crgy—202312310001866175假象财年2023P3YHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherAssetsNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsCurrent http://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesCurrent http://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsCurrent http://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeAssetsNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesCurrent http://fasb.org/us-gaap/2023#DerivativeLiabilitiesNoncurrentP1YHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherAssetsNoncurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesCurrentHttp://fasb.org/us-gaap/2023#OtherLiabilitiesNoncurrent00018661752023-01-012023-12-3100018661752023-06-30ISO 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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
(标记一)
| | | | | |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止12月31日, 2023
或
| | | | | |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
从现在到现在的过渡期从现在到现在
佣金文件编号001-41132
新月能源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 87-1133610 |
(述明或其他司法管辖权 公司或组织) | | (税务局雇主 识别码) |
特拉维斯街600号, 7200套房
休斯敦, 德克萨斯州77002
(713) 337-4600
(注册人主要执行办公室的地址，包括邮政编码和电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | | 交易符号 | | 注册的每个交易所的名称 |
| A类普通股，面值0.0001美元 | | CRGY | | 纽约证券交易所 |
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是☒没有☐
如果注册人不需要根据法案第13条或第15（d）条提交报告，则通过复选标记进行检查是 不是 ☒
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是☒没有☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☒没有☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件服务器 | ☐ | 加速文件管理器 | ☒ |
| 非加速文件服务器 | ☐ | 规模较小的报告公司 | ☐ |
| | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据证券法第7(A)(2)(B)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
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。☐
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。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)：YES☐No☒
根据纽约证券交易所报告的注册人A类普通股股票的收盘价10.42美元，注册人的非关联公司在2023年6月30日持有的发行A类普通股的总市值约为美元。395.0百万美元。
截至2024年2月29日，大约有91,608,800和88,048,124登记人的A类和B类普通股的流通股分别。
在那里您可以找到更多信息
新月能源公司（“我们”或“公司”）向SEC提交年度、季度和当前报告。SEC在www.example.com上设有一个网站，其中包含报告、委托书和信息声明以及其他有关向SEC电子提交文件的发行人的信息，包括本公司。
投资者也可以通过我们的网站www.crescentenergyco.com获取财务和其他信息。本公司通过网站免费提供10—K表格的年度报告、10—Q表格的季度报告、8—K表格的当前报告以及对这些报告的任何修订、我们的可持续发展报告以及执行官和董事根据《交易法》第16条提交的报告公司证券交易的所有报告。在这些报告以电子方式提交给SEC后，在合理可行的情况下尽快提供对这些报告的访问。除了向SEC提交或提供的报告外，公司还不时在新闻稿、公开会议和投资者介绍会以及通过其网站公开披露重要信息。Crescent Energy Company的网站还可免费访问其董事会委员会的章程副本，包括提名和治理委员会、薪酬委员会和审计委员会，以及治理文件，包括我们的公司治理指南和我们的商业行为和道德准则。本网站所载或与本网站相连的信息，如未直接以引用方式纳入本10—K表格年报（本“年报”），则不应视为本报告或向SEC提交的任何其他文件的一部分。
您可以要求一份文件以外的文件的副本，除非该文件以引用的方式明确纳入该文件中，无需写信或致电Crescent Energy Company，600 Travis Street，Suite 7200，Houston，TX 77002（电话号码：713—337—4600）。
目录表
| | | | | |
在那里您可以找到更多信息 | 2 |
关于前瞻性陈述的警告性声明 | 4 |
风险因素摘要 | 5 |
术语表 | 7 |
第一部分 | |
项目1和2.业务和物业 | 12 |
第1A项。风险因素： | 35 |
项目1B。未解决的员工评论。 | 66 |
项目1C。网络安全 | 66 |
项目3.法律诉讼 | 67 |
项目4.矿山安全披露。 | 67 |
第II部 | |
第五项注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券。 | 68 |
项目6.保留 | 68 |
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析 | 68 |
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露。 | 86 |
项目8.财务报表和补充数据 | 88 |
项目9.会计和财务披露方面的变更和分歧 | 142 |
第9A项。控制和程序： | 142 |
项目9B。其他信息 | 143 |
项目9C。披露妨碍检查的外国司法管辖权 | 144 |
第三部分 | |
项目10.董事、高管和公司治理 | 145 |
项目11.高管薪酬。 | 149 |
第十二条某些实益所有人和管理层的担保所有权及相关股东事项 | 162 |
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性 | 165 |
项目14.主要会计费和服务费 | 167 |
第IV部 | |
项目15.物证和财务报表附表 | 169 |
项目16.表格10-K摘要 | 172 |
签名 | 173 |
关于前瞻性陈述的警告性声明
本年度报告中的信息包含或通过引用包含或基于《证券法》第27A条和《交易法》第21E条所指的“前瞻性陈述”的信息。除历史事实陈述外，本文中包括的所有陈述，其中包括计划资本支出、石油、天然气和液化天然气（“NGL”）产量的增加、预期钻探或完工的井数、未来现金流和借款、寻求潜在收购机会、我们的财务状况，业务战略和其他计划和未来运营目标，均为前瞻性陈述。这些前瞻性陈述是通过使用术语和短语来识别的，例如“可能”、“预期”、“估计”、“计划”、“相信”、“打算”、“可实现”、“预期”、“将”、“继续”、“潜力”、“应该”、“可能”以及类似术语和短语。虽然我们相信这些前瞻性陈述中反映的预期是合理的，但它们确实涉及某些假设、风险和不确定性。由于若干因素，我们的业绩可能与这些前瞻性陈述中的预期有重大差异，包括（其中包括）：
•商品价格波动；
•我们的经营战略；
•我们识别和选择可能的其他收购和处置机会的能力；
•资本要求和以我们可接受的条款获得额外资金的不确定性；
•与我们的债务协议和我们的债务水平有关的风险和限制；
•我们依赖KKR Energy Asset Manager LLC作为我们的外部经理；
•我们的套期保值策略和结果；
•已实现的石油、天然气和天然气价格；
•美国和外国石油、天然气和天然气生产国的政治和经济状况和事件，包括禁运、即将举行的选举和相关的政治动荡、中东持续的敌对行动，包括以色列-哈马斯冲突和其他持续的军事行动，乌克兰的武装冲突和对俄罗斯的相关经济制裁，南美洲、中美洲和中国的状况以及恐怖主义或破坏行为；
•总体经济状况，包括通货膨胀、利率上升和货币政策的相关变化的影响；
•央行政策行动的影响以及银行业和资本市场的混乱；
•公共卫生危机的严重性和持续时间以及由此对政府行动、商品价格、供需考虑和储存能力产生的任何影响；
•我们未来生产石油、天然气和天然气的时间和数量；
•石油、天然气和天然气产量下降，以及总体经济状况对石油、天然气和天然气需求和资本供应的影响；
•钻井和完井(“D&C”)活动不成功以及由此导致减记的可能性；
•我们有能力满足我们建议的钻探计划，并成功地钻探以商业上可行的数量生产石油、天然气和天然气的油井；
•设备、用品、服务和合格人员短缺，这些设备、用品、服务和人员的费用增加，包括中东敌对行动加剧造成的任何延误和(或)供应链中断；
•与储量、产量、价格和支出需求的估计不一致，以及我们无法通过勘探和开发活动取代我们的储量；
•与我们收购的财产相关的错误估计，涉及估计的已探明储量、估计的石油、天然气和天然气储量的存在或可采收率，以及此类收购财产的实际未来生产率和相关成本；
•危险、危险的钻井作业，包括与使用水平钻井技术有关的作业，以及不利的天气和环境条件；
•对非运营物业的控制有限；
•我们物业的所有权缺陷和无法保留我们的租约；
•我们成功开发大量未开发土地库存的能力；
•我们有能力留住高级管理层的关键成员和关键的技术员工；
•与管理我们的增长有关的风险，特别是与重大收购的整合有关的风险；包括西鹰福特资产；
•与收购西鹰福特相关的风险(如本文定义)，包括我们可能无法实现收购西鹰福特的预期收益的风险；
•我们成功执行增长战略的能力；
•环境、职业健康和安全以及其他政府法规的影响，以及可能对石油和天然气的未来生产产生不利影响或促使可再生能源取代石油和天然气的现有或即将出台的立法的影响；
•联邦和州法规和法律，包括2022年《降低通货膨胀率法》(《2022年爱尔兰共和法》)；
•我们有能力预测和管理欧佩克行动以及制定和维持产量水平的协议的影响，包括欧佩克最近减产的结果，这可能会因中东敌对行动的加剧而加剧；
•信息技术故障或网络攻击；
•税法的变化；
•竞争的影响；以及
•季节性天气条件。
我们提醒您，这些前瞻性陈述会受到与石油、天然气和天然气的开发、生产、收集和销售有关的所有风险和不确定性的影响，其中大部分风险和不确定性很难预测，许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。这些风险包括但不限于：大宗商品价格波动、通货膨胀、钻井和生产设备及服务的可用性和成本、项目建设延误、环境风险、钻井和其他运营风险、中游集输基础设施的可用性或能力的缺乏、监管变化、估计储量和预测未来生产率、现金流和获得资本的内在不确定性，包括利率上升造成的限制、开发支出的时机以及“风险因素”中描述的其他风险。
储量工程是对无法精确测量的地下碳氢化合物储量进行估算的过程。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量、对这些数据的解释以及储量工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果可能证明对先前估计数的修订是合理的。如果意义重大，这样的修改将改变任何进一步生产和开发计划的时间表。因此，储量估计可能与最终开采的石油、天然气和天然气的数量有很大不同。
如果本年度报告中描述的一个或多个风险或不确定性发生，或者潜在的假设被证明是不正确的，我们的实际结果和计划可能与任何前瞻性陈述中表达的结果和计划大不相同。本年度报告中包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，都明确地受到本警示声明的限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一并考虑。除非适用法律另有要求，否则我们没有义务更新任何前瞻性陈述，以反映本年度报告日期之后的事件或情况。
风险因素摘要
以下是可能对我们的业务、运营和财务业绩产生不利影响的主要风险的摘要。请参阅本年度报告第I部分第1A项“风险因素”，以进一步讨论本风险因素摘要中概述的风险。
与石油和天然气行业以及我们的运营相关的风险
•石油、天然气和天然气价格波动很大。价格的持续下跌可能会对我们的业务、财务状况和运营结果、流动性和我们履行财务承诺的能力产生不利影响，或导致我们推迟计划的资本支出。
•储备估计取决于许多假设，这些假设可能最终被证明是不准确的。储备估计或基本假设的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。
•持续或恶化的通胀问题以及货币政策的相关变化已导致并可能导致我们的商品、服务和人员成本进一步上升，这反过来又可能导致我们的资本支出和运营成本上升。
•由于乌克兰冲突、哈马斯袭击以色列、美联储提高利率和相关政策或其他原因导致的大宗商品价格波动或供应限制，设备、供应、人员和油田服务无法获得或成本高昂，可能会对我们在预算范围内及时执行开发和开采计划的能力产生不利影响，从而可能对我们的预期现金流产生重大不利影响。
•我们不是我们所有面积或钻井地点的运营商，因此，我们将无法控制勘探或开发努力的时间、相关成本或任何非运营资产的生产速度，以及
在经营者或其任何承包商无法履行该等义务的情况下，可对经营者或其任何承包商的某些财务义务负责。
•我们已通过收购整合了我们的业务，整合所有这些资产、运营以及我们管理这些风险的能力存在风险。此外，我们可能无法进行有吸引力的收购或成功整合收购的业务、资产或物业，任何无法这样做的行为都可能扰乱其业务并阻碍其增长能力。
•透过管理协议，吾等依赖管理人及其人员管理及经营吾等业务，彼等任何人员之损失均会对未来营运造成重大不利影响。此外，影响管理人的营运风险，以及我们与管理人合作的能力，包括分配公司机会及其他利益冲突，可能会影响我们的业务，并对我们的业务、财务业绩及前景造成重大影响。
•超出我们控制范围的事件，包括任何未来的全球或国内健康危机，可能会导致意外的不利经营和财务结果。
与监管事项有关的风险
•IRA 2022可能会加速向低碳经济的过渡，并将对我们的运营带来新的成本。
•我们的营运在很大程度上取决于水的供应。我们获取水资源的能力受到限制可能对其财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
•倘我们因未能遵守环境法律或法规或向环境中释放有害物质或其他废物而产生成本及负债，则我们推行业务策略的能力可能会受到不利影响。
•除非我们以新储备取代储备并开发该等储备，否则我们的储备及产量将下降，这可能对我们未来的现金流造成不利影响。
•我们的业务面临一系列气候变化带来的风险。
•与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加和额外的运营限制或延迟油井和天然气井的完工，并对我们的生产产生不利影响。
与我们的负债有关的风险
•我们部分依赖于循环信贷融资和持续进入资本市场，以成功执行我们的经营策略。
•我们在最近期间产生了重大额外债务，这可能会削弱我们筹集进一步资本的能力或影响我们偿还债务的能力。
与我们普通股相关的风险
•未来在公开市场上出售我们的A类普通股，或认为这种出售可能发生，可能会降低我们的A类普通股的价格，公司通过出售股权或可转换证券筹集的任何额外资金可能会稀释您在新月的所有权。
与我们的财务状况有关的风险
•我们的对冲活动可能导致财务损失或可能减少我们的净收入。
•我们的营运附属公司的若干雇员拥有利润权益，可能需要大量支出，并导致大量会计费用。
•我们唯一的主要资产是我们于运营公司的权益；因此，我们将依赖运营公司的分派及其他付款来支付税款、根据管理协议支付款项以及支付我们的企业及其他间接开支。
与治理结构有关的风险
•我们的优先股股东的重大投票权限制了我们普通股股东影响我们业务的能力。
•优先股股东的控股权地位可能具有延迟或防止控制权或管理层变动的效果，并可能对我们A类普通股的交易价格产生不利影响，因为投资者认为拥有控股股东的公司股票是不利的。
•我们的公司注册证书指定特拉华州法院为股东可能发起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和独家论坛，这可能限制我们的股东获得有利的司法论坛与我们或我们的董事，高级职员，雇员或代理人的争议。
•我们的公司注册证书规定，在法律允许的最大范围内，优先股股东没有义务考虑其他股东的单独利益，并将包含限制优先股股东责任的条款。
税务风险
•如果运营公司成为一家公开交易的合伙企业，就美国联邦所得税而言，我们和运营公司可能会面临潜在的重大税收效率低下。
•适用税法及法规的变动或额外所得税负债的风险可能对我们的业务、经营业绩、财务状况及现金流量造成不利影响。
术语表
“二零二一年四月交换”指独立的若干合并附属公司于二零二一年四月赎回若干第三方投资者于该等附属公司持有的非控股股权，以换取独立的会员权益。
"资产报废"是指资产报废义务。
"Bbl"是指每个储罐桶42加仑液体体积。
“BLM”是指联邦土地管理局。
“董事会”是指新月能源公司的董事会。
“Boe”是指石油当量桶。
“Btu”的意思是英国的热单位，这是将一磅重的水的温度提高1华氏度所需的热量。
“CAA”是指经修订的联邦清洁空气法及其颁布的规则和条例。
“CARB”是指加州空气资源委员会。
“CERCLA”是指经修订的联邦《综合环境反应、赔偿和责任法》及其颁布的规则和条例。
“商品期货交易委员会”指商品期货交易委员会。
“A类普通股”是指公司A类普通股的股份，每股面值0.0001美元。
“B类普通股”是指公司B类普通股的股份，每股面值0.0001美元。
“税法”系指经修订的1986年国内税法。
“公司集团”指本公司及其各附属公司（运营公司及其附属公司除外）。
“Contango”是指Contango Oil & Gas Company，一家德克萨斯州的公司。
“Contango激励计划”是指Contango石油天然气公司第三次修订和重述的2009年激励薪酬计划。
"Contango Merger"指IE C Merger Sub Inc.的合并，一家特拉华州公司，与Contango合并，Contango作为本公司的直接全资子公司。
“Contango PSU奖励”指根据Contango激励计划授出且于紧接Contango合并生效时间前尚未行使的各绩效股票单位奖励（不论已归属或未归属）。
“CWA”是指经修订的《联邦水污染控制法》及其颁布的规则和条例。
“解除控制法”是指1993年1月1日生效的《天然气井口解除控制法》。
"DJ"的意思是丹佛·朱尔斯堡
“多德—弗兰克”是指《多德—弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》。
“DOI”是指美国内政部。
“DOT”是指美国运输部。
“EHS”是指环境、健康和安全。
“EIGF II”是指能源收入和增长基金II，成立于2018年，是KKR能源投资基金。
“环境保护局”是指美国环境保护局。
“股权激励计划”是指新月能源公司2021年股权激励计划。
“ESA”是指经修订的联邦濒危物种法及其颁布的规则和条例。
“ESG”是指环境、社会和管治。
“交易法”系指修订后的1934年证券交易法及其颁布的规则和条例。
“FERC”指的是联邦能源管理委员会。
“FRA”是指联邦铁路管理局。
“联邦贸易委员会”是指联邦贸易委员会。
“FWS”是指美国鱼类和野生动物管理局。
“公认会计原则”是指美国公认的会计原则。
"GHG"是指温室气体。
“ICA”是指1887年的《州际商业法》及其颁布的规则和条例。
“独立”是指独立能源有限责任公司，特拉华州的有限责任公司。
“美国国税局”指美国国税局。
“IT”是指信息技术。
“KKR”指管理人及其关联公司，包括优先股股东和EIGF II。
“KKR基金”是指EIGF II和/或其他KKR基金。
“KKR集团”是指KKR & Co. Inc及其子公司。
“LCFS”是指低碳燃料标准。
“M”的意思是千。
“MM”是指百万。
“管理协议”指本公司与管理人订立日期为2021年12月7日的管理协议，据此，管理人管理本公司及其附属公司的业务及营运，并为本公司及其附属公司的利益提供行政管理团队。
“管理人”指KKR Energy Asset Manager LLC，特拉华州的一家有限责任公司。
“经理激励计划”是指新月能源公司2021年经理激励计划。
“MBTA”是指经修订的《候鸟条约法》及其颁布的规则和条例。
“MBbls”是指千桶石油或NGL。
“mboe”的意思是一千个boe。
“mcf”指的是1000立方英尺的天然气。
“合并交易”指交易协议拟进行的交易，包括独立与运营公司合并，Contango合并，Contango随后与IE L Merger Sub LLC合并，L Merger Sub在合并后作为本公司的全资子公司继续存在，我们称之为“合并”，及该尚存附属公司其后向营运公司作出的贡献。
“MMBoe”的意思是百万boe。
MMBtu的意思是百万英热单位。
“MMcf”指的是百万立方英尺的天然气。
“NAAQS”是指国家环境空气质量标准。
“国家环境政策法”是指经修正的《国家环境政策法》及其颁布的规章制度。
“非经济系列I优先股”是指指定为“系列I优先股”的公司优先股中的1，000股股份，它们没有经济权利。
“NGA”是指1938年的《天然气法》及其颁布的规则和条例。
“NGFS”是指绿色金融系统网络。
“NGPA”是指经修订的1978年《天然气政策法》及其颁布的规则和条例。
“非控股权益剥离”指于二零二一年五月赎回若干非控股权益，以换取第三方投资者按比例应占其合并附属公司持有的相关石油及天然气权益。于二零二零年八月，就独立性重组而言，由第三方投资者拥有的我们综合附属公司的若干权益并无注资予前任人。该等权益于独立性重组日期由股东权益重新分类至非控股权益，而该等权益应占之所有收入及亏损自独立性重组日期起入账列为非控股权益应占净收入（亏损）。于二零二一年五月，该等非控股股权已赎回，以换取第三方投资者按比例应占其综合附属公司持有的相关石油及天然气权益。
“NWPR”是指经修订的《通航水域保护规则》。
“NYMEX”是指纽约商品交易所。
“Henry Hub Index”是指纽约商品交易所天然气期货定价的主要交易所。
“纽约证券交易所”是指纽约证券交易所。
"石油当量"是指天然气以6麦克夫天然气/1英国石油当量的比例转换成原油当量。
“OPA”是指经修订的1990年联邦石油污染法及其颁布的规则和条例。
“运营公司”是指新月能源运营公司（英语：Crescent Energy OpCo LLC），特拉华州的一家有限责任公司。
“运营公司有限责任公司协议”是指运营公司的经修订和重述的有限责任公司协议。
“运营公司单位”指代表运营公司经济有限责任公司权益的单位。
“欧佩克”是指石油输出国组织。
“OSHA”是指经修订的联邦职业安全和健康法，以及根据该法颁布的规则和条例。
“PDP”是指经过验证的先进生产。
“PHMSA”是指管道和危险材料安全管理局。
“优先股股东”是指独立能源聚合有限公司，非经济系列I优先股的初始持有人，以及（如适用）其任何继承人。
“PT Independence”是指PT Independence Energy Holdings，LLC，特拉华州的一家有限责任公司。
“PUD”是指已探明的未开发储量。
“PV—0价值”是指估计未来石油和天然气收入的现值，扣除估计直接费用，按用于估计已探明石油和天然气储量现值的0%年贴现率贴现。
“PV—10价值”是指估计未来石油和天然气收入的现值，扣除估计直接费用后，按用于估计已探明石油和天然气储量现值的10%的年贴现率贴现。
“RCRA”是指经修订的联邦资源保护和回收法，以及根据该法颁布的规则和条例。
“赎回权”指运营公司单位持有人的权利（本公司集团成员公司除外）根据营运公司有限责任公司协议，促使营运公司赎回其全部或部分营运公司单位，以换取（a）A类普通股股份，赎回比率为每赎回一营运公司单位可获一股A类普通股股份，或（b）根据运营公司有限责任公司协议的条款厘定的约相等现金金额。与该赎回有关，相应数量的B类普通股股份将被注销。
"循环信贷融资"是指独立能源融资有限责任公司（N/k/a Crescent Energy Finance LLC）、富国银行（N.A.），作为行政代理人、担保人和贷款人。
“SDWA”是指经修订的联邦《安全饮用水法》及其颁布的规则和条例。
“美国证券交易委员会”系指美国证券交易委员会。
“SEC定价”是指从2023年1月1日开始至2023年12月1日结束的期间原油或天然气每月第一天的未加权平均商品价格，并根据市场差异（质量、运输、费用、能源含量和地区价格差异）进行了租赁调整。SEC在“石油和天然气报告的现代化”中提供了一个完整的价格定义。33—8995；34—59192）。
“证券法”系指修订后的1933年证券法及其颁布的规则和条例。
"标准化计量"是指利用财务会计准则委员会会计准则编纂主题932规定的程序开发的贴现未来净现金流量的标准化计量， 采掘业—石油和天然气，并根据我们的工程人员估计的原油、天然气和NGL储量和产量。
"交易协议"是指日期为2021年6月7日的某些交易协议，由Contango，Independence，公司，运营公司，IE C合并子公司，一家特拉华州公司和一家特拉华州有限责任公司IE L MergerSub LLC。
“TRC”是指德克萨斯州铁路委员会。
“UIC”是指由SDWA管理的地下注入控制计划。
"WTI"或"西德克萨斯中质"是指在美国生产的轻质原油，其美国石油学会比重约为38至40，硫含量约为0.3%。
第一部分
除本年度报告所述外，我们将新月能源公司称为“新月”、“我们的”或“公司”。“本年度报告包括石油和天然气行业常用的某些术语，这些术语在上文的术语表中定义。”
项目1和2.业务和物业
业务概述
我们是一家差异化的美国能源公司，致力于通过收购战略和持续的资本回报，通过有纪律的增长为股东创造价值。我们的低下降、现金流导向资产组合包括中周期非常规和常规资产，储备寿命长，以及Eagle Ford和Uinta盆地低风险、高回报开发地点的深度库存。
我们的领导层是一个经验丰富的投资、金融和行业专业人士团队，结合了成熟的投资和运营专业知识。十多年来，Crescent及其前身一直通过专注于现金流、风险管理和回报的收购战略，执行持续增长。我们的A类普通股在纽约证券交易所交易，代码为“CRGY”。
我们以自由现金流为重点的投资组合包括一套平衡的石油和天然气资产，这些资产位于已探明的美国陆上盆地，现有产量可观，下降率低，截至2023年12月31日，96%的面积由生产持有。由于整体降幅较低，我们需要相对最少的资本开支来维持我们的生产和现金流。我们拥有一个强大的有吸引力的运营未开发地点的库存，为维持或发展我们的生产基地提供了最佳的灵活性。虽然我们行业的许多运营商历来专注于资本密集型追求高生产增长率，但我们的管理团队在选择性地收购现金流导向型资产、使其更有利可图地运营，并作出纪律性、以回报为重点的再投资决策以推动自由现金流的产生方面有着良好的记录。我们的投资组合得到了加强和补充，我们在矿产面积和中游基础设施的额外权益，这为我们带来了运营效益和提高现金流利润率。
我们已经建立了一个庞大的储备、生产、现金流和再投资机会组合。我们的资产组合：
•截至2023年12月31日，包括548.2 MMBOE净探明储量，其中约64%为流动储量，反映53亿美元的标准化措施，以及56亿美元和44亿美元的净探明和净探明开发（“PD”）现值按10%贴现率贴现；
•截至2023年12月31日止年度，净MBoe/d产生149美元；
•截至2023年12月31日止年度，产生了3.22亿美元的净收入，9.358亿美元的经营活动提供的净现金，10.227亿美元的经调整EBITDAX和3.102亿美元的无现金流；
见"—非公认会计原则财务措施"和"—经营结果"在"第二部分，项目7.管理层的财务状况和经营结果的讨论和分析"的定义调整后EBITDAX和均衡自由现金流的定义以及与最接近的可比公认会计原则指标的对账。
下图显示了截至2023年12月31日的简化所有权结构：
以自由现金流为重点的投资组合
我们的资产基础主要位于得克萨斯州和落基山脉，包括美国关键的已探明陆上盆地的石油和天然气资产，由具有可观产量和对冲现金流的生产性物业组成，并辅以我们未开发地区的广泛再投资机会库存。尽管我们的许多同行在追求生产增长方面花费了现金流，并使自己特别容易受到大宗商品价格下跌的影响，但自2019年以来，我们的平均再投资率约为调整后EBITDAX的45%。
低递减生产基地
截至2023年12月31日，我们的PDP储量估计平均五年和十年下降率分别约为13%和12%，根据我们的储量报告中使用的预测，估计2024年PDP下降率为19%。由于这种较低的下降情况，我们需要相对较少的资本开支来维持我们的生产和现金流。截至2023年12月31日，我们位于鹰福特和落基山脉的物业占我们探明储量的约76%，并从区域位置和商品价格角度为我们提供多样化，这为我们提供了一定的下行保护，因为它涉及商品特定压力，孤立的基础设施限制或恶劣天气事件。截至2023年12月31日，我们的标准化措施总额为53亿美元。下表列示截至2023年12月31日与我们的已证实资产相关的总租赁面积头寸、储备量及加权平均跌幅情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净英亩 | | 净证实储量 (1) | | 油和液体% (1) | | 净PD准备金 (1) | | | | 2023年总净产量 | | 净证实PV—10 (1)(2) | | PV—10净PD (1)(2) |
| 操作区域 | | | | | | | | | | | |
| | (M) | | (Mmboe) | | | | (Mmboe) | | | | | | （MBoe） | | (毫米) | | (毫米) |
| 鹰福特 | | 231 | | 262 | | 73 | % | | 187 | | | | | | | 16,191 | | | $ | 2,941 | | | $ | 2,175 | |
| 落基山脉 | | 434 | | 153 | | 62 | % | | 121 | | | | | | | 23,051 | | | 1,701 | | | 1,313 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他 | | 661 | | 133 | | 49 | % | | 128 | | | | | | | 15,291 | | | 924 | | | 887 | |
| 总计 | | 1,326 | | 548 | | 64 | % | | 436 | | | | | | | 54,533 | | | $ | 5,566 | | | $ | 4,375 | |
(1)我们的储备和现值（按百分之十贴现，或PV—10）是根据SEC的指导，使用前12个月的平均第一天价格确定的。对于石油和NGL的产量，截至2023年12月31日，WTI的平均价格为每桶78.22美元，并根据重力、质量、当地条件、采集、运输费和距市场的距离等因素进行了调整。就天然气量而言，截至2023年12月31日，Henry Hub指数平均现货价格为每MMBtu 2.64美元，根据质量、当地条件、集气、运输费和距市场距离等项目进行了类似调整。所有价格于物业年期内维持不变。在该等物业的剩余寿命内，经调整的平均产品价格为每桶石油74.71美元，天然气2.36美元，天然气27.33美元。
(2)反映我们截至2023年12月31日的探明储量估计中反映的探明净现值和净PD现值。PV—10不是根据公认会计原则编制的财务指标，因为它不包括所得税对未来收入的影响。截至2023年12月31日，我们的标准化措施为53亿美元。见"石油、天然气和NGL储量数据“以供进一步讨论。
我们与KKR集团的关系
我们与管理人订立管理协议，委聘管理人向我们及其附属公司提供若干管理及投资顾问服务。我们的管理团队根据管理协议向我们提供服务。
管理人为KKR集团之间接附属公司。KKR集团是一家全球领先的投资公司，提供另类资产管理以及资本市场和保险解决方案。
根据管理协议，管理人已同意向我们提供管理服务（包括我们的全部行政及企业管理团队）及其他协助，包括策略规划、风险管理、识别及筛选潜在收购、识别及分析可持续发展相关事宜以及提供我们可能需要的其他协助。
通过与KKR集团全球平台的整合，我们相信我们将受益于："KKR品牌"的力量；KKR Capstone，它通过协助尽职调查，并在KKR集团的投资组合公司内识别和提供可持续的运营绩效改善来创造价值；KKR全球宏观和资产配置，协助评估宏观经济因素对潜在投资的影响，并帮助识别市场机会；KKR Capital Markets LLC（“KCM”），协助优化投资的资本结构，为KKR投资组合公司和独立客户承销并安排债务、股权和其他形式的融资；KKR公共事务，与KKR全球研究所一起，提供可持续性、监管、地缘政治和声誉问题的洞察，包括与主要利益相关者合作的经验，例如工会、工商协会和非政府组织。
有关我们的管理协议以及我们与KKR集团的关系的更多信息，请参见“项目1A。风险因素，与石油和天然气行业和我们的运营相关的风险—通过管理协议，我们依赖经理和KKR集团人员来管理和运营我们的业务，他们中的任何人的损失都将对未来的运营产生重大和不利的影响。此外，影响经理的运营风险以及我们与经理合作的能力，包括在分配公司机会和其他利益冲突方面的能力，可能会影响我们的业务，并对我们的业务、财务业绩和前景产生实质性影响."
管理协议
吾等是管理协议的一方，根据该协议，吾等已聘请经理人管理吾等及其附属公司的策略、资产及日常业务及事务，并时刻受适用法律、进一步条款及
管理协议中规定的条件和我们董事会的监督。根据管理协议，经理将为我们提供执行管理团队，并管理我们的日常运营。此外，根据《管理协议》：
•经理应确保与上游油气机会有关的任何投资金额中至少有70%分配给我们。后续投资金额一般将在我们和EIGF II之间按该工具最初投资于适用投资的相对金额的比例分配。
•上游油气资产以外的投资机会可能不时出现，一方面适合本公司及EIGF II(及任何后续基金)或其他KKR基金投资，另一方面(A)从事与我们有重大不同的投资策略(例如不良债务或特殊情况投资工具)，及(B)根据KKR的分配政策或与该等其他KKR基金的投资者达成的合约承诺，拥有预先存在的既定配置权。在该等情况下，吾等可选择与EIGF II及/或该等其他KKR基金共同投资于该等投资，在此情况下，KKR会考虑KKR认为适当的因素，以符合该等KKR基金的优先投资权的方式，在我们与EIGF II及/或该等其他KKR基金之间分配该等投资机会。我们没有义务进行任何这样的共同投资。
•作为根据管理协议提供的服务和经理的管理费用(包括执行管理团队的薪酬)的代价，经理有权获得：
(I)吾等相当于每年2,830万美元的补偿(根据我们每年5,550万美元费用(“管理层补偿”)的按比例计算)，该部分包括在我们合并及综合经营报表的一般及行政开支中。随着我们业务和资产的扩张，管理层薪酬每年将增加1.5%，相当于我们未来发行主要股权证券(包括与收购相关的)的净收益的1.5%，并在截至2023年12月31日的年度内与我们的股权发行(定义如下)一起增加220万美元。然而，递增的管理层补偿将不适用于在赎回或交换OpCo单位时发行我们的股票。
我们预计，通过将OpCo单位转换为A类普通股或发行额外的A类普通股，我们对OpCo的持股比例将随着时间的推移而增加。在此情况下，我们承担的管理层薪酬部分将从2,830万美元增加到管理层薪酬总额，在我们拥有OpCo的全部权益的情况下。虽然只有我们承担的部分会影响我们的合并和综合经营报表，但我们在计算调整后的EBITDAX和杠杆自由现金流量时计入了全部管理层薪酬(管理层薪酬与我们承担的金额之间的差额由“OpCo与管理费相关的某些可赎回的非控制利益分配”表示)。
(Ii)基于业绩的奖励奖励，根据该奖励奖励，经理将根据某些基于绩效的措施(“奖励薪酬”)的实现，获得最多10%的已发行A类普通股。奖励薪酬由五个部分组成，可在连续的业绩期间赚取，并将在2024年第一个业绩期间结束后开始的五年期间内结算，每一批涉及A类普通股的目标数量，相当于该部分结算时已发行A类普通股的2%。业绩目标是根据绝对股价表现和相对于一系列同行的相对股价表现进行评估的，不存在仅基于时间的归属。根据适用于该部分的业绩目标的完成程度，经理有权就A类普通股的数量在每批结算时占已发行A类普通股的0%至4.8%的部分进行结算，只要经理持续向我们提供服务，直至适用于某一部分的履约期结束。
(iii)管理人按比例（基于我们的公众持股百分比）偿还管理人代表我们产生的任何书面成本或开支（与管理人业务或运营有关的正常间接开支除外）。这些成本和支出包括外部顾问、会计师和审计师的成本、税收、与法规合规有关的费用、与IT服务有关的成本以及与识别、评估和结构投资有关的其他成本。
•管理协议最初为期三年（截至2024年12月7日），此后自动续期三年。
•在初始期限或任何自动续期期限届满前至少180天向经理发出书面通知后，吾等可无理由，在至少三分之二的独立董事合理且真诚地作出肯定的决定后，拒绝续签管理协议：（1）长期存在令人不满的情况，管理人的任期内表现对我们及其附属公司整体造成重大损害，或（2）应付管理人的费用总额，与管理与我们资产类似资产的可比资产管理人收取的费用相比，属重大不公平和过高，管理人有权重新协商费用。如有此终止，吾等将向管理人支付一笔终止费，金额相等于（i）平均年度管理层薪酬及（ii）平均奖励薪酬之和的三（3）倍（但仅限于其截至终止日期完全归属的部分），在每种情况下，管理人在终止前最近完成的日历季度之前的24个月期间内赚取。
属性
我们的资产摘要
租赁面积
我们的投资组合包括美国各地已探明地区的低衰退石油和天然气资产，包括鹰福特和落基山脉。除此地域多元化外，我们相信我们的租赁土地面积组合将得到加强，并由我们在矿产面积和中游基础设施的额外权益所补充。截至2023年12月31日，我们拥有总计130万英亩净英亩的租赁权益，其中110万英亩被指定为运营商。我们负责根据我们的营运权益百分比，按比例分摊租赁土地面积内经营及非经营经营权益的资本开支及租赁营运开支，我们有权根据净收益利息收取来自该等权益的收益，一般等于我们在该等物业中的工作权益减去任何版权费和制作费以及任何凌驾性的版权费和净利润利益加重了财产负担。
矿产和版税权益
除了我们的租赁面积外，我们还拥有矿产和特许权使用费权益。截至2023年12月31日，我们拥有17.5万英亩的矿产权益和12.6万英亩的特许权使用费权益，这两家公司都由资本雄厚的大型石油和天然气公司运营，主要位于鹰福特、马塞卢斯、尤蒂卡和落基山脉。对于我们已出租给其他运营商的所有矿产面积，我们通常保留特许权使用费权益，这是在租约终止时到期的生产收入的无成本百分比，届时整个矿产权益将恢复到我们手中。这些权益使我们有权获得特许权使用费，以及从该种植面积进行的所有生产的压倒一切的特许权使用费权益，而不需要额外的未来资本或运营成本。
中游基础设施
我们拥有和运营各种中游资产，为我们的上游资产和其他客户提供服务。这些措施包括：
•拥有位于德克萨斯州东南部迪米特、拉萨尔和韦伯县的Eagle Ford页岩的Springfield收集系统12.0%的权益，该系统由Western Midstream Partners LP(纽约证券交易所股票代码：WES)运营，包括石油和天然气收集系统。
•豪厄尔管道是一条125英里长16英寸的二氧化碳管道，横跨怀俄明州中部，为2除了为该地区的第三方客户提供服务外，我们还为我们位于盐溪和莫内尔油田的土地上的石油供应提供支持，以加强石油回收业务。
•拥有集中式生产设施50.0%的权益，该设施称为DJ盆地Erie Hub收集系统，位于科罗拉多州伊利以东，为我们的部分DJ资产提供一个处理设备的单一地点。
•65.0%的股权法投资于Lost Creek收集系统，怀俄明州一条158英里长20英寸的天然气管道，以及怀俄明州一条77英里长2至8英寸的FERC管辖原油管道。我们还在怀俄明州拥有并运营着三家天然气加工厂和其他几条管道。
•持有切诺基集水系统66.7%的权益，该系统是俄克拉荷马州一条约200英里长的产出水管道。
我们的作业区
我们的经营区域包括鹰福特和落基山脉。下表描述了截至2023年12月31日的年度和截至2023年12月31日，我们每个地理区域的净种植面积、净生产井、产量和已探明储量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 地理区域 | | 净英亩 | | 净生产井数 | | 2023年产量 | | 已探明储量 |
| | (M) | | | | （MBoe） | | （MBoe） |
| 鹰福特 | | 231 | | | 1,620 | | | 16,191 | | | 261,920 | |
落基山脉 | | 434 | | | 1,640 | | | 23,051 | | | 152,563 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
其他盆地 | | 661 | | | 3,598 | | | 15,291 | | | 133,683 | |
石油、天然气和NGL储量数据
下表汇总了我们根据美国证券交易委员会定价编制的评估报告截至2023年12月31日的估计已探明储量净额，其中包括美国证券交易委员会规则中关于未来12个月定价平均值的储量估计的规定。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日， |
| | 2023 (1) | | 2022 (1) |
| 已探明净储量： | | | | |
| 石油(MBbls) | | 250,465 | | | 243,082 | |
| 天然气(MMCF) | | 1,176,416 | | | 1,506,535 | |
| NGL(MBBLS) | | 101,632 | | | 78,621 | |
| 总探明储量(MBOE) | | 548,166 | | | 572,793 | |
标准化度量单位(百万) (2) | | $ | 5,289 | | | $ | 9,135 | |
PV-0(百万)(2) | | $ | 9,656 | | | $ | 17,170 | |
PV-10(百万美元) (2) | | $ | 5,566 | | | $ | 9,602 | |
| 已探明开发净储量： | | | | |
| 石油(MBbls) | | 176,546 | | | 160,113 | |
| 天然气(MMCF) | | 1,032,578 | | | 1,398,770 | |
| NGL(MBBLS) | | 87,316 | | | 66,803 | |
| 总探明开发储量(MBOE) | | 435,958 | | | 460,046 | |
PV-0(百万)(2) | | $ | 7,010 | | | $ | 12,330 | |
PV-10(百万美元) (2) | | $ | 4,375 | | | $ | 7,132 | |
| 未开发储量净额： | | | | |
| 石油(MBbls) | | 73,919 | | | 82,969 | |
| 天然气(MMCF) | | 143,838 | | | 107,765 | |
| NGL(MBBLS) | | 14,316 | | | 11,818 | |
| 已探明未开发总储量(MBOE) | | 112,208 | | | 112,747 | |
PV-0(百万)(2) | | $ | 2,646 | | | $ | 4,840 | |
PV-10(百万美元) (2) | | $ | 1,191 | | | $ | 2,470 | |
(1)我们的储备和现值（按百分之十贴现，或PV—10）是根据SEC的指导，使用前12个月的平均第一天价格确定的。对于石油和NGL的产量，截至2023年和2022年12月31日，WTI的平均价格为每桶78.22美元和每桶93.67美元，经调整后的重力、质量、当地条件、采集、运输费和距市场的距离等项目。就天然气量而言，截至2023年和2022年12月31日，Henry Hub指数平均现货价格为每MMBtu 2.64美元和每MMBtu 6.36美元，根据质量、当地条件、集气、运输费和距市场距离等项目进行了类似调整。所有价格于物业年期内维持不变。截至2023年12月31日，该等物业剩余寿命的平均调整产品价格为每桶石油74.71美元，天然气2.36美元，天然气27.33美元。截至2022年12月31日，该等物业剩余年期的平均经调整产品价格为每桶石油89. 87美元，天然气5. 80美元，天然气每桶天然气每桶37. 98美元。
(2)现值（以PV—0和PV—10贴现）不是根据公认会计原则计算的财务指标，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。PV—0、PV—10及标准化措施均不代表我们石油及天然气资产之公平市价之估计。我们的PV—0测量值不提供
估计未来现金流量的贴现率。因此，PV—0不像PV—10那样反映与未来现金流预测相关的风险。因此，PV—0应仅与我们的PV—10和标准化措施的评估相关。我们相信，PV—0和PV—10的呈列方式对投资者是相关和有用的，作为标准化措施的补充披露，因为它们在计及未来所得税和我们的现行税务结构之前呈列了我们储备应占的未来净现金流量。纳入标准化措施但未纳入PV—0和PV—10的PV—0和PV—10所得税额分别为4.107亿美元和2.768亿美元。我们和业内其他公司使用PV—0和PV—10作为衡量标准，比较公司持有的探明储量的相对规模和价值，而不考虑这些实体的具体税务特征。投资者应注意，PV—0、PV—10和标准化措施均不代表我们探明储量的公平市场价值的估计。
准备金估计数的编制s
截至2023年12月31日，我们的储备估计主要基于莱德斯科特公司（Ryder Scott Company，L.P.）编制的评估，占我们总探明储量的98%，其余2%由我们的内部技术人员准备。我们的独立后备工程师因其在工程类似资源方面的历史经验和地理专业知识而被选中。我们的储量估算过程是由我们各经营附属公司的储量主管协调的，他们是石油储量专家，平均每人拥有19年的储量和作业经验。这一过程由我们的企业储备总监监督，他在石油储备的估计和评估方面拥有超过17年的经验。我们的技术人员使用物业的历史资料，例如所有权权益、石油及天然气产量、油井测试数据、商品价格以及运营及开发成本，以制定我们的储量估计。我们已根据内部监控程序完成编制探明储量估计。这些程序旨在确保储量估计的可靠性，包括以下各项：
•审查和核实历史生产、成本和资本支出数据；
•土地署核实物业所有权；
•由我们的首席油藏工程师编制储量估算；
•我们的管理层（包括首席执行官和首席财务官）审查所有重大储备变动和所有新增PUD；以及
•雇员的补偿并不与已登记的储备金挂钩。
Ryder Scott Company，L.P.负责编制我们于2023年12月31日的储量估计的技术人员拥有超过25年的行业经验。
探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，在提供经营权的合同到期之前，在现有的经济条件、经营方法和政府法规下，可以合理确定地估计从某一特定日期起可从已知储层中经济开采的储量，除非有证据表明可以合理确定续约，而不管是确定性的还是概率的方法用于估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者经营者必须合理地确信它将在合理的时间内开始该项目。"合理确定性"一词意味着高度确信实际开采的石油或天然气数量将等于或超过估计数。为达到合理的确定性，我们和独立储备工程师采用了经证明可产生一致性和可重复性结果的技术。估计我们的探明储量所用的技术及经济数据包括但不限于测井记录、地质图以及可用的井下及生产数据以及油井测试数据。
储量工程是并且必须被认识到是一个主观的过程，估计经济上可开采的天然气的量，无法以精确的方式计量。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量以及工程和地质解释。因此，不同的工程师的估计往往不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能证明有理由修订这些估计数。因此，储量估计数往往与最终开采的石油和天然气数量不同。经济可开采石油及天然气及未来净现金流量之估计乃基于多项变数及假设，所有变数及假设均可能与实际结果有所不同，包括地质解释、价格及未来生产率及成本。见"项目1A。风险因素”载于本年报其他地方。
探明未开发储量（PUDs）
我们的PUDs将在适用油井已钻或完工且剩余资金最少以使油井投产时由未开发转为已开发。于年内，我们的PUD发生的变动概述于下表：
| | | | | |
| 2023 |
| （MBoe） |
| 2022年12月31日的余额 | 112,747 | |
| 储备的购买到位 | 31,727 | |
| 扩展和发现 | — | |
| 对先前估计数的修订 | (6,393) | |
| 出售现有储备 | (5,295) | |
| 转移到已证实的开发阶段 | (20,578) | |
| 2023年12月31日的余额 | 112,208 | |
于截至2023年12月31日止年度，购买储备以取代31. 7万桶石油主要与作为Western Eagle Ford收购事项的一部分而增加的PUD地点有关。截至2023年12月31日止年度，过往估计的修订主要由于钻探计划的变动，主要由于从我们的五年发展计划中移除佩科斯县若干二叠纪盆地PUD地点的7百万桶当量。由于新月最近在鹰福特和乌因塔盆地的收购，我们预计未来资本计划将主要集中在这两个地区。此外，截至2023年12月31日止年度，我们花费3.018亿美元将20.6万桶石油当量转换为已探明的已开发储量。
所有该等PUD储备均计划于预订日期起计五年内开发。PUD储备分布在德克萨斯州、犹他州和怀俄明州的多个资产中。我们的PUD储量仅代表根据该计划计划在该等地点首次披露为PUD之日起五年内开发的储量；然而，我们的五年开发计划可能不会考虑统一（即，每年20%）转换PUD储备。于2023年12月31日，我们估计与开发PUD储量有关的未来开发成本于2024年为4.94亿美元，2025年为5.30亿美元，2026年为5.48亿美元，2027年为1.48亿美元，2028年为6700万美元。我们相信，循环信贷融资下的营运现金流量及可用性将足以支付该等估计未来开发成本。
石油、天然气和NGL生产价格和运营成本
生产和价格历史
下表载列截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度的生产、价格及成本数据。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净产量： | |
| 鹰福特： | | | | | |
| 石油(MBbls) | 8,924 | | | 6,212 | | | 5,107 | |
| 天然气(MMCF) | 23,464 | | | 15,154 | | | 14,871 | |
| NGL(MBBLS) | 3,356 | | | 1,712 | | | 1,818 | |
| 总计(MBOE) | 16,191 | | | 10,450 | | | 9,404 | |
| 平均日产量(MBOE/d) | 44 | | | 29 | | | 26 | |
| 落基山脉： | | | | | |
| 石油(MBbls) | 12,270 | | | 11,650 | | | 6,088 | |
| 天然气(MMCF) | 53,691 | | | 53,509 | | | 17,560 | |
| NGL(MBBLS) | 1,832 | | | 1,870 | | | 1,968 | |
| 总计(MBOE) | 23,051 | | | 22,438 | | | 10,982 | |
| 平均日产量(MBOE/d) | 63 | | | 61 | | | 30 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 共计： | | | | | |
| 石油(MBbls) | 24,287 | | | 21,865 | | | 13,237 | |
| 天然气(MMCF) | 130,629 | | | 128,470 | | | 89,455 | |
| NGL(MBBLS) | 8,475 | | | 7,110 | | | 6,099 | |
| 总计(MBOE) | 54,533 | | | 50,387 | | | 34,245 | |
| 平均日产量(MBOE/d) | 149 | | | 138 | | | 94 | |
| 平均实现价格(衍生品影响前)： | | | | | |
| 鹰福特： | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 75.03 | | | $ | 94.87 | | | $ | 65.93 | |
| 天然气(按MCF计算) | $ | 2.27 | | | $ | 6.30 | | | $ | 5.35 | |
| NGL(按BBL) | $ | 25.75 | | | $ | 39.42 | | | $ | 32.01 | |
| 落基山脉： | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 68.91 | | | $ | 85.85 | | | $ | 66.91 | |
| 天然气(按MCF计算) | $ | 3.68 | | | $ | 5.75 | | | $ | 4.44 | |
| NGL(按BBL) | $ | 24.02 | | | $ | 41.03 | | | $ | 33.20 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 共计： | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 72.09 | | | $ | 90.06 | | | $ | 66.71 | |
| 天然气(按MCF计算) | $ | 2.84 | | | $ | 5.97 | | | $ | 3.96 | |
| NGL(按BBL) | $ | 22.76 | | | $ | 37.72 | | | $ | 30.42 | |
| 每桶平均生产成本： | | | | | |
| 鹰福特 | $ | 18.76 | | | $ | 19.81 | | | $ | 18.79 | |
| 落基山脉 | $ | 19.58 | | | $ | 19.61 | | | $ | 23.98 | |
| | | | | |
| 总计 | $ | 19.04 | | | $ | 19.84 | | | $ | 17.41 | |
水井
下表载列截至2023年12月31日的生产油井资料：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 工作权益资产 | | 矿产和特许权使用费权益 |
| 毛收入 | | 网络 | | 平均工作利息 | | 毛收入 | | 网络 | | 平均净收入利息 |
| 天然气 | 3,554 | | | 2,085.0 | | | 59 | % | | 1,256 | | | 23.4 | | | 2 | % |
| 油 | 9,073 | | | 4,720.4 | | | 52 | % | | 3,084 | | | 29.0 | | | 1 | % |
| 总计 | 12,627 | | | 6,805.4 | | | 54 | % | | 4,340 | | | 52.4 | | | 1 | % |
租赁面积
下表载列有关截至2023年12月31日我们拥有权益的已开发及未开发总面积的若干资料。
| | | | | | | | | | | |
| 毛收入 | | 网络 |
| 已开发英亩 | 2,301,623 | | | 1,255,583 | |
| 未开发的英亩 | 110,218 | | | 70,077 | |
| 净面积共计 | 2,411,841 | | | 1,325,660 | |
| | | |
| 矿产英亩 | 174,743 | | | 55,126 | |
未开发的土地面积
下表列出了截至2023年12月31日的净未开发英亩总数，将于2024年、2025年、2026年和2027年到期，除非在到期日之前的占地面积间隔单位内建立生产，或除非该租赁权被延长或续期。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 |
| 净未开发英亩 | 6,813 | | | 7,649 | | | 3,068 | | | 876 | |
包括上表所载须予届满之面积之租赁一般将于其各自之主要年期结束时届满，惟租赁面积已于有关日期前确立生产，在此情况下，租赁将维持有效直至停止生产为止。在主要期限届满时，我们将失去我们在相关面积中的权益，除非完全由生产持有，通过我们交付租赁延期付款而维持，或在我们的许多租赁的情况下，我们利用"持续开发条款"，允许我们继续持有这些面积，如果我们在120年内启动额外的开发活动，在该租约上钻探的最后一口井完工后180天。其后，只要我们每120至180天进行额外开发活动，或直至整份租约以生产方式持有，该租约仍根据持续开发条款持有。无法保证我们有能力维持这样的面积。更多信息，请参见"项目1A。风险因素”载于本年报其他地方。
钻井及其他勘探和开发活动
下表载列我们于所示期间经营钻探活动的业绩。这些资料不应被认为是未来业绩的指示，也不应假定钻探的生产油井数量、发现的储量数量或经济价值之间必然存在任何相关性。生产井是指生产或能够生产商业数量的碳氢化合物的井，无论它们是否产生合理的回报率。干井是指那些证明不能生产足够数量的碳氢化合物以证明完成的井。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 已操作的开发井： | | | | | | | | | | | |
多产(1) | 69 | | | 57.7 | | | 51 | | | 47.8 | | | 2 | | | 1.9 | |
| 干井 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总开发 | 69 | | | 57.7 | | | 51 | | | 47.8 | | | 2 | | | 1.9 | |
| 操作勘探井： | | | | | | | | | | | |
| 多产 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 干井 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 探索性共计 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 操作井总数： | | | | | | | | | | | |
| 多产 | 69 | | | 57.7 | | | 51 | | | 47.8 | | | 2 | | | 1.9 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 干井 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | 69 | | | 57.7 | | | 51 | | | 47.8 | | | 2 | | | 1.9 | |
(1)就截至2023年12月31日止年度收购的物业而言，所呈列金额仅包括收购截止日期后完工的水井。
截至2023年12月31日，我们并非任何长期钻机合同的一方。下表提供我们于二零二三年十二月三十一日的在建油井以及该等进展的各个阶段。
| | | | | | | | | | | |
| 毛收入 | | 网络 |
| 井况： | | | |
| 钻探 | 3 | | | 2.4 | |
| 等待完成 | 31 | | | 27.4 | |
| 正在完成，而不是生产 | 4 | | | 3.2 | |
交付承诺
我们是各种长期协议的缔约方，这些协议要求我们实际输送原油和天然气。这些交付承诺要求我们在2024年交付8，938 MMBOe，其后交付6，219 MMBOe。这些承诺是合同销售和收集安排，要求在未来交付固定和可确定数量的原油、天然气或NGL。我们相信，我们目前的产量及储量足以履行大部分该等承诺，而我们亦可按现行指数相关价格在市场上购买足够数量的石油、天然气及天然气，以履行该等承诺（如有需要）。我们因部分集电及运输承诺出现短缺，因此于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度分别支付1，560万美元、450万美元及580万美元。
营销及市场
我们的石油和天然气产品的销售采用符合行业惯例的方法。石油及天然气生产（包括含可回收天然气液化气）之销售价格乃根据业内通常考虑之因素磋商，例如指数或现货价格、价格规定、油井至管道之距离、商品品质及当时供求状况。在没有实际或商业渠道的地区，石油用卡车运到储存设施。我们的石油和天然气销售可能受到我们无法控制的因素的影响，这些因素的影响无法准确预测。
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，我们向以下买家出售占总收入10%或以上的石油及天然气产品：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 壳牌贸易美国公司 | 18.3% | | 20.8% | | 18.3% |
| | | | | |
| | | | | |
| 康菲石油 | * | | 15.1% | | * |
*买方占本年度收益不超过10%。
虽然损失一名重要买家可能导致我们的生产销售暂时中断或价格下降，但我们相信，损失任何该等买家不会对我们的经营造成重大不利影响，因为我们的生产地区有其他买家。
我们已与多个管道运输公司订立若干石油及天然气运输及收集协议。根据这些协议，我们有义务每天最低数量的装运或以指定的费率支付任何缺陷。根据其中某些安排，我们亦有义务就管道系统的固定容量权支付索票费用，不论
我们利用的管道容量。如果我们不利用这种能力，我们可以将其释放给他人，从而减少我们潜在的责任。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈，我们与拥有更多资源的其他公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产石油或天然气，而且还从事中游和炼油业务，并在区域、国家或全球范围内销售石油和其他产品。这些公司可能能够支付更多的生产性石油和天然气财产，或定义，评估，投标和购买更多的财产和前景比我们的财务或人力资源许可。此外，这些公司在石油和天然气市场价格低迷期间可能更有能力继续进行勘探活动。我们收购额外物业及于未来发现储备的能力将取决于我们评估及选择合适物业的能力，以及在竞争激烈的环境中完成交易。此外，由于我们的财务和人力资源比我们行业中的许多公司少，我们在评估和投标石油和天然气资产时可能处于不利地位。
石油和天然气生产商与生产能源和燃料的其他行业之间也存在竞争。此外，竞争条件可能受到美国政府及我们经营所在司法管辖区不时考虑的各种形式的能源立法及╱或法规的重大影响。我们无法预测最终可能采纳的任何该等法例或规例的性质或其对我们未来营运的影响。这种法律和规章可能会大大增加石油或天然气开发的成本，并可能阻止或推迟某一作业的开始或继续。我们更大或更一体化的竞争对手可能比我们更容易承受现有的负担，以及联邦、州和地方法律法规的任何变化，这将对我们的竞争地位产生不利影响。
业务的季节性
一般来说，石油、天然气和天然气的需求在春季和秋季减少，在夏季和冬季增加。然而，某些天然气和天然气市场利用储存设施，并在夏季购买一些预期的冬季需求，这可以减少季节性需求波动。此外，冬季或夏季等季节性异常现象也会对价格产生重大影响。这些季节性异常现象会加剧春季和夏季对设备、用品和人员的竞争，可能导致短缺、费用增加或延误作业。
属性的标题
按照石油和天然气行业的惯例，我们最初仅对与收购租赁面积有关的物业的所有权进行粗略审查。当我们决定对该等物业进行钻探作业时，我们会进行彻底的所有权审查，并在钻探作业开始前对重大缺陷进行补救工作。如果产权意见或其他调查反映了这些物业的产权缺陷，我们通常负责修复任何产权缺陷，费用由我们承担。我们一般不会开始对物业进行钻探作业，直至我们已修复有关物业的任何重大所有权缺陷。吾等已就绝大部分生产性物业取得所有权意见，并相信吾等已根据石油及天然气行业公认的标准对生产性物业拥有令人满意的所有权。
在完成收购生产性租赁前，我们对最重要的租赁进行业权审查，并视乎物业的重要性，我们可能会获得业权意见、获得最新的业权审查或意见或审阅先前获得的业权意见。我们的石油及天然气资产受惯例特许权使用费及其他权益、即期税项留置权及其他负担所规限，而我们相信这些负担不会对使用或影响我们的资产账面值造成重大影响。
吾等相信吾等对吾等所有重大资产拥有令人满意的所有权。虽然这些财产的所有权在某些情况下受到限制，例如通常与收购不动产有关的传统权益、传统特许权使用费权益和合同条款和限制、经营协议下的留置权、与历史经营有关的环境责任有关的留置权、现行税收和其他负担的留置权、地役权，石油和天然气行业习惯的限制和小合同，我们认为，这些留置权，限制，地役权，负担和异议将严重减损该等物业的价值或我们在该等物业中的权益，或严重干扰我们对该等物业的使用，我们业务的运作。此外，我们认为我们已经获得了
公共当局和私人机构给予我们足够的通行权和许可，使我们能够在本年度报告所述的所有实质性方面经营我们的业务。
人力资本衡量标准
员工
我们通过(I)经理提供的管理和公司级服务以及(Ii)由我们的大约904名员工提供的资产级服务和运营来管理我们的运营，这些员工将所有或几乎所有的时间都奉献给了我们的业务。我们根据需要聘请独立承包商。我们与员工没有集体谈判协议。我们相信我们的员工关系是令人满意的。
安全问题
我们的执行领导团队定期与每个子公司会面，提供指导和资源，使运营负责人能够创造价值并提高EHS绩效。工作场所安全程序和计划包括但不限于进入受限空间、应急响应、坠落保护、听力保护、高温作业、硫化氢、事件报告和调查、个人防护装备和防止泄漏。每月跟踪所有运营的安全绩效，并根据趋势指导安全计划的改进。
招聘、发展和培训
我们培育了一种企业文化，鼓励员工进行公开交流，听取员工的意见，并承认他们的努力成果。我们实施包容性和动态的招聘流程，利用在线招聘平台、推荐人和专业招聘人员。我们通过使用强大的绩效评估过程来促进员工的成长和职业发展，其中包括创建绩效发展目标和实现这些目标的计划，以帮助我们的员工充分发挥潜力。
健康和福利福利
我们通过提供有竞争力的工资和慷慨的福利来留住员工，旨在满足多样化劳动力的各种和不断变化的需求。我们为员工提供参加健康和福利计划的能力，包括医疗、牙科、人寿和短期和长期残疾保险计划。
社区和社会参与
我们致力于支持和回馈我们经营和生活的社区。我们认识到当地社区、我们员工的成功以及最终我们业务的成功之间的联系。
立法和监管环境
我们的石油、天然气和NGL勘探、开发、生产、收集、运输、销售和相关业务和活动均受广泛的联邦、州和地方法律、法规和法规的约束。不遵守这些规则和条例可能导致行政、民事或刑事处罚、强制补救和施加自然资源损害或其他责任。由于这些规则和条例经常被修改或重新解释，我们无法预测遵守这些要求的未来成本或影响。尽管石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力，但我们相信，这些义务对我们的影响通常不会不同，也不会比它们对石油和天然气行业中具有类似运营和类型、数量和生产地点的其他运营商的影响更大或更小。
生产调控
在许多州，石油和天然气公司通常被要求获得钻探作业许可证，提供钻探保证金，提交有关作业的报告，并满足与勘探、开发和生产石油、天然气和天然气有关的其他要求。这些州还制定了涉及保护问题的法规和条例，包括关于石油和天然气权益、权利和财产的统一或汇集、地面使用和修复钻探油井的财产以及处理D&C过程中产生或使用的水的规定。这些条例包括确定油井和天然气井的最高产量，关于井的间距、封堵和废弃的规则，对石油和天然气的排放或燃烧的限制，关于生产的稳定性的要求，以及关于地面使用和恢复钻井所依据的财产的规则。
这些法律和法规可能会限制我们拥有权益的油井可以生产的石油、天然气和天然气的数量，并可能限制油井的数量、可以钻井的位置或钻井的方法。此外，根据这些法律和法规必须遵循的程序可能会导致延迟获得我们运营所需的许可和批准，因此我们预期的钻探、完井和生产时间可能会受到负面影响。作为我们租赁权的经营者，这些规定直接适用于我们。如果不遵守这些规章制度，可能会受到重罚。
对液体销售和运输的监管
凝析油和天然气凝析油的销售目前不受监管，是按谈判价格生产的。尽管如此，美国国会未来可能会重新制定价格控制措施。
我们的NGL销售受到可获得性、条款和运输成本的影响。NGL在公共载体管道中的运输也受到费率和准入规定的限制。根据ICA，FERC监管州际石油、NGL和其他液体管道的运输费率。一般来说，州际液体管道费率必须以成本为基础，尽管所有托运人同意的结算费率是允许的，在某些情况下可能允许基于市场的费率。
州内液体管道运输费率受州监管委员会的监管。州内液体管道监管的基础以及对州内液体管道费率的监管监督和审查程度因州而异。只要有效的州际和州内费率和有关准入的规定同样适用于所有可比较的托运人，我们相信，对液体运输的监管不会以任何方式影响我们的运营，与我们处于类似情况的竞争对手的运营存在实质性差异。
对石油和天然气运输和销售的监管
从历史上看，州际商业中石油和天然气的运输和转售一直受到美国联邦政府机构的监管，主要是FERC。过去，联邦政府对天然气的销售价格进行了监管。虽然天然气生产商目前可以不受控制的市场价格进行销售，但美国国会未来可能会重新实施价格管制。解除对井口天然气销售的管制始于NGPA的颁布，最终通过了解除控制法，从1993年1月1日起取消了影响井口天然气销售的管制。州际商业中天然气的运输和转售主要由NGA以及FERC根据NGA颁布的法规和命令进行管理。在某些有限的情况下，天然气的州内运输和批发销售也可能直接或间接受到美国国会颁布的法律和FERC法规的影响。
2005年的《环境保护法》是对税收优惠、赠款和担保贷款的授权拨款以及对影响能源行业所有部门的法定政策的重大变化的综合汇编。除其他事项外，2005年的EP法案修订了NGA，增加了一项反市场操纵条款，规定任何实体从事FERC规定的被禁止行为都是非法的。2005年的《环境保护法》还赋予FERC评估违反NGA行为每天最高100万美元的民事罚款的权力，并将NGPA下FERC的民事处罚权力从每次违规每天5,000美元增加到每次违规每天1,000,000美元。2024年1月，考虑到通货膨胀，每次违规每天的最高罚款增加到1,544,521美元。民事处罚条款适用于从事销售和运输天然气以在州际商业中转售的实体。
