益 | | | |
优先股-不是已发行或已发行股票(无面值，26授权股数为1,000万股) | — | | | — | |
| 普通股： | | | |
已发出-937百万股(面值$1每股，1.9252023年12月31日和2022年12月31日授权的10亿股) | 937 | | | 937 | |
以库房形式持有，按成本价-360百万股和304百万股 | (8,952) | | | (7,512) | |
| 额外实收资本 | 7,172 | | | 7,203 | |
| 留存收益 | 11,966 | | | 10,663 | |
| 累计其他综合收益 | 82 | | | 106 | |
| 股东权益总额 | 11,205 | | | 11,397 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 19,575 | | | $ | 19,940 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
马拉松石油公司
合并现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 增加(减少)现金和现金等价物 | | | | | |
| 经营活动： | | | | | |
| 净收入 | $ | 1,554 | | | $ | 3,612 | | | $ | 946 | |
| 将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 2,211 | | | 1,753 | | | 2,066 | |
| 减值 | 2 | | | 7 | | | 60 | |
| 勘探干井成本和未经证实的财产减值 | 53 | | | 101 | | | 125 | |
| 处置资产的净(利)损 | (17) | | | 38 | | | 19 | |
| 提前清偿债务损失 | — | | | — | | | 121 | |
| 递延所得税 | 299 | | | (17) | | | (27) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 衍生工具未实现收益，净额 | (13) | | | (18) | | | (16) | |
| 养恤金和其他退休后福利，净额 | (33) | | | (35) | | | (31) | |
| 基于股票的薪酬 | 43 | | | 38 | | | 40 | |
| 权益法投资，净额 | 83 | | | (139) | | | (76) | |
| 以下内容中的更改： | | | | | |
| 当期应收账款 | (21) | | | 9 | | | (389) | |
| 盘存 | (64) | | | (45) | | | (1) | |
| 应付经常帐款和应计负债 | (10) | | | 101 | | | 369 | |
| 其他流动资产和负债 | (5) | | | (47) | | | 46 | |
| 所有其他运营，净额 | 5 | | | 70 | | | (13) | |
| 经营活动提供的净现金 | 4,087 | | | 5,428 | | | 3,239 | |
| 投资活动： | | | | | |
| 资本支出 | (2,033) | | | (1,480) | | | (1,032) | |
| 资本应计项目的变动 | (25) | | | 30 | | | (14) | |
| | | | | |
| 收购，扣除收购现金后的净额 | (12) | | | (3,177) | | | (47) | |
| 资产处置，扣除转给买方的现金净额 | 3 | | | 11 | | | 22 | |
| 权益法投资--资本回报率 | 61 | | | 12 | | | 61 | |
| 所有其他投资，净额 | — | | | (1) | | | — | |
| 用于投资活动的现金净额 | (2,006) | | | (4,605) | | | (1,010) | |
| 融资活动： | | | | | |
| | | | | |
| 来自循环信贷安排的收益 | 1,248 | | | 450 | | | — | |
| 偿还循环信贷安排 | (1,698) | | | — | | | — | |
| 商业票据借款收益，净额 | 450 | | | — | | | — | |
| 借款 | 200 | | | 1,500 | | | — | |
| | | | | |
| 偿还债务 | (701) | | | (35) | | | (1,400) | |
| 清偿债务成本 | — | | | — | | | (117) | |
| | | | | |
| 根据回购计划回购的股份 | (1,473) | | | (2,754) | | | (724) | |
| 已支付的股息 | (251) | | | (220) | | | (141) | |
| 股票激励奖励预提税金 | (31) | | | (22) | | | (10) | |
| 所有其他融资，净额 | (4) | | | 12 | | | 1 | |
| 用于融资活动的现金净额 | (2,260) | | | (1,069) | | | (2,391) | |
| | | | | |
| 现金和现金等价物净减少 | (179) | | | (246) | | | (162) | |
| 期初现金及现金等价物 | 334 | | | 580 | | | 742 | |
| | | | | |
| 期末现金及现金等价物 | $ | 155 | | | $ | 334 | | | $ | 580 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
马拉松石油公司
股东权益合并报表
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| | 马拉松石油公司股东的总股本 | | |
| (单位：百万) | 择优
库存 | | 普普通通
库存 | | 财务处
库存 | | 其他内容
已缴费
资本 | | 保留
收益 | | 累计
其他
全面
收入 | | 总计
权益 |
| 2020年12月31日余额 | $ | — | | | $ | 937 | | | $ | (4,089) | | | $ | 7,174 | | | $ | 6,466 | | | $ | 73 | | | $ | 10,561 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 根据回购计划回购的股份 | — | | | — | | | (724) | | | — | | | — | | | — | | | (724) | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | — | | | (12) | | | 47 | | | — | | | — | | | 35 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | 946 | | | — | | | 946 | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 9 | | | 9 | |
已支付股息($0.18每股) | — | | | — | | | — | | | — | | | (141) | | | — | | | (141) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日余额 | $ | — | | | $ | 937 | | | $ | (4,825) | | | $ | 7,221 | | | $ | 7,271 | | | $ | 82 | | | $ | 10,686 | |
| 根据回购计划回购的股份 | — | | | — | | | (2,754) | | | — | | | — | | | — | | | (2,754) | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | — | | | 67 | | | (18) | | | — | | | — | | | 49 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | 3,612 | | | — | | | 3,612 | |
| 其他综合收益 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 24 | | | 24 | |
已支付股息($0.32每股) | — | | | — | | | — | | | — | | | (220) | | | — | | | (220) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日余额 | $ | — | | | $ | 937 | | | $ | (7,512) | | | $ | 7,203 | | | $ | 10,663 | | | $ | 106 | | | $ | 11,397 | |
| 根据回购计划回购的股份 | — | | | — | | | (1,473) | | | — | | | — | | | — | | | (1,473) | |
| 回购股份的消费税 | — | | | — | | | (14) | | | — | | | — | | | — | | | (14) | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | — | | | 47 | | | (31) | | | — | | | — | | | 16 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,554 | | | — | | | 1,554 | |
| 其他综合损失 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (24) | | | (24) | |
已支付股息($0.41每股) | — | | | — | | | — | | | — | | | (251) | | | — | | | (251) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日余额 | $ | — | | | $ | 937 | | | $ | (8,952) | | | $ | 7,172 | | | $ | 11,966 | | | $ | 82 | | | $ | 11,205 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| （百万股） | 择优
库存 | | 普普通通
库存 | | 财务处
库存 | | | | | | | | |
| 2020年12月31日余额 | — | | | 937 | | | 148 | | | | | | | | | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | — | | | — | | | | | | | | | |
| 根据回购计划回购的股份 | — | | | — | | | 46 | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日余额 | — | | | 937 | | | 194 | | | | | | | | | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | — | | | (3) | | | | | | | | | |
| 根据回购计划回购的股份 | — | | | — | | | 113 | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日余额 | — | | | 937 | | | 304 | | | | | | | | | |
| 基于股票的薪酬 | — | | | — | | | (2) | | | | | | | | | |
| 根据回购计划回购的股份 | — | | | — | | | 58 | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日余额 | — | | | 937 | | | 360 | | | | | | | | | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
1. 主要会计政策摘要
我们是一家独立的勘探和生产公司，从事原油和凝析油、天然气和天然气的勘探、生产和销售；以及液化天然气和甲醇等天然气产品的生产和销售。
合并中采用的列报依据和原则-这些合并财务报表(包括附注)是根据美国公认会计原则编制的。这些合并财务报表包括我们受控子公司的账目。于未注册成立的合营企业的投资及于若干营运资产的未分割权益按比例合并。
权益法投资 -对我们有重大影响但没有控制权的实体的投资，使用权益会计方法核算。这包括我们持有多数股权但少数股东在被投资人中拥有实质性参与权的实体。权益法投资的收入代表我们在权益法投资产生的净收入中的比例份额，并反映在我们综合收益表中的收入和其他收入中。权益法投资作为非流动资产计入合并资产负债表。
当事实和情况的变化表明可能发生价值损失时，权益法投资就会被评估为减值。当亏损被视为已发生且非暂时性时，权益法投资的账面价值减记为公允价值，减记金额计入收益。
预算的使用 -根据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，以影响截至合并财务报表之日报告的资产和负债额、或有资产和负债的披露，以及各自报告期内报告的收入和支出。
原油和凝析油、NGL和天然气储量的估计数量是一个需要判断的重大估计。本10-K表中包含的所有储备数据均为估算值。油藏工程是估算地下原油、凝析油、天然气凝析油和天然气储量的主观过程。在估计已探明的原油和凝析油、天然气液化石油气和天然气储量的数量时，存在许多固有的不确定性。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释和判断。因此，储量估计可能与最终回收的原油和凝析油、NGL和天然气的数量不同。见未经审计的补充数据-关于石油和天然气生产活动的补充资料 以了解更多详细信息。
其他须予估计及假设的项目包括物业、厂房及设备的账面值、资产报废负债、企业合并中资产及负债的估值、衍生工具的估值、或有债务及递延所得税资产的估值拨备，以及按公允价值确认的其他项目。尽管我们认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计不同。
外币交易-美元是我们在国外运营的子公司的功能货币。外币交易损益计入净收入。
收入确认-与原油和凝析油、NGL和天然气销售相关的收入在我们履行履行义务时确认，这通常发生在根据合同条款将控制权转移给客户的时候。收入是指公司通过将商品转让给客户而预期收到的金额。我们的碳氢化合物销售通常基于当前的基于市场的价格，并可能包括质量或位置差异调整。付款一般在交货后30天内支付。
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，并将这些活动作为履行成本进行核算。这些成本反映在我们的综合损益表中的运输、搬运和其他运营费用中。
我们在美国生产的原油和凝析油、NGL和天然气通常立即销售并运往市场。在我们的国际部门，液态碳氢化合物生产可能会作为库存储存起来，并在以后出售。
现金和现金等价物-现金和现金等价物包括手头现金和存款，以及对原始到期日为三个月或以下的高流动性债务工具的投资。
应收账款-我们的大部分应收账款来自大宗商品的购买者或我们经营物业的共同权益所有者，两者均按估计或发票金额记录，不计息。我们通常有能力扣留未来的收入支出，以追回任何未支付的联合利息账单。我们在向新客户销售商品或为现有客户增加信用之前，会对商品购买者进行信用审查。根据这些审查，我们可能需要备用信用证或财务担保。我们经常评估应收账款余额的可收回性，以确定信贷损失准备金是否足够。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的每一年，注销活动和我们的信贷损失准备金余额都是无关紧要的。
盘存-原油和天然气按加权平均成本入账，并以成本或可变现净值中的较低者计提。供应及其他项目主要包括管状货物及设备，按加权平均成本计值，并在市场情况显示时定期检讨是否过时或减值。
我们可以订立合同，在特定地点和日期向特定交易对手销售特定数量和质量的原油，同时同意在同一或另一个指定日期在指定地点从同一交易对手购买特定数量和质量的相同商品。我们考虑库存互换等相匹配的买卖安排。
衍生工具-我们可能会使用衍生品来管理我们对大宗商品价格风险、大宗商品区位风险和利率风险的部分敞口。所有衍生工具均按公允价值入账。商品衍生品和利率互换按交易对手的净额在我们的综合资产负债表中反映，因为它们受总净额结算协议管辖。与用于管理商品价格风险和利率风险的衍生品有关的现金流在经营活动中分类。我们的衍生工具不包含重大或有信贷特征。
现金流对冲 -我们可以使用利率衍生工具来管理预期借款之前一段时间内利率变化的风险，以及稳定我们休斯顿办事处的未来租赁付款，并将其指定为现金流对冲。被指定为现金流对冲的衍生工具与特定的资产和负债或特定的公司承诺或预测交易挂钩。符合资格的现金流对冲的公允价值变动计入其他全面收益，直至被对冲的交易影响收益，然后重新分类为净收益。现金流对冲的无效部分不再单独衡量或披露。然而，如确定原来的预测交易不再可能发生，或预期现金流量对冲不再有效，衍生工具的公允价值随后的变动将计入净收益。
未被指定为对冲的衍生品-未被指定为对冲的衍生品可能包括主要用于管理我们生产的原油、NGL和天然气的预测销售的价格和区位风险的大宗商品衍生品。未被指定为套期保值的衍生品的公允价值变动立即在净收益中确认。
信用风险集中-我们所有的金融工具，包括衍生品，都涉及信贷和市场风险因素。我们信用风险中最重要的部分与交易对手的不履行有关。我们金融工具的对手方主要由能源行业内的主要金融机构和公司组成。为了管理与金融工具相关的交易对手风险，我们根据我们对交易对手财务实力的评估以及信用评级(如果有)来选择和监控交易对手。此外，我们限制与任何单一交易对手的风险敞口水平。
公允价值转移-我们确认报告所述期间结束时公允价值层级之间的转移。
财产、厂房和设备-我们使用成功努力法核算石油和天然气生产活动。
物业购置成本-收购石油和天然气资产中的矿产权益、钻探正在进行的探井以及发现已探明储量和钻探开发井的成本被资本化。钻探未发现已探明储量的探井的成本、地质和地球物理成本以及携带和保留未探明资产的成本被计入费用。在以下情况下，已发现储量但尚未被归类为已探明储量的探井发生的成本将被资本化：(1)油井已找到足够的储量，证明其作为生产井完成是合理的；(2)我们在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展。持续监测暂停的探井成本状况，并至少每季度审查一次。
折旧、损耗和摊销-收购石油和天然气资产的资本化成本根据估计的探明储量按生产单位进行折旧和耗尽。勘探井的资本化成本和开发成本根据估计的已探明已开发储量按生产单位折旧和耗尽。与石油和天然气生产活动有关的支助设备和其他财产、厂房和设备以及与石油和天然气生产活动无关的财产、厂房和设备按成本入账，并在资产的估计使用年限内按直线折旧。下表按类型、使用年限和截至所列期间的净资产余额汇总了这些资产： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| 类型的资产 | | 使用寿命范围 | 2023 | | 2022 |
| | | (单位：百万) |
| 办公家具、设备和计算机硬件 | | 4至15年份 | $ | 55 | | | $ | 36 | |
| 管道 | | 5至40年份 | $ | 12 | | | $ | 13 | |
| 厂房、设施和基础设施 | | 3至40年份 | $ | 1,567 | | | $ | 1,510 | |
减值-我们评估我们的石油和天然气生产属性，包括勘探井的资本化成本和开发成本，每当事件或情况变化表明资产的账面价值可能无法收回时，我们就减值。如果资产使用及其最终处置产生的预期未贴现未来现金流量之和少于资产的账面价值，则按资产的公允价值确认减值损失。石油及天然气生产资产以逐个油田为基准进行减值审查，或在某些情况下，如果存在重大共享基础设施或合同条款，导致独立、离散油田之间的经济相互依存，则按资产的逻辑分组进行审查。被视为减值的石油和天然气生产资产减记至其公允价值，由未来现金流量折现或(如有)可比市场价值确定。我们根据时间或地质因素评估我们未经证实的财产投资和记录减值。钻井结果、储集层动态、地震解释、租约到期日或未来开发面积的计划等信息也被考虑在内。当未经证实的财产投资被视为减值时，该金额在我们的综合损益表的勘探费用中报告。
收购 -我们通过应用收购方法对符合业务合并资格的收购进行核算。根据这一会计方法，收购的可确认资产和承担的负债按收购之日的估计公允价值确认和计量。购买价格超过所取得的可识别资产和承担的负债的公允价值的任何部分都记为商誉。与业务合并相关的交易成本在我们的综合损益表中计入已发生的费用。
性情-当以个人为基础折旧的财产、厂房和设备被出售或以其他方式处置时，任何收益或损失都反映在我们综合收益表中出售资产的净收益(亏损)中。出售财产、厂房和设备的收益在赚取时确认，通常在出售交易结束时确认。如预期处置亏损，则当该资产根据估计公允价值减去出售成本被分类为持有待售时，或当目前预期该资产更有可能于其先前估计使用年限结束前大幅出售时，则确认该等亏损，该等预期采用概率加权收益法(如出售该资产则考虑预期销售价格)及持有以供使用模式(如该资产保留)。出售按集团基准折旧的部分物业、厂房及设备所得款项计入累计折旧、损耗及摊销，在账面净值降至零之前，不会对净收入产生即时影响。
环境成本-当补救责任可能发生并且相关费用的数额可以合理估计时，我们规定了补救费用和处罚。补救应计费用的时间恰逢完成可行性研究或承诺正式行动计划之时。补救负债是根据已知环境风险的估计值应计，并在估计额合理确定或可靠确定时进行贴现。只有当成本减轻或防止未来的污染，或者成本改善了现有资产的环境安全或效率时，环境支出才会资本化。
资产报废债务-如果能够对公允价值作出合理估计，资产报废债务的公允价值在产生债务的期间确认。我们的资产报废义务主要涉及放弃石油和天然气生产设施。这类设施的资产报废债务包括拆除和搬迁或处置生产平台、收集系统、油井和相关构筑物的费用，以及土地的恢复费用，包括租赁的土地。根据生产设施和设备的类型、储集层特征、储集层深度、市场对设备的需求、目前可用的程序以及与建筑和工程专业人员的磋商，为每个物业制定了这些成本的估计。
通货膨胀率和信贷调整后的无风险利率被用来估计资产报废债务的公允价值。资本化资产报废成本的折旧和资产报废债务的增加是随着时间的推移而记录的。折旧一般以已探明石油及天然气生产设施的估计已开发储量为基础，按生产单位厘定，而负债则在资产的使用年限内增加。
所得税-递延税项资产和负债按制定的税率计量，确认可归因于资产和负债额的财务报表与其税基之间的差异而产生的估计未来税务后果，这些差额在我们向各自税务机关提交的文件中报告。我们通常根据几个相互关联的因素评估我们的递延税项资产的变现能力，如果部分或全部递延税项资产很可能无法变现，我们会通过减值准备来减少此类资产。这些因素包括我们最近几年是否处于累计亏损状态，我们对暂时差异的逆转，以及我们对未来产生足够的应税收入的预期。我们使用负债法来确定我们的所得税拨备和负债，根据这种方法，我们按照制定的税法和税率记录当期和递延税项负债和资产。
基于股票的薪酬安排--股票期权的公允价值在授予之日采用布莱克-斯科尔斯期权定价模型进行估算。该模型采用了各种假设，基于授予时管理层的最佳估计，这影响了公允价值的计算，并最终影响了股票期权奖励有效期内确认的费用金额。在所需的假设中，我们股票价格的预期波动率和股票价格相对于执行价格的影响对公允价值的计算有最重大的影响。我们利用了历史数据并分析了当前的信息，这些信息合理地支持了这些假设。
我们的限制性股票奖励、限制性股票单位和董事限制性股票单位的公允价值是根据我们的普通股在授予之日的市值确定的。限制性股票奖励、限制性股票单位和董事限制性股票单位分别在授予、归属和分配时从库存股中移除。
我们以现金结算的以股票为基础的业绩单位的公允价值是通过(I)授予的单位数量，(Ii)归属百分比与(Iii)我们普通股的收盘价加上我们普通股每股累积股息等价物的乘积来估计的。这些业绩单位具有银行业务特点，只有公允价值的未银行业务部分将被估计。一旦达到银行水平，银行单位的价值将根据我们普通股在最终交易期间的每日收盘价的平均值来确定。30在实现银行业务的季度的最后一个交易日结束的日历天数。在业绩期末，福利的任何未存入银行的部分的价值将根据我们的普通股在最终期限内的每日收盘价的平均值确定。30在业绩期间的最后一个交易日结束的日历日。由于这些赔偿金在规定的业绩期间结束时以现金结算，因此它们被归类为负债，并按季度重新计量，直到结算为止。我们的股票结算股票业绩单位的公允价值仅在授予日使用蒙特卡洛模拟法估计。由于这些奖励是以股票结算的，因此它们被归类为股权。
我们的基于股票的薪酬支出是根据管理层对预期授予的奖励的最佳估计确认的，对所有具有分级归属功能的基于服务的奖励使用直线归因法。如果实际没收结果与预期不同，未来可能需要对已确认的补偿费用进行调整。
2. 新会计准则
采用的会计准则更新
