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OperatingSegmentMember2023-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：AsiaPacific OperatingSegmentMember2022-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：AsiaPacific OperatingSegmentMember2021-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：其他国际成员2023-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：其他国际成员2022-12-310001163165美国公认会计准则：运营部门成员COP：其他国际成员2021-12-310001163165COP：Corporation和协调项目成员2023-12-310001163165COP：Corporation和协调项目成员2022-12-310001163165COP：Corporation和协调项目成员2021-12-310001163165SRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310001163165SRT：CrudeOilMember2022-01-012022-12-310001163165SRT：CrudeOilMember2021-01-012021-12-310001163165SRT：天然气储备成员2023-01-012023-12-310001163165SRT：天然气储备成员2022-01-012022-12-310001163165SRT：天然气储备成员2021-01-012021-12-310001163165SRT：天然液化天然气储备成员2023-01-012023-12-310001163165SRT：天然液化天然气储备成员2022-01-012022-12-310001163165SRT：天然液化天然气储备成员2021-01-012021-12-310001163165COP：其他产品成员2023-01-012023-12-310001163165COP：其他产品成员2022-01-012022-12-310001163165COP：其他产品成员2021-01-012021-12-310001163165国家：美国2023-01-012023-12-310001163165国家：美国2022-01-012022-12-310001163165国家：美国2021-01-012021-12-310001163165国家：美国2023-12-310001163165国家：美国2022-12-310001163165国家：美国2021-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2023-01-012023-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2022-01-012022-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2021-01-012021-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2023-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2022-12-310001163165国家/地区：澳大利亚2021-12-310001163165国家：加利福尼亚州2023-01-012023-12-310001163165国家：加利福尼亚州2022-01-012022-12-310001163165国家：加利福尼亚州2021-01-012021-12-310001163165国家：加利福尼亚州2023-12-310001163165国家：加利福尼亚州2022-12-310001163165国家：加利福尼亚州2021-12-310001163165国家：CN2023-01-012023-12-310001163165国家：CN2022-01-012022-12-310001163165国家：CN2021-01-012021-12-310001163165国家：CN2023-12-310001163165国家：CN2022-12-310001163165国家：CN2021-12-310001163165国家/地区：ID2023-01-012023-12-310001163165国家/地区：ID2022-01-012022-12-310001163165国家/地区：ID2021-01-012021-12-310001163165国家/地区：ID2023-12-310001163165国家/地区：ID2022-12-310001163165国家/地区：ID2021-12-310001163165国家：LY2023-01-012023-12-310001163165国家：LY2022-01-012022-12-310001163165国家：LY2021-01-012021-12-310001163165国家：LY2023-12-310001163165国家：LY2022-12-310001163165国家：LY2021-12-310001163165国家/地区：我的2023-01-012023-12-310001163165国家/地区：我的2022-01-012022-12-310001163165国家/地区：我的2021-01-012021-12-310001163165国家/地区：我的2023-12-310001163165国家/地区：我的2022-12-310001163165国家/地区：我的2021-12-310001163165国家/地区：否2023-01-012023-12-310001163165国家/地区：否2022-01-012022-12-310001163165国家/地区：否2021-01-012021-12-310001163165国家/地区：否2023-12-310001163165国家/地区：否2022-12-310001163165国家/地区：否2021-12-310001163165国家：GB2023-01-012023-12-310001163165国家：GB2022-01-012022-12-310001163165国家：GB2021-01-012021-12-310001163165国家：GB2023-12-310001163165国家：GB2022-12-310001163165国家：GB2021-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2023-01-012023-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2022-01-012022-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2021-01-012021-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2023-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2022-12-310001163165美国-GAAP：非美国成员2021-12-3100011631652023-10-012023-12-31