2006年1月19日，FERC发布了第670号命令，这是一项执行2005年EP法案反市场操纵条款的规则，随后否认重新审理。这些规则规定：(I)任何实体直接或间接地使用或采用任何装置、方案或诡计，在购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的天然气，或购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的运输服务方面，使用或使用任何装置、计划或诡计；(Ii)对重大事实作出任何不真实的陈述，或不作出任何必要的陈述，以使所作的陈述不具误导性；或(Iii)从事任何具有欺诈或欺骗作用的行为或做法。反市场操纵规则不适用于仅与州内或其他非管辖范围内的销售或收集有关的活动，但适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动，以及其他非管辖实体的活动，前提是这些活动是与受FERC管辖的天然气销售、购买或运输有关的，其中现在包括下文所述第704号命令下的年度报告要求。反市场操纵规则和增强的民事处罚权力反映了FERC NGA执法权力的扩大。
2007年12月26日，FERC发布了第704号命令，这是关于年度天然气交易报告要求的最终规则，随后的命令在重新审理时进行了修订。根据第704号订单，批发买家和卖家超过220万
上一历年实物天然气的MMBtus，包括天然气生产商、采集商和营销者，现在必须在每年5月1日报告上一历年批发购买或销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第704号命令的指导确定应报告哪些个别交易。第704号命令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数出版商报告价格，如果是，他们的报告是否符合FERC关于价格报告的政策声明。
收集服务发生在管辖运输服务上游，由各州在岸上和州水域监管。NGA第1（b）条豁免天然气收集设施作为NGA下的天然气公司而不受FERC的监管。虽然联邦能源管理委员会提出了一个一般性的标准，以确定设施是履行非管辖区的收集功能还是履行管辖区的运输功能，但联邦能源管理委员会对设施分类的决定是在个案基础上进行的。在FERC发布命令，将某些管辖区的运输设施重新分类为非管辖区的收集设施，并根据该决定的范围，我们将天然气运送到销售点的成本可能会增加。我们相信，我们集输系统中的天然气管道符合FERC用于建立管道作为集输者的传统测试，而不受天然气公司监管。然而，FERC监管的运输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别可能是正在进行的诉讼的主题，因此我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或美国国会的未来决定而发生变化。国家对天然气收集设施的管理一般包括各种职业安全、环境要求，以及在某些情况下的非歧视性要求。虽然国家机构通常没有肯定地实施此类监管，但天然气收集在未来可能会受到更大的监管审查。
我们通过一个合并的子公司拥有一条州际液体管道，该子公司被认为是一条共同的运输管道，受联邦能源管理委员会根据ICA的监管。除非我们获得适用条款的豁免，ICA要求我们保持与FERC存档的关税，以用于我们管道上的液体的州际运输。这些关税规定了我们提供运输服务的费用以及管理这些服务的规则和条例。《国际协定》要求，包括原油管道和精炼产品管道在内的液体管道的关税税率应公正合理，不具歧视性。许多FERC监管的液体管道，包括我们的，使用FERC索引方法来改变其速率。然而，联邦能源管理委员会保留了服务成本费率制定、市场费率和结算费率，作为在某些特定情况下可能使用的指数化方法的替代办法。对于那些使用FERC指数方法的管道，FERC每五年审查一次指数公式，以确定是否需要改变方法，如果不需要，则确定随后五年期间的适当指数。2022年1月20日，联邦能源管理委员会发布了一项关于重新听证其2020年12月17日命令建立指数水平的命令，其中联邦能源管理委员会降低了石油管道在当前五年期内使用的石油定价指数因素。因此，重新计算了2021年7月1日至2022年6月30日计算的上限水平，以及2022年7月1日至2023年6月30日期间的上限水平，以及我们管道目前生效的结果费率，以考虑适当的指数因素。FERC于2022年5月6日否认重审1月20日的命令。某些当事方现已对1月20日和5月6日FERC的命令提出上诉，上诉仍有待DC巡回法院审理。
有时，我们可能会达成协议，在附属的ICA管辖管道上运输液体，FERC可能会更严格地审查ICA管辖管道与其附属机构之间的协议。2022年12月15日，FERC发布了一份关于石油管道附属承诺服务的拟议政策声明，征求对FERC分析ICA—管辖管道和附属托运人之间协议的新框架的意见。根据拟议的政策声明，如果在开放季节之后，唯一同意通知服务的托运人是管道的附属公司，那么FERC将假定合同是不适当的歧视性的，不公正和合理，并要求附属公司以额外的证据来支持协议的公正和合理性来推翻这一推定。对拟议政策声明的评论将于2023年春季提交。提议的政策声明的通知不是最终规则，FERC关于现行做法改变的决定不需要在特定时间内完成或根本不需要完成。此外，2022年12月16日，FERC发布了一项命令，编号为OR17—2—001，澄清了FERC的规则和做法，以执行ICA禁止ICA管辖管道和附属托运人的某些交易。根据FERC最近对ICA的澄清，FERC还将审查管辖管道和附属托运人之间的交易，以确保共同的母公司不会补贴管道的运输服务。FERC对ICA管辖管道上附属公司之间合同的处理方式近年来一直在变化，很难预测未来将适用的审查水平和类型以及附属合同可能受到限制的程度。
我们销售天然气的价格目前不受联邦利率监管，而且在大多数情况下，不受州监管。然而，就我们对该等能源商品的实物及财务销售而言，我们须遵守FERC根据2005年《欧洲保护法》和《商品交易法》（“CEA”）执行的反市场操纵法及相关法规，以及CFTC根据该法规颁布的法规。CEA禁止任何
任何人操纵或企图操纵任何商品在州际贸易或期货的价格。《经济竞争法》还禁止故意提供或导致提供虚假或误导性或故意不准确的关于市场信息或影响或倾向于影响商品价格的条件以及某些破坏性交易行为的报告。CFTC还拥有法定权力，要求对违反CEA反市场操纵条款的违反者处以最高约1，450，040美元（每年根据通货膨胀率调整）的民事处罚，或将违反者的货币收益增加三倍。倘我们违反反市场操纵法律及法规，我们亦可能会受到（其中包括）卖方、版权所有人及税务机关的相关第三方损害索赔。
此外，联邦贸易委员会根据《联邦贸易委员会法》和《2007年能源独立和安全法》有权监管石油批发市场。联邦贸易委员会通过了反市场操纵规则，包括禁止与购买或销售某些石油产品有关的欺诈和欺骗，禁止遗漏扭曲或可能扭曲此类产品市场条件的重要信息。除了根据《自由贸易法》拥有的其他执法权力外，联邦贸易委员会还可以根据《EISA》起诉违规者，并要求法院每天对违规者处以约1，472，546美元的罚款（每年根据通货膨胀调整）。
州内天然气运输也受州监管机构的监管。州内天然气运输监管的基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管监督和审查程度因州而异。由于特定州内的此类监管一般会在可比基础上影响该州内的所有天然气托运人，我们相信，在我们经营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管不会对我们的运营造成任何与竞争对手有重大差异的方式造成影响。就像州际运输费率的监管一样，州内运输费率的监管影响了我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。
法律和联邦能源管理委员会或州政策和法规的变化可能会对州际和州内管道上的固定和/或可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响，我们无法预测联邦能源管理委员会或州监管机构将采取什么样的未来行动。然而，我们不认为任何监管变化对我们的影响会与它们对我们竞争的其他天然气生产商和营销商的影响有重大不同。
环境及职业安全及健康事宜的规管
我们的业务受多项严格的联邦、地区、州及地方法规和法规规限，规管环境保护、职业安全及健康，以及向环境中释放、排放或处置物料，其中部分法规因未能遵守而受到重大行政、民事及刑事处罚。适用的美国联邦环境法包括但不限于RCRA、CERCLA、OPA、CWA、CAA、SDWA、ESA和MBTA。此外，国家和地方法律法规对钻井、钻井或作业的粘结要求的保持、钻井间距和位置、钻井和套管的方法、钻井的地面使用和恢复、钻井和废弃、污染物的防治和清除等事项都作了具体规定。这些法律和法规除其他事项外，可能要求获得进行勘探、钻探和生产作业的许可证；限制通过管道钻探、生产和运输而释放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度；管理D & C过程中用水的来源和处置；限制或禁止在敏感区域（如荒野、湿地、受保护物种的重要栖息地、边境和其他保护区）进行建设或钻探活动；要求采取措施或补救措施，以防止或减轻我们的运营造成的污染状况；规定回收和废弃井场和矿井的义务；制定保护工人的具体安全和健康标准；对作业或不遵守监管备案造成的污染规定重大责任。此外，美国国会、联邦和州机构经常修订环境法律和法规，任何导致石油和天然气行业的许可、废物处理、处置和清理要求的变更，都可能对我们的运营成本产生重大影响。尽管环境责任过往并无对我们的经营业绩或财务状况造成重大不利影响，但无法保证未来发展（例如日益严格的环境法律或其执行）不会导致我们承担重大环境责任或成本。
不遵守这些法律和法规可能会导致评估行政、民事和刑事罚款和处罚，失去许可证或租约，施加惩罚性或补救性义务，并发布命令禁止我们在受影响地区的部分或全部业务。这些法律和条例还可能限制石油和天然气的生产率低于否则可能达到的生产率。石油和天然气行业的监管负担增加了该行业的经营成本，从而影响了盈利能力。有可能，随着时间的推移，环境法规
可能演变为对可能影响环境的活动施加更多的限制和限制，因此，环境法律和法规的任何变化或执法政策的重新解释，导致钻井、施工、完井或水管理活动或废物处理、储存、运输、处置，或补救要求可能要求我们花费大量开支以达到和维持合规，否则可能会对我们的经营业绩和财务状况造成重大不利影响。我们可能无法将此类增加的合规成本转嫁给客户。此外，在我们的运营过程中可能发生意外释放或泄漏，我们无法确定我们不会因此类释放或泄漏而产生重大成本和责任，包括任何第三方对财产、自然资源或人员损害的索赔。尽管我们相信我们已大致遵守适用的环境法律及法规，且继续遵守现有规定不会对我们的业务造成重大不利影响，但不能保证此情况将于未来继续存在。
以下为本集团业务营运须遵守之较重要现行环境及职业健康及安全法律及法规（经不时修订）概要，遵守该等法律及法规可能对其资本开支、经营业绩或财务状况造成重大不利影响。
危险物质和废物
《环境、环境、赔偿和责任法》（又称"超级基金"法）和类似的州法律规定某些类别的人在向环境中释放"危险物质"时承担责任，而不考虑其过失或原始行为的合法性。这些类别的人员，或《环境、环境和赔偿责任法》所称的潜在责任方，包括处置场或发生释放的场所的现任和过去的所有者或经营者，以及处置或安排处置在这些场所发现的危险物质的任何人。根据《环境、环境、赔偿和赔偿责任法》，这些人可能对清理释放到环境中的危险物质的费用和对自然资源的损害承担共同和个别的严格责任。邻近土地所有者和其他第三方就据称因释放到环境中的有害物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔并不罕见。我们只能直接控制我们作为操作员的那些油井的操作。尽管我们对其他人经营的油井缺乏直接控制，但在某些情况下，我们以外的经营者未能遵守适用的环境法规可能归咎于我们。我们在营运过程中产生的材料可能会根据《全球环境保护法》及其他环境法律被监管为有害物质，但我们并不知悉我们可能须承担的任何责任，而这些责任会对我们的业务营运造成重大不利影响。虽然由于所谓的"石油排除"，石油和原油馏分通常不被视为《环境保护和赔偿责任法》及其类似物规定的危险物质，但含有其他危险物质的掺假石油产品过去一直被视为危险物质。
我们还产生固体和危险废物，这些废物可能受到RCRA和类似州法律的要求。《废物回收法》对无害和危险固体废物的产生、处理、储存、处理、运输和处置作出了规定。RCRA明确将"钻井液、采出水和与石油、天然气或地热能开发或生产有关的其他废物"作为危险废物排除在监管范围之外。经EPA批准，各州可以执行RCRA的部分或全部条款，有些州已经采用了自己的更严格的要求。然而，不时有人提出立法，各环保团体也提出诉讼，如果成功，可能会导致某些石油和天然气勘探和生产废物重新分类为"危险废物"，这将使这些废物的处理、处置和清理要求严格得多。任何未来失去钻井液、采出水及相关废物的RCRA豁免可能导致我们管理及处置所产生废物的成本增加，这可能对我们的经营业绩及财务状况造成重大不利影响。此外，我们在营运过程中产生了一些普通工业废物，如油漆废物、废溶剂、实验室废物及废压缩机油，倘该等废物被确定为具有危险特性，则可能被监管为危险废物。虽然管理有害废物的成本可能很高，但我们认为我们在这方面的成本不会比处境相似的公司负担重大。
我们目前拥有、租赁或经营许多物业，这些物业可能已被先前的所有者或运营商用于石油和天然气开发和生产活动多年。尽管我们相信我们已采用当时业内标准的营运及废物处置惯例，但有害物质、废物或石油烃可能已在我们拥有或租赁的物业内、之下或从其他地点、之下或从其他地点（包括该等物质已被回收或处置的场外地点）释放。此外，我们的部分物业可能由第三方或先前拥有人或经营者经营，而这些人对危险物质、废物或石油烃的处理及处置不在我们的控制之下。这些属性和在其上、之下或从其释放的物质可能受到CERCLA、RCRA和/或类似的州法律的约束。根据这些法律，我们可能被要求，
采取应对措施或纠正措施，其中可包括清除以前处置的物质和废物，清理受污染的财产，或进行补救性封堵或坑封闭作业，以防止今后的污染。
水的排放
CWA和类似的州法律对污染物的排放施加限制和严格控制，包括石油和其他天然气废物的溢出和泄漏，进入美国水域或州水域或附近。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环保署或类似国家机构颁发的许可证。除美国陆军工兵部队（以下简称"工兵部队"）颁发的许可证授权外，还禁止向受管制水域（包括湿地）排放疏浚和填料。近年来，这些受管制水域的范围一直受到争议。2023年1月，这些机构根据更广泛的2015年前的标准发布了定义“美国水域”的最终规则，并更新了现有的最高法院判决和机构指导。然而，这一规则后来在27个州被禁止。此外，美国最高法院发表了他们的意见， 萨克特V.美国环保局采用了“连续表面连接”测试，以确定湿地是否为美国的水。这些机构公布了2023年9月的一项规则，将这一决定纳入其中，但没有定义“连续表面连接”一词。由于禁令，该规则的实施目前按司法管辖区划分。在受禁令约束的27个州，这些机构正在根据2015年前的监管制度和萨克特决定。在其余23个州，这些机构正在实施2023年9月的规则。然而，目前尚不清楚2023年9月的规定和萨克特决定将由各机构负责解释。如果任何司法裁决或行政规则制定或其他行动进一步扩大CWA的管辖权范围，我们在获得许可证方面可能会面临更多的成本和延误，包括湿地地区的疏浚和填埋活动。
获得许可的过程也有可能延误我们的行动。此外，联邦法律还要求制定与现场储存大量石油有关的泄漏预防、控制和对策计划，也称为“SPCC计划”。遵守规定可能需要适当的安全壳护堤和类似的结构，以帮助防止石油碳氢化合物储罐溢出、破裂或泄漏对可航行水域的污染。
《安全饮用水法案》
当地下饮用水水源受到污染威胁，对人类构成迫在眉睫的实质性危害时，SDWA授予环境保护局广泛的权力，可以采取行动保护公众健康。SDWA还根据UIC计划对海水处理井进行监管。2005年的EP法案修订了SDWA的UIC条款，明确将某些水力压裂排除在“地下注入”的定义之外，但不排除处置水力压裂液和采出水或将其注入以提高石油采收率。2014年，美国环保局发布了关于柴油水力压裂的许可指南。虽然我们目前在我们的水力压裂液中不使用柴油，但如果我们的压裂配方发生变化，我们可能会受到SDWA的联邦许可。此外，我们可能会因遵守水力压裂液和采出水的处置要求而产生巨额成本。有关更多信息，请参阅“项目1A.风险因素”。
空气排放
CAA和类似的州法律通过发放许可证和其他要求，限制包括压缩机站在内的许多来源的空气污染物排放。这些法律和法规可能要求我们在建设或修改某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，获得并严格遵守严格的空气许可要求，或利用特定的设备或技术来控制某些污染物的排放。获得许可的需要可能会推迟石油和天然气项目的开发。在未来几年，我们可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放有关的问题支付一定的资本支出。例如，2015年10月，环保局将臭氧的NAAQS从百万分之75降至70ppm，并在2018年完成了达标/未达标。2020年12月，美国环保局宣布有意将臭氧NAAQS保持在70ppb不变；然而，这一决定受到了法律挑战，拜登政府已正式宣布将重新考虑2020年的决定。如果实施更严格的标准，我们可能需要承担更多的污染控制设备或其他合规措施的费用。此外，2016年6月，环保局还敲定了适用于石油和天然气行业的关于将多个小型地表站点聚合为单一来源以用于空气质量许可目的的标准的规则。这些规则可能导致小型设施总体上被视为主要来源，从而触发更严格的空气许可程序和要求。
国家实施修订后的NAAQS可能会导致更严格的许可要求，推迟或禁止我们获得这种许可的能力，并导致污染控制设备支出增加，其成本可能是
显著此外，美国环保署已根据CAA通过新规则，要求进行完井作业的某些压裂和压裂天然气井减少挥发性有机化合物（“VOC”）和甲烷排放，并进一步要求大多数油井使用减排完井，也称为“绿色完井”。这些法规还制定了关于生产相关湿密封和往复式压缩机以及气动控制器和储存容器排放的具体新要求。此外，该法规还提出了新的要求，以检测和修复某些井场和压缩机站的VOC和甲烷。此外，2023年12月，美国环保署发布了一项最终规则，将OOOOb确立为更严格的新来源，将OOOOc确立为原油和天然气来源类别甲烷和VOC排放的首次现有源性能标准。根据最终规则，受影响排放装置或工艺的所有者或运营商将有两年的时间准备和提交对现有来源实施甲烷排放控制的计划。最后规则下的推定标准对于新的和现有的来源来说基本相同，包括使用光学气体成像增强泄漏检测和随后的修复要求、通过捕获和控制系统减少受管制的排放、某些设备或工艺的零排放要求、操作和维护要求以及"绿井"完井的要求。最终规则还修订了散逸性排放监测和修复以及设备泄漏和监测调查频率的要求，建立了"超级排放者"应对方案，以及时缓解政府机构或合格第三方发现的排放事件，触发了某些调查和修复要求，并提供更多的选择，以使用先进的监测，鼓励应用创新技术来检测和减少甲烷排放。然而，这些要求很可能会受到法律质疑。不遵守这些新的甲烷规则可能导致巨额罚款和不遵守的处罚，以及禁令救济。此外，2022年8月，IRA 2022签署成为法律，该法案修订了CAA，以建立有史以来第一个联邦政府对来自需要向EPA报告温室气体排放的来源的甲烷排放费，包括某些石油和天然气业务。甲烷排放费将从2024年日历年度开始，每吨甲烷900美元，2025年增加到1，200美元，2026年及以后年份将定为1，500美元。甲烷费用的计算是基于IRA 2022中确立的某些门槛。遵守这些和其他空气污染控制和许可要求有可能推迟天然气项目的开发，并增加我们的开发成本，而成本可能会很大。
气候变化
气候变化继续引起公众和科学界的广泛关注。因此，我们的业务以及我们拥有工作权益但并非经营者的业务均面临一系列与化石燃料生产及加工及温室气体排放有关的监管、政治、诉讼及财务风险。在联邦层面，迄今为止尚未实施全面的气候变化法律或法规，尽管最近通过的法规，如IRA 2022推进了许多与气候相关的目标。例如，2022年IRA，除了上述甲烷费外，还为可再生能源计划拨款大量联邦资金。环保署还通过了一些条例，其中包括对某些大型固定源的温室气体排放建立建造和运营许可证审查，并与交通部一起对在美国生产的车辆实施温室气体排放限制。近年来，联邦政府对石油和天然气设施甲烷排放的监管一直受到争议。有关更多信息，请参见"第一部分，项目1和2。商业和财产—立法和监管环境—空气排放。
此外，各个州和州集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，侧重于温室气体排放限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制温室气体排放等领域。例如，加利福尼亚州通过CARB实施了温室气体排放上限和交易计划，为全州范围内的温室气体排放设定了最大上限，到2030年，这一上限每年都会下降，比1990年的水平低40%。覆盖的实体必须减少其温室气体排放，或购买限额来核算此类排放。另外，加利福尼亚州已经实施了低碳排放标准和相关的可交易信用额度，要求该州燃料供应的碳强度逐步低于基准汽油和柴油燃料。在这些计划的同时，加州还加强了监管，试图减少该州对化石燃料的供应和需求，比如逐步停止销售内燃机汽车。CARB还颁布了关于监测、检漏、修复和报告现有和新的石油和天然气生产设施的甲烷排放的规定。科罗拉多州也颁布了适用于石油和天然气设施的类似法规。科罗拉多州已经开始越来越多地管理石油和天然气业务，考虑到温室气体排放和累积影响。2024年1月，科罗拉多州能源和碳管理委员会(原科罗拉多州石油和天然气对话委员会)公布了规则草案，如果按照提议最终敲定，监管机构将要求监管机构在做出许可决定时考虑石油和天然气运营的累积影响，并加强对该项目靠近其他工业场地、居民区和学校区、“不成比例受影响的社区”和“累积受影响的社区”的审查。规则草案还将为石油和天然气运营商设定温室气体排放强度目标，并要求监管机构在累积影响分析中考虑这些目标，以及限制臭氧未达标地区夏季运营的可能性。
在国际上，联合国发起的《巴黎协定》要求成员国在2020年后每五年单独确定并提交一次不具约束力的减排目标。虽然美国已经退出了《巴黎协定》，但总裁·拜登签署了行政命令，再次承诺美国遵守该协定，并在2021年4月宣布了到2030年将美国的排放量在2005年的基础上减少50%-52%的目标。2021年11月，国际社会26日再次齐聚格拉斯哥这是《联合国气候变化框架公约》(《COP26》)缔约方大会，会议期间发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴，并采取进一步行动处理非一氧化碳问题2温室气体。在27岁时这是2022年11月在沙姆沙伊赫举行的《联合国气候变化框架公约》(COP27)缔约方大会上，各国重申了《联合国气候变化框架公约》(COP26)的各项协议，并呼吁各国加快努力逐步取消低效的化石燃料补贴。美国还宣布，将与欧盟和其他伙伴国一道，制定监测和报告甲烷排放的标准，以帮助创造一个低甲烷强度天然气市场。在缔约方第二十八届会议(“COP28”)上，缔约方达成了一项协议，在能源系统中逐步淘汰化石燃料，并增加可再生能源的能力，但没有确定这样做的时间表。虽然不具约束力，但COP28达成的协议可能会导致金融机构和各种利益攸关方面临更大压力，要求减少或以其他方式对化石燃料的资金施加更严格的限制，并增加对生产和使用化石燃料的潜在反对意见。尽管在缔约方会议第二十七届会议或第二十八届缔约方会议上没有就逐步淘汰或逐步淘汰所有化石燃料作出明确的承诺或时间表，但不能保证各国不会寻求在未来逐步淘汰这种燃料。与此相关的是，美国和欧盟联合宣布启动“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年的基础上至少减少30%，包括在能源领域的“所有可行的削减”。目前还无法预测这些命令、承诺、协议以及为履行美国在《巴黎协定》、COP26或其他国际公约下的承诺而颁布的任何立法或法规的影响。
政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加，包括最近当选的政府做出的与气候变化有关的承诺。这些措施包括承诺限制排放，限制联邦土地上的石油和天然气生产，例如通过停止出租公共土地用于碳氢化合物开发。例如，总裁·拜登发布了几项行政命令，重点是应对气候变化，包括可能影响我们生产石油和天然气的成本或需求的项目。此外，2021年11月，拜登政府发布了《美国长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径》，其中确立了到2050年美国净零排放的路线图，其中包括提高能源效率；通过电力、氢气和可持续生物燃料实现能源脱碳；以及减少非CO2温室气体排放，如甲烷和一氧化二氮。拜登政府还在考虑修改联邦土地上石油和天然气开发的租赁和许可计划。拜登政府可能采取的其他行动可能包括对管道基础设施的建立或液化天然气出口设施的许可施加更严格的要求，以及对石油和天然气设施施加更严格的温室气体排放限制。例如，2024年1月26日，总裁·拜登宣布暂停向美国没有自由贸易协定的国家出口液化天然气的新决定，等待能源部对授权的基础分析进行审查。暂停的目的是提供时间来整合某些考虑因素，包括消费者和制造商的潜在能源成本增加以及对温室气体排放影响的最新评估，以确保充分防范健康风险。诉讼风险也在增加，一些当事人试图在州或联邦法院对石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司生产导致气候变化的燃料，造成公共滋扰，或者声称公司意识到气候变化的不利影响已有一段时间，但未能充分披露这些影响，从而欺骗了投资者或客户。
化石燃料生产商的财务风险也越来越大，因为目前投资于化石燃料公司的股东可能会在未来选择将部分或全部投资转移到与化石燃料无关的行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法，其中一些可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。例如，在缔约方会议第26届会议上，格拉斯哥净零目标金融联盟(“GFANZ”)宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致超过130万亿美元的资本承诺用于净零目标。GFANZ的各种次级联盟一般要求参与者设定短期、特定部门的目标，以便在2050年前将其融资、投资和/或承保活动转变为净零排放。还有一种风险是，金融机构将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。总裁·拜登签署了一项行政命令，呼吁制定一项“气候融资计划”。另外，在2020年末，美联储宣布已加入NGFS，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融领域与气候相关的风险。2022年9月，美国联邦储备委员会(Federal Reserve)宣布，美国有六个国家的国债。最大的银行将参加气候情景分析试点，以提高公司和监管者衡量和管理气候相关风险的能力。试点工作将在2023年全年进行，旨在分析与气候变化相关的实物风险和过渡风险对银行投资组合中特定资产的影响。限制对化石燃料能源公司的投资和融资可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。此外，美国证券交易委员会提出了要求
登记者的气候披露，包括范围1和范围2的温室气体排放数据，以及在某些情况下范围3的数据，以及登记者与气候有关的业务战略。最终规则预计将于2024年发布。虽然这些要求的形式和实质尚不清楚，但这可能会导致遵守任何此类披露要求的额外成本。同样，2023年10月，加利福尼亚州州长签署了《气候企业数据责任法案》(CCDAA)和《气候相关金融风险法案》(CRFRA)，使之成为法律。CCDAA要求“在加州开展业务”且年收入总额为10亿美元的美国公共和私营公司每年公开披露和核实温室气体排放范围1、2和3。这两项法律在适用性方面都含糊其辞，可能过于宽泛，似乎只需要与加州进行最低限度的接触。CRFRA要求每隔一年披露一份与气候有关的金融风险报告(符合气候相关财务披露特别工作组(TCFD)的建议或国际可持续发展标准委员会(ISSB)与气候相关的披露标准下的同等披露要求)，适用于“在加州开展业务”且年收入总额为5亿美元的公共和私营公司。根据这两项法律的报告将于2026年开始。加利福尼亚州最近还通过了自愿碳市场披露法案，该法案规定，购买或使用自愿碳补偿并实现“净零”、“碳”的公司有披露义务 中立“，或类似的主张。这部法律于2024年初生效，但没有具体说明何时需要公司首次披露信息，尽管该法案的发起人表示，其意图是从2025年1月1日起执行这项法律。目前，这些法律对我们业务的最终影响尚不确定-加利福尼亚州州长已指示进一步考虑CCDAA和CRFRA的实施截止日期，并且可能会对这些法律的范围提出法律挑战-但是，如果不对法律进行澄清或修订，以及拟议的美国证券交易委员会规则，最终确定和实施可能会导致遵守这些披露要求的额外成本，以及对资金获取的成本和限制。另外，加强气候相关披露要求可能导致客户、监管机构、投资者或其他利益相关者的声誉或其他损害，还可能增加我们的诉讼风险，涉及我们的运营造成的所谓气候相关损害，我们或我们行业内其他人被指控就气候变化风险所做的声明，或我们未来可能就报告的排放做出的任何披露，特别是考虑到计算和报告温室气体排放的固有不确定性和估计。
通过和实施新的或更严格的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措，对石油和天然气生产商(如我们自己或我们的运营商)的温室气体排放实施更严格的标准，或以其他方式限制我们可能生产石油和天然气或产生温室气体排放的领域，可能会导致合规成本增加或消费成本增加，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求或侵蚀其价值。此外，政治、诉讼和金融风险可能导致我们限制或取消石油和天然气生产活动，因气候变化而导致基础设施损坏的责任，或损害我们继续以经济方式运营的能力。此外，气候变化还可能导致各种物理风险，例如极端天气事件(包括风暴、野火和其他自然灾害)的频率或强度增加，或者气象和水文模式的变化，这可能对我们的运营以及我们的运营商及其供应链产生不利影响。此类物理风险可能会损坏我们的设施或以其他方式对我们的运营产生不利影响，例如，如果我们因干旱而减少用水量，或对我们产品的需求，例如，较温暖的冬季减少了供暖用能源的需求。这种实物风险还可能影响我们生产或运输产品所依赖的供应链或基础设施。这些发展中的一个或多个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。
水力压裂
水力压裂是一种常见的做法，用于刺激低渗透率地下岩层的石油和/或天然气生产，对我们的业务非常重要。水力压裂过程包括在压力下向目标地下地层注入水、支撑剂和化学品，以压裂含烃岩层并刺激碳氢化合物的生产。我们经常使用水力压裂作为我们行动的一部分。目前，水力压裂主要由州一级监管，通常由州石油和天然气委员会监管，但在该国某些地区，这种做法已变得越来越有争议，导致审查和监管力度加大。例如，美国环保局于2016年6月根据CWA敲定了禁止水力压裂作业废水排放到公有废水处理厂的规定。
此外，公众对水力压裂对含水层造成损害的担忧加剧，未来有可能制定法规来解决这些担忧。2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最终报告。最后报告的结论是，在某些有限的情况下，与水力压裂有关的某些活动可能会影响饮用水资源。此外，BLM在2015年3月敲定了规则，对在联邦和美国印第安人土地上进行水力压裂施加了新的或更严格的标准。虽然这一规定随后于2017年12月被废除，并得到北加州地区法院的支持，但拜登政府可能会寻求重新审查这些规定。例如，环境保护局最终确定的规则
根据2016年6月的CWA，禁止将水力压裂作业的废水排放到公有废水处理厂。
另外，拜登政府还可能寻求进一步限制联邦土地上的水力压裂和其他石油和天然气开发。例如，2021年1月27日，总裁·拜登发布了一项行政命令，暂停在公共土地上发放新的石油和天然气开发租约，但不对有效租约下的现有业务或联邦政府仅托管的部落土地发放新的租约，等待完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑。作为对此的回应，2021年11月，能源部发布了一份关于联邦石油和天然气租赁计划的报告，其中包括几项如何改革该计划的建议。爱尔兰共和军2022年回应了报告的一项建议，提高了特许权使用费费率，将陆上特许权使用费费率包括到16⅔%。然而，其他几项建议需要国会采取进一步行动，除其他事项外，包括修改招标做法，以避免租赁低潜力土地；就租赁和许可程序进行更有意义的公共和部落协商。这些改革的条款一直受到诉讼，租赁暂停最终在2022年8月被永久禁令叫停。我们的净种植面积和总探明储量的一部分在联邦土地上。虽然许可的考虑已经恢复，但我们不能保证不会采取进一步的行动来限制联邦土地上的石油和天然气开发。2023年7月，BLM提出了一项更新联邦石油和天然气租赁财务条款的规则，这将增加费用、租金、特许权使用费和担保要求。该规则还将增加新的标准，供BLM在决定是否出租指定土地时考虑，包括是否存在重要的栖息地或湿地、是否存在历史财产或圣地，以及土地的康乐用途。BLM预计将在2024年春季对该提案采取最终行动。如果我们无法获得我们的运营或业务战略所需的租约、许可证或其他授权，我们的业务业绩和运营结果可能会受到不利影响。
另外，2016年3月，美国职业安全与健康管理局发布了一项最终规则，对工人接触二氧化硅实施更严格的标准，该规则于2021年6月23日对水力压裂雇主生效。我们可能会被要求承担与遵守这些标准相关的额外费用。
在州一级，包括得克萨斯州在内的几个州已经采取或正在考虑法律要求，要求石油和天然气运营商披露用于水力压裂油井的化学成分和水量，以及更严格的油井建设和监测要求。例如，科罗拉多州对石油和天然气开发采取了更严格的挫折措施。在加利福尼亚州，参议院第1137号法案于2022年9月16日签署成为法律，该法案规定新石油和天然气生产井与某些敏感受体（如家庭、学校或公园）之间的最小距离为3200英尺。然而，2023年2月3日，加利福尼亚州国务卿认证了选民公投支持者收集的必要数量的签名，从而使该法案符合2024年11月的投票资格。因此，参议院第1137号法案被搁置，直到付诸表决。然而，科罗拉多州已开始越来越多地监管石油和天然气业务，普遍考虑温室气体排放及其累积影响，包括在2024年发布规则草案，将对受影响社区和其他开发项目2000英尺以内或2000英尺以内的位置进行更严格的审查。地方政府还可在其管辖范围内通过法令，规范一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。例如，2023年1月，加利福尼亚州洛杉矶县监事会通过了一项法令，禁止在所有地区新建油井和生产设施，指定现有油井和生产设施为所有地区的废弃物，并为现有油井和生产设施制定法规，包括逐步淘汰现有作业。此外，如果参议院第1137号法案在2024年11月被投票成为法律，洛杉矶县挫折区内的现有石油和天然气设施将受到影响。如果在我们的经营区域采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会为遵守这些要求而产生潜在的重大额外成本，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或缩减，甚至可能被排除在钻井之外。
如果在我们的经营地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们的压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证要求、更严格的施工规范、更高的监控、报告和记录保存义务、封堵和废弃要求以及随之而来的许可延误和潜在的成本增加的影响。该等变动可能导致我们产生重大合规成本，而合规或我们任何不合规的后果可能对我们的财务状况及经营业绩造成重大不利影响。目前，无法估计新颁布或潜在管理水力压裂的法例或法规对我们业务的影响，而上述任何风险均可能损害我们管理业务的能力，并对我们的营运、现金流量及财务状况造成重大不利影响。
石油污染法
OPA规定了对石油泄漏至美国水域的来源设施的所有者和运营商的严格责任。OPA及其相关法规对责任方（包括某些石油泄漏设施的所有者和运营商）施加了各种要求，涉及防止石油泄漏和对此类泄漏造成的损害的责任。虽然责任限制适用于某些情况，但如果泄漏是由严重疏忽或故意不当行为造成的，由于违反联邦安全、施工或操作法规，或者如果一方未能报告泄漏或在清理中充分合作，一方不能利用责任限制。对《外地保护法》规定的赔偿责任，几乎没有抗辩理由。《石油污染法》对责任方提出了持续的要求，包括编制溢油应对计划，并提供财务责任证明，以支付因溢油而可能产生的环境清理和恢复费用。
《国家环境政策法》
联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动受《国家环境政策法》的约束。《国家环境政策法》要求联邦机构评估可能对环境产生重大影响的主要机构行动。这一过程包括准备一份环境评估，如有必要，还要准备一份环境影响说明书，这取决于围绕拟议的联邦行动的具体情况是否有可能对环境产生重大影响。《国家环境政策法》进程涉及通过评论提供公众意见，这些意见可以通过限制项目的范围或要求针对具体资源的缓解来改变拟议项目的性质。程序参与者可以通过法院系统对《国家环境政策法》的裁决提出上诉。这一过程可能会导致项目的批准和开发延迟，可能会增加某些设施的许可和开发成本，并可能导致某些情况下现有租约的取消。2020年7月，白宫环境质量委员会(“CEQ”)最终敲定了对“国家环境政策法”法规的修改，其中包括缩小“影响”的定义，排除“直接”、“间接”和“累积”等术语，并将该术语重新定义为“合理可预见”和“与拟议的行动或替代方案具有合理密切的因果关系”。然而，这些法规受到持续的法律挑战。现在由拜登政府领导的CEQ在2022年4月发布了一项最终规则，取消了其中的几项变化，其中一项侧重于确保该机构的分析捕捉到重大联邦行动的直接、间接和累积影响。 拜登政府认为，这些最初的变化只是其修改《国家环境政策法》的两个阶段的“第一阶段”，尽管“第二阶段”的细节尚未公开。此外，2023年1月，环境质量委员会发布了立即生效的指导意见，以帮助联邦机构评估其根据《国家环境政策法》拟议的行动的温室气体排放和气候变化影响。
《濒危物种法》和《候鸟条约法》
欧空局限制可能影响濒危或受威胁物种或其栖息地的活动。《生物多样性保护协定》也为候鸟提供了类似的保护。我们可能在已知存在或可能被列为受威胁或濒危物种的地区进行天然气租赁业务。例如，目前正在进行为期12个月的审查，以确定是否应该将沙丘山艾树蜥蜴列入名单，这一决定仍有待决定，2022年11月，FWS列出了ESA下的小草原鸡的两个不同种群。2020年8月，FWS和国家海洋渔业局发布了三项规则，修订了ESA法规的实施，其中包括修订了物种上市和指定关键栖息地的程序。然而，2022年7月，FWS和NMFS撤销了两项与“关键栖息地”定义相关的规则，拜登政府也表示正在审查特朗普时代的ESA其他几项规则。2023年6月，发布了一份拟议规则制定通知，建议修订2019年关于物种列名和重新分类以及关键栖息地指定的最终规则，恢复规则中的先前语言。
DOI还在2017年12月发布了一份意见，将根据MBTA缩小对候鸟的某些保护。2020年8月，美国纽约南区地区法院撤销了这一意见，认为这一意见违反法律。虽然FWS随后最终确定了一项纳入DOI意见的规则，但该规则于2021年10月4日被撤销，FWS恢复到2017年前的MBTA实施，包括执行MBTA防止鸟类意外伤害或死亡（称为“附带捕获”）的能力。FWS已经发布了一份关于拟议规则制定的预先通知，以编纂关于附带获取的一般禁止，同时还建立了一个程序来规范或允许这种禁止的例外。确认或指定以前未受保护的物种，如沙丘山艾树蜥蜴、小草原鸡和大鼠尾草松鸡，为受威胁或濒危，或将一个物种从受威胁改为濒危，在进行相关物业运营的地区，可能导致我们因物种保护措施而增加成本，或可能导致我们的开发活动受到限制，对我们开发和生产储量的能力产生不利影响。倘我们将部分租赁指定为关键或合适栖息地，则可能会对租赁价值产生不利影响。
相关许可证、授权和考虑
许多环境法要求我们在开始某些钻探、建设、生产、运营或其他石油和天然气活动之前，必须获得州和/或联邦机构的许可或其他授权，并保持这些许可并遵守其持续运营的要求。这些许可证通常会受到抗议、上诉或诉讼，在某些情况下可能会延误或停止项目，并停止油井、管道和其他作业的生产或作业。特别是，在过去几年中，加利福尼亚州的某些地区一直受到很大的许可不确定性，导致钻井许可证的延迟。
工人健康与安全
我们受多项联邦和州法律法规的约束，包括联邦OSHA，以及类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。例如，OSHA危险沟通标准、《应急计划和社区知情权法案》以及类似的州法规和任何实施条例要求我们维护、组织和/或披露我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并要求将这些信息提供给员工、州和地方政府当局和公民。OSHA的其他标准规范了我们操作的特定工人安全方面。不遵守OSHA的要求可能导致处罚。
相关保险
我们为与我们的开发活动相关的一些污染风险提供保险。然而，该保险仅限于井场的活动，不能保证该保险将继续在商业上销售，或者该保险将以符合我们购买其合理性的保险费水平提供。发生未投保或投保的重大事件可能会对我们的财务状况及营运造成重大不利影响。此外，我们没有涵盖逐步、长期的污染事件。
第1A项。风险因素
以下是我们认为适用于我们业务和我们经营所在的石油和天然气行业的若干风险。投资者应仔细阅读以下因素及本报告“前瞻性声明警告声明”中所述的警告声明。倘下文或本年报其他地方所述的任何风险及不确定性实际发生，本公司的业务、财务状况或经营业绩可能受到重大不利影响。
与石油和天然气行业以及我们的运营相关的风险
石油、天然气和天然气价格波动较大。价格持续下跌可能对我们的业务、财务状况及经营业绩、流动资金及履行财务承诺的能力造成不利影响，或导致我们延迟计划的资本开支。
我们的收入、经营业绩、盈利能力、流动性和增长能力主要取决于我们销售的石油、天然气和NGL的价格。我们需要大量开支来替换我们的石油、天然气和天然气储量，维持生产并为我们的业务计划（包括我们的发展计划）提供资金。乌克兰、以色列及加沙地带冲突导致需求减少、石油及天然气替代可再生能源加速、欧佩克行动及其他因素导致石油、天然气及天然气价格低迷，对我们的收入产生重大影响，尤其是在商品衍生品、经营业绩及二零二三年及二零二二年现金流量的影响之前。尽管石油、天然气及天然气价格已回复至疫情前水平，但全球石油、天然气及天然气需求可能会对可用于资本开支及偿还债务的现金金额、我们借贷或筹集额外资金的能力造成负面影响，因此可能对我们的业务、前景、财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。此外，低价格可能减少可经济生产的石油、天然气及天然气储量的数量，并导致我们的石油及天然气资产减值。
从历史上看，石油、天然气和天然气市场一直不稳定，而且很可能会继续不稳定。为
例如，俄罗斯和乌克兰以及以色列和哈马斯之间的冲突导致了石油和天然气价格的大幅上涨和波动。石油、天然气及NGL价格大幅波动可能因石油、天然气及NGL市场供求相对轻微变动及其他超出我们控制范围的因素而导致，包括：
•全球和区域经济状况，包括全球经济衰退、利率上升和美联储的相关政策，影响石油、天然气和天然气的供求，包括美国经济复苏的时间、速度和程度的不确定性；
•季节性气温的变化，包括冬季的暖度天数和夏季的冷度天数；
•石油、天然气和天然气勘探、开发和生产水平；
•石油、天然气和天然气库存水平；
•美国液化天然气出口水平；
•对我们所在地区的当地价格指数的现行价格和对未来价格的预期；
•集散和运输设施的距离、容量、成本和可用性；
•本地和全球供需基本面和运输可用性;
•勘探、开发、生产和运输储量的成本；
•世界市场上液化天然气的现货价格；
•天气条件和自然灾害；
•影响能源消耗的技术进步;
•替代燃料的价格和可获得性，包括因爱尔兰共和军2022年或其他原因而可能加速开发替代燃料；
•石油和天然气衍生合约的投机性交易；
•加强对终端用户的保护；
•政治和经济条件，如乌克兰和中东的冲突，包括中东、非洲、南美和俄罗斯在内的其他生产区或国家的冲突或影响；
•主要液化天然气消费地区或国家，特别是亚洲和欧洲的政治和经济状况或影响这些地区或国家的政治和经济状况；
•与2024年美国总统大选相关的政治和经济条件，包括潜在的争议和总统管理的潜在变化；
•石油输出国组织的行动，包括石油输出国组织和其他出口国同意和维持石油价格和生产控制的能力和意愿，包括俄罗斯和石油输出国组织，特别是沙特阿拉伯的预期供应增加；
•美国贸易政策及其对美国石油和天然气出口的影响；
•对未来大宗商品价格的预期；
•恐怖分子或网络攻击的可能性以及任何此类攻击的后果；以及
•美国联邦、州和地方政府的监管和税收。
我们已经受到了负面影响，今后可能受到商品价格下跌的负面影响。
商品价格下跌可能会降低我们的经营利润率、现金流和借贷能力。如果我们无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，我们开发未来储备或进行收购的能力可能会受到不利影响。
受影响。此外，由于经济限制，使用较低的价格估计探明储量可能导致探明储量减少。大宗商品价格的任何下跌都可能对我们的钻探经济、现金流和我们的融资能力造成不利影响，这可能要求我们重新评估和推迟或大幅限制我们的开发计划，并导致我们的部分PUD储量和相关PV—0和PV—10减少。因此，大宗商品价格大幅或长期下跌（例如二零二零年初发生的情况）可能对我们未来业务、财务状况、经营业绩、流动资金及履行财务承诺的能力造成重大不利影响，或导致我们延迟计划的资本开支。
随着时间的推移，我们已通过收购（包括通过合并交易、Uinta交易和Western Eagle Ford收购）整合了我们的业务，并存在与整合所有这些资产、运营和我们管理这些风险的能力相关的风险。此外，我们可能无法进行有吸引力的收购或成功整合收购的业务、资产或物业，任何无法这样做的行为都可能扰乱我们的业务并阻碍我们的发展能力。
我们打算推行一项专注于再投资和未来收购的策略，旨在通过商品周期获得最佳风险调整回报。因此，未来我们可能会收购业务、资产或物业，以补充或扩大我们的现有资产。例如，Crescent Energy Company于二零二一年十二月透过合并交易成立，而于二零二二年三月，我们根据Uinta交易收购犹他州的若干勘探及生产资产。于2023年，我们亦根据Western Eagle Ford收购事项收购德克萨斯州的若干勘探及生产资产。然而，我们可能无法在未来发现有吸引力的收购机会。即使我们确实发现有吸引力的收购机会，我们也可能无法完成收购或以商业上可接受的条款完成收购。无法保证我们将能够物色额外合适收购机会、磋商可接受条款、以可接受条款获得收购融资或成功收购已识别目标。
任何已完成收购（包括西鹰福特收购）的成功将取决于我们有效地整合所收购业务、资产或物业至我们现有业务的能力。整合所收购业务、资产及物业的过程可能涉及不可预见的困难，并可能需要我们不成比例的管理及财务资源。例如，与该地区的其他运营商一样，某些潜在的中游限制可能会给我们在Uinta盆地的运营带来挑战。收购整合是一个复杂、成本高昂及耗时的过程，我们的管理层在此过程中可能面临重大挑战。影响整合的一些因素将超出我们的控制范围，其中任何一个因素都可能导致成本增加、管理层的时间和精力转移，以及预期收入的减少。
我们未能实现合并节省、未能成功将所收购业务、资产及物业纳入现有业务或将任何不可预见的经营困难减至最低，可能会对我们的财务状况及经营业绩造成重大不利影响。
储备估计取决于许多假设，这些假设可能最终被证明是不准确的。储备估计或基本假设的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。
在估计石油和天然气储量时，存在许多固有的不确定性。我们对美国证券交易委员会储量的估计是基于前12个月的平均大宗商品价格，这可能不反映我们生产所收到的实际价格。例如，本年度报告中披露的我们的储备量和PV-10是基于截至2023年12月31日的假设大宗商品价格，即每桶石油78.22美元和每MMBtu天然气2.64美元，就石油而言，这高于NYMEX五年期远期曲线区间每桶61.53美元至72.13美元，就天然气而言，高于NYMEX五年期远期曲线区间每桶2.30美元至4.71美元。因此，在评估我们的财务状况或对我们证券的投资时，请注意不要过度考虑我们的储备量或基于此类定价的PV-10。估计石油和天然气储量的过程很复杂，在评估每个储集层的现有地质、工程和经济数据时，需要做出重要的决定和假设。这些报告依赖于各种假设，包括对未来石油和天然气价格、我们的钻探计划、产量水平以及运营和开发成本的假设。此外，我们在此提供的储量是根据几家工程公司编制的几份报告汇总而成的，因此可能基于略有不同的假设以及准备和审查程序。我们开发任何已确定的钻探地点的能力受到各种限制，我们能够进行的任何钻探活动可能都不会成功。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动大不相同，并可能导致向下修正估计的已探明储量。此外，在某些情况下，由于机械故障或油井枯竭以及我们无法恢复生产，可能会发生生产和租赁权的损失。井眼的产量可能会受到附近压裂作业者或我们的影响，导致储量修订。
因此，已探明储量的估计数量和对未来生产率的预测以及开发支出的时间可能被证明是不准确的。随着时间的推移，我们可能会考虑到实际钻探和生产的结果，对储量估计进行重大修改。我们的假设和实际结果中的任何重大差异都可能大大影响我们对储量的估计、可归因于任何特定资产组的石油和天然气的经济可采数量、基于开采风险的储量分类以及对未来净现金流的估计。具体地说，未来收到的生产和成本价格可能与为这些估计数而假定的价格和成本有很大差异。持续较低的价格将导致12个月加权平均价格随着时间的推移而下降，因为较低的价格反映在平均价格中，这可能导致我们储备的估计数量和现值减少。
我们储备估计中的任何重大错误也可能对我们在循环信贷安排下的借款基础和流动性产生重大影响。如果循环信贷机制下的借款基数因我们储备估计的任何减少而减少，我们获得维持我们当前和预期未来水平运营所需的资本的能力可能有限。如果需要额外的资本，我们可能无法以我们可以接受的条件获得债务或股权融资，如果真的有的话。
我们已探明储量未来净收入的现值，如我们的标准化计量PV-0值和PV-10值所反映，将不一定与我们估计的已探明石油和天然气储量的当前市场价值相同。
您不应假设我们已探明储量的未来净收入现值，如我们的标准化测量PV-0值和PV-10值所反映的那样，就是我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值。我们目前根据我们已探明储量的估计贴现未来净收入，以过去12个月的月初价格的12个月未加权算术平均值为基础。例如，我们在本年度报告中披露的储量PV-0和PV-10是基于截至2023年12月31日的假设大宗商品价格，即每桶石油78.22美元和每MMBtu天然气2.64美元，就石油而言，这高于NYMEX五年期远期曲线区间每桶61.53美元至72.13美元，就天然气而言，高于NYMEX五年期远期曲线区间每桶2.30美元至4.71美元。因此，在评估我们的财务状况或对我们证券的投资时，请不要基于这样的定价对我们的储备量PV-0或PV-10给予不适当的考虑。我们的石油和天然气资产未来的实际净收入将受到以下因素的影响：
•我们收到的原油、天然气和天然气的实际价格；
•实际开发成本和生产支出；
•实际生产的数量和时间;
•运输和加工；以及
•政府法规或税收的变化。
我们的生产时间和与开发、生产以及投资石油及天然气资产有关的开支将影响来自探明储量的实际未来净收入的时间和金额，从而影响其实际现值。此外，我们在计算PV—10的贴现未来净收入时使用的10%贴现系数可能不是基于不时生效的利率以及与我们或石油和天然气行业整体相关的风险的最合适贴现系数。实际未来价格及成本可能与现值估计所用者有重大差异。
除非我们以新储备取代储备并开发该等储备，否则我们的储备及产量将会下降，这可能会对我们未来的现金流量及经营业绩造成不利影响。
一般而言，石油和天然气性质的产量随着储量的耗尽而下降，下降速度取决于每个储层的特性。除我们成功进行勘探、开采、开发或再投资活动或收购含有探明储量的物业外，我们的探明储量将随着储量的开采而下降。因此，我们未来的石油和天然气生产高度依赖于我们在寻找或获取额外储量方面的成功程度，以及新油井开发和开发的步伐。此外，勘探、开采、开发或获取储量的业务属于资本密集型业务。回收我们的储量，特别是未开发的储量，将需要大量额外的资本支出和成功的钻探作业。在以下情况下，
若业务减少及外部资金来源变得有限、不可用或我们认为无法接受的条款，则我们作出必要资本投资以维持或扩大石油及天然气储备资产基础或向投资者返还资金的能力将受到削弱。
作为我们勘探及开发业务的一部分，我们已扩大并预期将进一步扩大水平钻井及多级水力压裂增产技术的应用，以及提高采收率作业。与采用较不先进技术的垂直井或水平井的完井成本相比，使用这些技术所需的资本开支大幅增加，因此可能导致在任何给定年份内完成或重新完成的油井较少。增加的资本支出通常是测量深度更大、水平井眼中额外水力压裂阶段和增加的水量，CO，2和支撑剂。
由于商品价格波动或乌克兰和中东冲突、利率升高和美联储的相关政策导致的供应限制或设备、物资、人员和油田服务的不可用或成本高昂，或可能对我们在预算内及时执行开发和开采计划的能力产生不利影响，因此可能对我们的预期现金流造成重大不利影响。
我们利用第三方服务来最大限度地提高我们的运营效率。油田服务的成本通常会根据对该等服务的需求而波动，而由于乌克兰及中东冲突、利率上升及美联储的相关政策或其他原因，商品价格上涨及供应限制，增加了油田服务的成本。虽然我们目前与油田服务公司有良好的关系，但无法保证我们将能够及时签订该等服务合同，或该等服务的成本将保持在令人满意或可负担的水平。设备、物资或人员的短缺或高昂成本可能会延误或对我们的开发及开采业务造成不利影响，从而可能对我们的业务、财务状况或经营业绩造成重大不利影响。
持续或恶化的通胀问题以及货币政策的相关变化已导致并可能导致我们的货物、服务和人员成本额外增加，进而导致我们的资本开支和运营成本上升。
美国通胀率于2021年开始上升，并在2023年全年保持高位。该等通胀压力已导致并可能导致油田产品、服务及人员成本额外增加，进而导致资本开支及营运成本上升。持续的高通胀水平同样导致美联储和其他央行多次加息，尽管美联储已表示可能在2024年降低基准利率，但如果利率保持高位，我们的业务（包括油田服务）的成本可能会进一步增加。如果我们的钻探活动增加，劳动力成本和设备成本。
石油和天然气价格上涨可能导致材料和服务成本继续上涨。我们无法预测通货膨胀率的任何未来趋势，而通货膨胀率的大幅上升，即我们无法通过较高的石油及天然气价格及收入收回较高的成本，将对我们的业务、财务状况及经营业绩造成负面影响。
我们的发展项目需要大量的资本开支。我们可能无法以令人满意的条款或根本无法获得所需的资本或融资，这可能导致我们的储备及现金流量下降。
石油和天然气行业是资本密集型的。我们已作出并预期将继续作出重大资本开支，以开发及再投资石油及天然气储备。我们历来主要通过出售我们的石油、天然气和NGL产品为开发和经营活动提供资金。如有需要，吾等亦可透过资产出售所得款项、循环信贷融资项下的借贷及不时的资本市场发售获取资金。我们的经营现金流量及资本来源受多项变数影响，包括：
•我们从现有油井生产的石油和天然气数量；
•我们销售产品的价格；
•外卖能力；
•估计本港石油及天然气储量；及
•我们获得、定位和生产新储量的能力。
如果我们的收入或循环信贷安排下的借款基数因大宗商品价格下跌、经营困难、生产成本增加、储备下降或任何其他原因而减少，我们获得必要资本以开展预期水平运营的能力可能有限。循环信贷安排和管理我们其他债务的文件可能会限制我们获得新债务融资的能力。如果需要额外资本，我们可能无法以对我们有利的条款获得债务和/或股权融资，或由于美联储提高利率和相关政策或其他原因而无法获得债务和/或股权融资，这可能导致我们与发展前景相关的业务减少，进而可能导致我们的储备、生产和现金流下降，并可能对我们的业务、经营业绩、财务状况和偿还未偿债务的能力产生不利影响。
我们估计的PUD储备的发展可能需要更长的时间，并可能需要比我们目前预期的更高水平的资本支出。因此，我们估计的PUD储量可能最终不会被开发或生产。
开采PUD需要大量的资本支出和成功的钻井作业。截至2023年12月31日，在我们估计的全部已探明储量中，约有112.2 MBoe未开发。我们的储量报告中包含的储量数据假设，将有大量资本支出用于开发非生产储量。截至2023年12月31日，我们估计的已探明净储量的计算假设我们将花费18亿美元来开发我们估计的PUD。虽然我们的石油和天然气储量的成本和储量估计是根据行业标准编制的，但我们不能确保估计成本是准确的。我们可能需要筹集额外的资金来开发我们估计的PUD，而且我们不能确定是否可以接受的条件下提供额外的融资。此外，大宗商品价格的持续下跌将减少我们估计的PUD未来的净收入，并可能导致一些项目变得不经济。此外，我们的钻探工作可能被推迟或不成功，实际储量可能被证明低于目前的储量估计，这可能对我们的财务状况、运营业绩和未来现金流产生重大不利影响。
我们的发展机会计划在多年后开发，使它们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会实质性地改变这种发展的发生或时机。此外，我们可能无法筹集到钻探这些地点所需的大量资金。
截至2023年12月31日，我们有未钻探地点，包括PUD钻探地点和未探明钻探地点。这些钻探地点是我们未来发展战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些钻井地点的能力取决于许多不确定因素，包括石油和天然气价格、资本的可用性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、钻井结果、租约到期、收集系统、营销和运输限制、监管批准、劳动力、外卖能力和其他因素。由于这些不确定因素，我们不知道钻探地点是否会被开发，或者我们是否能够从这些钻探地点以预期的水平生产石油或天然气，或者根本不知道。此外，除非在覆盖一些地点所在的未开发耕地的间隔单位内建立生产，否则此类耕地的租约将到期。因此，我们的实际开发活动可能与目前设想的有很大不同。
钻探和生产石油和天然气是具有许多不确定性的高风险活动，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
钻探石油和天然气井，包括开发井，涉及许多风险，包括我们可能不会遇到具有商业产量的石油和天然气储量(包括“干井”)的风险。我们必须在钻探和完井方面产生巨额支出，而成本往往是不确定的。我们可能会在钻探上投入大量资金，但不会发现商业上可行的储量。
具体地说，我们经常不确定钻井、完井和运营油井的未来成本或时间，我们和我们第三方运营商的钻井业务可能会减少、推迟或取消。由于各种因素，我们的钻井、完井和油井作业的成本可能会增加和/或我们的作业结果和此类作业的现金流可能会受到影响，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；
•不利的天气条件，如冬季风暴、火灾、洪水和飓风，以及天气模式的变化；
•遵守或变更与空气排放、水力压裂和处理采出水、钻井液和其他废物有关的环境法律和法规，包括《2022年税法》，对研发和控制作业施加条件和限制的法律和法规，以及其他法律和法规，如税法和法规；
•提供并及时发放所需的政府许可证和执照；以及
•物业的可用性、相关成本和合同安排的条款，包括矿产许可证和租约、管道、轨道车、原油运输卡车和合格司机以及收集、加工、压缩、运输和销售石油、天然气、天然气和相关商品的相关设施和设备。
由于上述任何因素或其他因素，我们未能收回对油井的投资、我们或我们的第三方运营商的钻探业务成本增加，及╱或我们或我们的第三方运营商的钻探业务缩减、延迟或取消，可能对我们的业务、财务状况及经营业绩造成重大不利影响。
我们在实现和管理未来增长方面可能会遇到困难。
未来的增长可能会对我们的资源造成压力，并导致我们更多依赖项目合作伙伴和独立承包商，可能会对我们的财务状况和经营业绩造成负面影响。我们的增长能力将取决于多个因素，包括：
•我们的钻探计划的结果；
•碳氢化合物价格；
•我们开发现有前景的能力；
•我们继续留住和吸引技术人才的能力；
•我们与项目合作伙伴和独立合同保持或建立新关系的能力；以及
•我们获得资本的途径。
我们也可能无法进行有吸引力的收购或资产交换，这可能会抑制我们的增长能力，或在整合任何收购资产和业务时遇到困难。可能难以识别具吸引力的收购机会，即使识别出该等机会，我们的债务协议（包括规管二零二六年票据（定义见本文）及二零二八年票据（定义见本文；连同二零二六年票据统称“优先票据”）的契约）对我们进行若干交易的能力有限制，可能限制我们的未来增长。
我们的运营依赖于第三方服务提供商。
我们与第三方服务提供商签订合同，以支持我们的运营。该等订约服务一般根据第三方服务供应商与我们的营运附属公司订立的主服务协议提供。虽然我们有自己的员工，但我们开展运营和创造收入的能力取决于这些第三方服务提供商的可用性和表现，以及他们遵守各自主服务协议条款的情况（如"第三部分"所述，项目13.某些关系和关联方交易和董事独立—KKR基金"）。我们不能保证，如果我们的现有承包商停止向我们提供服务或未能履行其各自主服务协议项下的义务，我们将成功保留我们现有第三方服务提供商的服务或与替代服务提供商签订合同。任何未能保留我们现有服务提供商的服务或找到替代品的行为都会对我们产生收入以及继续和扩大运营的能力产生负面影响。请参见"第一部分，项目1和2。企业和物业—雇员"了解更多信息。
透过管理协议，吾等依赖管理人及其人员管理及经营吾等业务，彼等任何人员之损失均会对未来营运造成重大不利影响。此外，影响到
管理人及我们与管理人合作的能力（包括分配公司机会及其他利益冲突）可能会影响我们的业务，并对我们的业务、财务业绩及前景造成重大影响。
根据我们与管理人订立的管理协议，管理人向我们提供 其行政管理团队a并提供某些其他 管理服务。 然而，在每种情况下，该等资源并非完全专用于我们的资产及营运，而该等资源的分配一般由管理人酌情决定。见"第三部分，项目13.与合并交易管理协议有关的某些关系和关联方交易和董事独立协议。因此，我们的成功取决于管理人员的努力、经验、勤奋、技能和业务联系网络。我们不能保证管理人将继续向我们提供服务或我们将继续接触管理人的人员。管理协议最初为期三年，至2024年12月7日届满，此后自动续期三年。本公司在初始任期或任何自动续期期限届满前至少180天向管理人发出书面通知后，经至少三分之二独立董事合理及真诚地确认，（1）管理人的长期表现不理想，对我们及我们的附属公司整体而言构成重大损害，或（2）应付管理人的费用，总的来说，与管理与本公司资产相若资产的可比资产管理人收取的费用相比，属重大不公平及过高，但管理人有权重新商议费用。倘管理协议终止，且并无找到合适的替代者为我们的石油及天然气资产提供管理及营运服务，我们可能无法执行我们的业务计划，而我们的财务状况及营运业绩可能会受到重大不利影响。
此外，我们与管理人的关系对我们与管理人更广泛业务的合作能力构成若干挑战。例如，管理人将为我们及其他KKR投资工具的利益寻找投资机会。根据管理协议，管理人须确保与上游油气机会有关的任何投资金额的至少70%分配予我们。后续投资金额通常将按该工具最初投资于适用投资的相对金额比例在我们和EIGF II之间分配。此外，上游石油和天然气资产以外的投资机会可能不时出现，一方面适合我们投资，另一方面，EIGF II（及任何后续基金）或其他KKR集团基金，另一方面，（A）从事与我们的投资策略有重大不同的投资策略（如不良债务或特殊情况投资工具）及（B）根据KKR集团的分配政策或与该等其他KKR集团基金的投资者协定的合约承诺，已存在界定的分配权。在该等情况下，吾等可选择与EIGF II及╱或该等KKR集团其他基金共同投资于该等投资，在此情况下，管理人将以符合该等KKR集团基金优先投资权的方式，在吾等与EIGF II及╱或该等KKR集团其他基金之间分配该等投资机会，并考虑管理人认为适当的因素。我们没有义务进行任何此类共同投资。
此外，我们及KKR集团其他成员公司的投资及其他活动可能不时产生其他利益冲突。就涉及投资机会的冲突而言，管理人将根据上述投资分配政策及其有关解决KKR集团其他成员公司之间冲突的现行政策及程序，努力以公平及公平的方式解决任何该等利益冲突。然而，管理人可能有受信责任作出符合管理人的联属公司（包括KKR基金）最佳利益的决定，这可能违反我们的利益。此外，我们与管理人或KKR集团的任何其他成员及其关联公司（包括KKR Funds）之间可能会产生其他利益冲突，而这些冲突可能无法以我们的利益为基础予以解决。此外，管理协议规定，任何情况不得阻止管理人为管理人及╱或其联属公司的纯粹利益而采取若干行动。在法律允许的最大范围内，管理人及其联属公司，包括但不限于彼等各自的董事、高级职员、雇员、代理人、经理人、受托人、控制人、合伙人、股东及股权持有人，概不对吾等或彼等各自的任何董事、高级职员、雇员、代理人、经理人、受托人、控制人、合伙人、股东及股权持有人承担任何责任，管理人或其联属公司（包括其各自的董事、高级人员、雇员、代理人、经理人、受托人、控制人、合伙人、股东及股权持有人）根据及根据管理协议作出的任何作为或不作为，惟恶意、欺诈、故意不当行为或重大疏忽除外。管理协议要求吾等向管理人、其联属公司及其各自的董事、高级职员、雇员、经理、受托人、控制人、合伙人、股东及股权持有人以及董事、高级职员、雇员、代理人、经理、受托人、控制人、合伙人、股东和股东，都是所有的损失。（见管理协议）因与我们有关的任何程序或管理人或其联属公司就管理协议的作为或不作为而引起的，惟若干例外情况除外。然而，除管理人外，KKR集团的其他成员公司概无承担任何责任向我们提供服务，或在作出任何投资或其他决定时考虑我们及我们的利益相关者的利益。
我们的公司注册证书包含一项条款，即在特拉华州法律允许的最大范围内，我们放弃任何利益或期望，或被提供机会参与，不时呈现给我们的高级职员，董事，优先股股东或任何合伙人，经理，成员，董事，高级职员，股东，任何此类持有人的雇员、代理人或关联人。我们认为，该条文旨在规定某些商机不受“公司机会”原则约束，是适当的，因为优先股股东及其关联公司投资于广泛的公司，包括业务与我们类似的公司。由于此条文，我们可能无法获得某些对我们及我们的股东有利的公司机会。
我们最近收购或未来可能收购的物业可能无法按预期生产，我们可能无法确定潜在储备、识别与该等物业相关的负债或获得卖方对该等负债的保护。
收购石油和天然气资产需要我们评估储层和基础设施的特征，包括可采储量、未来石油和天然气价格及其适用差异、开发和运营成本以及潜在负债（包括环境负债）。就该等评估而言，我们对我们认为大致符合行业惯例的主题物业进行审查。这种评估是不准确的，本身就不确定性。在评估过程中，我们对受试者的属性进行了审查，但这种审查可能无法揭示所有现有或潜在的问题。在尽职调查过程中，我们可能不会审查每一口油井、管道或相关设施。在进行检讨时，我们不一定能观察到结构和环境问题，例如管道腐蚀或地下水污染。我们可能无法从卖方获得合同赔偿，以弥补我们购买该物业之前产生的责任。我们可能需要承担物业实际状况的风险，以及物业可能无法按其预期表现的风险。因此，我们将就任何未来收购事项收购的物业可能无法产生预期，这可能对我们的财务状况及经营业绩造成重大不利影响。
超出我们控制范围的事件，包括任何未来的全球或国内健康危机，可能会导致意外的不利经营和财务结果。
未来疾病爆发的影响可能会对我们的业务、经营及财务业绩以及流动性造成重大不利影响，原因是政府限制、相关影响以及对石油及天然气供需及整体经济的经营挑战。
虽然COVID—19疫情及复苏对我们营运的持续影响有所减少，惟此疫情对我们的财务业绩造成重大负面影响。尽管二零二二年经济复苏及油价上涨，而截至二零二三年十二月三十一日止年度，商品价格逐步下跌，但该等负面影响可能会持续至远超出疫情控制范围。尽管我们看到油田活动大幅改善，全球库存迅速恢复正常，需求自二零二零年低点以来持续增长，但全球供应链和经济中断的时间延长，以及石油和天然气需求因未来任何疾病爆发或其他原因而大幅减少，可能会对我们的业务、经营业绩、业务表现等造成重大影响。获得流动资金来源和财务状况。
未来商品价格下跌可能导致我们的资产账面值减记。
我们遵循成功努力会计方法来核算我们的石油和天然气业务。根据该方法，所有物业收购成本及勘探及开发井成本于产生时资本化，直至确定是否已发现探明储量。如果勘探井未发现探明储量，则钻探该井的成本将被计入费用。我们的石油及天然气资产的资本化成本（按耗蚀池基准）不得超过该耗蚀池的估计未贴现未来现金流量净额。如果净资本化成本超过未贴现的未来净收入，我们通常必须将每个消耗池的成本减记至估计公允价值（该消耗池的贴现未来净现金流量）。任何该等费用不会影响我们的经营活动现金流或流动性，但会减少我们的盈利和投资者的权益。
我们有时也可能记录与业务合并有关的报告单位商誉。商誉具有无限可使用年期，惟吾等每年进行减值测试，或倘未来商品价格变动（其中包括其他因素）可能显示报告单位的公平值可能已减至低于其账面值，则会更频繁地进行减值测试。倘报告单位之账面值超过公平值，则吾等一般须将商誉撇减至该报告单位之估计公平值。任何该等费用不会影响我们的经营活动现金流或流动性，但会减少我们的盈利及投资者权益。
未来石油或天然气价格的下跌，或其他因素，可能导致资本化成本的减值减记，并从未来盈利中扣除非现金费用。例如，截至2023年12月31日止年度，我们录得减值开支1.535亿美元，其中1.496亿美元与石油及天然气物业有关，而截至2022年12月31日止年度，我们的年度商誉减值测试，我们录得减值支出1.429亿美元，包括7770万美元与商誉有关，6520万美元与石油和天然气资产有关，这些资产被确定为不可收回。此外，截至2023年12月31日，我们于怀俄明州的若干常规资产账面值与估计未贴现现金流量之间的缓冲有限。因此，未来商品价格进一步下跌或该等资产的石油及天然气储量估计减少将可能导致减值支出。一旦发生，即使石油或天然气价格上涨，我们的资产减记也不能在稍后日期转回。
我们的业务受到运营风险的影响，而这些风险将不会得到完全的保险。倘任何经营风险使我们的财务状况或经营业绩成为现实，则可能会受到重大不利影响。
我们的业务活动受到运营风险的影响，包括但不限于：
•地震等自然灾害以及龙卷风、飓风、极端天气事件和洪水等恶劣天气条件造成的设备损坏；
•设施或设备故障；
•管道破裂或泄漏；
•由于石油成分或水力压裂化学添加剂而导致的地表流体溢出、采出水污染和盐水、地表或地下水污染；
•火灾、井喷、弹坑和爆炸；以及
•石油、天然气或井液的不可控流动。
任何此类事件都可能对我们开展业务的能力造成不利影响，或造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染或其他环境污染、油井损失、监管处罚、暂停或终止业务以及诉讼起诉或辩护过程中产生的律师费和其他费用。
按照行业惯例，我们为部分但并非全部风险提供保险。此外，如果我们认为可用保险的成本相对于所感知的风险而言过高，我们可以选择不购买保险。因此，损失可能发生在不可保险或未保险的风险或超过现有保险范围的数额。发生保险未完全承保的事件可能会对我们的业务、财务状况及经营业绩造成重大不利影响。
我们可能无法与大公司有效竞争，这可能会对我们产生足够收入的能力产生不利影响。