于截至2023年的年度内，并无采用对我们的综合财务报表有重大影响的新会计准则。
尚未采用的会计准则更新
2023年11月，FASB发布了新的会计准则更新，以改进围绕公共实体的可报告部门的披露。该准则要求披露包括在每个报告的分部损益衡量标准中的重大分部费用。本标准适用于2023年12月15日之后开始的年度报告期，以及2024年12月15日之后开始的年度报告期内的中期报告期，并允许提前采用。该标准在2024年年度报告期内对我们有效，并将追溯适用于财务报表中列报的所有先前期间。该准则仅对披露要求进行修改；因此，不会对我们的综合经营结果、财务状况或现金流产生影响。
2023年12月，FASB发布了新的会计准则更新，以改进主要与税率调节和支付的所得税有关的所得税披露。该标准要求在司法管辖区支付的税率、对账和所得税方面保持一致的类别和更大程度的信息分类。该标准在2024年12月15日之后的年度期间生效，并允许提前采用。这一标准在2025年年度报告期内对我们有效，并将追溯适用于财务报表中列报的所有前期。该准则仅对披露要求进行了修改；因此，不会对我们的综合经营结果、财务状况或现金流产生影响。
预计没有其他已发布但尚未公布的会计准则会对我们的合并财务报表产生重大影响。
3. 普通股每股收益和股息
每股基本收益以已发行普通股的加权平均数为基础。稀释每股收益假设在所有期间行使股票期权，前提是这种影响不是反稀释的。以下每股计算不包括1百万，2百万美元和42023年、2022年和2021年的反稀释股票期权分别为100万份： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万，不包括每股数据) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净收入 | $ | 1,554 | | | $ | 3,612 | | | $ | 946 | |
| | | | | |
| 加权平均已发行普通股 | 607 | | | 685 | | | 787 | |
| 稀释证券的影响 | 1 | | | 2 | | | 1 | |
| 加权平均普通股，稀释后 | 608 | | | 687 | | | 788 | |
| 每股净收益： | | | | | |
| 基本信息 | $ | 2.56 | | | $ | 5.27 | | | $ | 1.20 | |
| 稀释 | $ | 2.56 | | | $ | 5.26 | | | $ | 1.20 | |
| 每股股息 | $ | 0.41 | | | $ | 0.32 | | | $ | 0.18 | |
4. 收购
2022年11月2日，我们签署了一项最终购买协议，收购了Ensign在德克萨斯州Eagle Ford资源公司的资产和某些相关负债，交易于2022年12月27日(“成交日期”)完成，现金对价为$3.010亿美元，这需要进行惯例的结账调整。收购的资产主要包括约130,000已探明和未探明的净英亩，平均97%的工作权益，大约700现有油井。我们使用手头现金和我们定期贷款安排和循环信贷安排下的借款相结合的方式为收购提供资金。看见附注14有关定期贷款安排和循环信贷安排的进一步资料。
这笔交易被视为一项业务合并。我们截至2022年12月31日的年度运营业绩包括Ensign在截止日期至2022年12月31日的运营业绩。在此期间，可归因于Ensign的收入和净收入并不重要。截至2022年12月31日的年度，与收购相关的交易成本为18与咨询、法律、咨询和融资服务相关的费用为100万美元，这些费用主要在我们的综合经营报表中计入一般和行政费用。在截至2023年12月31日的年度内，与收购相关的交易成本并不重要。
这笔交易是按照购置法核算的，该方法要求所购入的资产和承担的负债应按截至成交之日的公允价值确认。于结算日，所收购资产及所承担负债之公平值如下：
| | | | | |
| (单位：百万) | 2022年12月27日 |
| 资产： | |
| |
| 盘存 | $ | 4 | |
| |
| 购置流动资产共计 | 4 | |
| 财产、厂房和设备 | 3,159 | |
| |
| 收购的总资产 | $ | 3,163 | |
| 负债： | |
| |
| 其他流动负债 | $ | 36 | |
| 承担的流动负债共计 | 36 | |
| 资产报废债务 | 41 | |
| 其他非流动负债 | 58 | |
| 承担的总负债 | 135 | |
| 取得的净资产 | $ | 3,028 | |
所收购资产及所承担负债之公平值主要采用收入法计量，特别是采用贴现现金流量分析。估计公平值乃基于市场上不可观察之重大输入数据，因此属第三级计量。重大输入数据包括预期未来产量（包括探明储量）、估计已实现商品价格及有关未来经营及开发成本金额及时间的假设，以及贴现率。
下表概述本公司未经审核备考简明财务资料，犹如业务合并已于二零二一年一月一日发生：
| | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2022 | 2021 |
| 收入 | $ | 9,116 | | $ | 5,757 | |
| 净收入 | $ | 3,974 | | $ | 941 | |
预计收益包括与确认收购资产公允价值相关的折旧支出调整、因产生新债务而产生的额外利息支出以及递增所得税支出。备考财务资料不包括因收购而节省的任何成本或其他协同效应，也不包括为整合资产而产生的任何估计成本。备考信息的目的不是为了反映如果业务合并在2021财年初完成时将发生的运营的实际结果，也不是对我们未来任何时期运营财务结果的预测。
此外，在2022年第四季度，我们增加了对运营的Eagle Ford资源播放面积的所有权权益，现金对价约为$135百万美元。这笔交易的资金使用手头现金和我们循环信贷安排下的借款相结合，并作为资产收购入账。
5. 收入
我们的大部分收入来自与美国和E.G.客户签订的现货和定期协议下的原油和凝析油、天然气液化天然气和天然气的销售。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，包括在应收账款中的与客户合同的应收账款减去信贷损失准备金为#美元。886百万美元和美元875分别为100万美元。截至2022年12月31日，来自与客户合同的应收账款减去信贷损失准备金，反映了对我们上一年收入脚注披露中的非实质性错误的修正。
下表按产品类型和地理区域列出了我们从与客户签订的合同中获得的收入：
美国 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 |
| (单位：百万) | 鹰福特 | | 巴肯 | | 俄克拉荷马州 | | 二叠纪 | | 其他美国 | | 总计 |
| 原油和凝析油 | $ | 2,107 | | | $ | 2,003 | | | $ | 277 | | | $ | 627 | | | $ | 48 | | | $ | 5,062 | |
| NGL | 283 | | | 171 | | | 137 | | | 77 | | | — | | | 668 | |
| 天然气 | 189 | | | 92 | | | 129 | | | 37 | | | 2 | | | 449 | |
| 其他 | 6 | | | — | | | — | | | — | | | 14 | | | 20 | |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 2,585 | | | $ | 2,266 | | | $ | 543 | | | $ | 741 | | | $ | 64 | | | $ | 6,199 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| (单位：百万) | 鹰福特 | | 巴肯 | | 俄克拉荷马州 | | 二叠纪 | | 其他美国 | | 总计 |
| 原油和凝析油 | $ | 2,004 | | | $ | 2,508 | | | $ | 423 | | | $ | 456 | | | $ | 161 | | | $ | 5,552 | |
| NGL | 183 | | | 310 | | | 231 | | | 62 | | | 28 | | | 814 | |
| 天然气 | 188 | | | 197 | | | 321 | | | 70 | | | 33 | | | 809 | |
| 其他 | 7 | | | — | | | — | | | — | | | 86 | | | 93 | |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 2,382 | | | $ | 3,015 | | | $ | 975 | | | $ | 588 | | | $ | 308 | | | $ | 7,268 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| (单位：百万) | 鹰福特 | | 巴肯 | | 俄克拉荷马州 | | 二叠纪 | | 其他美国 | | 总计 |
| 原油和凝析油 | $ | 1,435 | | | $ | 1,777 | | | $ | 299 | | | $ | 314 | | | $ | 100 | | | $ | 3,925 | |
| NGL | 161 | | | 239 | | | 189 | | | 47 | | | 17 | | | 653 | |
| 天然气 | 159 | | | 119 | | | 280 | | | 55 | | | 19 | | | 632 | |
| 其他 | 8 | | | — | | | — | | | — | | | 116 | | | 124 | |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 1,763 | | | $ | 2,135 | | | $ | 768 | | | $ | 416 | | | $ | 252 | | | $ | 5,334 | |
国际（例如） | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | | |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 183 | | | $ | 244 | | | $ | 240 | | | | | | |
| NGL | 2 | | | 2 | | | 2 | | | | | | |
| 天然气 | 19 | | | 22 | | | 23 | | | | | | |
| 其他 | 4 | | | 4 | | | 2 | | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 208 | | | $ | 272 | | | $ | 267 | | | | | | |
占我们商品总销售额10%或以上的客户及其附属公司如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 占商品销售总额的百分比 | | | | | |
| 马拉松石油公司 | 22 | % | | 22 | % | | 17 | % |
| 托克集团私人有限公司LTD. | 12 | % | | 10 | % | | 不适用 |
| 瓦莱罗营销与供应 | 11 | % | | 12 | % | | 10 | % |
| | | | | |
我们碳氢化合物销售协议中的定价是可变的，使用各种公布的基准来确定，这些基准根据谈判的质量和位置差异进行调整。因此，根据我们与客户的协议收取的收入在很大程度上取决于市场状况，并可能随着碳氢化合物市场价格的上涨或下跌而大幅波动。通常，我们的客户在我们交付碳氢化合物产品后的短时间内按月向我们付款。因此，我们没有任何与我们的合同相关的融资因素。我们在退货或退款方面的经验微不足道，因为产品规格是行业标准化的，通常在转移到公共运营商或中游实体时进行衡量，当产品不符合这些规格时，会使用其他合同机制(例如，价格调整)。
在有限的情况下，我们还可以按照我们的协议向客户收取预付款；超过已确认收入的付款将作为合同负债记录在我们的综合资产负债表上。
根据我们的碳氢化合物销售协议，整个对价金额因定价和/或数量而变化。我们确认的收入是分配给转移给客户的不同碳氢化合物单位的可变对价金额。这种分配反映了我们预计为完成交付碳氢化合物而收取的总对价金额，而可变付款的条款具体涉及我们努力履行这些合同规定的履约义务。根据我们的碳氢化合物销售协议，我们的履约义务是交付专用油井的全部产量或特定合同量的碳氢化合物。
我们经常作为共同拥有的石油和天然气资产的运营商。作为这一角色的一部分，我们根据联合业务安排开展勘探、开发和生产石油和天然气资产的活动。其他工作权益所有者根据我们的协议向我们报销所产生的费用。我们确定，这些活动不是作为客户关系的一部分进行的，此类报销将继续不作为收入会计准则范围内的收入入账。
此外，我们通常将属于其他工作利益所有者的生产份额作为共同拥有的石油和天然气资产的运营商进行销售。我们的结论是，这些营销活动是作为合作安排的一部分进行的。因此，我们只在出售我们的生产份额时作为委托人，并确认与我们的净产量相关的数量的收入。
原油和凝析油
对于原油销售协议，我们履行我们的履约义务，并在客户在指定的交货点(包括管道、卡车或船只)控制原油后确认收入。
天然气和天然气
在销售天然气和NGL时，我们聘请中游实体通过将天然气从NGL中分离出来来处理我们的生产流。通常，这些中游实体还根据相同的协议购买我们的天然气和NGL。在这些情况下，当天然气和NGL成为可识别和可测量的产品时，我们确定在加工厂的后门履行义务是完整和满足的。我们确定，工厂后挡板是控制权转移到中游实体的地方，他们有权承担天然气和NGL所有权的重大风险和回报。
应付中游实体用于收集和处理服务的金额被确认为运输和处理成本，因为我们支付这些款项是为了换取不同的服务。根据我们的一些天然气加工协议，我们有权将加工后的天然气和NGL实物出售给加工公司以外的客户。在这种情况下，我们的履约义务在将加工过的碳氢化合物在指定的交货点交付给客户后完成，指定交货点可能是加工厂的后门，也可能是客户要求的替代交货点。
我们与一些中游实体达成了“收益百分比”的安排，他们从出售我们的加工天然气和天然气液化天然气所得的收益中保留一定比例的收入，作为其加工和营销服务的补偿。我们确认销售总额的收入，并确认中游公司保留的收益为运输和处理成本。
6. 细分市场信息
我们有二可报告的运营部门。这两个细分市场都是根据地理位置以及所提供的产品和服务的性质进行组织和管理的。
•美国-在美国勘探、生产和销售原油和凝析油、NGL和天然气；以及
•国际(“国际”)-在美国以外勘探、生产和销售原油和凝析油、天然气和天然气，以及生产和销售液化天然气和甲醇等天然气产品。
分部收入是指扣除所得税后，不包括未分配给我们的经营分部的某些项目的收入。我们的公司和运营一般和行政支持成本的一部分没有分配给运营部门。这些未分配费用主要包括雇用费用(包括养恤金影响)、专业服务、设施以及与公司和业务支助活动有关的其他费用。此外，影响可比性的项目，例如：处置损益、已探明及若干未探明物业的减值、干井、吾等估值拨备的变动、商品及利率衍生工具的未实现损益、退休金结算及削减的影响、业务合并的已支出交易成本或其他项目(由首席经营决策者(“CODM”)厘定)不会分配至经营分部。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 |
| (单位：百万) | 美国 | | 国际 | | 未分配给细分市场 | | 总计 |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 6,199 | | | $ | 208 | | | $ | — | | | $ | 6,407 | |
| 商品衍生品的净收益 | 29 | | | — | | | 13 | | (c) | 42 | |
| 权益法投资收益 | — | | | 185 | | | — | | | 185 | |
| 资产处置净收益 | — | | | — | | | 17 | | (d) | 17 | |
| 其他收入 | 21 | | | 21 | | | 4 | | | 46 | |
| 更少的成本和费用： | | | | | | | |
| 生产 | 753 | | | 75 | | | — | | | 828 | |
| 运输、装卸及其他经营 | 647 | | | 5 | | | 37 | |
| 689 | |
| 探索 | 27 | | | 2 | | | 30 | | (e) | 59 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 2,156 | | | 44 | | | 11 | | | 2,211 | |
| 减值 | — | | | — | | | 2 | | | 2 | |
| 所得税以外的其他税种 | 364 | | (b) | — | | | (1) | | | 363 | |
| 一般和行政 | 131 | | | 13 | | | 153 | | | 297 | |
| 净利息及其他 | — | | | — | | | 352 | | | 352 | |
| 其他定期福利净额抵免 | — | | | — | | | (15) | | | (15) | |
| | | | | | | |
| 所得税拨备(福利) | 408 | | | 43 | | | (94) | | | 357 | |
| 分部收入(亏损) | $ | 1,763 | | | $ | 232 | | | $ | (441) | | | $ | 1,554 | |
| 总资产 | $ | 18,516 | | | $ | 899 | | | $ | 160 | | | $ | 19,575 | |
资本支出(a) | $ | 2,010 | | | $ | 7 | | | $ | 16 | | | $ | 2,033 | |
(a)包括应计项目，不包括收购。
(b)包括一笔非经常性的鹰福特遣散费退税$472000万美元，与前几年相关。
(c)商品衍生工具的未实现收益(见注12).
(d)包括$的收益111.8亿美元的或有对价与之前在墨西哥湾处置的资产有关。
(e)包括$10与二叠纪油井相关的干井费用(见注9)及$11与二叠纪勘探租约有关的未经证实的减值(见注10).
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 |
| (单位：百万) | 美国 | | 国际 | | 未分配给细分市场 | | 总计 |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 7,268 | | | $ | 272 | | | $ | — | | | $ | 7,540 | |
| 商品衍生品的净收益(亏损) | (132) | | | — | | | 18 | | (b) | (114) | |
| 权益法投资收益 | — | | | 613 | | | — | | | 613 | |
| 处置资产净亏损 | — | | | — | | | (38) | | (c) | (38) | |
| 其他收入 | 19 | | | 7 | | | 9 | | | 35 | |
| 更少的成本和费用： | | | | | | | |
| 生产 | 625 | | | 65 | | | — | | | 690 | |
| 运输、装卸及其他经营 | 665 | | | 18 | | | 50 | | | 733 | |
| 探索 | 36 | | | — | | | 74 | | (d) | 110 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 1,675 | | | 60 | | | 18 | | | 1,753 | |
| 减值 | — | | | — | | | 7 | | | 7 | |
| 所得税以外的其他税种 | 475 | | | — | | | 9 | | | 484 | |
| 一般和行政 | 131 | | | 13 | | | 164 | | | 308 | |
| 净利息及其他 | — | | | — | | | 188 | | (e) | 188 | |
| 其他定期福利净额抵免 | — | | | — | | | (16) | | | (16) | |
| | | | | | | |
| 所得税拨备(福利) | 808 | | | 151 | | | (792) | | (f) | 167 | |
| 分部收入 | $ | 2,740 | | | $ | 585 | | | $ | 287 | | | $ | 3,612 | |
| 总资产 | $ | 18,429 | | | $ | 1,157 | | | $ | 354 | | | $ | 19,940 | |
资本支出(a) | $ | 1,463 | | | $ | 2 | | | $ | 15 | | | $ | 1,480 | |
(a)包括应计项目，不包括收购.
(b)商品衍生工具的未实现收益(见注12).
(c)包括$39因交换二叠纪未探明面积而造成的损失1.8亿美元。
(d)包括干井费用和未经证实的财产减值#美元48路易斯安那州勘探租约为2000万美元，25二叠纪勘探租约1000万英镑(见 注9和注10).
(e)包括$17我们2025年的利率掉期收益为100万美元(见 注12).
(f)包括$685与部分发放我们的估值津贴相关的百万美元收益(见 注7).
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| (单位：百万) | 美国 | | 国际 | | 未分配给细分市场 | | 总计 |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 5,334 | | | $ | 267 | | | $ | — | | | $ | 5,601 | |
| 商品衍生品的净收益(亏损) | (399) | | | — | | | 16 | | (b) | (383) | |
| 权益法投资收益 | — | | | 253 | | | — | | | 253 | |
| 处置资产净亏损 | — | | | — | | | (19) | | (c) | (19) | |
| 其他收入 | 7 | | | 4 | | | 4 | | | 15 | |
| 更少的成本和费用： | | | | | | | |
| 生产 | 480 | | | 54 | | | — | | | 534 | |
| 运输、装卸及其他经营 | 686 | | | 16 | | | 25 | | | 727 | |
| 探索 | 65 | | | — | | | 71 | | (d) | 136 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 1,972 | | | 68 | | | 26 | | | 2,066 | |
| 减值 | — | | | — | | | 60 | | (e) | 60 | |
| 所得税以外的其他税种 | 346 | | | — | | | (1) | | | 345 | |
| 一般和行政 | 107 | | | 13 | | | 171 | | (f) | 291 | |
| 净利息及其他 | — | | | — | | | 188 | | (g) | 188 | |
| 其他定期福利净额抵免 | — | | | — | | | (5) | | | (5) | |
| 提前清偿债务损失 | — | | | — | | | 121 | | (h) | 121 | |
| 所得税拨备(福利) | 9 | | | 56 | | | (7) | | | 58 | |
| 分部收入(亏损) | $ | 1,277 | | | $ | 317 | | | $ | (648) | | | $ | 946 | |
| 总资产 | $ | 15,339 | | | $ | 994 | | | $ | 661 | | | $ | 16,994 | |
资本支出(a) | $ | 1,018 | | | $ | — | | | $ | 14 | | | $ | 1,032 | |
(a)包括应计项目，不包括收购。
(b)商品衍生工具的未实现收益(见注12).
(c)包括$20 与先前剥离的非核心常规资产相关的损失，a $12 与我们在EG LNG的所有权权益减少相关的税前亏损（见 附注17）和$8 在二叠纪和巴肯的各种井眼作业中获得了100万美元的收益。
(d)包括未经证明的财产减值$20路易斯安那州勘探租约为2000万美元，16 百万美元有关的处置租赁在二叠纪（见 注10）.还包括$28 由于我们的开发计划发生变化，与钻探和未完成的油井（主要是在二叠纪）相关的费用增加了100万美元。
(e)包括减值$24400万美元用于鹰福特的中央设施(见 注10), $5在二叠纪已探明财产的1000万美元(见 注10)及$30与墨西哥湾非生产性长期资产的退役费用相关的1000万美元(见 注10, 注11，以及 附注24).
(f)包括$13与终止飞机租赁协议有关的1000万美元和#美元12与裁员相关的遣散费产生了100万美元。
(g)包括一个$28万我们2022年利率掉期的收益和$27我们2025年的利率掉期收益为100万美元(见 注12).
(h)指与2022年4月赎回2022年债券和2021年9月赎回2025年债券相关的全额拨备溢价以及未摊销折扣和发行成本的相关成本(见 附注14).