2023
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
(标记一)
☒
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2023
或
☐
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
由_至_的过渡期
委托文件编号： 001-32395
ConocoPhillips_2023_Logo.jpg
康菲石油
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州
01-0562944
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
埃尔德里奇大道北段925号, 休斯敦, TX77079
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号：281-293-1000
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易符号注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.01美元
科普
纽约证券交易所
2029年到期的7%债券
CUSIP-718507BK1
纽约证券交易所
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果登记人是《证券法》第405条规定的知名的经验丰富的发行人，则用复选标记勾选。☒ 是☐编号
如果不要求注册人根据法案第13条或第15（d）条提交报告，则勾选。是的 不是
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。☒是☐编号
通过勾选标记确认注册人是否在过去12个月内（或注册人需要提交此类文件的较短期限内）以电子方式提交了根据法规S-T（本章第232.405条）第405条要求提交的所有交互式数据文件。☒ 是☐编号
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器
☒加速文件管理器☐非加速文件服务器☐规模较小的报告公司☐新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应勾选标记，说明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。☐
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。☐是☒不是
注册人的非关联公司在2023年6月30日，也就是注册人最近完成的第二财季的最后一个工作日，根据当天103.61美元的收盘价，持有的普通股总市值为$124.01000亿美元。
注册人有1,176,408,3682024年1月31日发行的普通股。
通过引用并入的文件：
将于2024年5月14日举行的股东周年大会的委托书部分(第三部分)

目录表

页面
常用缩略语
1
项目
第一部分
1和2。
企业和物业
2
公司结构
2
细分市场和地理信息
2
阿拉斯加州
4
下部48
6
加拿大
7
欧洲、中东和北非
8
亚太地区
11
其他国际组织
13
其他
14
交付承诺
15
竞争
15
人力资本管理
16
一般信息
19
1A.
风险因素
20
1B.
未解决的员工意见
28
1C.
网络安全
28
3.
法律诉讼
30
4.
煤矿安全信息披露
30
关于我们的执行官员的信息
30
第II部
5.
注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券
32
6.
[已保留]
7.
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
34
7A.
关于市场风险的定量和定性披露
67
8.
财务报表和补充数据
70
9.
会计与财务信息披露的变更与分歧
160
9A.
控制和程序
160
9B.
其他信息
160
9C.
关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
160
第三部分
10.
董事、高管与公司治理
161
11.
高管薪酬
161
12.
某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项
161
13.
某些关系和相关交易，以及董事的独立性
161
14.
首席会计费及服务
161
第IV部
15.
展示、财务报表明细表
162
签名
167