石油和天然气行业竞争激烈，我们与拥有更多资源的其他公司竞争，特别是在最近行业内的整合之后。我们收购额外物业及于未来发现储备的能力将取决于我们评估及选择合适物业的能力，以在竞争激烈的市场中完成交易。我们的许多较大的竞争对手不仅开采和生产石油和天然气，而且还从事炼油业务，并在区域、国家或全球范围内销售石油和其他产品。我们的竞争对手可能能够支付更多的石油和天然气财产，并评估，投标和购买更多的财产比我们的财务或人力资源许可。此外，这些公司可能有更大的能力在石油和天然气价格低迷期间继续钻探活动，承包钻探设备，确保训练有素的人员，并承担目前和未来联邦、州、地方和其他法律法规的负担。石油和天然气行业周期性地出现钻机、设备、管道和人员短缺的情况，延误了开发钻井和其他开采活动，并导致价格大幅上涨。在雇用有经验的人员方面，竞争激烈，特别是在工程和技术、会计和财务报告、税务和土地部门。此外，对有吸引力的石油和天然气资产、石油和天然气公司以及钻探权的竞争也很激烈。我们无法与竞争对手有效竞争，可能会对我们的业务活动、财务状况及经营业绩造成重大不利影响。
租赁权益的所有权缺失可能对我们的财务状况造成重大不利影响。
如果对物业的所有权历史的审查发现石油或天然气租赁或其他开发权已错误地从并非所需矿产权益所有者的人购买，则我们的权益将大幅贬值。在这种情况下，为石油或天然气租赁或其他已开发权利支付的金额将失去。管理层在收购石油和天然气租赁或石油和天然气租赁的未分割权益或其他已开发权利时，惯例不需要聘请律师审查拟收购矿产权益的所有权。相反，我们依赖于石油和天然气租赁经纪人或土地人员的判断，他们在试图获得租赁或其他开发权利之前，在适当的政府或县办事员办公室检查记录。
然而，在钻探油井或天然气井之前，石油和天然气行业的正常做法是，作为油井经营者的个人或公司获得对拟钻探油井或天然气井的间隔单元的初步所有权审查，以确保租赁权的所有权没有明显的缺陷。通常情况下，由于这种审查，必须进行某些补救工作，以纠正产权在市场上的缺陷，例如取得继承人的遗嘱或管理遗产。这种治疗工作需要费用，而且有时可能发生这样的情况：尽管初步产权意见中确定的产权存在缺陷，经营者仍可能选择继续开采一口井。我们未能获得租赁权的完美所有权可能对我们未来增加产量和储备的能力造成不利影响。
我们的若干物业受土地使用限制，这可能会限制我们开展业务的方式。
我们的某些物业受土地使用限制，包括城市条例，这可能会限制我们开展业务的方式。这些限制可能会影响（其中包括）我们获取和许可使用我们的财产，以及我们生产石油和天然气的方式，并可能会限制或禁止一般钻探。我们为遵守该等限制而产生的成本可能很大，我们的开发和生产活动可能会因该等限制而延迟、缩减或排除。
我们的部分业务策略将涉及使用一些最新可用的横向D & C技术，其应用涉及风险和不确定性。
我们的运营将涉及使用我们和我们的服务供应商开发的一些最新的D & C技术。我们钻水平井可能面临的困难包括：
•将我们的井筒降落在所需的钻探区；
•在地层中水平钻进时留在所需的钻井区；
•将套管贯穿整个井筒长度；以及
•能够在水平井井筒中稳定地送入工具和其他设备。
我们在完井时可能面临的困难包括：
•骨折的能力刺激了计划的阶段数；
•能够在完井作业期间将工具送入井筒的整个长度；以及
•在最后一次压裂增产阶段完成后成功清理井筒的能力。
使用新技术可能不会成功，可能导致成本大幅超支或生产延误或减少，在极端情况下，可能导致油井报废。此外，我们采用的某些新技术可能会导致生产不规则或中断，原因是补偿井被关闭，以及在任何此类井开始生产前钻探和完成多口井所需的时间。此外，在新地层或正在出现的地层中钻探的结果最初比在较发达和已建立生产历史较长的地区钻探的结果更不确定。较新和新兴的地层和地区的生产历史有限或根本没有，因此，我们在评估这些地区的未来钻探结果时将受到更大的限制。如果钻探结果低于预期，
因此，我们可能会对未经评估的物业作出重大撇减，而未开发面积的价值可能会在未来下跌。
我们在销售石油和天然气方面可能遇到障碍，这可能会对我们的收入造成重大不利影响。
我们生产的适销性部分取决于第三方拥有的石油和天然气收集系统、管道和其他运输设施的可用性和容量。由于设施的维修或改善、天气相关的运营问题，或由于拥有优先运输协议的其他公司正在使用空间，我们使用的集水系统和管道的运输空间偶尔会受到限制或不可用。此外，新油田可能需要建造集油系统和其他运输设施。这些设施可能需要我们花费大量资金，否则这些资金将用于钻探。市场的可用性超出了我们的控制范围。如果市场因素发生重大变化，我们的收入可能受到重大影响，并可能对我们生产和销售石油和天然气的能力产生不利影响。我们获得运输选择的机会也可能受到美国联邦和州对石油和天然气生产和运输的监管、总体经济状况以及供需变化的影响。
此外，在我们或我们的运营商无法控制的某些其他情况下，可生产和销售的石油和天然气的数量可能会受到限制，例如由于维护导致的管道中断、压力过大、下游加工设施无法接收未经处理的天然气、集输系统或运输系统的实际损坏或该等系统的合同容量不足。这些情况和类似情况所导致的削减可能持续数天至数月。在许多情况下，我们和我们的运营商会获得有限的通知（如有），关于何时会出现这些削减以及这些削减的持续时间。任何该等关闭或减产，或无法获得有利条款交付从我们的面积生产的石油及天然气，可能会对我们的财务状况、经营业绩及可供分派现金造成重大不利影响。
我们依靠一个主要买家出售我们的石油和天然气生产的大部分。该买方或我们依赖的其他第三方的损失可能对我们的收入造成不利影响。
我们依赖一个主要买家出售我们大部分的石油和天然气生产，我们与该客户的合同是按月订立的。例如，截至2023年12月31日止年度，壳牌贸易美国公司分别占我们综合收入的约18%。失去该客户可能对我们的收入造成重大不利影响，并对我们的财务状况及经营业绩造成重大不利影响。
我们并非所有面积或钻探地点的运营商，因此，我们将无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非运营资产的生产率，并可能对运营商或我们的任何承包商的某些财务责任负责，如果该运营商或承包商无法履行该等义务。
我们拥有权益的部分物业由其他公司经营，并涉及第三方工作权益拥有人。我们并非100%经营净未钻探地点，亦不能保证我们将来会经营所有其他钻探地点。因此，我们影响或控制若干该等物业的营运或未来发展的能力有限，包括遵守环境、安全及其他法规，或我们将须就该等物业提供资金的资本开支金额，惟须受我们的若干选择权规限。此外，我们依赖该等项目的其他营运权益拥有人支付其在该等项目资本开支中的合约份额。此外，在原油或天然气价格下跌期间，第三方运营商也可以决定关闭或削减油井产量，或封堵和放弃我们拥有权益的物业的边际油井。此外，我们的合作伙伴开展的开发活动的成功和时间安排将取决于许多在很大程度上超出我们控制范围的因素，包括：
•资本支出的时间和数额；
•经营者的专业知识和财力；
•钻井的其他参与者的批准；
•选择技术；以及
•储量的生产速度(如果有的话)。
对我们部分钻井地点的运营及相关成本行使控制权的能力有限，可能会阻碍在开发或收购活动中实现目标资本回报。此外，我们可能会对我们拥有工作权益的油井经营者的某些财务责任负责，如果该经营者无力偿债且无法履行该等义务。同样，我们可能会对承包商的某些义务负责，但承包商无力偿债且无法履行其义务。履行该等责任可能对我们的财务状况造成重大不利影响。有关详细信息，请参见"项目1和2。业务和财产"和"第二部分，项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析。”
与监管事项有关的风险
2022年的《降低通胀法案》可能会加速向低碳经济的过渡，并将对我们的运营造成新的成本。
2022年8月16日，总裁·拜登根据预算对账程序签署了《2022年降通胀法案》(《2022年爱尔兰共和军》)，使之成为法律。IRA 2022包含数千亿美元的激励措施，用于发展可再生能源、清洁氢气、清洁燃料、电动汽车和配套基础设施以及碳捕获和封存等条款。这些激励措施可能会进一步加速美国经济从使用化石燃料向更低或零碳排放替代品的转型，这可能会减少对我们生产的石油和天然气的需求，从而对我们的业务和运营结果产生实质性和不利的影响。此外，爱尔兰共和军2022年首次对通过甲烷排放收费的温室气体排放征收联邦费用。爱尔兰共和军2022年修订了联邦
CAA对需要向EPA报告其温室气体排放的来源的甲烷排放征收费用，包括那些在陆上石油和天然气生产以及收集和提高来源类别中的来源。甲烷排放费预计将在2025年根据2024年日历年的排放量收取，费用基于爱尔兰共和军2022年设定的某些门槛。甲烷排放费可能会增加我们的运营成本，并对我们的业务和运营结果产生不利影响。
我们的钻探和生产计划可能无法以商业合理的条款或其他方式获得卡车运输、管道、传输、存储和加工设施来销售我们的产品，我们扩大中游和运营基础设施的机会的计划可能不会成功。
石油和天然气生产的销售在很大程度上取决于管道和储存设施、收集系统和其他运输、加工、分馏、提炼和出口设施的供应、邻近和能力，以及是否存在足够的市场。我们使用的收集系统和管道上的运输空间有时有限或不可用，原因是设施的维修或改进，或者由于空间被其他拥有优先运输协议的公司所使用。此外，新油田可能需要建造收集系统和其他交通设施。这些设施可能需要我们花费大量资本，否则我们将花费在钻探上。我们依赖，并预计未来将依赖由第三方开发和拥有的设施来存储、加工、传输和销售我们的产品。我们开发和出售储备的计划可能会因第三方无法或不愿以商业合理的条款或其他条件向我们提供足够的设施和服务而受到重大不利影响。如果我们无法以商业上合理的条款或其他方式获得这些设施，我们可能会被迫关闭一些生产，或者在发现碳氢化合物后推迟或停止钻探计划和商业生产。市场的可获得性超出了我们的控制。如果市场因素发生巨大变化，对我们收入的影响可能是巨大的，并可能对我们生产和销售石油和天然气的能力产生实质性的不利影响。
美国联邦和州政府对石油和天然气生产和运输的监管、总体经济状况以及供需变化也会影响我们获得交通选择的机会。州际运输和转售天然气受联邦监管，包括对州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率的监管，主要由FERC监管。联邦和州的法规管理着天然气管道运输的价格和条款。FERC对州际天然气运输的规定在某些情况下也可能影响天然气的州内运输。FERC根据《国家天然气法》和《国家天然气法》第311条规定了适用于州际天然气管道运输的费率、条款和条件。自1985年以来，FERC一直在实施旨在通过在开放访问、非歧视性的基础上使天然气买家和卖家更容易获得天然气运输来增加天然气行业竞争的法规。
我们的石油和NGL销售也受到可获得性、运输条款和成本的影响。适用于通过管道进行州际石油和天然气天然气运输的费率、条款和条件由FERC根据州际商法进行管理。FERC对州际石油和NGL管道实施了简化和普遍适用的费率制定方法，以满足1992年《能源政策法案》第十八章的要求，该法案包括一个索引系统，以
为州际石油和天然气管道运费设定上限。州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内石油管道监管的基础，以及对州内石油管道费率的监管和审查程度，因州而异。只要有效的州际和国内运费同样适用于所有可比托运人，我们相信，对石油运输费率的监管不会以任何实质性不同的方式影响我们的运营，就像这种监管将影响我们竞争对手的运营一样。
此外，州际和州内公共输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放获取标准，公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，通道由管道公布的关税中规定的按比例分配条款管理。因此，我们相信，我们总体上将与我们的竞争对手一样，能够获得石油管道运输服务。
作为管道运输的一种替代方式，任何通过铁路运输我们的原油和NGL也将受到PHMSA和FRA根据《危险材料条例》第171-180部分49 CFR部分的监管，包括FRA的紧急命令和PHMSA正在提出的新法规，这些法规是由于火车事故的后果和易燃液体铁路运输的增加而产生的。
我们的行动在很大程度上依赖于水的可获得性。对我们获得水的能力的限制可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
水是钻井和水力压裂过程的重要组成部分。从历史上看，我们一直能够从当地土地所有者和其他来源购买水，以用于我们的业务。我们经营的部分地区经历了干旱情况，可能导致用水受到限制。倘我们无法从当地水源获取营运用水，我们可能无法在受影响地区经济地生产石油及天然气，这可能会对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
我们可能会面临意想不到的水和其他废物处理成本。
我们可能会受限制排放作为我们生产业务一部分所产生的水的能力的法规约束。生产区经常含有水，为了生产石油和天然气，我们从各个生产区去除和处置足够数量的水的能力将决定我们是否能够生产商业数量的石油和天然气。生产水必须从租赁地运输和/或注入处置井。是否有足够容量接收我们水井生产的所有水的处置井可能会影响我们生产水井的能力。此外，运输和处置该等水的成本，包括遵守有关水处置法规的成本，可能会降低我们的盈利能力。如果我们的项目生产的水不符合适用监管机构的质量要求，我们的水井生产的水超过适用的容量许可限制，处置井不符合所有适用监管机构的要求，或者我们无法确保获得具有足够容量的处置井以接收所有采出水，我们可能不得不关闭水井，减少钻探活动，或升级水处理或处理设施。如果发生以下任何情况，处理这些采出水的成本可能会增加：
•我们无法从适用的监管机构获得许可证；
•产生质量较低或需要额外处理的水；
•我们的水井生产过剩的水；
•新的法律和法规要求以不同的方式处理水；或
•将采出水输送到处理井的成本增加。
一些团体和监管机构指出，在地下处置井中处置从石油和天然气生产作业收集的流体是该国某些地区，特别是俄克拉荷马州、德克萨斯州、科罗拉多州、堪萨斯州、新墨西哥州和阿肯色州诱发地震事件增加的潜在原因。一些州已经通过或正在考虑通过可能限制或以其他方式禁止某些地区或地下处置井的油田流体处置的法律法规，执行这些要求的州机构可以发布命令，指示发生地震事件的地区的某些油井限制或暂停处置井作业，或实施与处置井建设和监测有关的标准。例如，于2021年9月，TRC向米德兰地区的运营商发出通知，要求在18个月内多次发生3. 5级以上地震后减少每日注入量。通知还
要求处置井操作人员向TRC人员提供注入数据，以进一步分析该地区的地震活动。随后，TRC下令无限期暂停该地区所有深层油气生产注水井，自2021年12月31日生效。自2022年12月发生另一次地震后，应急区域已扩大到覆盖另外17口井。相关的是，2022年3月，TRC开始实施其北卡尔伯森—里维斯反应区。
计划应对注入诱发的地震活动，目标是不迟于消除3.5级或更大地震
2023年12月31日。2023年12月，该应答区暂停发放23口深处置井许可证。同样，在俄克拉何马州，俄克拉荷马州公司委员会有时会限制钻探或下令关闭油井，以应对地震活动。2021年11月，新墨西哥州实施了要求操作员在特定地震活动附近采取各种行动的协议，包括要求在地震事件达到一定震级时限制注入速度。虽然我们无法预测这些行动的最终结果，但任何暂时或永久限制产出水或其他油田流体处置能力的行动都可能增加我们的成本或对我们的运营产生其他不利影响。
联邦、州或地方监管机构对我们部分资产管辖范围的改变或这些机构政策的改变可能会导致对我们资产的监管力度加大，这可能会导致我们的收入下降，运营费用增加。
NGA第1(B)条规定，天然气收集设施不受FERC作为该法规所界定的天然气公司的监管。我们认为，我们拥有权益的Springfield收集系统、Lost Creek收集系统和DJ盆地Erie Hub收集系统符合FERC用来确定管道作为收集管道的地位而不受FERC监管的传统测试。然而，FERC监管的传输服务和联邦政府不监管的收集服务之间的区别是事实密集型的，而且是正在进行的诉讼的主题，因此我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或美国国会未来的裁决而发生变化。如果FERC考虑收集系统的状况，并确定它受FERC监管，则该收集系统提供的服务的费率以及条款和条件将由FERC根据NGA或NGPA进行修改。这种监管可能会减少收入，增加运营成本，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
我们的天然气收集业务可能会在特定年份受到某些FERC报告和张贴要求的约束。收集服务发生在位于FERC管辖的州际传输服务上游的管道设施上，由各州在岸上和州水域进行管理。根据特定管道设施功能的变化，FERC过去将某些FERC管辖的运输设施重新归类为非辖区收集设施，FERC将某些非辖区收集设施重新归类为FERC管辖的运输设施。任何这样的变化都可能导致我们的成本增加。FERC的其他法规可能会间接影响我们的业务以及从这些业务衍生的产品市场。FERC在其天然气和液体监管活动范围内的政策和做法，包括其关于开放通道运输、天然气质量、费率制定、产能释放和市场中心促进的政策，可能会间接影响州内天然气和液体市场。近年来，FERC在对州际天然气和液体管道的监管中奉行有利于竞争的政策。然而，我们不能向您保证，FERC将继续这种方法，因为它考虑可能影响获得运输能力的权利的事项，如管道费率和规则和政策。
我们有一条州际液体管道，它被认为是一条公共运输管道，受到ICA下FERC的监管。除非我们获得适用条款的豁免，否则ICA要求我们向FERC保持对我们管道上液体跨州运输的关税。这些关税规定了我们提供运输服务的费率以及管理这些服务的规章制度。ICA要求，除其他事项外，州际公共运输管道的费率必须是“公正、合理”和非歧视性的。此外，FERC正在按照公正、合理和非歧视性的标准对ICA管辖管道与关联托运人或营销商之间的运输服务协议进行审查。ICA允许有利害关系的人对拟议的新的或更改的费率或规则提出质疑，并授权FERC调查此类变化并暂停其有效性，最长可达七个月。在完成此类调查后，FERC可能要求退还超过其认为公正合理水平的收款，并要求退还利息。FERC还可以根据投诉或主动调查已经生效的费率和相关规则，并可能命令承运人前瞻性地更改这些规则。托运人只要出示适当证明，即可获得赔偿(包括利息)，以赔偿在提出申诉前两年内所遭受的损害。FERC批准费率和处理与关联托运人协议的方法的变化可能会对我们产生不利影响。此外，对我们的监管费率的挑战可能会向FERC提出，FERC未来关于我们监管费率的决定以及与关联托运人的协议可能会对我们的现金流产生不利影响。我们无法预测未来我们将被允许对此类管道的运输服务收取多少费用。有关详细信息，请参阅“第1项和第2项。商业和物业-立法和监管环境”。
根据FERC、法院或国会未来的决定，我们的一些收集设施、运输管道以及买卖交易被归类为FERC-辖区或非辖区的分类可能会发生变化，在这种情况下，我们的运营成本可能会增加，我们可能会受到2005年EP Act下的执法行动的影响。
此外，用于收集和输送我们生产的天然气的管道也受DOT通过PHMSA的监管。PHMSA建立了一种基于风险的方法，以确定哪些集输管道应受监管，以及受监管的集输管道必须符合哪些安全标准。这些标准可能会由PHMSA随着时间的推移而修订。例如，2019年10月，PHMSA发布了三项最终规则，创建或扩大了报告、检查、维护和其他管道安全义务。作为2021年综合拨款法案的一部分，美国国会重新授权PHMSA至2023年，并指示该机构推进几项监管行动。包括但不限于发布最终法规，要求非农村天然气集输管线和新建和现有输配管线设施进行一定的泄漏检测和修复方案，并要求设施检查和维护计划，以符合这些规定。2021年11月颁布了一项规则，修改了管道维修标准，增加了监测和报告义务，并将监管安全要求扩大到农村地区的某些集输线路。2022年8月，制定了一项额外规则，调整了维修标准，加强了诚信管理评估要求等。2023年，PHMSA发布了一份拟议规则制定通知，以通过更严格的泄漏检测和维修要求等事项解决甲烷排放管理问题，PHMSA正在分析意见。PHMSA正在继续努力制定与集气管道安全监督有关的额外法规，未来可能会采取额外的监管行动，扩大PHMSA的管辖范围并实施更严格的完整性管理要求。采用更全面或更严格的安全标准的法律或法规，可能要求我们安装新的或修改的安全控制措施，追求新的资本项目，或加速进行维护计划，所有这些都可能要求我们承担可能会带来重大的运营成本增加。此外，如果我们未能遵守PHMSA或类似的州法规，我们可能会受到巨额罚款和处罚。截至2023年12月28日，PHMSA可以施加的最高民事罚款为每天每次违规266，015美元，相关系列违规最高罚款为2，660，135美元。
如果我们未能遵守FERC管理的所有适用的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到重罚和罚款。
根据《2005年多梅尼奇—巴顿能源政策法案》（“EPAct 2005”），FERC根据NGA和NPA拥有民事处罚权，对当前违规行为处以最高每天1，544，521美元的罚款（每年根据通货膨胀调整），每次违规行为和与任何违规行为相关的利润流失。虽然我们的业务没有受到FERC作为NGA下的天然气公司的监管，但FERC已通过法规，可能会使我们的某些非FERC管辖区业务遵守FERC年度报告和发布要求。我们还必须遵守联邦能源管理委员会执行的反市场操纵规则。2005年《EPAct 2005》还授权FERC对违反ICA和FERC规定的行为实施民事处罚，最高金额根据通货膨胀率每年调整，2024年相当于每次违规行为每天16，170美元。联邦能源管理委员会可不时考虑或通过与这些和其他事项有关的其他规则和立法。如“第1项和第2项”所述，未来未能遵守该等规定，我们可能会承担民事罚款责任。商业和财产—立法和监管环境"。
我们的石油及天然气销售，以及与该等能源商品相关的任何对冲活动，使我们面临潜在的监管风险。
石油天然气和天然气液化石油气的销售目前不受管制，并按议定价格销售。然而，联邦政府历史上一直活跃在石油和天然气销售监管领域。我们无法预测是否会提出监管石油和天然气销售的新立法，美国国会或各州立法机关实际上可能会制定什么样的建议，以及这些建议可能对我们的业务产生什么样的影响。
此外，FERC、FTC和CFTC拥有监控与我们业务相关的实物和期货能源商品市场的某些部分的法定权力。这些机构实施了广泛的条例，禁止欺诈和操纵此类市场。就我们的石油及天然气实物销售以及与该等能源商品相关的任何对冲活动而言，我们须遵守该等机构所执行的市场相关法规，该等机构拥有重大执法权力。这些机构拥有相当大的执法权力，包括对当前违规行为处以每天1，544，521美元（每年根据通货膨胀进行调整）的罚款，CFTC每天1，450，040美元（每年根据通货膨胀进行调整）的罚款，以及FTC每天1，472，546美元（每年根据通货膨胀进行调整）的罚款。联邦能源管理委员会还对天然气销售量报告提出了要求，这可能会影响价格指数的形成。可不时考虑或通过与这些事项和其他事项有关的其他规则和立法。我们未能遵守这些或这些机构管理的其他法律和法规，可能会使我们遭受刑事和民事诉讼。
如“第一和第二项”所述。商业和财产—立法和监管环境。“未能遵守解释和执行的这些法规，可能会对我们的财务状况或经营业绩造成重大不利影响。
美国国会采纳有关衍生工具合约的衍生工具法例及规例，可能会对我们对冲业务相关风险的能力造成重大不利影响。
《多德—弗兰克法案》第七章确立了联邦对场外交易（“OTC”）衍生品的监督和监管，并要求CFTC和SEC制定进一步影响衍生品合约的法规，包括我们用于对冲场外交易市场价格波动风险的衍生品合约。虽然CFTC和SEC已经在某些领域发布了最终法规，但其他领域的最终法规以及相关定义和/或豁免的范围仍有待最终确定。
在多德—弗兰克法案下的一项规则制定程序中，CFTC于2020年1月30日发布了一项重新提出的规则，对各种商品（包括石油和天然气）的某些期货和期权合约以及作为其经济等价物的掉期施加头寸限制。根据拟议的头寸限额规则，某些类型的套期保值交易可免于这些可持有头寸规模的限制，条件是此类套期保值交易符合CFTC对某些列举的"善意套期保值"交易或头寸的要求。最终规则尚未发布。
CFTC还采纳了有关持仓合计的最终规则，根据该规则，控制另一方交易或拥有另一方10%或以上股权的一方必须将被控制或拥有方的持仓与其自身的持仓合计，以确定是否遵守持仓限额，除非适用豁免。CFTC的汇总规则现已生效，但CFTC的工作人员已批准免除最终汇总规则中的各种条件和要求，直到2025年8月12日。随着最终汇总规则的实施以及CFTC最终持仓限额规则的采纳和生效，我们执行上述对冲策略的能力可能会受到限制。目前还不确定CFTC提议的新头寸限制规则是否、何时以及以何种形式成为最终和有效。
CFTC发布了一项最终规则，要求某些掉期交易商和主要掉期参与者在2020年7月22日就其掉期业务预留资金。此规则可能要求我们的掉期交易对手方因与我们订立未结算的金融衍生工具而追加资本，这可能会增加我们未来金融衍生工具交易的成本。
CFTC于2016年1月6日发布了关于未清算互换交易保证金要求的最终规则，其中包括免除任何要求，以保证商业最终用户为对冲影响其业务的商业风险而达成的未清算互换交易。此外，CFTC还发布了一项最终规则，授权豁免通过衍生品结算组织清算某些类型的掉期交易，并在受监管的交易所进行此类掉期交易，该豁免适用于商业最终用户为对冲影响其业务的商业风险而进行的掉期交易。强制性清算要求目前仅适用于某些利率掉期和信用违约掉期，但CFTC可以采取行动，对其他类型的掉期交易实施强制性清算要求。多德—弗兰克法案还对互换交易的交易对手方规定了记录和报告义务以及其他监管合规义务。
上述所有法规可能增加我们订立金融衍生工具交易以对冲或减轻我们所承受的商品价格波动及影响我们业务的其他商业风险的成本。多德—弗兰克的沃尔克规则条文亦可能要求我们目前从事金融衍生品交易的银行对手方将其部分衍生品活动分拆至独立实体，而独立实体的信誉可能不如目前银行对手方。根据该等规则，其他银行对手方可终止其目前作为对冲提供者的业务。该等变动可能会降低金融衍生工具市场的流动性，从而降低像我们这样的实体（作为商业最终用户）获取金融衍生工具以对冲或减轻我们面临的商品价格波动风险的能力。
因此，多德—弗兰克法案以及据此发布的任何新法规都可能大幅增加衍生品合约的成本，（包括通过要求提供现金抵押品），这可能对我们用于其他商业运营目的的资本产生不利影响，相对于我们现有双边谈判的金融衍生品合约条款，实质性地改变未来互换的条款，并减少衍生品的可用性，我们面临的商业风险。
倘我们因新规定而减少使用衍生工具合约，则我们的经营业绩可能会变得更不稳定，现金流量更难预测，这可能会对我们规划资本开支及提供资金的能力造成不利影响。最后，该立法的部分目的是减少石油、天然气和天然气液化天然气价格的波动，一些立法者将其归因于与石油、天然气和天然气液化天然气相关的衍生品和商品工具的投机交易。因此，如果立法和条例的结果是降低商品价格，我们的收入可能受到不利影响。中任一
该等后果可能对我们的综合财务状况，经营业绩或现金流量造成重大不利影响。
倘我们因未能遵守环境法律或法规或向环境中释放有害物质或其他废物而产生成本及负债，则我们推行业务策略的能力可能会受到不利影响。
我们可能会因适用于油井、集气系统及其他设施的环境要求而产生重大成本及负债。这些成本和责任可能根据广泛的联邦、州和地方环境法律和法规产生，包括，例如，以下联邦法律及其州对应法律，并不时修订：
•CAA限制来自多个来源的空气污染物的排放，规定了各种施工前、监测和报告要求，并被环境保护局作为采用与温室气体排放有关的气候变化监管倡议的权威；
•CWA，它管理从设施向州和联邦水域的污染物排放，并确定水道作为美国保护水域受联邦管辖和规则制定的程度；
•OPA规定了清除费用和损害赔偿责任，因为石油泄漏到美国水域；
•SDWA，通过采用饮用水标准和控制地下注入液体到地下地层中，保护国家公共饮用水的质量；
•RCRA，对无害和危险废物的产生、处理、储存、运输、处置和清理提出了要求；
•《环境、环境、环境和赔偿责任法》，该条规定，在发生或威胁发生危险物质释放的场所，危险物质的生产者、运输者和制造者以及发生或威胁发生危险物质释放的场所的现有和过去的某些所有者和经营者，均应承担责任；
•《应急计划和社区知情权法》，要求各机构实施安全危害沟通方案，并向员工、地方应急计划委员会和反应部门传播有关有毒化学品使用和库存的信息；
•欧空局，通过实施作业限制或限制，或临时、季节性或永久性禁止在受影响地区作业，限制可能影响联邦确定的濒危和受威胁物种或其栖息地的活动。《生物多样性保护协定》也为候鸟提供了类似的保护。
这些美国法律及其实施条例，以及各州的相应法规，通常限制向环境空气排放污染物的水平，向地表水排放污染物，以及向地表和地下土壤和地下水排放或以其他方式排放污染物。不遵守这些法律和法规可能会导致对制裁进行评估，包括行政、民事和刑事处罚，施加调查、补救和纠正行动义务，产生资本支出，出现项目许可、开发或扩建方面的延误，以及发布命令禁止我们在特定地区的部分或全部未来业务。遵守更严格的标准和其他环境法规可能会限制我们获得运营许可证的能力，或者要求我们安装额外的污染控制设备，而这些设备的成本可能会很高。某些环境法和类似的国家法律和条例规定了严格的连带责任，而不考虑行为的过错或合法性，对清理和恢复已处置或以其他方式排放危险物质或其他废物的场地所需的费用承担责任。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称因向环境中排放危险物质、废物或其他材料而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。此外，这些法律法规可能会限制石油或天然气的生产速度。从历史上看，我们的环境合规成本对我们的运营结果没有重大不利影响；然而，不能保证此类成本在未来不会产生重大影响，也不能保证此类未来合规成本不会对我们的业务和运营结果产生重大不利影响。
此外，近年来，公众对环境保护的兴趣急剧增加。更广泛和更严格的环境立法和法规适用于石油和天然气行业的趋势可能会继续下去，
从而增加了经营成本，从而影响了盈利能力。只要颁布法律或采取其他政府行动限制钻探或施加更严格和更昂贵的运营、废物处理、处置和清理要求，我们的业务、前景、财务状况或运营结果可能会受到重大不利影响。见“项目1和2.商业和物业--立法和监管环境”。
我们受制于复杂的联邦、州、地方和其他法律法规，这些法规可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生实质性的不利影响。
我们的石油和天然气业务受到复杂和严格的法律法规的约束。为了在符合这些法律和法规的情况下开展业务，我们必须从联邦、州和地方政府当局获得和维护大量的许可、批准和证书。未能或延迟获得监管部门的批准或钻探许可可能会对我们开发物业的能力产生重大和不利的影响，而获得附带苛刻条件的钻探许可可能会增加我们的合规成本。此外，有关保护做法和保护相关权利的规定限制了我们可能生产和销售的石油和天然气的数量，从而影响了我们的运营。
我们受联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规由对石油和天然气勘探、生产和运输的各个方面拥有管辖权的政府当局解释和执行。存在这样一种可能性，即新的法律、法规或执法政策可能会更加严格，并显著增加我们的合规成本。如果我们不能通过保险或增加收入来收回由此产生的成本，我们的财务状况可能会受到实质性的不利影响。
例如，真相与和解委员会通过了实施立法的规则和条例，要求对不活跃的油井进行某些清理活动，并提出与批准延长封堵有关的额外要求。不遵守规定可能会导致行政处罚，并导致运营商失去在德克萨斯州开展业务的能力。法律的一个主要组成部分是第15条，它要求油井操作员遵守某些不活动的油井清理活动，包括切断电力，清除不活动的管线和油罐中的所有生产流体，并拆除前一年未生产石油或天然气的油井的地面设备。违反规则15可能会导致每次违规每天高达1万美元的行政处罚，并导致运营商失去在德克萨斯州开展业务的能力。
美国联邦和州政府对石油和天然气生产和运输的监管、总体经济状况以及供需变化也会影响我们获得交通选择的机会。可能影响石油行业的各种提案和程序正在美国国会、FERC、各州立法机构和法院待决。该行业历来受到严格的监管，我们无法保证FERC和美国国会最近采取的不那么严格的监管方法将继续下去，也无法预测此类提议或程序可能对我们的运营产生什么影响。
燃料节约措施、替代燃料要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃油经济性和能源发电设备的技术进步，以及通过对可再生能源项目(如爱尔兰共和军2022年所载项目)的激励措施或资金，可能会减少对石油和天然气的需求。石油和天然气需求变化的影响可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
我们的业务面临一系列气候变化带来的风险。
气候变化继续引起公众和科学的极大关注。因此，我们的运营以及我们非运营资产的运营受到一系列与化石燃料生产和加工以及温室气体排放相关的监管、政治、诉讼和金融风险的影响。在联邦一级，迄今为止还没有实施全面的气候变化法律或法规，尽管爱尔兰共和军2022年推进了许多与气候有关的目标。然而，美国环保局已经通过了一些法规，其中包括对某些大型固定污染源的温室气体排放进行建筑和运营许可审查，并与交通部一起，对在美国生产的运营车辆实施温室气体排放限制。近年来，联邦政府对石油和天然气设施甲烷排放的监管一直备受争议。有关更多信息，请参阅“项目1和2.企业和物业--立法和监管环境--空气排放”。
此外，各个州和州集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，侧重于温室气体排放限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制温室气体排放等领域。例如，加利福尼亚州通过CARB实施了温室气体排放上限和交易计划，为全州范围内的温室气体排放设定了最大上限，到2030年，这一上限每年都会下降，比1990年的水平低40%。承保实体必须减少其温室气体排放或购买限额，以
造成这种排放的原因。另外，加利福尼亚州已经实施了低碳排放标准和相关的可交易信用额度，要求该州燃料供应的碳强度逐步低于基准汽油和柴油燃料。这样的计划是有效的
随着加州加强监管，寻求减少该州化石燃料的供应和需求，
包括逐步停止销售装有内燃机的车辆。CARB还颁布了关于监测、泄漏检测、维修和报告现有和新的石油和天然气生产设施甲烷排放的法规。科罗拉多州颁布了适用于石油和天然气设施的类似法规。科罗拉多州已经开始越来越多地监管石油和天然气业务，并考虑到温室气体排放和累积影响。2024年1月，科罗拉多州能源和碳管理委员会发布了规则草案，如果按提议最终确定，将要求监管机构在批准决策时考虑石油和天然气运营的累积影响，并加强对项目邻近其他工业场所、住宅和学校地区、“受不成比例影响的社区”和“累积影响的社区”的审查。该规则草案还将为石油和天然气运营商设定温室气体排放强度目标，并要求监管机构在其累积影响分析中考虑到这些目标，以及在夏季限制未达到臭氧层的地区开展业务的可能性。
此外，我们已经并可能在未来受到冬季天气的影响，以及我们的设施设备和对手方设备的气候变化的影响，以预期未来气候事件。例如，于二零二二年冬季，我们位于德克萨斯州南部的若干地面设施受到异常冬季条件的影响，暂时对我们的生产造成不利影响。此外，为应对冬季风暴Uri，TRC被指示通过规则，要求某些天然气加工、储存和管道设施运营商经历重大或反复的与天气有关的强制服务中断，除其他外，聘请独立方评估运营商的天气化计划、程序和操作，并将评估结果提交TRC。2022年8月，TRC通过了《天气应急准备标准规则》，该规则要求该州电力供应链上的关键天然气设施，包括天然气加工、储存和管道设施，（i）进行天气处理，以帮助确保在天气紧急情况下的持续运营；（ii）纠正导致天气相关被迫停工的已知问题；及（iii）如某设施在天气紧急情况下因天气而被迫停止运作，须联络该委员会。此外，与我们订立服务合约的对手方经营的加工、储存及管道设施因天气相关被迫停工，亦可能对我们的营运及财务业绩造成不利影响。
在国际上，联合国发起的《巴黎协定》要求成员国在2020年后每五年单独确定并提交不具约束力的减排目标。虽然美国已经退出该协议，但拜登总统已签署行政命令，重新承诺美国遵守该协议，并于2021年4月宣布了到2030年将美国排放量减少50—52%的目标。2021年11月，国际社会再次聚集在格拉斯哥出席COP26，期间作出多项公告，包括呼吁各方取消某些化石燃料补贴，并就非CO采取进一步行动2温室气体与此相关，美国和欧盟联合宣布启动“全球甲烷承诺”，旨在到2030年将全球甲烷污染相对于2020年水平至少减少30%，其中包括能源领域的“所有可行减排”。在2022年11月的COP27上，各国重申了COP26的协议，并被呼吁加快努力，逐步取消低效的化石燃料补贴。美国还与欧洲联盟和其他伙伴国家一道宣布，它将制定监测和报告甲烷排放量的标准，以帮助创造低甲烷密度天然气市场。在COP28上，各方达成了一项协议，将从能源系统中的化石燃料过渡到增加可再生能源产能。虽然在COP27或COP28上没有明确承诺或时间轴逐步淘汰或淘汰所有化石燃料，但不能保证各国将来不会寻求实施此类淘汰。然而，这些协议可能导致金融机构和各利益攸关方之间的压力增加，要求它们减少或以其他方式对矿物燃料的供资施加更严格的限制，并增加对矿物燃料生产和使用的反对。这些命令、承诺、协议以及为履行美国在《巴黎协定》、COP26、COP27或其他国际公约下的承诺而颁布的任何立法或法规的影响目前尚无法预测。
政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加，包括最近当选的政府做出的与气候变化有关的承诺。这些措施包括承诺限制排放，限制联邦土地上的石油和天然气生产，例如通过停止出租公共土地用于碳氢化合物开发。例如，总裁·拜登发布了几项行政命令，重点是应对气候变化，包括可能影响我们生产石油和天然气的成本或需求的项目。此外，2021年11月，拜登政府发布了《美国长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径》，其中确立了到2050年美国净零排放的路线图，其中包括提高能源效率；通过电力、氢气和可持续生物燃料实现能源脱碳；以及减少非CO2温室气体排放，如甲烷和一氧化二氮。拜登政府还在考虑修改联邦土地上石油和天然气开发的租赁和许可计划。有关更多信息，请参阅我们在“第1和第2项”中的监管披露。商业和财产—立法和
监管环境--水力压裂。拜登政府可能采取的其他行动可能包括对管道基础设施的建立或液化天然气出口设施的许可施加更严格的要求，以及对石油和天然气设施施加更严格的温室气体排放限制。例如，拜登政府最近暂停了对美国没有自由贸易协定的国家新出口液化天然气的决定。诉讼风险也在增加，一些当事人试图在州或联邦法院对石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司生产导致气候变化的燃料，造成公共滋扰，或者声称公司意识到气候变化的不利影响已有一段时间，但未能充分披露这些影响，从而欺骗了投资者或客户。
化石燃料生产商的财务风险也越来越大，因为目前投资于化石燃料公司的股东可能会在未来选择将部分或全部投资转移到与化石燃料无关的行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法，其中一些可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。例如，在第26次缔约方会议上，GFANZ宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致承诺净零目标的资本超过130万亿美元。GFANZ的各种次级联盟一般要求参与者设定短期、特定部门的目标，以便在2050年前将其融资、投资和/或承保活动转变为净零排放。还有一种风险是，金融机构将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。最近，总裁·拜登签署了一项行政命令，呼吁制定一项“气候融资计划”。另外，在2020年末，美联储宣布已加入NGFS，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融领域与气候相关的风险。2022年9月，美国联邦储备委员会(Federal Reserve)宣布，美国有六个国家的国债。最大的银行将参加气候情景分析试点工作，以增强公司和监管机构衡量和管理与气候有关的金融风险的能力。试点工作将在2023年全年进行，旨在分析与气候变化相关的实物风险和过渡风险对银行投资组合中特定资产的影响。限制对化石燃料能源公司的投资和融资可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。此外，美国证券交易委员会发布了一项拟议的规则，要求注册者披露与气候有关的信息，包括范围1和范围2的温室气体排放数据，在某些情况下，范围3的排放数据，以及任何设定的与气候有关的目标和目标。最终规则预计将于2024年发布。虽然这些要求的最终形式和实质尚不清楚，但这可能会导致遵守任何此类披露要求的额外成本。我们也无法预测金融机构和投资者在做出投资决策时会如何考虑此类披露，而且我们可能会面临成本增加或获得资本的限制。
通过和实施新的或更严格的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措，对石油和天然气生产商(如我们自己或我们的运营商)的温室气体排放实施更严格的标准，或以其他方式限制我们可能生产石油和天然气或产生温室气体排放的领域，可能会导致合规成本增加或消费成本增加，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求或侵蚀其价值。此外，政治、诉讼和金融风险可能导致我们限制或取消石油和天然气生产活动，因气候变化而导致基础设施损坏的责任，或损害我们继续以经济方式运营的能力。此外，气候变化还可能导致各种物理风险，例如极端天气事件(包括风暴、野火和其他自然灾害)的频率或强度增加，或者气象和水文模式的变化，这可能对我们的运营以及我们的运营商及其供应链产生不利影响。此类物理风险可能会损坏我们的设施或以其他方式对我们的运营产生不利影响，例如，如果我们因干旱而减少用水量，或对我们产品的需求，例如，较温暖的冬季减少了供暖用能源的需求。这种实物风险还可能影响我们生产或运输产品所依赖的供应链或基础设施。这些发展中的一个或多个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。
与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加和额外的运营限制或延迟油井和天然气井的完工，并对我们的生产产生不利影响。
水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于从致密的地下岩层中刺激石油、天然气和天然气的生产。我们和我们的物业运营商经常使用水力压裂作为我们运营的一部分。水力压裂涉及将水、沙或替代支撑剂和化学物质在压力下注入目标地质地层，以压裂围岩并刺激生产。美国国会不时考虑立法修订SDWA，以取消目前水力压裂的豁免，这将给水力压裂作业带来额外的监管负担，包括要求在按照某些施工要求开始作业之前获得许可，建立财务保证，以及要求报告和披露在这些作业中使用的化学品。这项立法尚未通过。
水力压裂(使用柴油以外的水力压裂)目前一般不受SDWA UIC计划的监管，通常由州石油和天然气委员会或类似机构监管。然而，几个联邦机构已经声称拥有监管权力，或对这一过程的某些方面进行调查。例如，2016年6月，美国环保局发布了一项污水限制指南最终规则，禁止将来自陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放到公有污水处理厂。
此外，2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最终报告，结论是与水力压裂相关的“水循环”活动在某些有限的情况下可能会影响饮用水资源。到目前为止，环保局还没有对2016年12月的报告采取进一步行动。
此外，BLM于2015年3月完成了一项关于联邦和部落土地上水力压裂活动的规则，要求公开披露水力压裂中使用的化学品，确认压裂作业中使用的油井符合适当的施工标准，并制定管理相关回流水的计划。虽然BLM在2017年废除了这些规定，但拜登政府可能会重新考虑这些规定。BLM目前还在考虑修订联邦土地上石油和天然气租赁的财政条款，以及BLM在确定是否租赁指定土地时考虑的标准。拜登政府还可能进一步限制联邦土地上的水力压裂和其他石油和天然气开发；有关更多信息，请参见我们在“第1和第2项”中的监管披露。商业和财产—立法和管理环境—水力压裂。”
此外，包括得克萨斯州在内的一些州已经通过，其他州正在考虑通过，在某些情况下限制或可能限制水力压裂，并要求披露水力压裂操作中使用的化学品。此外，州和地方政府实体已行使监管权力来监管、限制或在某些情况下禁止水力压裂。例如，科罗拉多州对石油和天然气开发采取了更严格的挫折措施。在加利福尼亚州，参议院第1137号法案于2022年9月16日签署成为法律，该法案规定新的石油和天然气生产井与某些敏感受体（如家庭、学校或公园）之间的最小距离为3200英尺。然而，2023年2月3日，加利福尼亚州国务卿认证了选民公投支持者收集的必要数量的签名，从而使该法案符合2024年11月的投票资格。因此，参议院第1137号法案被搁置，直到付诸表决。然而，科罗拉多州已经开始越来越多地监管石油和天然气业务，普遍考虑温室气体排放及其累积影响，包括在2024年发布规则草案，将对受影响社区和其他开发项目2000英尺范围内的项目位置进行更严格的审查。新的法律或法规对水力压裂施加新的义务或严重限制，可能会使我们进行水力压裂活动变得更困难或成本更高，从而影响我们确定油井是否具有商业可行性，并增加我们的经营成本。该等成本增加及生产活动的任何延误或缩减可能对我们的业务、前景、财务状况、经营业绩及流动资金造成重大不利影响。
对旨在保护某些野生动物物种的钻探活动的限制可能会对我们在我们作业的一些地区进行钻探活动的能力产生不利影响。
我们作业区的石油和天然气作业可能会受到旨在保护各种野生动物的钻探活动的季节性或永久性限制的不利影响，例如联邦ESA和MBTA所施加的限制。季节性限制可能会限制我们在保护区作业的能力，并可能加剧对钻机、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能会导致允许钻探时的周期性短缺。这些限制因素以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。为保护濒危物种而实施的永久性限制可能会禁止在某些地区进行钻探，或需要执行昂贵的缓解措施。我们可能会在已知存在被列为受威胁或濒危物种的地区，以及可能被列为受威胁或濒危物种的其他物种，如沙丘山艾树蜥蜴、小草原鸡和大鼠尾草松鸡，可能存在ESA列为受威胁或濒危物种的地区进行石油和天然气租赁业务。目前正在进行审查，以确定是否应该将沙丘山艾树蜥蜴列入名单，2022年11月，FWS列出了ESA下的小草原鸡的两个不同种群。此外，拜登政府已采取行动扩大欧空局的执法，包括扩大"关键栖息地"的定义。在我们经营的区域将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，将物种从受威胁重新分类为濒危物种，或扩大指定为"关键栖息地"的区域，可能导致我们因物种保护措施而增加成本，或可能导致我们的勘探受到限制，可能对我们开发和生产储量的能力造成不利影响的开发和生产活动。如果物种被列入清单或根据ESA或类似法律指定关键栖息地，或先前未受保护的物种被指定为在我们的物业所在地区受到威胁或濒危，则在该等物业的运营可能会因物种保护措施而增加成本，并面临有关生产活动的延误或限制。
对可持续发展相关事宜及保护措施的关注程度可能会对我们的业务造成不利影响。
对气候变化的日益关注、社会对公司应对气候变化的期望、投资者和社会对自愿可持续性披露的期望以及消费者对替代能源的需求可能导致成本增加、对我们产品的需求减少、利润减少、调查和诉讼增加，以及对我们的股价和资本市场准入的负面影响。例如，对气候变化和环境保护的日益关注可能会导致对石油和天然气产品的需求变化，以及针对我们或我们的运营商的额外政府调查和私人诉讼。在涉及社会压力或政治或其他因素的情况下，有可能在不考虑我们对所称损害的因果关系或贡献或其他减轻因素的情况下施加此类责任。
此外，虽然我们可能会不时创建和公布与可持续性相关的事项的自愿披露，但这些自愿披露中的许多陈述基于假设预期和假设，这些预期和假设可能代表或可能不代表当前或实际风险或事件，或预期风险或事件的预测，包括相关成本。这些期望和假设必然是不确定的，而且由于所涉时间很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多与可持续性有关的事项的单一办法，因此可能容易出错或被误解。我们也可能宣布参与或根据各种第三方可持续发展或气候相关框架获得认证，以改善我们的可持续发展形象，但此类参与或认证可能成本高昂，且可能无法达到预期效果。此外，虽然我们可能会宣布各种自愿的气候或可持续性相关目标，但这些目标是雄心勃勃的。我们可能无法按照最初设想的方式或时间轴实现该等目标，包括但不限于由于无法预见的成本或与实现该等成果相关的技术困难。在达到该等目标的情况下，我们可能会透过各种合约安排（包括购买各种可被视为减轻我们对环境的影响而非环境表现的实际改变）来实现。然而，我们不能保证将有足够的补偿可供购买，因为许多企业实施净，
零目标，或者我们购买的抵消将成功地实现它们所代表的减排。此外，尽管我们采取了这些理想的目标和任何其他行动，我们可能会受到来自投资者、贷款人或其他团体的压力，要求我们采取更积极的气候或其他与可持续发展相关的目标，但我们不能保证我们将能够实现这些目标，因为潜在的成本或技术或运营障碍。
此外，向投资者提供企业管治及相关事宜资料的组织已制定评级程序，以评估公司处理环境、社会及管治事宜的方针。一些投资者使用这些评级来告知他们的投资和投票决定。不利的ESG评级和近期旨在将资金从能源相关资产公司转移出去的激进主义可能导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转移到其他行业，这可能对我们的资金获取和成本产生负面影响。此外，机构贷款人可能会基于气候变化相关的担忧决定不为化石燃料能源公司提供资金，这可能会影响我们获得潜在增长项目的资金。此外，在可持续发展相关事宜对我们的声誉产生负面影响的情况下，我们可能无法在招聘或留住员工方面进行有效的竞争，这可能对我们的运营造成不利影响。可持续发展相关事宜亦可能影响我们的供应商及客户，最终可能对我们的营运产生不利影响。
此外，关于可持续性问题的公开声明，如减排目标、其他环境目标或解决某些社会问题的其他承诺，正日益受到公共和政府当局与潜在"洗绿"风险有关的严格审查，即，误导性信息或夸大潜在利益的虚假声明。例如，2021年3月，SEC在执法部门成立了气候与ESG特别工作组，以识别和处理潜在的ESG相关不当行为，包括洗绿。某些非政府组织和其他私人行为者还根据各种证券和消费者保护法提起诉讼，指控某些ESG声明、目标或标准具有误导性、虚假或其他欺骗性。因此，我们可能面临与我们的可持续发展相关努力有关的私人人士及政府机关的诉讼风险增加。此外，任何针对我们或我们行业其他人的所谓“洗绿”声称可能导致进一步的负面情绪和投资转移。此外，某些机构还采取了反环境、社会及管治举措，重点围绕其对环境、社会及管治议题政治化的看法。在我们试图遵守和引导进一步的监管可持续性相关重点和审查时，我们可能会面临不断增加的成本。
与我们的负债有关的风险
我们部分依赖我们的循环信贷安排和资本市场的持续准入来成功执行我们的经营战略。
如果我们因为无法以令人满意的条件获得资本或融资而无法进行资本支出或收购，我们可能会经历石油和天然气产量和储量的下降。我们部分依赖外部资金来源为某些项目提供资金。这些资金来源的可获得性和成本是周期性的，这些资金来源可能不会保持可用，或者我们未来可能无法以合理的成本获得融资。例如，由于美国的高通胀水平，美联储和其他央行在2022年和2023年多次加息。这种较高的利率可能会增加资金成本，使我们无法以有利的利率获得债务融资，或者根本无法获得债务融资，这将对我们的运营产生实质性影响。此外，由于乌克兰、以色列和加沙地带的冲突、新冠肺炎大流行和复苏或其他原因，全球资本市场的状况一直不稳定，使得某些类型的融资条款难以预测，在某些情况下，导致某些类型的融资不可用。如果我们的收入因石油、天然气或天然气价格下降、经营困难、产量下降或任何其他原因而下降，我们获得维持目前水平运营所需的资本的能力可能有限。我们无法获得更多融资可能导致我们的业务减少或无法进行收购，这反过来可能导致我们的石油或天然气产量、储量和收入可能减少，没有足够的流动性来履行未来的财务义务，并可能对我们的运营业绩产生负面影响。
我们在最近期间产生了重大额外债务，这可能会削弱我们筹集进一步资本的能力或影响我们偿还债务的能力。
在最近几个时期，我们承担了大量的额外债务。我们的额外债务可能会削弱我们筹集更多资本的能力，包括扩大我们的业务、进行战略投资以及利用我们认为最符合公司和我们股东利益的融资或其他机会。
我们是否有能力按计划支付债务本金、支付利息或为债务进行再融资，取决于我们未来的表现，而未来的表现受到经济、金融、竞争和其他我们无法控制的因素的影响。我们的业务可能不会继续从未来的运营中产生足以偿还债务和进行必要资本支出的现金流。如果我们无法产生这样的现金流，我们可能被要求采取一个或多个替代方案，例如出售资产、削减支出、重组债务或以可能繁琐或高度稀释的条款获得额外的股本。我们对债务进行再融资的能力将取决于资本市场和我们目前的财务状况。我们的额外债务也可能影响我们偿还债务和遵守财务契约和我们相关信贷安排的其他条款的能力，在这种情况下，我们的贷款人可能会寻求可用的补救措施，直至终止我们的信贷安排和取消可用抵押品的抵押品赎回权。
我们的循环信贷机制下的借款基数因定期借款基数重新确定或其他原因而减少，可能会对我们为业务提供资金的能力产生负面影响。
我们的主要流动资金来源是循环信贷机制下的借款、运营现金以及股票和债券发行的收益。我们的循环信贷机制下的借款基数每半年重新确定一次，大约在每年的4月1日和10月1日左右进行。在重新确定借款基数期间，贷款人可以单方面调整借款基数和我们的循环信贷安排下允许未偿还的借款。借款基础取决于为我们提供贷款的石油和天然气资产的预计收入和资产价值，其中许多因素是我们无法控制的。
如果我们遇到流动性问题，我们可能面临债务评级下调，这可能会限制我们获得当前或未来融资或贸易信贷的机会，并对其条款产生负面影响。
我们获得融资和贸易信贷的能力以及任何融资或贸易信贷的条款，在一定程度上取决于独立信用评级机构对我们债务的信用评级。我们不能保证我们目前的任何评级将在任何给定的时间段内保持有效，或者如果评级机构认为情况需要，我们不能保证评级机构不会完全下调或撤销评级。可能影响我们信用评级的因素包括债务水平、计划中的资产购买或出售以及短期和长期生产增长机会、流动性、资产质量、成本结构、产品组合和大宗商品定价水平。评级下调可能会对我们获得融资或贸易信贷的能力造成不利影响，并增加我们的借贷成本。
我们的循环信贷安排下的借款使我们面临利率风险。
我们面临与循环信贷安排下的借款相关的利率风险。循环信贷安排下的借款按美元替代基本利率(基于最优惠利率、联邦基金实际利率或调整后的SOFR(定义见下文))加上适用保证金或SOFR，再加上适用保证金
借款人的选举。由于我们的可变利息债务，我们的经营业绩可能会受到利率上升的不利影响。
与我们普通股相关的风险
如果我们不能维持一个有效的内部控制系统，我们可能无法准确地报告我们的财务结果或防止欺诈。因此，股东可能会对我们的财务报告失去信心，这将损害我们的业务和我们A类普通股的交易价格。
有效的内部监控对于我们提供可靠的财务报告、防止欺诈以及作为上市公司成功运营是必要的。如果我们不能提供可靠的财务报告或防止欺诈，我们的声誉和经营成果将受到损害。我们无法确定我们维持内部控制的努力是否会取得成功，我们是否能够在未来对财务流程和报告保持足够的控制，或者我们是否能够遵守2002年《萨班斯—奥克斯利法案》第404条规定的义务。任何未能维持有效的内部监控，或在实施或改善内部监控时遇到的困难，均可能损害我们的经营业绩或导致我们未能履行报告责任。无效的内部控制也可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，这可能会对我们A类普通股的交易价格产生负面影响。
我们的A类普通股可能无法维持活跃、流动性和有序的交易市场。
我们的A类普通股在纽约证券交易所交易，股票代码为“CRGY”。“然而，我们的A类普通股可能无法维持一个活跃、流动性和有序的交易市场。活跃、流动性和有序的交易市场通常减少价格波动，并提高投资者买卖订单的执行效率。因此，您可能无法以等于或高于该等股份的假设价格出售我们的A类普通股股份。一般而言，股票市场经历了极端波动，往往与特定公司的经营业绩无关或不相称。这些广泛的市场波动可能会对我们A类普通股的交易价格产生不利影响。证券集体诉讼往往是在整体市场和公司证券市价波动的时期后对公司提起的。该等诉讼，如果对我们提起，可能会导致非常大的成本，转移管理层的注意力和资源，并损害我们的业务、经营业绩和财务状况。
未来在公开市场出售我们的A类普通股，或认为可能发生这种出售，可能会降低我们的A类普通股的价格，我们通过出售股权或可转换证券筹集的任何额外资金可能会稀释您在我们的所有权。
我们可能会在随后的发行中出售我们的A类普通股的额外股份。此外，在某些限制和例外情况下，运营公司单位持有人可以赎回他们的运营公司单位（连同相应数量的B类普通股股份）为我们的A类普通股股份（以一对一的基础，受股票分割、股票股息和重新分类以及其他类似交易的转换率调整），然后出售我们的A类普通股股份。于2023年12月31日，我们拥有91，608，800股A类普通股流通股和88，048，124股B类普通股流通股。独立的前所有者拥有我们B类普通股的所有流通股，约占我们流通股总数的49%。
于2023年1月，本公司根据登记权协议登记了若干出售股东（包括Independence的前拥有人）转售128，927，826股A类普通股股份（包括在赎回相应数量的B类普通股时将发行的A类普通股股份）。除根据该登记由出售股东进行出售外，我们的若干重要股东（包括该等出售股东）已将其持有的我们证券的股份分配给其投资者，投资者随后可向公开市场出售。出售此类证券可能会压低我们的股票价格。此外，我们在S—8表格上向SEC提交了登记声明，规定根据股权激励计划已发行或保留发行的3，672，404股A类普通股股份的登记。在满足归属条件、禁售协议到期以及1933年《证券法》（经修订）第144条规定的前提下，根据S—8表格登记声明登记的股份可立即在公开市场上无限制地转售。
我们无法预测我们的A类普通股或可转换为A类普通股的证券的未来发行规模，或我们的A类普通股股票的未来发行和销售将对我们的A类普通股市场价格产生的影响（如果有的话）。出售大量我们的A类普通股（包括与收购有关发行的股份），或认为这种出售可能发生，可能会对我们的A类普通股的现行市场价格产生不利影响。
如果证券或行业分析师不继续发表关于我们业务的研究或报告，如果他们对我们A类普通股的建议作出不利改变，或者如果我们的经营业绩不符合他们的预期，我们A类普通股的交易价格可能会下跌。
我们A类普通股的交易市场将受到行业或证券分析师发布的关于我们或我们业务的研究和报告的影响。如果其中一名或多名分析师停止对我们的报道或未能定期发布有关我们的报告，我们可能会失去在金融市场的知名度，进而导致我们的股价或交易量下跌。此外，如果一名或多名报道我们的分析师下调我们的A类普通股评级，或者如果我们的经营业绩不符合他们的预期，我们的A类普通股的交易价格可能会下跌。
与我们的财务状况有关的风险
我们的对冲活动可能导致财务损失或可能减少我们的净收入。
我们就现有生产的大部分订立衍生工具合约。我们计划继续订立对冲安排的做法，以减少短期对商品价格的风险，保护现金流和回报，并维持我们的流动性。
我们的对冲合约可能导致重大收益或亏损。例如，我们于2023年实现商品衍生品亏损1.537亿美元；然而，无法保证我们不会因对冲活动而实现未来额外亏损。此外，倘吾等订立任何对冲合约，且生产出现持续重大中断，吾等可能被迫履行全部或部分对冲责任，而并无出售相关实物商品所得现金流量，导致吾等流动资金大幅减少。
我们使用对冲交易保护我们免受未来石油及天然气价格下跌影响的能力将取决于我们订立未来对冲交易时的石油及天然气价格以及我们未来对冲水平，因此，我们的未来净现金流量可能对商品价格变动更为敏感。未来，我们可能无法以具吸引力的条款或根本无法对冲预期产量，这将使我们面临进一步潜在的商品价格不确定性，并可能对我们的经营活动提供的现金净额、财务状况及经营业绩造成不利影响。
我们的价格对冲策略及未来对冲交易将由我们酌情决定。我们未来对冲生产的价格将取决于我们进行该等交易时的商品价格，该价格可能大幅高于或低于当前价格。因此，我们的价格对冲策略可能无法保护我们免受未来生产所收到的价格大幅下跌的影响。相反，我们的对冲策略可能会限制我们从商品价格上涨中变现现金流的能力。与未来几年相比，我们未来产量的比例可能会大幅增加，这将导致我们的石油和天然气收入对商品价格波动更加敏感。
我们的对冲交易可能使我们面临交易对手信贷风险。
倘交易对手未能根据衍生工具合约履约，我们的对冲交易令我们面临财务损失风险。鉴于金融市场的历史动荡以及石油及天然气价格的大幅下跌，可能导致对手方的流动资金突然变化，并削弱其根据衍生工具合约条款的履约能力，交易对手方不履约的风险尤其令人关注。我们无法预测交易对手信誉或履约能力的突然变化。即使我们确实准确预测了突然的变化，我们抵消风险的能力也可能会受到市场条件的限制。此外，我们的一个或多个对冲提供商破产或其他类似程序或流动性限制，可能使我们不大可能收回困境实体欠我们的全部或大部分款项。
在商品价格下跌期间，我们的对冲应收账款头寸增加，这增加了我们的风险。倘交易对手的信誉恶化，导致其不履约，我们可能会产生重大亏损。
我们的现金流量将完全取决于我们的营运附属公司向我们作出现金分派的能力，而分派的金额将取决于各种因素。
我们目前预计，我们盈利的唯一来源将是我们经营附属公司的现金分派。我们的营运附属公司每个季度可分派予其拥有人的现金数额主要取决于其营运产生的现金数额，而该等现金数额将根据（其中包括）而按季波动：
•我们的经营附属公司从现有油井生产的石油和天然气数量；
•石油、天然气和天然气的市场价格；
•循环信贷融资契约所载对分派支付的任何限制；
•我们的运营子公司为其钻探和开发计划提供资金的能力；
•对我们每个运营子公司的投资水平，可能有限且差异不一；
•营运开支、维修开支及一般及行政开支的水平；
•（i）影响石油、天然气和天然气的供应或需求，以及（ii）运营成本和运营灵活性的监管行动；
•当前的经济状况;以及
•恶劣的天气条件和自然灾害。
此外，我们并非全资拥有所有营运附属公司。因此，倘该等经营附属公司作出分派（包括税项分派），则彼等亦须向其非控股权益拥有人作出分派。
我们的营运附属公司的若干雇员拥有利润权益，可能需要大量支出，并导致大量会计费用。
我们营运附属公司的若干雇员拥有利润权益，可能需要大量支出，特别是在任何该等营运附属公司清盘或出售资产时，并可能导致大量会计费用。这种支付与实现某些回报门槛值挂钩，在进行此类清理或处置时，将按与此类清理或处置所收到的现金数额成比例支付。关于更多信息，请阅读"第二部分，项目7.管理层对财务状况及经营业绩的讨论及分析—流动资金及资本资源—一般及行政管理”及附注13—股权补偿奖励载于本报告所载截至2023年12月31日止年度的经审核财务报表附注中。
我们唯一的主要资产是我们于运营公司的权益；因此，我们将依赖运营公司的分派及其他付款来支付税款、根据管理协议支付款项以及支付我们的企业及其他间接开支。
我们为控股公司，除于运营公司的拥有权权益外，并无重大资产。我们将没有独立的方式产生收入或现金流。在运营公司有可用现金的情况下，并在任何当前或未来债务协议的条款的规限下，我们拟促使运营公司（i）按比例向运营公司单位持有人（包括我们）作出现金分派，金额足以让我们根据管理协议支付税项及支付款项；及（ii）向我们作出款项，以偿还我们的企业及其他间接开支。我们一般预计运营公司将从可用现金中为此类分派和支付提供资金。当营运公司作出分派时，营运公司单位持有人将有权根据其于有关分派时于营运公司的权益收取按比例分派。倘我们需要资金，而运营公司或其附属公司根据适用法律或法规或任何当前或未来债务协议的条款被限制作出该等分派或付款，或无法提供该等资金，则我们的流动资金及财务状况可能受到重大不利影响。
此外，由于我们并无独立的收入来源，我们根据管理协议作出税项支付及付款的能力取决于运营公司向我们作出足以支付我们税务责任及管理协议项下责任的分派的能力。此能力反过来可能取决于运营公司附属公司向其作出分派的能力。运营公司、其附属公司及其直接或间接持有股权的其他实体作出分派的能力将受（其中包括）所限，（i）特拉华州法律的适用条款（或其他适用司法管辖区）可能限制可供分配的资金数额，以及（ii）运营公司或其附属公司及其直接或间接持有股权的其他实体发行的相关债务工具的限制。
与治理结构有关的风险
我们是纽约证券交易所规则所指的“受控公司”，因此，我们有资格并依赖于某些公司治理要求的豁免。
由于优先股股东是我们非经济系列I优先股的唯一拥有者，因此拥有任命我们董事会的独家权利，我们是根据萨班斯—奥克斯利法案和纽约证券交易所规则的受控公司。受控制公司不需要其董事会拥有多数独立董事，也不需要成立独立的薪酬或提名委员会和公司治理委员会。作为一家受控制的公司，我们将继续遵守萨班斯—奥克斯利法案和纽约证券交易所的规则，这些规则要求我们拥有一个完全由独立董事组成的审计委员会。
如果我们在任何时候不再是一家受控制的公司，我们将采取一切必要的行动来遵守《萨班斯—奥克斯利法案》和纽约证券交易所的规则，包括确保我们的董事会拥有大多数独立董事，并确保我们的薪酬委员会和提名与治理委员会均完全由独立董事组成，并受允许的“分阶段引入”期的限制。
我们的公司注册证书指定特拉华州法院为股东可能发起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和独家论坛，这可能限制我们的股东获得有利的司法论坛与我们或我们的董事，高级职员，雇员或代理人的争议。
我们的公司注册证书规定，除非我们书面同意选择替代法院，否则特拉华州法院将在适用法律允许的最大范围内，为（i）代表我们提起的任何衍生诉讼或程序，（ii）声称我们的任何董事、高级管理人员违反受托责任的任何诉讼，我们或我们的股东的雇员或代理人，（iii）根据特拉华州普通公司法、我们的注册证书或我们的章程的任何条款提出索赔的任何诉讼，或（iv）根据内部事务原则提出索赔的任何诉讼，在每一个该等案件中，须受该等大法院对其中指定为被告的不可或缺的当事方具有属人管辖权。任何购买或以其他方式获得本公司股本股份的任何权益的个人或实体将被视为已通知并同意前一句所述的本公司重述的公司注册证书的规定。该法院选择条款可能限制股东在其认为有利于与我们或我们的董事、高级职员、雇员或代理人发生纠纷的司法法院提出索赔的能力，这可能会阻碍对我们和这些人的此类诉讼。或者，如果法院裁定本公司注册证书的这些规定不适用于一项或多项指定类型的诉讼或程序，或无法执行，则本公司可能会因在其他司法管辖区解决该等事项而产生额外费用，从而可能对本公司的业务、财务状况或经营业绩造成不利影响。
我们的优先股股东的重大投票权限制了我们普通股股东影响我们业务的能力。
我们的优先股股东是我们非经济系列I优先股的唯一持有人，预期将保留其对我们非经济系列I优先股的所有权，直至其不再拥有超过14，369，367股普通股，惟若干例外情况除外。我们的非经济系列I优先股授权其持有人任命我们的整个董事会和若干其他人就某些基本公司行动获得批准权，包括债务发生超过当时未偿债务的10%，重大股本筹集，优先股发行，采纳股东权利计划，我们的注册证书及其章程的某些部分的修订、出售我们的全部或绝大部分资产、涉及我们的合并、罢免我们的首席执行官以及我们的清算或解散。与传统公司结构中的普通股不同，我们的普通股持有人不会投票选举董事。因此，我们普通股的持有人将比传统公司结构中普通股的持有人更少影响我们业务的能力。
优先股股东的控股权地位可能具有延迟或防止控制权或管理层变动的效果，并可能对我们A类普通股的交易价格产生不利影响，因为投资者认为拥有控股股东的公司股票是不利的。
鉴于其拥有我们的非经济系列I优先股，优先股股东将不得不批准对我们的任何潜在收购。控股股东的存在可能会起到阻吓敌意收购、延迟或防止控制权变动或管理层变动的效果，或限制我们其他股东批准他们认为符合我们最佳利益的交易的能力。此外，优先股股东的控股权地位可能会对我们A类普通股的交易价格产生不利影响，因为投资者认为拥有控股股东的公司股票是不利的，无论是由于以高于我们A类普通股当时存在的交易价格出售我们的可能性降低或其他原因。
我们的公司注册证书规定，在法律允许的最大范围内，优先股股东没有义务考虑其他股东的单独利益，并将包含限制优先股股东责任的条款。
在适用法律允许的最大范围内，我们的公司注册证书包含限制优先股股东应承担的义务的条款，并包含允许优先股股东有利于其自身利益及其控制人对我们和我们普通股持有人的利益的条款。我们的公司注册证书包含规定优先股股东没有义务考虑其他股东的单独利益（包括对该等股东的税务后果）在决定是否授权我们采取（或拒绝授权我们采取）任何诉讼以及规定优先股股东不应就任何损失向其他股东承担损害赔偿责任或公平救济责任，非该等股东因该等决定而获得的责任或利益。
我们的公司注册证书包含一项条款，声明我们放弃对某些公司机会的兴趣和期望，这可能会阻止我们从某些公司机会中受益。
"公司机会"原则规定，公司受托人作为其对公司及其股东忠诚义务的一部分，不得为自己占用公平应属于公司的机会。因此，公司受托人一般不得追求公司在财务上有能力承担的商业机会，而该商业机会就其性质而言属于公司的业务范围，对公司有实际或预期利益，除非该机会已向法团披露，而法团决定不会寻求该机会。然而，《税务总局法》第122（17）条明确允许特拉华州公司在其公司注册证书中放弃公司在提供给公司或其高级职员、董事或股东的特定商业机会或特定类别商业机会中的任何利益或期望，或放弃被提供参与这些商业机会的机会。
我们的公司注册证书包含一项条款，即在特拉华州法律允许的最大范围内，我们放弃任何利益或期望，或被提供机会参与，不时呈现给其高级职员，董事，优先股股东或任何合伙人，经理，成员，董事，高级职员，股东，任何此类持有人的雇员、代理人或关联人。我们认为，该条文旨在规定某些商机不受“公司机会”原则约束，是适当的，因为优先股股东及其关联公司投资于广泛的公司，包括业务与我们类似的公司。由于此条文，我们可能无法获得某些对我们及我们的股东有利的公司机会。
税务风险
如果运营公司成为一家公开交易的合伙企业，就美国联邦所得税而言，我们和运营公司可能会面临潜在的重大税收效率低下。
我们打算这样运营，使OpCo不会成为一家上市合伙企业，作为一家公司在美国联邦所得税中纳税。“公开交易合伙企业”是指其利益在既定证券市场上交易或随时可在二级市场或相当于二级市场上交易的合伙企业。在某些情况下，根据赎回权赎回OpCo单位或以其他方式转让OpCo单位可能会导致OpCo被视为上市合伙企业。适用的美国财政部法规规定，某些避风港不会被视为上市合伙企业，我们打算这样操作，使OpCo单位的赎回或其他转让有资格获得一个或多个此类避风港。例如，我们打算限制OpCo单位持有人的数量，而OpCo LLC协议规定了对OpCo单位持有人转让其OpCo单位的能力的限制，并使我们作为OpCo的管理成员，有权根据赎回权对OpCo单位持有人赎回其OpCo单位的能力施加限制(除了那些已经存在的限制)，以确保OpCo将继续被视为合伙企业，以满足美国联邦所得税的目的。
如果OpCo成为一家上市合伙企业，作为一家公司在美国联邦所得税方面纳税，可能会给我们和OpCo带来严重的税务效率低下，包括我们无法向OpCo提交合并的美国联邦所得税申报单。
适用税法及法规的变动或额外所得税负债的风险可能对我们的业务、经营业绩、财务状况及现金流量造成不利影响。
我们受制于各种复杂的、不断演变的美国联邦、州和地方税法。美国联邦、州和地方税收法律、政策、法规、规则、法规或条例可能对我们不利地解释、更改、修改或适用，在任何情况下都可能具有追溯力。过去，有立法建议，如果成为法律，将对影响石油和天然气行业的美国联邦和州所得税法律做出重大改变，包括(I)取消无形钻探和开发成本的立即扣除，(Ii)废除石油和天然气资产的百分比损耗津贴，以及(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。无法准确预测将来是否会提出或制定任何此类立法修改，或者如果通过，任何此类立法的具体条款或生效日期将是什么。税法的任何变化、我们对现行税法的解释的任何重大变化或任何税务机关对我们的一个或多个立场的成功挑战都可能导致我们的活动产生额外的税收，这可能对我们的业务、经营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