下表概述我们于二零一零年的物业、厂房及设备以及权益法投资结余： | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 |
| 美国 | $ | 16,961 | | | $ | 17,088 | |
| 例如。 | 685 | | | 866 | |
| 长期资产总额 | $ | 17,646 | | | $ | 17,954 | |
7. 所得税
除所得税前收入为： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 美国 | | $ | 1,635 | | | $ | 3,037 | | | $ | 637 | |
| 外国 | | 276 | | | 742 | | | 367 | |
| 总计 | | $ | 1,911 | | | $ | 3,779 | | | $ | 1,004 | |
所得税拨备（福利）为： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) | 当前 | | 延期 | | 总计 | | 当前 | | 延期 | | 总计 | | 当前 | | 延期 | | 总计 |
| 联邦制 | $ | 1 | | | $ | 298 | | | $ | 299 | | | $ | — | | | $ | (46) | | | $ | (46) | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 州和地方 | 1 | | | 17 | | | 18 | | | 12 | | | 52 | | | 64 | | | 4 | | | 1 | | | 5 | |
| 外国 | 56 | | | (16) | | | 40 | | | 172 | | | (23) | | | 149 | | | 81 | | | (28) | | | 53 | |
| 总计 | $ | 58 | | | $ | 299 | | | $ | 357 | | | $ | 184 | | | $ | (17) | | | $ | 167 | | | $ | 85 | | | $ | (27) | | | $ | 58 | |
适用于所得税前收入的联邦法定所得税税率与所得税规定的对账如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 税前收入总额 | | $ | 1,911 | | | $ | 3,779 | | | $ | 1,004 | |
| 所得税拨备总额 | | $ | 357 | | | $ | 167 | | | $ | 58 | |
| 有效所得税率 | | 19 | % | | 4 | % | | 6 | % |
| | | | | | |
| 按法定税率征收的所得税 | | $ | 401 | | | $ | 793 | | | $ | 211 | |
| 估值免税额的调整 | | (59) | | | (691) | | | (166) | |
| 外国业务的影响 | | 62 | | | 2 | | | (13) | |
| | | | | | |
| 扣除联邦福利后的州所得税 | | 23 | | | 62 | | | 23 | |
| 税法变更 | | 1 | | | — | | | (2) | |
| 已生成的税收抵免 | | (97) | | | — | | | — | |
| 其他联邦税收效应 | | 26 | | | 1 | | | 5 | |
| 所得税拨备 | | $ | 357 | | | $ | 167 | | | $ | 58 | |
实际所得税税率受各种因素的影响，包括收入的地理和职能来源以及这些收入来源的相对大小。拨款总额与分配给各部门的数额之和之间的差额列于#年表格的“未分配给各部门”一栏。注6.
估值免税额的调整 –估值免税额的调整减少了我们2023年的税收拨备，原因是取消了之前记录的与本期未使用的外国税收抵免到期相关的估值免税额。2022年第一季度，由于大宗商品价格大幅上涨，对我们未来应税收入的预测相应增加，以及缺乏客观的负面证据，如近年来的累计亏损，我们确定我们有足够的积极证据来释放大部分联邦估值免税额，这导致了#美元的非现金递延税项收益。6851000万美元。当时，我们对某些美国递延税项资产保留了部分估值准备金，主要是因为大宗商品价格的波动影响了评估的未来变现可能性。我们继续按季度评估估值津贴余额是否适当，特别是考虑到如下所述的外国税收抵免的到期性质。如果我们经历了影响未来收益表现的大宗商品价格持续走低，则有可能在未来12个月内存在足够的负面证据，要求我们对我们预期不会实现的递延税项资产建立额外的估值准备。
外国业务的影响-外国业务的影响 所有期间均受到内部收入构成的影响，例如，权益法被投资人和子公司之间的收入组合可能导致实际税率例如与美国法定税率不同。此外，2023年还包括某些外国税收抵免到期未使用的影响。
产生的税收抵免-在2023年第四季度，我们录得净收益$972023年及之前几年发生的合格研发成本相关的美国联邦和州税收抵免10万美元。
其他联邦税收效应-2023年，其他联邦税收影响的增加主要与净营业亏损的调整有关。
产生递延税项资产和负债的原因如下： | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 |
| 递延税项资产： | | | |
| 员工福利 | $ | 51 | | | $ | 56 | |
| 营业亏损结转 | 647 | | | 1,189 | |
| | | |
| 外国税收抵免 | 406 | | | 602 | |
| 其他税收抵免 | 89 | | | — | |
| 租赁递延税项资产 | 53 | | | 31 | |
| 其他 | 7 | | | 34 | |
| 小计 | 1,253 | | | 1,912 | |
| | | |
| 估值免税额 | (30) | | | (89) | |
| | | |
| | | |
| 递延税项资产总额 | 1,223 | | | 1,823 | |
| 递延税项负债： | | | |
| 财产、厂房和设备 | 1,521 | | | 1,850 | |
| | | |
| 租赁递延税项负债 | 117 | | | 97 | |
| | | |
| 其他 | 4 | | | 3 | |
| 递延税项负债总额 | 1,642 | | | 1,950 | |
| 递延税项净负债 | $ | 419 | | | $ | 127 | |
| | | |
营业亏损结转- 截至2023年12月31日，我们有一个与我们的经营亏损结转相关的递延税项资产总额为$647 万美国营业亏损结转包括：2.810亿(美元)593 递延税项资产），可无限期结转。国家经营亏损结转包括$1.310亿(美元)542024年开始到期的递延所得税资产）。
外国税收抵免 - 截至2023年12月31日，我们反映了$的外国税收抵免406百万美元，将于2024年至2026年到期。
其他税收抵免 - 截至2023年12月31日，我们已记录美国联邦和州税收抵免$88百万 与2023年及以前期间发生的合格研发成本有关。这些税收抵免将于2037年至2043年到期。
估值免税额- 截至2023年12月31日，我们在综合资产负债表中反映了估值备抵，金额为$30主要针对我们在各州司法管辖区的递延税项资产净额。估值拨备减少主要是由于移除先前记录的与本期间到期未使用的外国税收抵免相关的估值拨备。
财产、厂房和设备- 于2023年12月31日，我们反映递延税项负债为$1.51000亿美元。这一下降主要与本年度在美国的活动有关。
递延税项净资产和负债在合并资产负债表中分类如下： | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 |
| 资产： | | | |
| | | |
| 其他非流动资产 | $ | — | | | $ | 40 | |
| 负债： | | | |
| | | |
| 非流动递延税项负债 | 419 | | | 167 | |
| 递延税项净负债 | $ | 419 | | | $ | 127 | |
| | | |
他说：我们在我们运营的司法管辖区定期接受检查。截至2023年12月31日，我们的所得税申报单仍需在以下主要税务管辖区对所示纳税年度进行审查：
| | | | | |
美国(a) | 2019 - 2022 |
| |
| 例如。 | 2007 - 2022 |
| |
(a)包括联邦和州司法管辖区。
下表汇总了未确认税收优惠中的活动： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期初余额 | $ | — | | | $ | 10 | | | $ | 8 | |
| 与本年度相关的税务职位的增加 | 13 | | | — | | | — | |
| | | | | |
| 增加前几年的纳税状况 | 42 | | | 1 | | | 2 | |
| | | | | |
| 聚落 | — | | | (11) | | | — | |
| | | | | |
| 期末余额 | $ | 55 | | | $ | — | | | $ | 10 | |
如果确认截至2023年12月31日的未确认税收优惠，则为$53100万美元将影响我们的有效所得税税率。自2023年12月31日起，我们将不预计不确定的税收状况将在未来12个月内发生重大变化。
利息和罚款被记录为税收拨备的一部分，在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度中并不重要。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日，我们没有与所得税相关的重大应计利息或罚款。
2022年8月，总裁签署了爱尔兰共和军，使之成为法律。爱尔兰共和军颁布了各种所得税条款，包括15%的公司账面最低税率。企业账面最低税额于2023年1月1日生效，适用于前三年调整后财务报表收入平均超过10亿美元的公司。根据目前的法律和指导，我们在2023年没有缴纳公司账面最低税额，但预计2024年将适用公司账面最低税额。美国财政部和美国国税局预计将发布进一步的法规和解释性指导，以实施爱尔兰共和军包含的立法。随着这一指导意见的发布，我们将继续评估和评估爱尔兰共和军可能对我们当前和未来的所得税产生的影响。我们选择了一项会计政策，以考虑公司账面最低税额对我们的递延税项资产、结转和税收抵免的变现能力的影响，并将其作为一项期间成本出现。
2021年12月，经济合作与发展组织(OECD)发布了新的全球最低税收框架示范规则(《第二支柱》)，世界各国政府已经发布或正在发布立法。我们将继续分析在我们开展业务的国家颁布的立法，但目前，与第二支柱实施相关的影响预计不会很大。
8. 盘存
原油和NGL按加权平均成本入账，并以成本或可变现净值中的较低者计提。用品和其他物品主要由管状货物和设备组成，按加权平均成本计价，并定期审查预算。当市场状况显示时，市场处于初始或减损状态。 | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 |
| 原油和天然气液化石油气 | $ | 14 | | | $ | 15 | |
| 供应品和其他物品 | 172 | | | 110 | |
| 盘存 | $ | 186 | | | $ | 125 | |
9. 物业、厂房及设备
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 |
| 美国 | $ | 16,905 | | | $ | 17,034 | |
| 国际 | 252 | | | 288 | |
| 未分配给细分市场 | 56 | | | 55 | |
| 净财产、厂房和设备 | $ | 17,213 | | | $ | 17,377 | |
我们资本化探井成本的变化如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 截至1月1日的期初余额 | $ | 114 | | | $ | 162 | | | $ | 210 | |
| 加法 | 69 | | | 78 | | | 50 | |
| 收费到费用 | (12) | | | (30) | | | (30) | |
| 向发展转移 | (79) | | | (96) | | | (68) | |
| | | | | |
| 截至12月31日的期末余额 | $ | 92 | | | $ | 114 | | | $ | 162 | |
我们有不是截至2023年12月31日，与暂停油井相关的勘探井成本资本化超过一年，20截至2022年12月31日，为100万。在截至2023年12月31日的年度内，减少包括冲销干油井费用#美元。10与二叠纪未完成的探井有关的2.5亿美元。剩余的减少额是由于之前暂停的油井恢复完井活动所致。
10. 减值
以下汇总了已证实财产、未证实财产和资产报废成本的减值费用。在我们考虑公允价值来分析减值的情况下，投入代表3级测量。
•2023年减值
未证明的性质-在截至2023年12月31日的年度内，我们确认减值1美元11在我们的综合损益表中计入勘探费用的二叠纪未经证实的物业租赁。
•2022年减值
未证明的性质-在截至2022年12月31日的年度内，我们确认减值1美元25路易斯安那州奥斯汀粉笔有1.5亿份未经证实的物业租约。减值是多种因素综合造成的，包括租赁到期日的时间、我们对风险和资源的评估，以及不开发英亩土地的决定。我们还确认了减值#美元。17由于面积交换，二叠纪未经证实的财产租赁费用为100万美元。未经证实的财产减值的综合影响计入我们的综合损益表的勘探费用。
•2021年减值
已证明的性质 -在截至2021年12月31日的年度内，我们记录了减值费用$5与我们在位于新墨西哥州的外部运营的常规资产的权益相关的1000万美元。此外，我们还记录了减值费用#美元。24 百万与 二位于Eagle Ford的中心设施。与这些中央设施相关的退役活动包括改变现有油井的路线。已证实物业减值的综合影响于综合收益表的减值开支内入账。
未证明的性质 – 于截至2021年12月31日止年度，我们确认未经证明的物业减值为$20路易斯安那州勘探租约为100万美元，16百万美元与二叠纪租约的处置有关。未经证实的物业减值的综合影响已计入我们综合收益表的勘探开支内。
长期资产的资产报废成本 - 于截至2021年12月31日止年度，我们确认了一笔增加的$30 2010年12月31日，本集团为先前已剥离的位于墨西哥湾的海上资产计提减值支出，该减值支出与某些非生产井、管道和生产设施的估计未来退役成本增加有关。该成本计入我们综合收益表的减值开支。
11. 资产报废债务
资产报废义务主要包括在石油和天然气生产业务结束时移除、拆除和恢复土地或海床的估计成本。资产报废债务变动如下： | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 |
| 截至1月1日的期初余额 | $ | 340 | | | $ | 316 | |
| 发生的负债，包括购置 | 12 | | | 55 | |
| 已清偿负债，包括处置 | (35) | | | (20) | |
| 增值费用（包括在折旧、损耗和摊销中） | 16 | | | 14 | |
| 估计数的订正 | 7 | | | (25) | |
| | | |
| 截至12月31日的期末余额 | $ | 340 | | | $ | 340 | |
| | | |
| 截至12月31日的期末余额，短期 | $ | 14 | | | $ | 45 | |
•2023 — 在截至2023年12月31日的年度内，清偿了主要与先前在墨西哥湾处置的资产以及二叠纪遗弃活动有关的负债。
•2022 —在截至2022年12月31日的年度内，我们产生了1美元的负债41由于我们收购了Ensign的Eagle Ford资产，我们获得了100万美元。看见注4获取有关此次收购的更多信息。
12. 衍生品
我们可以使用衍生品来管理我们面临的部分大宗商品价格风险、大宗商品区位风险和利率风险。看见注1 为了讨论我们可以使用的衍生工具的类型和潜在的原因。有关衍生工具公允价值计量的更多信息，请参见注13。我们所有的商品衍生品和利率衍生品均受可强制执行的总净额结算安排或类似协议的约束，我们根据这些协议报告净额。
下表显示了我们未平仓衍生工具的公允价值总额和报告的净额及其在综合资产负债表中的位置： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | |
| (单位：百万) | 资产 | | 负债 | | 净资产 | | 资产负债表位置 |
| 未指定为模糊限制语 | | | | | | | |
| 商品 | $ | 24 | | | $ | — | | | $ | 24 | | | 其他流动资产 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 未指定为限制的合计 | $ | 24 | | | $ | — | | | $ | 24 | | | |
| 现金流对冲 | | | | | | |
| 利率 | $ | 9 | | | $ | — | | | $ | 9 | | | 其他流动资产 |
| 利率 | 9 | | | — | | | 9 | | | 其他非流动资产 |
| 指定的限制线总数 | $ | 18 | | | $ | — | | | $ | 18 | | | |
| 总计 | $ | 42 | | | $ | — | | | $ | 42 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | |
| (单位：百万) | 资产 | | 负债 | | 净资产 | | 资产负债表位置 |
| 未指定为模糊限制语 | | | | | | | |
| 商品 | $ | 10 | | | $ | — | | | $ | 10 | | | 其他流动资产 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 未指定为限制的合计 | $ | 10 | | | $ | — | | | $ | 10 | | | |
| 现金流对冲 | | | | | | | |
| 利率 | $ | 9 | | | $ | — | | | $ | 9 | | | 其他流动资产 |
| 利率 | 15 | | | — | | | 15 | | | 其他非流动资产 |
| 指定的限制线总数 | $ | 24 | | | $ | — | | | $ | 24 | | | |
| 总计 | $ | 34 | | | $ | — | | | $ | 34 | | | |
未被指定为对冲的衍生品
商品衍生品
我们已经签订了原油衍生品，这些衍生品以各自的指数为索引，如下表所示，与我们预测的到2024年美国销售额的一部分有关。这些衍生品是三向领子。三向看跌期权包括买入看跌期权(天花板)、买入看跌期权(地板)和卖出看跌期权。上限价格是我们将收到的合同量的最高价格；下限是我们将收到的最低价格，除非市场价格低于卖出看跌期权执行价。在这种情况下，我们得到的是NYMEX WTI价格加上底价和卖出卖权价格之间的差额。这些原油衍生品没有被指定为对冲。
下表列出了截至2023年12月31日的未平仓衍生品合约以及这些合约的加权平均价格： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | | |
| 第一季度 | | 第二季度 | | 第三季度 | | 第四季度 | | | |
| 原油 | | | | | | | | | | |
| NYMEX WTI三向领口 | | | | | | | | | | |
| 音量(Bbls/天) | 40,000 | | | 40,000 | | | 20,000 | | | 20,000 | | | | |
| 每桶加权平均价格： | | | | | | | | | | |
| 天花板 | $ | 101.01 | | | $ | 101.01 | | | $ | 101.95 | | | $ | 101.95 | | | | |
| 地板 | $ | 66.25 | | | $ | 66.25 | | | $ | 65.00 | | | $ | 65.00 | | | | |
| 卖出卖权 | $ | 51.25 | | | $ | 51.25 | | | $ | 50.00 | | | $ | 50.00 | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
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我们的商品衍生工具的未实现收益和已实现收益(亏损)影响见下表，并反映在综合损益表中商品衍生工具的净收益(亏损)中： | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | 2021 |
| 衍生工具未实现收益，净额 | $ | 13 | | | $ | 18 | | $ | 16 | |
衍生工具已实现收益(亏损)净额(a) | $ | 29 | | | $ | (132) | | $ | (399) | |
(a)截至2023年止年度，结算衍生工具仓位所收到的现金净额为$281000万美元。截至2022年及2021年止年度，就已结算衍生工具持仓支付的现金净额为1532000万美元，和美元356分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
利率互换
于2020年，我们签订了名义金额为美元的远期起始利率掉期合约。500用于对冲与伦敦银行间同业拆借利率基准利率波动有关的现金流变化，以及与2022年未来债券发行的预测利息支付有关的现金流变化。每一份衍生品合约都可以与预期的基础美元名义金额挂钩。在2020年第三季度，我们取消了这些以前被指定为现金流对冲的远期起始利率掉期。在2021年第一季度，净递延亏损为1美元2与这些取消指定的远期起始利率掉期相关的累计其他全面收益百万美元从累积其他全面收益重新分类为收益，作为对我们综合收益表内净利息和其他收益的调整，因为我们于2021年4月全部赎回了2022年未偿还票据的剩余部分。我们在2021年11月平仓并结算了利率互换。在截至2021年12月31日的年度内，我们录得28在我们的综合收益表中，净利息和其他收益按市值计算的收益为100万美元，以反映这些利率掉期的价值变化。
于2020年，我们签订了名义金额为美元的远期起始利率掉期合约。3502000万美元，用于对冲伦敦银行间同业拆借利率基准利率波动引起的现金流变化，这些变化与2025年未来债券发行的预测利息支付有关。未来债券发行的预期收益旨在为我们的#美元再融资。900万3.852025年到期的优先债券百分比(“2025年债券”)。在2021年第二季度，我们取消了这些以前被指定为现金流对冲的远期利率掉期的指定，因为我们不再计划为2025年债券进行再融资，并对美元31与这些套期保值相关的累计收益从累积的其他全面收益计入收益，作为对综合收益表内净利息和其他收益的调整。2021年9月，我们全额赎回了这批2025年的债券。在截至2021年12月31日的年度内，我们共录得27在我们与这些掉期相关的合并收益表中，净利息和其他净收益按市值计算为1000万美元。2022年3月，我们平掉了这些头寸，并结算了利率掉期，获得了#美元的收益。441000万美元。在截至2022年12月31日的年度内，我们累计录得17净利息和我们与这些掉期相关的综合收益表中的其他收益为100万美元。
在2021年第二季度，我们取消了指定美元25美元中的1000万美元3202000万休斯顿写字楼现金流对冲(在指定为现金流对冲的衍生品(见下文第二节)，因为建筑费用概算有所减少。这些利率互换合约于2022年1月开始结算。我们关闭了$252022年取消指定的套期保值，产生的现金收益约为#美元21000万美元。截至2023年12月31日，剩余的未平仓利率互换休斯顿办事处(名义金额为$295(100万)仍被归类为现金流对冲。
指定为现金流对冲的衍生品
于2019年，我们签订了总名义金额为美元的远期起始利率掉期合约。3201,000,000美元，以对冲与我们休斯顿办事处未来租赁付款的1个月LIBOR部分相关的现金流变化。在2021年第二季度，我们取消了指定美元25由于与该项目相关的建筑成本预算估计数减少，这类对冲减少了100万美元。在2022年第四季度，我们修改了休斯顿写字楼租赁和远期起始利率掉期，将其从LIBOR转移到SOFR。截至2023年12月31日，休斯顿办事处的未平仓利率互换名义金额为美元。2951000万美元。
休斯顿写字楼租赁于2021年9月开始，然而，我们2022年2月的第一笔现金租赁付款是在2022年3月支付的。利率互换的第一个结算日是2022年1月。最后一次互换将于2026年9月到期。于截至2023年12月31日止年度内，已结算利率掉期仓位收到的现金净额为$111000万美元。于截至2022年12月31日止年度内，就已结算利息掉期头寸而收取/支付的现金净额并不重要。截至2023年12月31日，我们预计将重新分类美元9在未来12个月内，从累积的其他全面收益中获得的1000万美元收益计入损益表。看见注18 有关休斯顿写字楼租赁的更多细节，请访问。
下表按到期日列出了有关我们的利率互换协议的信息，包括固定加权平均利率： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 到期日 | 总名义金额 (单位：百万) | | 加权平均，SOFR | | 总名义金额 (单位：百万) | | 加权平均，SOFR |
| | | | | | | |
| 2026年9月9日 | $ | 295 | | | 1.43 | % | | $ | 295 | | | 1.43 | % |
13. 公允价值计量
公允价值--经常性
下表按层级列出了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日按层级按公允价值经常性核算的资产和负债： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 |
| (单位：百万) | 第1级 | | 二级 | | 第三级 | | 总计 |
| 衍生工具、资产 | | | | | | | |
商品(a) | $ | — | | | $ | 24 | | | $ | — | | | $ | 24 | |
| | | | | | | |
| 利率--指定为现金流对冲 | — | | | 18 | | | — | | | 18 | |
| 衍生工具、资产 | $ | — | | | $ | 42 | | | $ | — | | | $ | 42 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| (单位：百万) | 第1级 | | 二级 | | 第三级 | | 总计 |
| 衍生工具、资产 | | | | | | | |
商品(a) | — | | | 10 | | | — | | | 10 | |
| | | | | | | |
| 利率--指定为现金流对冲 | — | | | 24 | | | — | | | 24 | |
| 衍生工具、资产 | $ | — | | | $ | 34 | | | $ | — | | | $ | 34 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
(a)衍生工具按净额计入我们的综合资产负债表(见注12).