常用缩略语
目录表
常用缩略语
本报告中可能会常用以下特定行业、会计和其他术语和缩写。
货币会计核算
美元或美元美元阿罗资产报废债务
计算机辅助设计加元ASC会计准则代码化
欧元欧元ASU会计准则更新
英镑英镑副署长及助理署长折旧、损耗和
诺克挪威克朗摊销
FASB财务会计准则
计量单位冲浪板
Bbl枪管先进先出先进先出
Bcf十亿立方英尺G&A一般和行政
教委会桶油当量公认会计原则公认会计
Mbd每天数千桶原则
麦克夫千立方英尺后进先出后进先出
Mm百万NPNS正常采购正常销售
Mmboe百万桶油当量PP&E物业、厂房及设备
Mboed数以千计的石油VIE可变利息实体
每日当量
MMBOED百万桶石油杂类
每日当量CERCLA联邦综合
MMBtu百万英热单位环境响应
MMcfd百万立方英尺/天《赔偿和责任法》
Mtpa每年百万吨天意多样性、公平和包容性
环境保护局环境保护局
行业ESG环境、社会和治理
博莱姆土地管理局欧盟欧盟
煤层气煤层气FERC联邦能源监管机构
二氧化碳捕获碳捕获和封存选委会
E&P勘探和生产温室气体温室气体
进料前端工程和设计HSE健康、安全和环境
FID最终投资决策国际商会国际商会
FPS浮式生产方式ICSID世界银行的国际
浮式生产储油船浮式生产、储存和结算中心
分流投资纠纷
G&G地质和地球物理美国国税局美国国税局
JOA联合经营协议场外交易非处方药
液化天然气液化天然气纽交所纽约证券交易所
NGL天然气液体美国证券交易委员会美国证券交易委员会
欧佩克石油组织选委会
出口国TSR股东总回报
PSC生产分成合同英国英国
布丁已探明未开发储量美国美利坚合众国
SAGD蒸汽辅助重力排水VROC现金的可变收益
WCS加拿大西部精选
WTI西德克萨斯中质油
1
康菲石油2023 10-K
企业和物业
目录表
第一部分
除另有说明外，本报告中使用的“本公司”、“本公司”和“康菲石油”均指康菲石油及其合并子公司的业务。第1项和第2项--商业和物业--包含前瞻性陈述，包括但不限于与我们的计划、战略、目标、预期和意图有关的陈述，这些陈述是根据1995年私人证券诉讼改革法的“安全港”条款作出的。这句话“野心，” “预期”、“相信”、“预算”、“继续”、“可能”、“努力”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“目标”、“展望”、“计划”、“潜力”、“预测”、“预测”、“寻求”、“应该”、“目标”，“Will，”“Will”类似的表述可以识别前瞻性陈述。该公司不承诺更新、修改或更正任何前瞻性信息，除非联邦证券法要求这样做。读者请注意，此类前瞻性陈述应与公司披露的信息一起阅读，标题为“风险因素”，从第页开始。20和“为1995年私人证券诉讼改革法的‘安全港’条款的目的的警示声明”，从第页开始 65.
项目1和2.业务和物业
公司结构
康菲石油是一家独立的E&P公司，总部位于德克萨斯州休斯敦，业务和活动遍及13个国家。我们多样化、低成本的供应组合包括北美资源丰富的非常规业务；北美、欧洲、非洲和亚洲的常规资产；液化天然气开发；加拿大的油砂；以及全球勘探前景清单。截至2023年12月31日，我们在全球拥有约9,900名员工，总资产约为960亿美元。该年度公司总产量为1826 MBOED。
2001年，康菲石油在特拉华州注册成立，当时康菲石油公司与菲利普斯石油公司合并在即。康菲石油和菲利普斯的合并于2002年8月30日完成。2012年4月，康菲石油完成了下游业务的分离，成立了一家独立的上市能源公司Phillips 66。
细分市场和地理信息
worldmap.jpg
我们通过按地理区域定义的六个运营部门来管理我们的业务：阿拉斯加；Low 48；加拿大；欧洲、中东和北非；亚太地区；以及其他国际。对于运营区段和地理信息，见附注24.
康菲石油将于2023年10胜10负
2
企业和物业
目录表
我们在全球范围内勘探、生产、运输和销售原油、沥青、天然气、天然气和液化天然气。截至2023年12月31日，我们的业务在美国、挪威、加拿大、澳大利亚、马来西亚、利比亚、中国和卡塔尔投产。
下面列出的信息显示在“补充数据--石油和天然气业务”在合并财务报表附注之后的披露，并通过引用并入本文：
•已探明的全球原油、天然气、天然气和沥青储量。
•原油、天然气、天然气和沥青的净产量。
•原油、天然气、天然气和沥青的平均销售价格。
•每个京东方的平均生产成本。
•已完成净油井、进行中油井和生产油井。
•已开发和未开发的面积。
下表是已探明储量信息的摘要“补充数据--石油和天然气业务”合并财务报表附注后的披露。我们已探明储量的大约85%位于属于经济合作与发展组织的国家。天然气储量按6：1的比例转换为京东方：6MCF天然气转换为一京东方。见管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析讨论有助于加深对以下储备金汇总表的理解的因素。
数百万桶油当量。
截至12月31日的净探明储量
2023
2022
2021
原油
整合运营3,032 2,975 2,964 
股权关联公司89 93 63 
原油总量3,121 3,068 3,027 
天然气液体
整合运营892 845 644 
股权关联公司48 50 33 
天然气液体总量940 895 677 
天然气
整合运营1,408 1,461 1,523 
股权关联公司879 959 617 
天然气总量2,287 2,420 2,140 
沥青
整合运营410 216 257 
总沥青410 216 257 
合并后的运营总额5,742 5,497 5,388 
合计股权附属公司1,016 1,102 713 
合计公司6,758 6,599 6,101 
3
康菲石油将于2023年10胜10负
企业和物业
目录表
阿拉斯加州