一般风险
我们和我们的运营商的信息和计算机系统的丢失、故障或中断可能会对我们的业务产生不利影响。
我们严重依赖我们的信息系统和基于计算机的程序，包括我们的油井作业信息、地震数据、电子数据处理和会计数据，这些程序和系统的可用性和完整性对我们开展业务和运营至关重要。如果任何此类程序或系统受到网络攻击，故障或在我们的硬件或软件网络基础设施中创造错误信息，无论是由于电信故障、人为错误、自然灾害、火灾、破坏、硬件或软件故障或缺陷、计算机病毒、蓄意破坏或恐怖主义行为或类似行为或事件，可能的后果包括我们的通信链路中断，无法发现、生产、加工和销售石油及天然气，以及无法自动处理商业交易或从事类似的自动化或计算机化商业活动。任何此类后果都可能对我们的业务产生实质性和不利的影响。
恐怖袭击或武装冲突或由此产生的相关经济制裁可能会损害我们的业务。
涉及美国或其他国家的恐怖主义活动、反恐努力和其他武装冲突可能对美国和全球经济产生不利影响，并可能使我们无法履行我们的财政和其他义务。如果这些事件中的任何一种发生，由此产生的政治不稳定和社会动荡可能会减少对石油和天然气的总体需求，可能会对我们的服务需求造成下行压力，并导致我们的收入减少。例如，2023年10月7日，美国认定的恐怖组织哈马斯从加沙地带对以色列发动了一系列有组织的袭击。2023年10月8日，以色列正式向哈马斯宣战，截至本文件提交之日，武装冲突仍在继续。石油和天然气相关设施可能成为恐怖袭击的直接目标，如果客户运营所需的基础设施被摧毁或损坏，我们的运营可能会受到不利影响。此外，从2022年2月开始，由于俄罗斯在乌克兰采取的行动，美国和其他国家开始对俄罗斯实施有意义的制裁。俄罗斯对此采取的这些制裁和行动可能会扰乱国际供应链、金融活动和业务，其全部成本、负担和限制目前尚不清楚，可能会变得非常严重。由于这些威胁，保险和其他保障的成本可能会增加，一些保险覆盖范围可能变得更难获得(如果有的话)。
我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁和其他中断，并受到有关隐私和数据保护的复杂和不断变化的法律和法规的约束。
我们面临各种安全威胁，包括未经授权获取敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁；对我们的设施和基础设施或第三方设施和基础设施的安全的威胁，如加工厂和管道，以及来自恐怖分子或犯罪分子的威胁。这种潜在的安全威胁使我们的业务面临越来越大的风险，可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。特别是，我们实施各种程序和控制来监测和减轻安全威胁，并加强我们的信息、设施和基础设施的安全，可能会导致资本和运营成本的增加。此外，不能保证这种程序和控制足以防止安全漏洞的发生，特别是考虑到信息技术漏洞、攻击、中断和其他事件的时间、性质和范围的不可预测性。如果发生任何此类事件，可能会导致敏感信息、关键基础设施或对我们的运营至关重要的能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。尤其是网络安全攻击正变得更加复杂，包括但不限于安装恶意软件、试图未经授权访问数据和系统，以及可能导致关键系统中断、未经授权发布机密或其他受保护信息以及
数据损坏。例如，2021年5月，殖民地管道的数字系统受到勒索软件攻击的感染，导致管道关闭数日，并支付了约440万美元的赎金。美国政府还发布了公开警告，表明能源资产可能是网络安全威胁的具体目标。这些事件可能损害我们的声誉，并导致补救行动、业务损失或潜在责任造成的经济损失。虽然我们维持承保某些安全和隐私侵犯的保险，但我们可能不会投保适当的保险或维持足够的承保范围来补偿所有潜在的责任，并且我们可能无法继续以合理的条款获得此类保险(如果有的话)。
围绕数据隐私和保护的监管环境正在不断演变，可能会发生重大变化。管理数据隐私和未经授权披露个人或机密信息的新法律和法规带来了越来越复杂的合规挑战，并可能增加我们的成本。任何不遵守这些法律和法规的行为都可能导致重大处罚和法律责任。我们继续监测和评估这些法律的影响，除了处罚和法律责任外，这些法律还可能带来巨额调查和合规成本，要求我们改变我们的业务做法，并在我们未能遵守任何此类适用法律的情况下为我们的业务承担重大潜在责任。
如果另一方声称我们侵犯了其知识产权，我们可能无法保护我们的知识产权或受到诉讼。
我们于业务营运中依赖若干知识产权。我们的业务在市场上的成功将部分取决于我们取得和执行我们在某些技术上的所有权、保护我们的商业秘密和非公开信息的权利以及在不侵犯他人所有权的情况下运营的能力。我们将来可能无法成功地保护这些知识产权，这些权利可能会被无效、规避或挑战。如果我们的任何知识产权被确定为无效或不可强制执行，我们的竞争优势可能会大幅下降，从而增加对我们客户群的竞争。我们的公司未能保护我们的专有信息，以及任何针对我们的成功知识产权挑战或侵权诉讼可能会对我们的竞争地位造成不利影响。我们在业务运营中使用的工具、技术、方法、程序和组件可能侵犯或被指控侵犯他人的知识产权。侵权索赔通常会导致大量的法律和其他成本，并可能分散管理层对我们核心业务的运营。根据来自第三方的许可（如有）支付的版税，或重新设计我们的业务的义务，将增加我们的成本。任何该等发展可能对我们的业务、财务状况及经营业绩造成重大不利影响。
我们可能不时卷入可能导致重大责任的法律诉讼。
与许多石油和天然气公司类似，我们在日常业务过程中不时涉及各种法律和其他诉讼，例如所有权、版税或合同纠纷、监管合规事宜以及人身伤害或财产损失事宜。这类法律程序本身就不确定，其结果无法预测。无论结果如何，由于法律费用、管理层及其他人员的转移以及其他因素，该等诉讼可能对我们造成重大不利影响。此外，一项或多项此类诉讼的解决可能导致责任、失去合同或其他权利、处罚或制裁，以及要求我们改变业务惯例的判决、同意令或命令。此类负债、处罚或制裁的应计金额可能不足，确定应计金额或与法律程序和其他程序有关的损失范围的判断和估计数可能会在不同时期有所变化，而且这种变化可能是重大的。
我们的一个或多个客户无法履行其义务可能会对我们的财务业绩造成重大不利影响。
我们可能承受因客户不付款或不履约而导致的损失风险。我们的应收账款绝大部分来自我们向能源行业的少数第三方销售石油和天然气。此等客户集中可能影响我们的整体信贷风险，原因是该等实体可能会受到经济及其他条件变动的类似影响。此外，我们的部分客户可能高度杠杆化，并面临自身的经营和监管风险。倘我们的任何主要客户未能履行彼等对我们的责任，我们的财务业绩可能受到重大不利影响。
我们可能无法按具吸引力的条款出售非策略性资产，并可能须就若干事宜保留负债。
我们定期检讨资产基础，以评估现有资产的市值与持有价值，以优化已动用资本的回报。我们出售资产的能力可能受到各种因素的影响，包括是否有买家愿意以我们可接受的价格购买资产。卖方通常保留某些责任或同意就某些事项向买方提供赔偿。任何该等保留责任或弥偿责任的程度在交易时可能难以量化，最终可能属重大。此外，正如剥离交易中的典型情况，第三方可能不愿意解除我们在出售剥离资产之前提供的担保或其他信贷支持。因此，在出售后，如果资产的买方未能履行这些义务，我们可能仍对担保或支持的义务承担次要责任。
我们的运营受到灾难性损失、运营危险和不可预见的中断以及其他破坏性风险的影响，我们可能无法获得充分的保险。
我们的营运受到灾难性损失、营运危险、不可预见的中断及其他破坏性风险，例如自然灾害、恶劣天气、意外、海事灾害（包括涉及船舶/码头的灾害）、火灾、爆炸、危险材料释放、恐怖或网络攻击、家庭破坏、电源故障、机械故障及其他我们无法控制的事件。这些事件可能导致我们的人身伤害、生命损失、财产损失或破坏，以及我们的运营缩减或中断，并可能影响我们履行营销承诺的能力。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目1C。网络安全
风险管理和战略
我们的业务依赖于我们的计算机系统、设备和网络（包括运营和信息技术）来收集、处理和存储进行我们业务几乎所有方面所需的数据，包括我们的石油和天然气资产的运营以及商业和财务信息的记录和报告。我们认识到开发、实施和维护有效的网络安全措施的重要性，以保护我们的信息系统，保护我们数据的机密性、完整性和可用性。我们维持网络风险管理计划，以识别、评估、管理、缓解和应对网络安全威胁。
管理重大风险和综合全面风险管理
我们的网络安全风险管理计划包含各种机制，以检测和监控异常网络活动，以及遏制和事件响应工具。我们监控内部发现或外部报告的可能影响我们业务的问题，并制定流程来评估这些问题的潜在网络安全影响或风险。我们还利用来自行业团体的信息进行基准测试和了解最佳实践。
我们已将网络安全风险管理计划纳入更广泛的企业风险管理框架。此整合旨在使网络安全考虑成为我们各级决策过程的一部分，我们相信，此整合可使网络安全风险得以根据我们的业务目标和运营需求进行评估和处理。
我们维持适用于所有员工的信息安全政策，旨在定义网络安全保护的最佳实践和安全行为。我们还使用企业范围的工具和服务来促进端点网络安全、数据保护、密码和登录程序、培训和测试。我们的目标是至少每季度对员工进行一次网络安全实践培训，包括安全意识培训和模拟网络钓鱼练习。
在发生事故时，我们打算遵循我们的事故响应计划，该计划概述了从事故检测到缓解、恢复和通知的步骤，包括通知职能领域（例如，法律），以及高级领导层和董事会，酌情。
网络风险管理计划的基本控制乃基于美国国家标准与技术研究院（“NIST”）网络安全框架（“CSF”）及国际组织标准化（“ISO”）27001信息安全管理系统要求。我们聘请了第三方网络安全供应商，直接向我们的企业风险管理委员会报告，该委员会由高级和管理层的财务、会计、法律和IT组成。
员工该第三方供应商根据NIST CSF对我们的网络安全风险管理计划进行年度评估。我们通过网络安全问卷评估第三方网络安全控制措施，并在适用的情况下将安全和隐私附录纳入我们的合同。我们有一个供应链风险管理计划，用于识别和补救我们的关键IT供应商。
网络安全威胁带来的风险
我们面临网络安全威胁的风险，这些威胁可能对我们的业务、财务状况、经营业绩、现金流或声誉造成重大不利影响。截至本报告日期，尽管我们的服务供应商可能经历了若干网络安全事件，但我们并不知悉任何以往的网络安全威胁对本公司造成重大影响或合理可能对本公司造成重大影响，包括我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流量。见"第一部分，项目1a.风险因素"，以了解与我们的IT系统被破坏或损坏相关的业务风险的其他信息。
董事会的监督和管理层的作用
董事会辖下审核委员会监察我们的网络安全风险，以及管理层为监察及减轻网络安全风险而采取的措施。我们的企业风险管理委员会不少于每季度与管理层沟通网络安全风险评估，该委员会负责优先处理网络安全风险、评估补偿控制措施的有效性以及评估我们控制环境的有效性。管理层通常每季度向审核委员会汇报网络安全风险管理计划的有效性。此外，我们的董事会至少每年检讨一次网络安全风险，作为我们企业风险测绘工作的一部分。
第二项股权证券的未登记销售、募集资金的使用和发行人购买股权证券
发行人及关联购买人购买股权证券
我们的董事会于2024年3月4日批准了一项股票回购计划，批准限额为1.5亿美元，为期两年。回购可能是我们的A类普通股或运营公司单位（注销相应数量的B类普通股）。此类回购可由Crescent或运营公司（视适用情况而定）进行，并可不时在公开市场进行，在私下谈判的交易中，通过根据《交易法》规则10b5—1进行的购买或通过符合适用州和联邦证券法的其他方式进行。根据股份回购计划进行任何回购的时间将视乎市况、合约限制及其他考虑因素而定。该计划可随时延长、修改、暂停或终止，且不要求我们回购任何金额或数量的股份。
项目3.法律诉讼
我们可能不时涉及其在正常业务过程中的营运所产生的诉讼及索偿。我们目前并不知悉任何管理层认为会个别或整体对我们的财务状况、经营业绩或现金流量造成重大不利影响的程序。
作为石油和天然气资产的所有者和运营商，我们必须遵守与向环境排放材料和保护环境有关的各种联邦、州和地方法律法规。除其他事项外，这些法律和条例可规定石油和天然气租赁承租人对作业产生的污染清理费用承担责任，并使承租人承担污染损害赔偿责任。在某些情况下，我们可能被指示暂停或停止在受影响地区的行动。我们维持行业惯例的保险范围，尽管我们没有为所有环境风险提供全面保险。
项目4.矿山安全信息披露
不适用
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
我们的A类普通股在纽约证券交易所挂牌交易，股票代码为“CRGY”。截至2024年2月29日，我们有171名登记在册的A类普通股股东和2名登记在册的B类普通股股东。我们未来的股息取决于我们的盈利水平、财务要求和其他因素，并将取决于我们的董事会批准、适用的法律和我们现有债务文件的条款，包括循环信贷安排和管理优先债券的契约。
发行人及关联购买人购买股权证券
下表列出了我们在截至2023年12月31日的季度内回购A类普通股的信息。
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| 期间 | 购买的股票总数 (1) | 每股平均支付价格 | 作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数 | 根据计划或计划可能尚未购买的股票的大约美元价值。 |
| 10/1/2023 - 10/31/2023 | — | — | — | — |
| 11/1/2023 - 11/30/2023 | — | — | — | — |
| 12/1/2023 - 12/31/2023 | — | — | — | — |
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近期出售的未注册股权证券
在本年度报告所涵盖的期间内，我们并无出售未登记的股本证券，而这些证券以前并未在当前的Form 8-K报告或Form 10-Q季度报告中报告。
项目6.保留
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
《管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析》旨在从管理层的角度对财务状况、经营成果、流动性以及其他可能影响公司经营业绩的因素，为财务报表读者提供一个叙述。以下讨论和分析应与本年度报告“第8项.财务报表和补充数据”中的合并和合并财务报表及相关附注以及本年度报告的“第I部分第1A项.风险因素”一并阅读。以下信息更新了我们在之前提交的文件中提供的关于我们财务状况的讨论，并分析了截至2023年12月31日至2022年12月31日的年度运营结果的变化。请参阅我们于2023年3月7日提交的2022年年度报告，以讨论和分析截至2022年12月31日至2021年12月31日的年度运营结果变化。以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的前瞻性陈述。前瞻性陈述取决于可能超出我们控制范围的事件、风险和不确定性。我们的实际结果可能与这些前瞻性陈述中讨论的结果大不相同。可能导致或导致这种差异的因素包括，但不限于，大宗商品价格波动、资本需求和以公司可接受的条款获得额外资金的不确定性、已实现的石油、天然气和天然气价格、未来石油、天然气和天然气生产的时间和数量、设备、供应、服务和合格人员的短缺，以及本年度报告下面和其他部分讨论的因素，特别是在“风险因素”和“关于前瞻性陈述的警示声明”中讨论的因素，所有这些因素都很难预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。除非适用法律另有要求，否则我们不承担公开更新任何前瞻性陈述的义务。
业务概述
我们是一家差异化的美国能源公司，致力于通过收购战略和持续的资本回报，通过有纪律的增长为股东创造价值。我们的低跌幅、现金流导向资产组合包括
在Eagle Ford和Uinta盆地，具有较长的储备寿命和低风险、高回报开发地点的深度库存的中期周期非常规和常规资产。
我们的领导层是一个经验丰富的投资、金融和行业专业人士团队，结合了成熟的投资和运营专业知识。十多年来，Crescent及其前身一直通过专注于现金流、风险管理和回报的收购战略，执行持续增长。我们的A类普通股在纽约证券交易所交易，代码为“CRGY”。
地缘政治发展和经济环境
过去数年，原油、天然气及天然气液化石油产品价格经历周期性下跌及持续波动，受COVID—19疫情及复苏、俄罗斯入侵乌克兰及对俄罗斯实施的相关制裁、哈马斯袭击以色列及随后中东冲突、供应链限制及利率及资金成本上升的影响。此外，美国在2022年经历了严重的通胀环境，加上国际地缘政治风险，加剧了对潜在衰退的担忧，导致石油和天然气价格从2022年的早期高点回落，并造成进一步波动。2023年，欧佩克宣布减产，以减少全球石油供应。欧佩克就石油产量水平采取的行动以及宣布产量可能发生变化，包括商定和遵守减产，可能导致商品价格以及石油和天然气行业的总体进一步波动。这种波动可能会导致我们和我们的客户面临更困难的投资和规划环境。虽然我们使用衍生工具部分缓解商品价格波动的影响，但我们的收入和经营业绩在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格。
2023年，市场对全球银行业健康状况的担忧，其中发生两家美国银行倒闭，大型国家及国际银行市值大幅下跌，以及由此产生的任何衰退效应，导致（其中包括）石油及天然气价格大幅下跌，WTI的公布价格在2023年3月达到66.61美元的低点，这是自2021年12月以来的最低水平。若干银行持续经营的不确定性，包括银行及其他金融服务公司无法获取流动资金，导致全球市场受到严重干扰、商品价格下跌及其波动，并对我们的财务状况造成负面影响。
由于石油和天然气行业的周期性，对油田产品和服务的需求波动可能会对我们行业的定价结构造成压力。随着商品价格上涨，油田产品和服务的成本一般也会增加，而在商品价格下跌期间，油田成本通常滞后，不会像油价那样迅速向下调整。美国通胀率从2021年开始上升，2022年年中达到峰值，2022年下半年开始逐步下降，并进入2023年。该等通胀压力已导致并可能导致油田产品、服务及人员成本额外增加，进而导致资本开支及营运成本上升。持续的高通胀水平同样导致美联储和其他中央银行提高利率，如果我们的钻探活动增加，我们的运营成本可能会进一步增加，包括油田服务、劳动力成本和设备。石油和天然气价格上涨可能导致材料和服务成本继续上涨。我们无法预测通货膨胀率的任何未来趋势，而通货膨胀率的大幅上升，即我们无法通过较高的石油及天然气价格及收入收回较高的成本，将对我们的业务、财务状况及经营业绩造成负面影响。见"第一部分，项目1a.风险因素—与石油和天然气行业以及我们的运营相关的风险—持续或恶化的通胀问题以及相关的货币政策变化已经导致并可能导致我们的商品、服务和人员成本额外增加，这反过来又导致我们的资本支出和运营成本上升。”
2022年8月，IRA 2022签署成为法律。IRA 2022包含数千亿美元的奖励措施，用于发展可再生能源、清洁氢、清洁燃料、电动汽车和配套基础设施以及碳捕获和封存等条款。这些激励措施可能进一步加速美国经济从使用化石燃料转向低碳或零碳排放替代品的过渡，这可能会减少对我们生产的石油和天然气的需求，从而对我们的业务和经营业绩造成重大不利影响。此外，IRA 2022通过甲烷排放费对温室气体排放征收联邦费用，包括陆上石油和天然气生产。甲烷排放费预计将于2025年根据2024日历年的排放量收取，费用基于2022年IRA确立的某些阈值。甲烷排放费用可能增加我们的经营成本，并对我们的业务及经营业绩造成不利影响。见"第一部分，项目1a.风险因素”以获取更多信息。最后，IRA 2022包括一项新的企业替代最低税，即对三年期内平均调整后财务报表收入超过10亿美元的公司征收15%。我们不认为企业替代最低税会对我们的近期税收产生重大影响。
股权交易
2023年A类转换
于二零二三年，KKR的一间联属公司合共赎回约30，600，000个营运公司单位（及我们注销相应数目的B类普通股股份），以换取相等数目的A类普通股股份（“二零二三年A类转换”）。其中约有2760万股A类普通股被分配给其私人管理基金和账户中的某些传统投资者。其余300万股A类普通股通过经纪交易商以每股10.90美元的价格出售。吾等并无收取任何与A类转换有关之所得款项或产生任何重大开支。
2023年9月承销公开发售
于2023年9月，我们以每股12. 25美元的价格（不包括承销商折扣及佣金）进行了1，270万股A类普通股的承销公开发行。这包括170万股A类普通股，这些股票是在承销商行使其30天的选择权购买额外股份以弥补根据相关承销协议的超额配售时发行的。经扣除承销费用及开支后，我们从股份发行获得所得款项净额1.457亿元。
2023年高级票据发行
于2023年2月1日，我们按面值发行本金总额为400. 0百万美元的9. 250%于2028年到期的优先票据（“2028年原始票据”）。于2023年7月，我们额外发行本金总额为300. 0百万美元的9. 250%的优先票据，于2028年到期，按面值的98. 000%（“二零二八年七月附注”）；2023年9月，我们以面值的101.125%额外发行了本金总额为1.500亿美元的9.250%的优先票据，（“二零二八年九月附注”）；2023年12月，我们以面值102.125%的价格发行了额外1.50亿美元的本金总额为9.250%的优先票据，（“二零二八年十二月票据”，连同原有二零二八年票据、二零二八年七月票据及二零二八年九月票据统称为“二零二八年票据”）。该四次发行的二零二八年票据被视为规管原始二零二八年票据的票据的单一系列证券，将作为单一类别共同投票，除发行日期及发行价外，其条款大致相同。二零二八年票据利息于每年二月十五日及八月十五日支付，并于二零二八年二月十五日到期。
收购、资产剥离和相关重组
购置和相关重组
于2023年10月，我们完成了我们的附属公司与一名非关联第三方订立的买卖协议（日期为2023年8月22日）拟进行的不相关收购，据此，我们同意收购石油及天然气物业的若干增量工作权益（"10月西鹰福特收购"，以及7月西鹰福特收购，本公司以总现金代价约2.351亿美元（包括若干惯常收购价调整）向卖方出售我们现有的若干Western Eagle Ford资产。
于2023年7月，吾等完成了附属公司与科曼奇控股有限公司(“科曼奇控股”)及SN EF Maverick，LLC(“SN EF Maverick”，连同“卖方”科曼奇控股)于2023年5月2日订立的买卖协议所设想的收购，据此，吾等同意以总计约5.927亿美元的现金代价，向卖方收购若干现有西鹰福特资产的经营权及递增营运权益(“七月西鹰福特收购”)。
于2022年3月，吾等完成于2022年2月15日订立的若干附属公司(包括OpCo)与特拉华州有限责任公司Verdun Oil Company II LLC之间的会员权益购买协议(“购买协议”及其中拟进行的交易，“Uinta交易”)项下拟进行的收购，据此，吾等收购了Uinta AssetCo，LLC的所有已发行及尚未偿还的会员权益，Uinta AssetCo，LLC是一家德克萨斯州的有限责任公司，持有Uinta AssetCo，LLC的所有开发及生产资产，以及先前由位于犹他州的EP Energy E&P Company，L.P.持有的若干债务。在Uinta交易完成时，我们支付了6.213亿美元的现金对价和
交易手续费，并承担某些商品衍生品。Uinta交易的资金来自我们的循环信贷安排(定义如下)项下的手头现金和借款。
于完成Uinta交易后，于截至2022年3月31日止三个月内，我们结算若干已收购的石油商品衍生产品头寸，并订立新的2022年商品衍生产品合约，掉期价格为每桶75美元，净成本为5410万美元，包括重组费用。
资产剥离
2022年11月，我们与一家独立第三方签订了一项最终买卖协议，出售我们在二叠纪盆地埃克托县的某些非核心生产物业及相关石油和天然气租赁，以换取800万美元的现金对价，但须按惯例进行购买价格调整。我们于2022年12月完成资产剥离，在截至2022年12月31日的年度内录得90万美元的亏损。
2022年4月，我们的权益法投资公司Exaro Energy III，LLC(“Exaro”)签订了一份买卖协议，出售其在怀俄明州约拿油田的业务。在截至2022年12月31日的年度内，我们收到了680万美元的分配，主要是由于出售。
2022年2月，我们将以前由ConTango拥有的墨西哥湾的所有资产和前景贡献给Chama Energy LLC(“Chama”)，以换取Chama 9.4%的权益，该权益价值380万美元。因此，我们从我们的综合资产负债表中取消了对Chama的资产和负债的确认，并为我们在Chama的权益记录了权益法投资，以及与这些资产和负债的解除合并相关的450万美元的收益。我们的董事会主席John Goff持有Chama约17.5%的权益，其余权益由其他投资者持有。根据CHAMA的有限责任公司协议，我们可能被要求支付某些修井费用，并且我们将被要求支付与我们向CHAMA贡献的生产资产相关的封堵和废弃费用。
可持续性
我们寻求从战略上改善我们拥有和收购的资产，以提供更高的财务回报、运营和管理。我们相信，作为一个负责任的经营者将产生更好的结果，为社会和环境创造净效益，同时为我们的投资者带来诱人的回报。我们认为，出色的可持续性表现是一个机会，可以让新月会与其他同行区分开来，降低风险，加强运营业绩，并使我们的利益相关者和我们开展业务的社区受益。
我们是石油和天然气甲烷合作伙伴2.0倡议(OGMP 2.0)的成员，并因我们更准确地测量甲烷排放的可信计划而在2022年和2023年获得金牌标准路径评级。OGMP 2.0是联合国环境规划署的旗舰石油和天然气报告和缓解计划，也是甲烷排放报告的领先行业标准。我们还成立了可持续发展咨询委员会，这是一个外部委员会，由主要可持续发展主题的领先出口公司组成，就与可持续发展相关的问题向管理层和我们的董事会提供建议。2023年11月，我们发布了我们的第三份可持续发展报告，该报告可在新月会的网站https://www.crescentenergyco.com/#sustainability.上找到然而，请注意，本可持续发展报告的内容以及我们网站上的其他材料并未以参考方式纳入本年度报告。
我们如何评估我们的运营
我们使用各种财务和运营指标来评估我们的石油、天然气和NGL业务的业绩，包括：
•销售量；
•商品价格和差价；
•营业费用；
•调整后的EBITDAX(非公认会计原则)；以及
•杠杆自由现金流(非公认会计准则)
发展方案和资本预算
我们的发展计划旨在优先考虑产生有吸引力的风险调整回报和有意义的自由现金流，并具有固有的灵活性，有能力根据需要修改我们的资本计划，以应对当前的市场环境。
我们预计将为2024年的资本计划支付约5.5亿至6.25亿美元，不包括收购。我们的大部分计划分配给D & C，其中约90%分配给我们主要在Eagle Ford和Uinta盆地的运营资产。我们预计将通过运营现金流为2024年资本计划提供资金。由于我们的资本计划的灵活性质，以及我们大部分面积由生产持有的事实，我们可以选择推迟部分或全部该等计划资本支出，视乎各种因素，包括但不限于我们的钻探活动的成功、石油、天然气和天然气液化石油的现行和预期价格以及由此产生的油井经济性、必要设备的可用性，基础设施和资本、所需监管许可证和批准的接收和时间、季节性条件、钻探和收购成本以及其他利益所有者的参与程度。
的收入来源
我们的收入主要来自销售我们的石油、天然气和NGL产品，并受产量和实现价格的影响，不包括我们的商品衍生合约的影响。商品的定价取决于供求以及季节、政治和其他我们通常无法控制的条件。我们的收入可能因销售产量的变动或商品价格的变动而因不同期间而有显著差异。下表列示我们于各呈列期间的生产收益组合：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 油 | 76 | % | | 66 | % | | 62 | % |
| 天然气 | 16 | % | | 25 | % | | 25 | % |
| NGL | 8 | % | | 9 | % | | 13 | % |
此外，我们的中游资产收入得到商业协议的支持，这些协议确立了最低数量承诺。这些中游收入占我们中游及其他收入的大部分。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各年，中游及其他收入占我们总收入的4%或以下。
销售量
下表呈列我们物业的历史销售量：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 石油(MBbls) | 24,287 | | | 21,865 | | | 13,237 | |
| 天然气(MMCF) | 130,629 | | | 128,470 | | | 89,455 | |
| NGL(MBBLS) | 8,475 | | | 7,110 | | | 6,099 | |
| 总计(MBOE) | 54,533 | | | 50,387 | | | 34,245 | |
| 日平均数（MBoe/d） | 149 | | | 138 | | | 94 | |
截至2023年12月31日止年度，总销量较2022年增加4，146 MBoe。这一增长主要是由于我们的西鹰福特收购和我们的Uinta交易。
初级商品价格和差价
我们的经营成果取决于许多因素，特别是商品价格和我们有效销售产品的能力。
石油和天然气行业是周期性的，商品价格可能很不稳定。近年来，受COVID—19疫情及复苏、俄罗斯入侵乌克兰及对俄罗斯实施的相关制裁、以色列与哈马斯冲突、欧佩克采取的行动、通货膨胀及美国原油价格上升的影响，大宗商品价格大幅波动。
钻探活动。欧佩克的行动、美国增加的钻探、通货膨胀以及乌克兰和以色列的武装冲突仍然存在不确定性。此外，2023年天然气价格有所下降，部分原因是冬季相对温和，液化天然气出口设施的停机时间延长，导致美国天然气储存量高于历史平均水平。最后，市场对全球银行业健康状况的关注日益加剧，以及由此产生的任何衰退影响，导致二零二三年石油及天然气价格较上一期间大幅下跌。
为减少石油及天然气价格波动对收益的影响，我们定期通过各种交易就部分估计石油、天然气及天然气产量订立衍生合约，以固定所收取的未来价格。我们计划继续订立经济对冲安排，以减少短期商品价格风险，保护现金流和企业回报，并维持我们的流动性。
下表呈列我们透过使用衍生合约进行经济对冲的生产百分比：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 油 | 65 | % | | 64 | % | | 81 | % |
| 天然气 | 57 | % | | 66 | % | | 83 | % |
| NGL | 16 | % | | 46 | % | | 67 | % |
下表载列于呈列期间的NYMEX石油及天然气平均价格以及我们的平均实现价格：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 油（BBL）： | | | | | |
| 纽约商品交易所平均价格 | $ | 77.62 | | | $ | 94.23 | | | $ | 68.04 | |
| 已实现价格（不包括衍生品结算） | 72.09 | | | 90.06 | | | 66.71 | |
已实现价格（包括衍生品结算） (1) | 65.04 | | | 71.98 | | | 53.07 | |
| 天然气（Mcf）： | | | | | |
| 纽约商品交易所平均价格 | $ | 2.74 | | | $ | 6.64 | | | $ | 3.91 | |
| 已实现价格（不包括衍生品结算） | 2.84 | | | 5.97 | | | 3.96 | |
| 已实现价格（包括衍生品结算） | 2.83 | | | 3.42 | | | 3.06 | |
| NGL（Bbl）： | | | | | |
| 已实现价格（不包括衍生品结算） | $ | 22.76 | | | $ | 37.72 | | | $ | 30.42 | |
| 已实现价格（包括衍生品结算） | 24.95 | | | 29.70 | | | 19.15 | |
(1)截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度，已实现价格分别不包括所收购衍生合约结算的6150万美元及4990万美元影响。截至2021年12月31日止年度，已实现价格不包括于2021年6月结算我们与2022年及2023年历年相关的若干未到期衍生石油商品合约的影响。
行动结果：
截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较
收入
下表载列所示期间我们的收入组成、各自的平均实现价格及净销量：
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| 收入(以千为单位)： | | | | | | | |
| 油 | $ | 1,750,961 | | | $ | 1,969,070 | | | $ | (218,109) | | | (11 | %) |
| 天然气 | 371,066 | | | 766,962 | | | (395,896) | | | (52 | %) |
| 天然气液体 | 192,870 | | | 268,192 | | | (75,322) | | | (28 | %) |
| 中游及其他 | 67,705 | | | 52,841 | | | 14,864 | | | 28 | % |
| 总收入 | $ | 2,382,602 | | | $ | 3,057,065 | | | $ | (674,463) | | | (22 | %) |
| 平均已实现价格，未计衍生工具结算影响： | | | | | | | |
| 石油(美元/桶) | $ | 72.09 | | | $ | 90.06 | | | $ | (17.97) | | | (20 | %) |
| 天然气(美元/mcf) | $ | 2.84 | | | $ | 5.97 | | | $ | (3.13) | | | (52 | %) |
| NGL($/Bbl) | $ | 22.76 | | | $ | 37.72 | | | $ | (14.96) | | | (40 | %) |
| 共计（美元/boe） | $ | 42.45 | | | $ | 59.62 | | | $ | (17.17) | | | (29 | %) |
| 净销售量： | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 24,287 | | | 21,865 | | | 2,422 | | | 11 | % |
| 天然气(MMCF) | 130,629 | | | 128,470 | | | 2,159 | | | 2 | % |
| NGL(MBBLS) | 8,475 | | | 7,110 | | | 1,365 | | | 19 | % |
| 总计(MBOE) | 54,533 | | | 50,387 | | | 4,146 | | | 8 | % |
| 平均每日净销售量： | | | | | | | |
| 石油(MBbls/d) | 67 | | | 60 | | | 7 | | | 12 | % |
| 天然气(MMcf/d) | 358 | | | 352 | | | 6 | | | 2 | % |
| NGL(MBbls/d) | 23 | | | 19 | | | 4 | | | 21 | % |
| 共计（MBE/d） | 149 | | | 138 | | | 11 | | | 8 | % |
石油收入. 2023年的石油收入较2022年减少2.181亿美元，或11%。这一下降是由于实现油价下跌导致减少4.362亿美元（每桶下降20%），部分被销量增加2.181亿美元（7桶/天，或12%）所抵消。销售量的增长主要是由我们的西鹰福特收购和我们的Uinta交易推动的。
天然气收入. 2023年天然气收入较2022年减少3.959亿美元，或52%。这一下降是由于实现天然气价格下降导致减少4.088亿美元（每MCf下降52%），以及销售量增加1290万美元（6 MMCf/d，或2%）。销售量增加主要由于我们的Western Eagle Ford收购及Uinta交易，但该等增加部分被二零二三年天然气加工厂的自然下降及停机时间所抵销。
NGL收入. 2023年NGL收入较2022年减少75. 3百万美元或28%。这一下降是由于已实现的NGL价格下降，导致减少1.268亿美元（每桶下降40%），并从更高的销售量（4桶/天，或21%）增加了5150万美元。销售量的增长主要是由我们的Western Eagle Ford收购所推动。
中游和其他收入. 2023年的中游及其他收入较2022年增加1490万美元或28%，原因是2023年的额外调油收入。
费用
下表概述了我们在所示期间的开支，并包括按英国央行基准的呈列，因为我们使用该信息评估我们相对于同行的表现，并识别和衡量我们认为可能需要额外分析的趋势：
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| 费用(千)： | | | | | | | |
| 运营费用 | $ | 1,078,339 | | | $ | 1,013,298 | | | $ | 65,041 | | | 6 | % |
| 折旧、损耗和摊销 | 675,782 | | | 532,926 | | | 142,856 | | | 27 | % |
| 减值费用 | 153,495 | | | 142,902 | | | 10,593 | | | NM* |
| 一般和行政费用 | 140,918 | | | 84,990 | | | 55,928 | | | 66 | % |
| 其他运营成本 | 9,328 | | | (1,216) | | | 10,544 | | | (867 | %) |
| 总费用 | $ | 2,057,862 | | | $ | 1,772,900 | | | $ | 284,962 | | | 16 | % |
| 按英国石油公司计算的选定费用： | | | | | | | |
| 运营费用 | $ | 19.77 | | | $ | 20.11 | | | $ | (0.34) | | | (2) | % |
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| 折旧、损耗和摊销 | 12.39 | | | 10.58 | | | 1.81 | | | 17 | % |
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*NM=没有意义。
业务费用。 2023年的总经营开支较2022年增加65，000，000元或6%，主要由以下因素推动：
(i)2023年的租赁及资产经营开支较2022年增加64. 5百万美元或12%。此外，每英国央行的租赁和资产运营费用增加了0.40美元，从每英国央行的10.27美元增加到每英国央行的10.67美元。这6450万美元的增长主要是由于（i）我们的西鹰福特收购和我们的Uinta交易的产量增加，以及（ii）与西海岸定价市场天然气价格上涨有关的成本较高的剩余气采购。较高的剩余气成本被较高的已实现定价所抵消。
(Ii)2023年的采集、运输及营销开支较2022年增加5，810万美元，或33%。此外，每个BoE的采集、运输和营销费用增加了0.80美元，从每个BoE的3.51美元增加到每个BoE的4.31美元。这一增长主要是由我们的西鹰福特收购和我们的Uinta交易推动的。
(Iii)与2022年相比，2023年的生产和其他税收减少了7540万美元，或32%，每英国央行减少了1.74美元，或37%，至每英国央行2.99美元。这一下降主要是由于石油和天然气收入下降，这减少了我们计算生产税和其他税的税基。
(Iv)2023年的修井费用较2022年减少840万美元，并由1.33美元/Boe减少0.26美元至1.07美元/Boe。这一减少主要是由于与商品价格相关的活动下降。
(v)2023年的中游经营开支较2022年增加2630万美元或195%，主要由于原油混合开支增加。额外的原油混合开支被作为中游及其他收入一部分的额外的油混合收入所抵销。
折旧、折耗和摊销。 2023年的折旧、损耗及摊销较2022年增加1.429亿美元，或27%，主要由于我们的Western Eagle Ford收购及Uinta交易的产量增加以及新井完工的产量增加。
减值费用。于截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度，我们评估了我们的石油及天然气物业、商誉及于权益联属公司的投资，并厘定若干金额已减值。根据我们的评估，我们于2023年录得减值开支合共153，500，000美元，包括与石油及天然气物业有关的149，600，000美元及与股权联营公司的投资有关的390，000美元，以及于2022年录得142，900，000美元，包括与商誉有关的77，700，000美元及与石油及天然气物业有关的65，200，000美元。
一般和行政费用。2023年的一般及行政开支（“G & A”）较2022年增加5，590万美元，或66%，主要原因是（i）非现金股权薪酬支出增加4，490万美元，（包括因估计数变动而增加的3 040万美元追收费用）及（ii）根据与KKR Energy Asset Manager LLC订立的管理协议应付的较高开支，即由我们承担的管理人补偿的按比例部分。管理人员薪酬和我们的非现金股权薪酬支出的增加是由于A类普通股的公众所有权增加，这是由于（i）我们的股权发行，这也使年度管理人员薪酬增加了220万美元，每年达到5550万美元，及（ii）于2023年第二及第四季度及2022年下半年完成的A类普通股股份赎回，并无增加整体经理薪酬，但确实增加了我们承担的经理补偿部分。虽然只有我们承担的管理人员补偿部分会影响我们的综合经营报表，但我们在计算经调整EBITDAX及平均自由现金流量时包括全部管理人员补偿（管理人员补偿与G & A呈列金额之间的差额以“运营公司作出的与管理人员补偿有关的可赎回非控股权益分派”表示）。交易费用和非经常性费用减少的200万美元部分抵消了这些增加额。
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| 一般和行政费用（千） | | | | | |
| 经常性一般和行政费用 | $ | 51,949 | | | $ | 38,863 | | | $ | 13,086 | | | 34 | % |
| 交易和非经常性费用 | 6,033 | | | 8,064 | | | (2,031) | | | (25 | %) |
| 基于股权的薪酬 | 82,936 | | | 38,063 | | | 44,873 | | | 118 | % |
| 一般和行政费用总额 | $ | 140,918 | | | $ | 84,990 | | | $ | 55,928 | | | 66 | % |
| 每个BOE的一般和行政费用： | | | | | | | |
| 经常性一般和行政费用 | $ | 0.95 | | | $ | 0.77 | | | $ | 0.18 | | | 23 | % |
| 交易和非经常性费用 | 0.11 | | | 0.16 | | | (0.05) | | | (31 | %) |
| 基于股权的薪酬 | 1.52 | | | 0.76 | | | 0.76 | | | 100 | % |
其他运营成本。其他运营成本包括勘探费用和出售资产的收益。与2022年相比，其他运营成本增加了1050万美元，主要是由于2023年确认的资产出售收益减少了460万美元，以及勘探费用增加了590万美元。
利息支出。2023年，我们产生了1.458亿美元的利息支出，而2022年为9590万美元，增长了52%。这一增长主要是由于西鹰福特收购导致的平均债务余额增加，以及与发行2028年票据和我们的循环信贷安排相关的利率上升所致。
衍生工具的收益(损失)
我们签订了衍生品合同，以管理我们对大宗商品价格风险的敞口，这些风险影响了我们的收入和我们可变利率债务的利率风险。下表列出了我们在所述期间的衍生品未实现和已实现收益(亏损)总额：
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| 衍生品收益(亏损)(千) | | | | | |
| 商品衍生品的收益(损失) | $ | 166,980 | | | $ | (676,902) | | | $ | 843,882 | | | (125 | %) |
| | | | | | | |
| 衍生工具的收益(损失) | $ | 166,980 | | | $ | (676,902) | | | $ | 843,882 | | | (125 | %) |
我们于二零二三年的商品衍生品收益由二零二二年的亏损变动843. 9百万元或125%，主要由于商品价格相对于我们的行使价变动所致。
股权关联公司的收入
权益法投资的收入于二零二三年为40万元，二零二二年为460万元。减少主要由于Exaro于二零二二年出售绝大部分石油及天然气资产产生收益。
所得税优惠(费用)
截至2023年及2022年12月31日止年度，我们确认所得税开支分别为23. 2百万元及36. 3百万元，实际税率分别为6. 7%及7. 0%。我们的实际税率低于美国联邦法定所得税率21%，主要由于剔除与我们的非控股权益及可赎回非控股权益有关的收入及亏损的影响。我们于二零二三年的实际税率下降，乃由于额外的永久项目及二零二二年的估值拨备增加而被二零二三年增加营运公司拥有权所抵销。
调整后的EBITDAX（非GAAP）和均衡自由现金流（非GAAP）
调整后EBITDAX和均衡自由现金流是我们管理层用来评估我们的经营业绩和流动性的补充非公认会计准则财务指标。见"—非公认会计准则财务衡量标准” 下面的章节介绍了它们的定义和应用。
下表列出了调整后EBITDAX（非GAAP）和均衡自由现金流（非GAAP）与净收入（亏损）的对账，以及均衡自由现金流（非GAAP）与经营活动提供的现金净额的对账，这是根据GAAP计算的最直接可比的财务指标：
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| (单位：千) | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 321,991 | | | $ | 480,600 | | | $ | (158,609) | | | (33) | % |
| 调整后EBITDAX： | | | | | | | |
| 利息支出 | 145,807 | | | 95,937 | | | | | |
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| 所得税支出(福利) | 23,227 | | | 36,291 | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 675,782 | | | 532,926 | | | | | |
| 勘探费 | 9,328 | | | 3,425 | | | | | |
| 衍生产品的非现金(收益)损失 | (320,714) | | | (102,358) | | | | | |
| 减值费用 | 153,495 | | | 142,902 | | | | | |
| 非现金股权薪酬费用 | 82,936 | | | 38,063 | | | | | |
| 出售资产的收益 | — | | | (4,641) | | | | | |
| 其他(收入)支出 | 282 | | | (949) | | | | | |
| OpCo与经理薪酬有关的某些可赎回非控制权益分配 | (30,563) | | | (39,070) | | | | | |
交易和非经常性费用(1) | 22,632 | | | 34,051 | | | | | |
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| 已取得的衍生工具合同的结算 | (61,455) | | | (49,929) | | | | | |
| 调整后的EBITDAX(非GAAP) | $ | 1,022,748 | | | $ | 1,167,248 | | | $ | (144,500) | | | (12) | % |
| 调整以对账至杠杆自由现金流： | | | | | | | |
| 利息支出，不包括非现金递延融资成本摊销 | (132,981) | | | (87,043) | | | | | |
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| 本期所得税收益（费用） | (494) | | | (3,113) | | | | | |
OpCo进行的与税收相关的可赎回非控制权益分配 | (753) | | | (18,160) | | | | | |
| 石油和天然气性质的发展 | (578,316) | | | (624,880) | | | | | |
| 杠杆自由现金流(非公认会计准则) | $ | 310,204 | | | $ | 434,052 | | | $ | (123,848) | | | (29 | %) |
(1)截至2023年12月31日的年度内，交易和非经常性支出2260万美元，主要与西鹰福特的收购和合并交易有关。截至2022年12月31日止年度的交易及非经常性开支3,410万美元主要涉及(I)法律、咨询、过渡服务协议成本、收购衍生工具合约的相关重组及Uinta交易及合并交易产生的其他费用，(Ii)合并交易后的遣散费，(Iii)合并整合成本及(Iv)收购及债务交易相关成本。
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | | | |
| 2023 | | 2022 | | $Change | | 更改百分比 |
| (单位：千) | | | | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 935,769 | | | $ | 1,012,372 | | | $ | (76,603) | | | (8) | % |
| 经营性资产和负债的变动 | (72,380) | | | 8,258 | | | | | |
收购衍生合约的重组 | — | | | 51,994 | | | | | |
| OpCo与经理薪酬有关的某些可赎回非控制权益分配 | (30,563) | | | (39,070) | | | | | |
| 营运公司作出的与税项相关的可赎回非控股权益供款（分派） | (753) | | | (18,160) | | | | | |
| 交易和非经常性费用 | 22,632 | | | 34,051 | | | | | |
其他调整和业务活动 | 33,815 | | | 9,487 | | | | | |
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| 石油和天然气性质的发展 | (578,316) | | | (624,880) | | | | | |
| 杠杆自由现金流(非公认会计准则) | $ | 310,204 | | | $ | 434,052 | | | $ | (123,848) | | | (29) | % |
二零二三年经调整EBITDAX较二零二二年减少144. 5百万美元或12%，主要由于已实现价格下降所带动，部分被西部鹰福特收购及Uinta交易产生的额外产量及经调整EBITDAX所抵销。
2023年的均衡自由现金流较2022年减少123，800，000元或29%，主要由于经调整EBITDAX减少144，500，000元，部分被资本开支减少46，600，000元所抵销。我们于二零二三年的再投资率为65%，而二零二二年的再投资率为59%。
流动资金和资本资源
我们的主要流动资金来源为经营现金流量、股权及债务发行所得款项，以及根据与Wells Fargo Bank，N.A.订立的以高级有抵押储备为基础的循环信贷协议（经修订、重列、修订及重列或至今以其他方式修订，“循环信贷融资”）的借贷，作为贷款人和信用证签发人的行政代理人，以及贷款人不时地与之相关。我们的主要预期资金用途是向股东派发股息、回购股份计划、偿还债务、开发现有资产和收购。
我们的发展计划旨在优先产生有意义的自由现金流和有吸引力的风险调整回报，并具有固有的灵活性，有能力根据现有的市场环境和持续的资产表现作出反应。有关我们资本计划的其他讨论，请参阅上文“发展计划和资本预算”。
我们计划继续订立经济对冲安排的惯例，以减少商品价格短期波动的影响以及由此对我们经营现金流的影响。我们专注风险管理工作的一个关键原则是积极的经济对冲策略，以缓解短期价格波动，同时维持对基础商品价格的长期敞口。我们的商品衍生品计划专注于在有关现有资产再投资或新收购的投资决策最终确定时订立远期商品合约，针对资本投资产生的部分预期产量进行经济对冲，并随时间推移向我们的生产基地增加增量衍生品。我们积极的衍生品计划使我们能够在商品周期中保护利润率和企业回报率。有关与我们的衍生计划相关的风险的信息，请参见"第一部分，项目1a.风险因素"。
下表呈列各期末的现金结余及未偿还借贷：
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| 12月31日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 |
| 现金和现金等价物 | $ | 2,974 | | | $ | — | |
| 长期债务 | 1,694,375 | | | 1,247,558 | |
根据我们计划的资本支出、我们预测的现金流和预计的债务水平，我们预计将继续遵守我们债务协议下的公约。此外，根据目前的市场迹象，我们预计在正常业务过程中，将根据标题下随后描述的各种协议，履行对第三方的其他合同现金承诺。合同义务,” 认识到即使我们的业务计划假设发生变化，我们也可能被要求履行这些承诺。
现金流
下表汇总了所示期间的现金流：
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 935,769 | | | $ | 1,012,372 | | | |
| 用于投资活动的现金净额 | (1,398,800) | | | (1,124,344) | | | |
| 融资活动提供的现金净额(用于) | 456,456 | | | (7,841) | | | |
经营活动提供的净现金。与2022年相比，截至2023年12月31日的年度，经营活动提供的现金净额减少7660万美元，降幅为8%，主要是由于营运资本变化部分抵消了已实现价格的下降。此外，截至2022年12月31日的年度，经营活动提供的现金净额受到与Uinta交易相关的某些石油大宗商品衍生品合约5200万美元重组的影响。
用于投资活动的现金净额。截至2023年12月31日的年度，用于投资活动的净现金比2022年增加了2.745亿美元，增幅为24%。我们在2023年对石油和天然气资产价值8.493亿美元的收购主要是由我们对西鹰福特的收购推动的，而2022年6.266亿美元的收购是由Uinta交易推动的。我们与石油和天然气资产开发相关的现金支出减少了1140万美元，石油和天然气资产的销售收益减少了6430万美元。
融资活动提供的现金净额。截至2023年12月31日的年度，融资活动提供的现金净额为456.5美元，增加4.643亿美元，这是由于2023年额外的债务借款2.334亿美元，来自我们的股票发行的1.457亿美元，以及2022年与可赎回NCI回购和税收分配相关的5,350万美元的现金外流。
债务协议
高级附注
于2023年2月1日，我们按面值发行本金总额为400. 0百万元的原始2028年票据。于2023年7月，我们按面值的98. 000%额外发行本金总额300. 0百万美元的2028年7月票据，于2023年9月，我们按面值的101. 125%额外发行本金总额150. 0百万美元的2028年9月票据，于2023年12月，我们按面值的102.125%额外发行本金总额为150.0百万美元的2028年12月票据。这四个问题 2028年的笔记是 根据规管原2028年票据的指引，作为单一系列证券处理，将作为单一类别共同投票，并具有实质相同的条款（发行日期及发行价除外）。二零二八年票据利息于每年二月十五日及八月十五日支付，并于二零二八年二月十五日到期。
吾等可选择于二零二五年二月十五日或之后随时按若干赎回价赎回全部或部分二零二八年票据。吾等亦可于二零二五年二月十五日前赎回最多2028年票据本金总额的40%，现金金额不得超过吾等于若干股本发售中筹集的所得款项净额，赎回价相等于被赎回之2028年票据本金额的109. 250%，另加应计及未付利息（如有），但不包括赎回日期。此外，于二零二五年二月十五日前，吾等可按相等于票据本金额100%的价格，另加“补足”溢价，另加至赎回日期（惟不包括赎回日期）的应计及未付利息（如有）赎回部分或全部2028年票据。
于2021年5月6日，我们按面值发行本金总额为500，000，000美元的2026年到期优先票据（“原始2026年票据”）。于2022年2月，我们按面值101%额外发行本金总额为200，000，000元的于2026年到期的优先票据（“额外2026年票据”，连同原有2026年票据，统称“2026年票据”）。两次发行的二零二六年票据被视为单一系列，并作为单一类别共同投票，除发行日期、发行价及首次利息支付外，其条款及条件相同。二零二六年票据按年利率7. 250%计息，于每年五月一日及十一月一日支付，并于二零二六年五月一日到期。
吾等可选择于二零二三年五月一日或之后随时按若干赎回价赎回全部或部分二零二六年票据。
优先票据为我们的优先无抵押债务，而优先票据及相关担保与循环信贷融资项下的借贷及我们的任何其他未来优先债务享有同等的付款权，并优先于我们的任何未来后偿债务。优先票据由我们的现有及未来附属公司以优先无抵押基准担保，该附属公司将为循环信贷融资提供担保。优先票据及该等担保实际上居于我们所有有抵押债务（包括所有借贷及循环信贷融资项下的其他责任），惟以担保该等债务的抵押品价值为限，并在结构上居于其后，于并无担保优先票据的任何未来附属公司的所有现有及未来债务及其他负债（包括应付贸易账款）的付款权。
规管优先票据的契约包含（其中包括）限制我们的受限制附属公司以下能力的契诺：（i）产生或担保额外债务或发行若干类型的优先股；（ii）就其股权派付股息或分派或赎回、购回或偿还其股权或后偿债务；（iii）转让或出售资产；（iv）进行投资；（iii）转让或出售资产；（iv）投资；（iii）投资；（iv）投资；（iii）投资；（iv）投资；（iii）投资（v）设立若干留置权；（vi）订立协议，限制任何非担保人受限制附属公司向其支付股息或其他款项；（vii）合并、合并或转让其全部或绝大部分资产；（viii）与联属公司进行交易；及（ix）设立不受限制附属公司。
倘吾等经历若干种类的控制权变动，并伴随评级下降，优先票据持有人可能要求吾等按若干赎回价购回其全部或部分票据。优先票据并无上市，而我们亦不打算日后在任何证券交易所上市，而现时并无公开市场供优先票据使用。
循环信贷安排
就于二零二一年五月发行二零二六年票据而言，Crescent Finance订立循环信贷融资。循环信贷融资于二零二七年九月二十三日到期。于2023年12月31日，我们的循环信贷融资项下有2，350万美元的未偿还贷款及1，440万美元的未偿还信用证，我们的选定承担金额为13亿美元，而我们的可用贷款为1，262. 1百万美元。
循环信贷融资项下之借贷按（i）美元替代基本利率（根据最优惠利率、联邦基金实际利率或经调整有抵押隔夜融资利率（“SOFR”））加适用边际利率或（ii）SOFR加适用边际利率（视借款人选择而定）计息。适用的保证金根据我们当时有效的借贷基础使用情况而有所不同。未动用循环承担之应付费用为每年0. 50%。于2023年及2022年12月31日，我们的未偿还贷款金额的加权平均利率分别为9. 75%及6. 98%。
截至2023年12月31日，循环信贷机制的借贷基础为20亿美元。借贷基准须于每年4月1日及10月1日前后按半年计划重新厘定，以及（i）在任何连续12个月期间，应我们的要求，选择性借款基准临时重定不超过两次，或所要求的贷款人在任何连续12个月期间内不超过一次，以及（ii）在收购任何石油及天然气物业后，应吾等的要求，选择性借贷基准中期重订，而购买价总额至少为当时有效借贷基准的5.0%。借款基础将自动减少：（a）发行某些允许的次级留置权债务和其他允许的额外债务，（b）出售或以其他方式处置借款基础财产，如果总净现值，出售或出售的该等物业按年利率9%（“PV—9”）贴现超过当时有效借贷基准的5.0%及（c）提前终止或抵销掉期协议（x）行政代理人在厘定借贷基础时所依赖的，或（y）如果如此终止的掉期协议的价值超过当时有效借贷基础的5.0%。
循环信贷融资项下的责任仍以我们及承授人绝大部分有形及无形资产（包括但不限于石油及天然气物业及相关资产以及我们及有关承授人拥有的股权）的第一优先留置权作抵押。就每次重新厘定借贷基础而言，我们必须就构成借贷基础物业的石油及天然气物业的PV—9至少85%维持抵押。我们的国内直接及间接附属公司须为循环信贷融资项下的担保人，惟若干例外情况除外。
循环信贷融资包含若干契诺，限制支付现金股息、若干借贷、出售资产、向他人贷款、投资、合并活动、商品互换协议、留置权及其他交易，而无须遵守若干财务契诺或我们贷款人事先同意。我们受（i）最高杠杆比率及（ii）流动比率财务契约所规限，该等财务契约于每个财政季度的最后一天计算。循环信贷融资亦包含声明、保证、弥偿及肯定及否定契诺，包括与未支付本金、利息或费用有关的违约事件、作出或被视为作出的任何重大方面的声明或保证不准确、违反契诺、破产及无力偿债事件、若干未达成判决及控制权变动。倘发生违约事件而吾等无法纠正该违约，贷款人将能够加快到期日并行使其他权利及补救措施。我们预期于可见将来继续遵守该等契约。
资本支出
我们的收购及开发开支包括收购经证实及未经证实的物业、与开发我们的石油及天然气物业有关的开支以及其他资产增加。钻探、完井和再完井活动的现金支出列示为"开发石油和天然气属性"我们的合并和合并现金流量表中的投资活动。
我们预计将为2024年的资本计划提供资金，不包括通过运营现金流进行的收购。由于我们资产的生产持有性质，开发石油及天然气物业的资本开支的金额及时间大致在我们的控制范围内。我们全年定期检讨资本开支，并可根据多项因素选择调整投资，包括但不限于钻探活动的成功、石油、天然气及天然气液化石油的现行及预期价格、必要设备、基础设施及资本的可用性、所需监管许可证及批准的收到及时间、季节性条件，钻探和收购成本以及其他利益所有者的参与程度。任何推迟或取消我们的开发钻井计划都可能导致探明储量和相关标准化措施的减少。该等风险可能对我们的业务、财务状况及经营业绩造成重大影响。
下表呈列本集团于呈列期间用以评估业务的资本开支及相关指标：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | |
| 石油和天然气性质的全面开发 | $ | 578,316 | | | $ | 624,880 | | | |
| 应计费用和其他非现金调整数的变动 | 3,034 | | | (32,173) | | | |
| 用于开发石油和天然气资产的现金 | 581,350 | | | 592,707 | | | |
| 用于收购石油和天然气物业的现金 | 849,254 | | | 626,620 | | | |
| 非现金收购石油和天然气财产 | — | | | — | | | |
| 购置和开发石油和天然气财产的支出总额 | $ | 1,430,604 | | | $ | 1,219,327 | | | |
二零二三年，我们开发石油及天然气物业成本减少主要与我们的营运时间有关。我们于二零二三年使用现金8.493亿美元收购石油及天然气物业，主要与Western Eagle Ford收购有关，而二零二二年则为6.266亿美元，主要与Uinta交易有关。见"合并及合并财务报表附注—注3—收购和剥离在"第二部分，项目8.财务报表及补充资料”。
合同义务
下表呈列我们于二零二三年十二月三十一日的重大合约责任：
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(单位：千) | 截止日期为
一年 | | 截止日期为
一年 | | 总计 |
长期债务本金 (1) | $ | — | | | $ | 1,723,500 | | | $ | 1,723,500 | |
固定利率长期债务—利息 (2) | 143,250 | | | 399,875 | | | 543,125 | |
| 衍生负债 | 42,051 | | | — | | | 42,051 | |
资产报废债务 (3) | 26,741 | | | 418,319 | | | 445,060 | |
石油和天然气运输和收集协定 (4) | 70,986 | | | 304,298 | | | 375,284 | |
| 总计 | $ | 283,028 | | | $ | 2,845,992 | | | $ | 3,129,020 | |
(1)长期债务指截至2023年12月31日的未偿还借款，包括优先票据（于2026年5月1日及2028年2月15日到期）及循环信贷融资项下的借款（于2027年9月23日到期）。
(2)不包括可变利率债务利息支付和承诺费用与公司的循环信贷设施。
(3)金额指未来出售及放弃石油及天然气资产的估计贴现成本。见"合并及合并财务报表附注—注9—资产报废义务" 在"第二部分，项目8.“财务报表及补充数据”，以进一步讨论我们的资产报废责任。
(4)金额包括根据长期协议将到期支付的款项，以购买在正常业务过程中使用的货品及服务，以确保我们的石油及天然气生产运输至市场，以及管道、加工及储存能力。
一般和行政费用
我们的一般及行政开支包括企业管理费用、专业服务费、保险、软件应用、交易开支费用、根据与KKR Energy Asset Manager LLC订立的管理协议应付的开支、授予利润权益的奖励奖励协议、限制性股票单位、表现股票单位及授予我们雇员及非雇员董事的其他奖励奖励。
奖励补偿部分与我们附属公司发行的若干权益分类及负债分类溢利权益奖励（统称“溢利奖励”）有关。该等溢利奖励包含不同归属条件，包括于达致若干回报门槛时归属之表现条件，以及一年至四年之服务要求。该等奖励的补偿成本于我们的合并及综合经营报表的一般及行政开支内呈列。截至2023年12月31日，（i）与未归属权益分类利润利息奖励有关的未确认补偿成本为6310万美元，及（ii）我们于综合资产负债表中于其他长期负债中承担580万美元，并有与未归属负债分类利润利息奖励有关的未确认补偿380万美元。未来就权益分类溢利利息奖励支付的实际金额将于综合财务报表中列示为向非控股权益的分派，且可能与未归属权益分类溢利利息奖励相关的未确认补偿成本所示金额不同。
有关更多信息，请参阅"合并及合并财务报表附注—注13—基于权益的补偿裁定" 在"第二部分，项目8.本年度报告的财务报表及补充数据
分红
我们的未来股息取决于我们的盈利水平、财务要求和其他因素，并将待董事会批准、适用法律和我们现有债务文件的条款，包括监管优先票据的契约。
截至2023年12月31日止年度，我们向股东支付每股A类普通股0. 53美元的现金股息。
2024年3月4日，董事会批准向2023年第四季度A类普通股股东支付季度现金股息0.12美元，或按年化计算每股0.48美元。季度股息将于2024年3月28日派付予截至2024年3月15日营业时间结束时记录在案的股东。运营公司基金单位持有人还将根据其对运营公司单位的持股比例获得分配。
支付季度现金股息须经管理层评估我们的财务状况、经营业绩及与该等支付有关的现金流量，并经董事会批准。鉴于目前的经济状况，管理层将按季度评估现金股息的未来增长。
股票回购计划
我们的董事会于2024年3月4日批准了一项股票回购计划，批准限额为1.5亿美元，为期两年。回购可能是我们的A类普通股或运营公司单位（注销相应数量的B类普通股）。此类回购可由Crescent或运营公司（视适用情况而定）进行，并可不时在公开市场进行，在私下谈判的交易中，通过根据《交易法》规则10b5—1进行的购买或通过符合适用州和联邦证券法的其他方式进行。根据股份回购计划进行任何回购的时间将视乎市况、合约限制及其他考虑因素而定。该计划可随时延长、修改、暂停或终止，且不要求我们回购任何金额或数量的股份。
2022年IRA规定，除其他外，对2022年12月31日之后上市的美国公司（如Crescent）回购股票征收1%的美国联邦消费税。因此，这项消费税将适用于我们的股票回购计划。拜登政府提议将消费税从1%提高到4%，但目前尚不清楚是否会颁布这一改变，以及如果颁布，任何此类改变将何时生效。
关键会计估计
我们的主要会计政策载于“合并及合并财务报表附注，附注2 -重要会计政策概要"在"第二部分，项目8.财务报表及补充资料”。本公司的合并和合并财务报表是按照公认会计原则编制的。编制合并及综合财务报表要求管理层作出影响所呈报经营业绩及财务状况之假设及估计。以下是管理层认为在编制合并及综合财务报表时应用公认会计原则时最重要的会计政策、估计及判断的讨论。该等会计政策（其中包括）可能涉及高度复杂性及管理层的判断。此外，该等估计及其他因素（包括我们无法控制的因素）可能对我们的财务状况、经营业绩及现金流量造成重大不利影响。
原油、天然气和天然气储量
该公司作出的最重要的估计之一是对探明原油、天然气和NGL储量的估计。储量工程是一个主观的过程，估计经济上可开采的石油和天然气的量，无法以精确的方式计量。我们的原油及天然气储量乃基于已探明储量及风险加权可能储量的组合，并需要作出重大判断。储量估算所采用的技术包括递减曲线分析、生产动态统计分析、压力和速率瞬变分析、压力梯度分析、储层模拟和容积分析。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量以及工程和地质解释。此外，由于多项因素，包括储层表现、原油和天然气价格、成本变动、资本资金和钻探计划（包括我们的五年开发计划）、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素，可能需要定期修订我们的估计储量和未来现金流量。因此，储量估计数往往与最终开采的原油和天然气数量不同。我们无法预测未来准备金调整的金额或时间。
在确定2023年12月31日每个房产的探明储量时，SEC发布的基准价格使用了考虑到房产特定质量和位置差异的差价进行了调整。如果未来平均原油价格低于用于确定2023年12月31日的探明储量的平均价格，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。由于许多因素（包括未来原油价格和业绩修正），很难估计任何潜在价格变动的幅度以及对探明储量的影响。有关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，项目1a.危险因素”
探明储量估计为我们最重要财务估计的主要组成部分，包括计算折旧、损耗及摊销（“折旧及摊销”）以及探明石油及天然气资产减值。
石油和天然气性质
石油和天然气生产活动按成功努力会计法入账。见"合并及合并财务报表附注—附注2 -重要会计政策概要"在"第二部分，项目8.本年度报告之财务报表及补充资料”，以进一步讨论适用于成功努力会计法之会计政策。
成功努力法本质上依赖于对已探明原油、天然气和天然气储量的估计。估计探明储量的数额影响（其中包括）若干成本是资本化还是支出化、折旧、消耗或摊销为净收入的成本的数额和时间，以及石油和天然气生产活动的补充资料的列报。此外，生产用于测试减值的物业所产生的预期未来现金流量亦部分依赖于净储备数量的估计。