截至2023年12月31日，我们的大宗商品衍生品包括三向环。这些工具使用布莱克-斯科尔斯模型或修正的布莱克-斯科尔斯模型按公允价值计量。对于三向套，模型的输入包括大宗商品价格和隐含波动率，并被归类为第二级，因为在整个工具期限内，主要所有假设和输入都可以在活跃的市场中观察到。
远期起始利率掉期以公允价值计量，采用市场法，使用可操作的经纪报价，这是二级投入。看见注12有关远期起始利率互换的详细信息。
公允价值--非经常性
看见注10有关我们与减值相关的公允价值的详细信息。
公允价值--金融工具
我们的流动资产和负债包括金融工具，其中最重要的是应收账款、商业票据借款、长期债务的当前部分和应付账款。我们认为我们的应收账款、商业票据借款和应付账款的账面价值接近公允价值。我们的公允价值评估包含多种考虑因素，包括(1)工具的短期期限，(2)我们的信用评级，以及(3)我们历史上发生和预期的未来微不足道的坏账支出，其中包括对交易对手信用风险的评估。
下表汇总了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，不包括应收账款、商业票据借款、应付款和衍生金融工具的金融工具及其按个别资产负债表行项目报告的公允价值： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) | 公平
价值 | | 携带
金额 | | 公平
价值 | | 携带
金额 |
| 金融资产 | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 其他非流动资产 | $ | 9 | | | $ | 27 | | | $ | 10 | | | $ | 28 | |
| 金融资产总额 | $ | 9 | | | $ | 27 | | | $ | 10 | | | $ | 28 | |
| 金融负债 | | | | | | | |
其他流动负债(a) | $ | 80 | | | $ | 126 | | | $ | 140 | | | $ | 204 | |
长期债务，包括本期债务(b) | 4,961 | | | 4,997 | | | 5,806 | | | 5,948 | |
递延信贷和其他负债(c) | 70 | | | 71 | | | 73 | | | 73 | |
| 财务负债总额 | $ | 5,111 | | | $ | 5,194 | | | $ | 6,019 | | | $ | 6,225 | |
(a)计入2022年12月31日的其他流动负债的公允价值和账面价值为31作为我们于2022年第四季度收购Ensign的Eagle Ford资产的一部分，我们承担了100万美元的流动负债。看到 注4有关收购的详情。
(b)不包括债务发行成本。
(c)于2022年12月31日，递延信贷及其他负债的公平值及账面值包括：58作为我们在2022年第四季度收购Ensign的Eagle Ford资产的一部分，我们承担了200万美元的非流动负债。看到 注4有关收购的详情。
我们计入其他非流动资产的金融资产及计入其他流动负债及递延信贷及其他负债的金融负债的公平值采用收入法计量，且大部分输入数据为内部产生，因此分类为第三级。估计未来现金流量采用被视为合适的比率贴现以获取公平值。
我们的定息债务工具公开交易。我们定息债务的公允价值采用市场法计量，基于主要金融机构的报价（属于第二级输入数据）。我们的浮动利率债务是非公开的，包括定期贷款和循环信贷下的借款。我们浮息债务的公允价值与账面值相若，并根据可观察的市场输入数据估计，导致第2级分类。
14. 债务
长期债务
我们的长期债务包括：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 |
| 2024年12月到期的定期贷款融资 | $ | 1,200 | | | $ | 1,500 | |
| 2027年到期的循环信贷融资 | — | | | 450 | |
| 优先无担保票据： | | | |
| | | |
| | | |
| | | |
8.5002023年到期的票据百分比 | — | | | 70 | |
8.1252023年到期的票据百分比 | — | | | 131 | |
| | | |
4.4002027年到期的票据百分比(a) | 1,000 | | | 1,000 | |
6.8002032年到期的票据百分比(a) | 550 | | | 550 | |
6.6002037年到期的票据百分比(a) | 750 | | | 750 | |
5.2002045年到期的票据百分比(a) | 500 | | | 500 | |
债券：(b) | | | |
2.102037年到期的票据百分比 | 200 | | | 200 | |
2.1252037年到期的票据百分比 | 200 | | | 200 | |
2.2002037年到期的票据百分比 | 200 | | | 200 | |
2.3752037年到期的票据百分比 | 200 | | | 200 | |
4.0502037年到期的票据百分比 | 200 | | | — | |
2.0002037年到期的票据百分比 | — | | | 200 | |
| 债务总额 | $ | 5,000 | | | $ | 5,951 | |
| 未摊销折扣 | (3) | | | (3) | |
| 未摊销债务发行成本 | (19) | | | (25) | |
| 总债务，净额 | $ | 4,978 | | | $ | 5,923 | |
| | | |
| | | |
(a)这些票据包含一项补偿条款，允许我们以高于市场价格的价格偿还债务。
(b)这些债券的未来强制购买日期：2024年7月1日 2.10%债券， 2.125%债券; 2026年7月1日 2.20%键， 2.375%债券，以及 4.05%债券。于多个强制购买日期后，我们亦有权于二零三七年到期日前任何时间转换及重新销售该等债券。
定期贷款安排
于2022年11月，我们订立定期信贷协议，该协议规定 两年制 $1.5我们已于2022年12月获得20亿美元定期贷款融资（“定期贷款融资”），并据此借入全额。定期贷款工具下的借款可以提前偿还而不受罚款。2023年第四季度，我们偿还了300 亿元的未偿还借款。截至2023年12月31日，我们拥有$1.2 根据我们的定期贷款安排， 7.21%.
定期贷款包括一项契约，要求我们的总债务与总资本比率不超过 65%，截至每个财政季度的最后一天。倘发生违约，持有一半以上承诺的贷款人可终止定期贷款融资项下的所有承诺，并要求立即偿还定期贷款融资项下的所有未偿还借款。截至2023年12月31日，我们已遵守该契约，比率为 25%.
循环信贷安排
于二零二二年，我们对无抵押循环信贷融资（“循环信贷融资”）执行第七次修订。此修订对循环信贷融资的主要变动为（i）延长循环信贷融资的到期日， 三年至2027年7月28日，（ii）将循环信贷额度的规模从3.130亿美元至50亿美元2.5 （iii）以SOFR取代LIBOR利率基准及（iv）对定价表作出若干修订。
2023年9月，我们增加了我们的美元2.530亿美元的循环信贷安排61700万美元至总计700万美元2.61000亿美元。每个贷款人未使用的承付款的费用，以及循环信贷安排下的借款选择，仍不受增加的影响。我们可以选择增加承诺额，最多可再增加$939300万美元，但须征得任何不断增加的贷款人的同意。循环信贷工具到期日为2027年7月28日。
在2023年第三季度，我们利用商业票据借款全额偿还了450300万未偿还借款与我们的美元2.6100亿美元的循环信贷安排。
循环信贷安排包括一项契约，要求我们的总债务与总资本的比率不超过65%截至每个财季的最后一天。如果发生违约，持有一半以上承付款的贷款人可以终止循环信贷安排下的承付款，并要求立即偿还循环信贷安排下所有未偿还的借款和所有未偿还信用证的现金抵押。截至2023年12月31日，我们遵守该公约的比例为25%.
商业票据计划
根据我们的商业票据计划，我们可以发行最高面值为$的无抵押票据。2.5任何时候未偿还的10亿美元，到期日最高可达365自签发之日起计天数。我们的美元2.510亿美元的商业票据计划由我们的美元支持2.6100亿美元的循环信贷安排。
在2023年第三季度和第四季度，我们利用最近建立的商业票据计划为各种短期营运资金需求提供资金。截至2023年12月31日，我们拥有450亿美元于不同日期到期的未偿还商业票据，加权平均利率为 6.10%.
偿债
我们偿还了与其到期日相关的以下款项：$32万9.3752022年5月高级债券百分比，$70万8.52023年3月的高级债券百分比；及131万8.1252023年7月高级票据百分比。
债务再营销
2023年4月3日，我们完成了一笔200向投资者再营销2007A-1子系列债券，这些债券是美元的一部分12017年路易斯安那州圣约翰浸信会教区收入返还债券系列。债券的利率为4.05%，强制购买日期为2026年7月1日。与备注债券相关的偿还及新增借款分别于债务偿还及借款内于综合现金流量表内列示。
长期债务到期日
截至2023年12月31日，未来五年的长期债务到期日(不包括应计利息)如下： | | | | | |
| (单位：百万) | |
| 2024 | $ | 1,600 | |
| 2025 | — | |
| 2026 | 600 | |
| 2027 | 1,000 | |
| 2028 | — | |
| 此后 | 1,800 | |
| 长期债务总额，包括当期部分 | $ | 5,000 | |
15. 股东权益
我们的董事会已经批准了一项股票回购计划。在2023年期间，我们回购了58根据股份回购计划，我们的普通股为百万股，成本为$1.5十亿. 2023年11月，我们的董事会将我们的股票回购授权增加到$2.51000亿美元，剩余的授权总额约为美元2.3截至2023年12月31日，10亿美元。在2022年间，我们回购了113根据股份回购计划，我们的普通股为百万股，成本为$2.8十亿美元。在2021年期间，我们回购了大约46根据股份回购计划，我们普通股的百万股，成本为$724百万美元。根据我们的股票回购计划，我们可以酌情进行购买，可以是公开市场交易，包括大宗购买，也可以是使用手头现金、运营产生的现金或潜在资产出售所得的私下协商交易。本计划可能会根据我们的财务状况或市场状况的变化而改变，并可能在完成之前终止。
16. 基于激励的薪酬
基于股票的薪酬计划说明-《马拉松石油公司2019年激励薪酬计划》(《2019计划》)于2019年5月获得股东批准，授权董事会薪酬委员会向员工授予股票期权、SARS、股票奖励(包括限制性股票和限制性股票单位奖励)、绩效单位奖励和现金奖励。2019年计划还允许我们向非雇员董事提供股权薪酬。不会超过27.9根据2019年计划，我们可能会发行1.5亿股普通股。与根据2019年计划授予奖项有关，根据2019年计划可供发行的股票数量将减少一以普通股换取获授奖励的每股普通股，但根据其条款不允许结算普通股的奖励不会减少根据2019年计划可供发行的普通股的数量。
根据2019年计划获得奖励的股票，如果被没收、终止或到期而未行使，则可用于未来的授予。此外，根据2019年计划为发行预留的普通股数量不会因满足奖励收购价而投标的股票数量增加，也不会因换取其他奖励而增加，也不会因履行预扣税款义务而预扣的股票数量增加。根据2019年计划授予的奖励而发行的股票通常从国库持有的普通股中筹集资金，除非库藏股不足，在这种情况下，将发行新的普通股。
在2019年计划获得批准后，之前的任何计划都没有或将不会提供新的赠款。以前根据任何先前计划授予的任何奖励，应继续按照其原始条款和条件行使。
计划下的股票奖励
股票期权-我们上一次根据2019年计划授予股票期权是在2020年。我们的股票期权代表了在授予之日以公允市场价值购买普通股的权利。总体而言，我们的股票期权按比例高于三年制期限，最长期限为十年从他们被授予之日起。
非典-截至2023年12月31日，有不是非典表现突出。
限制性股票 -我们上一次在2019年计划下授予限制性股票是在2020年。授予一般归属人员的限制性股票奖励三年自授予之日起，视受助人是否继续受雇而定。我们还根据某些非公职人员在某些指导方针内的表现并出于留用的目的，向他们发放了限制性股票。授予非公职人员的限制性股票奖励一般按比例在三年制自授予之日起的一段时间，视受助人是否继续受雇而定。在归属之前，所有限制性股票接受者都有权对此类股票进行投票并获得股息。限制性股票的非归属股份不能转让，由我们的转让代理持有。在2023年12月31日，有不是未偿还的限制性股票奖励。
基于股票的业绩单位奖励-我们根据2019年计划向军官授予以股票为基础的绩效单位。
在2023年期间，我们授予222,464以股票为基础的绩效单位给予符合条件的人员，其中以股票结算。授予日期每单位的公允价值为$32.97，使用蒙特卡罗估值模型计算。在授权日，每个单位代表一我们普通股的份额。这些单位是以股份结算的，我们普通股的股份支付数量是基于归属百分比，可以是从0%至200%，基于在三年制由董事会薪酬委员会(下称“薪酬委员会”)决定的绩效期间。业绩目标与集团的总股东回报(“TSR”)挂钩，而集团的总股东回报由薪酬委员会确定，包括同行公司、S能源指数和S指数。此外，红利等价物在业绩期间应计，并将在业绩期间结束后以现金支付，其依据是业绩期间记入我们普通股的红利金额乘以归属单位数量。
在2023年期间，我们授予222,464以股票为基础的绩效单位奖励给符合条件的人员，以现金结算。 在授予这些基于股票的绩效单位的日期，每个单位代表一我们普通股的份额。应支付的利益金额是基于(I)授予的单位数量、(Ii)归属百分比和(Iii)期末普通股的平均每日收盘价的乘积。30在履约期间的最后一个交易日结束的历日，受制于下文所述的银行业务特征。归属百分比的范围可以是0%至200%，这是基于在两年制演出期。业绩指标是公司在业绩期间产生的预定数额的累积自由现金流，如奖励协议所定义。这些单位具有银行特征，其股价估值和归属百分比固定在不低于50%，然后在100%，如果是在绩效期间实现的。一旦达到这些里程碑，归属百分比将不会低于这些存入银行的百分比金额，即使业绩期间的累积自由现金流随后下降，但须受补偿委员会如下所述的酌情决定权的限制。红利等价物在业绩期间应计，并将在业绩期间结束后以现金支付，其依据是业绩期间我们普通股的股息金额乘以归属单位数量。截至2023年12月31日，每个以现金结算的业绩单位的公允价值为$24.57。如奖励协议条款所述，补偿委员会保留酌情决定权，以降低归属百分比和任何银行价值，并确定这些奖励的自由现金流成就。
限制性股票单位-我们为非雇员董事维持股权补偿计划。所有非雇员董事每年都会获得普通股单位。对于2012至2020年间授予的单位，普通股通常在完成董事会服务或三年自授予之日起，以较早者为准。对于在2021年及以后授予的单位，普通股一般将在董事会服务完成或一年由批出日期起计，两者以较早者为准。然而，对于2017年或以后授予的任何单位，我们的非雇员董事可以选择将其普通股单位的结算推迟到他们停止在董事会任职之后。根据2019年计划，我们还向高级职员授予限制性股票单位，根据授予协议条款，这通常是授予三年从授予或背心之日起按比例超过三年制期间和限制性股票单位给某些非政府雇员，通常在三年制这两个奖项都取决于获奖者的继续受雇情况。授予这些非公职人员的限制性股票单位，通常是根据他们的业绩和留用目的。归属后，将为这些限制性股票单位发行普通股。在归属之前，限制性股票单位的接受者通常会收到股息等值付款，但他们可能没有投票权。
基于股票的薪酬总支出-员工股票薪酬总支出为$49百万，$50百万美元和美元432023年、2022年和2021年分别为100万。相关所得税优惠总额为#美元。112023年和2022年分别为100万。由于我们的联邦递延税净资产在2021年获得了全额估值津贴，我们做到了不在2021年综合损益表中确认税收优惠。行使股票期权奖励时收到的现金为#美元32023年，百万美元322022年为100万美元，52021年将达到2.5亿美元。相关所得税优惠总额为#美元。11000万美元和300万美元72023年和2022年分别为100万。由于我们的联邦递延税净资产在2021年获得了全额估值津贴，我们做到了不确认在2021年期间结算的股票奖励扣除的税收优惠。
股票期权奖励 – 以下为2023年股票期权奖励活动摘要： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股份数量 | | 加权平均行权价 | | 加权平均剩余合同期限 | | 聚合内在价值 (单位：百万) |
| 年初未清偿债务 | 1,678,524 | | $ | 28.86 | | | | | |
| 授与 | — | | — | | | | | |
| 已锻炼 | (262,153) | | 10.47 | | | | | |
| 取消 | (412,067) | | 34.44 | | | | | |
| 年终未清偿债务 | 1,004,304 | | $ | 31.38 | | | 1年 | | $ | 1 | |
| 可在年底行使 | 1,004,304 | | $ | 31.38 | | | 1年 | | $ | 1 | |
| 预计将授予 | — | | | $ | — | | | 0年份 | | $ | — | |
行使股票期权奖励的内在价值为#美元。42023年，百万美元232022年为2.5亿美元，以及32021年将达到100万。
截至2023年12月31日，与股票期权奖励相关的未确认薪酬成本并不重要。
限制性股票奖励和限制性股票单位 – 以下为2023年限售股及限售股单位颁奖活动摘要： | | | | | | | | | | | |
| 奖项 (以股份计) | | 加权平均授权日公允价值 |
| 年初未归属 | 4,651,196 | | | $ | 14.89 | |
| 授与 | 1,852,885 | | | 25.77 | |
| 既得 | (2,785,495) | | | 12.58 | |
| 取消 | (204,181) | | | 21.64 | |
| 年终未归属 | 3,514,405 | | | $ | 22.07 | |
2023年、2022年和2021年期间归属的限制性股票奖励和限制性股票单位的归属日期公允价值为$35百万，$34百万美元和美元39分别为100万美元。限制性股票奖励的加权平均授予日公允价值为$22.07, $14.89及$10.98分别在2023年、2022年和2021年12月31日未授予的奖项。
截至2023年12月31日，有1美元42与限制性股票奖励和限制性股票单位有关的未确认补偿成本，预计将在#年加权平均期间确认1年。
基于股票的业绩单位奖励-2023年、2022年和2021年，我们批准222,464, 167,043和307,473以股票为基础的绩效单位奖励，以股票形式结算给高级管理人员。截至2023年12月31日，有686,266单位情况良好。在2023年、2022年和2021年期间，我们还222,464, 167,043和307,473以股票为基础的绩效单位奖励将以现金形式支付给官员。截至2023年12月31日，有389,507单位情况良好。以股票为基础的绩效单位奖励总支出为$12百万，$18百万美元和美元112023年、2022年和2021年分别为100万。
蒙特卡洛模拟中用于确定2023年、2022年和2021年基于股票的绩效单位的授予日期公允价值的主要假设是： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 估值日期股价 | $ | 25.79 | | | $ | 22.89 | | | $ | 11.20 | |
| 预期年度股息率 | 1.5 | % | | 1.2 | % | | 1.1 | % |
| 预期波动率 | 58 | % | | 73 | % | | 71 | % |
| 无风险利率 | 4.5 | % | | 1.4 | % | | 0.3 | % |
| 已发行股票业绩单位的公允价值 | $ | 32.97 | | | $ | 34.07 | | | $ | 18.07 | |
17. 权益法投资
在2023年、2022年和2021年期间，我们的权益法被投资人被视为关联方。下表汇总了我们对权益法被投资人的投资： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至的所有权 | | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | 2023年12月31日 | | 2023 | | 2022 |
EGHoldings(a) | 56% | | $ | 118 | | | $ | 287 | |
阿尔巴植物有限责任公司(b) | 52% | | 153 | | | 155 | |
AMPCo(c) | 45% | | 162 | | | 135 | |
| 总计 | | | $ | 433 | | | $ | 577 | |
(a)EGHoldings从事液化天然气生产活动。
(b)阿尔巴工厂有限责任公司加工液化石油气。
(c)AMPCO从事甲醇生产活动。
根据与在EG LNG加工第三方Alen单位天然气有关的协议，于2021年第四季度，向股权合作伙伴(例如政府实体)发行了额外股权，从而使我们在EGHoldings的所有权权益从60%至56%。因此，在截至2021年12月31日的年度内，我们录得12税前亏损1000万美元，反映在我们综合收益表中的资产处置净收益(亏损)中。
由于权益法投资对象的历史减值，我们产生了#美元的基差。140我们投资的账面净值与我们在被投资人净资产中所占的基础权益份额之间的差距。截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，这一基差金额为美元。661000万美元和300万美元88百万美元，其中包括这两个时期的吸积效应。在被投资人的主要资产的剩余使用年限内，基数差额将增加为收入。在2023、2022和2021年间，我们积累了221000万，$24百万美元，以及$22在我们的综合收益表中，分别计入权益法投资的收入。
综上所述，权益法被投资人100%合并财务信息如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 收入数据-年份： | | | | | |
| 收入和其他收入 | $ | 906 | | | $ | 1,745 | | | $ | 1,095 | |
| 营业收入 | 363 | | | 1,164 | | | 537 | |
| 净收入 | 305 | | | 1,068 | | | 440 | |
| 资产负债表数据--12月31日： | | | | | |
| 流动资产 | $ | 534 | | | $ | 842 | | | |
| 非流动资产 | 611 | | | 698 | | | |
| 流动负债 | 183 | | | 269 | | | |
| 非流动负债 | 167 | | | 188 | | | |
关联方收入为#美元。23百万，$28百万美元和美元302023年、2022年和2021年分别为100万美元，其中大部分与EGHoldings有关。
从股权被投资人收到的现金在合并现金流量表上被归类为股息或资本回报。权益法被投资人的股利反映在权益法投资的经营活动部分，净资本回报反映在投资活动部分。于截至2023年12月31日、2022年及2021年12月31日止年度内，我们收到的股息及资本回报合共为$3291000万，$4862000万美元，和美元238分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
于2023年12月31日及2022年12月31日应收关联方的流动款项为$24百万美元和美元36于两个期间，该等资产分别为100，000，000港元及100，000，000港元，主要与Alba Plant LLC及EGHoldings有关。于2023年12月31日，向关联方支付的利息为$6亿元，主要与EGHoldings有关。于2022年12月31日，向关联方支付的利息为$20 这主要与Alba Plant LLC有关。
18. 租契
承租人
经营租约
我们订立各种租赁协议以支持我们的业务，包括钻机、油井压裂设备、压缩机、建筑物、船舶、车辆和杂项现场设备。我们主要于该等交易中担任承租人，而我们大部分现有租赁分类为短期或长期经营租赁。
我们的钻机协议根据我们有权使用设备的不可撤销期间及对各协议中存在的选择权的评估分类为短期或长期租赁。我们还根据这些协议产生可变租赁成本，主要与各种额外的按需设备和劳动力有关。与钻机相关的租赁成本主要资本化为油井成本的一部分。
我们现有的长期租赁包括压缩机、钻机、船舶、车辆和杂项现场设备。我们的租赁协议可能要求固定及可变付款;并无可变付款以利率或指数为基础，因此仅考虑固定付款以确认与长期租赁相关的租赁负债及使用权资产。此外，基于我们选择不将租赁及非租赁部分分开，与设备、船员及其他非租赁部分有关的固定付款计入所有资产类别（船舶除外）的租赁负债及使用权资产的初始计量。就船舶而言，合约代价乃根据服务供应商提供的估计在租赁及非租赁部分之间分配。
我们的租赁资产可用于与其他营运权益拥有人的联合石油及天然气业务。我们仅在作为共同物业经营者签署合约时确认租赁负债及使用权资产。该等租赁负债及使用权资产乃根据总合约责任厘定。由于我们将租赁资产用于共同经营，我们拥有收回其他营运权益拥有人应占租赁成本的合约权利。因此，我们的租赁成本按净额基准呈列，并扣除可从其他营运权益拥有人收回的任何成本。
融资租赁