折旧、损耗和摊销
石油和天然气生产性质的DD & A是使用产量单位法逐油田确定的。截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，我们确认DD & A费用分别为6.758亿美元、5.329亿美元和3.128亿美元。
虽然以往储量估计的修订在历史上对折旧率和损耗率并不重要，但已探明储量的任何减少都可能导致未来DD & A费用的加速。在所有其他因素不变的情况下，如果已探明储量向下修正，我们记录DD & A费用的比率将增加，从而减少净收入。相反，如果已探明储量向上修正，我们记录DD & A费用的比率将下降。然而，鉴于计算探明储量所需的多项假设，敏感度分析并不切实可行。此外，对上述某些假设（如商品价格）的任何不利调整都可能被其他假设（如成本降低）的有利调整所抵消，正如我们在行业中所看到的。
石油和天然气性质的减值
当有事件及情况显示已证实及未证实的石油及天然气物业账面值的可收回性可能下降时，会检讨该等物业的减值。当识别出触发事件时，我们将石油及天然气物业的账面值与石油及天然气物业将产生的估计未贴现现金流量进行比较，以确定账面值是否可收回。倘账面值超过估计未贴现现金流量，我们将将石油及天然气物业的账面值撇减至公平值。用于厘定公平值的因素包括：
•石油和天然气储量的估计以及预计的生产时间。我们的石油及天然气储量乃基于已探明储量及风险加权可能储量的组合，并需要作出重大判断。储量工程是一个主观的过程，需要对石油和天然气的地下积累、开发成本、未来商品价格以及未来监管和政治环境等方面作出假设。该等假设之任何重大差异均可能对储量之估计数量及价值造成重大影响，进而影响我们石油及天然气资产之公平值。我们对储量的估计有助于告知我们对未来石油和天然气产量的预期，这可能与我们的实际产量有所不同。
•未来商品价格，是基于一段时间内公开可得的远期商品价格，然后在其后逐步上升。估计未来商品价格下跌将减少我们石油及天然气资产的公平值。
•未来资本需求，乃基于我们的内部预测，并以石油及天然气资产产生的相关现金流量支持。
•与实现预计现金流量相关风险相称的贴现率，该贴现率基于多种因素，包括市场及经济状况以及营运及监管风险。
截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度，我们确定存在触发事件，需要评估我们石油及天然气资产的账面值是否可收回。经评估我们的石油及天然气资产后，于截至2023年及2022年12月31日止年度，我们分别录得减值开支149.6百万美元及65.2百万美元。截至二零二一年十二月三十一日止年度，我们并无产生任何减值开支。截至2023年12月31日，我们位于怀俄明州的已探明石油和天然气资产的若干常规资产的账面值为2.145亿美元。按当前远期商品价格曲线，该等资产账面值与估计未贴现现金流量之间的缓冲有限。未来商品价格进一步下跌或估计数减少
石油及天然气储量的增加可能导致减值支出。该等物业产生之实际减值金额（如有）将视乎多种因素而定，包括但不限于其后远期价格曲线变动、加权平均资本成本、营运成本估计及未来资本开支估计。由于多项假设（例如储量、开发计划的进度及时间、商品价格、资本开支、经营成本、钻探及开发成本、通货膨胀及贴现率）可能对我们的估计产生重大影响，故估计公平值计算中假设变动的敏感度并不可行。上述部分假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵销。例如，商品价格持续下跌的影响可能会被成本降低部分抵消。
企业合并中收购的物业
当没有足够的市场数据时，吾等通过编制来自生产原油、天然气及天然气储量的现金流量估计，厘定在作为业务合并入账的交易中收购的经证实及未经证实的石油及天然气物业的公允价值。我们估计未来价格，以适用于所收购的估计储量数量，并估计未来经营及开发成本，以达致估计未来净现金流量。就已证实储备的公平值而言，未来现金流量净额采用业务合并时厘定的市场加权平均资本成本率贴现。在估计及估值未探明储量时，可能及可能储量之贴现未来现金流量净额会按额外风险加权因子予以扣减。就业务合并中收购的其他资产而言，吾等使用可得成本及市场数据及╱或估计现金流量的组合厘定公平值。
用于厘定所收购物业公平值之已探明储量大幅减少可能导致物业未来减值。请参阅上文“折旧、损耗及摊销：有关因公允值计算变动而进行敏感度分析的可行性”一节的讨论。
所得税
在合并交易之前，我们的组织形式为特拉华州有限责任公司和特拉华州有限合伙企业，并被视为美国联邦所得税的流通实体。因此，我们截至二零二一年十二月三十一日止年度的税项拨备极少。合并交易后，我们须就运营公司任何应课税收入的可分配份额缴纳美国联邦所得税及州税。本公司记录的所得税金额需要解释美国各地不同税务管辖区的复杂规则和法规。我们已就暂时性差异、经营亏损及税项抵免结转确认递延税项资产及负债。我们会定期评估递延税项资产的可变现性，并于部分或全部递延税项资产较有可能无法变现时，以估值拨备减少该等资产。我们定期评估潜在的不确定税务状况，并在需要时为该等金额建立应计项目。递延税项资产及负债（包括递延国家所得税资产及负债）的应计费用须受重大判断影响，并根据事实及情况的变动进行例行检讨及调整。虽然我们认为我们的应计税项足够，但根据税务审计的影响、立法的变化以及待决或未来税务事项的解决，这些应计税项将来可能会发生重大变化。请参阅"合并及合并财务报表附注—注11—所得税"在"第二部分，项目8.财务报表及补充数据”以了解更多信息。
新的和修订的会计准则
见"合并及合并财务报表附注—附注2 -重要会计政策概要"在第二部分，项目8.财务报表及补充资料”。
非公认会计准则财务衡量标准
我们的"管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析” 包括未按照美国公认会计原则计算的财务和流动性措施。这些非公认会计原则的措施包括：
•调整后的EBITDAX；及
•均衡的自由现金流
这些是我们管理层用来评估我们的经营业绩并协助我们作出投资决策的补充非公认会计准则财务和流动性措施。我们相信，这些非GAAP指标的列报为投资者提供了更大的透明度，我们的经营业绩，以及流动性和资本资源，这些指标是有用的期间与期间的业绩比较。
我们将调整后EBITDAX定义为扣除利息开支、所得税开支（收益）、折旧、损耗及摊销、勘探开支、衍生工具的非现金收益（亏损）、减值开支、非现金权益补偿、出售资产（收益）亏损、其他（收入）开支、交易及非经常性开支前的净收入（亏损）。此外，我们进一步减去运营公司作出的若干可赎回非控制性权益分派与管理人补偿及所收购衍生工具合约结算有关。
调整后EBITDAX不是由公认会计原则确定的业绩衡量标准。我们相信经调整EBITDAX是一个有用的表现衡量标准，因为它允许有效评估我们的经营表现时，与我们的同行比较，而不考虑我们的融资方式，公司形式或资本结构。我们在计算经调整EBITDAX时将上述项目从净收入（亏损）中剔除，因为这些金额在我们的行业内可能会有很大差异，这取决于会计方法和资产账面价值、资本结构和资产收购方法。调整后EBITDAX不应被视为替代，或比根据公认会计原则确定的净收入（亏损）更有意义，这种措施是最具可比性的公认会计原则措施。从调整后EBITDA中排除的某些项目是理解和评估公司财务表现的重要组成部分，如公司的资本成本和税务负担，以及可折旧资产的历史成本，这些都没有反映在调整后EBITDA中。我们的经调整EBITDAX的呈列不应被解释为我们的业绩将不受不寻常或非经常性项目影响的推断。我们计算的调整后EBITDAX可能与其他公司的其他类似名称的措施不同。此外，循环信贷融资及优先票据包括为遵守契诺而计算经调整EBITDAX。
我们将均衡自由现金流定义为经调整EBITDAX减去利息支出，不包括非现金递延融资成本摊销、当期所得税利益（支出）、运营公司作出的与税务相关的可赎回非控制性权益分配以及石油和天然气物业的开发。均衡自由现金流不计及收购产生的金额。
均衡自由现金流不是公认会计原则确定的流动性的衡量标准。均衡自由现金流是一种补充的非GAAP流动性指标，由我们的管理层和财务报表的外部用户使用，如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构。我们相信均衡自由现金流是一项有用的流动性指标，因为它可以有效评估我们的经营和财务表现，以及我们的经营产生现金流的能力，这些现金流可用于降低杠杆或分配给我们的股权持有人。均衡自由现金流量不应被视为替代或更有意义的经营活动提供的净现金流量，根据公认会计原则确定，这种衡量标准是最具可比性的公认会计原则衡量标准，也不应被视为实际流动性，经营业绩或投资活动的指标。我们的平均自由现金流计算可能无法与其他公司的其他类似名称的度量相比较。
调整后的EBITDAX和平均自由现金流量应与我们根据公认会计原则编制的合并和合并财务报表中包含的信息一并阅读。对于这些非GAAP措施与最接近的可比GAAP措施的对账，请参见上文"—经营业绩调整后EBITDAX（非GAAP）和均衡自由现金流（非GAAP）"。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
我们面临市场风险，包括商品价格及利率不利变动的影响，详情如下。以下资料的主要目的是提供有关我们潜在市场风险的定量及定性资料。“市场风险”一词是指商品价格和利率的不利变动所产生的损失风险。这些披露并非是预期未来损失的准确指标，而是合理可能损失的指标。
商品价格风险
我们的主要市场风险是我们就石油、天然气和天然气液化石油生产所获得的定价。
多年来，石油、天然气和天然气液化石油的价格一直波动和不可预测，我们预计这种波动将在未来继续。我们的生产价格取决于许多我们无法控制的因素，例如全球经济的强弱以及我们生产的商品的全球供求。
为减少石油、天然气及天然气液化石油价格波动对我们现金流量的影响，我们定期通过各种交易就我们的若干石油、天然气及天然气液化石油生产订立商品衍生合约，以限制未来价格波动风险。我们专注风险管理工作的一个关键原则是积极的经济对冲策略，以缓解短期价格波动，同时维持对基础商品价格的长期敞口。我们的对冲计划使我们能够在商品周期中保存资本、保护利润率和企业回报，并将资本返还给投资者。未来交易可能包括价格互换，据此，我们将获得一个固定的生产价格，并向合同对手方支付一个可变的市场价格。此外，我们可以进入衣领，从而我们收到多余的，如果有的话，固定的。
或支付浮动利率超过固定上限的部分（如有的话）。该等经济对冲活动旨在限制本集团近期面对的产品价格波动风险，并维持稳定的现金流、强劲的资产负债表及具吸引力的企业回报。
截至2023年12月31日，我们的衍生工具组合的名义总价值约为17亿美元，而我们的商品衍生工具合约的公平市值为净资产2030万美元。我们使用市场报价及定价分析的估值技术厘定我们的石油及天然气商品衍生工具的公平值。输入包括公开的价格和从第三方收集的数据汇编产生的远期价格曲线。
根据我们于2023年12月31日的未平仓商品衍生品头寸，NYMEX WTI、布伦特价格、Henry Hub指数价格、NGL价格及基准价格假设上涨或下跌10%，将改变我们的商品衍生品净头寸。如果价格上涨10%，我们的衍生品头寸将改变约1.304亿美元。如果价格下跌10%，我们的衍生品头寸将改变约1.247亿美元。公平值之假设变动可能为收益或亏损，视乎商品价格下跌或上升而定。
衍生资产及负债于综合资产负债表分类为风险管理资产及负债。我们使用衍生工具并订立受国际掉期及衍生工具协会（“ISDA”）主协议规管的掉期合约。未于综合资产负债表抵销之金额指不符合该资产负债表内所有净额结算条件之头寸，例如可依法强制执行之抵销权或执行总净额结算安排。见"合并和合并财务报表附注， 注5—衍生品"在"第二部分，项目8.本年度报告的财务报表及补充数据”，供进一步讨论。
交易对手和客户信贷风险
我们的现金及现金等价物承受集中信贷风险。我们通过将这些资金投资于主要金融机构来管理和控制该风险。我们经常有超过联邦保险限额的余额。
我们向各类客户销售石油、天然气和天然气。我们会根据对客户财务状况和历史付款记录的评估来延长信贷。石油、天然气和天然气液化石油市场的未来可用性取决于许多我们无法控制的因素，其中没有一个是可以肯定预测的。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我们拥有超过总收入10%的主要客户。见"第一部分，项目1和2。企业和房地产营销和客户”。由于石油、天然气及液化天然气为可替代产品，拥有完善的市场及众多买家，故我们相信失去任何单一客户不会对其经营业绩造成重大影响。
为尽量减低衍生工具的信贷风险，我们的政策是只与管理层视为有能力及有竞争力的市场庄家的信誉良好的金融机构交易对手订立衍生工具合约。此外，我们的ISDA允许我们与同一交易对手进行净头寸，以尽量减少信贷风险。交易对手的信誉须定期检讨。
利率风险
于2023年12月31日，我们有2350万美元的浮动利率债务未偿还。假设未偿还金额无变动，平均利率每增加或减少1%（或100个基点）对利息开支的影响将导致我们于2023年12月31日未偿还浮息债务的利息开支每年增加或减少约200万美元。
项目8.财务报表和补充数据
财务报表索引
新月能源公司
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| 页面 |
| 独立注册会计师事务所报告 | 89 |
| 合并及合并财务报表： | |
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表 | 92 |
截至2023年12月31日止年度的合并及综合经营报表,2022年和2021年 | 94 |
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的合并及综合权益变动表 | 95 |
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度的合并及综合现金流量表 | 97 |
| 合并及合并财务报表附注 | 99 |
| 财务报表附表： | |
| 附表I-注册人的简明财务资料 | 138 |
独立注册会计师事务所报告
致新月能源公司股东和董事会
对财务报表的几点看法
我们审计了新月能源公司及其附属公司的合并资产负债表，（“本公司”）于2023年及2022年12月31日，截至2023年12月31日止期间各年的相关合并及综合经营报表、权益变动及现金流量，及索引第8项所列之相关附注及附表（统称「财务报表」）。我们认为，财务报表在所有重大方面公允列报了贵公司于2023年及2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日止三个年度各年的经营成果和现金流量，符合美利坚合众国公认的会计原则。
我们还根据上市公司会计监督委员会的标准进行了审计，（美国）（PCAOB），截至2023年12月31日，公司对财务报告的内部控制，基于Treadway委员会赞助组织委员会发布的内部控制—综合框架（2013）中确立的标准和我们2024年3月4日的报告，对公司财务报告内部控制发表无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所传达的关键审计事项是指已传达或要求传达给审计委员会的本期财务报表审计所产生的事项，且（1）涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露事项，以及（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。重要审计事项的传达不会以任何方式改变我们对整个财务报表的意见，我们通过传达下文的重要审计事项，并不会就重要审计事项或与之相关的账目或披露提供单独意见。
已证实的石油和天然气属性—石油和天然气储量—参见财务报表附注2和4
关键审计事项说明
本公司已探明的石油和天然气资产采用生产单位法逐油田枯竭，并在事件和情况表明账面值的可收回性可能下降时，通过将探明的石油和天然气资产的账面值与估计未贴现未来现金流量净额进行比较，部分来自已探明的石油和天然气储量。开发公司的探明石油和天然气储量以及用于评估探明石油和天然气资产减值的相关未来净现金流量要求管理层作出重大估计和假设，包括计算未来产量的最佳估计，以及公司，在其初步探明储量预订后的五年内，将探明未开发储量转换为生产石油和天然气资产的能力。
本公司聘请一名独立储量工程师，根据美国证券交易委员会第S—X号规例及其他公认会计原则，独立设计其探明石油及天然气储量。该等估计、假设或工程数据的变动可能会对耗减计算及已探明石油及天然财产减值评估造成重大影响。鉴于管理层作出的重大判断，执行审计程序，以评估公司的探明石油和天然气储量以及相关估计未贴现未来净现金流量，包括管理层的估计和假设，
要想最准确地估计未来的产量，以及在五年内将已证实的未开发储量转化为生产石油和天然气的资产，就需要核数师作出高度的判断和加大努力。
如何在审计中处理关键审计事项
我们就管理层就石油及天然气储量及未来净现金流量估计作出的重大判断及假设进行的审计程序包括（其中包括）以下各项：
•我们测试了与公司估计探明石油和天然气储量以及相关预期未贴现未来净现金流量有关的控制措施的经营有效性。
•我们评估了公司对未来产量的最佳估计：
◦将公司对未来产量的最佳估计与历史产量进行比较。
◦通过与历史递减曲线估计值的比较，评价产量递减曲线的合理性。
•我们评估管理层就五年内将已探明未开发储量转换为生产石油及天然气资产所作的估计及假设的合理性，方法如下：
◦将已探明未开发储量转换为已探明已开发储量的历史转换与管理层对转换的预测进行比较。
◦将管理层的预测与公司的钻探计划以及与钻探计划相关的资金可用性进行比较。
◦评估已证实未开发地点之预测开发日期是否在其原预订日期起计五年内。
◦检讨与管理层及董事会的内部沟通。
•我们评估了管理专家的经验，资格和客观性，一个独立的后备工程公司。
减值准备—参见财务报表附注2和6
关键审计事项说明
本公司将其探明石油及天然气储量的估计未贴现未来现金流量净额与探明石油及天然气资产的账面值按油田基准进行比较，以确定账面值是否可收回。如果已探明石油天然气资产的账面值超过未贴现的未来净现金流量，本公司将账面值减值至公允价值。公平值乃采用收入估值技术估计，该技术涉及计算未来现金流量净额的现值。
截至2023年12月31日止年度，本公司若干已探明石油及天然气资产已减至其公平值，导致其账面值出现减值，并计入合并及综合经营报表内的减值开支。管理层采用收入估值技术估计已探明石油及天然气物业的公平值，该技术包括应用与风险相称的贴现率 以及与实现预计现金流相关的当前市场条件。
鉴于管理层作出的重大判断，包括使用先前关键审计事项所界定的管理层专家编制石油和天然气储量估计数，以及在编制适当贴现率估计数时，对这些管理层估计数执行审计程序需要更高程度的审计师判断和更大程度的努力，包括使用具有专门技能和知识的专业人员。
如何在审计中处理关键审计事项
除过往关键审计事项所指明的程序外，吾等有关选择应用于已探明石油及天然气资产估计未来现金流量净额的贴现率的审计程序包括（其中包括）以下各项：
•我们测试了与公司估计适当贴现率相关的控制措施的经营有效性。
•在公允值专家的协助下，我们通过以下方式评估贴现率的适当性：
◦评估用于制定贴现率的数学模型的适当性。
◦评估管理层选择并用于选择贴现率的公众公司准则，考虑到业务与本公司的可比性。
◦将选定的贴现率与已公布的贴现率估计值进行比较。
◦透过独立获取资料以估计贴现率的组成部分，包括债务资本成本、股本资本成本及债务权益比率，制定一系列贴现率的独立估计。
◦比较管理层选定的贴现率与独立估计范围。
/s/ 德勤律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年3月4日
自2021年以来，我们一直担任公司的审计师。
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| 新月能源公司 |
| 合并资产负债表 |
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| 十二月三十一日，
2023 | | 十二月三十一日，
2022 |
| (in千人，除份额和单位数据外） |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 2,974 | | | $ | — | |
| 应收账款净额 | 504,630 | | | 457,071 | |
| 应收账款-附属公司 | 2,108 | | | 2,681 | |
| 衍生资产-流动 | 54,321 | | | 14,878 | |
预付费用 | 40,406 | | | 13,241 | |
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其他流动资产 | 11,213 | | | 28,868 | |
| 流动资产总额 | 615,652 | | | 516,739 | |
| 财产、厂房和设备： | | | |
| 按成本计算的石油和天然气属性，成功努力方法 | | | |
| 证明了 | 8,574,478 | | | 7,113,819 | |
| 未经证实 | 283,324 | | | 314,255 | |
| 按成本计算的石油和天然气属性，成功努力方法 | 8,857,802 | | | 7,428,074 | |
| 外地及其他财产和设备，按成本计算 | 198,570 | | | 176,831 | |
| 财产、厂房和设备合计 | 9,056,372 | | | 7,604,905 | |
| 减去：累计折旧、损耗、摊销和减值 | (2,940,546) | | | (2,167,135) | |
| 财产、厂房和设备、净值 | 6,115,826 | | | 5,437,770 | |
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| 衍生资产—非流动 | 8,066 | | | — | |
对股权关联公司的投资 | 6,076 | | | 15,038 | |
| 其他资产 | 57,715 | | | 50,302 | |
| 总资产 | $ | 6,803,335 | | | $ | 6,019,849 | |
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| 随附之财务报表附注为本合并及综合财务报表之组成部分 |
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| 新月能源公司 |
| 合并资产负债表 |
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| 十二月三十一日，
2023 | | 十二月三十一日，
2022 |
| (in千人，除份额和单位数据外） |
| 负债、可赎回的非控制性权益和权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付账款和应计负债 | $ | 613,543 | | | $ | 524,690 | |
| 应付帐款-附属公司 | 52,607 | | | 27,652 | |
| 衍生负债—流动 | 42,051 | | | 312,975 | |
| 融资租赁债务—流动 | 4,233 | | | 3,341 | |
| 其他流动负债 | 37,823 | | | 25,091 | |
| 流动负债总额 | 750,257 | | | 893,749 | |
| 长期债务 | 1,694,375 | | | 1,247,558 | |
| 衍生负债—非流动 | — | | | 63,737 | |
| 资产报废债务 | 418,319 | | | 346,868 | |
| 递延税项负债 | 262,581 | | | 147,348 | |
| 融资租赁债务—非流动 | 7,066 | | | 7,412 | |
| 其他负债 | 35,019 | | | 14,183 | |
| 总负债 | 3,167,617 | | | 2,720,855 | |
| 承付款和或有事项(附注12) | | | |
| 可赎回的非控股权益 | 1,901,208 | | | 2,436,703 | |
| 股本： | | | |
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A类普通股，$0.0001票面价值；1,000,000,000授权股份，92,680,353和49,433,154已发行的股份，以及91,608,800和48,282,163截至2023年12月31日和2022年12月31日的流通股 | 9 | | | 5 | |
B类普通股，$0.0001票面价值；500,000,000授权股份及88,048,124和118,645,323截至2023年12月31日和2022年12月31日的已发行和已发行股票 | 9 | | | 12 | |
优先股，$0.0001票面价值；500,000,000授权股份及1,000截至2023年12月31日和2022年12月31日已发行和流通的第一系列优先股 | — | | | — | |
库存股，按成本计算；1,071,553和1,150,991截至2023年12月31日和2022年12月31日， | (17,143) | | | (18,448) | |
| 额外实收资本 | 1,626,501 | | | 804,587 | |
留存收益 | 95,447 | | | 61,957 | |
| 非控制性权益 | 29,687 | | | 14,178 | |
| 总股本 | 1,734,510 | | | 862,291 | |
| 总负债、可赎回的非控股权益和权益 | $ | 6,803,335 | | | $ | 6,019,849 | |
随附之财务报表附注为本合并及综合财务报表之组成部分
新月能源公司
合并和综合业务报表
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (以千为单位，每股除外) |
| 收入： | | | | | |
| 油 | $ | 1,750,961 | | | $ | 1,969,070 | | | $ | 883,087 | |
| 天然气 | 371,066 | | | 766,962 | | | 354,298 | |
| 天然气液体 | 192,870 | | | 268,192 | | | 185,530 | |
| 中游及其他 | 67,705 | | | 52,841 | | | 54,062 | |
| 总收入 | 2,382,602 | | | 3,057,065 | | | 1,476,977 | |
| 费用： | | | | | |
| 租赁经营费用 | 495,380 | | | 438,753 | | | 243,501 | |
| 修井费用 | 58,441 | | | 66,864 | | | 10,842 | |
| 资产经营费用 | 86,593 | | | 78,709 | | | 45,940 | |
| 集、运、销 | 235,153 | | | 177,078 | | | 187,059 | |
| 生产税和其他税 | 162,963 | | | 238,381 | | | 108,992 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 675,782 | | | 532,926 | | | 312,787 | |
| 减值费用 | 153,495 | | | 142,902 | | | — | |
| 勘探费 | 9,328 | | | 3,425 | | | 1,180 | |
| 中游运营费用 | 39,809 | | | 13,513 | | | 13,389 | |
| 一般和行政费用 | 140,918 | | | 84,990 | | | 78,342 | |
| 出售资产的收益 | — | | | (4,641) | | | (8,794) | |
| 总费用 | 2,057,862 | | | 1,772,900 | | | 993,238 | |
| 营业收入(亏损) | 324,740 | | | 1,284,165 | | | 483,739 | |
| 其他收入(支出)： | | | | | |
| 衍生工具的收益(损失) | 166,980 | | | (676,902) | | | (866,020) | |
| 利息支出 | (145,807) | | | (95,937) | | | (50,740) | |
| 其他收入(费用) | (282) | | | 949 | | | 120 | |
| 股权关联公司的收入 | (413) | | | 4,616 | | | 368 | |
| 其他收入(费用)合计 | 20,478 | | | (767,274) | | | (916,272) | |
| 税前收益(亏损) | 345,218 | | | 516,891 | | | (432,533) | |
| 所得税优惠(费用) | (23,227) | | | (36,291) | | | 306 | |
| 净收益(亏损) | 321,991 | | | 480,600 | | | (432,227) | |
| 减：应占前身的（收入）净损失 | — | | | — | | 339,168 | |
| 减去：可归因于非控股权益的净(收益)亏损 | (472) | | | (2,669) | | | 14,922 | |
| 减：可赎回非控股权益应占净（收入）亏损 | (253,909) | | | (381,257) | | | 58,761 | |
| 应占Crescent Energy净收入（损失） | $ | 67,610 | | | $ | 96,674 | | | $ | (19,376) | |
每股净收益(亏损)： | | | | | |
| A类—基本 | $ | 1.02 | | | $ | 2.20 | | | $ | (0.46) | |
| A级—稀释 | $ | 1.02 | | | $ | 2.20 | | | $ | (0.46) | |
| B类—碱性和稀释 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
加权平均流通股： | | | | | |
| A类—基本 | 66,598 | | | 43,865 | | | 41,954 | |
| A级—稀释 | 67,402 | | | 44,112 | | | 41,954 | |
| B类—碱性和稀释 | 104,271 | | | 124,857 | | | 127,536 | |
随附之财务报表附注为本合并及综合财务报表之组成部分
新月能源公司
合并及综合权益变动表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 前身 | | 新月能源公司 | | | | |
| 甲类单位 | | 成员的
权益 | | A类普通股 | | B类普通股 | | 系列I优先股 | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 留存收益(累计亏损) | | 非控制性 利息 | | 总计 |
| | | 股票 | | 金额 | | 股票 | | 金额 | | 股票 | | 金额 | | 股票 | | 金额 | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日余额 | 1,220 | | | $ | 2,716,892 | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 176,268 | | | $ | 2,893,160 | |
| 应占前身公司净亏损 | — | | | (339,168) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (339,168) | |
| 投稿 | — | | | 7,275 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 35,460 | | | 42,735 | |
| 分配 | — | | | (35,331) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,175) | | | (36,506) | |
| 非控股权益剥离 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (121,872) | | | (121,872) | |
| 2021年4月交流 | 10 | | | 62,051 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (62,051) | | | — | |
| 回购非控制性权益 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2,462) | | | (2,462) | |
| 合并交易 | (1,230) | | | (2,411,719) | | | 43,105 | | | 4 | | | 127,536 | | | 13 | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | 712,341 | | | — | | | — | | | (1,699,361) | |
| 净亏损 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (19,376) | | | (14,922) | | | (34,298) | |
| 基于权益的报酬，扣除预扣税后的净额 | — | | | — | | | (1,151) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,151 | | | (18,448) | | | 23,987 | | | — | | | 3,189 | | | 8,728 | |
| 注销与回购库务股有关的运营公司单位 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (16,091) | | | — | | | — | | | (16,091) | |
| 营运公司所有权变动应占递延税项变动 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (221) | | | — | | | — | | | (221) | |
| 2021年12月31日的余额 | — | | | $ | — | | | 41,954 | | | $ | 4 | | | 127,536 | | | $ | 13 | | | 1 | | | $ | — | | | 1,151 | | | $ | (18,448) | | | $ | 720,016 | | | $ | (19,376) | | | $ | 12,435 | | | $ | 694,644 | |
随附之财务报表附注为本合并及综合财务报表之组成部分
新月能源公司
合并及综合权益变动表
(单位：千)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 新月能源公司 | | | | | | | | |
| | | | | A类普通股 | | B类普通股 | | 系列I优先股 | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 留存收益(累计亏损) | | 非控制性 利息 | | 总计 | | | | |
| | | 股票 | | 金额 | | 股票 | | 金额 | | 股票 | | 金额 | | 股票 | | 金额 | | | | | | | | |
| 2021年12月31日的余额 | | | | | 41,954 | | | $ | 4 | | | 127,536 | | | $ | 13 | | | 1 | | | $ | — | | | 1,151 | | | $ | (18,448) | | | $ | 720,016 | | | $ | (19,376) | | | $ | 12,435 | | | $ | 694,644 | | | | | |
| 净收益(亏损) | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 96,674 | | | 2,669 | | | 99,343 | | | | | |
| 投稿 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,533 | | | 1,533 | | | | | |
| 分配 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (7,884) | | | (7,884) | | | | | |
| 回购非控制性权益 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (4,060) | | | (4,060) | | | | | |
| A类普通股股息 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (12,168) | | | (15,341) | | | — | | | (27,509) | | | | | |
| 基于权益的薪酬 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 6,899 | | | — | | | 9,485 | | | 16,384 | | | | | |
| 与营运公司基准有关的递延税项变动 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (26,351) | | | — | | | — | | | (26,351) | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 与股权交易相关的基准差异相关的递延税项变动 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (5,599) | | | — | | | — | | | (5,599) | | | | | |
| 与股权交易相关的股权变动 | | | | | 6,328 | | | 1 | | | (8,891) | | | (1) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 121,790 | | | — | | | — | | | 121,790 | | | | | |
| 2022年12月31日的余额 | | | | | 48,282 | | | $ | 5 | | | 118,645 | | | $ | 12 | | | 1 | | | $ | — | | | 1,151 | | | $ | (18,448) | | | $ | 804,587 | | | $ | 61,957 | | | $ | 14,178 | | | $ | 862,291 | | | | | |
| 净收益(亏损) | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 67,610 | | | 472 | | | 68,082 | | | | | |
| 投稿 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 4,738 | | | 4,738 | | | | | |
| 分配 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (2,500) | | | (2,500) | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| A类普通股股息 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (34,120) | | | — | | | (34,120) | | | | | |
| 基于权益的薪酬 | | | | | 80 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (80) | | | 1,305 | | | 25,681 | | | — | | | 12,799 | | | 39,785 | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 与A类转换相关的基准差异相关的递延税项变动 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (79,378) | | | — | | | — | | | (79,378) | | | | | |
| 与A类转换有关的权益变动 | | | | | 30,597 | | | 3 | | | (30,597) | | | (3) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 679,567 | | | — | | | — | | | 679,567 | | | | | |
| 与股份发行有关的基准差异有关的递延税项变动 | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (13,122) | | | — | | | — | | | (13,122) | | | | | |
| 与股份发行有关的权益变动 | | | | | 12,650 | | | 1 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 209,166 | | | — | | | — | | | 209,167 | | | | | |
| 2023年12月31日的余额 | | | | | 91,609 | | | $ | 9 | | | 88,048 | | | $ | 9 | | | 1 | | | $ | — | | | 1,071 | | | $ | (17,143) | | | $ | 1,626,501 | | | $ | 95,447 | | | $ | 29,687 | | | $ | 1,734,510 | | | | | |
随附之财务报表附注为本合并及综合财务报表之组成部分
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 新月能源公司 |
| 现金流量合并报表 |
| | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营活动的现金流： | (单位：千) |
净收益(亏损) | $ | 321,991 | | | $ | 480,600 | | | $ | (432,227) | |
| 将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 675,782 | | | 532,926 | | | 312,787 | |
| | | | | |
| 减值费用 | 153,495 | | | 142,902 | | | — | |
| 递延所得税支出(福利) | 22,733 | | | 33,178 | | | (935) | |
| 出售石油和天然气财产的收益 | — | | | (4,641) | | | (8,794) | |
| 衍生品(收益)损失 | (166,980) | | | 676,902 | | | 866,020 | |
| 衍生工具结算时收到的现金（已付）净额 | (153,734) | | | (779,260) | | | (535,269) | |
| 非现金股权薪酬费用 | 82,936 | | | 38,063 | | | 39,919 | |
| 债务发行成本和贴现摊销 | 12,826 | | | 8,894 | | | 7,647 | |
| 债务发行成本的核销 | — | | | — | | | 2,541 | |
| 收购衍生合约的重组 | — | | | (51,994) | | | — | |
| 已取得的衍生工具合同的结算 | (61,455) | | | (49,929) | | | — | |
| 其他 | (24,205) | | | (7,011) | | | (928) | |
| 经营性资产和负债变动情况： | | | | | |
| 应收账款 | (42,091) | | | (128,820) | | | (71,301) | |
| 应收账款-附属公司 | 573 | | | 18,360 | | | (20,333) | |
| 预付资产和其他流动资产 | (6,523) | | | (24,932) | | | 39,986 | |
| 应付账款和应计负债 | 91,822 | | | 127,620 | | | 31,110 | |
| 应付帐款-附属公司 | 20,773 | | | 12,044 | | | (358) | |
| 其他 | 7,826 | | | (12,530) | | | 3,282 | |
| 经营活动提供的净现金 | 935,769 | | | 1,012,372 | | | 233,147 | |
| 投资活动产生的现金流： | | | | | |
| 石油和天然气性质的发展 | (581,350) | | | (592,707) | | | (155,607) | |
| 收购石油和天然气财产，扣除所收购现金 | (849,254) | | | (626,620) | | | (115,076) | |
| 出售石油和天然气资产的收益 | 28,946 | | | 93,203 | | | 25,723 | |
| 购买受限制投资证券—HTM | (12,428) | | | (8,956) | | | (8,537) | |
| 限制投资证券的到期日—HTM | 12,522 | | | 7,200 | | | 11,703 | |
| 其他 | 2,764 | | | 3,536 | | | (2,801) | |
| 用于投资活动的现金净额 | $ | (1,398,800) | | | $ | (1,124,344) | | | $ | (244,595) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
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| 随附之财务报表附注为本合并及综合财务报表之组成部分 |
| | | | | |
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| 新月能源公司 |
| 现金流量合并报表 |
| | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 融资活动的现金流： | | | | | |
发行优先票据所得款项（扣除溢价、贴现及包销费用） | $ | 984,625 | | | $ | 199,250 | | | $ | 490,625 | |
| 循环信贷融资借款 | 2,283,800 | | | 1,385,000 | | | 702,000 | |
| 循环信贷融资还款 | (2,819,748) | | | (1,369,000) | | | (159,000) | |
| 支付债务发行成本 | (7,241) | | | (20,051) | | | (14,611) | |
| 先前的信贷协议借款 | — | | | — | | | 53,900 | |
| 先前的信贷协议还款 | — | | | — | | | (804,975) | |
| 股份发行所得款项（扣除承销费用） | 145,665 | | | — | | | — | |
| 股份发行成本的支付 | (2,340) | | | — | | | — | |
| 可赎回非控制性权益供款 | 1,238 | | | 5,985 | | | — | |
| 可赎回非控制性权益分配 | (417) | | | (213) | | | — | |
| 偿还在合并交易中获得的债务 | — | | | — | | | (140,000) | |
| A类普通股股息 | (34,120) | | | (27,509) | | | — | |
| 向与A类普通股股息有关的可赎回非控股权益分派 | (56,259) | | | (78,855) | | | — | |
| 向与经理人薪酬有关的可赎回非控股权益分派 | (33,236) | | | (32,250) | | | — | |
| 与所得税有关的可赎回非控股权益的分派 | (798) | | | (18,118) | | | — | |
| 购回与股权交易有关的可赎回非控股权益 | — | | | (36,220) | | | — | |
| 非控制性权益供款 | 1,771 | | | 55 | | | 35,460 | |
| 回购非控制性权益 | — | | | (4,060) | | | (2,462) | |
| 成员分布 | — | | | — | | | (35,331) | |
| 非控制性利益分配 | (2,500) | | | (6,477) | | | (1,695) | |
为以股权为基础的补偿税预扣税而购买的库藏股支付的现金 | (72) | | | — | | | (18,448) | |
| 其他捐款和成员捐款 | (3,912) | | | (5,378) | | | (318) | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | 456,456 | | | (7,841) | | | 105,145 | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净变化 | (6,575) | | | (119,813) | | | 93,697 | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | 15,304 | | | 135,117 | | | 41,420 | |
| 现金、现金等价物和受限现金，期末 | $ | 8,729 | | | $ | 15,304 | | | $ | 135,117 | |
随附之财务报表附注为本合并及综合财务报表之组成部分
新月能源公司
合并财务报表附注
(除在每个脚注披露中注明的情况外，这些脚注披露中表格数据中所列的美元金额以数千美元为单位。)
除非另有说明或上下文另有说明，在合并交易之前，所有提及的“我们”、“新月”、“独立”和“公司”或类似的表述都是指独立能源公司及其子公司，出于会计目的，我们的前身。对于合并交易后的时间段，这些术语指的是新月能源公司及其子公司。
注1-陈述的组织和基础
组织
我们是一家差异化的美国能源公司，致力于通过收购战略和持续的资本回报，通过有纪律的增长为股东创造价值。我们的低下降、现金流导向资产组合包括中周期非常规和常规资产，储备寿命长，以及Eagle Ford和Uinta盆地低风险、高回报开发地点的深度库存。
我们已经评估了我们的组织和管理方式，并确定了一可报告部门，即原油、天然气和天然气的勘探和生产。我们认为我们的收集、加工和营销职能是我们石油和天然气生产活动的辅助功能。我们所有的业务和资产都位于美国，我们的收入来自美国客户。
公司结构
我们的A类普通股在纽约证券交易所上市，代码为“CRGY”。我们的结构是“UP-C”，我们的所有资产和业务基本上都由新月能源运营有限责任公司(“OpCo”)持有。新月为控股公司，其唯一重大资产为OpCo(“OpCo Units”)的单位。OpCo的资产和负债基本上代表我们所有的综合资产和负债，但不包括管理协议下的某些流动和递延税项以及某些负债，定义如下附注14--关联方交易。中进一步讨论了与从OpCo转移资产有关的某些限制和契约附注8--债务。新月会A类普通股，面值$0.0001每股（“A类普通股”）对新月拥有投票权和经济权。Crescent B类普通股持有人，面值$0.0001B类普通股的股份对Crescent有投票权（但没有经济权），持有相应数量的经济、无投票权运营公司单位。运营公司单位可根据运营公司经修订及重列的有限责任公司协议（“运营公司有限责任公司协议”）所载的条款及条件赎回或交换A类普通股或（根据我们的选择）现金。此外，一个子公司KKR & Co. Inc.（连同其子公司，“KKR集团”）是新月非经济系列I优先股的唯一持有者，0.0001每股面值，赋予持有人任命新月董事会和某些其他批准权。
陈述的基础
我们的合并及合并财务报表（“财务报表”）包括公司及其附属公司在对销公司间交易和结余后的账目，并根据美国公认会计原则（“公认会计原则”）呈列。于呈列期间，我们并无其他全面收益元素。
就于二零二一年十二月七日完成的一系列交易（“合并交易”）而言，Independence Energy LLC（“Independence”）于一项共同控制权交易中与营运公司合并，在此称为“Crescent重组”。"独立公司与新月重组有关的资产和负债的贡献，被作为共同控制下的实体重组入账，其方式类似于利益汇集。由于Crescent重组导致报告实体发生变动，并为提供Crescent重组前的比较财务资料，我们的财务报表已按合并基准追溯重拟，以反映独立会计（我们的会计前身）（“前身”）的历史账目。
Crescent为一家控股公司，主要透过其合并附属公司进行其绝大部分业务，包括（i）运营公司，于2023年及2022年12月31日，该公司分别拥有约1000平方米的股权。 51%和29%的新月和大约 49%和71代表前所有人的可赎回非控股权益的持有人
独立性，和（ii）新月能源金融有限责任公司，运营公司的全资子公司。新月和运营公司除对新月能源金融有限责任公司的投资外，没有业务，或重大现金流，资产或负债。作为运营公司的唯一管理成员，Crescent负责与运营公司业务相关的所有运营、管理和行政决策。由于营运公司之单位持有人缺乏控股财务权益之特征，营运公司被厘定为可变权益实体。Crescent被认为是运营公司的主要受益人，因为它既有权指导运营公司，又有权从运营公司获得利益。因此，新月合并运营公司及其子公司的财务业绩，包括新月能源金融有限责任公司。有关我们公司架构的更多信息，请参阅上文“—公司架构”。
财务报表包括石油及天然气物业之未分割权益。我们通过在随附的综合资产负债表、合并及综合经营报表以及合并及综合现金流量表中报告我们按比例应占的资产、负债、收入、成本及现金流量来计算我们应占的石油及天然气财产。
注2-重要会计政策摘要
预算的使用
按照公认会计原则编制财务报表要求管理层使用影响财务报表日期资产和负债报告金额、或有资产和负债披露以及报告期内收入和支出报告金额的估计和假设。我们使用历史经验以及在当时情况下相信合理的各种其他假设和资料来制定我们的估计和判断。有关未来事件及其影响的估计及假设无法确切预测，因此，该等估计或会因新事件发生、取得更多经验、取得额外资料及我们的经营环境改变而改变。虽然吾等相信编制财务报表所用之估计及假设属适当，但实际结果可能与该等估计有所不同。我们的重大估计包括所收购资产及负债、石油及天然气储量、已探明及未探明石油及天然气资产减值、商誉减值、衍生工具估值及所得税之公平值。
现金和现金等价物
现金及现金等价物包括存入商业银行账户的现金和购买当日原到期日为三个月或以下的高流动性投资。现金及现金等价物存放于美国主要金融机构，存于该等金融机构的存款可能超过就该等存款提供的保险金额；然而，金融机构的财务稳定性受到定期监控，我们相信我们并无面临任何重大违约风险。
受限现金
限制性现金包括指定用于特殊用途的资金，因此不能立即和普遍使用。我们的大部分受限制现金包括合同规定的受限制现金，以支付未来放弃加州某些油井的现金。受限制现金计入综合资产负债表的其他流动资产及其他资产。
下表提供综合资产负债表呈列之现金及受限制现金与综合现金流量表所示金额之对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
现金和现金等价物 | $ | 2,974 | | | $ | — | | | $ | 128,578 | |
| 受限现金--流动 | 261 | | | 8,000 | | | — | |
| 受限现金--非流动现金 | 5,494 | | | 7,304 | | | 6,539 | |
| 现金总额、现金等价物和限制性现金 | $ | 8,729 | | | $ | 15,304 | | | $ | 135,117 | |
应收帐款
我们定期评估应收账款的可收回性，应收账款主要包括应收（i）我们石油、天然气及天然气液化石油生产的买家及（ii）我们经营物业的共同权益拥有人的款项。我们主要透过审阅信贷评级、财务报表及付款记录来监控我们所面对的信贷风险。我们根据对各交易对手信誉的评估延长信贷期。一般而言，我们的石油及天然气应收款项于生产后45至60天内收回。我们的联名利息账单在账单发出后的一个月内收取，我们有能力扣留未来的收入分配，以收回任何未支付的联名利息账单。
我们主要根据历史损失率分析，就应收账款中预期无法收回的可估计部分计提信贷损失拨备。我们根据应收账款未偿还的时间长短、过往收款经验以及当前及未来的经济及市场状况估计不可收回金额。我们在估计预期信贷亏损时会考虑未来经济状况的预测，尤其是交易对手方在到期时无法偿还债务的可能性是否增加，并在必要时调整预期信贷亏损拨备。于二零二三年及二零二二年十二月三十一日，我们的预期信贷亏损拨备并不重大。我们做 不是于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，概无发生与应收账款有关的信用损失费用或坏账费用。我们 不是我们没有任何与客户有关的表外信贷风险。
限制投资证券
我们持有美国国债，合同规定这些债券必须预留用于支付未来放弃加州某些油井的费用。由于此限制，我们将该等投资证券报告为非流动，并将其计入综合资产负债表的其他资产。
吾等于收购日期将吾等于该等债务证券的投资分类，并于各结算日重新评估分类。我们将以积极意向及能力持有至到期日购买之债务证券分类为持至到期投资（“持至到期投资”），并按摊销成本列账。购买的溢价和折扣在证券到期日的剩余时间内摊销，摊销记录为利息收入的调整。于2023年及2022年12月31日各年，我们持有账面值为美元的受限制投资证券—HTM。7.1百万美元。
石油和天然气的性质
石油和天然气生产活动按成功努力会计法入账。根据此方法，勘探成本（钻探勘探井成本除外）于产生时计入开支。与钻探成功勘探井有关的成本于发现探明储量时予以资本化。归属于物业的资本化成本透过折旧、损耗及摊销（“折旧及摊销”）作为经营开支扣除。与开发已探明油田有关的干井成本被资本化。与钻探未发现探明储量的勘探井有关的成本、地质及地球物理成本以及若干非生产租赁成本的成本于评估及确定为干井后支销。我们承担了勘探费用，9.3百万，$3.4百万美元，以及$1.2截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
延误及地面租金于发生时计入费用。收购石油及天然气物业之矿产权益之成本及租赁收购成本于产生时拨充资本。倘未开发物业发现已探明储量，租赁成本将转拨至已探明物业。
生产石油及天然气资产的资本化成本乃根据当前产量与估计净石油、天然气及天然气液化天然气总储量的比率，采用生产单位法逐油田计提。已探明已开发储量用于计算钻探及开发成本之耗减率，而总已探明储量用于计算租赁成本之耗减率。
于出售经证实的物业或管道及相关设施的全部或部分单位后，成本及相关累计报废及补偿将从物业账目中剔除，并确认任何收益或亏损。
石油及天然气资产的估计拆除及废弃成本按其估计净现值资本化，并于相关已探明已开发储量的剩余年期内按产量基准摊销。有关进一步讨论，请参阅下文的资产报废责任。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我们确认耗减费用为美元，626.6百万，$498.3百万美元和美元300.0分别为100万美元。
其他财产、厂房和设备
我们拥有其他物业、厂房及设备，主要包括采集及加工设施、车辆、电脑硬件及软件、办公室家具及设备、楼宇及租赁物业装修。其他物业、厂房及设备按成本入账，并按相关资产之估计可使用年期（介乎 三至三十年.租赁物业装修按其经济年期或租赁期两者中较短者摊销。保养及维修成本于产生期间支销。延长使用寿命或改善现有财产和设备的支出予以资本化。
石油和天然气性质的减损
当有事件及情况显示已证实及未证实的石油及天然气物业账面值的可收回性可能下降时，会检讨该等物业的减值。当识别出触发事件时，我们将石油及天然气物业的账面值与石油及天然气物业将产生的估计未贴现现金流量进行比较，以确定账面值是否可收回。我们在一个领域的基础上进行这项分析。倘账面值超过估计未贴现现金流量，我们将将石油及天然气物业的账面值撇减至公平值。用于厘定公平值的因素包括但不限于储备估计、未来商品价格、未来产量估计及与变现预测现金流量相关风险相称的贴现率。
截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度，我们确定存在触发事件，需要评估我们若干石油及天然气资产的可回收性。根据对我们石油及天然气资产的评估，我们录得减值开支为美元，149.61000万美元和300万美元65.2于截至2023年及2022年12月31日止年度，分别为百万美元。我们做 不于截至二零二一年十二月三十一日止年度，我们的石油及天然气资产产生任何减值开支。
钻井进展
根据合营协议的规定，我们就非经营物业的若干钻探及完井（“钻探及完井”）成本支付预付款。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们有1.0百万美元和美元14.7我们合并资产负债表上的未偿垫款分别为百万美元。
对股权关联公司的投资
如果一个实体是有限合伙或有限责任公司，并拥有独立的所有权账户，如果我们的所有权权益在3%至50%之间，我们一般使用权益法对我们的投资进行会计处理，除非我们的权益太小，以至于我们对被投资公司的经营和财务政策几乎没有影响力。对于所有其他类型的投资，倘我们的所有权权益介于20%至50%之间，且我们对被投资公司的经营及财务政策行使重大影响力，则我们一般应用权益会计法。我们对销按比例应占与股权联属公司交易的损益，惟有关金额仍留在我们的综合资产负债表（或股权联属公司的资产负债表）。
根据权益法，我们按比例应占各被投资公司的净收入会增加我们的投资余额，而净亏损或收取股息会减少我们的投资余额。本公司按比例应占权益附属公司净收入于合并及综合经营报表中权益附属公司收入（亏损）内列为单一项目。
我们有一个65Lost Creek Gathering LLC（“Lost Creek”）的%所有权权益，但我们不控制该实体，因为我们的合作伙伴拥有实质性参与权，并且 9.4Chama Energy LLC（“Chama”）的%所有权权益。 截至2023年12月31日及2022年12月31日，我们于Lost Creek的股权投资为美元。6.1百万美元和美元10.9百万，分别。于2022年12月31日，我们于Chama的股权投资为$4.2万于截至2023年12月31日止年度，我们识别出权益法投资的账面值无法收回的迹象，因此录得非暂时性减值支出，3.9百万美元。
发债成本
我们将就获得与我们的循环信贷融资以及二零二六年票据及二零二八年票据（统称“优先票据”）相关的融资所产生的成本资本化，并将该等成本按相关债务年期摊销为额外利息开支。这些费用包括支付给金融机构的费用和法律费用。与我们的循环信贷融资有关的债务发行成本计入我们的综合资产负债表中的其他资产。与我们的优先票据相关的债务发行成本在我们的综合资产负债表中列为长期债务的对负债。
收入确认
石油、天然气和NGL收入
我们持有经营及非经营的工作权益以及生产资产的矿产及特许权使用费权益，其功能如下：
经营的工作权益：我们负责油田的日常管理和运营，以及生产后运输、收集、加工和销售所需的谈判；我们将向第三方销售所得油气的收入扣除适用的联合运营协议中商定的费用后汇回给非运营商。
非经营性工作权益这些资产的经营者负责油田的日常管理和运营，以及生产后运输、收集、加工和销售所需的谈判；然后，经营者将所得碳氢化合物出售给第三方的收益，扣除适用的联合运营协议中商定的费用后，汇回非经营者。
矿产和版税权益：拥有一定比例的生产或生产收入的所有权。该份额产量的拥有人不承担任何勘探、钻探、生产、经营成本或与钻探及生产油气井有关的任何其他开支。矿产和特许权使用费的利益可能会受到与采集、加工和销售有关的部分或全部后期成本的负担。
我们以租赁方式出售石油产品，并收取商定的指数价格，扣除定价差异。
根据我们的天然气合同，我们在合同指定的交付点将天然气交付给中游处理器。中游加工商收集及加工天然气，然后销售及汇回所得款项予我们，以销售剩余气及天然气液化石油。
我们的非经营性产品由经营者销售，之后经营者将出售我们的生产份额所得款项净额汇给我们。收益反映生产后费用，如收集、加工和销售该产品所产生的其他费用。
履约义务
根据产品销售合约，每一产品单位一般代表独立履约责任。我们在商品控制权转移至客户的时间点记录产品销售合同的收入。然而，来自非经营性工作权益的结算报表可能在交付产品日期后30至60天内不会收到，因此，我们需要估计交付给客户的产品数量以及销售该等商品产品将收到的商品净价。
于报告期末，我们并无任何未履行履约责任。我们与客户的合约通常包括可变代价，基于与当地指数和当月交付量挂钩的每月定价。我们与客户订立的合约的性质并不要求我们就会计目的限制可变代价。
收入于确定不大可能出现重大拨回时予以确认。我们记录我们的收入估计与从运营商收到付款当月收到的实际金额之间的差额。
基于权益的赔偿
以权益为基础的薪酬奖励包括向雇员、董事及非雇员发放以股份为基础的付款，以换取向我们提供的服务。按权益分类以股份为基础之付款奖励于授出日期按公平值确认，并于奖励年期内摊销。负债分类以股份为基础之付款奖励按公平值重新计量，直至结算为止。对于仅具有基于服务的归属条件的奖励，我们使用直线法确认补偿成本，
归属。对于包含市场或绩效条件的奖项，我们使用加速归因。我们的政策是在发生没收时予以确认。
以权益为基础的薪酬成本于我们的合并及综合经营报表呈列为一般及行政开支。看见注13—基于权益的补偿裁定以供进一步讨论。
确定缴费计划
我们为雇员提供定额供款401（k）计划（“401（k）计划”），允许合资格雇员作出递延税项供款，但不得超过美国国税局规定的年度限额。我们匹配 100雇员供款的百分比，最高达某个补偿限额，并立即给予现有雇员。自401（k）计划于2022年1月开始启动以来，我们于截至2021年12月31日止年度并无向该计划作出任何供款。于截至2023年及2022年12月31日止年度，我们作出的供款为美元。4.2百万美元和美元4.7百万的计划。
企业合并
吾等按估计收购日期之公平值确认所收购之可识别资产及所承担之负债。公平值为市场参与者于计量日期进行的有序交易中出售资产所收取或转让负债所支付的价格。公平值计量乃基于市场参与者而非报告实体之假设。因此，实体特定意图并不影响公平值的计量。该等公平值于收购日期入账，并计入我们于二零二三年及二零二二年十二月三十一日的综合资产负债表。所收购业务之经营业绩自收购日期起计入我们的合并及综合经营报表。
信用和集中度风险
我们将大量的石油、天然气和NGL产品出售给有限数量的买家。此集中可能对我们的整体信贷风险产生正面或负面影响，因为我们的买家可能同样受到经济、行业或其他条件变化的影响。倘该等交易对手未能支付应付我们的款项，我们的财务状况及经营业绩可能受到重大影响。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，以下买家占我们收益的10%以上：
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| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 壳牌贸易美国公司 | 18.3% | | 20.8% | | 18.3% |
| 康菲石油 | * | | 15.1% | | * |
*买方占本年度收入的比例不超过10%
我们相信，失去任何买家不会对我们未来石油及天然气生产的营销能力造成重大不利影响。
风险和不确定性
我们的未来财务状况、经营业绩及现金流量取决于石油、天然气及天然气生产的需求及价格。该等价格历来波动，我们预期该等波动将于未来持续，原因是石油、天然气及天然气液化石油的供求相对轻微变动、市场不确定性及多项我们无法控制的额外因素会大幅波动。这些因素包括天气状况、政府法规和税收、替代燃料的价格和可用性以及整体经济状况。石油、天然气或NGL价格下跌可能对我们的财务状况、现金流量及经营业绩造成不利影响。石油、天然气或NGL价格下降也可能减少石油、天然气和NGL的经济生产量。
我们的收入主要来自向石油和天然气行业众多公司的无抵押销售；因此，我们的客户可能会受到行业内经济和其他条件变化的类似影响。
风险管理
我们定期订立衍生工具合约，以管理我们对商品价格及利率变动的风险。这些衍生品合约可以采取远期合约、期货合约、掉期、掉期、领或其他期权的形式。吾等并无将衍生工具合约用作投机用途，亦无将任何衍生工具指定为会计用途之对冲工具。因此，我们未结算衍生工具合约估值变动产生的未实现收益及亏损，以及结算衍生工具合约的已实现收益及亏损，于我们合并及综合经营报表的衍生工具收益（亏损）中呈报。
该等衍生工具初步按衍生工具合约订立当日之公平值入账，其后于各报告日期按公平值重新计量。衍生工具于公平值为正数时列作资产或于公平值为负数时列作负债，并根据金融工具之交付期分类为即期及长期。倘存在抵销权，且符合若干其他条件，则与同一交易对手的衍生资产及负债会于我们的综合资产负债表内扣除。
看见注6—公允价值计量 的其他讨论.
或有事件
截至我们的财务报表发布日期，可能存在若干条件，这可能会导致我们的损失，但只有当一个或多个未来事件发生或未能发生时才会解决。在编制财务报表时，管理层评估是否需要会计确认或披露该等或然事项（如有），而该评估本身涉及判断。在评估与针对我们的未决法律诉讼或可能导致该等诉讼的未断言索赔有关的或有损失时，我们的管理层和法律顾问评估任何法律诉讼或未断言索赔的感知价值，以及寻求或预期寻求的济助金额的感知价值。
倘适用，我们将就可能发生亏损且金额可合理估计的或然负债计提未贴现负债。倘可合理估计一系列金额，且该范围内的金额并无比任何其他金额更佳估计，则应累计该范围内的最低金额。倘有可能出现亏损，但金额无法合理估计，或相信仅合理可能或极低，则吾等不会记录或然负债。
对于合理可能产生不利结果且影响重大的或然事项，我们披露或然事项的性质，以及（如可行）对可能损失或损失范围的估计。被认为是极少数的或有损失一般不予披露。看见注12—承付款和意外开支.
所得税
Crescent为控股公司，其唯一重大资产为运营公司单位。运营公司是一家合伙企业，一般不受美国联邦和某些州税的约束。Crescent对运营公司任何应纳税收入的可分配份额缴纳美国联邦和某些州税。营运公司产生的应课税收入或亏损一般按经营公司单位持有人（包括Crescent）于经营公司单位拥有权的比例分配及转移予经营公司单位持有人，惟与Contango向经营公司供款物业有关的活动除外，其供款前收益仅分配予Crescent。
我们记录的所得税金额需要解释美国各地不同税务管辖区的复杂规则和法规。我们就暂时性差异、经营亏损及税项抵免结转确认递延税项资产及负债。当财务报表账面值与现有资产及负债的税基之间存在差异时，会产生暂时性差异，原因是该等差异为未来期间产生应课税或可扣税金额。递延所得税资产及负债乃按预期可收回或清偿该等暂时差额之未来期间适用之已颁布税率计算。税率变动对递延税项资产及负债之影响于税率变动生效期间于收益确认。倘递延税项资产较有可能无法变现，则会就递延税项资产计提估值拨备。有关所得税的更多信息，请参见 注11—所得税.
ASC主题740， 所得税，通过为财务报表中反映的税务状况规定最低确认门槛，规定所得税不确定性的会计处理。倘确认，则税务利益按最终结算时较有可能变现之最大税务利益金额计量。管理层考虑了最终结算时可能实现的结果的数额和可能性，并认为，
本公司的所得税收益将全部实现，或在我们预测未来收入不足以确认递延所得税资产的情况下，确认递延所得税资产的估值拨备。
租契
我们就租期超过12个月的所有经营租赁于综合资产负债表记录经营租赁使用权（“经营租赁使用权”）资产净额及经营租赁负债。
我们订立合约租赁安排，向第三方出租人租用楼宇、压缩机、钻机、办公室及租赁设备及车辆。使用权资产指我们于租赁期内使用相关资产的权利，而租赁负债指我们支付租赁产生的未来租赁付款的责任。经营租赁使用权资产及负债于开始日期根据租赁期内租赁付款现值入账。初步年期为12个月或以下之租赁并无于综合资产负债表入账。本公司于租期内以直线法确认该等短期租赁的租赁费用。吾等根据合约开始日期可得之资料使用增量借贷利率厘定未来租赁付款之现值。增量借款利率乃根据我们的债务结构使用我们的抵押增量借款利率计算。经营租赁使用权资产亦包括于确认未来租赁付款现值时收到的任何租赁优惠。我们的某些租赁还可能包括升级条款或延长或终止租赁的选择权。当合理确定我们将行使该选择权时，该等选择权计入租赁记录的现值。租赁付款的租赁开支于租赁期内以直线法确认。
倘一项安排被厘定为租赁，则吾等于开始日期将所产生的使用权资产记录于综合资产负债表，并与抵销负债相抵销。倘安排明确或隐含涉及物业、厂房或设备（“物业、厂房或设备”），合约条款取决于物业、厂房或设备的使用，且我们有能力或权利控制物业、厂房或设备或指示他人控制物业、厂房或设备并收取资产的大部分经济利益，则我们会在财务报表中确认租赁。截至2023年12月31日及2022年12月31日，我们拥有融资使用权资产，18.51000万美元和300万美元13.1 外地及其他不动产和设备100万美元，按成本和经营使用权资产计算24.21000万美元和300万美元5.02000万英寸其他资产.
商誉
商誉是指为企业合并转移的对价超过所获得的可识别净资产的公允价值的部分。我们每年测试商誉减值，如果事件或环境变化表明资产可能减值，我们会更频繁地进行测试。
截至2022年11月30日，公司进行了年度商誉减值测试。减值测试显示，我们某些已分配商誉的报告单位的公允价值低于其账面价值，而且没有剩余的隐含公允价值可归因于商誉。根据这些结果，我们记录了一笔非现金减值费用，将商誉的账面价值减少到零.
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 期初余额 | $ | — | | | $ | 76,564 | |
| 加法 | — | | | — | |
| 测算期调整 | — | | | 1,125 | |
| 减损 | — | | | (77,689) | |
| 期末余额 | $ | — | | | $ | — | |
资产报废债务
ARO代表与未来放弃有形资产相关的法律义务，如油井、服务资产、管道和其他设施。我们记录了ARO负债，并根据进行现场填海、拆除设施或封堵和废弃油井的义务的估计公允价值，在产生ARO负债的期间对石油和天然气资产的资产报废成本进行资本化。在记录这些金额后，ARO负债使用估计的贷记调整无风险比率增加到其未来估计价值，资本化资产报废成本按生产单位计算耗尽。在我们合并和合并的经营报表中，增值费用和损耗费用都包括在折旧、损耗和摊销费用中。
衡量未来的ARO负债需要管理层作出现值计算中固有的估计、假设和判断，包括最终成本、通胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、法规、环境和政治环境的变化。如果未来对这些假设的修订影响现有ARO负债的现值，则对相关资产进行相应调整。如果ARO负债的结算金额不是记录的金额，则在结算时确认收益或亏损，并包括在我们合并和合并的经营报表上的折旧、损耗和摊销费用中。
看见附注9--资产报废债务.
环境支出
除我们的ARO责任外，管理层亦每年审阅我们对不同场地清理成本的估计。倘有可能产生责任，且可合理估计合规或补救成本，则应计适用金额。对于其他潜在负债，应计项目的时间与正在进行的相关现场评估相吻合。我们不贴现任何该等负债。向第三方收回的环境补救成本（可能变现）单独入账，且不会与相关环境负债抵销。截至2023年及2022年12月31日，我们并无任何重大可能的环境修复成本。
补充现金流量披露
以下为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补充现金流量披露：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 补充现金流披露： | | | | | |
| 支付利息，扣除资本化金额后的净额 | $ | 113,796 | | | $ | 81,920 | | | $ | 35,055 | |
所得税（退款）付款 | (1,391) | | | 8,164 | | | 562 | |
| 非现金投资和融资活动： | | | | | |
| 资本支出计入应付账款和应计负债 | 83,841 | | | 92,518 | | | 47,173 | |
| 收购的股权代价，扣除收购现金 | — | | | — | | | 647,579 | |
| 以租赁换取的使用权资产 | 29,624 | | | 13,343 | | | 8,573 | |
| 2021年4月交流和2020年12月交流 | — | | | — | | | 62,051 | |
| 非控股权益剥离 | — | | | — | | | (121,872) | |
资本化的非现金股权补偿 | — | | | — | | | 3,373 | |
最新会计准则
2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考汇率改革(主题848)-促进参考汇率改革对财务报告的影响（“ASU 2020—04”）。ASU 2020—04在有限的时间内提供了可选指导，以减轻财务报告参考利率改革的潜在负担（或确认参考利率改革的影响）。ASU 2020—04的修订为合约、对冲关系及受参考利率改革影响的其他交易应用公认会计原则（如符合若干标准）提供了选择性的加速和例外情况。本会计政策单位之修订仅适用于参考伦敦银行同业拆息或预期因参考利率改革而终止之其他参考利率之合约、对冲关系及其他交易。该指引自2020年3月12日起生效，并可预期应用至2022年12月31日。2021年1月，FASB发布ASU 2021—01， 参考汇率改革-范围明确了原指导意见的范围和适用范围。2022年12月，FASB发布了ASU 2022-06，参考汇率改革(主题848)-推迟主题848的日落日期，将ASU 2020-04规定的日落救济日期从2022年12月31日延长至2024年12月31日。本公司预期其合并财务报表不会因应用ASU 2020-04提供的选择性指引而受到重大影响。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09，所得税(专题740)：所得税披露的改进，要求公共实体每年在税率调节中提供特定类别的披露，并披露按司法管辖区分列的已支付所得税。ASU 2023-09在以下财年开始生效
2024年12月15日，允许提前领养。该公司目前正在评估采用ASU 2023-09的影响，但预计不会产生实质性影响。
2023年11月，FASB发布了ASU 2023-07，分部报告(主题280)：对可报告分部披露的改进，要求公共实体在年度和中期基础上提供关于重大分部费用的加强披露，包括只有一个可报告分部的实体。ASU 2023-07适用于2023年12月15日之后开始的财年，以及2024年12月15日之后开始的财年内的过渡期，并允许提前采用。该公司目前正在评估采用ASU 2023-07的影响，但预计不会产生实质性影响。
注3-收购和资产剥离
在截至2023年12月31日的三年内，我们完成了以下收购和资产剥离：
收购
西鹰福特收购案
于2023年7月，吾等完成本公司附属公司与科曼奇控股有限公司(“科曼奇控股”)及SN EF Maverick，LLC(“SN EF Maverick”，以及连同“卖方”科曼奇控股)于2023年5月2日订立的买卖协议所拟进行的收购，据此，吾等同意向卖方收购若干现有西鹰福特资产的经营权及递增营运权益(“七月西鹰福特收购”)，总现金代价约为美元。592.7百万美元，包括资本化的交易成本和某些最终收购价格调整。
于2023年10月，吾等完成本公司附属公司与一间独立第三方于2023年8月22日订立的买卖协议所设想的无关收购，根据该协议，吾等同意向卖方收购若干于石油及天然气物业的递增营运权益(“十月西鹰福特收购”，连同七月的西鹰福特收购，“西鹰福特收购”)，总现金代价约为$。235.1100万美元，包括某些惯常的采购价格调整。
Uinta交易
于2022年3月，吾等完成于2022年2月15日订立的若干附属公司(包括OpCo)与特拉华州有限责任公司Verdun Oil Company II LLC之间的会员权益购买协议(“购买协议”及其中拟进行的交易，“Uinta交易”)项下拟进行的收购，据此，吾等收购了Uinta AssetCo，LLC的所有已发行及尚未偿还的会员权益，Uinta AssetCo，LLC是一家德克萨斯州的有限责任公司，持有Uinta AssetCo，LLC的所有开发及生产资产，以及先前由位于犹他州的EP Energy E&P Company，L.P.持有的若干债务。在Uinta交易完成后，我们支付了$621.3现金对价和交易费，并承担了某些大宗商品衍生品。Uinta交易的资金来自手头现金和我们循环信贷安排下的借款(定义见附注8--债务）.此外，截至二零二二年十二月三十一日止年度，我们录得美元。11.1 100万美元的常规采购价格调整，使我们的总采购价格增加到美元632.4 万就Uinta交易的完成而言，我们对循环信贷额度作出修订，以（其中包括）将借贷基础增加至美元，1.8 10亿美元，选定的承诺额为美元1.31000亿美元(请参阅注8—债务）.我们的融资成本为美元13.4 与此修订有关的1000万美元，并于综合资产负债表其他资产内记录为债务发行成本。
于二零二二年Uinta交易完成后，我们结算若干已收购石油商品衍生工具头寸，并订立二零二二年新商品衍生工具合约，掉期价为美元。75每桶，净成本为美元54.1 百万元，包括重组费。
Contango合并
2021年12月，我们通过发行发行股份收购Contango所有已发行普通股。 39,834,461Crescent A类普通股的股份，并通过发行 3,270,915Crescent A类普通股，其中 1,150,991库存股票被预扣以支付雇员薪金税预扣责任。Contango的房产主要位于俄克拉荷马州、德克萨斯州、怀俄明州和路易斯安那州。我们使用公认会计原则下的收购法将Contango合并作为业务合并入账。所转让代价之公平值总计为美元654.6 根据Contango的普通股的收盘价，
Crescent A类普通股股份的合并交易尚未公开交易。截至2022年12月31日止年度，我们确认Contango合并的计量期间调整，使应收账款净额增加$5.6 1000万美元，石油和天然气属性减少—由美元证明0.2 应付账款和应计负债增加美元6.5 百万美元，并对综合资产负债表中的商誉作出抵销调整。作为收购的结果，在我们的计量期间调整后，我们确认了美元，77.7 本集团于2010年10月20日至2010年10月20日期间，主要由于与交易有关的递延税项负债以及我们合并业务的预期协同效应而产生的商誉。于截至二零二二年十二月三十一日止年度，我们进行年度减值测试，并将与Contango合并有关的商誉账面值悉数减值。
自Contango合并之日至2021年12月31日，与通过收购获得的业务相关的收入和净收入为美元。36.41000万美元和300万美元5.6 百万，分别。我们确认了交易相关费用，12.9在截至2021年12月31日的一年中，
下表概述我们截至二零二一年十二月三十一日止年度的未经审核备考财务资料，犹如Contango收购于二零二零年一月一日发生（未经审核）：
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| (单位：千) | | |
| 收入 | $ | 1,943,741 | | |
| 净亏损 | $ | (432,328) | | |
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未经审核备考资料仅作说明之用途，并不一定指示倘收购于二零二零年一月一日完成本应产生之经营业绩，亦不一定指示合并后实体之未来经营业绩。
中央盆地平台收购
于2021年12月，我们向一名不相关的第三方收购主要位于德克萨斯州及新墨西哥州中央盆地平台的若干经营石油及天然气生产物业，以及位于西南部二叠纪及Powder River盆地的额外物业，总现金代价为美元。60.4 100万美元，包括购买价格调整。购买价乃以手头现金及循环信贷融资（定义见下文 注8—债务).
DJ盆地收购
于二零二一年三月，我们向一间不相关的第三方运营商收购位于DJ盆地的石油及天然气矿产资产组合，总代价为美元。60.8 “DJ盆地收购”（DJ Basin Acquisition）DJ盆地收购乃以手头现金及根据我们先前信贷协议之借贷提供资金。与DJ盆地收购一起，我们向交易的若干方发行了基于股权的补偿，其中一部分在永久股权中分类为非控股权益，其余部分分类为其他负债。看到 注13—基于权益的补偿裁定.
转移对价
下表概述于呈列期间内我们就资产收购及业务合并所转让的代价及收购的净资产：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资产收购 | | 企业合并 | |
| 7月收购West Eagle Ford | | 10月收购West Eagle Ford | | Uinta交易 | | DJ盆地收购 | | 中央盆地平台收购 | | Contango合并 | |
| (单位：千) | |
| 转移的对价： | | | | | | | | | | | | |
现金对价 | $ | 592,735 | | | $ | 235,069 | | | $ | 632,400 | | | $ | 60,800 | | | $ | 60,373 | | | $ | — | | |
| 股权对价 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 654,616 | | |
| 总计 | $ | 592,735 | | | $ | 235,069 | | | $ | 632,400 | | | $ | 60,800 | | | $ | 60,373 | | | $ | 654,616 | | |
| 收购的资产和承担的负债： | | | | | | | | | | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 14,202 | | |
| 应收账款净额 | — | | | — | | | — | | | — | | | 767 | | | 151,331 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 预付资产和其他流动资产 | 355 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 8,275 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 石油和天然气特性—已证实 | 595,025 | | | 239,573 | | | 785,150 | | | 21,645 | | | 73,687 | | | 1,001,942 | | |
石油和天然气性质—未经证实 | 22,310 | | | 9,819 | | | 70,057 | | | 39,155 | | | — | | | — | | |
| 外地及其他财产和设备 | — | | | — | | | 8,374 | | | — | | | 753 | | | 6,955 | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 商誉 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 77,689 | | |
对股权关联公司的投资 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 15,047 | | |
| 其他资产 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3,514 | | |
| 应付账款和应计负债 | (12,668) | | | (5,790) | | | — | | | — | | | (2,236) | | | (193,195) | | |
| 衍生负债—流动 | — | | | — | | | (179,696) | | | — | | | — | | | (44,002) | | |
| 长期债务 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (140,000) | | |
| 递延税项负债 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (83,250) | | |
| 衍生负债—非流动 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (14,592) | | |
| 资产报废债务 | (10,541) | | | (7,908) | | | (37,203) | | | — | | | (12,598) | | | (142,100) | | |
| 其他负债 | (1,746) | | | (625) | | | (14,282) | | | — | | | — | | | (7,200) | | |
取得的净资产 | $ | 592,735 | | | $ | 235,069 | | | $ | 632,400 | | | $ | 60,800 | | | $ | 60,373 | | | $ | 654,616 | | |
资产剥离
二叠纪盆地剥离
于2022年11月4日，我们与一名非附属第三方订立最终买卖协议，以出售我们位于二叠纪盆地埃克特县的若干非核心生产物业及相关石油及天然气租赁，以换取现金代价（可按惯例购买价调整）美元。80.0 万我们于2022年12月完成该项交易，并录得亏损$0.9在截至2022年12月31日的一年中，
埃克萨罗
于二零二二年四月，我们的权益法投资对象Exaro Energy III，LLC（“Exaro”）订立买卖协议，出售其于怀俄明州Jonah Field的业务。于截至二零二二年十二月三十一日止年度，我们收到Exaro的分派为$。6.8 100万美元，主要是由于出售。
茶马
2022年2月，我们将Contango以前拥有的墨西哥湾的所有资产和前景捐赠给Chama，以换取 9.4Chama的%权益，该权益价值为美元3.8 万因此，我们从综合资产负债表中取消确认向Chama注资的资产和负债，并记录了我们在Chama权益的股权附属公司的投资，以及4.5 与取消合并该等资产及负债有关的收益。我们的董事会主席John Goff持有大约 17.5%权益，其余权益由其他投资者持有。根据Chama有限责任公司协议，吾等可能须支付若干修井费用，且吾等将须支付与吾等向Chama投入的生产资产有关的封堵及废弃成本。
Claiborne教区剥离
路易斯安那州Claiborne Parish的若干生产物业以及石油和天然气租赁在Contango合并中被收购，并被分类为持作出售并包括在石油和天然气物业内—在我们的初步购买价格分配中得到证实。于二零二一年十二月，我们与一间非附属第三方订立买卖协议，内容包括出售位于路易斯安那州Claiborne Parish的若干生产物业以及石油及天然气租赁，以换取现金代价（扣除期末调整）美元。4.3 万截至二零二一年十二月三十一日止年度，吾等并无因该交易而确认收益或亏损。
Arkoma盆地资产剥离
于二零二一年五月，我们与一间非附属第三方签订买卖协议，内容包括出售Arkoma Basin的若干生产物业以及石油及天然气租赁，以换取现金代价（扣除期末调整）美元。22.1 万我们认出了一美元8.8 截至2021年12月31日止年度的合并及综合经营报表中出售资产的收益为百万美元。
注4-物业、厂房及设备
下表概述我们于二零二三年及二零二二年十二月三十一日的石油及天然气资产：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 已证实的石油和天然气性质（成功努力法） | $ | 8,574,478 | | | $ | 7,113,819 | |
| 未探明的石油和天然气性质 | 283,324 | | | 314,255 | |
| 石油和天然气财产，按成本计算 | 8,857,802 | | | 7,428,074 | |
| 减去：累计折旧、损耗、摊销和减值 | (2,865,095) | | | (2,102,286) | |
| 石油和天然气属性，净值 | $ | 5,992,707 | | | $ | 5,325,788 | |
其他财产
下表概述于二零二三年及二零二二年十二月三十一日的其他物业、厂房及设备：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 预计使用寿命 | | 截至12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| (年) | | (单位：千) |
| 集输管道系统 | 30 | | $ | 106,023 | | | $ | 106,022 | |
| 车辆 | 3-5 | | 16,420 | | | 13,126 | |
| 电脑、家具和设备 | 3-10 | | 7,733 | | | 5,799 | |
| 建筑物和改善措施 | 5-30 | | 13,452 | | | 6,008 | |
| 土地 | | | 5,374 | | | 5,374 | |
| 融资使用权资产 | 1-5 | | 18,454 | | | 13,120 | |
| 外地库存 | | | 31,114 | | | 27,382 | |
| 外地及其他财产和设备，按成本计算 | | | 198,570 | | | 176,831 | |
| 减去：累计折旧、摊销和减值 | | | (75,451) | | | (64,849) | |
| 外地及其他财产和设备，净值 | | | $ | 123,119 | | | $ | 111,982 | |
资本化探井成本
资本化的探井成本包括在未探明的石油和天然气资产中。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们做到了不是没有任何资本化的探井成本。
注5-衍生品
在正常业务过程中，我们面临某些风险，包括石油、天然气和天然气价格的变化，这可能会影响与出售我们未来的石油和天然气生产相关的现金流。我们根据循环信贷安排与贷款人订立衍生工具合约，该等循环信贷安排由单一衍生工具或组合工具组成，以管理我们在这些风险下的风险敞口。我们有未偿还的浮动利率债务，这些债务基于基础利率的波动而受到利率风险的影响。从历史上看，我们有时会进行利率互换，以降低利率对我们收入的影响。我们的利率互换于2021年到期，因此我们在截至2021年12月31日的年度内记录了已实现和未实现的损益。
截至2023年12月31日，我们的大宗商品衍生品工具由固定价格掉期和套圈组成，具体描述如下：
固定价格和基差互换：固定价格掉期收到固定价格，并按名义金额向交易对手支付浮动市场价格。我们的基差互换固定了我们销售产品的指数价格与基差掉期使用的指数价格之间的基差。根据掉期合同，如果结算价格低于固定价格，我们将收到付款，如果结算价格高于固定价格，我们将被要求向交易对手付款。
领口：衣领提供名义销售量的最低和最高价格。在一个领子下，如果结算价低于区间的最低价格，我们将收到付款，如果结算价格大于区间的最高价格，我们将向交易对手付款。如果结算价落在这个范围内，我们将不被要求支付或收到付款。
下表详细说明了截至2023年12月31日我们按大宗商品划分的净成交量头寸：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
生产期 | | 卷数 | | 加权 平均固定 价格 | | 公允价值 |
| | (单位：千) | | | | | | (单位：千) |
| 原油掉期（Bbls）： | | | | | | | | |
| WTI | | | | | | | | |
| 2024 | | 12,021 | | | $67.58 | | $ | (46,094) | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 布伦特原油 | | | | | | | | |
| 2024 | | 276 | | | $68.65 | | $ | (2,028) | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 原油套环—WTI（Bbls）： | | | | | | | | |
| 2024 | | 3,588 | | | $64.62 | — | | $79.54 | | $ | 3,029 | |
2025(1) | | 1,460 | | | $60.00 | — | | $85.00 | | $ | (3,867) | |
| | | | | | | | |
| 原油领—布伦特原油（Bbls）： | | | | | | | | |
| 2024 | | 110 | | | $65.00 | — | | $100.00 | | $ | 288 | |
| 2025 | | 365 | | | $65.00 | — | | $91.61 | | $ | 1,079 | |
| | | | | | | | |
| 天然气交换（MMBtu）： | | | | | | | | |
| 2024 | | 41,080 | | | $3.69 | | $ | 40,768 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 原油基差掉期（Bbls）： | | | | | | | | |
| 2024 | | 6,862 | | | $1.49 | | $ | (2,651) | |
| | | | | | |
| 天然气基本互换（MMBtu）： | | | | | | | | |
| 2024 | | 25,109 | | | $(0.01) | | $ | 3,399 | |
| 2025 | | 5,037 | | | $0.32 | | $ | (380) | |
| 日历月平均（“CMA”）滚动掉期（Bbls）： | | | | | | | | |
| 2024 | | 6,862 | | | $0.36 | | $ | 1,336 | |
| | | | | | |
| 天然气套环（MMBtu）： | | | | | | | | |
| 2024 | | 18,300 | | | $3.38 | — | | $4.56 | | $ | 14,223 | |
| 2025 | | 58,765 | | | $3.00 | — | | $6.03 | | $ | 11,234 | |
| | | | | | | | |
| 总计 | | | | | | | | $ | 20,336 | |
(1) 指交易对手方可行使的尚未行使原油领购股权，直至2024年12月16日。
我们使用衍生商品工具并订立受国际掉期及衍生工具协会主协议规管的掉期合约。 下表列示主净额结算安排对我们于二零二三年及二零二二年十二月三十一日的衍生工具合约公平值的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 总交易会 价值 | | 的效果 交易对手 编织成网 | | 净载运 价值 |
| (单位：千) |
| 2023年12月31日 | | | | | |
| 资产： | | | | | |
| 衍生资产-流动 | $ | 93,720 | | | $ | (39,399) | | | $ | 54,321 | |
| 衍生资产—非流动 | 22,686 | | | (14,620) | | | 8,066 | |
| 总资产 | $ | 116,406 | | | $ | (54,019) | | | $ | 62,387 | |
| 负债： | | | | | |
| 衍生负债—流动 | $ | (81,450) | | | $ | 39,399 | | | $ | (42,051) | |
衍生负债—非流动 | (14,620) | | | 14,620 | | | — | |
| 总负债 | $ | (96,070) | | | $ | 54,019 | | | $ | (42,051) | |
| 2022年12月31日 | | | | | |
| 资产： | | | | | |
| 衍生资产-流动 | $ | 21,880 | | | $ | (7,002) | | | $ | 14,878 | |
| 衍生资产—非流动 | 10,338 | | | (10,338) | | | — | |
| 总资产 | $ | 32,218 | | | $ | (17,340) | | | $ | 14,878 | |
| 负债： | | | | | |
| 衍生负债—流动 | $ | (319,977) | | | $ | 7,002 | | | $ | (312,975) | |
衍生负债—非流动 | (74,075) | | | 10,338 | | | (63,737) | |
| 总负债 | $ | (394,052) | | | $ | 17,340 | | | $ | (376,712) | |
看见注6—公允价值计量以获取更多信息。
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，于我们的合并及综合经营报表衍生工具收益（亏损）中确认的已变现及未变现收益（亏损）金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 未被指定为对冲工具的衍生工具： | | | | | |
| 石油头寸已实现收益（损失） | $ | (171,274) | | | $ | (395,147) | | | $ | (180,572) | |
| 提前结清某些石油头寸的实际损失 | — | | | — | | | (198,688) | |
| 天然气头寸的实际收益（损失） | (1,022) | | | (327,098) | | | (80,253) | |
| NGL头寸已实现收益（损失） | 18,562 | | | (57,015) | | | (68,766) | |
| 利息套期的已实现收益（损失） | — | | | — | | | (7,373) | |
| 已实现收益（损失）共计 | (153,734) | | | (779,260) | | | (535,652) | |
| 商品套期保值未实现收益（损失） | 320,714 | | | 102,358 | | | (337,715) | |
| 利息套期未实现收益（损失） | — | | | — | | | 7,347 | |
| 未实现收益(亏损)合计 | 320,714 | | | 102,358 | | | (330,368) | |
| 衍生工具的总收益(亏损) | $ | 166,980 | | | $ | (676,902) | | | $ | (866,020) | |
于截至二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度，我们就二零二二年及二零二三年历年相关的未平仓合约结算若干未平仓衍生石油商品合约。结算后，我们按现行市价订立新商品衍生合约。
注6-公允价值计量
GAAP将公允价值定义为在计量日期市场参与者之间有序交易中出售资产所收到的价格或转让负债所支付的价格（退出价格）。一般而言，厘定公平值须于不同情况下使用重大判断及不同方法及模式。根据市场方法，我们会考虑类似资产的价格，咨询经纪人和专家，或采用其他估值技术。根据收入法，我们一般估计未来现金流量，然后按风险调整利率贴现。我们将用于计量金融资产及负债公平值的输入数据分类为以下层级：
第一层：于报告日期相同资产或负债在活跃市场的报价（未经调整）。活跃市场是指资产或负债交易的频率和数量足以持续提供定价资料的市场。
第二层：类似资产或负债于活跃市场之报价、相同或类似资产及负债于不活跃市场之报价或可直接或间接观察及可观察市场数据证实之报价除外。
第三层：反映管理层对市场参与者计量资产或负债公允价值所采用的最佳估计和假设的不可观察输入数据。
金融资产及负债乃根据对公平值计量而言属重大之最低输入值整体分类。吾等对公平值计量特定输入数据的重要性评估需要作出判断，并可能影响公平值层级内公平值资产及负债的估值。
经常性公允价值计量
下表呈列于2023年及2022年12月31日按经常性基准按公平值入账的衍生资产及负债的位置及公平值，按公平值层级划分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 公允价值计量使用 |
| 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计 |
| (单位：千) |
| 2023年12月31日 | | | | | | | |
| 金融资产： | | | | | | | |
| 衍生资产 | $ | — | | | $ | 116,406 | | | $ | — | | | $ | 116,406 | |
| 财务负债： | | | | | | | |
| 衍生负债 | $ | — | | | $ | (96,070) | | | $ | — | | | $ | (96,070) | |
| 2022年12月31日 | | | | | | | |
| 金融资产： | | | | | | | |
| 衍生资产 | $ | — | | | $ | 32,218 | | | $ | — | | | $ | 32,218 | |
| 财务负债： | | | | | | | |
| 衍生负债 | $ | — | | | $ | (394,052) | | | $ | — | | | $ | (394,052) | |
非经常性公允价值计量
某些非金融资产和负债在非经常性基础上按公允价值计量。当我们的石油和天然气资产的账面价值超过各自的未贴现未来现金流时，我们采用非经常性基础上的公允价值计量对该等资产进行估值。当该报告单位的账面价值超过相应的贴现未来现金流量时，我们也采用非经常性基础上的公允价值计量来评估我们的商誉。用于确定此类公允价值的投入主要基于内部开发的现金流量模型以及附注2中讨论的基于市场的估值，并被归类为第三级。
如中所述附注2--主要会计政策摘要，我们的石油和天然气资产被减记到其公允价值，导致减值费用。在截至2023年12月31日的年度内，我们记录了减值费用$153.5与石油和天然气资产以及对股权附属公司的投资相关的百万美元。我们记录了#美元的减值。149.6与石油和天然气资产有关，账面价值为#亿美元238.1被确定不会成为
可收回及公平值为美元88.5万我们亦录得非暂时性减值，3.9百万美元与于权益附属公司的投资有关，该投资被确定为已全部减值。于截至2022年12月31日止年度，就年度商誉减值测试而言，我们录得减值开支为美元，142.9百万美元，包括$77.71000万美元与商誉有关，已全部减值，65.2与石油和天然气资产有关的百万美元，账面值为美元183.2被确定为不可收回的金额，公允价值为美元118.0万公平值乃根据我们石油及天然气储备未来现金流量净额的预期现值采用贴现现金流量模式厘定。减值分析所用与计算贴现现金流量有关的重大第三级假设包括（i）根据截至2023年12月31日的远期商品价格曲线估计的未来价格；（ii）根据2023年净探明储量估计的生产成本、开发开支及预期产量；及（iii）10%的风险调整贴现率估计。
我们的其他非经常性公平值计量包括对通过业务合并收购的资产及负债的公平值的估计。Contango合并乃根据公认会计原则采用收购法入账，该会计原则要求收购中所收购的所有资产及所承担的负债按每项交易收购日期的公允价值入账。石油及天然气物业按收入法估值，采用贴现现金流量模型，采用第三级输入数据，包括内部产生的开发及生产概况以及价格及成本假设。收购中承担的衍生负债净额是根据与本公司其他商品价格衍生工具类似的第2级输入值估值的。看到 注3—收购和剥离.
其他公允价值计量
现金及现金等价物、应收账款、应付账款及应计负债之账面值与其公平值相若，乃由于该等工具之到期日较短。我们的循环信贷融资项下的长期债务责任亦与公平值相若，因为相关的浮动利率乃以市场为基准。于二零二三年及二零二二年十二月三十一日，优先票据的公平值为美元。1,750.71000万美元和300万美元661.5 根据市场报价，百万美元。
注7-应付账款和应计负债
于二零二三年及二零二二年十二月三十一日，应付账款及应计负债包括以下各项：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 应付账款和应计负债： | | | |
| 应付帐款 | $ | 125,010 | | | $ | 104,343 | |
| 应计租赁和资产经营费用 | 58,847 | | | 58,375 | |
| | | |
| 应计资本支出 | 74,206 | | | 76,246 | |
| 应计普通和行政 | 16,441 | | | 13,688 | |
| 应计集、运、销费 | 56,088 | | | 31,525 | |
| | | |
| 应计收入和应付版税 | 154,345 | | | 160,775 | |
| 应计利息支出 | 45,546 | | | 11,672 | |
| 应计遣散费税 | 58,100 | | | 55,496 | |
| 其他 | 24,960 | | | 12,570 | |
| 应付账款和应计负债总额 | $ | 613,543 | | | $ | 524,690 | |
注8-债务
高级附注
2023年2月，我们发行了美元400.0本金总额为百万美元9.250%二零二八年到期优先票据（“原始二零二八年票据”）。我们随后发行本金总额为美元的额外2028年票据（定义见下文）300.0百万，$150.0百万美元，以及$150.0于二零二三年七月（“二零二三年七月票据”）、二零二三年九月（“二零二八年九月票据”）及二零二三年十二月（“二零二八年十二月票据”，连同原有票据、二零二八年七月票据及二零二八年九月票据统称为“二零二八年票据”），分别发行百万美元。发行2028年票据所得款项总额为美元。977.4百万元，经调整折扣、溢价及发售费用，但不包括2028年买家应付的应计利息
notes.我们将所得款项总额用于偿还循环信贷融资项下的部分未偿还借款，并为部分收购提供资金。
所有发行2028年票据均被视为监管原始2028年票据的票据的单一系列证券，将与原始2028年票据作为单一类别一起投票，且除发行日期、发行价及首个利息支付日期外，其条款大致相同。
二零二八年票据按年利率计息 9.250%，于每年2月15日及8月15日支付，并于2028年2月15日到期。吾等可选择随时按若干赎回价赎回全部或部分二零二八年票据。
2021年5月，我们发行了美元500.0本金总额为1,000万美元7.25%二零二六年到期优先票据（“原始二零二六年票据”）按面值计算。2022年2月，我们额外发行了$200.0本金总额为1,000万美元7.2502026年到期的优先票据百分比， 101（“额外二零二六年票据”及（连同原有二零二六年票据）统称为“二零二六年票据”）。两次发行的二零二六年票据均视为单一系列，将作为单一类别共同投票，除发行日期、发行价及首次利息支付外，其条款及条件相同。二零二六年票据按年利率计息 7.25%，于每年5月1日及11月1日支付，并于2026年5月1日到期。吾等可选择随时按若干赎回价赎回全部或部分二零二六年票据。
优先票据为我们的优先无抵押债务，而优先票据及相关担保与循环信贷融资项下的借贷及我们的任何其他未来优先债务享有同等的付款权，并优先于我们的任何未来后偿债务。优先票据由我们的现有及未来附属公司以优先无抵押基准担保，该附属公司将为我们的循环信贷融资提供担保。优先票据及担保实际上在我们所有有抵押债务（包括所有借贷及循环信贷融资项下的其他责任）后居后，惟以担保该等债务的抵押品价值为限，并在结构上居后于不担保优先票据的任何未来附属公司的所有现有及未来债务及其他负债（包括应付贸易账款）的付款权。
规管优先票据的契约包含（其中包括）限制我们的受限制附属公司以下能力的契诺：（i）产生或担保额外债务或发行若干类型的优先股；（ii）就其股权派付股息或分派或赎回、购回或偿还其股权或后偿债务；（iii）转让或出售资产；（iv）进行投资；（iii）转让或出售资产；（iv）投资；（iii）投资；（iv）投资；（iii）投资（v）设立若干留置权；（vi）订立协议，限制任何非担保人受限制附属公司向其支付股息或其他款项；（vii）合并、合并或转让其全部或绝大部分资产；（viii）与联属公司进行交易；及（ix）设立不受限制附属公司。
倘吾等经历若干种类的控制权变动，并伴随评级下降，优先票据持有人可能要求吾等按若干赎回价购回其全部或部分票据。优先票据并无上市，我们亦无意日后在任何证券交易所上市，而现时票据并无公开市场。
循环信贷安排
概述
就于二零二一年五月发行二零二六年票据而言，吾等与Wells Fargo Bank，N.A.（“Wells Fargo Bank，N.A.”）订立一份以优先担保储备为基础的循环信贷协议（经修订、重列、修订及重列或迄今以其他方式修订，“循环信贷融资”），作为贷款人和信用证签发人的行政代理人，以及贷款人不时地与之相关。我们已对循环信贷机制作出修订，（i）将我们的选定承担额从$700.02000万美元至2000万美元1.3 10亿美元，（ii）增加我们的借贷基础，从美元1.330亿美元至50亿美元2.0 （iii）将我们的最高信贷额从$1.530亿美元至50亿美元3.0 （四）将到期日从2025年5月6日延长至2027年9月23日，以及（五）将适用保证金减少， 0.50%，以使循环信贷机制下的贷款将根据有担保隔夜融资利率（“SOFR”）加 2.35%至3.35%或调整后的基本利率加上 1.25%至2.25%，在每种情况下，根据循环信贷机制的使用情况。我们的信贷融资包含的条款是，倘我们的未偿还二零二六年票据于二零二六年一月存在若干条件，则该票据将于经延长到期日前于二零二六年一月到期。
在7月完成Western Eagle Ford收购后，我们重新确定了我们的循环信贷额度，重申了我们的借贷基础为美元，2.0 10亿美元，选定的承诺额为美元1.3 亿2023年12月31日，我们有$23.5百万美元的借款和14.4在循环信贷机制下未偿还的信用证。
循环信贷融资项下的责任仍以本公司及承授人绝大部分有形及无形资产（包括但不限于石油及天然气物业及相关资产以及本公司及有关承授人拥有的股权）的第一优先留置权作抵押。在每次重新确定借款基础时，公司必须至少维持抵押贷款， 85净现值的百分比，贴现至 9石油及天然气资产的年利率（“PV—9”）%（“PV—9”）。除若干例外情况外，本公司的国内直接及间接子公司须为循环信贷额度下的担保人。
借贷基准须于每年4月1日及10月1日前后按半年计划重新厘定，以及（i）在任何连续12个月期间，应我们的要求，选择性借款基准临时重定不超过两次，或所要求的贷款人在任何连续12个月期间内不超过一次，以及（ii）在收购石油和天然气资产后，应我们的要求，选择性借款为基础的中期重定， 5.0占当时有效借款基数的%。借款基础将自动减少：（i）发行若干许可的次级留置权债务及其他许可的额外债务，（ii）借款基础物业的出售或其他处置，如果该等物业的总PV—9超过， 5.0（iii）提早终止或抵销掉期协议（a）行政代理人在厘定借贷基础时所依赖的或（b）如此终止的掉期协议的价值超过 5.0当时有效的借款基数的%。
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利息
循环信贷融资项下的借贷按（i）美元替代基本利率（根据最优惠利率、联邦基金实际利率或经调整最低利率）加适用边际利率或（ii）最低利率加适用边际利率（由借款人选择）计息。适用的保证金根据我们当时有效的借贷基础使用情况而有所不同。未使用循环承付款应付费用为 0.5%，并包括在我们合并及综合经营报表的利息开支内。我们于2023年及2022年12月31日的未偿还贷款金额的加权平均利率为 9.75%和6.98%。
圣约
循环信贷融资包含若干契诺，限制支付现金股息、若干借贷、出售资产、向他人贷款、投资、合并活动、商品互换协议、留置权及其他交易，而无须遵守若干财务契诺或我们贷款人事先同意。我们受（i）最高杠杆比率及（ii）流动比率财务契约所规限，该等财务契约于每个财政季度的最后一天计算。循环信贷融资亦包含声明、保证、弥偿及肯定及否定契诺，包括与未支付本金、利息或费用有关的违约事件、作出或被视为作出的任何重大方面的声明或保证不准确、违反契诺、破产及无力偿债事件、若干未达成判决及控制权变动。倘发生违约事件而吾等无法纠正该违约，贷款人将能够加快到期日并行使其他权利及补救措施。
信用证
我们可能不时要求为自己的帐户开具信用证。信用证按相等于SOFR借贷相关溢利之利率计息。于2023年及2022年12月31日，我们的信用证尚未偿还，14.41000万美元和300万美元9.8 这减少了我们循环信贷额度下可借贷的金额。
下表概述我们于二零二三年及二零二二年十二月三十一日的债务结余：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 债务 杰出的 | | 信用证 已发布 | | 借债 基座 | |
成熟性 |
| (单位：千) |
| 2023年12月31日 | | | | | | | |
循环信贷安排 | $ | 23,500 | | | $ | 14,408 | | | $ | 2,000,000 | | | 9/23/2027 |
7.2502026年到期的优先债券百分比 | 700,000 | | | — | | | — | | | 5/1/2026 |
9.2502028年到期的优先债券百分比 | 1,000,000 | | | — | | | — | | | 2/15/2028 |
| 减去：未摊销折扣、溢价和发行成本 | (29,125) | | | | | | | |
| 长期债务总额 | $ | 1,694,375 | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 2022年12月31日 | | | | | | | |
| 循环信贷安排 | $ | 559,449 | | | $ | 9,770 | | | $ | 2,000,000 | | | 9/23/2027 |
7.2502026年到期的优先债券百分比 | 700,000 | | | — | | | — | | | 5/1/2026 |
| 减去：未摊销折扣、溢价和发行成本 | (11,891) | | | | | | | |
| 长期债务总额 | $ | 1,247,558 | | | | | | | |
注9-资产报废债务
我们的ARO负债是基于我们对油井和设施的净所有权以及管理层对废弃和修复这些油井和设施的成本的估计，以及管理层对未来发生成本的时间的估计。下表汇总了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度与我们的ARO负债相关的活动：
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
期初余额 | $ | 365,614 | | | $ | 266,007 | |
加法(1) | 34,460 | | | 38,198 | |
| 退休 | (10,046) | | | (6,489) | |
| 吸积费用 | 27,782 | | | 20,814 | |
| 修订版本 | 29,002 | | | 63,900 | |
| | | |
| 销售 | (1,752) | | | (16,816) | |
| 期末余额 | 445,060 | | | 365,614 | |
| 减：当前部分 | (26,741) | | | (18,746) | |
| 期末余额，非流动部分 | $ | 418,319 | | | $ | 346,868 | |
(1)截至2023年及2022年12月31日止年度，我们的ARO新增主要与Western Eagle Ford收购及Uinta交易中收购的物业有关。看到 注3—收购和剥离 以获取更多信息。
附注10-股权及可赎回非控股权益
权益
A类和B类普通股
截至2023年12月31日和2022年12月，我们有91,608,800和48,282,163A类普通股和88,048,124和118,645,323分别发行已发行的B类普通股。我们的A类普通股是公开交易的，而我们的B类普通股是100%的股份由独立的前所有者拥有。我们支付了#美元的股息0.53及$0.63分别于截至2023年、2023年及2022年12月31日止年度每股A类普通股。
股票发行
2023年9月，我们进行了包销公开发行(“股票发行”)，12.7向公众公开发行100万股A类普通股，价格为1美元12.25每股(不包括承销商折扣和佣金)。这包括1.7因承销商行使其股份而发行的A类普通股30-根据相关承销协议购买额外股份以弥补超额配售的天数选择权。我们收到了净收益#美元。145.7从股票发行中扣除承销费和费用后的100万欧元。
A类转换
在2023年期间，KKR的一家附属公司赎回了大约30.61,000,000股OpCo单位(以及我们注销了相应数量的B类普通股)，换取等值数量的A类普通股(“A类转换”)；27.6A类普通股中的1.8亿股随后被分配给其私人管理基金和账户中的某些遗留投资者；3.0其中1,000万股A类普通股以每股1美元的价格出售。10.90，根据规则144，通过经纪自营商。吾等并无收到任何与A类转换有关的款项或产生任何重大开支。
2022年9月，独立能源聚合器L.P.，即某些附属实体通过其持有我们利益的实体，交换了6.31,000,000个单位，代表成员在OpCo的权益(连同相应数量的B类普通股)，以换取A类普通股，并同意出售5.75 100万股A类普通股（以下简称“发售”），15.00每股，或净价为美元14.10扣除承销商的折扣及佣金后，吾等并无收到发售所得现金收益。在发行结束的同时，我们回购了总计约 2.6 从PT Independence Energy Holdings LLC获得1000万个运营公司单位，以美元36.2 1000万美元，并注销相应数量的B类普通股股份（“同期运营公司单位购买”，以及与此次发行一起，“2022年股权交易”）。由于2022年股权交易，我们的A类普通股股份总数增加 6.31000万股，包括0.6 我们的A类普通股的百万股未包括在发行的一部分，而是发行以交换B类普通股的股份，并由独立能源聚合有限公司以实物形式分发给关联公司，我们的B类普通股的股份数量减少了约 8.9 万可赎回非控股权益减少美元158.1 2000万美元，而亚太经济增长率增加了美元121.8 2022年股权交易的结果，以反映运营公司的新拥有权。
库存股
于2023年及2022年12月31日，我们的库存股股份指我们预扣的股份，与股票奖励归属时应付雇员的工资税预扣责任有关。我们在合并资产负债表中将预扣的股份作为库存股票纳入合并资产负债表，并单独支付工资税义务。这些保留股份不是公开宣布的回购我们A类普通股股份计划的一部分，并按成本入账。我们没有公开宣布的回购A类普通股股份的计划。
前任成员权益
在合并交易之前，独立公司 二A类单位和B类单位形式的股权类别。A类单位及B类单位均被视为普通单位，并根据各单位各自的拥有权百分比按比例作出分派。于合并交易进行时，仅发行及尚未发行的A类基金单位。由于合并交易，所有A类单位已交换为我们的B类普通股，且没有A类单位或B类单位仍然发行或未发行。
非控制性权益
我们记录与附属公司的第三方所有权权益相关的非控股权益。与该等权益有关的收入或亏损于我们的合并及综合经营报表分类为非控股权益应占净收入（亏损）。
2021年4月，若干少数股权投资者交换了 100他们在我们巴尼特盆地天然气资产中的权益%， 9,508我们前身的A类单位(“2021年4月交换”)。由于我们已经综合了这些资产的结果，本次交易被作为股权交易入账，并反映为从非控股权益到成员股权的重新分类，没有在交换中确认收益或损失。
下表披露了与非控股权益持有人的交易有关的我们在子公司的所有权权益变化对股本的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (单位：千) |
可归因于新月能源及其前身的净收益(亏损) | | | $ | 67,610 | | | $ | 96,674 | | | $ | (358,544) | |
| 从非控股权益中转让(给) | | | | | | | |
| 与独立重组有关的前任成员权益减少 | | | — | | | — | | | — | |
| 与2020年12月交易所相关的前身会员权益增加 | | | — | | | — | | | — | |
| 与2021年4月交易所相关的前身会员权益增加 | | | — | | | — | | | 62,051 | |
| 非控股权益转（入）自非控股权益的净额 | | | — | | | — | | | 62,051 | |
| 可归因于新月能源及其前身的净收益(亏损)的变化和非控股权益的转移(至) | | | $ | 67,610 | | | $ | 96,674 | | | $ | (296,493) | |
可赎回的非控股权益
关于合并交易，127.5向独立的前所有者发放了1.2亿套OpCo单位。独立公司的前所有者还拥有我们B类普通股的所有流通股。根据OpCo LLC协议，OpCo单位持有人(本公司除外)可于本公司选择时赎回其全部或部分OpCo单位连同相应数目的B类普通股，以换取(A)A类普通股股份或(B)根据OpCo LLC协议的条款厘定的大致同等数额的现金。与行使此项赎回相关，相应数量的B类普通股将被注销。赎回选举不被认为在公司的控制范围之内，因为B类普通股的持有者及其关联公司通过在董事会的直接代表控制公司。因此，我们将OpCo的非控制性权益列为永久股权以外的可赎回非控制性权益。可赎回非控股权益按账面价值或赎回金额中较大者入账，并对额外缴入资本作出相应调整。赎回金额以报告期结束时A类普通股的10日成交量加权平均收市价(VWAP)为基础。赎回价值的变化在发生时立即确认，就好像报告期结束时也是该工具的赎回日期一样，并计入了额外实收资本的抵销条目。
2023年9月，股票发行所得收益，包括行使承销商的超额配售，由新月会贡献给OpCo，以换取12.7百万台OpCo。由于新月会拥有更多的OpCo单位，我们重新归类为$65.8百万美元，从可赎回的非控股权益到额外的实收资本。
在2023年期间，A类转换使我们B类普通股的流通股数量减少了30.62000万股。相应数量的OpCo单位被转移到新月会，这使我们可赎回的非控股权益的价值减少了$679.6百万美元。
于二零二二年九月，二零二二年股权交易减少B类普通股流通股数量， 8.9100万元，并导致相应数目的运营公司单位被注销。
自合并交易日期起至二零二三年十二月三十一日止，我们对可赎回非控股权益价值的调整如下：
| | | | | |
| 可赎回的非控股权益 |
| (单位：千) |
| 截至2021年12月7日余额 | $ | 2,353,977 | |
| 可赎回非控股权益应占净亏损 | (58,761) | |
| 应计运营公司分布 | (2,706) | |
| 基于权益的报酬，扣除预扣税后的净额 | 16,412 | |
| 注销与回购库务股有关的运营公司单位 | 16,091 | |
| 截至2021年12月31日的余额 | $ | 2,325,013 | |
| 可赎回非控股权益的净收入 | 381,257 | |
| 投稿 | 5,985 | |
| 分配 | (213) | |
| 运营公司与A类普通股股息、经理薪酬和所得税有关的分派 | (126,384) | |
| 应计运营公司分布 | (9,513) | |
| 基于股权的薪酬 | 18,623 | |
| 注销与2022年股权交易有关的运营公司单位 | (158,065) | |
| 截至2022年12月31日的余额 | $ | 2,436,703 | |
| 可赎回非控股权益的净收入 | 253,909 | |
| 投稿 | 1,238 | |
| 分配 | (417) | |
| 运营公司与A类普通股股息、经理薪酬和所得税有关的分派，净额 | (80,805) | |
| 应计运营公司分布 | (6,794) | |
| 基于股权的薪酬 | 42,782 | |
| 与A类转换有关的可赎回非控股权益的变动 | (679,567) | |
| 与股份发行有关的可赎回非控股权益变动 | (65,841) | |
| 截至2023年12月31日的余额 | $ | 1,901,208 | |
| |
注11-所得税
在合并交易之前，我们的组织形式为特拉华州有限责任公司和特拉华州有限合伙企业，并被视为美国联邦所得税的流通实体。因此，我们截至二零二一年十二月三十一日止年度的税项拨备极少。合并交易后，我们须就运营公司任何应课税收入的可分配份额缴纳美国联邦所得税及州税。
截至2023年及2022年12月31日止年度，我们减少APIC美元，92.51000万美元和300万美元32.0 本集团于本集团于营运公司拥有权权益之估计基准，分别为百万美元，与本集团于营运公司拥有权权益之估计基准有关之递延税项负债变动有关。截至2023年12月31日和2022年， 不是我没有任何不确定的税务状况。
本期及递延所得税详情载于下表：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 联邦所得税支出(福利) | (单位：千) |
当前 | $ | (17) | | | $ | 323 | | | $ | — | |
| 延期 | 19,520 | | | 38,002 | | | (935) | |
| 州所得税支出(福利) | | | | | |
当前 | 511 | | | 2,790 | | | 629 | |
| 延期 | 3,213 | | | (4,824) | | | — | |
| 所得税支出(福利)合计 | $ | 23,227 | | | $ | 36,291 | | | $ | (306) | |
法定联邦所得税率与公司实际所得税率之间的差异解释如下：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 联邦所得税法定税率 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
| 利率增加（减少）原因： | | | | | |
| 扣除联邦福利后的州所得税规定 | 1.0 | % | | (0.6) | % | | (0.1) | % |
| | | | | |
更改估值免税额 (1) | — | % | | 2.6 | % | | — | % |
永久调整数 (2) | — | % | | 0.9 | % | | (1.7) | % |
不缴纳企业所得税的归属于前身的收入 (3) | — | % | | — | % | | (18.4) | % |
| 非控股权益应占收入及可赎回非控股权益 | (15.3) | % | | (15.6) | % | | (0.7) | % |
| 其他 | — | % | | (1.3) | % | | — | % |
| 有效所得税率 | 6.7 | % | | 7.0 | % | | 0.1 | % |
(1)在截至2022年12月31日的年度内，我们确认了已确认的内在损失(“RBIL”)递延税项资产的估值拨备，因为它不太可能得到充分利用。
(2)于截至2022年12月31日止年度内，主要与商誉减值有关之永久性项目确认为不可扣除税项。在截至2021年12月31日的年度内，永久项目主要与根据守则第162(M)条不获批准的人员薪酬有关。
(3)在截至2021年12月31日的一年中，我们前身的收入不需要缴纳企业所得税，因为我们是以有限责任公司和有限合伙企业的形式组织的，在合并交易之前，出于美国联邦所得税的目的，这些公司和有限合伙企业被视为流动实体。
该公司递延所得税的重要组成部分如下：
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| 递延税项负债 | (单位：千) |
| 运营公司的外部基础 | $ | 284,533 | | | $ | 148,655 | |
| OPCO国家递延税金 | 4,232 | | | 2,567 | |
| 递延税项负债总额 | 288,765 | | | 151,222 | |
| 递延税项资产 | | | |
美国联邦和州NOL(1) | 32,381 | | | 25,417 | |
| 已确认的固有亏损结转 | 20,622 | | | 19,286 | |
| NOL和RBIL估值免税额 | (44,121) | | | (43,986) | |
| | | |
| 基于股权的薪酬 | 10,630 | | | 1,508 | |
| 其他 | 6,672 | | | 1,649 | |
| 递延税项资产总额，扣除估值免税额 | 26,184 | | | 3,874 | |
| 递延所得税净负债 | $ | 262,581 | | | $ | 147,348 | |
(1)截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，我们的美国联邦净营业亏损结转(NOL)为$1.9扣除税收后，有效期从2029年开始的1.8亿美元。在2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，我们也有美国联邦NOL为$30.01000万美元和300万美元23.4 2017年后产生的、无限期但仅限于抵销 80在某个纳税年度应纳税所得额的%。
我们评估现有的正面及负面证据，以确定是否将产生足够的未来应课税收入以使用现有递延税项资产。根据该评估，截至2023年及2022年12月31日，已记录估值拨备，以仅确认递延税项资产中较有可能变现的部分。然而，被视为可变现的递延税项资产金额可于未来调整。
作为合并交易的一部分，我们收购了美国联邦和州的NOL，30.6 万其中一部分不记名经营权须获付估值免税额$23.5 因为我们不相信，由于限制，
第382章的使用于截至二零二一年十二月三十一日止年度及合并交易后，我们录得与所产生的额外国家无经营亏损有关的额外估值拨备，而我们认为无法收回。截至二零二二年十二月三十一日止年度，我们录得额外$19.3 与已确认的固有亏损（“RBIL”）财产有关的价值拨备，该财产亦受适用于合并交易中所收购的NOL的第382条限制所规限。于2023年及2022年12月31日，与我们的RBIL结转有关的估值拨备为$20.61000万美元和300万美元19.3分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
正如我们上文所述，我们有美国联邦NOL和RBIL，它们受第382条的限制。《国内税收法》第382条规定，我们只能使用这些NOLs和RBILs，数额相当于一个小的年度限额。第382条的限制可能导致NOL和RBIL在使用前到期，因此，我们维持了与美国联邦NOL和RBIL相关的估值备抵，我们认为由于第382条的限制而无法收回。
附注12-承付款和或有事项
在正常业务过程中，我们可能不时成为未决或威胁的法律诉讼的原告或被告。我们目前并不知悉任何管理层认为会个别或整体对我们的财务状况、经营业绩或现金流量造成重大不利影响的程序。
我们受广泛的联邦、州和地方环境法律和法规的约束。这些法律规范向环境排放物料，并可能要求我们消除或减轻在不同地点处置或释放石油或化学物质对环境的影响。我们相信我们目前遵守所有适用的联邦、州和地方法规。因此，于2023年及2022年12月31日，除以下者外，概无确认与环境补救有关的负债或亏损：
二氧化碳购买协议
我们假设 一作为先前收购的一部分，接受或支付二氧化碳购买协议。该协议包括以合同规定的价格购买二氧化碳的最低数量承诺。该协议为我们某些物业的强化回收项目提供了二氧化碳。每日最低成交量承诺为119从2021年6月到2026年5月，每天MMcf/，承诺实际上到2026年5月结束。我们预计到2026年协议结束时，我们购买的二氧化碳将超过我们的最低排放量承诺，根据协议，如果我们一年(或几年)没有实现我们的最低排放量承诺，我们可以在未来几年到2029年弥补我们的排放量，只要我们每年支付我们的最低排放量。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，我们已经达到了要求的最低数量。
石油和天然气运输和收集协议
我们已经与各种管道运输公司签订了某些石油和天然气运输和收集协议。根据这些协议，我们有义务每天最低发货数量或按规定的费率支付任何缺货。根据这些安排中的某些安排，我们还有义务为管道系统的确定运力权利支付按需收费，无论我们利用的管道运力有多大。如果我们不利用这种能力，我们可以将其释放给其他人，从而减少我们潜在的责任。我们认出了$15.6百万，$4.51000万美元和300万美元5.8在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度，我们的合并和合并运营报表中分别有600万美元的运输费用与最低数量不足有关。
下表汇总了截至2023年12月31日我们与这些石油和天然气运输和收集协议相关的未来承诺：
| | | | | |
| 截至2023年12月31日 |
| (单位：千) |
| 2024 | $ | 70,986 | |
| 2025 | 61,535 | |
| 2026 | 42,088 | |
| 2027 | 37,044 | |
| 2028 | 32,864 | |
| 此后 | 130,767 | |
| 未来最低承付款总额 | $ | 375,284 | |
注13-基于股权的薪酬奖励
概述
本公司与若干附属公司已订立奖励薪酬奖励协议，向本公司员工、经理及非雇员董事授予利润利息奖励、限制性股票单位(“RSU”)、绩效股票单位(“PSU”)及其他奖励。下表汇总了我们在指定年份确认的与基于股权的薪酬奖励相关的薪酬成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 在支出（收入）中确认： | | | | | |
负债分类利润利息奖励 | $ | 298 | | | $ | 10,137 | | | $ | (2,043) | |
权益分类利润利息奖励 | 12,799 | | | 2,403 | | | 1,563 | |
股票分类LTIP RSU奖励 | 1,685 | | | 1,192 | | | — | |
股票分类LTIP PSU奖项 | 118 | | | — | | | — | |
股票分类经理PSU奖项 | 68,036 | | | 24,331 | | | 1,120 | |
股票分类Contango PSU奖项 | — | | | — | | | 39,279 | |
以权益为基础的薪酬支出（收入）总额。 | $ | 82,936 | | | $ | 38,063 | | | $ | 39,919 | |
| | | | | |
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我们的奖励薪酬奖励可能包含若干基于服务、基于表现和基于市场的归属条件，下文将进一步讨论。
基于股权的薪酬奖励
负债分类利润利息奖励
我们发行的利润权益是负债分类的股票补偿奖励。该等奖励包含不同的归属条件，范围包括在达到若干回报门槛时归属的基于表现的条件，以及基于时间的服务要求， 一年至四年.由于该等奖励的若干特征主要包含负债工具的特征，故各该等溢利权益均按负债分类。该等奖励之补偿成本于综合经营报表之一般及行政开支内呈列，并相应计入综合资产负债表之其他长期负债。
我们做到了不是于2023年及2022年12月31日，概无任何与按时间基准的未归属负债分类利润利息奖励有关的未确认补偿成本。未确认的补偿成本与基于业绩的未归属负债分类利润利息奖励为美元3.8截至2023年12月31日的百万美元和3.7 2022年12月31日，百万美元。截至2023年12月31日及2022年，我们持有美元5.8百万美元和美元10.1 于综合资产负债表上的其他负债中， 涉及我们所有未归属负债分类以股份为基础的补偿利润利息奖励的交易概述如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 期初余额 | 1 | | | 708 | | | 888 | |
| 授与 | — | | | — | | | 708 | |
| | | | | |
| 既得 | — | | | — | | | (110) | |
| 被没收 | — | | | (707) | | | (778) | |
| 期末余额 | 1 | | | 1 | | | 708 | |
| | | | | |
| (单位：百万) |
| 已归属奖励的公允价值 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2.9 | |
| 现金结算负债分类利润利息奖励 | — | | | — | | | 0.9 | |
截至二零二二年十二月三十一日止年度，我们就若干负债分类溢利权益订立奖励协议修订，导致负债分类修订为权益分类。因此，我们录得重新分类$7.3 从综合资产负债表上的其他长期负债至非控制性权益。
权益分类利润利息奖励
我们发行的股权分类溢利权益奖励包含不同归属条件，包括于达到若干回报门槛后归属的基于表现的条件，以及基于时间的服务要求， 一年至四年.各该等溢利权益乃按权益分类，乃由于该等奖励之若干特征主要包含权益工具之特征。该等奖励之补偿成本于合并及综合经营报表之一般及行政开支内呈列，并相应计入综合资产负债表之额外实缴股本。
与按时间计算的未归属股权分类利润有关的未确认补偿成本25.4百万美元和美元28.3 2023年12月31日和2022年12月31日各有1000万美元，预计将在剩余加权平均服务期内确认， 2.7年与我们的表现为权益分类溢利有关的未确认补偿成本利息奖励为美元37.71000万美元和300万美元39.2 截至2023年12月31日和2022年12月31日。 涉及我们所有未归属权益分类溢利利息奖励（包括加权平均授出日期公平值）的交易概述如下：
| | | | | | | | | | | |
| 单位 | | 加权平均授权日公允价值 |
| (单位：千) | | |
| | | |
| | | |
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| | | |
| 未归属于2021年12月31日 | 199 | | | $ | — | |
| 授与 | 132,691 | | | 0.11 | |
| 已修改 | 1,778 | | | 35.10 | |
| 既得 | (15,840) | | | 0.15 | |
| 被没收 | (27) | | | — | |
| 未归属于2022年12月31日 | 118,801 | | | $ | 0.66 | |
| 授与 | 433 | | | 54.97 | |
| | | |
| 既得 | (15) | | | — | |
| 被没收 | (12,630) | | | 0.78 | |
| 未归属于2023年12月31日 | 106,589 | | | $ | 0.86 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 在本报告所述期间现金结清赔偿金 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 150 | |
| 在该期间归属的赔偿的公允价值 | — | | | 2,403 | | | 1,768 | |
股权分类LTIP RSU奖
在截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，我们根据新月能源公司2021年股权激励计划向某些董事、高管和员工授予了股权分类LTIP RSU。每个LTIP RSU代表接收的或有权利一A类普通股股份。LTIP RSU将在一段时间内一至三年，并按适用归属期间按比例确认以权益为基础的补偿开支。这些奖励的补偿成本在综合经营报表的一般和行政费用中列报，并相应计入综合资产负债表上的额外实收资本。我们做到了不是在截至2022年12月31日的一年中，我没有任何股权分类的LTIP RSU奖励。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们有2.4百万美元和美元1.2 与未归属股权分类的长期投资计划受限制单位奖励有关的未确认补偿成本，预计将在剩余加权平均期间内确认， 1.4年和1.3分别是几年。涉及我们所有未归属股权分类的长期奖励计划受限制股份单位奖励（包括加权平均授出日期公平值）的交易概述如下：
| | | | | | | | | | | |
| 目标A类股票 | | 加权平均授权日公允价值 |
| (单位：千) | | |
| 未归属于2021年12月31日 | — | | | $ | — | |
| 授与 | 130 | | | 18.41 | |
| 既得 | — | | | — | |
| 被没收 | — | | | — | |
| 未归属于2022年12月31日 | 130 | | | $ | 18.41 | |
| 授与 | 243 | | | 11.74 | |
| 既得 | (86) | | | 18.41 | |
| 被没收 | — | | | — | |
| 未归属于2023年12月31日 | 287 | | | $ | 12.77 | |
股票分类LTIP PSU奖
于截至2023年12月31日止年度，我们根据Crescent Energy Company二零二一年股权激励计划向若干雇员授出股权分类的长期潜在股权单位。每个LTIP PSU代表在该LTIP PSU的业绩期结束日收到一股A类普通股的权利，修改金额范围为： 0%至240%，基于某些绝对及相对股东回报组成部分。该等奖励之补偿成本于合并及综合经营报表之一般及行政开支内呈列，并相应计入综合资产负债表之额外实缴股本及可赎回非控股权益。
在2023年12月31日，我们有$2.2与未归属股权分类的长期投资计划PSU奖励有关的未确认补偿成本，预计将在剩余加权平均期间内确认， 3.7好几年了。涉及我们所有未归属股权分类长期奖励计划单位奖励（包括加权平均授出日期公平值）的交易概述如下：
| | | | | | | | | | | |
| 目标A类股票 | | 加权平均授权日公允价值 |
| (单位：千) | | |
| 未归属于2022年12月31日 | — | | | $ | — | |
| 授与 | 102 | | | 22.75 | |
| 既得 | — | | | — | |
| 被没收 | — | | | — | |
| 未归属于2023年12月31日 | 102 | | | $ | 22.75 | |
股票分类经理PSU奖
结合合并交易，我们根据管理人奖励计划授出股权分类的管理人专用股份单位。Manager PSU的执行周期通常为 三年业绩期结束日期为2024年12月至2028年12月。每个Manager PSU代表接收目标的权利 2在该经理PSU的业绩期结束日期，我们已发行和流通的A类普通股的%，修改的金额，
从…0%至240%，基于某些绝对及相对股东回报组成部分。该等奖励之补偿成本于合并及综合经营报表之一般及行政开支内呈列，并相应计入综合资产负债表之额外实缴股本及可赎回非控股权益。
截至2023年12月31日止年度，结合股权发行、A类转换和长期投资计划RSU奖励归属，我们增加了A类普通股股份数量， 43.3万股因此，根据Crescent Energy Company二零二一年管理人奖励计划授出的股权分类管理人PSU目标A类股份数目增加 4.3万股我们将这一增加计入估计数的变动，并确认额外支出为美元。30.4在截至2023年12月31日的一年中，
截至2022年12月31日止年度，与本次发行一起，我们增加了A类普通股股份数量， 6.3 万股因此，经理PSU目标A类股的数量增加， 0.6于授出日期加权平均公平值为美元，22.75我们确认了与该增加有关的股票薪酬奖励估计变动。由于估计数的这一变动，我们确认了额外开支，2.5在截至2022年12月31日的年度内，
与未归属赔偿金有关的未确认赔偿费用为美元114.9百万美元和美元84.4 于授出日期之加权平均公平值为美元22.75截至2023年和2022年12月31日的每股收益，预计将在剩余加权平均期内确认， 2.9和3.9好几年了。涉及我们所有未归属管理人PSU的交易概述如下：
| | | | | | | |
| 目标A类股票 | | |
| (单位：千) | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 未归属于2021年12月31日 | 4,195 | | | |
| 授与 | 632 | | | |
| 既得 | — | | | |
| 被没收 | — | | | |
| 未归属于2022年12月31日 | 4,827 | | | |
| 授与 | 4,333 | | | |
| 既得 | — | | | |