2018年，我们与业主/出租人签署了一项协议，在德克萨斯州休斯顿建造和租赁一座新的办公楼。初始租赁期为 五年并于二零二一年九月休斯顿新办事处准备就绪后开始运作。2022年3月，我们支付了第一笔现金租赁款。截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度，我们已支付现金租赁款项合共约$221000万美元和300万美元11分别为1000万美元和1000万美元.在初始租赁期结束时，我们可以协商延长租赁期， 五年，但须经参与者批准;在某些条款及条件下购买物业;或将物业转售予无关连的第三者。租赁包含剩余价值担保， 100占总收购及建造成本的%。
资产负债表信息
有关使用权资产及租赁负债的资产负债表资料如下： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | | 2023 | | 2022 |
| ROU资产： | 资产负债表位置： | | | |
经营租约(a) | 其他非流动资产 | $ | 225 | | | $ | 123 | |
| 融资租赁 | 其他非流动资产 | 18 | | | 24 | |
| ROU资产共计 | | $ | 243 | | | $ | 147 | |
| 租赁负债： | | | | |
| 流动负债 | | | | |
| 经营租约 | 其他流动负债 | $ | 109 | | | $ | 94 | |
| 融资租赁 | 其他流动负债 | 7 | | | 6 | |
| 非流动负债 | | | | |
经营租约(a) | 递延信贷和其他负债 | 120 | | | 32 | |
| 融资租赁 | 递延信贷和其他负债 | 12 | | | 18 | |
| 租赁负债总额 | | $ | 248 | | | $ | 150 | |
(a)截至2023年12月31日，我们的非流动经营使用权资产和租赁负债余额增加了$102百万美元和美元88与上一年期末余额相比，分别为2000万美元和2000万美元。增加主要是由于在若干营运地区订立压缩机长期租赁。
收益表信息
下表呈列我们截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度的租赁成本净额： | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | | | 2023 | 2022 | 2021 |
| 运营租赁成本： | | | | | |
短期租赁成本(a) | | | $ | 76 | | $ | 164 | | $ | 121 | |
长期租赁成本(b) | | | 120 | | 74 | | 64 | |
可变租赁成本(c) | | | 24 | | 37 | | 33 | |
| 融资租赁成本： | | | | | |
| ROU资产的摊销 | | | 6 | | 4 | | 3 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总租赁成本 | | | $ | 226 | | $ | 279 | | $ | 221 | |
| | | | | |
| 其他信息： | | | | | |
| 为计入经营租赁负债的金额支付的现金 | | $ | 149 | | $ | 90 | | $ | 73 | |
| | | | | |
为换取新的经营租赁负债而获得的净资产(d) | | | 56 | | 117 | | 15 | |
为换取新融资租赁负债而获得的净资产(e) | | | — | | — | | 28 | |
| 因修改或取消经营租约而导致的ROU资产变化 | | | $ | 179 | | $ | 40 | | $ | (13) | |
(a)指未计入租赁负债的一年以下但超过一个月的租赁所产生的租赁成本的净份额。
(b)代表我们在ROU资产摊销和利息支出中的净份额。
(c)代表我们在未计入租赁负债的可变租赁付款中的净份额。
(d)代表在租赁开始时确认并在使用ROU资产时摊销的经营租赁ROU资产的累计价值。
(e)指在租赁开始时确认的融资租赁ROU资产的累计价值，并在使用ROU资产时摊销。
年度租赁到期日
与长期租赁有关的剩余年度未贴现现金流量以及这些现金流量与综合资产负债表上确认的租赁负债的对账情况摘要如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 经营租赁义务 | | 融资租赁义务 | | 租赁债务总额 |
| 2024 | $ | 123 | | | $ | 7 | | | $ | 130 | |
| 2025 | 67 | | | 7 | | | 74 | |
| 2026 | 55 | | | 6 | | | 61 | |
| 2027 | 1 | | | — | | | 1 | |
| 2028 | — | | | — | | | — | |
| 此后 | — | | | — | | | — | |
| 未贴现的租赁付款总额 | $ | 246 | | | $ | 20 | | | $ | 266 | |
| 减去：代表利息的数额 | 17 | | | 1 | | | 18 | |
| 租赁总负债 | $ | 229 | | | $ | 19 | | | $ | 248 | |
减去：截至2023年12月31日的租赁负债当前部分 | 109 | | | 7 | | | 116 | |
截至2023年12月31日的长期租赁负债 | $ | 120 | | | $ | 12 | | | $ | 132 | |
其他信息
我们使用我们的定期递增借款利率，将未来的合同付款贴现到目前的价值。就我们的营运租约而言，加权平均租期为两年，贴现率为5.72截至2023年12月31日。对于我们的融资租赁，加权平均剩余租赁期为三年，贴现率为2.23%，截至2023年12月31日。
出租人
我们的全资附属公司MEGPL是例如住宅的出租人，该住宅由关联方权益法被投资人EGHoldings持有。– 看见附注17租赁被归类为经营租赁，将于2024年到期，承租人有权选择延长至2034年。租赁付款在整个协议期限内固定在约$6我们的租赁收入在我们列报的所有期间的综合收益表中都在其他收入中报告。根据本租赁协议收到的未贴现现金流摘要如下： | | | | | |
| (单位：百万) | 经营租赁未来现金收据 |
| 2024 | $ | 6 | |
| 2025 | 6 | |
| 2026 | 6 | |
| 2027 | 6 | |
| 2028 | 6 | |
| 此后 | 36 | |
| 未贴现现金流合计 | $ | 66 | |
19. 信贷损失
我们的大部分应收账款来自商品购买者或我们经营物业的共同权益拥有者，两者均按估计或发票金额记录，不计息。这些应收账款的付款期限大多为30天或更短。于每个报告期末，吾等评估应收账款的可收回性，并使用历史数据、当前市场状况、对未来经济状况的合理及可支持的预测及其他被视为适当的数据估计预期信贷损失。
我们因向客户销售原油、NGL和天然气而产生的应收账款而面临信贷损失。在与商品购买者打交道时，我们会进行信用审查，以评估每一方的支付能力。信用审查考虑我们的预期账单风险、付款时间和交易对手在评级机构的既定信用评级，或基于我们对交易对手财务报表的分析而对交易对手的信誉进行的内部评估。我们的评估还考虑了合同条款和其他因素，如国家和/或政治风险。根据本次审查的结果，为每个交易对手设立信用额度。我们可能需要银行信用证或预付款来减轻信用风险。我们通过积极审查交易对手相对于合同条款和到期日的余额来监控我们持续的信贷敞口。使用加权平均违约概率法确定与商品购买者的应收账款有关的预期信贷损失。我们还从我们非运营的联合物业中收取收入，其他石油和天然气勘探和生产公司运营这些物业，并销售我们在生产中的份额，并向我们汇款。与这些应收账款相关的当前预期信贷损失是使用适用于账龄池的损失率方法确定的。
对于我们经营的物业，我们面临着向其他共同权益所有者支付共同利息账单的信贷损失。对于这一组应收账款，预期信贷损失是使用适用于账龄池的损失率方法确定的。我们在这个集团的对手方包括许多大中型和小型油气勘探和生产公司。尽管我们可能有能力扣留未来的收入支出，以追回任何未支付的联合利息账单，或要求通过现金催缴预付未来成本，但由于固有所有权或账单调整，我们与该集团的信贷损失敞口更大。此外，我们的一些交易对手可能会遇到流动性问题，可能无法履行他们对我们的财务义务。
本年度信贷损失准备金余额变动情况如下： | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| (单位：百万) | | | 2023 | | 2022 |
| 截至1月1日的期初余额 | | | $ | 10 | | | $ | 15 | |
| | | | | |
| 本期准备金 | | | 3 | | | (3) | |
| 本期核销 | | | (2) | | | (2) | |
| 追讨先前预留的款额 | | | (1) | | | — | |
| 截至12月31日的期末余额 | | | $ | 10 | | | $ | 10 | |
20. 退休后固定福利计划和固定缴款计划
我们有基本覆盖所有家庭雇员的非缴费固定收益养老金计划。这些计划下的福利基于每个计划特定的计划规定。
我们还计划为我们的美国员工提供其他退休后福利。根据各种费用分担特点，通过全面的医院、外科和主要医疗福利规定，提供最高65岁的医疗福利。人寿保险福利提供给某些退休受益人。这些其他退休后福利不是提前提供资金的。2016年后招聘的员工没有资格享受任何退休后的医疗保健或人寿保险福利。
债务和供资状况 –以下汇总了我们的固定福利养老金和其他退休后计划的义务和资金状况： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 养老金和福利 | | 其他好处 |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 累积利益义务 | $ | 226 | | | | | $ | 214 | | | | | $ | 50 | | | $ | 53 | |
| | | | | | | | | | | |
| 养恤金福利义务的变化： | | | | | | | | | | | |
| 期初余额 | $ | 218 | | | | | $ | 269 | | | | | $ | 53 | | | $ | 73 | |
| 服务成本 | 15 | | | | | 14 | | | | | — | | | — | |
| 利息成本 | 10 | | | | | 7 | | | | | 3 | | | 2 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 精算(收益)损失 | 10 | | | | | (46) | | | | | 1 | | | (11) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 已支付的和解款项 | (3) | | | | | (21) | | | | | — | | | — | |
| 已支付的福利 | (18) | | | | | (5) | | | | | (7) | | | (11) | |
| 期末余额 | $ | 232 | | | | | $ | 218 | | | | | $ | 50 | | | $ | 53 | |
| 计划资产公允价值变动： | | | | | | | | | | | |
| 期初余额 | $ | 161 | | | | | $ | 192 | | | | | $ | — | | | $ | — | |
| 计划资产的实际回报率 | 13 | | | | | (27) | | | | | — | | | — | |
| 雇主供款 | 25 | | | | | 22 | | | | | 7 | | | 11 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 已支付的和解款项 | (3) | | | | | (21) | | | | | — | | | — | |
| 已支付的福利 | (18) | | | | | (5) | | | | | (7) | | | (11) | |
| 期末余额 | $ | 178 | | | | | $ | 161 | | | | | $ | — | | | $ | — | |
| 截至12月31日的计划资金状况 | $ | (54) | | | | | $ | (57) | | | | | $ | (50) | | | $ | (53) | |
| 在综合资产负债表中确认的金额： | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 流动负债 | $ | (3) | | | | | $ | (3) | | | | | $ | (8) | | | $ | (8) | |
| 非流动负债 | (51) | | | | | (54) | | | | | (42) | | | (45) | |
| 应计福利成本 | $ | (54) | | | | | $ | (57) | | | | | $ | (50) | | | $ | (53) | |
| 累计其他综合亏损中的税前金额： | | | | | | | | | | | |
| 净亏损 | $ | 28 | | | | | $ | 24 | | | | | $ | 11 | | | $ | 11 | |
| 以前的服务积分 | (2) | | | | | (8) | | | | | (49) | | | (65) | |
2023年，由于年中人口普查数据的更新，养恤金计划和退休后计划都出现了净精算损失。
定期福利费用净额和其他全面（收入）损失的组成部分- 下表概述我们的界定福利退休金及其他退休后计划的定期福利成本净额及确认为其他全面（收益）亏损的金额： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 养老金福利 | | 其他好处 |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 定期福利净成本的构成部分： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 服务成本 | $ | 15 | | | | | $ | 14 | | | | | $ | 16 | | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 利息成本 | 10 | | | | | 7 | | | | | 7 | | | | | 3 | | | 2 | | | 2 | |
| 计划资产的预期回报 | (8) | | | | | (8) | | | | | (8) | | | | | — | | | — | | | — | |
摊销： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| - 先前服务信贷 | (6) | | | | | (6) | | | | | (6) | | | | | (16) | | | (16) | | | (16) | |
| - 精算损失 | 1 | | | | | 2 | | | | | 5 | | | | | 1 | | | 2 | | | 2 | |
结算损失净额(a) | 1 | | | | | 2 | | | | | 9 | | | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
定期收益净成本(信用)(b) | $ | 13 | | | | | $ | 11 | | | | | $ | 23 | | | | | $ | (12) | | | $ | (12) | | | $ | (12) | |
| 于其他全面（收益）亏损（除税前）确认的计划资产及福利责任的其他变动： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 精算损失(收益) | $ | 6 | | | | | $ | (10) | | | | | $ | (21) | | | | | $ | 1 | | | $ | (10) | | | $ | 1 | |
| 结算损失和精算损失摊销 | (2) | | | | | (4) | | | | | (14) | | | | | (1) | | | (2) | | | (2) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 削减先前服务信贷的收益和摊销 | 6 | | | | | 6 | | | | | 6 | | | | | 16 | | | 16 | | | 16 | |
| 在其他综合(收入)损失中确认的总额 | $ | 10 | | | | | $ | (8) | | | | | $ | (29) | | | | | $ | 16 | | | $ | 4 | | | $ | 15 | |
| 在净定期收益成本和其他综合(收益)损失中确认的总额 | $ | 23 | | | | | $ | 3 | | | | | $ | (6) | | | | | $ | 4 | | | $ | (8) | | | $ | 3 | |
(a)一旦某一年某项计划的一次性付款可能超过该年该计划的全部服务和利息成本，就在发生和解时予以确认。
(b)定期福利净成本(贷方)反映的是经计算的计划资产的市场相关价值，该价值确认了三年内公允价值的变化。
计划假设-以下汇总了用于确定12月31日福利义务的假设，以及2023年、2022年和2021年固定福利养老金和其他退休后计划的定期福利净成本： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 养老金福利 | | 其他好处 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 用于确定福利义务的加权平均假设： | | | | | | | | | | | | |
| 贴现率 | 4.94 | % | | 5.20 | % | | 2.83 | % | | | 4.87 | % | | 5.07 | % | | 2.48 | % |
补偿增值率(a) | 5.50 | % | | 5.00 | % | | 0.50 | % | | | 5.50 | % | | 5.00 | % | | 0.50 | % |
| 现金余额计息 | 3.94 | % | | 4.20 | % | | 3.00 | % | | | — | % | | — | % | | — | % |
| 用于确定净定期收益成本的加权平均假设： | | | | | | | | | | | | |
| 贴现率 | 5.20 | % | | 4.02 | % | | 2.77 | % | | | 5.07 | % | | 2.48 | % | | 2.02 | % |
| 计划资产的预期长期回报 | 6.00 | % | | 5.75 | % | | 5.75 | % | | | — | % | | — | % | | — | % |
补偿增值率(a) | 5.50 | % | | 5.00 | % | | 0.50 | % | | | 5.50 | % | | 5.00 | % | | 0.50 | % |
| 现金余额计息 | 4.20 | % | | 3.60 | % | | 3.00 | % | | | — | % | | — | % | | — | % |
(a)假定的薪酬增长率为4.502024年及以后几年的增长率。
计划资产的预期长期回报-我们养老金计划的预期长期计划资产回报率假设是基于内部开发的资产回报率建模工具确定的，该工具利用基于按资产类别和通胀划分的实际和前瞻性预期市场回报的基本假设，并考虑到我们养老金计划的资产配置。然后，根据实际和目标资产配置对每种资产类别的预期收益进行加权，以制定计划资产的总体预期长期收益假设。
假定的加权平均医疗费用趋势比率-自2019年1月1日起冻结65岁之前退休人员的医疗保险补贴，退休人员选择加入和退出这一保险的能力以及65岁之前退休人员的牙科和视力保险也被取消。退休人员必须登记与退休相关的保险，否则他们将失去资格。与65岁之前退休人员医疗保险有关的年度费用在所述所有期间都不重要。
规划投资政策和战略-我们养老金计划资产的投资政策反映了该计划的资金状况以及对我们未来做出进一步贡献的能力的预期。长期投资目标是：(1)根据适用的法律要求管理资产；(2)产生达到或超过资本市场可实现的回报率的投资回报，同时保持计划投资委员会设定的风险参数，保护资产不受任何购买力的侵蚀；(3)以长期风险/回报为导向调整投资组合。通过季度投资会议和定期资产和负债研究，持续衡量和监测投资业绩和风险。
养老金计划-该计划目前的定向资产配置包括55股权证券百分比和45%其他固定收益证券。随着时间的推移，随着计划的资金比率(根据投资政策的定义)的改善，为了减少回报的波动性和更好地匹配计划的负债，分配给股票证券的资金将减少，而分配给固定收益证券的资金将增加。该计划的资产由第三方投资管理公司管理。
公允价值计量-计划资产按公允价值计量。以下介绍了在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日每个主要计划资产类别使用的估值技术。
现金和现金等价物 –现金和现金等价物采用市场法进行估值，被视为第1级。
股权证券 – 对普通股的投资采用市场法按活跃市场报告的收盘价进行估值，因此被视为一级。私募股权投资包括有限合伙企业的权益，其估值基于每个合伙企业持有的投资的估计公允价值之和，采用市场、收入和成本法相结合的方法确定，加上经负债、货币换算和估计业绩激励措施调整后的营运资本。这些私募股权投资被认为是3级。
其他-其他投资包括一份未分配的年金合同、两家有限责任公司和房地产。所有这些都被认为是第三级，因为无法观察到确定公允价值的重要投入。
混合型基金-作为一种实际权宜之计，对混合基金的投资采用所持单位的资产净值进行估值。混合基金包括股票和固定收益投资组合，以及美国证券和非美国证券的基础投资。
下表显示了我们的固定收益养老金计划资产的公允价值，按公允价值层次结构中的级别，截至2023年12月31日、2023年和2022年： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日 |
| (单位：百万) | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计 |
| 现金和现金等价物 | $ | 1 | | | | | $ | — | | | | | $ | — | | | | | $ | 1 | | | |
| 股权证券： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股 | — | | | | | — | | | | | — | | | | | — | | | |
| 私募股权 | — | | | | | — | | | | | 3 | | | | | 3 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他 | — | | | | | — | | | | | 9 | | | | | 9 | | | |
| 按公允价值计算的总投资 | 1 | | | | | — | | | | | 12 | | | | | 13 | | | |
混合型基金(a) | — | | | | | — | | | | | — | | | | | 165 | | | |
| 总投资 | $ | 1 | | | | | $ | — | | | | | $ | 12 | | | | | $ | 178 | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| (单位：百万) | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计 |
| | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 8 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 8 | |
| 股权证券： | | | | | | | |
| 普通股 | 22 | | | — | | | — | | | 22 | |
| 私募股权 | — | | | — | | | 5 | | | 5 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 其他 | — | | | — | | | 10 | | | 10 | |
| 按公允价值计算的总投资 | 30 | | | — | | | 15 | | | 45 | |
混合型基金(a) | — | | | — | | | — | | | 116 | |
| 总投资 | $ | 30 | | | $ | — | | | $ | 15 | | | $ | 161 | |
| | | | | | | |
(a)在采纳了FASB关于公允价值等级的更新后，作为实际的权宜之计，我们单独报告了公允价值使用每股资产净值计量的投资。此表中列示的金额旨在使公允价值层次结构与养恤金计划资产相一致。
在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，使用第3级公允价值计量的资产的活动并不重要。
现金流
预计未来的福利支付-以下总福利付款是根据2023年12月31日适用的精算假设估计的，并酌情反映了预期的未来服务，将在所示年份支付： | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 养老金和福利 | | | | 其他好处 |
| 2024 | $ | 29 | | | | | $ | 7 | |
| 2025 | 27 | | | | | 7 | |