| 被没收 | — | | | |
| 未归属于2023年12月31日 | 9,160 | | | |
股票分类Contango PSU大奖
于合并交易前，Contango向其雇员发出股权分类PSU奖励，以换取彼等在各奖励各自的履约期间内向Contango提供的服务。作为合并交易的一部分，Contango的股权分类PSU被修改为支付， 300于合并交易结束时的目标PSU奖励金额的百分比。由于PSU奖励被修改为合并交易的一部分，在截至12月31日的年度，二零二一年，我们录得补偿成本为Contango股权公平值增加金额，由于合并交易结束后立即修改，将PSU分类为合并及综合经营报表的一般及行政费用，至综合资产负债表上的额外实缴股本及可赎回非控股权益。
附注14-关联方交易
kkr集团
管理协议
就合并交易而言，吾等与KKR Energy Asset ManagerLLC（“管理人”）订立管理协议（“管理协议”）。根据管理协议，管理人向本公司提供其高级行政管理团队及若干管理服务。管理协议初步年期为 三年并应在第一个任期结束时自动延长额外一个 三年制除非本公司或管理人选择不续订管理协议。
作为根据管理协议提供的服务及管理人的间接费用（包括行政管理团队的薪酬）的代价，管理人有权按季度收取补偿（“管理层补偿”），相等于我们按比例分占（根据我们对运营公司的相对拥有权）的年度薪酬，
$55.5 百万费随着我们对运营公司的持股比例的增加，这一数额将随着时间的推移而增加。此外，随着我们业务和资产的扩大，管理层薪酬可能会增加相当于 1.5年利率为我们所有未来发行股本证券（包括与收购有关）所得款项净额的%。然而，增量管理层补偿将不适用于赎回或交换运营公司单位时发行股份。于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我们录得一般及行政开支为美元。23.8百万，$14.3百万美元和美元0.92000万美元，并进行了现金分配，33.2百万美元和美元32.32023年达到100万 及二零二二年向我们与管理协议有关的可赎回非控股权益转让。此外，于2023年和2022年12月31日，我们应计美元，13.9百万美元和美元13.32024年第一季度，包括在综合资产负债表上的应付账款—联属公司内，用于分派予我们在运营公司的可赎回非控股权益，与管理协议有关，有关款项将于2024年第一季度支付。
此外，管理人有权获得奖励补偿（“奖励补偿”），根据该奖励补偿，管理人将获得 10%的我们优秀的A类普通股基于某些基于绩效的措施的实现。奖励性薪酬包括： 五在一个 五年制从2024年开始的期间，每一批涉及A类普通股的目标股份数量，等于 2截至该批结算时已发行的A类普通股的%。只要管理人持续向吾等提供服务，直至适用于某批股份的履约期结束，管理人有权就若干A类普通股股份， 0%至4.8每批结算时已发行的A类普通股的%。于截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我们录得一般及行政开支为美元。68.0百万，$24.3百万美元和美元1.11000万元，与奖励金有关。看到 注13—基于权益的补偿裁定以获取更多信息。
KKR基金
根据管理协议的条款，我们可能不时与EIGF II及╱或其他KKR基金（“KKR基金”）一起投资于上游油气资产。在该等情况下，我们的若干合并附属公司与KKR Funds拥有的实体订立主服务协议（“MSA”），据此，我们的附属公司向该等KKR Funds提供若干服务，包括分配石油、天然气及天然气的生产及销售，收取及支付各石油及天然气物业的收入、营运开支及一般及行政开支，以及支付与石油和天然气资产的持续运营有关的所有资本成本。我们的附属公司每月结算应付或应收KKR Funds的结余。与该等管理服务协议相关的行政费用由我们分配给KKR基金，其基础是（i）我们可能代表他们产生的直接费用的实际基础，或（ii）根据各方对该等服务的估计使用情况，在各KKR基金之间分配该等费用。截至2023年及2022年12月31日，我们的关联方应收款为美元，0.1百万美元和美元0.8 100万美元，分别计入应收账款—附属公司和关联方应付款，27.9百万美元和美元14.0 分别计入应付账款—我们合并资产负债表上与KKR基金交易相关的附属公司。
KKR Capital Markets LLC（"KCM"）
我们聘请KKR集团的附属公司KCM进行资本市场交易，包括票据发行、信贷融资结构和股权发行。下表概述就我们的债务及股权交易向KCM支付的费用、折扣及佣金：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 支付给KCM的数额 | $5.2 | | $3.5 | | $1.6 |
| | | | | |
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我们将这些费用计入长期债务（票据发行）和其他资产（信贷融资结构）或APIC（股权发行）的债务发行成本。于2023年12月31日，我们的关联方应付款项为$0.3 百万美元，包括在我们合并资产负债表上与KCM交易相关的附属公司应付账款。
其他交易
于截至2023年12月31日止年度，我们作出现金分派，0.8我们向我们的可赎回非控制性权益提供了1000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000此外，我们还向KKR偿还代表我们产生的任何费用。在2023年12月31日，我们有$1.3应付账款—关联公司应计的可偿还成本和分配给我们的可赎回非控制性权益，他们将在2024年第一季度支付的按比例份额的税款。
于截至二零二二年十二月三十一日止年度，我们作出现金分派$18.1我们向我们的可赎回非控制性权益提供了1000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000于2022年12月31日，我们有$0.1应付账款—联属公司应计1000万元，用于分派予我们于运营公司的可赎回非控股权益，有关其于2023年第一季度支付的按比例应占税款。
截至2023年12月31日止年度，我们签署了一份 十年与KKR签订的办公室转租协议。租赁条款规定每年基本租金约为美元。0.7 万于二零二三年十二月租赁开始时，我们录得$5.3 其他资产中的使用权资产，经营租赁负债为美元0.41亿美元的其他流动负债和1美元4.9 合并资产负债表中的其他负债。我们亦录得自KKR获分配之租赁物业装修成本份额为$6.6 应付账款—附属公司和外地以及其他财产和设备，按合并资产负债表中的成本计算。
董事会
截至2023年12月31日止年度，我们与Crescent Real Estate LLC的一间附属公司签订了为期十年的办公室租约。John C.戈夫，我们的董事会主席，隶属于新月房地产有限责任公司。租赁条款规定每年基本租金约为美元。0.3本公司的一家附属公司支付若干其他常规费用。于二零二三年四月租赁开始时，我们录得$2.4百万使用权资产 其他资产，经营租赁负债为美元0.1百万英寸其他流动负债及$2.3百万英寸其他负债在合并资产负债表上于2024年第一季度，我们就增加办公室空间对原租赁协议进行修订。根据修订后的协议，我们每年的基本租金为美元。0.4百万美元增至美元0.5在协议的期限内，
于2022年2月，我们将Contango先前拥有的墨西哥湾所有资产及前景供入Chama，我们保留权益约为1000万美元。 9.4%.我们的董事会主席John Goff持有约 17.5%，其余权益由其他投资者持有。根据Chama之有限责任公司协议，吾等可能须就若干修井成本提供资金，而吾等将须就Chama持有之生产资产有关之封堵及弃用成本提供资金（统称“Crescent贡献”）。我们收到 90.0生产资产现金流量的百分比，该金额对于任何Crescent捐款都有所增加。于2022年12月31日，我们于Chama的股权投资为$4.2万于截至2023年12月31日止年度，我们识别出权益法投资的账面值无法收回的迹象，因此录得非暂时性减值支出，3.9百万美元。
FDL
我们的若干综合附属公司先前与FDL订立石油及天然气物业经营及服务协议（“FDL协议”）。 运营有限责任公司（FDL）。截至2021年12月31日，我们有应收FDL的关联方款项净额共计$16.9 本集团于截至二零二二年十二月三十一日止年度内结算的应收账款—联营公司内，包括于综合资产负债表上的应收账款。
根据FDL协议，FDL获委聘管理我们若干综合附属公司业务活动的日常营运，包括向我们及其他权益持有人分配石油、天然气及液化天然气，收取及支付收益，各石油和天然气资产的运营费用和一般和行政费用，以及支付与持续运营相关的所有资本成本这样的属性。作为合约的一部分，FDL随后将收入、运营费用、一般和行政费用以及收取的现金分配给我们和其他人（如适用）。我们每月结算应付FDL或应收FDL的余额。
于2021年9月20日，我们发出通知，我们将终止FDL协议，于2022年3月31日生效，作为终止本金条款的一部分，我们同意支付最多$6.7 本集团将为若干合资格、敬业的员工支付1000万美元的逐步缩减成本及额外遣散费，其中任何未使用的部分将于逐步缩减期结束时退还予我们。于截至二零二一年十二月三十一日止年度，我们录得美元3.3 与解雇有关的一般和行政开支，0.3百万美元和美元1.92023年和2022年12月31日，托管账户中剩余的1000万美元用于支付这些清理费用。
于2022年5月，我们购回FDL之联属公司直接持有之资产中的所有非控股权益及营运权益，总代价约为2022年5月，8.8 2000万美元，实际上购买了FDL在我们某些合并子公司的剩余管理层所有权。在此交易之后，FDL不再是关联方，我们
除支付清理成本外，我们与FDL并无剩余关系，我们预计将由已存入托管机构并在合并资产负债表中记录为其他资产的金额全额提供资金。
附注15-每股收益
我们有二A类普通股和B类普通股的形式。我们的A类普通股股份有权获得股息，B类普通股股份无权参与股息或未分配收益。然而，B类普通股股东通过其运营公司单位的所有权从运营公司获得按比例分配。我们采用两级法计算每股盈利（“每股盈利”）。两类法根据本期内宣派的股息或股息等值以及各证券各自在未分配损益中的参与权，确定普通股及参与证券的每股收益。每股净收益（亏损）—摊薄后不包括下列影响： 4.2截至2021年12月31日止年度，有000万股非摊薄股。
如中所述注1—组织和列报依据本公司的财务报表已追溯重拟，以反映独立及出资实体分别因合并交易及独立重组而按合并基准的历史账目。合并交易前期间的净收入（亏损）分配给我们的前身，因为我们的前身的A类单位被交换为与合并交易有关的B类普通股股份。Crescent Energy应占净收入（亏损）分配至A类普通股和B类普通股，基于每个类别在期间内宣布的股息（如有）生效后分享未分配盈利和亏损的参与权。
下表列出了每股基本和稀释后净收益(亏损)的计算方法：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位为千，不包括每股和每股金额) |
| 分子： | | | | | |
| 净收益(亏损) | $ | 321,991 | | | $ | 480,600 | | | $ | (432,227) | |
减：应占前身的（收入）净损失 | — | | | — | | | 339,168 | |
减去：可归因于非控股权益的净(收益)亏损 | (472) | | | (2,669) | | | 14,922 | |
减：可赎回非控股权益应占净（收入）亏损 | (253,909) | | | (381,257) | | | 58,761 | |
| 归属于Crescent Energy的净收入（损失）—基本 | $ | 67,610 | | | $ | 96,674 | | | $ | (19,376) | |
| 加：就受限制股份单位之摊薄影响重新分配可赎回非控股权益应占净收入 | 46 | | | 25 | | | — | |
| 加：重新分配可赎回非控股权益应占净收入，以作非控股权益之摊薄影响 | 869 | | | 490 | | | — | |
| Crescent Energy应占净收入（亏损）—摊薄 | $ | 68,525 | | | $ | 97,189 | | | $ | (19,376) | |
| 分母： | | | | | |
| 加权平均A类流通普通股—基本 | 66,597,580 | | | 43,865,176 | | | 41,954,385 | |
| 添加：RSU的稀释效果 | 39,999 | | | 11,867 | | | — | |
| 添加：PSU的稀释效应 | 764,643 | | | 234,780 | | | — | |
| 加权平均发行在外的A类普通股—稀释 | 67,402,222 | | | 44,111,823 | | | 41,954,385 | |
| 加权平均B类流通股—基本和摊薄 | 104,271,400 | | | 124,856,941 | | | 127,536,463 | |
| 每股净收益(亏损)： | | | | | |
A类普通股—基本 (1) | $ | 1.02 | | | $ | 2.20 | | | $ | (0.46) | |
A类普通股—稀释 (1) | $ | 1.02 | | | $ | 2.20 | | | $ | (0.46) | |
| B类普通股—基本和稀释 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
(1)指合并交易后期间发行在外的A类普通股加权平均数及A类普通股每股净收入（亏损）。
附注16-后续事件
其后事项已评估至该等财务报表发布日期，除下文披露的项目外，于二零二三年十二月三十一日之后，概无事项需要对我们在财务报表中的披露作出额外调整。
分红
2024年3月4日，董事会批准季度现金股息$0.12每股，或$0.48每股按年化基准支付，将于2023年第四季度支付给我们的A类普通股股东。季度股息将于2024年3月28日派付予截至2024年3月15日营业时间结束时记录在案的股东。运营公司基金单位持有人还将根据其对运营公司单位的持股比例获得分配。
支付季度现金股息须经管理层评估我们的财务状况、经营业绩及与该等支付有关的现金流量，并经董事会批准。管理层及董事会将按季度评估现金股息的任何未来变动。
股票回购计划
我们的董事会于2024年3月4日批准了一项股票回购计划，批准的限额为美元。150.0百万和一个两年制term.回购可能是我们的A类普通股或运营公司单位（注销相应数量的B类普通股）。此类回购可由Crescent或运营公司（视适用情况而定）进行，并可不时在公开市场进行，在私下谈判的交易中，通过根据《交易法》规则10b5—1进行的购买或通过符合适用州和联邦证券法的其他方式进行。根据股份回购计划进行任何回购的时间将视乎市况、合约限制及其他考虑因素而定。该计划可随时延长、修改、暂停或终止，且不要求我们回购任何美元金额或数量的股份。
附注17-石油和天然气补充披露（未经审计）
地理作业区域
我们拥有的所有石油和天然气资产以及矿产和特许权使用权权益均位于美国大陆，其中大部分集中在德克萨斯州落基山脉和俄克拉荷马州。因此，以下有关我们所产生成本及探明储量的披露乃按合并及综合基准呈列。此外，于2021年12月31日，我们有一个 37我们的股权法投资Exaro的%所有权，该投资在怀俄明州乔纳油田运营。截至2022年12月31日止年度，我们的权益法投资Exaro出售了其业务，见 注3—收购和剥离以获取更多信息。
石油和天然气储量信息
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净探明储量以及该等年度的净探明石油、天然气及天然气液化天然气储量变动。我们的权益法投资Exaro的净探明储量是基于我们的 37%的拥有率。由于Exaro于二零二一年收购作为合并交易的一部分，其后于二零二二年出售，故并无呈列二零二三年及二零二二年的价值。
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| 发达与不发达 | 油
（兆字节） | | 天然气
(MMcf) | | 天然气液体
（兆字节） | | 总计
（MBoe） |
| 整合运营 | | | | | | | |
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| 截至2020年12月31日的净探明储量 | 167,190 | | 822,864 | | 55,324 | | 359,658 |
对先前估计数的修订(1) | 9,147 | | 316,572 | | 16,480 | | 78,389 |
| 扩展、发现和其他添加 | 7,007 | | 17,247 | | 2,093 | | 11,975 |
| 出售现有储备 | (6,333) | | (48,977) | | (3,265) | | (17,762) |
储备的购买到位 (2) | 46,386 | | 451,702 | | 11,960 | | 133,630 |
| 生产 | (13,237) | | (89,455) | | (6,099) | | (34,245) |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 发达与不发达 | 油
（兆字节） | | 天然气
(MMcf) | | 天然气液体
（兆字节） | | 总计
（MBoe） |
| 2021年12月31日的净探明储量 | 210,160 | | 1,469,953 | | 76,493 | | 531,645 |
对先前估计数的修订 (3) | (18,859) | | (14,815) | | 4,167 | | (17,158) |
扩展、发现和其他补充 (4) | 37,208 | | 60,312 | | 7,751 | | 55,011 |
| 出售现有储备 | (6,006) | | (19,365) | | (2,680) | | (11,915) |
购买到位储备金 (5) | 42,444 | | 138,920 | | — | | 65,597 |
| 生产 | (21,865) | | (128,470) | | (7,110) | | (50,387) |
| 2022年12月31日的净探明储量 | 243,082 | | 1,506,535 | | 78,621 | | 572,793 |
对先前估计数的修订 (6) | (15,501) | | (472,337) | | (11,676) | | (105,901) |
扩展、发现和其他补充 (7) | 2,808 | | 16,240 | | 1,635 | | 7,150 |
| 出售现有储备 | (1,655) | | (15,075) | | (1,774) | | (5,942) |
购买到位储备金 (8) | 46,018 | | 271,682 | | 43,301 | | 134,599 |
| 生产 | (24,287) | | (130,629) | | (8,475) | | (54,533) |
2023年12月31日的净探明储量 | 250,465 | | 1,176,416 | | 101,632 | | 548,166 |
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| 股权附属公司 | | | | | | | |
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| 截至2020年12月31日的净探明储量 | — | | — | | — | | — |
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| 储备的购买到位 | 205 | | 20,880 | | — | | 3,685 |
| 生产 | (1) | | (115) | | — | | (20) |
| 2021年12月31日的净探明储量 | 204 | | 20,765 | | — | | 3,665 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 出售现有储备 | (200) | | (20,357) | | — | | (3,593) |
| | | | | | | |
| 生产 | (4) | | (408) | | — | | (72) |
| 2022年12月31日的净探明储量 | — | | — | | — | | — |
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| | | | | | | |
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2023年12月31日的净探明储量 | — | | — | | — | | — |
| | | | | | | |
| 合计公司 | | | | | | | |
| | | | | | | |
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| 2021年12月31日的净探明储量 | 210,364 | | 1,490,718 | | 76,493 | | 535,310 |
| 2022年12月31日的净探明储量 | 243,082 | | 1,506,535 | | 78,621 | | 572,793 |
| 2023年12月31日的净探明储量 | 250,465 | | 1,176,416 | | 101,632 | | 548,166 |
(1)对先前估计数的修订包括92.7由于定价和成本变化，Mmboe向上修正，抵消21.1由于移除了不再属于我们的部分的某些地点，我们的PUD储备向下修正五年制合并交易后的综合发展计划。
(2)包括原地购买量125.6我们的合并交易中的Mboe，5.6Mboe来自我们的中央盆地平台收购和2.5来自我们收购的DJ盆地的Mmboe。
(3)对以前估计数的修订主要涉及通货膨胀和商品价格上涨环境导致的预期未来成本增加。
(4)的扩展、发现和其他补充55.0Mmboe主要涉及PUD扩展，其中大部分与我们的鹰福特资产有关。
(5)购买储备以取代65.6Mmboe主要与我们对Uinta的收购有关。
(6)对以前估计数的订正主要涉及133Mmboe因石油和天然气价格下跌而向下修正，部分抵消27主要由新合同、运营费用修订和某些盆地的上调预测修订所推动的各种因素导致的Mmboe上调。
(7)的扩展、发现和其他补充7.2Mmboe主要涉及PUD扩展，所有这些都与我们的Eagle Ford和Uinta资产有关。
(8)购买储备以取代134.6Mmboe主要与我们对西鹰福特的收购有关。
下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，我们在Exaro的综合业务和投资的已探明石油、天然气和NGL净储量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
已探明已开发储量 |
油 （兆字节） | | 天然气 (MMcf) | | 天然气液体 （兆字节） | | 总计 （MBoe） |
| 整合运营 | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | 176,546 | | | 1,032,578 | | | 87,316 | | | 435,958 | |
| 2022年12月31日 | 160,113 | | | 1,398,770 | | | 66,803 | | | 460,046 | |
| 2021年12月31日 | 158,091 | | | 1,404,570 | | | 66,402 | | | 458,588 | |
| 股权附属公司 | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 2022年12月31日 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 2021年12月31日 | 204 | | | 20,765 | | | — | | | 3,665 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
已探明未开发储量 |
油 （兆字节） | | 天然气 (MMcf) | | 天然气液体 （兆字节） | | 总计 （MBoe） |
| 整合运营 | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | 73,919 | | | 143,838 | | | 14,316 | | | 112,208 | |
| 2022年12月31日 | 82,969 | | | 107,765 | | | 11,818 | | | 112,747 | |
| 2021年12月31日 | 52,069 | | | 65,383 | | | 10,091 | | | 73,057 | |
| 股权附属公司 | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 2022年12月31日 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 2021年12月31日 | — | | | — | | | — | | | — | |
与石油和天然气生产活动有关的资本化成本
下表汇总了截至2023年12月31日和2022年12月31日与我们合并业务的石油和天然气生产活动相关的资本化成本：
| | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 整合运营 | | | |
| 已证实的石油和天然气性质（成功努力法） | $ | 8,574,478 | | | $ | 7,113,819 | |
| 未探明的石油和天然气性质 | 283,324 | | | 314,255 | |
| 石油和天然气财产，按成本计算 | 8,857,802 | | | 7,428,074 | |
| 减去：累计折旧、损耗、摊销和减值 | (2,865,095) | | | (2,102,286) | |
| 净资本化成本 | $ | 5,992,707 | | | $ | 5,325,788 | |
| | | |
| 股权附属公司 | | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 净资本化成本 | $ | — | | | $ | — | |
石油和天然气财产收购、勘探和开发活动产生的费用
收购成本包括购买、租赁或以其他方式收购物业所产生的成本。勘探成本包括增加勘探井（包括在建井）及勘探开支。开发成本包括增加生产设施及设备以及增加开发井（包括在建井）。
下表概述截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我们的综合业务及我们于Exaro的投资与石油及天然气活动有关的成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 整合运营 | | | | | |
| 采购成本： | | | | | |
| 证明了 | $ | 836,159 | | | $ | 793,081 | | | $ | 1,098,696 | |
| 未经证实 | 35,474 | | | 71,387 | | | 41,355 | |
| 外地及其他财产和设备 | — | | | 8,200 | | | — | |
| 勘探成本 | 9,328 | | | 3,425 | | | 1,180 | |
| 发展 | 578,316 | | | 624,880 | | | 194,828 | |
| 已发生的总成本 | $ | 1,459,277 | | | $ | 1,500,973 | | | $ | 1,336,059 | |
| | | | | |
| 股权附属公司 | | | | | |
| | | | | |
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| 已发生的总成本 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
与探明油气储量相关的未来现金流量折现标准化计量
以下信息是利用ASC主题932规定的程序开发的， 采掘业—石油和天然气，并根据我们的工程人员估计的原油、天然气和天然气储量和产量。这些估计数是根据12个月第一天商品价格的平均值计算的。以下资料可能对若干比较有用，但不应仅依赖于评估我们的表现。此外，下表所载信息不应被视为代表对未来现金流量的现实评估，贴现未来净现金流量的标准化计量也不应被视为代表我们的现值。
下文呈列之未来现金流量乃根据于预测日期存在之销售价格及成本率计算。预期原油、天然气液化石油及天然气储量的部分估计数日后可能发生重大修订，储量的开发及生产可能发生于假设期间以外的期间，而实际实现的价格及产生的成本可能与所使用的价格有很大差异。
管理层在作出投资及经营决策时不依赖以下资料。这些决定是基于一系列广泛的因素，包括对可能储量和可能储量的估计以及已探明储量的估计，以及被认为更能代表可能预期的一系列可能的经济条件的各种价格和成本假设。
于二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日，未来现金流量净额乃应用价格计算，该价格为本月首个商品价格的简单平均值，并考虑已知合约价格变动。 下表提供了用于计算相关储备类别的单位平均基准价格（未经地点和质量差异调整）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 单位平均基准价格： | |
| 原油（BBL） | $ | 78.22 | | | $ | 93.67 | | | $ | 66.56 | |
| 天然气(MMBtu) | $ | 2.64 | | | $ | 6.36 | | | $ | 3.60 | |
下表载列截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，我们的综合业务及我们于Exaro的投资的贴现未来现金流量净额的标准化计量，并不包括对我们部分业务的中游收入影响，而这些影响可能降低未来生产成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
(单位：千) |
| 整合运营 | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | 24,267,134 | | | $ | 33,628,495 | | | $ | 21,063,117 | |
| 未来生产成本 | (11,897,791) | | | (14,077,136) | | | (10,194,648) | |
未来开发成本(1) | (2,713,247) | | | (2,380,931) | | | (1,477,562) | |
未来所得税 (3) | (410,721) | | | (773,479) | | | (352,136) | |
| 未来净现金流 | 9,245,375 | | | 16,396,949 | | | 9,038,771 | |
估计时间的每年折扣10% | (3,956,193) | | | (7,262,283) | | | (4,080,471) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 5,289,182 | | | $ | 9,134,666 | | | $ | 4,958,300 | |
| | | | | |
股权附属公司 (2) | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 99,290 | |
| 未来生产成本 | — | | | — | | | (55,371) | |
| 未来开发成本 | — | | | — | | | (2,309) | |
| 未来所得税 | — | | | — | | | (1,730) | |
| 未来净现金流 | — | | | — | | | 39,880 | |
估计时间的每年折扣10% | — | | | — | | | (16,702) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 23,178 | |
(1) 未来开发成本包括未来废弃和打捞成本。
(2) 股权附属公司所采用的平均基准价格为美元，66.55每桶原油和美元3.64截至2021年12月31日止年度，天然气每MMBtu。截至2022年12月31日止年度，我们的权益法投资Exaro出售其业务。
(3) 我们的未来所得税是基于我们在运营公司任何应课税收入中的可分配份额。运营公司产生的估计未来应课税收入或亏损一般按我们于运营公司单位拥有权的比例分配及转移至Crescent，于2023年、2022年及2021年12月31日， 51.0%, 28.9%和24.8%。
未来净现金流量贴现标准化计量的变化
下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度，我们的合并业务和我们在Exaro的投资的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： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 整合运营 | | | | | |
| 期初余额 | $ | 9,134,666 | | | $ | 4,958,300 | | | $ | 1,327,860 | |
| 价格和生产成本变动净额 | (2,859,297) | | | 4,156,736 | | | 3,330,299 | |
| 未来开发费用的净变化 | (141,382) | | | (132,213) | | | 117,333 | |
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产费用 | (1,354,856) | | | (2,083,147) | | | (872,521) | |
| 延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本 | 119,025 | | | 1,105,549 | | | 162,657 | |
| 储备的购买到位 | 1,338,224 | | | 1,333,452 | | | 1,236,388 | |
| 出售现有储备 | (90,157) | | | (118,253) | | | (84,095) | |
| 对先前数量估计数的修订 | (2,244,012) | | | (952,958) | | | (295,234) | |
| 先前估计产生的开发成本 | 301,839 | | | 488,934 | | | 95,879 | |
| 税项净变动 | 190,444 | | | (251,714) | | | (184,419) | |
| 折扣的增加 | 960,208 | | | 575,440 | | | 124,153 | |
| 时间和其他方面的变化 | (65,520) | | | 54,540 | | | — | |
| 期末余额 | $ | 5,289,182 | | | $ | 9,134,666 | | | $ | 4,958,300 | |
| | | | | |
| 股权附属公司 | | | | | |
| 期初余额 | $ | — | | | $ | 23,178 | | | $ | — | |
| 价格和生产成本变动净额 | — | | | — | | | — | |
| 未来开发费用的净变化 | — | | | — | | | — | |
| 生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产费用 | — | | | (2,063) | | | (1,246) | |
| 延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本 | — | | | — | | | — | |
| 储备的购买到位 | — | | | — | | | 26,154 | |
| 出售现有储备 | — | | | (22,845) | | | — | |
| 对先前数量估计数的修订 | — | | | — | | | — | |
| 先前估计产生的开发成本 | — | | | — | | | — | |
| 税项净变动 | — | | | 1,730 | | | (1,730) | |
| 折扣的增加 | — | | | — | | | — | |
| 时间和其他方面的变化 | — | | | — | | | — | |
| 期末余额 | $ | — | | | $ | — | | | $ | 23,178 | |
附表I
注册人的简明财务信息
新月能源公司
母公司资产负债表
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (in千人，除份额和单位数据外） |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
现金和现金等价物 | $ | 2,305 | | | $ | — | |
| 应收所得税 | 1,938 | | | 5,304 | |
| 应收账款-附属公司 | 7,558 | | | 3,852 | |
| 流动资产总额 | 11,801 | | | 9,156 | |
| 对子公司的投资 | 3,889,449 | | | 3,439,524 | |
| 总资产 | $ | 3,901,250 | | | $ | 3,448,680 | |
| | | |
| 负债、可赎回的非控制性权益和权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付帐款-附属公司 | $ | 7,183 | | | $ | 3,854 | |
| 应计负债 | — | | | 1,051 | |
| 流动负债总额 | 7,183 | | | 4,905 | |
| 递延税项负债 | 258,349 | | | 144,781 | |
| 总负债 | 265,532 | | | 149,686 | |
| 或有事项(附注3) | | | |
| 可赎回的非控股权益 | 1,901,208 | | | 2,436,703 | |
| 股本： | | | |
| | | |
A类普通股，$0.0001票面价值；1,000,000,000授权股份及92,680,353和49,433,154已发行及已发行股份91,608,800和48,282,163截至2023年12月31日和2022年12月31日的流通股 | 9 | | | 5 | |
B类普通股，$0.0001票面价值；500,000,000授权股份及88,048,124和118,645,323截至2023年12月31日和2022年12月31日的已发行和已发行股票 | 9 | | | 12 | |
优先股，$0.0001票面价值；500,000,000授权股份及1,000截至2023年12月31日和2022年12月31日已发行和流通的第一系列优先股 | — | | | — | |
库存股，按成本计算；1,071,553和1,150,991截至2023年12月31日和2022年12月31日， | (17,143) | | | (18,448) | |
| 额外实收资本 | 1,626,501 | | | 804,587 | |
留存收益 | 95,447 | | | 61,957 | |
| 非控制性权益 | 29,687 | | | 14,178 | |
| 总股本 | 1,734,510 | | | 862,291 | |
| 总负债、可赎回的非控股权益和权益 | $ | 3,901,250 | | | $ | 3,448,680 | |
财务报表附注是这些简明财务报表的组成部分。
附表I-续
注册人的简明财务信息
新月能源公司
母公司营业报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (以千为单位，每股除外) |
| 收入 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 费用： | | | | | |
| 一般和行政费用 | 23,829 | | | 14,313 | | | 914 | |
| 总费用 | 23,829 | | | 14,313 | | | 914 | |
| 子公司税前收益(亏损)和权益收益(亏损) | (23,829) | | | (14,313) | | | (914) | |
| 所得税优惠(费用) | (21,553) | | | (31,979) | | | 867 | |
| 子公司权益前收益(亏损)在收益(亏损)中 | (45,382) | | | (46,292) | | | (47) | |
| 子公司收入（亏损）中的权益，扣除税项 | 367,373 | | | 526,892 | | | (432,180) | |
| 净收益(亏损) | 321,991 | | | 480,600 | | | (432,227) | |
| 减：应占前身的（收入）净损失 | — | | | — | | | 339,168 | |
| 减去：可归因于非控股权益的净(收益)亏损 | (472) | | | (2,669) | | | 14,922 | |
减：可赎回非控股权益应占净（收入）亏损 | (253,909) | | | (381,257) | | | 58,761 | |
| 应占Crescent Energy净收入（损失） | $ | 67,610 | | | $ | 96,674 | | | $ | (19,376) | |
每股净收益(亏损)： | | | | | |
| A类普通股—基本股 | $ | 1.02 | | | $ | 2.20 | | | $ | (0.46) | |
| A类普通股—稀释 | $ | 1.02 | | | $ | 2.20 | | | $ | (0.46) | |
| B类普通股—基本股和稀释股 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
加权平均流通股： | | | | | |
| A类普通股—基本股 | 66,598 | | | 43,865 | | | 41,954 | |
| A类普通股—稀释 | 67,402 | | | 44,112 | | | 41,954 | |
| B类普通股—基本股和稀释股 | 104,271 | | | 124,857 | | | 127,536 | |
财务报表附注是这些简明财务报表的组成部分。
附表I-续
注册人的简明财务信息
新月能源公司
母公司现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：千) |
| 经营活动的现金流： | | | | | |
净收益(亏损) | $ | 321,991 | | | $ | 480,600 | | | $ | (432,227) | |
| 对净收益(亏损)与业务活动中使用的现金净额进行调整： | | | | | |
| 子公司权益(收入)亏损 | (367,373) | | | (526,892) | | | 432,180 | |
| 递延所得税(福利) | 21,068 | | | 30,611 | | | (935) | |
| 经营性资产和负债变动情况： | | | | | |
| 应收所得税 | 3,366 | | | (5,304) | | | — | |
| 应收账款-附属公司 | (487) | | | — | | | — | |
| 应付帐款-附属公司 | 3,329 | | | 2,940 | | | 914 | |
| 应计负债 | (1,051) | | | 983 | | | 68 | |
| 用于经营活动的现金净额 | (19,157) | | | (17,062) | | | — | |
| 投资活动提供的现金净额 | — | | | — | | | — | |
融资活动的现金流： | | | | | |
| 来自OpCo的分发 | 59,582 | | | 44,571 | | | — | |
A类普通股股息 | (34,120) | | | (27,509) | | | — | |
对OpCo的贡献 | (4,000) | | | — | | | — | |
| 融资活动提供的现金净额 | 21,462 | | | 17,062 | | | — | |
| 现金、现金等价物和限制性现金净变化 | 2,305 | | | — | | | — | |
| 期初现金、现金等价物和限制性现金 | — | | | — | | | — | |
| 现金、现金等价物和受限现金，期末 | $ | 2,305 | | | $ | — | | | $ | — | |
财务报表附注是这些简明财务报表的组成部分。
附表I-续
新月能源公司
母公司财务报表附注
注1—公司架构及列报基准
公司结构
我们的A类普通股在纽约证券交易所上市，代码为“CRGY”。我们的架构为“Up—C”，我们的绝大部分资产和业务由Crescent Energy OpCo LLC（“OpCo”）持有。Crescent为一间控股公司，其唯一重大资产为营运公司之单位（“营运公司单位”）。运营公司的资产及负债大致代表我们所有的综合资产及负债，惟管理协议项下的若干即期及递延税项以及若干负债除外，定义见“合并及综合财务报表附注—附注14–关联方交易”包括在本年度报告的其他地方。有关从运营公司转移资产的若干限制和契约在"合并及综合财务报表附注—注8–债务”““在本年度报告的其他地方。Crescent A类普通股股份，面值美元0.0001每股（“A类普通股”）对新月拥有投票权和经济权。Crescent B类普通股持有人，面值$0.0001B类普通股的股份对Crescent有投票权（但没有经济权），持有相应数量的经济、无投票权运营公司单位。运营公司单位可根据运营公司经修订及重列的有限责任公司协议（“运营公司有限责任公司协议”）所载的条款及条件赎回或交换A类普通股或（根据我们的选择）现金。此外，KKR集团（定义见 —列报依据）是Crescent非经济系列I优先股的唯一持有者，0.0001每股面值，赋予持有人任命新月董事会和某些其他批准权。
陈述的基础
关于于2021年12月7日完成的一系列交易(“合并交易”)，独立能源有限责任公司(“独立”)与OpCo合并并并入OpCo，这一共同控制交易在本文中被称为“新月重组”。根据公认会计准则的要求，独立的贡献被视为共同控制下的实体的重组，以类似于利益集合的方式，所有资产和负债以其账面价值转移给我们。由于新月重组导致报告实体发生变化，为了在合并交易前提供可比较的财务信息，我们的财务报表进行了追溯重塑，以反映我们的会计前身--独立会计公司(“前身”)的历史账目。
作为OpCo的唯一管理成员，我们负责与OpCo业务相关的所有运营、管理和行政决策。由于OpCo的单位持有人缺乏控股权的特征，OpCo被确定为可变利益实体。新月被认为是OpCo的主要受益者，因为它既有权指导OpCo，也有权从OpCo获得利益。因此，我们整合了OpCo及其子公司的财务业绩，包括新月能源金融有限责任公司。于截至2023年及2022年12月31日止年度内，我们对OpCo的持股量因“合并及综合财务报表附注”所述的2022年股权交易而增加-注1—组织和列报依据包括在本年度报告的其他部分。在2023年和2022年12月31日，我们对OpCo的所有权是51%和29分别为%和49%和71OpCo%的股份分别由我们可赎回的非控股权益持有人拥有。
这些简明母公司财务报表反映新月作为母公司对新月的活动，并已根据S-X规则第5-04和12-04条编制，因为新月及其合并子公司的受限净资产超过新月综合净资产的25%。这些资料应与本年度报告其他部分所列新月会的合并和合并财务报表一并阅读。
附注2--所得税
有关所得税的详情，请参阅“合并及合并财务报表附注-注11—所得税“包括在本年度报告的其他部分。
附注3--或有事项
有关诉讼或有事项的详情，请参阅“合并及合并财务报表附注-附注12--承付款和或有事项“在本年度报告的其他地方。
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
对控制和程序有效性的限制
我们维持《交易法》第13a—15（e）条和第15d—15（e）条所述的披露控制和程序（“披露控制”）。我们的披露控制旨在确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告（如本年度报告）中要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间内被记录、处理、汇总和报告。
我们的披露监控亦旨在确保该等资料得以累积并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官及首席财务官（如适用），以便及时就所需披露作出决定。在设计及评估我们的披露监控时，管理层认识到，任何监控及程序，无论设计及运作如何完善，均只能为达致预期监控目标提供合理保证。
信息披露控制和程序的评估
截至2023年12月31日，公司首席执行官和首席财务官已评估了公司披露控制的设计和运作的有效性。根据这些评估，这些官员得出的结论是，截至2023年12月31日，公司的披露控制和程序的设计和有效，以确保根据《交易法》提交或提交的公司报告中要求包括的信息被记录，处理，在SEC规则和表格规定的时间内汇总和报告，以及根据《交易法》提交或提交的公司报告中要求披露的信息，已累积并传达给公司管理层，包括其主要执行官和主要财务官，或履行类似职能的人员（如适用），以便及时就所需披露作出决定。
在设计和评估本公司的披露控制和程序时，管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和操作如何良好，都只能提供合理而非绝对的保证，以实现控制系统的目标。此外，任何控制系统的设计部分基于有关未来事件可能性的若干假设，以及在评估可能的控制和程序的成本效益关系时所应用的判断。由于控制系统的这些和其他固有的局限性，只有合理的保证，公司的控制将成功地实现其目标，在所有潜在的未来条件下。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年12月31日的季度，公司对财务报告的内部控制（定义见交易法第13a—15（f）条和第15d—15（f）条）没有发生任何变化，这些变化对公司对财务报告的内部控制产生重大影响或合理可能对公司的财务报告内部控制产生重大影响。
管理层对财务报告内部控制的评估
本公司管理层负责建立和维持财务报告的有效内部控制，如1934年《证券交易法》第13a—15（f）条所定义。截至2023年12月31日，管理层已评估财务报告内部监控的有效性。在作出评估时，管理层（包括首席执行官和首席财务官）采用了 内部控制--综合框架（2013）由Treadway委员会赞助组织委员会（COSO）发布。基于此评估，我们的首席执行官及首席财务官得出结论，我们对财务报告的内部监控已于2023年12月31日生效。
德勤会计师事务所（特殊合伙）（独立注册会计师事务所，审计本年报所载综合财务报表）亦已审计截至2023年12月31日的财务报告内部监控的有效性，并已就截至2023年12月31日的财务报告内部监控的有效性出具证明报告。请参阅下面的“独立注册会计师事务所报告”。
独立注册会计师事务所报告
致新月能源公司股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们已经审计了新月能源公司及其附属公司(“本公司”)截至2023年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。我们认为，截至2023年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了本公司截至2023年12月31日及截至2023年12月31日年度的综合财务报表，我们于2024年3月4日的报告对该等财务报表表达了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，该评估包括在随附的《管理层财务报告内部控制评估》中，见第二部分第9A项。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/德勤律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年3月4日
项目9B。其他信息
贸易安排
在截至2023年12月31日的三个月内，我们的董事或高级管理人员(定义见《交易法》第16a-1(F)条)通过, 已终止或修改“规则10b5—1交易安排”或非规则10b5—1交易安排（每个术语定义见规则S—K第408项）。
项目9C。披露妨碍检查的外国司法管辖权。
不适用
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
董事会及行政人员
下表载列有关董事会成员（各为“董事”）及高级职员（各为“执行官”）的资料。
| | | | | | | | |
| 名字 | 年龄 | 职位 |
| David C.洛克查利 | 51 | 董事首席执行官兼首席执行官 |
| 布兰迪·肯德尔 | 39 | 首席财务官兼董事 |
| 托德·N.福尔克 | 43 | 首席会计官 |
| | |
| 约翰·克莱顿·"克莱"·林德 | 34 | 总裁常务副总经理 |
| 博世 | 35 | 总法律顾问兼公司秘书 |
| John C.戈夫 | 68 | 董事长兼董事 |
| 克莱尔·S.法利 | 65 | 董事 |
| Robert G. Gwin | 60 | 董事 |
| 埃利斯湖“朗”麦凯恩 | 76 | 董事 |
| 凯伦·J·西蒙 | 64 | 董事 |
| 埃里希·博宾斯基 | 35 | 董事 |
| 贝文·布朗 | 47 | 董事 |
以下为各董事及执行官业务经验之履历概要。
David C.洛克查利自2021年12月起担任Crescent Energy Company首席执行官及董事会董事。Rockecharlie先生此前自2021年3月起担任独立管理成员的首席执行官，此前他自2020年6月起担任独立管理成员的经理兼总裁。Rockecharlie先生自2020年6月起还在独立董事会任职。Rockecharlie先生于2011年加入KKR，目前是KKR能源房地产业务的合伙人和负责人，以及KKR能源投资委员会主席。在加入KKR之前，Rockecharlie先生是一家私营石油和天然气公司RPM Energy，LLC的联合创始人和联合首席执行官。此前，Rockecharlie先生曾担任Jefferies & Company能源投资银行集团的联席负责人，此前曾担任埃尔帕索公司的高管，在那里他领导了各种各样的公司活动。Rockecharlie先生的职业生涯始于S.G.沃伯格和唐纳森，拉夫金和詹雷特。洛克查利先生得了A. B.普林斯顿大学以优异成绩毕业我们相信Rockecharlie先生丰富的行业经验和与KKR的长期合作关系使他非常适合担任董事。
布兰迪·肯德尔自2021年12月起担任Crescent Energy Company的首席财务官和董事。肯德尔女士此前自2021年3月起担任独立首席财务官管理成员，此前她自2020年6月起担任独立副总裁管理成员。自2020年8月以来，Kendall女士还担任独立董事会董事。Kendall女士于2013年加入KKR，负责其能源房地产团队的广泛投资组合管理活动，包括财务、规划、风险管理和企业发展。在加入KKR之前，Kendall女士曾担任Marlin Midstream的财务和规划总监，以及NFR Energy的财务助理。Kendall女士的职业生涯始于能源投资银行行业，曾在JP Morgan和Tudor，Pickering，Holt & Co.任职。经济学、管理学和运动学专业。我们相信肯德尔女士的财务专长和能源行业经验使她非常适合担任董事。
托德·N.福尔克自2021年12月起担任新月能源公司首席会计官。Falk先生此前自2021年3月起担任独立财务管理成员的首席会计官，此前他自2020年6月起担任独立财务管理成员的副总裁。Falk先生于2018年加入KKR，目前是KKR能源房地产业务的董事总经理和成员。在加入KKR之前，Falk先生于2013年10月至2018年9月担任Vitruvian Exploration的财务总监和控制人。福克先生的职业生涯始于德勤，担任高级经理，协助客户处理复杂的财务报告问题，专门从事首次公开发行（IPO），
与SEC的其他互动。Falk先生在能源行业拥有超过20年的财务和会计经验，是一名注册会计师，拥有学士学位，以优异成绩获得会计学硕士学位得克萨斯A & M大学金融学专业。
约翰·克莱顿·"克莱"·林德 自2021年3月起担任新月能源公司执行副总裁。Rynd先生于2015年加入KKR，是能源房地产团队的成员。他参与了KKR能源房地产战略中的多项石油和天然气投资，包括Crescent Energy的创建。此外，Rynd先生还参与了KKR对FlowStream商品和资源环境解决方案的投资。在加入KKR之前，Rynd先生在Tudor，Pickering，Holt & Co.的投资银行部门工作，主要负责能源行业公司的战略咨询和并购交易。在此之前，他在Tudor，Pickering，Holt & Co.的股票研究部门工作。得克萨斯A & M大学的经济学和历史学专业。
博世自2021年12月起担任Crescent Energy Company的总法律顾问兼公司秘书。石先生自2021年10月起担任独立总法律顾问。在加入Independence之前，石先生于2014年10月至2018年1月及2018年12月至2021年10月担任Vinson & Elkins L.L. P的高级合伙人。在文森和埃尔金斯律师事务所工作时，他的执业重点是资本市场交易，公司治理和并购，主要是石油和天然气行业。自2018年1月至2018年12月，石先生担任IPSCO Tubulars Inc.的高级法律顾问，石油国家管材的生产商和供应商。他获得了一个J. D。哈佛法学院的毕业生和学士学位莱斯大学政治学和政策研究
John C.戈夫该公司是一家私人投资者，总部位于德克萨斯州沃思堡，自2021年12月以来一直担任新月能源公司董事会主席。彼于二零一八年八月获选为Contango董事会成员，并于二零一九年十月获选为董事会非执行主席。戈夫先生于2009年创立了他的家族办公室Goff Capital。Goff Capital投资于各种公共和私营行业，目前专注于房地产、航空航天、石油和天然气、娱乐和健康领域的投资。Goff先生在20世纪90年代初与Richard Rainwater共同创立了Crescent Real Estate，设计了战略并策划了收购，最终于1994年5月首次公开募股（NYSE）。在他担任首席执行官的领导下，新月地产从IPO时的约5亿美元增长到2007年8月出售给摩根士丹利时的65亿美元。新月房地产公司为股东提供了15.4%的复合年回报率和超过25亿美元的现金股息在其13年的上市公司。2009年11月，戈夫先生与巴克莱资本合伙重新收购了Crescent Real Estate，并于2017年12月收购了巴克莱资本的权益，成为Crescent Real Estate及其子公司的主要拥有人。Crescent Real Estate目前管理、开发和投资能力超过100亿美元。Goff先生毕业于德克萨斯大学奥斯汀分校，是McCombs商学院名人堂成员。2014年，他被评为安永西南地区年度企业家，最近，他入选北德克萨斯州房地产公司、达拉斯商业公司和沃斯堡商业名人堂。Goff先生带来了投资和财务敏锐度，包括分析包括能源投资在内的各个行业投资的机会、风险和战略的专业知识，并提供有关公司治理事宜的指导，这使他非常适合担任董事。
克莱尔·S.法利自2021年12月起担任董事，并于2020年8月至合并交易完成前担任独立董事。Farley女士在2011年作为合伙人加入KKR后，于2011年至2021年担任KKR能源实物资产团队的高级顾问。在加入KKR之前，她是RPM Energy LLC的联合创始人兼联席首席执行官。法利此前是杰富瑞·兰德尔·杜威律师事务所的董事顾问，同时也是总裁的联席董事。在Randall&Dewey与Jefferies&Company合并之前，她是该公司的首席执行官。在此之前，她曾在德士古公司担任过各种职务，包括德士古水电公司的首席执行官、北美生产部的总裁和全球勘探和新企业的总裁。她还担任过两家初创企业的首席执行官：Intelligence Diagnostics Corporation和Trade-Ranger Inc.。Farley女士是Technip FMC和LyondellBasell Industries，N.V.的董事会成员。Farley女士拥有埃默里大学的学士学位。我们认为，法利女士的领导力、投资和能源经验使她非常适合担任董事的一员。
罗伯特·G·格温自2021年12月以来一直作为董事使用。温先生之前是阿纳达科石油公司(以下简称阿纳达科)的总裁，阿纳达科石油公司是世界上最大的独立石油和天然气勘探和生产公司之一，直到2019年8月，该公司被西方石油公司收购。此前，他曾在2009年至2018年担任阿纳达科财务和首席财务官执行副总裁总裁。格温先生目前也是TechnipFMC plc的董事公司的董事，之前是彭比纳管道公司的董事公司和Enable Midstream Partners，LP，他在那里担任过董事会主席。2013年至2018年，他还担任LyondellBasell Industries N.V.的董事会主席，并从2011年开始在那里担任董事(Sequoia Capital)。从2010年到2019年，Gwin先生还担任了Western Gas Partners，LP及其普通合作伙伴Western Gas Equity Partners的董事会主席，并从2007年开始担任这两个实体的董事。他曾在许多社区和慈善组织委员会任职
在他的整个职业生涯中，目前包括MD安德森癌症中心、杜克大学福库商学院和休斯顿学校社区。他拥有南加州大学的理学学士学位和杜克大学福库商学院的工商管理硕士学位，是特许金融分析师(CFA)。我们相信，格温的商业和行业经验使他非常适合担任董事的职务。
埃利斯湖“朗”麦凯恩自2021年12月以来一直作为董事使用。麦凯恩之前从2006年2月开始担任董事，一直到合并交易完成，当时他是康泰戈审计委员会的主席。从2014年的董事年会到2016年的年会，麦凯恩一直担任康探戈的首席执行官。麦凯恩在2009年7月至2010年8月期间担任Ellora Energy，Inc.执行副总裁总裁兼首席财务官，2010年8月Ellora被并入埃克森美孚的一家子公司。在加入Ellora之前，麦凯恩先生从2001年起担任上市勘探和生产公司Westport Resources Corporation(“Westport”)的副财务主管兼首席财务官总裁，直至Westport被出售给Kerr McGee Corporation并于2004年从Westport退休。从1992年到2001年加入Westport之前，麦凯恩在专注于石油和天然气行业的投资银行Petrie Parkman&Co.担任高级副总裁兼首席执行官。从1978年到加入Petrie Parkman&Co.，麦凯恩在Presidio Oil Company、Petro-Lewis Corporation和Ceres Capital担任高级财务管理职务。1982年至2005年，他是丹佛大学金融学的兼职教授。除了新月能源公司的董事会外，麦凯恩先生目前还在Cheniere Energy Partners，GP，LLC的董事会任职，Cheniere Energy Partners，L.P.是一家上市合伙企业Cheniere Energy Partners，L.P.的普通合伙人。此前，他曾于2006年至2022年11月在大陆资源公司的董事会任职。麦凯恩获得了丹佛大学的工商管理学士学位和金融专业的MBA学位。麦凯恩先生在Ellora和Westport担任首席财务官的背景，以及他作为专门从事石油和天然气行业的投资银行家的经历，为公司带来了广泛的商业、财务和管理专业知识。麦凯恩还从他在其他几家能源公司担任董事的职位上带来了相当多的经验。我们相信，麦凯恩先生在商业、金融、管理和董事方面的广泛专业知识使他有资格担任我们的董事会成员和我们的审计委员会主席。
凯伦·J·西蒙自2021年12月以来一直作为董事使用。通过完成合并交易，西蒙女士从2021年4月起担任董事康戈公司的一员。在2019年12月退休之前，西蒙女士曾在摩根大通担任投资银行业务副主席。在她36年的银行业生涯中，她担任过许多领导职位，包括全球金融保荐人业务联席主管，为私募股权基金提供并购和融资投资银行服务；伦敦的欧洲、中东和非洲债务资本市场联席主管以及欧洲、中东和非洲石油和天然气业务主管；以及最近，她创建了摩根大通的董事顾问新客户小组，专注于为上市公司董事提供建议。西蒙女士目前是两家欧洲上市公司的董事董事长；其中一家她自2018年3月起担任伦敦的Energean plc(伦敦股票代码：ENOG)，以及Aker ASA(奥斯陆股票代码：AKER)的董事长，自2013年4月起担任。在Energean，西蒙女士是薪酬委员会成员，并担任提名与治理委员会主席。此外，西蒙女士自2022年以来一直担任独立点顾问公司的高级顾问，这是美国第一家由女性拥有的投资银行。Simon女士于1983年获得商学双学位：达拉斯南卫理公会大学工商管理硕士和亚利桑那州美国国际管理研究生院(雷鸟)国际管理硕士学位。早些时候，她从科罗拉多大学毕业，以优异的成绩获得了经济学学士学位。我们相信，西蒙女士的商业和投资经验使她非常适合担任董事的一员。
埃里希·博宾斯基自2021年12月以来一直作为董事使用。博宾斯基曾在2020年8月至合并交易完成前担任董事的独立董事。博宾斯基是自由互惠投资公司(Liberty Mutual Investments)的董事研究员，自2019年4月以来一直担任该职位。博宾斯基于2010年加入LMI。博宾斯基先生拥有本特利大学的企业财务和会计学士学位。博宾斯基先生还拥有特许金融分析师(CFA)资格，是波士顿证券分析师协会的成员。我们认为，博宾斯基先生的投资经验以及与LMI的关系使他非常适合担任董事的一员。
贝文·布朗自2021年12月以来一直作为董事使用。从2020年8月到合并交易完成，布朗女士一直担任董事的独立董事。布朗女士是伦敦金属投资管理公司全球伙伴关系和创新投资组合战略与管理的董事董事总经理，自2020年2月以来一直担任该职位，在此之前，她从2013年开始担任伦敦金属投资管理公司的董事。在加入LMI之前，布朗女士是一家私募股权公司的董事(Sequoia Capital)和普华永道的经理。布朗女士拥有斯通希尔学院的学士学位。我们认为，布朗女士的投资经验和与LMI的关系使她非常适合担任董事的一员。
本公司董事会的组成
本公司董事会成员由优先股股东及其任何继任者(如适用)指定。我们目前的董事会由九名董事组成。根据合并交易，我们的两名现任董事由ConTango指定，包括Goff先生担任董事长和McCain先生，七名董事由ConTango指定
优先股东，包括Rockecharlie、Bobinsky和Gwin和Msses。Kendall，Brown，Simon和Farley，受指定的权利协议和投票协议的约束，如下所述。
董事会已经决定每一位MSE。根据纽约证券交易所的相关标准，布朗、法利和西蒙以及博宾斯基、戈夫、戈恩和麦凯恩是“独立的”。由于优先股东是我们非经济系列第一优先股的唯一所有者，因此拥有任命我们董事会的独家权利，根据萨班斯-奥克斯利法案和纽约证券交易所规则，我们是一家“受控公司”；因此，我们的薪酬委员会和提名与治理委员会不需要完全由独立董事组成。见第1A项。风险因素--“与我们的治理结构有关的风险”我们是纽约证券交易所规则所指的“受控公司”，因此，我们有资格并依赖于某些公司治理要求的豁免。”
有关每次执行会议选出一位董事主席的程序，以及任何相关方可以通过该程序与非管理董事或独立董事进行集体沟通的程序，请访问www.crescentenergyco.com查阅公司的公司治理指南。
特定权利协议和投票协议
截至2021年6月7日，由特拉华州一家有限责任公司PT独立和独立能源聚合器GP LLC(“聚合器GP”)签署的指定权利协议(“指定权利协议”)授予PT独立公司指定两名董事进入我们董事会的权利(其中一人必须是独立董事公司)，只要Liberty Mutual Insurance Co.实益拥有相当于其最初持有的B类普通股至少33.33%的普通股。只要PT独立拥有至少一股普通股，PT独立就有权指定一名董事进入我们的董事会。目前，PT独立公司指定的董事会成员是博宾斯基先生和布朗女士。
根据独立董事John C.Goff与其他签署方之间于2021年6月7日订立的表决协议(“表决协议”)，戈夫先生获授权就完成合并交易而获委任为本公司董事会成员。只有在获得独立董事多数票的情况下，戈夫先生才能被免职。
除交易协议、投票协议及特定权利协议有关委任董事的条文外，任何董事与任何其他人士之间概无订立任何安排或谅解，董事获选为董事。除本文另有披露者外，除Rockecharlie先生和Kendall女士作为KKR雇员在管理协议中的间接权益外，概无董事参与根据S—K条例第404（a）项要求报告的任何关联方交易。
审计委员会
根据《交易法》第3（a）（58）（A）条的规定，我们设有独立指定的董事会审计委员会（“审计委员会”）。我们的审计委员会有三名成员：麦凯恩先生、博宾斯基先生和西蒙女士。麦凯恩先生目前担任审计委员会主席。我们的董事会已决定，McCain先生、Bobinsky先生和Simon女士各自构成《证券法》第11条所定义的“审计委员会财务专家”。同样，根据纽约证券交易所和证券交易委员会的相关标准，我们审计委员会的每个成员都是“独立的”。
薪酬委员会联锁与内部人参与
截至2023年12月31日止年度，董事会薪酬委员会成员为董事长。布朗法利和肯德尔Kendall女士于二零二三财政年度为本公司高级职员。在2023财政年度的任何时候，在薪酬委员会任职的成员均没有任何需要在"第三部分"中披露的关系，项目13.某些关系和关联交易以及董事独立性"，但Kendall女士作为KKR雇员在管理协议中的间接利益除外。看到 "第三部分，项目13.若干关系及相关交易，以及与合并交易有关的董事独立协议—管理协议。本公司概无执行官担任董事会或薪酬委员会成员的其他实体的薪酬委员会成员。概无本公司执行人员担任另一实体的董事会成员，而该实体的执行人员担任薪酬委员会成员。
商业行为和道德准则
我们的董事会已采纳适用于我们所有董事、高级职员及雇员（包括我们的主要行政人员、主要财务及主要会计人员或履行类似职能的人士）的商业行为及道德守则（“道德守则”）。我们的道德准则可在我们的网站www.crescentenergyco.com上免费查阅。 本公司拟于修订或豁免本公司道德守则条文后四个营业日内，将有关资料张贴在上述指定的网址，以符合表格8—K第5.05项下有关修订或豁免本公司道德守则条文的披露规定。
项目11.高管薪酬
薪酬问题的探讨与分析
本薪酬讨论和分析审查了根据适用的SEC规则确定的被视为“指定执行官”或“NEO”的个人的薪酬政策和计划。
本薪酬讨论及分析所载的叙述性讨论旨在提供与本委托书“行政人员薪酬”一节所载薪酬相关表格所列数据有关的额外资料，并主要描述2023年1月1日至2023年12月31日期间实施的薪酬计划。
执行摘要
获任命的行政人员
以下人士被视为截至二零二三年十二月三十一日止年度的指定执行人员：
•David C. Rockecharlie，首席执行官兼董事；
•Brandi Kendall，首席财务官兼董事；
•托德·N. Falk，首席会计官；
•John Clayton "Clay"Rynd，执行副总裁；
•石波先生，总法律顾问兼公司秘书。
自合并交易完成以来，我们一直由管理人根据管理协议的条款进行外部管理。于二零二三财政年度，除石先生外，我们的所有行政人员（包括上文被视为我们指定行政人员的五名人士中的四名）均由管理人聘用（由管理人聘用的该等指定行政人员称为“行政经理”）。由于我们的管理协议规定管理人负责管理我们的日常事务，行政经理目前并无就担任我们的行政人员而从我们或我们的任何附属公司收取任何现金或股权报酬。此外，管理协议并不要求行政经理投入特定时间履行管理人根据管理协议对我们的责任，亦不要求向行政经理分配指定金额或百分比的费用予行政经理。我们的管理人不会专门就该等服务向其雇员提供投资管理及其他服务，因为该等人士亦向我们的管理人的联属公司赞助、管理或建议的其他投资工具提供投资管理及其他服务。因此，管理人告知我们，其无法识别管理人授予管理人行政人员的补偿中仅与彼等向我们提供的服务有关的部分。因此，吾等无法就任何行政经理（包括首席执行官）提供完整的薪酬资料，原因为行政经理的薪酬总额反映该等人士提供服务的所有投资工具（包括但不限于吾等）的表现。
施先生是我们于二零二三财政年度聘用的唯一指定执行官，亦是我们于二零二三财政年度作出薪酬决定的唯一指定执行官。因此，除非另有说明，以下有关向我们指定的行政人员支付补偿的披露仅与向石先生支付的补偿有关。如下文"项目13.“我们的某些合并子公司已与KKR Funds拥有的实体签订了管理服务协议。根据管理服务协议，我们的若干雇员（包括施先生）向该等实体提供服务，而本公司就向该等实体提供服务而向我们的雇员支付的补偿获偿付。然而，本文所载与石先生赔偿有关的披露反映了公司向石先生支付的100%赔偿，并且没有减少公司由KKR Funds拥有的实体偿还的金额（如有）。
薪酬目标
我们的薪酬计划旨在吸引、激励和留住像石先生这样致力于实现高绩效并取得成功的公司业绩的人才。我们的薪酬计划不仅旨在使高管的激励与股东的利益相一致，还旨在促进关键企业绩效指标的实现。
薪酬做法摘要
我们透过定期检讨最佳常规，致力维持明智的管治标准及薪酬常规。我们在制定2023年薪酬计划时纳入了许多最佳实践，包括以下内容：
我们所做的
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| R | 使我们的高管薪酬与公司业绩保持一致 |
| R | 通过股票薪酬的奖励，使高管与股东的利益一致 |
| R | 聘请独立薪酬顾问Meridian Compensation Partners（“Meridian”）评估我们的做法 |
| R | 要求所有年度股权奖励在任何初始归属之前至少有一年 |
| R | 维持以下政策： •禁止所有员工卖空我们的证券，就我们的证券进行任何衍生交易，或以其他方式对冲我们的证券的风险和回报， •禁止第16条管理人员和董事质押我们的证券 •在某些情况下，以奖励为基础的补偿 |
| R | 每年审查薪酬委员会独立薪酬顾问的独立性 |
| R | 提供有限津贴 |
我们不做的事
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| Q | 每年自动加薪或根据同级组薪酬水平或指标对薪酬进行同步更改 |
| Q | 支付有保证的或多年的现金奖金 |
| Q | 提供丰厚的额外福利 |
| Q | 提供税务汇总 |
| Q | 控制权变更时提供单触发付款 |
为帮助留住和激励管理人员，我们的薪酬委员会旨在通过现金和长期股权激励的组合，提供具有竞争力的薪酬方案。薪酬委员会并无任何正式政策将薪酬总额分配至各组成部分。相反，薪酬委员会在与Meridian协商后，利用其判断，为这些指定的行政人员建立适当的短期和长期薪酬平衡。结余可能会根据企业策略、财务表现及非财务目标等因素而逐年变动。
2023年薪酬的确定过程
吾等并无厘定管理人应付予行政经理之现金或其他补偿。我们的经理及其附属公司决定经理行政人员从我们的经理及其附属公司赚取的薪金、花红及其他工资。我们的经理及其关联公司亦会决定是否及在何种程度上向经理行政人员提供参与雇员福利计划的机会。厘定于二零二三年支付予石先生及非雇员董事之补偿之程序载述如下。
补偿委员会的角色
薪酬委员会监督我们的高管薪酬和员工福利计划，并因此审查和批准所有与石先生有关的薪酬决定。薪酬委员会亦批准其报告纳入本年报，并已与管理层审阅及讨论此薪酬讨论及分析。
薪酬委员会审阅及批准或建议董事会批准石先生及非雇员董事的薪酬，管理我们的激励薪酬及福利计划，甄选及聘用独立薪酬顾问，并评估我们的薪酬政策及计划是否有可能鼓励过度冒险。赔偿委员会可将其认为适当的任何特定事项的责任和权力授予其可能组成的任何小组委员会。薪酬委员会还可以将奖励金的批准和其他有关薪酬计划管理的职责授权给一个仅由薪酬委员会成员组成的小组委员会，或为《交易法》第16b—3条之目的的“非雇员董事”的董事会成员。
独立薪酬顾问的角色
于二零二三财政年度，薪酬委员会继续委聘Meridian为其独立薪酬顾问，协助委员会履行其与执行官及董事薪酬计划有关的职责。子午线的一名代表应要求出席赔偿委员会会议。Meridian不向管理层或薪酬委员会提供与薪酬委员会职责无关的服务，薪酬委员会就石先生及非雇员董事的薪酬作出所有决定。Meridian直接向薪酬委员会报告，Meridian为我们进行的所有工作均代表薪酬委员会。
首席执行官和高级管理层的作用
我们指定的执行官定期与薪酬委员会及其主席互动，建议和讨论我们的薪酬结构和计划。我们的首席执行官就施先生及本公司其他雇员的年度现金及股权激励奖励提出建议。
市场数据的使用和同行群体分析
Meridian不时向薪酬委员会提供市场和同行群体数据，以进行比较，例如比较股权和薪酬组合做法。Meridian向薪酬委员会提供薪酬总额基准的一般调查，由薪酬委员会在其薪酬决定中审查。
补偿计划的风险评估