| 2026 | 25 | | | | | 6 | |
| 2027 | 25 | | | | | 5 | |
| 2028 | 24 | | | | | 5 | |
| 2029至2033年 | $ | 113 | | | | | $ | 18 | |
对固定福利计划的缴费-我们预计将为基金养老金计划提供高达$的捐款182024年将达到100万。从我们的一般资产中为我们的养老金和退休后计划的未出资部分支付的现金缴款预计约为#美元。3百万美元和美元72024年将达到100万。
对固定缴款计划的缴款-我们为符合条件的员工提供多个固定缴款计划。对这些计划的捐款总额为#美元。14百万， $12百万美元，以及$132023年、2022年和2021年分别为100万。
21. 从累积的其他全面收入中重新分类
下表汇总了从累积的其他全面收入中重新归类的数额： | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | 损益表行 |
| 退休后和离职后计划 | | | | |
| 摊销先前服务信贷 | $ | 22 | | | $ | 22 | | 其他定期福利净额 |
| 精算损失摊销 | (2) | | | (4) | | 其他定期福利净额 |
| 结算损失净额 | (1) | | | (2) | | 其他定期福利净额 |
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| 所得税 | (4) | | | (3) | | 所得税拨备 |
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| 重新分类总额，扣除税额 | $ | 15 | | | $ | 13 | | 净收入 |
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22. 补充现金流信息 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 包括在经营活动中： | | | | | |
支付的利息(a) | $ | 329 | | | $ | 197 | | | $ | 231 | |
| 已缴纳所得税，扣除退款后的净额 | 106 | | | 173 | | | 24 | |
| 非现金投资活动： | | | | | |
| 资产报废成本增加 | $ | 19 | | | $ | 30 | | | $ | 56 | |
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(a)与2022年和2021年同期相比，截至2023年12月31日止十二个月的增长主要与定期贷款安排和循环信贷安排下的借款利息有关。
其他非现金投资活动包括截至2023年12月31日、2022年和2021年的应计资本支出#美元。86百万，$111百万美元和 $81分别为100万美元。此外，我们还承担了与2022年12月收购Ensign的Eagle Ford资产相关的某些负债。看见注4了解与此次收购相关的更多细节。
23. 净利息及其他 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 利息： | | | | | |
| 利息收入 | $ | 7 | | | $ | 15 | | | $ | 1 | |
利息支出(a) | (343) | | | (227) | | | (257) | |
| 利率互换收益 | 1 | | | 19 | | | 54 | |
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| 总利息 | (335) | | | (193) | | | (202) | |
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| 其他： | | | | | |
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| 其他 | (17) | | | 5 | | | 14 | |
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| 净利息及其他 | $ | (352) | | | $ | (188) | | | $ | (188) | |
(a)与2022年和2021年同期相比，截至2023年12月31日的12个月的利息支出增加，主要与定期贷款安排和循环信贷安排下的借款利息有关。
24. 承付款和或有事项
各种团体，包括北达科他州和曼丹、希达萨和阿里卡拉民族或MHA民族，也被称为三贝特霍尔德要塞印第安人保留地的附属部落三以印度事务局(BIA)为代表的“附属部落”)卷入了一场关于密苏里河和小密苏里河下某些土地(我们目前从这些土地生产的“争议土地”)的所有权纠纷。因此，截至2023年12月31日，我们有一笔$119暂缓的特许权使用费和工作利息收入中的流动负债，包括利息，其中#美元1031000万美元包括在应付账款和#美元内。161百万美元与应计利息相关，并计入我们综合资产负债表上的其他流动负债。此外，我们还有一笔长期应收账款#美元。26用于资本和支出的百万美元。解决与美国政府的潜在争端三关于我们的某些租约的有效性，马拉松石油公司在2023年达成了一项协议，根据该协议，我们支付了一笔金额为$50将暂停支付的特许权使用费(包括其利息)中的1000万美元支付给三附属部落。该协议允许马拉松石油公司收回支付给三附属部落(包括通过抵消由马拉松石油公司租赁给马拉松石油公司的其他矿物的生产三附属部落)如果法院最终裁定争议土地不是以信托形式持有的三附属部落，但归北达科他州所有。近年来，美国内政部(“DOI”)就这一争端多次阐述了美国的立场，但意见相左。2017年1月，DOI发布了一份意见，认为争议土地是以信托形式持有的三附属部落，然后在2018年6月和2020年5月，DOI发表意见，得出结论，北达科他州拥有这片有争议土地的所有权。最近，在2022年2月4日，能源部发布了一份意见(M-意见)，结论是争议土地是以信托形式持有的三附属部落。虽然M-意见对DOI内的所有机构都具有约束力，但它对第三方没有法律约束力，包括马拉松石油公司、北达科他州或法院。鉴于此类事项的不确定性，我们目前无法预测这件事的最终结果；但我们相信，这件事的解决不会对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
我们是一些在正常业务过程中产生的法律和行政诉讼的被告，包括但不限于特许权使用费索赔、合同索赔、税务纠纷和环境索赔。虽然最终结果和对我们的影响无法确定，但我们相信这些诉讼的解决不会对我们的综合财务状况、运营业绩或现金流产生重大不利影响。此外，根据法律的实施，我们还可能对某些被剥离的资产承担保留负债。例如，我们面临这样的风险，即从我们购买的资产的所有者和/或运营商无法履行与这些资产相关的封堵或放弃义务。在这种情况下，由于法律的实施，我们可能被要求对这些资产承担封存或放弃的义务。虽然我们已经为这类负债建立了准备金，但我们可能需要在未来积累更多的金额，这些金额可能是很大的。
马拉松石油公司在一起诉讼中被点名，该诉讼指控我们在俄克拉荷马州的某些业务中存在不正当的特许权使用费扣除，在原告试图证明集体诉讼失败后，达成了和解，并于2023年第一季度获得法院批准并支付了此类和解款项。
我们收到了来自环保局的违反(NOV)S的通知，涉及我们在2015年至2019年期间在贝特霍尔德要塞印第安人保留地的业务涉嫌违反《清洁空气法》。我们继续积极与环境保护局和司法部谈判同意法令草案。执法行动的解决可能包括金钱制裁，我们对此保持我们估计的应计利润，以及实施环境缓解项目和禁令条款，这将增加我们的开发成本和运营成本。截至本文件提交之日，我们无法估计与此事相关的全部财务影响，因为此事的最终结果存在很大不确定性，而且该结果可能与我们的预期和我们的应计项目大不相同。
在2020年和2022年对我们在新墨西哥州的某些石油和天然气设施进行立交桥后，我们收到了来自环保局的NOV，涉及涉嫌违反《清洁空气法》的行为。这些通知涉及涉嫌排放和允许违规行为。我们发起了与环保局的讨论，以解决这些问题。目前，我们无法估计与这些事项有关的潜在损失，但解决这些事项有可能导致罚款或罚款超过#美元。300,000.
由于环境法律和法规，我们已经并将继续产生资本、运营和维护以及补救费用。如果这些支出与所有成本一样，最终没有被我们收到的产品和服务的价格抵消，我们的经营业绩将受到不利影响。我们认为，我们几乎所有的竞争对手都必须遵守类似的环境法律和法规。然而，对每个竞争对手的具体影响可能会因多种因素而异，包括其运营设施、营销区域和生产流程的年限和位置。这些法律一般规定了对排放到环境中的污染物的控制，并要求责任方对危险废物处置场进行补救。如果不遵守规定，可能会受到处罚。
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，与环境法律和条例有关的补救应计负债不是实质性的。目前无法估计可能发生的所有补救费用的最终数额或可能施加的处罚。
担保 – 多年来，我们在正常的业务过程中出售了各种资产。某些相关协议包含履约和一般保证，包括关于陈述、保证、契诺和协议中的不准确的保证，以及要求我们在触发事件或条件发生时履行的环境和一般赔偿。这些担保和赔偿是出售资产的正常过程的一部分。我们通常无法计算根据这种合同规定未来可能支付的最高金额，因为担保和赔偿本身就存在变数。大多数情况下，担保和赔偿的性质是这样的，没有适当的方法来量化风险敞口，因为基本的触发事件很少或根本没有先例可供我们对结果进行合理预测。
2019年第二季度，MEGPL，一家合并的全资子公司，签署了一系列协议，通过位于蓬塔欧罗巴的现有基础设施加工第三方Alen单位天然气，例如，我们的权益法被投资人Alba Factory LLC也是其中一些协议的一方。这些协议要求(在某些限制的情况下)MEGPL赔偿Alen单位的所有人对Alba Factory LLC人员的伤害和Alba Factory LLC汽车的损坏或损失，以及由Alba Factory LLC保管的Alba Factory LLC造成的第三方索赔和某些碳氢化合物引起的某些环境责任。目前，我们不能合理地估计这一义务，因为我们没有任何先前的赔偿要求或环境排放或污染的历史。因此，我们没有记录与这些赔偿有关的责任，因为根据这些赔偿条款，未来可能支付的金额无法确定。
处理第三方Alen单位天然气的协议要求马拉松石油公司执行第三方担保，使Alen单位的所有者受益。二在2020年第二季度执行了单独的担保；一项最高约为#美元。91与赤道几内亚液化天然气业务公司和另一家公司的付款义务有关的100万美元，最高金额为#美元25Alen单位的某些所有者或其关联公司也是赤道几内亚LNG运营公司和Alba工厂有限责任公司的直接或间接股东。每个担保不迟于2027年12月31日到期。我们使用我们预期从被投资人那里收到的保费支付的净现值来衡量这些担保的公允价值。我们对这些担保的负债约为#美元。4截至2023年12月31日，为1.2亿美元。赤道几内亚液化天然气运营公司和赤道几内亚液化天然气第一号列车向我们提供了应收账款的质押，作为我们在赤道几内亚液化天然气运营公司S履约担保下可能支付的任何款项的追索权。
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
储备金估计数的编制
所有储量估算均按照S-X《美国证券交易委员会》第4-10条规则进行。原油和凝析油、NGL和天然气储量估计由资产领导和我们的企业储备小组(“CRG”)审查和批准，CRG包括我们的企业储备经理及其员工。原油和凝析油、NGL和天然气储量估计由合格储量估算师(“QRES”)编制或审核。QRES是嵌入资产团队的石油技术专业人员，他们符合我们为从事储量评估的员工设立的资格。QRES拥有必要的教育、经验和培训，能够以符合所有外部储量估算条例的方式估算储量。QRE通常至少拥有相应技术领域的理学学士学位，具有至少五年的行业经验和至少三年的储量评估经验，并已完成我们的QRE培训课程。
公司储备经理是主要负责监督储量估计编制和审计的技术人员。他拥有石油工程理学学士学位，是俄克拉何马州和德克萨斯州的注册专业工程师，是石油工程师协会(“SPE”)的注册石油工程师。他在储量和资源评估方面拥有超过11年的经验，是石油评估工程师协会(“SPEE”)的成员。
探明储量估算方法包括递减曲线分析、生产动态统计分析、油藏模拟和体积分析。观察到的生产动态的统计性质，再加上高度确定的储层连续性或质量以及充分已探明的开发地点，建立了登记已探明储量所需的合理确定性标准。
预算的审计
我们已经建立了一系列强有力的内部控制、政策和程序，旨在确保我们储量估计的质量和准确性。我们还聘请第三方顾问来审计我们对已探明储量的估计。我们的政策要求每年提供的审计至少占我们已探明储量总额的70%。审计容忍度已确定为我们内部估计的+/-10%。
在截至2023年的一年中，对巴肯、伊格尔福特、二叠纪和等地的已探明储量进行了第三方审计，占总储量的87%。在此期间进行的所有审计均在既定的+/-10%容差范围内。
莱德斯科特公司(“莱德斯科特”)对我们截至2023年12月31日的美国资产的某些准备金估计进行了审计。莱德斯科特摘要报告以Form 10-K的形式作为本年度报告的证物提交。莱德·斯科特的团队负责人在20多年前加入莱德·斯科特之前，拥有40多年的行业经验和在E&P公司和一个主要金融咨询服务集团的经验。他担任SPE成员已超过45年，曾任SPEE总裁、SPE油气储量委员会前主席以及德克萨斯州注册专业工程师。
荷兰休厄尔联合公司(NSAI)对阿尔巴油田截至2023年12月31日的储量估计进行了审计。NSAI总结报告以Form 10-K的形式作为本年度报告的附件提交。NSAI团队成员拥有多年的行业经验，在加入NSAI之前曾在大型国际石油和天然气公司工作过。这位高级技术顾问在石油工程以及储量估算和评估方面拥有超过19年的实际经验，是德克萨斯州的注册专业工程师。第二名团队成员在石油地球科学领域拥有18年以上的实际经验，是德克萨斯州的一名持证专业地球科学家。
估计数 探明油气储量
估计原油和凝析油、天然气和天然气的净可采数量是一个技术性很强的过程，其依据是几个可能发生变化的基本假设。已探明储量是通过“美国证券交易委员会定价”确定的，该定价是利用每月1日的收盘价，计算出前12个月大宗商品价格的未加权平均值。如中所讨论的项目1A.风险因素和项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--关键会计估计此外，大宗商品价格波动较大，可能会对已探明储量产生影响。如果未来大宗商品价格平均低于2023年12月31日用于确定已探明储量的价格，可能会对我们对已探明储量的估计和我们业务的价值产生不利影响。未来对储量的修订也可能源于资本资金、钻井计划和政府监管等方面的变化。由于许多因素，很难估计任何潜在价格变化的幅度及其对已探明储量的影响。
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
油气探明储量估算 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| （mmbbl） | 美国 | | 例如。(a) | | | | | | 总计 |
| 原油和凝析油 | | | | | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： |
| 年初--2021年 | 483 | | | 26 | | | | | | | 509 | |
| 对先前估计数的修订 | 65 | | | 7 | | | | | | | 72 | |
| 储备的购买到位 | 3 | | | — | | | | | | | 3 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 49 | | | — | | | | | | | 49 | |
| 生产 | (59) | | | (4) | | | | | | | (63) | |
| | | | | | | | | |
| 年终--2021年 | 541 | | | 29 | | | | | | | 570 | |
| 对先前估计数的修订 | 10 | | | 5 | | | | | | | 15 | |
| 储备的购买到位 | 62 | | | — | | | | | | | 62 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 60 | | | — | | | | | | | 60 | |
| 生产 | (58) | | | (4) | | | | | | | (62) | |
| | | | | | | | | |
| 年底--2022年 | 615 | | | 30 | | | | | | | 645 | |
| 对先前估计数的修订 | (29) | | | (1) | | | | | | | (30) | |
| 储备的购买到位 | 1 | | | — | | | | | | | 1 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 97 | | | — | | | | | | | 97 | |
| 生产 | (66) | | | (3) | | | | | | | (69) | |
| | | | | | | | | |
| 年终--2023年 | 618 | | | 26 | | | | | | | 644 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | | | |
| 年初--2021年 | 301 | | | 23 | | | | | | | 324 | |
| 年终--2021年 | 332 | | | 26 | | | | | | | 358 | |
| 年底--2022年 | 354 | | | 30 | | | | | | | 384 | |
| 年终--2023年 | 340 | | | 26 | | | | | | | 366 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | | | |
| 年初--2021年 | 182 | | | 3 | | | | | | | 185 | |
| 年终--2021年 | 209 | | | 3 | | | | | | | 212 | |
| 年底--2022年 | 261 | | | — | | | | | | | 261 | |
| 年终--2023年 | 278 | | | — | | | | | | | 278 | |
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
油气探明储量估算(续) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| （mmbbl） | 美国 | | 例如。(a) | | | | | | 总计 |
| NGL | | | | | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： |
| 年初--2021年 | 155 | | | 16 | | | | | | | 171 | |
| 对先前估计数的修订 | 43 | | | 4 | | | | | | | 47 | |
| 储备的购买到位 | 1 | | | — | | | | | | | 1 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 24 | | | — | | | | | | | 24 | |
| 生产 | (23) | | | (2) | | | | | | | (25) | |
| | | | | | | | | |
| 年终--2021年 | 200 | | | 18 | | | | | | | 218 | |
| 对先前估计数的修订 | 35 | | | 2 | | | | | | | 37 | |
| 储备的购买到位 | 63 | | | — | | | | | | | 63 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 18 | | | — | | | | | | | 18 | |
| 生产 | (24) | | | (2) | | | | | | | (26) | |
| | | | | | | | | |
| 年底--2022年 | 292 | | | 18 | | | | | | | 310 | |
| 对先前估计数的修订 | (11) | | | — | | | | | | | (11) | |
| 储备的购买到位 | 3 | | | — | | | | | | | 3 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 53 | | | — | | | | | | | 53 | |
| 生产 | (32) | | | (2) | | | | | | | (34) | |
| | | | | | | | | |
| 年终--2023年 | 305 | | | 16 | | | | | | | 321 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | | | |
| 年初--2021年 | 110 | | | 14 | | | | | | | 124 | |
| 年终--2021年 | 135 | | | 17 | | | | | | | 152 | |
| 年底--2022年 | 183 | | | 18 | | | | | | | 201 | |
| 年终--2023年 | 193 | | | 16 | | | | | | | 209 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | | | |
| 年初--2021年 | 45 | | | 2 | | | | | | | 47 | |
| 年终--2021年 | 65 | | | 1 | | | | | | | 66 | |
| 年底--2022年 | 109 | | | — | | | | | | | 109 | |
| 年终--2023年 | 112 | | | — | | | | | | | 112 | |
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
油气探明储量估算(续) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (Bcf) | 美国 | | 例如。(a) | | | | | | 总计 |
| 天然气 | | | | | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： |
| 年初--2021年 | 1,174 | | | 574 | | | | | | | 1,748 | |
| 对先前估计数的修订 | 245 | | | (13) | | | | | | | 232 | |
| 储备的购买到位 | 3 | | | — | | | | | | | 3 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 162 | | | — | | | | | | | 162 | |
生产(b) | (138) | | | (95) | | | | | | | (233) | |
| | | | | | | | | |
| 年终--2021年 | 1,446 | | | 466 | | | | | | | 1,912 | |
| 对先前估计数的修订 | 44 | | | 62 | | | | | | | 106 | |
| | | | | | | | | |
| 储备的购买到位 | 401 | | | — | | | | | | | 401 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 100 | | | — | | | | | | | 100 | |
生产(b) | (132) | | | (92) | | | | | | | (224) | |
| | | | | | | | | |
| 年底--2022年 | 1,859 | | | 436 | | | | | | | 2,295 | |
| 对先前估计数的修订 | (242) | | | (24) | | | | | | | (266) | |
| 储备的购买到位 | 38 | | | — | | | | | | | 38 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 330 | | | — | | | | | | | 330 | |
生产(b) | (190) | | | (78) | | | | | | | (268) | |
| 出售现有储备 | (1) | | | — | | | | | | | (1) | |
| 年终--2023年 | 1,794 | | | 334 | | | | | | | 2,128 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | | | |
| 年初--2021年 | 827 | | | 526 | | | | | | | 1,353 | |
| 年终--2021年 | 998 | | | 439 | | | | | | | 1,437 | |
| 年底--2022年 | 1,223 | | | 436 | | | | | | | 1,659 | |