每年，委员会都会评估公司与高管薪酬计划相关的风险状况，并确认其薪酬计划和政策不会产生或鼓励合理可能对公司产生重大不利影响的过度风险。因此，我们相信我们的薪酬计划不会鼓励过度或不必要的风险承担。这主要是由于我们的薪酬计划及与管理人的薪酬安排旨在鼓励我们的指定行政人员及雇员专注于短期及长期策略目标，从而创造所有权文化，并帮助我们的雇员及股东的利益保持一致。因此，我们的薪酬计划在短期和长期激励薪酬之间取得平衡。短期奖励薪酬每年以现金支付予施先生，惟须视乎薪酬委员会每年酌情厘定的数量及质量因素是否令人满意。于二零二二年，施先生获授年度奖励总金额的28%为长期股权奖励形式，于三年内以等额每年分期支付。
2023年薪酬决定
基本工资
基本工资用于为我们的员工，包括施先生，提供固定的现金补偿，以履行他们对公司的持续责任。2022年，施正荣的基本工资是30万美元。从2023年1月1日起，薪酬委员会根据对Merdian提供的竞争市场的分析，以及施先生的贡献、业绩和经验，批准将史先生的基本工资提高到40万美元。
虽然我们不向经理高管支付任何现金薪酬，但我们向经理支付管理薪酬。管理层薪酬是对我们经理为公司提供的服务的补偿，包括让经理高管担任我们的高管。经理薪酬在标题“项目1和2.业务和物业--管理协议”下有更详细的说明。
年度现金激励奖
年度现金奖励用于激励和奖励我们的员工，包括施先生。我们不维持正式的年度现金奖励计划，因为此类奖励是在酌情基础上确定的，通常基于个人业绩以及公司的财务健康和业绩。施正荣2023年年度现金激励薪酬的目标金额定为施正荣基本工资的115%。薪酬委员会审查了Meridian的意见和上述考虑因素，并未对史先生2024年的年度现金激励薪酬目标进行任何调整。
基于股权的薪酬
我们采取了两项股权激励计划，根据这两项计划，我们可以向我们的服务提供商提供基于股权的补偿。我们的薪酬委员会相信，这些计划下的奖励将促进管理层的利益与我们股东的利益保持一致，并促进为我们的股东创造价值。经理激励计划管理授予我们经理的激励薪酬，而股权激励计划管理对非经理雇员的我们的服务提供商的奖励，包括施先生。
于2022年至2023年期间，我们根据股权激励计划向我们的某些员工(包括施先生)和我们的非员工董事颁发了受限股票单位奖励，但须遵守基于时间的归属。于2023年4月3日，施先生获授予9,285股RSU，其数目为将施先生的目标股权奖励价值(即130,000美元)除以14.00元，即本公司A类普通股于2022年12月7日前20个交易日的成交量加权平均收市价(与经理激励计划下的测算期相符)。施先生于2023年授予的RSU将于2023年4月1日的首三个周年纪念日按大致相等的分期付款方式授予，但须受其在该归属日期期间持续受雇于本公司的规限。史先生关于其RSU奖励的实际变现价值将取决于A类普通股在相关结算日期的价值。
由于所有经理高管都是我们经理的雇员，没有经理高管有资格获得股权激励计划下的奖励，因此在2022或2023财年没有经理高管从我们那里获得基于股权的薪酬奖励。虽然我们不向经理高管支付任何基于股权的薪酬，但我们向经理支付激励性薪酬。激励性薪酬旨在进一步使我们经理和经理管理人员的利益与公司及其股东的利益保持一致，并减轻过度承担风险的可能性。激励性薪酬在“项目1和2.业务和物业--管理协议”和“项目12.某些实益所有者和管理层的担保所有权及相关股东事项--股权薪酬计划信息”标题下有更详细的描述。
雇佣协议与控制权福利的分离和变更
我们还没有与我们指定的任何高管签订雇佣协议。此外，我们没有任何安排，使我们有义务在经理高管终止对我们的服务时或在我们的控制权发生变化时向他们支付款项。然而，管理2022年和2023年授予施正荣的RSU奖励的授予协议规定，如果施正荣在控制权变更后的12个月内经历符合资格的终止，则加速归属的“双触发”。史先生无权获得在控制权变更之前或之后12个月以上发生的与终止雇佣有关的任何付款或福利。与施正荣的协议在标题“终止或控制权变更时的潜在付款”中有更详细的描述。
其他好处
员工福利
我们为包括施正荣在内的员工提供一系列全面的福利。提供这些福利是为了吸引和留住合格的员工。根据任何适用计划、政策或计划的条款，史先生有权获得员工福利，包括任何和所有假期、递延补偿、退休、健康和福利保险可不时向一般受薪员工提供，以及薪酬委员会不时为我们的管理层员工制定的其他福利。
退休福利
我们目前维持一项退休计划，旨在根据守则第401(K)条提供福利，允许雇员(包括史先生)将其基本工资的一部分存入符合税务条件的退休账户。在2022和2023财政年度，参与雇员的等额供款相当于雇员递延供款的100%，最高可达雇员补偿的5%，但须受守则施加的适用非歧视限制所规限。代表施正荣先生为2023财政年度所作的缴款在《赔偿表摘要》的脚注中披露。
其他薪酬政策和做法
反套期保值和质押政策
本公司所有董事、高级管理人员和其他员工不得卖空本公司的任何证券，也不得从事涉及本公司衍生证券的交易。这项禁止包括但不限于基于公司的期权合约的交易、跨境或套期交易、对冲(一般购买任何金融工具或从事任何对冲或抵消、或旨在对冲或抵消公司证券市值下降的交易)、可转换债务交易和认沽或看涨期权。此外，根据本公司的内幕交易政策，董事、高级管理人员和员工不得在保证金账户中持有本公司的证券或将本公司的证券质押作为贷款的抵押品。禁止在套期保值交易中质押公司证券。
持股准则
为了进一步使我们董事的利益与公司其他股东的利益保持一致，我们的提名委员会在2022年为我们的非雇员董事制定了股权和保留指导方针，并在2023年继续适用。这些指导方针在下面的“-董事薪酬”标题下进行了详细说明。
退还政策
2023年10月31日，我们的董事会通过了一项符合美国证券交易委员会于2022年11月通过的最终规则和纽约证券交易所采用的适用上市标准的追回政策。追回政策要求我们在会计重述的情况下，收回错误地授予我们现任和前任高管的某些基于激励的薪酬。
关于薪酬投票的发言权
根据《多德-弗兰克法案》和《交易法》第14a-21条的要求，由于我们尚未向股东征集与董事选举相关的委托书，因此我们尚未就我们任命的高管的薪酬问题持有不具约束力的咨询报告。我们将在我们被要求这样做的第一次会议上进行这样的投票。我们重视股东的意见，并致力于卓越的公司治理，作为这一承诺的一部分，我们的薪酬委员会和董事会打算在决定我们向指定高管支付的薪酬时考虑未来股东咨询投票的结果。
2023年薪酬委员会报告
我们的薪酬委员会提供了以下报告。本“薪酬委员会报告”中包含的信息不应被视为“征集材料”或“存档”给美国证券交易委员会，也不会通过引用将此类信息纳入根据1933年证券法(修订本)或交易法提交的任何未来文件，除非我们特别通过引用将其纳入此类文件中。
薪酬委员会已经审查和讨论了S-K条例第402(B)项要求的薪酬讨论和分析，该条款是根据《交易法》与管理层进行的。基于这样的审查和讨论，补偿
委员会建议我们的董事会将薪酬讨论和分析纳入本年度报告。
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| 董事会薪酬委员会 |
| 克莱尔·法利 |
| 贝文·布朗 |
| 布兰迪·肯德尔 |
2023年高管薪酬表
薪酬汇总表
下表列出了我们为本财年所提供的服务向我们指定的高管支付的薪酬。
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| 名称和主要职位 | | 年 | | 薪金
($) | | 奖金
($) | | 股票大奖 ($) (1) | | 所有其他补偿 ($) (2) | | 总计
($) |
| 博世 | | 2023 | | 400,000 | | 460,000 | | 105,013 | | 18,920 | | 983,933 |
| 总法律顾问兼公司秘书 | | 2022 | | 300,000 | | 345,000 | | 134,485 | | 14,182 | | 793,667 |
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| David C.洛克查利 | | 2023 | | — | | — | | — | | — | | — |
| 首席执行官 | | 2022 | | — | | — | | — | | — | | — |
| | 2021 | | — | | — | | — | | — | | — |
| 布兰迪·肯德尔 | | 2023 | | — | | — | | — | | — | | — |
| 首席财务官 | | 2022 | | — | | — | | — | | — | | — |
| | 2021 | | — | | — | | — | | — | | — |
| 托德·N.福尔克 | | 2023 | | — | | — | | — | | — | | — |
| 首席会计官 | | 2022 | | — | | — | | — | | — | | — |
| | 2021 | | — | | — | | — | | — | | — |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
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| 约翰·克莱顿·"克莱"·林德 | | 2023 | | — | | — | | — | | — | | — |
| 总裁常务副总经理 | | 2022 | | — | | — | | — | | — | | — |
| | 2021 | | — | | — | | — | | — | | — |
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(1)本栏中报告的金额代表根据财务会计准则委员会会计准则编纂主题718厘定的授出日期总公允价值，于二零二三年及二零二二年根据我们的股权激励计划授予石先生的受限制股份单位。计算该奖励之授出日期公平值总额所用之假设载于“合并及合并财务报表附注—附注13—以股权为基础之补偿奖励”的“第二部分，项目8.财务报表及补充资料”。诚如薪酬讨论及分析所述，本栏所报告的金额并不反映石先生就其二零二二年及二零二三年受限制股份单位奖励将变现的实际价值。我们并无向任何行政经理授出股权或股权奖励。
(2)本栏中报告的石先生的金额反映了截至2023年12月31日的财政年度公司支付的人寿保险费和401（k）匹配缴款，金额分别为90美元和18，830美元。
2023财政年度基于计划的奖励的授予
下表载列截至2023年12月31日止财政年度根据股权激励计划授予指定行政人员的受限制股份单位的资料。
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| 名字 | | 授予日期 | | 批准日期 | | 所有其他股票奖励：股票或单位的股份数量 (#) (1) | | 授予日期股票和期权奖励的公允价值 ($) (2) |
| 博世 | | 04/01/2023 | | 3/3/2023 | | 9,285 | | 105,013 |
| David C.洛克查利 | | — | | — | | — | | — |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 授予日期 | | 批准日期 | | 所有其他股票奖励：股票或单位的股份数量 (#) (1) | | 授予日期股票和期权奖励的公允价值 ($) (2) |
| 布兰迪·肯德尔 | | — | | — | | — | | — |
| 托德·N.福尔克 | | — | | — | | — | | — |
| | | | | | | | |
| 约翰·克莱顿·"克莱"·林德 | | — | | — | | — | | — |
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(1)本栏所列金额为2023财年根据股权激励计划授予史先生的RSU数量。这些RSU将在2023年4月1日的前三个周年纪念日分成基本相等的分期付款。有关更多信息，请参阅上面标题为“薪酬讨论和分析--基于股权的薪酬”一节。
(2)本栏所列金额为根据财务会计准则第718条厘定的于2023年授予施先生的合计授予日公允价值。本年度报告第II部分第8项“财务报表及补充数据”中的“合并及综合财务报表附注--附注13--以权益为基础的薪酬奖励”中介绍了用于计算此类奖励的总授予日期公允价值的假设。
薪酬汇总表和基于计划的奖励表说明
雇佣协议
我们并无与任何指定的行政人员订立雇佣协议。有关我们与指定行政人员订立的协议的更多资料，载于上文“—薪酬讨论及分析—雇佣协议以及离职及控制权变更福利”标题下的薪酬讨论及分析。
工资和奖金占总薪酬的比例
下表反映石先生二零二三年薪酬及奖金总额与二零二三年支付给石先生的总薪酬比例。本表所列的石先生数额是根据上文赔偿总表"工资"和"奖金"栏所列的数额计算的。有关石先生薪酬及奖金安排的更多信息，见上文“—薪酬讨论及分析—2023年薪酬决策—基本工资”及“—薪酬讨论及分析—2023年薪酬决策—年度现金奖励”标题下的薪酬讨论及分析。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 年 | | 工资和奖金
($) | | 工资和奖金占薪酬总额的百分比 |
| 博世 | | 2023 | | 860,000 | | 87% |
吾等并无向管理人支付任何现金或其他补偿，详情见上文薪酬讨论及分析。
股权激励计划奖
于二零二二年及二零二三年，我们根据股权激励计划向石先生授出基于时间的受限制股份单位奖励。施先生将无权就受限制股份单位收取任何股息或其他分派，除非及直至根据相应受限制股份单位奖励的条款及条件而归属（如有）的受限制股份单位的A类普通股股份已交付。适用于施先生二零二二年及二零二三年受限制股份单位奖励的条款及条件（包括归属）已于上文“—补偿讨论及分析—以权益为基础的补偿”标题下的补偿讨论及分析中作进一步说明。截至2023年12月31日，与石先生2022年和2023年RSU奖励有关的潜在加速和没收事件在下文“—终止或控制权变更后的潜在付款”标题下进行了更详细的描述。
2023财年年底的未偿还股权奖励
下表反映了截至2023年12月31日由我们的指定行政人员持有的尚未行使股权奖励的资料，包括根据股权激励计划授予石先生的受限制股份单位。
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| 名字 | | 股票大奖 | |
| 未归属的股份或股额单位数 (#) (1) | | 未归属的股份或股额单位的市值 ($) (2) | |
| | |
| 博世 | | 14,155 | | $186,988 | |
| David C.洛克查利 | | — | | — | |
| 布兰迪·肯德尔 | | — | | — | |
| 托德·福尔克 | | — | | — | |
| 约翰·克莱顿·"克莱"·林德 | | — | | — | |
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(1) 授予石先生的每项受限制股份单位奖励代表在归属时接收一股我们A类普通股的或有权利。二零二二年受限制股份单位奖励归属于于二零二三年四月一日授出的受限制股份单位的三分之一，并将归属于二零二四年及二零二五年四月一日授出的额外三分之一。2023年受限制股份单位奖励将于2024年、2025年及2026年4月1日以大致相等的三分之一分期归属。
(2)本栏中包含的金额代表授予石先生的RSU奖励所对应的A类普通股的市值，根据2023年12月29日（2023年最后一个交易日）的收盘价计算，每股13.21美元。
2023财年的期权行使和股票归属
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 股票大奖 | |
| 归属时获得的股份数量 (#) (1) | | 归属实现的价值 ($) (1) | |
| | |
| 博世 | | 2,435 | | $27,540 | |
| David C.洛克查利 | | — | | — | |
| 布兰迪·肯德尔 | | — | | — | |
| 托德·福尔克 | | — | | — | |
| 约翰·克莱顿·"克莱"·林德 | | — | | — | |
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(1) 反映受限制股份单位于2023年4月1日归属受限制股份单位而收取的股份，受施先生2022年受限制股份单位奖励。归属时实现的价值反映了我们A类普通股在2023年3月31日（归属日前最后一个交易日）的收盘价，即11.31美元，乘以石先生收到的我们A类普通股的股份数量。
退休金福利和不合格递延补偿
我们并无维持且现时亦无维持界定福利退休金计划或不符合资格递延补偿计划，为雇员（包括指定行政人员）提供退休福利。
终止或控制权变更时的潜在付款
管制安排的终止及更改
由于管理人行政人员为管理人或其联属公司的雇员，我们并无任何责任于终止雇佣或控制权变动时向管理人行政人员支付任何款项。然而，吾等有责任就管理协议的若干终止向管理人支付若干款项。上文在"项目1和2"标题下说明了这类付款。商业和物业管理协议”。
管理石先生2022年和2023年受限制股份单位奖励的奖励协议规定，当石先生被公司无故终止雇用或石先生有“充分理由”辞职，在每种情况下，发生在公司“控制权变更”后的12个月内，任何截至终止日期仍未归属的受限制股份单位将立即悉数归属，惟石先生自授出该奖励日期至终止日期期间一直持续受雇于我们。当石先生因任何其他原因终止其雇佣关系时，其于适用终止日期持有的任何未归属受限制股份单位将被无偿没收。石先生无权获得与本公司控制权变更前或变更后超过12个月终止雇佣有关的任何付款或福利。
就石先生的授标协议而言，下文所列条款一般定义如下：
•"原因"是指下列一项或多项：（i）在履行对本公司或其关联公司的职责时存在重大过失或故意不当行为；（ii）严重违反与本公司或其关联公司的任何书面协议的任何重大规定；或严重违反适用的公司政策或行为准则；（iii）故意行为对本公司或其关联公司造成重大损害；或（iv）就涉及欺诈、不诚实或道德败坏的重罪（或在外国司法管辖区具有类似影响的罪行）而被定罪、抗辩无抗辩、或获得押后裁决或裁定缓刑；
•“良好理由”指基本工资的重大减少，但只有在以下情况下才存在良好理由：此类减少未经同意而发生，在发生后的45天内向公司发出书面通知，此类减少在收到通知后的30天内仍未得到纠正，以及终止日期在公司收到通知后的90天内发生；以及
•"控制权的变更"是指下列情况之一：（i）收购公司当时发行在外的A类普通股或总投票权的50%以上；（ii）董事会的大多数成员在任何两年期间由非现任董事的个人取代；（iii）涉及公司的出售、合并或类似交易或一系列相关交易；由于该交易之前公司证券的所有者不再持有该存续实体超过50%的有表决权证券，任何一个人拥有超过50%的有权投票选举董事的证券，或在该交易之前现任董事不再代表该存续实体或其母公司董事会的至少多数，或（iv）在一项交易或一系列相关交易中出售本公司全部或绝大部分资产。
福利的量化
下表提供有关在上述情况下将向每位指定执行干事提供的估计付款和福利的资料。除另有说明外，付款及福利乃假设合资格终止雇佣及控制权变动于二零二三年十二月三十一日发生。如果触发事件发生在任何其他日期或以任何其他价格发生，或如果其他情况影响用于估计该等潜在付款和利益的假设，则无法保证该触发事件将产生与下文估计相同或类似的结果。由于影响任何潜在付款或福利的性质和数额的因素众多，在这种情况下支付的任何实际付款和福利可能与下表所列者不同。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 利益及款项 | | 控制权变更后12个月内无故终止或有充分理由终止
($) | | 控制权的变化 ($) (1) | | 所有其他终止 ($) (1) |
| 博世 | | | | | | |
| 现金流 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加速股权奖 | | 186,988 (2) | | — | | — |
| 总计 | | $ | 186,988 | | | $ | — | | | $ | — | |
| David C.洛克查利 | | | | | | |
| 现金流 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加速股权奖 | | — | | — | | — |
| 总计 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 布兰迪·肯德尔 | | | | | | |
| 现金流 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加速股权奖 | | — | | — | | — |
| 总计 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 托德·N.福尔克 | | | | | | |
| 现金流 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加速股权奖 | | — | | — | | — |
| 总计 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 约翰·克莱顿·"克莱"·林德 | | | | | | |
| 现金流 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
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(1)倘本公司之控制权发生变动或终止雇佣关系，概无管理层行政人员合资格收取任何款项或福利。此外，石先生在以下任何情况下不符合资格收取任何付款或福利：发生控制权变更，但没有符合条件的终止雇佣，公司在控制权变更后的12个月期间内有或无原因地终止雇佣，在控制权变更后的12个月期间以外，由于指定的行政人员有或无充分理由辞职而终止雇用，或因指定行政人员死亡或残疾而终止。
(2)该金额的计算方法是：（a）在2023年12月31日发生的符合条件的终止石先生的雇佣关系时加速的A类普通股股票数量，假设终止发生在控制权变更后的12个月期间，乘以（b）13.21美元，我们A类普通股在2023年12月29日，即2023年最后一个交易日的收盘价。
CEO薪酬比率
《多德—弗兰克法案》第953（b）条和S—K条例第402（u）条要求我们提供有关David C.我们的首席执行官Rockecharlie先生的年度总薪酬中位数。然而，如上文「薪酬讨论及分析」一节所披露，Rockecharlie先生并无从吾等直接收取任何现金或其他薪酬，而吾等的管理人亦无仅就Rockecharlie先生作为吾等首席执行官的服务分配任何现金或其他薪酬，吾等亦无就支付予Rockecharlie先生的任何薪酬向经理或其任何联属公司偿还。因此，我们无法提供雇员年度总薪酬中位数与Rockecharlie先生年度总薪酬的比率。
董事薪酬
2023年补偿
下表载列有关我们于截至二零二三年十二月三十一日止财政年度支付予董事的薪酬的资料。
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| 名字 | | 以现金支付或赚取的费用
($) | | 股票大奖 ($)(2)(3) | | 所有其他补偿
($) | | 总计
($) |
| John C.戈夫 | | 80,000 | | 230,238 | | — | | 310,238 |
| 克莱尔·S.法利 | | 99,500 | | 129,251 | | — | | 228,751 |
| Robert G. Gwin | | 80,000 | | 129,251 | | — | | 209,251 |
| 埃利斯湖“朗”麦凯恩 | | 100,000 | | 129,251 | | — | | 229,251 |
| 凯伦·J·西蒙 | | 80,000 | | 129,251 | | 25,000 (4) | | 234,251 |
埃里希·博宾斯基 (1) | | 80,000 | | 129,251 | | — | | 209,251 |
贝文·布朗 (1) | | 80,000 | | 129,251 | | — | | 209,251 |
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(1)Erich Bobinsky和Bevin Brown是Liberty Holdco的官员和员工，并作为PT Independence的提名人在我们的董事会任职。Bobinsky先生和Brown女士已同意，他们将不会因担任本公司董事而获得任何单独的薪酬，并同意将他们从我们处获得的任何董事薪酬（包括就股权或股权奖励而获得的任何股份）转让给Liberty Holdco。因此，本表中为Bobinsky先生和Brown女士报告的所有金额将不会由他们保留，而是将转移给Liberty Holdco。因此，Bobinsky先生和Brown女士将不会就他们在2023年在我们董事会的服务保留任何补偿。于2023年12月31日，Goff先生持有的未行使受限制股份单位总数为20，357个，而其他各非管理层董事则为11，428个。
(2)本栏中报告的金额代表根据FASB ASC 718厘定的授出日期总公允价值，根据股权激励计划于2023年4月3日授予Goff先生的20，357个受限制单位以及授予其他非管理董事的11，428个受限制单位。计算该等奖励之授出日期公平值总额所用之假设载于“合并及综合财务报表附注—附注13—以股权为基础之补偿奖励”的“第二部分，项目8.财务报表及补充资料”。受限制股份单位奖励将于2024年4月1日悉数归属，惟董事须于该日期继续在董事会提供服务。
(3)诚如下文所述，授予非管理层董事的年度股权补偿的目标值为160，000元，另加授予董事会非执行主席的目标值为125，000元。根据2023年奖励发行的受限制股份单位数目乃按该目标价值除以14. 00美元厘定，14. 00美元为2022年12月7日之前20个交易日（与管理人奖励计划下的计量期相匹配）每股A类普通股的成交量加权平均收市价。
(4) 所报告的金额代表Simon女士为她在公司可持续发展委员会服务而进行的慈善捐赠。
董事薪酬政策
就合并交易而言，我们制定了全面的非管理层董事薪酬政策。该政策旨在提供有竞争力的薪酬，以吸引和留住高素质的非管理层董事，并鼓励持有我们的A类普通股，以进一步使他们的利益与公司股东的利益保持一致。本集团并无向管理董事支付任何补偿。截至2023年12月31日止财政年度生效的非管理层董事薪酬政策规定向非管理层董事作出以下补偿：
•每年80 000美元的现金留用费；
•每年以限制性股票单位形式授予价值160，000美元（按部分服务期调整）的基于股权的奖励，并有一年的归属期；
•以限制性股票单位形式向董事会非执行主席额外授出价值125，000美元的股权奖励，归属期为一年；
•为下列委员会主席提供额外的年度现金聘用费：
◦审计委员会主席20 000美元，
◦赔偿委员会主席10，000美元，以及
◦提名委员会主席9500美元。
我们亦就董事在履行职责时所产生的自付开支（包括出席会议所产生的合理差旅开支）作出拨备。在特拉华州法律允许的最大范围内，每位董事都对其与担任董事有关的行为予以追究。
股权要求
为进一步使非雇员董事与股东的利益一致，于2022年11月，提名委员会采纳了所有非管理层董事（根据其雇主Liberty持有的董事提名权获委任为董事会成员的Bobinsky先生或Brown女士除外）的股份所有权及保留要求，并被Liberty禁止以个人身份持有本公司的证券。
根据股份拥有指引，适用非管理层董事须拥有本公司普通股，价值相等于其年度现金聘用总额至少五倍，其中包括就委员会服务而支付的任何额外年度聘用费。相等股份（包括受限制股份单位）乃为符合股权要求而计算。非管理层董事必须于采纳指引之日起计五年内或加入董事会五年内（以较迟者为准）取得该等所有权。
经理奖励计划
于合并交易完成前，我们采纳并获股东批准管理人奖励计划。管理人奖励计划的目的是提供一种途径，使我们可根据管理协议的规定向管理人提供以股权为基础的补偿。下文所载管理人奖励计划之描述为管理人奖励计划之主要特点概要。本摘要并不是对管理人员激励计划所有条款的完整描述，而是参照管理人员激励计划（见附件10.6），对其进行了全面的限定。
经理奖励计划股份限额. 4，306，745股股份根据管理人奖励计划之奖励而初步预留作发行，惟于发生若干交易或资本变动时须根据管理人奖励计划作出调整。预留交付的A类普通股股份总数应在生效日期（定义见经理人激励计划）十周年之前的每个日历年的1月1日增加，增加前一日历期间额外发行的A类普通股（如有）的10%。
年倘管理人奖励计划项下的奖励被没收、以现金结算或到期而未实际交付股份，则受该奖励所规限的任何股份将再次用作管理人奖励计划项下的新奖励。
行政管理.管理人员奖励计划由董事会或其后由董事会委任的委员会管理。
奖项.管理人奖励计划规定授予（i）购股权；（ii）股票增值权；（iii）受限制或不受限制的A类普通股；（iv）受限制股票单位；（v）其他股权奖励；（vi）奖励奖励；（vii）现金奖励；（viii）表现奖励；及（ix）替代奖励。
某些交易.如果我们的资本化发生任何变化，例如股票分割、股票合并、股票股利、股份交换或其他资本重组、合并或其他方式，导致A类普通股流通股数量增加或减少，委员会将对经理人激励计划下的奖励股份作出适当调整。倘控制权变动（定义见管理人奖励计划），委员会亦有权酌情对奖励作出若干调整，例如加速奖励的归属或行使、要求承担奖励或以奖励取代新奖励或取消奖励以换取按委员会决定的形式支付代价。
退还政策.管理人奖励计划下的所有奖励将受我们不时生效的退还或收回政策所规限。
修正案 和 终端.董事会可随时修订或终止管理人奖励计划；然而，任何修订均不会对参与者就未偿还奖励的权利造成不利损害，而任何修订均须经股东批准，以符合适用法律或交易所上市标准。未经股东批准，委员会无权修订任何尚未行使购股权或股份增值权以降低其每股行使价。管理人员奖励计划将于管理人员奖励计划生效日期起计十年内有效（除非董事会提前终止）。
其他.如“交易协议及相关协议—运营公司有限责任公司协议”所述，运营公司有限责任公司协议规定，除若干例外情况外，我们随时发行A类普通股或任何其他股本证券，（包括根据管理人奖励计划授出的奖励）于合并交易后，吾等就该等发行所收取的所得款项净额（如有），本公司将同时向运营公司出资，运营公司将发行一个单位（如果我们发行A类普通股）或与我们向公司集团发行的股本证券相对应的其他股本证券（如果我们发行A类普通股以外的股本证券）。
激励性薪酬
于合并交易完成后，管理人获授奖励补偿，即根据管理协议之规定奖励受限制股票单位，惟须根据管理人奖励计划授出按表现归属（“授出单位”）。本概要并非对激励性薪酬的所有条款的完整描述，而是参照管理激励性薪酬的奖励协议（以下简称“奖励协议”）（其形式见本协议附件10.5），对其进行了完整的限定。
一般说明。奖励性补偿是授予五个“目标PSU”，每个目标PSU对应于A类普通股的数量，等于每个业绩期末（定义见奖励协议）已发行的A类普通股股份总数的2%。奖励性补偿是指根据本公司实现某些基于业绩的归属条件，获得金额为每个目标PSU的0%至240%的A类普通股股份的权利。
归属.每个目标PSU将成为赚取，如果在所有，确定公司的水平，在三年的业绩期间某些业绩目标的实现。对于每个表演周期，（i）目标PSU的60%的业绩目标应基于公司的绝对总股东回报，（ii）目标PSU的40%应基于相对总股东回报，于适用表现期间，本公司与同业集团比较之排名（“相对TSC部分”）。
对于每个业绩期间，目标PSU的绝对TSR部分将根据委员会根据下表对公司的绝对TSR部分的确定而获得。
| | | | | | | | |
| 绝对TMR（%） | | 赚取金额（占绝对TMR部分的百分比）* |
| | 0% |
| | | | | | | | |
25% | | 100% |
55% | | 150% |
85% | | 200% |
115% | | 250% |
145% | | 300% |
对于每个业绩期间，目标PSU的相对PSR部分将根据委员会根据下表确定的公司相对PSR部分。
| | | | | | | | |
| 相对TSR百分位数排名 | | 赚取金额（占相对TSC部分的百分比）* |
这是百分位数 | | 0% |
20这是百分位数 | | 50% |
40这是百分位数 | | 75% |
60这是百分位数 | | 100% |
70这是百分位数 | | 125% |
≥80这是百分位数 | | 150% |
加速归属.奖励协议规定，于控制权发生变动或本公司彻底清盘或解散时，未赚取的目标优先认股单位将立即被视为就该等目标优先认股单位赚取，惟管理协议并无于该日期前终止。
股权激励计划
于合并交易完成前，我们采纳并获股东批准股权激励计划。于2023年5月10日，董事会采纳，且持有本公司A类普通股及B类普通股多数表决权股份的股东批准采纳股权激励计划第一修正案（“第一修正案”）。第一修正案将根据股权激励计划授权交付的A类普通股的股份数量增加了2，477，201股。
股权激励计划旨在通过授予股权激励奖励，激励向本公司或其联属公司提供服务的个人担任其雇员、高级职员或非雇员董事。管理人或其任何母公司雇用的任何人士均不符合资格参与股权激励计划。因此，除石先生外，我们的执行人员（包括指定执行人员）概无合资格参与股权激励计划。下文所载股权激励计划之描述为股权激励计划之重大特征概要。本概要并非对股权激励计划的所有条款的完整描述，而是根据股权激励计划（见本协议附件10.7）和第一修正案（见本协议附件10.8）的全部内容进行了限定。
股权激励计划股份限额. 3，338，550股A类普通股股份根据股权激励计划（第一次修订生效后）的奖励而保留发行，但须根据股权激励计划进行若干交易或资本化变动而作出调整。根据股权激励计划预留供发行的股份总数可根据激励股票期权（一般为符合守则第422条规定的股票期权）发行。倘股权激励计划项下的奖励被没收、以现金结算或到期而未实际交付股份，则受该奖励所限的任何股份将再次用作股权激励计划项下的新奖励。
行政管理.股权激励计划由董事会或董事会其后委任的委员会管理。
奖项.股权激励计划规定授予（i）购股权；（ii）股票增值权；（iii）受限制或无限制A类普通股；（iv）受限制股票单位；（v）其他股权奖励；（vi）激励奖励；（vii）现金奖励；（viii）表现奖励；及（ix）替代奖励。
历年最高奖励.任何非雇员董事于任何一个历年内不得收取根据股权奖励计划授出的奖励及现金补偿（包括保留金及现金奖励）总额超过1，000，000元。尽管有上述规定，在下列情况下，
董事在董事会第一次开始在董事会任职、在董事会特别委员会任职或担任首席董事或董事长的任何历年内，超出该限额。
某些交易.如果公司资本化发生任何变更，如股份分割、股份合并、股份分红、股份交换或其他资本重组、合并或其他方式，导致A类普通股流通股数量增加或减少，委员会将对股权激励计划下的奖励股份作出适当调整。倘控制权发生变动（定义见股权激励计划），委员会亦将有权酌情对奖励作出若干调整，例如加速奖励的归属或行使、要求承担奖励或以奖励取代新奖励或取消奖励以换取按委员会决定的形式支付代价。
退还政策.股权激励计划项下的所有奖励将受我们不时生效的返还或收回政策所规限。
修正案 和 终端.董事会可随时修订或终止股权奖励计划；然而，任何修订均不会对参与者就未偿还奖励的权利造成不利损害，而任何修订均须经股东批准，以符合适用法律或交易所上市准则。未经股东批准，委员会无权修订任何尚未行使购股权或股份增值权以降低其每股行使价。股权激励计划将于生效日期起计十年内有效（除非董事会提前终止）。
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
下表列出了我们已知的某些信息，基于根据交易法第13（d）和13（g）条提交的文件，关于截至2024年2月29日我们普通股的实益所有权：
•我们所知的每个人或关联人集团，实益拥有我们5%以上的普通股；
•董事会成员；
•我们每一位被任命的行政主任；以及
•我们所有的董事和高管都是一个团队。
受益所有权根据SEC的规则确定。这些规则一般将证券的实益拥有权归属于对该等证券拥有唯一或共同投票权或投资权的人。除另有指明者外，下文所列所有人士对彼等实益拥有之股份拥有唯一投票权及投资权，惟须受适用之共同财产法规限。除非另有说明，下表中列出的每个人或实体的地址为Crescent Energy Company，600 Travis Street，Suite 7200，Houston，Texas 77002。
截至2024年2月29日，我们的A类普通股共有91，608，800股，B类普通股共有88，048，124股。
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| 若干实益拥有人及管理层实益拥有的股份 |
| A类普通股 | | B类普通股 | | 合并投票权 (1) |
| 数 | | 班级百分比 | | 数 | | 班级百分比 | | 数 | | 班级百分比 |
| | | | | | | | | | | |
| 5%的股东 | | | | | | | | | | | |
Independence Energy Aggregator LP及其附属公司 (2) | — | | | — | % | | 51,234,496 | | | 58.2 | % | | 51,234,496 | | | 28.5 | % |
KKR Upstream Associates LLC (3) | 572,354 | | | 0.6 | % | | 51,234,496 | | | 58.2 | % | | 51,806,850 | | | 28.8 | % |
PT Independence Energy Holdings LLC及其附属公司 (4)(5) | 41,118 | | | * | | 36,813,628 | | | 41.8 | % | | 36,854,746 | | | 20.5 | % |
John C. Goff 2010家庭信托 (6)(10) | 8,949,408 | | | 9.8 | % | | — | | | — | % | | 8,949,408 | | | 5.0 | % |
先锋集团(7) | 8,171,426 | | | 8.9 | % | | — | | | — | % | | 8,171,426 | | | 4.5 | % |
德克萨斯州教师退休制度 (8) | 8,029,515 | | | 8.8 | % | | — | | | — | % | | 8,029,515 | | | 4.5 | % |
贝莱德股份有限公司 (9) | 6,049,064 | | | 6.6 | % | | — | | | — | % | | 6,049,064 | | | 3.4 | % |
| 董事及获提名的行政人员 | | | | | | | | | | | |
John C.戈夫 (10) | 9,716,156 | | | 10.6 | % | | — | | | — | % | | 9,716,156 | | | 5.4 | % |
| David C.洛克查利 | 100,000 | | | * | | — | | | — | % | | 100,000 | | | * |
| 布兰迪·肯德尔 | 20,642 | | | * | | — | | | — | % | | 20,642 | | | * |
| 约翰·克莱顿·"克莱"·林德 | 7,000 | | | * | | — | | | — | % | | 7,000 | | | * |
| 托德·N.福尔克 | 5,000 | | | * | | — | | | — | % | | 5,000 | | | * |
博世(12) | 24,124 | | | * | | — | | | — | % | | 24,124 | | | * |
凯伦·J·西蒙 (11) | 60,983 | | | * | | — | | | — | % | | 60,983 | | | * |
埃利斯湖麦凯恩 (11) | 53,624 | | | * | | — | | | — | % | | 53,624 | | | * |
| 埃里希·博宾斯基 | — | | | — | % | | — | | | — | % | | — | | | — | % |
| 贝文·布朗 | — | | | — | % | | — | | | — | % | | — | | | — | % |
克莱尔·S.法利 (11) | 20,559 | | | * | | — | | | — | % | | 20,559 | | | * |
罗伯特·G·格温(11) | 20,559 | | | * | | — | | | — | % | | 20,559 | | | * |
董事和执行官作为一个团体（12人） | 10,028,647 | | | 10.9 | % | | — | | | — | % | | 10,028,647 | | | 5.6 | % |
(1)代表我们的A类普通股和B类普通股作为一个类别一起投票的投票权百分比。OPCO单位持有人持有的B类普通股为他们拥有的每个OpCo单位一股。每股B类普通股没有经济权利，但其持有人持有的每股B类普通股有权享有一票投票权。因此，B类普通股的持有者(也是OpCo单位持有人)的投票权总数等于他们持有的B类普通股的股数。
(2) Aggregator L.P.是所报告证券的直接实益拥有人，若干非关联有限合伙人及关联实体透过该实体持有其于本公司及OpCo的权益。Aggregator GP是Aggregator的普通合作伙伴。KKR Upstream Associates LLC是聚合器GP的唯一成员。KKR Group Assets Holdings III L.P.和KKR Financial Holdings LLC是KKR Upstream Associates LLC的控股成员。KKR Group Assets III GP LLC是KKR Group Assets Holdings III L.P.的普通合伙人。KKR Group Partnership L.P.是KKR Group Assets III GP LLC和KKR Financial Holdings LLC各自的唯一成员。KKR Group Holdings Corp.是KKR Group Partnership L.P.的普通合伙人，KKR&Co.Inc.是KKR Group Holdings Corp.的唯一股东。KKR Management LLP是KKR&Co.Inc.的第一系列优先股股东。Henry R.Kravis和George R.Roberts是KKR Management LLP的创始合伙人。这些实益所有人放弃此类证券的实益所有权超过他们在其中的金钱利益。
(3) KKR Upstream Associates LLC是报告的572,354股A类普通股的直接实益拥有人，并可被视为实益拥有由聚合器登记持有的B类普通股的股份。KKR Group Assets Holdings III L.P.和KKR Financial Holdings LLC是KKR Upstream Associates LLC的控股成员。KKR Group Assets III GP LLC是KKR Group Assets Holdings III L.P.的普通合伙人。KKR Group Partnership L.P.是KKR Group Assets III GP LLC和KKR Financial Holdings LLC各自的唯一成员。KKR Group Holdings Corp.是KKR Group Partnership L.P.的普通合伙人。KKR&Co.Inc.是KKR Group Partnership L.P.的唯一股东
KKR集团控股公司KKR Management LLP是KKR&Co.Inc.的第一系列优先股股东。亨利·R·克拉维斯和乔治·R·罗伯茨是KKR管理有限公司的创始合伙人。这些实益所有人放弃此类证券的实益所有权超过他们在其中的金钱利益。
(4) PT独立公司是所报告证券的直接受益者。作为PT独立公司的成员之一，Liberty Holdco拥有投票或处置PT独立公司持有的B类普通股和OpCo LLC单位股份的唯一权利。因此，Liberty Holdco被视为对B类普通股和OpCo LLC单位的股票拥有实益所有权。Liberty Holdco的唯一成员是LMI，它由Liberty Mutual Group Inc.全资拥有。Liberty Mutual Group Inc.的唯一股东是LMHC Massachusetts Holdings Inc.，其唯一股东是Liberty Mutual Holding Company Inc.。由于Liberty Mutual Holdco Inc.是一家共同控股公司，其成员有权在公司会议上投票。没有这样的成员有权投5%或更多的票。
(5) 包括Erich Bobinsky和Bevin Brown持有的22,856股A类普通股基础RSU奖励，这些奖励是关于在我们的董事会任职而授予的，如果继续在我们的董事会任职，将在本合同生效之日起60天内授予。正如董事补偿表的脚注所述，博宾斯基先生和布朗女士已同意将作为在我们董事会任职的报酬收到的任何A类普通股汇给Liberty Holdco。
(6) 约翰·C·戈夫2010年家庭信托基金(“戈夫家庭信托基金”)的主要办公室地址是德克萨斯州沃斯堡商业街500号，Suite700，德克萨斯州76102。约翰·C·戈夫是戈夫家族信托基金的唯一受托人。戈夫家族信托基金持有2,413,523股A类普通股，作为GFT Strategy的管理成员，Goff Capital，Inc.和JCG 2016 Management，LLC的唯一股东可被视为实益拥有这些实体登记持有的A类普通股。
(7) 先锋集团的地址是宾夕法尼亚州马尔文先锋大道100号，邮编：19355。
(8) 德克萨斯州教师退休系统的地址是德克萨斯州奥斯汀红河街1000号，邮编78701。
(9) 贝莱德公司的地址是50 Hudson Yards，New York，New York 10001。
(10)*包括20,357股A类普通股基础RSU奖励，作为对在我们董事会的服务的补偿，在戈夫先生继续在我们董事会服务的情况下，将在本合同日期起60天内授予。约翰·C·戈夫是A类普通股714,357股的记录保持者，作为戈夫家族基金会的唯一董事会成员和戈夫家族信托的唯一受托人，戈夫家族信托是GFT Strategy，LLC的管理成员，以及Goff Capital，Inc.和JCG 2016 Management，LLC的唯一股东，他可能被视为实益拥有由这些实体登记持有的A类普通股。
(11) 包括11,428股A类普通股相关RSU奖励，作为对在本公司董事会任职的补偿，如继续在本公司董事会任职，将在本合同生效日期起60天内授予本公司A类普通股。
(12) 包括5,530股A类普通股基础RSU奖励，这些奖励将在本合同生效之日起60天内授予，但须继续受雇。
*失业率不到1%
股权薪酬计划信息
下表提供了截至2023年12月31日根据现有股权补偿计划可能发行的A类普通股股份的信息。
| | | | | | | | | | | |
计划类别 | 因行使未行使的期权、认股权证和权利而发行的A类普通股股份数 | 未偿还期权、权证和权利的加权平均行权价(3) | 根据股权补偿计划，剩余可供未来发行的A类普通股股份数量（不包括（a）栏中反映的证券） |
| (a) | (b) | (c) |
| 证券持有人批准的股权补偿计划 | | | |
新月能源公司2021年股权激励计划 | 388,696 | $ | — | | 2,870,195 |
未经股东批准的股权薪酬计划 | | | |
新月能源公司2021年经理激励计划 (1) | 4,938,980 (2) | $ | — | | — | |
| 总计 | 5,327,676 | $ | — | | 2,870,195 |
(1)管理人奖励计划载有计算管理人奖励计划下可供发行证券数目的公式。根据该公式，根据经理人激励计划，我们保留发行的A类普通股的股份总数等于（i）4，306，745，加上（ii）每个日历的1月1日，
管理人员奖励计划生效日期十周年前的一年，在紧接上一个历年内发行的额外A类普通股（如有）的10%。
(2)本行呈报之金额代表就奖励性补偿可发行之最高股份数目。奖励补偿所涵盖的A类普通股股份的确切数量将在奖励补偿获得和结算之前无法确定。然而，就奖励补偿可予发行的股份数目受管理人奖励计划项下可予发行的股份数目所限制，该数目于二零二三年十二月三十一日相等于4，938，980股。如果适用于激励性薪酬的绩效目标在2023年12月31日的目标绩效下实现，则将获得9，160，880股A类普通股。倘奖励薪酬的赚取水平超过根据经理人奖励计划预留发行的A类普通股，则该超出部分将以现金结算。有关奖励性薪酬的更多信息，请参阅本表后的叙述性披露，以及标题“第1和2项”下的其他披露。商业和物业管理协议”。
(3)管理人奖励计划及股权奖励计划项下所有尚未行使之奖励均为受限制股份单位，惟须按时间或表现归属，并无行使价。
股权激励计划及经理人激励计划之重大条款说明载于本报告“第11项”。行政人员薪酬—以股权为基础的薪酬”，其描述以引用方式纳入本股权薪酬计划的信息披露。
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性
关联方交易审查政策和程序
“关联方交易”指我们或我们的任何附属公司过去、现在或将来参与的交易、安排或关系，或任何一系列类似交易、安排或关系，涉及的金额将或可能预期超过120，000美元，而任何关联人士在其中曾经、已经或将会拥有直接或间接重大权益。“相关人员”是指：
•（自公司上一个完成的财政年度开始以来，即使他们目前没有担任该职位）公司董事或董事提名人的人；
•（a）目前或曾经是（自公司上一个完成的财政年度开始以来，即使他们目前没有担任该职位）公司高级管理人员，其中包括根据《交易法》第16条规定进行报告的公司每一位副总裁和高级管理人员；
•公司第一系列优先股的任何持有人（“优先持有人”）；
•公司任何类别有表决权股份的5%以上实益拥有人（“5%股东”）；
•上述任何人士的直系亲属，指优先持有人的董事、董事提名人、高级管理人员或5%股东的任何子女、继子、父母、继父母、配偶、兄弟姐妹、婆婆、岳父、女婿、儿媳、姐夫或嫂子，以及与董事、董事被提名人、高级管理人员或5%股东或优先持有人同住的任何人士（租户或雇员除外）；或
•由上述人士拥有或控制的实体、上述人士拥有实质性所有权权益或控制权的实体、或上述人士担任执行官或普通合伙人的实体，或担任类似职务的实体。
我们的关联方交易政策（“关联方交易政策”）已于二零二一年十二月获董事会采纳。风险交易政策规定，于订立关联方交易前，审核委员会应事先审阅建议交易的重大事实。倘审核委员会事先审阅及批准一项关联方交易并不可行，则该等关联方交易将予审阅及考虑，倘审核委员会认为该等关联方交易属适当且不违反本公司及其股东之利益，则于审核委员会下次定期会议上予以批准。在决定是否批准或批准该关联方交易时，审核委员会将考虑（其中包括）其认为适当的因素）（1）该关联方交易的条款是否不低于在相同或类似情况下一般向非关联方第三方提供的条款，（2）关连人士于交易中的权益程度及（3）关连人士交易对本公司是否重大。
除另有说明外，下文讨论的每项关联方交易均在我们采纳RPT政策前获授权或完成。
注册权协议
于二零二一年十二月七日，就完成合并交易而言，本公司与独立前拥有人及John C. Goff（统称为“持有人”），有关该等当事人在该日拥有的A类普通股的登记转售（“可登记证券”）。根据登记权协议，本公司同意在收到可登记证券持有人书面要求后，尽其合理最大努力使登记声明生效。于2023年1月，本公司根据登记权协议登记若干出售股东转售128，927，826股A类普通股股份（包括因赎回相应数量的B类普通股而发行的A类普通股股份）。
持有人还将拥有可在任何时候行使的“背负式”登记权，允许他们在公司或其他A类普通股持有人发起的某些登记中包括他们拥有的A类普通股股份。独立公司的前所有者也有惯例权利进行某些货架拆除、承销发行和大宗交易。登记权协议将于无尚未发行之可登记证券时终止。
管理协议
就合并交易而言，吾等与KKR Energy Asset ManagerLLC（“管理人”）订立管理协议（“管理协议”）。根据管理协议，管理人向本公司提供其高级行政管理团队及若干管理服务。管理协议初步年期为三年，并应于初步年期结束时自动重续额外三年，除非本公司或管理人选择不重续管理协议。
作为根据管理协议提供的服务及管理人的间接费用（包括行政管理团队的薪酬）的代价，管理人有权按季度收取补偿（“管理层补偿”），金额相等于我们每年5，550万美元费用中的比例份额（基于我们对运营公司的相对拥有权）。随着我们对运营公司的持股比例的增加，这一数额将随着时间的推移而增加。此外，随着业务及资产的扩大，管理层薪酬可能会增加相等于未来发行所有股本证券（包括与收购有关）所得款项净额的每年1. 5%。然而，增量管理层补偿将不适用于赎回或交换运营公司单位时发行股份。截至2023年12月31日止年度，我们录得一般及行政开支23. 8百万美元，并向与管理协议有关的可赎回非控股权益作出现金分派33. 2百万美元。此外，于2023年12月31日，我们应计1，390万美元，包括在综合资产负债表上的应付账款—联属公司内，用于向我们在运营公司的可赎回非控股权益分派与管理协议有关，该分派将于2024年第一季度支付。
此外，管理人有权收取奖励性补偿（“奖励性补偿”），根据该奖励性补偿，管理人的目标是根据实现若干基于表现的措施而收取我们已发行A类普通股的10%。奖励补偿包括五批，于二零二四年开始的五年期间内结算，每批涉及A类普通股目标股份数目，相等于该批结算时已发行A类普通股的2%。只要管理人持续向吾等提供服务，直至适用于某批股份的履约期结束，管理人有权就若干A类普通股股份获得该批股份的结算，金额为每批股份结算时已发行A类普通股的0%至4. 8%。截至2023年12月31日止年度，我们录得与奖励薪酬有关的一般及行政开支68. 0百万元。见"合并和合并财务报表附注—附注13—基于股权的赔偿金"第二部分，项目8.财务报表及补充数据”以获取更多信息。
KKR基金
根据管理协议的条款，我们可能不时与EIGF II及╱或其他KKR基金（“KKR基金”）一起投资于上游油气资产。在该等情况下，我们的若干合并附属公司与KKR Funds拥有的实体订立主服务协议（“MSA”），据此，我们的附属公司向该等KKR Funds提供若干服务，包括分配石油、天然气及天然气的生产及销售，收取及支付各石油及天然气物业的收入、营运开支及一般及行政开支，以及支付与石油和天然气资产的持续运营有关的所有资本成本。我们的附属公司每月结算应付或应收KKR Funds的结余。与该等管理服务协议相关的行政费用由我们分配给KKR基金，其基础是：（i）我们可能代表KKR基金产生的直接费用的实际基础；或（ii）
根据各方对此类服务的估计使用情况，在各KKR基金之间分配此类费用。截至2023年12月31日，我们在与KKR Funds交易相关的综合资产负债表中，应收账款—联属包括一笔10万美元的关联方应收款项，以及应付账款—联属包括一笔27. 9百万美元的关联方应付款项。
KKR Capital Markets LLC（"KCM"）
我们聘请KKR集团的附属公司KCM进行资本市场交易，包括票据发行、信贷融资结构和股权发行。截至2023年12月31日止年度，我们就债务及股权交易向KCM支付520万美元的费用、折扣及佣金。
其他交易
于截至2023年12月31日止年度，我们向可赎回非控股权益作出现金分派80万美元，与其按比例应占现金分派予Crescent Energy Company以支付所得税。此外，我们还向KKR偿还代表我们产生的任何费用。于2023年12月31日，我们在应付账款—关联公司内应计130万美元，用于偿还成本，并向我们的可赎回非控股权益分配，以支付他们将于2024年第一季度支付的按比例应占的税款。
截至2022年12月31日止年度，我们向可赎回非控股权益作出现金分派1810万美元，与彼等按比例应占现金分派予Crescent Energy Company以支付所得税。于2022年12月31日，我们于应付账款—联属公司内应计10万美元，用于分派予我们于运营公司的可赎回非控股权益，有关彼等于2023年第一季度支付的按比例应占税项。
截至2023年12月31日止年度，我们与Crescent Real Estate LLC的一间附属公司签订了为期十年的办公室租约。John C.戈夫，我们的董事会主席，隶属于新月房地产有限责任公司。租赁条款规定每年基本租金约为30万美元，并在租赁期内增加，以及我们其中一家附属公司支付若干其他常规费用。于二零二三年四月租赁开始时，我们于综合资产负债表于其他资产中录得2，400，000美元的使用权资产、其他流动负债中录得1，000美元的经营租赁负债及其他负债中录得2，300，000美元的其他负债。于2024年第一季度，我们就增加办公室空间对原租赁协议进行修订。根据修订后的协议，我们的年基本租金为40万美元，在协议有效期内增至50万美元。
项目14.主要会计费用和服务
我们的独立注册公共会计师事务所是德勤会计师事务所，美国德克萨斯州休斯顿，审计师事务所编号： 34.
截至2023年及2022年12月31日止年度德勤会计师事务所（特殊合伙）为本公司提供专业服务的总费用载于下表。
| | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：千) |
| 审计费 | $ | 3,125 | | | $ | 3,350 | |
| 审计相关费用 | 945 | | | 190 | |
| 税费 | 2,653 | | | 2,055 | |
| | | |
| 总计 | $ | 6,723 | | | $ | 5,595 | |
如上表所示，“审计费用”指每年就（i）以表格10—K提交的综合财务报表的年度审计及财务报告的相关内部控制以及（ii）以表格10—Q提交的综合财务报表的季度审阅而收取的金额。“审计相关费用”是指与我们的法定和监管备案或约定有关的服务金额，包括安慰信、同意书和与SEC事务相关的其他服务。我们不得使用德勤为我们履行一般簿记、人力资源或管理职能，以及PCAOB不允许的任何其他服务。“税费”指为遵守税务规定而提供的服务金额。所有呈列之费用均由审核委员会根据其事先批准政策批准。我们于过去两年并无聘请德勤为我们提供任何其他服务。
审核委员会已厘定德勤会计师事务所（特殊合伙）就向本公司提供外部审核服务而言属独立人士。
审计委员会关于预先批准审计、审计相关、税务和允许的非审计服务的政策
审核委员会已采纳程序，以预先批准其独立会计师事务所提供之所有审核及非审核服务。这些程序包括审查审计服务和允许的经常性非审计服务的费用估计，并授权公司执行列明这些费用的书面协议。独立会计师事务所提供的服务如协议书中未指明，须经审核委员会批准。审核委员会已将批准权力授予审核委员会主席，惟任何行使该等权力须于下次会议上向审核委员会汇报。
第IV部
项目15.附件和财务报表附表
(a)作为本报告一部分提交的财务报表和财务报表附表列于"第二部分，项目8.财务报表及补充资料”。所有估值及合资格账目附表均已被略去，原因是该等附表并不重大、不需要或不适用，或须呈列的资料载于我们的合并及综合财务报表及相关附注。
(b)展品以下是作为本年度报告第15（b）项的一部分要求存档的证物清单。
| | | | | |
| 证物编号： | 描述 |
2.1# | 交易协议，日期为2021年6月7日，由Contango Oil & Gas Company，Independence Energy LLC，IE PubCo Inc.，IE OpCo LLC、IE L Merger Sub LLC和IE C Merger Sub Inc.（通过引用本公司于2021年10月8日向美国证券交易委员会提交的委托书/招股说明书的附件2.1纳入）。 |
2.2# | 成员权益购买协议，日期为2022年2月15日，由Verdun Oil II LLC和Javelin VentureCo，LLC和Crescent Energy OpCo LLC作为担保人（通过引用本公司于2022年2月16日向美国证券交易委员会提交的表格8—K的当前报告的附件10.1纳入）。 |
2.3# | Mesquite Comanche Holdings，LLC、SN EF Maverick，LLC和Javelin EF L.P.于2023年5月2日签署的买卖协议（通过引用本公司于2023年5月3日向美国证券交易委员会提交的表格8—K的当前报告的附件2.1）。 |
2.4*# | 2023年7月3日，由Mesquite Comanche Holdings，LLC、SN EF Maverick，LLC和Javelin EF L.P. |
2.5*# | 2023年12月18日，由Mesquite Comanche Holdings，LLC、SN EF Maverick，LLC和Javelin EF L.P. |
| 3.1 | 修订和重述的注册人注册证书（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的表格8—K当前报告的附件3.1）。 |
| 3.2 | 修订和重申的注册人章程（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的表格8—K的当前报告的附件3.2）。 |
| 4.1 | 根据《1934年证券交易法》第12条注册的证券描述，经修订（通过引用本公司于2022年3月9日向美国证券交易委员会提交的10—K表格年度报告的附件4.1）。 |
| 4.2 | 投票协议，日期为2021年6月7日。Goff，Independence Energy LLC及其签署人（通过引用本公司于2022年3月9日向美国证券交易委员会提交的10—K表格年度报告的附件4.5）。 |
| 4.3 | 契约，日期为2021年5月6日，由Crescent Energy Finance LLC（f/k/a独立能源金融有限责任公司），其中指定的担保人，以及美国银行信托公司，全国协会，作为美国银行全国协会的继承者，作为受托人（本公司于2月10日提交给美国证券交易委员会的表格8—K的当前报告，2022年）。 |
| 4.4 | 第一份补充契约，日期为2022年1月14日，由Crescent Energy Finance LLC、其中所列的担保人和美国银行信托公司、美国全国协会（作为美国银行全国协会的继承人）作为受托人（本公司于2月10日提交给美国证券交易委员会的表格8—K的当前报告，2022年）。 |
| 4.5 | 第二份补充契约，日期为2022年2月10日，由Crescent Energy Finance LLC、其中所述的担保人和美国银行信托公司、全国协会（作为受托人）（通过引用本公司于2022年2月10日向美国证券交易委员会提交的表格8—K的当前报告的附件4.3合并）。 |
| 4.6 | 第三份补充契约，日期为2022年4月1日，由Crescent Energy Finance LLC、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行信托公司，全国协会（通过引用本公司于2022年5月10日向美国证券交易委员会提交的表格8—K的当前报告的附件4.4合并）。 |
| 4.7 | 第四次补充契约，日期为2022年4月20日，由Crescent Energy Finance LLC，其中指定的担保人，和美国银行信托公司，全国协会，作为受托人（通过引用附件4.5纳入本公司于2022年5月10日向美国证券交易委员会提交的表格8—K的当前报告）。 |
| 4.8 | 第五补充契约，日期为2022年10月7日，由Crescent Energy Finance LLC，其中指定的担保人和美国银行信托公司，全国协会，作为受托人（通过引用附件4.6纳入公司的10—Q表格季度报告，2022年11月9日提交给美国证券交易委员会）。 |
| | | | | |
| 证物编号： | 描述 |
| 4.9 | 第六份补充契约，日期为2023年3月6日，由新月能源金融有限公司、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行信托公司(National Association)作为受托人(通过参考公司于2023年3月7日提交的Form 10-K年报的附件4.10合并而成)。 |
4.10 | 一份日期为2023年2月1日的契约，由新月能源金融有限责任公司、其中指定的担保人和作为受托人的美国银行信托公司(National Association)作为受托人(通过引用公司于2023年2月1日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件4.1合并而成)。 |
| 4.11 | 第一补充契约，日期为2023年7月20日，由其中指定的担保人新月能源金融有限责任公司和作为受托人的全美银行信托公司(通过引用公司于2023年7月21日提交给证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件4.2合并)。 |
| 4.12 | 第二份补充契约，日期为2023年9月12日，由新月能源金融有限责任公司(其中指名的担保人)和美国银行信托公司(National Association)作为受托人(通过参考2023年9月12日提交给证券交易委员会的公司当前8-K表格报告的附件4.3合并而成)。 |
| 4.13 | 第三补充契约，日期为2023年12月8日，由新月能源金融有限责任公司(其中指名的担保人)和美国银行信托公司(National Association)作为受托人(通过引用公司于2023年12月8日提交给证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件4.4合并而成)。
|
| 10.1 | 注册权协议，日期为2021年12月7日，由新月能源公司和签署页上所述的其他各方签署(通过参考2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的公司当前8-K表格的附件10.1并入)。 |
| 10.2 | 新月能源OpCo LLC修订和重新签署的有限责任公司协议(通过引用本公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的8-K表格的附件10.2合并而成)。 |
| 10.3 | 管理协议，日期为2021年12月7日，由新月能源公司和KKR能源资产管理有限责任公司签订(通过参考2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的公司当前8-K表格的附件10.3合并)。 |
| 10.4 | 指定权利协议，日期为2021年6月7日，由PT独立能源控股有限公司和独立能源聚合公司GP LLC签订(通过参考2021年10月8日提交给美国证券交易委员会的S-4表格中的附件10.1合并)。 |
| 10.5† | 新月能源公司2021年经理激励计划(通过引用公司于2022年3月9日提交给证券交易委员会的10-K表格年度报告的附件10.5纳入)。 |
| 10.6† | 经理激励计划奖励表格(通过引用本公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的8-K表格的附件10.5并入)。 |
| 10.7† | 新月能源公司2021年股权激励计划(通过引用公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件10.6纳入)。 |
10.8† | 新月能源公司2021年股权激励计划第一修正案(通过引用公司于2023年5月12日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件10.1纳入)。 |
10.9† | 股权激励计划RSU协议表格-董事表格(通过引用公司2022年8月9日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告的附件10.1并入)。 |
10.10† | 股权激励计划RSU协议表-执行表(通过引用附件10.7并入公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的当前8-K表报告中)。 |
10.11† | 股权激励计划PSU协议表格(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的附件10.8并入)。 |
10.12† | 赔偿协议(David C.Rockecharlie)(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的附件10.10而并入)。 |
10.13† | 赔偿协议(Brandi Kendall)(通过引用本公司当前报告的附件10.11并入 Form 8-K，2021年12月7日提交给美国证券交易委员会)。 |
10.14† | 赔偿协议（Todd Falk）（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的当前8—K表报告的附件10.12纳入）。 |
| 10.15† | 赔偿协议（Clay Rynd）（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的当前8—K表报告的附件10.14）。 |
| | | | | |
| 证物编号： | 描述 |
| 10.16† | 赔偿协议（Robert G. Gwin）（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的8—K表格当前报告的附件10.15并入）。 |
| 10.17† | 赔偿协议（Claire S. Farley）（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的当前8—K表报告的附件10.16并入）。 |
| 10.18† | 赔偿协议（Erich Bobinsky）（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的当前8—K表报告的附件10.17）。 |
| 10.19† | 赔偿协议（Bevin Brown）（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的当前8—K表报告的附件10.18纳入）。 |
| 10.20† | 赔偿协议（Karen J. Simon）（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的当前8—K表报告的附件10.19纳入）。 |
| 10.21† | 赔偿协议（Ellis L. McCain）（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的当前8—K表报告的附件10.20并入）。 |
| 10.22† | 赔偿协议（John C. Goff）（通过引用本公司于2021年12月7日向美国证券交易委员会提交的当前8—K表报告的附件10.21并入）。 |
| 10.23† | 赔偿协议（Bo Shi）（参考附件10.22，公司于2022年4月8日向美国证券交易委员会提交的S—1表格注册声明）。 |
| 10.24 | 独立能源金融有限责任公司、富国银行、全国协会、JP Morgan Chase Bank、N.A.及其贷款方（根据本公司于2022年3月9日向美国证券交易委员会提交的10—K表格年度报告的附件10.22合并）。 |
| 10.25 | 信贷协议的第一次修正案，日期为2021年9月24日，独立能源金融有限责任公司，富国银行，全国协会，及其贷款方（通过参考附件10.23纳入公司的年度报告表10—K，提交给美国证券交易委员会）。 |
| 10.26 | 2022年3月30日，由Crescent Energy Company、Crescent Energy Company的某些子公司（作为担保人）、Wells Fargo Bank、National Association（作为行政代理人）和其他贷方方共同制定的信贷协议第二次修正案（本公司于4月8日向美国证券交易委员会提交的8—K表格的当前报告中，2022年）。 |
| 10.27 | 2022年3月30日，由Crescent Energy Company、Crescent Energy Company的某些子公司（作为担保人）、Wells Fargo Bank、National Association（作为行政代理人）和其他贷方（通过引用附件10纳入）之间签署的《信贷协议第三次修订》。2该公司于2022年4月8日向美国证券交易委员会提交的当前报告（Form 8—K）。 |
| 10.28 | 信贷协议第四次修正案，日期为2022年9月23日，Crescent Energy Finance LLC，Crescent Energy Company的某些子公司，作为担保人，富国银行，国家协会，作为行政代理人，以及其他贷款方（本公司于9月29日向美国证券交易委员会提交的8—K表格的当前报告中，2022年）。 |
| 10.29 | 2023年7月3日，由Crescent Energy Finance LLC、Crescent Energy Finance LLC的某些子公司作为担保人、富国银行、全国协会作为行政代理人、抵押品代理人和信用证签发人，以及其他贷款人和信用证发行人的一方，（通过引用本公司于2023年7月10日提交给美国证券交易委员会的当前报告8—K表格的附件10.1）。 |
| 10.3 | 第六次信贷协议修正案，日期为2023年12月13日，由新月能源金融有限公司、新月能源金融有限责任公司的某些子公司作为担保人，富国银行全国协会作为行政代理、抵押品代理和信用证发行人，以及其他贷款人和信用证发行人签署(通过参考2023年12月13日提交给美国证券交易委员会的公司当前8-K报告附件10.1并入)。 |
| 21.1* | 本公司的附属公司。 |
| 23.1* | 德勤律师事务所同意. |
| 23.2* | 莱德斯科特公司，LP同意。 |
| 31.1* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条颁发首席执行官证书。 |
| 31.2* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节颁发首席财务官证书。 |
| 32.1** | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350节对首席执行官和首席财务官的认证。 |
97.1* | 新月能源公司追回政策 |
| 99.1 | 莱德斯科特公司报告。(通过引用附件99.1并入公司于2024年2月21日提交给证券交易委员会的8-K表格的当前报告中)。 |
| 101.INS** | XBRL实例文档。 |
| 101.SCH** | XBRL架构文档。 |
| | | | | |
| 证物编号： | 描述 |
| 101.卡尔** | XBRL计算链接库文档。 |
| 101.实验室** | XBRL标签Linkbase文档。 |
| 101.前** | XBRL演示文稿链接库文档。 |
| 101.定义** | XBRL定义链接库文档。 |
| 104** | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
*在此提交的文件。
* * 这些文件被提供，并被视为未提交或登记声明或招股说明书的一部分，为1933年证券法（经修订）第11或12条的目的，被视为未提交的注册说明书或招股说明书，并被视为未提交的1934年证券法（经修订）第18条的目的，否则不受这些条款下的责任。
† 管理合同或补偿计划或协议
# 根据第S—K条第601（a）（5）项，某些附件、附表和证物被省略。本公司特此承诺，应美国证券交易委员会的要求，提供任何遗漏的附件、附表和附件的补充副本。
项目16.表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13条或第15条（d）款的要求，注册人已于2024年3月4日正式促使以下签名人代表其签署本报告，并经正式授权。
| | |
| 新月能源公司 |
| (注册人) |
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| /s/David Rockecharlie |
| 大卫·洛克查利 |
| 首席执行官 |
根据1934年证券交易法的要求，本报告已由以下人员代表注册人并以2024年3月4日指定的身份签署。
| | | | | | | | |
| /s/David Rockecharlie | | 董事首席执行官兼首席执行官 |
| 大卫·洛克查利 | | (首席行政主任) |
| | |
| /s/Brandi Kendall | | 首席财务官兼董事 |
| 布兰迪·肯德尔 | | (首席财务官) |
| | |
| /s/Todd Falk | | 首席会计官 |
| 托德·福尔克 | | (首席会计主任) |
| | |
| /s/John C.戈夫 | | 董事会主席和董事 |
| John C.戈夫 | | |
| | |
| /s/Robert G. Gwin | | 董事 |
| Robert G. Gwin | | |
| | |
| /s/Claire S.法利 | | 董事 |
| 克莱尔·S.法利 | | |
| | |
| /s/Erich Bobinsky | | 董事 |
| 埃里希·博宾斯基 | | |
| | |
| /s/Ellis L.“朗”麦凯恩 | | 董事 |
| Ellis "Lon"McCain | | |
| | |
| /s/Bevin Brown | | 董事 |
| 贝文·布朗 | | |
| | |
| /s/Karen Simon | | 董事 |
| 凯伦·西蒙 | | |
| | |