| 年终--2023年 | 1,150 | | | 334 | | | | | | | 1,484 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | | | |
| 年初--2021年 | 347 | | | 48 | | | | | | | 395 | |
| 年终--2021年 | 448 | | | 27 | | | | | | | 475 | |
| 年底--2022年 | 636 | | | — | | | | | | | 636 | |
| 年终--2023年 | 644 | | | — | | | | | | | 644 | |
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
油气探明储量估算(续) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (Mmboe) | 美国 | | 例如。(a) | | | | | | 总计 |
| 总探明储量 | | | | | | | | | |
| 已探明的已开发和未开发储量： |
| 年初--2021年 | 835 | | | 137 | | | | | | | 972 | |
| 对先前估计数的修订 | 148 | | | 10 | | | | | | | 158 | |
| | | | | | | | | |
| 储备的购买到位 | 4 | | | — | | | | | | | 4 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 99 | | | — | | | | | | | 99 | |
生产(b) | (104) | | | (23) | | | | | | | (127) | |
| | | | | | | | | |
| 年终--2021年 | 982 | | | 124 | | | | | | | 1,106 | |
| 对先前估计数的修订 | 53 | | | 18 | | | | | | | 71 | |
| | | | | | | | | |
| 储备的购买到位 | 191 | | | — | | | | | | | 191 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 95 | | | — | | | | | | | 95 | |
生产(b) | (104) | | | (21) | | | | | | | (125) | |
| | | | | | | | | |
| 年底--2022年 | 1,217 | | | 121 | | | | | | | 1,338 | |
| 对先前估计数的修订 | (81) | | | (5) | | | | | | | (86) | |
| | | | | | | | | |
| 储备的购买到位 | 11 | | | — | | | | | | | 11 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 205 | | | — | | | | | | | 205 | |
生产(b) | (129) | | | (19) | | | | | | | (148) | |
| | | | | | | | | |
| 年终--2023年 | 1,223 | | | 97 | | | | | | | 1,320 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | | | |
| 年初--2021年 | 549 | | | 125 | | | | | | | 674 | |
| 年终--2021年 | 634 | | | 115 | | | | | | | 749 | |
| 年底--2022年 | 741 | | | 121 | | | | | | | 862 | |
| 年终--2023年 | 726 | | | 97 | | | | | | | 823 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | | | |
| 年初--2021年 | 286 | | | 12 | | | | | | | 298 | |
| 年终--2021年 | 348 | | | 9 | | | | | | | 357 | |
| 年底--2022年 | 476 | | | — | | | | | | | 476 | |
| 年终--2023年 | 497 | | | — | | | | | | | 497 | |
(a)由受生产分享合同管辖的物业的估计储量组成。
(b)不包括转售用于储集层管理的购买天然气。
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
2023年探明储量减少18毫米波，主要原因如下：
•对以前估计数的修订：减少86毫米波，参考如下：
主要增长：
◦与性能和其他技术修订相关的32 Mboe
主要减少：
◦由于大宗商品价格下降，51Mboe
◦69 Mboe因美国资源播放的五年计划变化
•已到位的准备金购买： 由于对美国资源业务的收购，增加了11 Mboe
•扩展、发现和其他新增内容： 增加205 mm boe，如下所示：
主要增长：
◦173 Mboe在美国资源游戏中与预订先前未探明的已探明未开发储量有关
◦32 Mmboe在美国与油井相关的资源业务，销售来自未经证实的类别
•生产： 减少了148毫米波。
2022年探明储量增加232毫米波，主要原因如下：
•对以前估计数的修订： 增加71毫米波，如下所示：
主要增长：
◦50 Mboe与改进的商品定价相关
◦与美国资源业务的五年计划变化相关的30 Mboe
主要减少：
◦由于运营成本增加，19 Mboe
•已到位的准备金购买： 由于对美国资源业务的收购，增加了191 Mboe
•扩展、发现和其他新增内容：增加95毫米波，如下所示：
主要增长：
◦87个MMPOE在美国的资源发挥与扩大探明地区有关
•生产： 减少了125毫米波。
2021年探明储量增加134毫米波，主要原因如下：
•对以前估计数的修订：增加158 mm boe，如下所示：
主要增长：
◦106 Mboe与商品定价改善相关
◦37 Mboe与美国资源业务五年计划的变化有关
◦与性能和其他技术修订相关的23 Mboe
◦12 Mmboe与油井相关，销售来自未经证实的类别
主要减少：
◦由于运营成本增加，20 Mboe
•扩展、发现和其他添加: 增加99 mm boe，如下所示：
主要增长：
◦84 Mboe在美国的资源发挥与扩大探明的地区有关
◦15Mboe在美国与油井相关的资源发挥，销售来自未经证实的类别
•生产： 减少了127毫米波。
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
已探明未开发储量变化情况
下表显示了2023年已探明未开发储量的变化： | | | | | |
| (Mmboe) | |
| 年初 | 476 | |
| 对先前估计数的修订 | (60) | |
| 储备的购买到位 | — | |
| 扩展、发现和其他添加 | 173 | |
| |
| 转移到已证实的开发阶段 | (92) | |
| 年终 | 497 | |
2023年已探明未开发储量增加21 mm boe，主要原因如下：
•对先前估计数的修订：减少 以60毫米为单位，如下所示：
主要增长：
◦与性能和其他技术修订相关的15 Mboe
主要减少：
◦69 Mboe因美国资源播放的五年计划变化
•扩展、发现和其他新增内容： 增加173 mm boe，与预订以前未探明的已探明未开发储量有关。
•转移到已探明的开发阶段： 2023年期间，92 MMboe的PUD储量转换为已探明的开发状态。2023年的转移相当于19%的PUD转换率和2019-2023年期间22%的5年平均PUD转换率。所有已探明的未开发储量钻探地点计划在初始预订日期后五年内投产。
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
资本化成本和累计折旧、损耗和摊销 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 美国 | | 例如。 | | 总计 |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | |
| 资本化成本： | | | | | |
| 已证明的性质 | $ | 37,966 | | | $ | 2,064 | | | $ | 40,030 | |
| 未证明的性质 | 2,287 | | | — | | | 2,287 | |
| 总计 | 40,253 | | | 2,064 | | | 42,317 | |
累计折旧、损耗和摊销： | | | | | |
| 已证明的性质 | 23,055 | | | 1,819 | | | 24,874 | |
| 未证明的性质 | 372 | | | (7) | | | 365 | |
| 总计 | 23,427 | | | 1,812 | | | 25,239 | |
| 净资本化成本 | $ | 16,826 | | | $ | 252 | | | $ | 17,078 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | |
| 资本化成本： | | | | | |
| 已证明的性质 | $ | 35,227 | | | $ | 2,057 | | | $ | 37,284 | |
| 未证明的性质 | 3,177 | | | — | | | 3,177 | |
| 总计 | 38,404 | | | 2,057 | | | 40,461 | |
累计折旧、损耗和摊销： | | | | | |
| 已证明的性质 | 21,118 | | | 1,776 | | | 22,894 | |
| 未证明的性质 | 333 | | | (7) | | | 326 | |
| 总计 | 21,451 | | | 1,769 | | | 23,220 | |
| 净资本化成本 | $ | 16,953 | | | $ | 288 | | | $ | 17,241 | |
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
物业收购、勘探和开发所产生的成本(a) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 美国 | | 例如。 | | | | 总计 |
| 2023年12月31日 | | | | | | | |
| 物业收购： | | | | | | | |
| 证明了 | $ | 27 | | | $ | — | | | | | $ | 27 | |
| 未经证实 | (5) | | | — | | | | | (5) | |
| 探索 | 143 | | | 2 | | | | | 145 | |
| 发展 | 1,812 | | | 1 | | | | | 1,813 | |
| 总计 | $ | 1,977 | | | $ | 3 | | | | | $ | 1,980 | |
| 2022年12月31日 | | | | | | | |
| 物业收购： | | | | | | | |
| 证明了 | $ | 2,291 | | | $ | — | | | | | $ | 2,291 | |
| 未经证实 | 1,029 | | | — | | | | | 1,029 | |
| 探索 | 219 | | | — | | | | | 219 | |
| 发展 | 1,203 | | | — | | | | | 1,203 | |
| 总计 | $ | 4,742 | | | $ | — | | | | | $ | 4,742 | |
| 2021年12月31日 | | | | | | | |
| 物业收购： | | | | | | | |
| 证明了 | $ | 47 | | | $ | — | | | | | $ | 47 | |
| 未经证实 | 9 | | | — | | | | | 9 | |
| 探索 | 162 | | | — | | | | | 162 | |
| 发展 | 781 | | | 5 | | | | | 786 | |
| 总计 | $ | 999 | | | $ | 5 | | | | | $ | 1,004 | |
(a)包括发生的成本，无论是资本化的还是支出的。
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
石油和天然气生产活动的经营成果 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | | 例如。 | | | | | | 总计 |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 收入和其他收入 | | | | | | | | | |
| 销售额 | $ | 6,221 | | | $ | 204 | | | | | | | $ | 6,425 | |
| 其他收入 | 17 | | | — | | | | | | | 17 | |
| 总收入和其他收入 | 6,238 | | | 204 | | | | | | | 6,442 | |
| 费用： | | | | | | | | | |
| 生产成本 | (1,785) | | | (76) | | | | | | | (1,861) | |
勘探费(a) | (57) | | | (2) | | | | | | | (59) | |
折旧、损耗和摊销(b) | (2,159) | | | (44) | | | | | | | (2,203) | |
| 技术支持等 | (49) | | | (4) | | | | | | | (53) | |
| 总费用 | (4,050) | | | (126) | | | | | | | (4,176) | |
| 所得税前业绩 | 2,188 | | | 78 | | | | | | | 2,266 | |
| 所得税拨备 | (413) | | | (22) | | | | | | | (435) | |
| 行动的结果 | $ | 1,775 | | | $ | 56 | | | | | | | $ | 1,831 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 收入及其他亏损： | | | | | | | | | |
| 销售额 | $ | 7,060 | | | $ | 268 | | | | | | | $ | 7,328 | |
| | | | | | | | | |
| 其他损失 | (38) | | | — | | | | | | | (38) | |
| 收入和其他损失共计 | 7,022 | | | 268 | | | | | | | 7,290 | |
| 费用： | | | | | | | | | |
| 生产成本 | (1,712) | | | (65) | | | | | | | (1,777) | |
勘探费(a) | (110) | | | — | | | | | | | (110) | |
折旧、损耗和摊销(b) | (1,682) | | | (60) | | | | | | | (1,742) | |
| 技术支持等 | (53) | | | (3) | | | | | | | (56) | |
| 总费用 | (3,557) | | | (128) | | | | | | | (3,685) | |
| 所得税前业绩 | 3,465 | | | 140 | | | | | | | 3,605 | |
| 所得税拨备 | (789) | | | (41) | | | | | | | (830) | |
| 行动的结果 | $ | 2,676 | | | $ | 99 | | | | | | | $ | 2,775 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 收入和其他收入： | | | | | | | | | |
| 销售额 | $ | 4,828 | | | $ | 265 | | | | | | | $ | 5,093 | |
| | | | | | | | | |
| 其他收入 | 9 | | | — | | | | | | | 9 | |
| 总收入和其他收入 | 4,837 | | | 265 | | | | | | | 5,102 | |
| 费用： | | | | | | | | | |
| 生产成本 | (1,388) | | | (56) | | | | | | | (1,444) | |
勘探费(a) | (136) | | | — | | | | | | | (136) | |
折旧、损耗和摊销(b) | (2,032) | | | (68) | | | | | | | (2,100) | |
| 技术支持等 | (38) | | | (3) | | | | | | | (41) | |
| 总费用 | (3,594) | | | (127) | | | | | | | (3,721) | |
| 所得税前业绩 | 1,243 | | | 138 | | | | | | | 1,381 | |
| 所得税拨备 | (7) | | | (37) | | | | | | | (44) | |
| 行动的结果 | $ | 1,236 | | | $ | 101 | | | | | | | $ | 1,337 | |
(a)包括勘探干井成本、未经证实的财产减值和其他。
(b)包括资产报废债务的增加(见注11)和长期资产减值(见注10).
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
石油和天然气生产活动的经营成果
以下对石油和天然气生产活动的运营结果进行了调整，以细分收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 行动的结果 | $ | 1,831 | | | $ | 2,775 | | | $ | 1,337 | |
| 未包括在石油和天然气业务结果中的项目，扣除税后： | | | | | |
| 销售收入和其他与石油和天然气生产无关的活动 | (75) | | | (99) | | | (125) | |
| 权益法投资收益 | 167 | | | 502 | | | 232 | |
| 未分配到分部收入的税后项目： | | | | | |
| 行政费用及其他 | 57 | | | 98 | | | 37 | |
| 长期资产减值 | 2 | | | 6 | | | 59 | |
| 勘探干井成本和未经证实的财产减值 | 23 | | | 57 | | | 70 | |
| 衍生品未实现收益 | (10) | | | (14) | | | (16) | |
| 分部收入 | $ | 1,995 | | | $ | 3,325 | | | $ | 1,594 | |
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
与探明储量相关的未来现金流贴现标准化计量
美国公认会计原则规定了计算未来净现金流及其变动与估计探明储量相关的标准化计量的指导方针，给出了非常具体的假设，例如使用10%的贴现率和使用每个月第一天的收盘价和估计日期适用的当前成本的前12个月大宗商品价格的未加权平均。这些和其他必要的假设在过去并不总是被证明是准确的，其他有效的假设将产生显著不同的结果。此外，根据我们的资本成本和与我们的业务以及石油和天然气行业的总体风险相关的风险，要求使用的10%贴现率未必是最合适的贴现率。这些信息不是公允价值，也不代表我们的原油和凝析油、NGL和天然气储量未来现金流的预期现值。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) | 美国 | | 例如。 | | | | 总计 |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | 58,735 | | | $ | 2,561 | | | | | $ | 61,296 | |
| 未来的生产和支持成本 | (23,069) | | | (1,272) | | | | | (24,341) | |
未来开发成本(a) | (8,414) | | | (49) | | | | | (8,463) | |
| 未来所得税费用 | (3,143) | | | (333) | | | | | (3,476) | |
| 未来净现金流 | $ | 24,109 | | | $ | 907 | | | | | $ | 25,016 | |
现金流量计时按年打九折 | (11,745) | | | (185) | | | | | (11,930) | |
未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 12,364 | | | $ | 722 | | | | | $ | 13,086 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | 80,247 | | | $ | 2,278 | | | | | $ | 82,525 | |
| 未来的生产和支持成本 | (25,404) | | | (1,110) | | | | | (26,514) | |
未来开发成本(a) | (6,848) | | | (54) | | | | | (6,902) | |
| 未来所得税费用 | (7,516) | | | (284) | | | | | (7,800) | |
| 未来净现金流 | $ | 40,479 | | | $ | 830 | | | | | $ | 41,309 | |
现金流量计时按年打九折 | (18,807) | | | (279) | | | | | (19,086) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 21,672 | | | $ | 551 | | | | | $ | 22,223 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | 46,172 | | | $ | 1,734 | | | | | $ | 47,906 | |
| 未来的生产和支持成本 | (17,212) | | | (880) | | | | | (18,092) | |
未来开发成本(a) | (4,459) | | | (36) | | | | | (4,495) | |
| 未来所得税费用 | (2,526) | | | (209) | | | | | (2,735) | |
| 未来净现金流 | $ | 21,975 | | | $ | 609 | | | | | $ | 22,584 | |
现金流量计时按年打九折 | (10,000) | | | (180) | | | | | (10,180) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 11,975 | | | $ | 429 | | | | | $ | 12,404 | |
(a)包括为清偿资产报废债务而估计的放弃成本。
目录表
关于石油和天然气生产活动的补充资料(未经审计)
未来净现金流量贴现标准化计量的变化 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产和支助费用 | $ | (4,512) | | | $ | (5,496) | | | $ | (3,608) | |
与未来生产有关的价格、生产和支助费用的净变化 | (9,605) | | | 8,643 | | | 8,013 | |
| 扩展、发现和提高回收，降低相关成本 | 1,607 | | | 1,727 | | | 739 | |
| 本期发生的开发费用 | 1,868 | | | 1,232 | | | 795 | |
| 未来开发费用估计数的变化 | (762) | | | (1,057) | | | 20 | |
| 对先前数量估计数的修订 | (1,269) | | | 1,379 | | | 2,460 | |
| 现有矿产购销的净变化 | 149 | | | 4,090 | | | (52) | |
| 折扣的增加 | 2,579 | | | 1,335 | | | 374 | |
时间和其他方面的变化(a) | (993) | | | 590 | | | 523 | |
| 所得税净变动 | 1,801 | | | (2,624) | | | (879) | |
| 全年净变动率 | (9,137) | | | 9,819 | | | 8,385 | |
| 年初 | 22,223 | | | 12,404 | | | 4,019 | |
| 年终 | $ | 13,086 | | | $ | 22,223 | | | $ | 12,404 | |
(a)主要是由于开发和生产活动的估计时间发生变化。
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。
项目9A。控制和程序
披露控制和程序
对我们的披露控制和程序(如1934年证券交易法规则13a-15(E)和15d-15(E)所界定的)的设计和运作的有效性的评估是在我们的管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督下进行的。截至本报告所述期间结束时，首席执行官和首席财务官得出结论，截至2023年12月31日，这些披露控制和程序的设计和运作是有效的。
管理层财务报告内部控制年度报告
见本表格10-K第8项下的“管理层财务报告内部控制报告”。
注册会计师事务所认证报告
见本表格10-K第8项下的“独立注册会计师事务所报告”。
财务报告内部控制的变化
在2023年第四季度，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
项目9B。其他信息
在截至2023年12月31日的三个月内，没有董事或官员通过或已终止规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排，每个术语在S-K条例第408(A)项中定义。
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、高管和公司治理
本公司将于2023年12月31日起120天内向美国证券交易委员会提交的2024年股东周年大会委托书(以下简称《委托书》)中参考了《建议1：董事选举》和《公司治理-董事会委员会》。
有关本公司行政人员的资料，请参阅本表格10-K第1项下的“行政人员”。
此外，我们的《高级财务官道德守则》适用于我们的主要行政人员、主要财务官、首席会计官或控制人，或执行类似职能的人员，这一准则包含在我们的商业行为准则中，该准则可在我们的网站上找到，网址是：Www.marathonoil.com在投资者-公司治理下。您可以通过向公司秘书发送请求来免费索要一份打印副本。我们打算在我们的网站上披露对我们的商业行为准则的任何修订和任何豁免，这些修订和豁免适用于我们的主要高管、主要财务官、主要会计官或财务总监，或执行类似职能的人员，并与S-K法规第406(B)项所列举的商业行为准则的任何要素有关，网址为 Www.marathonoil.com根据投资者-公司治理，在四个工作日内。豁免信息将在最初披露豁免后至少12个月内保留在网站上。
第11项.高管薪酬
本项目要求提供的信息通过参考《公司治理-薪酬委员会联锁与内部人参与》、《薪酬委员会报告》、《董事薪酬》、《薪酬讨论与分析》和《高管薪酬》纳入2024年委托书。
第12项：某些实益所有人和管理层的担保所有权及相关股东事项
在2024年委托书中，通过引用“某些受益所有人和管理层的担保所有权”，纳入了本项目所需的部分信息。
根据股权补偿计划获授权发行的证券
下表提供了截至2023年12月31日根据我们现有的股权补偿计划可能发行的马拉松石油普通股的信息：
•马拉松石油公司2019年激励性薪酬计划(《2019计划》)
•马拉松石油公司2016年度激励性薪酬计划(“2016年度计划”)--该计划不会授予额外的奖励。
•马拉松石油公司2012年奖励薪酬计划(“2012计划”)-不会根据该计划授予额外奖励。
•马拉松石油公司2007年激励性薪酬计划(“2007计划”)-不会根据该计划授予额外奖励。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 计划类别 | 在行使尚未行使的期权、认股权证及权利时须发行的证券数目 | | 未偿还期权、权证和权利的加权平均行权价 | | 根据股权补偿计划剩余可供未来发行的证券数量 | |
| 股东批准的股权补偿计划 | 5,392,554 | | (a) | $ | 31.38 | | (b) | 22,024,859 | | (c) |
| | | | | | |
| | | | | | |
(a)代表1004,304个未偿还股票期权、3,543,898个限制性股票单位、686,266个假定目标业绩的基于股票的业绩单位和158,086个递延股票单位。
(b)加权平均行权价-仅适用于已发行股票期权；不包括限制性股票单位、基于股票的业绩单位和递延股票单位。
(c)反映2019年计划下可供发行的股份，用于奖励限制性股票、限制性股票单位、股票业绩单位、股票期权和SARS。在基于股票的绩效单位的情况下，金额假定目标绩效。
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性
本项目要求提供的信息通过参考“与相关人士的交易”和“提案1：董事选举--董事独立性”纳入2024年委托书。
项目14.总会计师费用和服务
本项目所要求的资料以“提案2：批准2024年独立审计员”的方式列入2024年委托书。
第四部分
项目15.物证、财务报表附表
A.作为报告一部分提交的文件
1.财务报表--见本年度报告表格10-K第II部分第28.项。
2.财务报表明细表-省略《美国证券交易委员会》规则要求但未包括在本年度报告10-K表格中的财务报表明细表，原因是它们不适用或所需信息已包含在合并财务报表或附注中。
3.展品--本项目15所要求的信息以表格10-K形式附随本年度报告的展品索引的方式并入。
展品索引
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 展品编号 | | | | 以引用方式并入(文件编号001-05153，除非另有说明) |
| 展品说明 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2 | | 收购、重组、安排、清算或继承计划 | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 2.1 | | 购买和销售协议，日期为2022年11月2日，由少尉运营有限责任公司、少尉运营II有限责任公司、舰队运营III有限责任公司和马拉松石油公司EF II有限责任公司签署 | | 8-K | | 2.1 | | 11/7/2022 |
| 3 | | 法团章程细则及附例 |
| 3.1 | | 重述马拉松石油公司注册证书 | | 8-K | | 3.1 | | 6/1/2018 |
| 3.2 | | 马拉松石油公司附例(自2023年10月25日起修订和重新启用) | | 8-K/A | | 3.2 | | 10/30/2023 |
| 3.3 | | 普通股股票证书样本 | | 10-K | | 3.3 | | 2/28/2014 |
| 4 | | 界定担保持有人权利的文书，包括契约 | | | | | | |
| 4.1 | | 马拉松石油公司和纽约银行信托公司之间的契约，日期为2002年2月26日，是摩根大通银行作为受托人的利息继承人，与马拉松石油公司的优先债务证券有关。根据财务报告229.601(B)(4)(Iii)，有关长期债务发行的工具如根据该等工具授权的证券金额不超过马拉松石油公司综合资产总额的10%，则被略去。马拉松石油公司特此同意应美国证券交易委员会的要求向其提供任何此类文书的副本 | | 10-K | | 4.2 | | 2/28/2014 |
| 4.2* | | 注册人证券说明 | | | | | | |
| 10 | | 材料合同 | | | | | | |
| 10.1 | | 修订和重新签署的信贷协议，日期为2014年5月28日，借款人为马拉松石油公司，辛迪加代理为苏格兰皇家银行，文件代理为花旗银行、摩根士丹利高级融资公司和丰业银行，行政代理为摩根大通银行，以及其中点名的其他金融机构 | | 8-K | | 4.1 | | 6/2/2014 |
| 10.2 | | 截至2015年5月5日的第一修正案，由马拉松石油公司作为借款人、作为行政代理的北卡罗来纳州摩根大通银行和其中点名的某些其他金融机构，于2014年5月28日修订和重新签署的信贷协议 | | 10-Q | | 10.1 | | 5/7/2015 |
| 10.3 | | 对日期为2014年5月28日的修订和重新生效的信贷协议的增量承诺补充协议，该协议经截至2015年5月5日的第一修正案修订，其中马拉松石油公司作为借款人和贷款方，苏格兰皇家银行作为银团代理，花旗银行，N.A.，摩根士丹利高级融资公司和丰业银行作为文件代理，摩根大通银行作为行政代理。 | | 8-K | | 99.1 | | 3/8/2016 |
| 10.4 | | 截至2017年6月22日的修订和重新签署的信贷协议的第二修正案，经截至2015年5月5日的第一修正案修订，并由截至2016年3月4日的增量承诺补充协议补充，其中马拉松石油公司作为借款人、贷款人，苏格兰皇家银行作为辛迪加代理，花旗银行、摩根士丹利高级融资公司和丰业银行作为文件代理，摩根大通银行作为行政代理。 | | 8-K | | 99.1 | | 6/23/2017 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 展品编号 | | | | 以引用方式并入(文件编号001-05153，除非另有说明) |
| 展品说明 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 10.5 | | 对日期为2014年5月28日的修订和重新生效的信贷协议的增量承诺补充，经日期为2015年5月5日的第一修正案修订，并经日期为2016年3月4日的增量承诺补充，并经日期为2017年6月22日的第二修正案修订，其中包括马拉松石油公司作为借款人、贷款方、苏格兰皇家银行作为辛迪加代理、花旗银行、摩根士丹利基金公司和丰业银行作为文件代理，以及摩根大通银行作为行政代理。 | | 10-Q | | 10.2 | | 8/3/2017 |
| 10.6 | | 经日期为2015年5月5日的第一修正案和日期为2017年6月22日的第二修正案修正的截至2018年10月18日的修订和重新签署的信贷协议的第三修正案，并经截至2016年3月4日的增量承诺补充和截至2017年7月11日的增量承诺补充，其中包括马拉松石油公司作为借款人、贷款人的瑞穗银行、作为辛迪加代理的瑞穗银行、作为文件代理的花旗银行、摩根士丹利高级基金公司和丰业银行，以及摩根大通银行，N.A.，作为行政代理人 | | 8-K | | 99.1 | | 10/22/2018 |
| 10.7 | | 对日期为2014年5月28日的修订和重新生效的信贷协议的第四修正案，经日期为2015年5月5日的第一修正案、日期为2017年6月22日的第二修正案和日期为2018年10月18日的第三修正案修订，并由马拉松石油公司(借款人为借款人)、摩根大通银行(北卡罗来纳州)和其中点名的某些其他金融机构的截至2016年3月4日的增量承诺补充和2017年7月11日的增量承诺补充 | | 8-K | | 10.1 | | 9/24/2019 |
| 10.8 | | 经日期为2015年5月5日的第一修正案、日期为2017年6月22日的第二修正案、日期为2018年10月18日的第三修正案、日期为2019年9月24日的第四修正案以及日期为2016年3月4日的增量承诺补充条款和日期为2017年7月11日的增量承诺补充条款修订的修订和重新签署的信贷协议的第五修正案，以及日期为2015年5月5日的第一修正案、日期为2017年6月5日的第二修正案、日期为2018年10月18日的第三修正案和日期为2017年7月11日的增量承诺补充条款。以及名单上提到的某些其他金融机构 | | 8-K | | 10.1 | | 12/8/2020 |
| 10.9 | | 经日期为2015年5月5日的第一修正案、日期为2017年6月22日的第二修正案、日期为2018年10月18日的第三修正案、日期为2020年9月4日的第四修正案以及日期为2020年12月4日的第五修正案修正的修订和重新签署的信贷协议的第六修正案，以及由日期为2016年3月4日的增量承诺补充和2017年7月11日的增量承诺补充后的补充承诺。N.A.，作为行政代理，以及在其中被点名的某些其他金融机构 | | 8-K | | 10.1 | | 6/23/2021 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 展品编号 | | | | 以引用方式并入(文件编号001-05153，除非另有说明) |
| 展品说明 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 10.10 | | 经日期为2015年5月5日的第一修正案、日期为2017年6月22日的第二修正案、日期为2018年10月18日的第三修正案、日期为2019年9月24日的第四修正案、日期为2020年12月4日的第五修正案和日期为2021年6月21日的第六修正案以及日期为2016年3月4日的增量承诺补充和日期为2017年7月11日的增量承诺补充的修订后的2014年5月28日的修订和重新签署的信贷协议。在马拉松石油公司中，作为借款人，摩根大通银行作为行政代理，以及其中点名的某些其他金融机构 | | 8-K | | 10.1 | | 8/2/2022 |
| 10.11 | | 马拉松石油公司、摩根士丹利高级融资有限公司作为行政代理，以及其中提到的其他金融机构之间的定期信贷协议，日期为2022年11月22日 | | 8-K | | 10.1 | | 11/29/2022 |
| 10.12 | | 经日期为2015年5月5日的第一修正案、日期为2017年6月22日的第二修正案、日期为2018年10月18日的第三修正案、日期为2019年9月24日的第四修正案、日期为2020年12月4日的第五修正案、日期为2021年6月21日的第六修正案和日期为2022年7月28日的第七修正案所补充的修订和重新生效的信贷协议的增额承诺补充：作为借款人的马拉松石油公司、作为行政代理的北卡罗来纳州摩根大通银行和其中提到的某些其他金融机构之间的2016年和截至2017年7月11日的增量承诺补充 | | 10-Q | | 10.1 | | 11/2/2023 |
| 10.13† | | 2022年马拉松石油公司2019年激励薪酬计划绩效单位奖励协议2022-2023年第16条人员的绩效周期 | | 10-Q | | 10.1 | | 5/5/2022 |
| 10.14† | | 2022年马拉松石油公司2019年激励薪酬计划绩效单位奖励协议2022-2024年第16条人员的绩效周期 | | 10-Q | | 10.2 | | 5/5/2022 |
| 10.15† | | 2021年马拉松石油公司2019年度激励薪酬计划限制性股票单位奖励协议第16条 | | 10-Q | | 10.1 | | 5/6/2021 |
| 10.16† | | 2021年马拉松石油公司2019年激励薪酬计划绩效单位奖励协议2021-2022年第16条人员绩效周期 | | 10-Q | | 10.2 | | 5/6/2021 |
| 10.17† | | 2021年马拉松石油公司2019年激励薪酬计划绩效单位奖励协议2021-2023年第16条人员的绩效周期 | | 10-Q | | 10.3 | | 5/6/2021 |
| 10.18† | | 2021年马拉松石油公司2019年激励薪酬计划非雇员董事限制性股票单位奖励协议 | | 10-K | | 10.9 | | 2/23/2021 |
| 10.19† | | 马拉松石油公司2019年激励性薪酬计划 | | 定义14A | | 应用程序。一个 | | 4/12/2019 |
| 10.20† | | 《马拉松石油公司2019年度激励薪酬计划限制性股票奖励协议》第16条 | | 10-Q | | 10.1 | | 8/8/2019 |
| 10.21† | | 《马拉松石油公司2019年度激励薪酬计划非合格股票期权奖励协议》第16条 | | 10-Q | | 10.2 | | 8/8/2019 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 展品编号 | | | | 以引用方式并入(文件编号001-05153，除非另有说明) |
| 展品说明 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 10.22† | | 2019年马拉松石油公司2019年度激励薪酬计划限制性股票单位奖励协议第16条 | | 10-Q | | 10.3 | | 8/8/2019 |
10.23† | | 2019马拉松石油公司非雇员董事2019年度激励薪酬计划限制性股票单位奖励协议 | | 10-Q | | 10.4 | | 8/8/2019 |
10.24†
| | 2020年马拉松石油公司2019年度激励薪酬计划绩效单位奖励协议第16条 | | 10-K | | 10.13 | | 2/2/2020 |
| 10.25† | | 2023年形式马拉松石油公司2019年激励薪酬计划绩效单位奖励协议2023-2024年第16条人员的绩效周期 | | 10-Q | | 10.1 | | 5/4/2023 |
| 10.26† | | 2023年形式马拉松石油公司2019年激励薪酬计划绩效单位奖励协议2023-2025年第16条人员的绩效周期 | | 10-Q | | 10.2 | | 5/4/2023 |
| 10.27† | | 马拉松石油公司2016年度激励性薪酬计划 | | 定义14A | | 应用程序。一个 | | 4/7/2016 |
| 10.28† | | 《董事薪酬安排摘要》，2023年生效 | | 10-K | | 10.25 | | 2/16/2023 |
| 10.29† | | 马拉松石油公司2016年激励薪酬计划非雇员董事限制性股票单位奖励协议表格(3年悬崖授予) | | 10-K | | 10.8 | | 2/24/2017 |
10.30†
| | 马拉松石油公司2016年度激励薪酬计划限制性股票单位非雇员加拿大董事奖励协议表格(3年悬崖奖励) | | 10-K | | 10.9 | | 2/24/2017 |
| 10.31† | | 马拉松石油公司2012年激励性薪酬计划 | | 定义14A | | 应用程序。(三) | | 3/8/2012 |
| 10.32† | | 马拉松石油公司2012年度激励性薪酬计划非合格股票期权奖励协议格式 | | 8-K | | 10.1 | | 8/1/2014 |
| 10.33† | | 马拉松石油公司2012年激励薪酬计划初始CEO期权授予协议格式 | | 10-Q | | 10.1 | | 11/6/2013 |
| 10.34† | | 马拉松石油公司2012年度激励薪酬计划非合格股票期权奖励协议表格，适用于第16条高管(按比例分配) | | 10-K | | 10.5 | | 2/22/2013 |
| 10.35† | | 马拉松石油公司2012年度激励薪酬计划高级管理人员非合格股票期权奖励协议格式(按比例分配) | | 10-K | | 10.6 | | 2/22/2013 |
| 10.36† | | 马拉松石油公司非雇员董事延期薪酬计划(自2016年12月20日起修订和重新确定) | | 10-K | | 10.29 | | 2/24/2017 |
| 10.37† | | 马拉松石油公司延期补偿计划修订并重新生效，2011年6月30日生效 | | 10-K | | 10.32 | | 2/29/2012 |
| 10.38† | | 马拉松石油公司超额福利计划修订和重新启动 | | 10-K | | 10.31 | | 2/29/2012 |
| 10.39*† | | 马拉松石油公司高管控制权变更福利计划(经修订，2024年1月31日生效) | | | | | | |
| 10.40† | | 马拉松石油公司偿还年度现金奖金的政策 | | 10-K | | 10.10 | | 2/28/2011 |
| | | | | | | | |
| 10.41† | | 马拉松石油公司执行税务，遗产和财务规划计划，修订和重述生效2024年1月1日 | | 10-Q | | 10.2 | | 11/2/2023 |
| 10.42† | | Marathon Oil Corporation、Marathon Petroleum Corporation和MPC Investment LLC于2011年5月25日签订的税收分享协议 | | 8-K | | 10.1 | | 5/26/2011 |
| 21.1* | | 重要子公司名单 | | | | | | |
| 23.1* | | 独立注册会计师事务所的同意 | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 展品编号 | | | | 以引用方式并入(文件编号001-05153，除非另有说明) |
| 展品说明 | | 表格 | | 展品 | | 提交日期 |
| 23.2* | | Ryder Scott Company，L. P.同意，独立石油工程师和地质学家 | | | | | | |
| 23.3* | | 同意，Sewell & Associates，Inc.，独立石油工程师和地质学家 | | | | | | |
| 31.1* | | 根据《1934年证券交易法》第13（a）-14条和第15（d）-14条的规定，对总裁和首席执行官进行认证 | | | | | | |
| 31.2* | | 根据《1934年证券交易法》第13（a）-14条和第15（d）-14条的规定对首席财务官进行认证 | | | | | | |
| 32.1* | | 依据《美国法典》第18编第1350条证明总裁及行政总裁 | | | | | | |
| 32.2* | | 依据《美国法典》第18编第1350条对首席财务官的证明 | | | | | | |
| 97.1* | | 追回错误赔偿的追回政策 | | | | | | |
| 99.1* | | Ryder Scott Company，L. P.执行的审计总结报告，2023年独立石油工程师和地质学家 | | | | | | |
| 99.2* | | Ryder Scott Company，L. P.执行的审计总结报告，2023年独立石油工程师和地质学家 | | | | | | |
| 99.3* | | Ryder Scott Company，L. P.执行的审计总结报告，2023年独立石油工程师和地质学家 | | | | | | |
| 99.4* | | 荷兰Sewell&Associates公司、独立石油工程师和地质学家2023年审计总结报告 | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 101.INS* | | XBRL实例文档-XBRL实例文档不会显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中 | | | | | | |
| 101.Sch* | | XBRL分类扩展架构 | | | | | | |
| 101.卡尔* | | XBRL分类可拓计算链接库 | | | | | | |
| 101.定义* | | XBRL分类扩展定义链接库 | | | | | | |
| 101.实验所* | | XBRL分类扩展标签链接库 | | | | | | |
| 101.前期* | | XBRL分类扩展演示文稿链接库 | | | | | | |
| 104* | | 封面交互数据文件，格式为iXBRL a附件101所载的ND | | | | | | |
| * | | 现提交本局。 |
| † | | 管理合同或补偿计划或安排。 |
第16项：表格10-K摘要
没有。
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。
| | | | | | | | |
| 2024年2月22日 | | 马拉松石油公司 |
| | |
| | 作者：S/罗伯·L·怀特 |
| | 罗布·L·怀特 |
| | 总裁副主计长兼首席会计官 |
授权委托书
以下签名的每个人任命Lee M.Tillman、Dane E.Whitehead和Rob L.White及其各自为其真正合法的事实代理人和代理人，并有充分的替代和再代理的权力，以其任何和所有的身份，以他或她的名义、地点和替代，签署对本Form 10-K年度报告的任何和所有修订，并将其连同所有证物和与此相关的其他文件提交给证券交易委员会。授权每一名上述代理律师及代理人作出及执行任何与上述任何或全部事宜有关的必要、适当或适宜的行为，以及他或她本人可能或可亲自作出的所有意图及目的，并在此批准及确认所有上述事实代理人及代理人或他们中的任何一名或其任何一名或其代替者可根据本条例合法地作出或导致作出任何行为。
根据1934年证券交易法的要求，本报告已于2024年2月22日由以下人员代表注册人并以指定身份签署。
| | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 |
| | |
| /S/李M.蒂尔曼 | | 董事长、总裁、首席执行官 |
| 李·M·蒂尔曼 | | |
| | |
| /S/戴恩·E·怀特海 | | 常务副总裁兼首席财务官 |
| 戴恩·E·怀特海 | | |
| | |
| /S/罗伯·L·怀特 | | 总裁副主计长兼首席会计官 |
| 罗布·L·怀特 | | |
| | |
| /S/查德威克·C·迪顿 | | 董事 |
| 查德威克·C·迪顿 | | |
| | |
| /S/马塞拉·E·多纳迪奥 | | 董事 |
| 玛塞拉·E·多纳迪奥 | | |
| | |
| /S/M.埃莉斯·海兰德 | | 董事 |
| M.埃莉斯·海兰德 | | |
| | |
| /S/Holli C.Ladhani | | 董事 |
| 霍利·C·拉达尼 | | |
| | |
| /S/马克·A·麦科勒姆 | | 董事 |
| 马克·麦科勒姆 | | |
| | |
| /S/布伦特·J·斯莫里克 | | 董事 |
| Brent J. Smolik | | |
| | |
| /S/肖恩·D·威廉姆斯 | | 董事 |
| 肖恩·D·威廉姆斯 | | |