alaskamap.jpg

阿拉斯加分公司主要勘探、生产、运输和销售原油、天然气和天然气。我们是阿拉斯加最大的原油生产商，并拥有位于阿拉斯加北坡的两个北美最大油田的主要所有权权益：普拉德霍湾和库帕鲁克。此外，我们是阿拉斯加最大的州、联邦和收费勘探租约所有者之一，截至2023年底，我们拥有约100万英亩未开发净地。阿拉斯加业务贡献了我们综合液体产量的15%和综合天然气产量的2%。
2023
利息运算符原油
Mbd		NGL
Mbd		天然气
MMcfd		总计
Mboed
日均净生产量
大普拉德霍区36.1 %希尔科普66 16 35 87 
大库帕鲁克地区89.2-94.7康菲石油64 — 2 65 
西北坡100.0康菲石油43 — 1 43 
总计阿拉斯加173 16 38 195 
大普拉德霍区
大普拉德霍区包括普拉德霍湾单位，该单位由普拉德霍湾油田和五个卫星油田以及大角麦金太尔油田组成。普拉德霍湾是北美最大的常规油田，是大规模注水和强化采油作业的所在地，由大型天然气和水处理作业提供支持。油田设施包括七个生产设施、两个天然气厂、两个海水厂和一个中央发电站。2023年，全年平均有两个钻井平台。
大库帕鲁克地区
大库帕鲁克地区包括库帕鲁克河单元，该单元由库帕鲁克区域和六个卫星区域组成。油田设施包括三个分离石油、天然气和水的中央生产设施，以及一个海水处理厂。2023年，我们运营了1台钻机和2台修井机。努纳项目的目标是Moraine水库，该项目于2023年获得批准，预计2025年初将投入第一批石油。2021年发现的郊狼油藏在2023年进行了开发，并计划在2024年和2025年增加油井。
康菲石油将于2023年10胜10负
4
企业和物业
目录表
西北坡
西北坡包括科尔维尔河单位、大驼鹿牙齿单位和熊牙单位。2023年，全年平均有两个钻井平台。

科尔维尔河单位包括阿尔卑斯山机场和四个卫星机场。油田设施包括一个中央生产设施，用于分离石油、天然气和水。2023年，我们将开发活动的重点放在纳尔鲸趋势上，这是阿尔卑斯山油田内的一个水库，预计在2024年完成当前阶段的开发工作。研究结果将为今后的设计和优化提供参考。
大穆斯牙齿单位是第一个完全在阿拉斯加国家石油储备(NPR-A)内建立的单位。该单元分两个阶段建造：大磨牙#1(GMT1)和大磨牙#2(GMT2)。2023年继续开展发展活动。

2023年3月12日，内政部发布了批准Willow项目的决定记录(Rod)，2023年12月，我们宣布了FID。该项目将包括三个钻探地点，一个运营中心和营地，以及一个加工设施。首批生产预计将于2029年进行。
探索
2023年，Bear-1探井在大库帕鲁克地区以南30英里、科尔维尔河以东的州土地上进行了钻探。没有发现商业碳氢化合物，油井被认为是一个干井，被永久封堵和废弃。
交通运输
我们通过一条800英里长的管道将北坡生产的石油液体运输到阿拉斯加的瓦尔迪兹，这条管道是跨阿拉斯加管道系统(TAP)的一部分。我们拥有水龙头29.5%的所有权权益，我们还拥有北坡阿尔卑斯山、库帕鲁克和奥利克托克管道的所有权权益并进行运营。
我们的全资子公司Polar Tankers，Inc.管理着我们北坡生产的海上运输，使用五艘公司拥有的双壳油轮，并根据需要租用第三方船只。这些油轮从阿拉斯加州的瓦尔迪兹向美国西海岸的炼油厂输送石油。
5
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企业和物业
目录表
下部48
lower48map.jpg

Low 48细分市场由位于美国48个相邻州和墨西哥湾的业务组成，其投资组合主要包括低供应成本、短周期时间、资源丰富的非常规业务和商业运营。根据2023年的产量，低48区是我们最大的细分市场，贡献了我们合并液体产量的64%和我们合并天然气产量的76%。
2023
原油
Mbd		NGL
Mbd		天然气
MMcfd		总计
Mboed
日均净生产量
特拉华州盆地274 135 768 537 
鹰福特114 61 306 226 
米德兰盆地105 42 205 182 
巴肯66 16 150 106 
其他10 2 28 16 
共计48569 256 1,457 1,067 

特拉华州盆地
我们在特拉华盆地拥有约654，000非常规净英亩土地，横跨德克萨斯州西部至新墨西哥州东南部。目前的开发活动的目标是在阿瓦隆，骨泉和沃尔夫坎普形成的前景，同时平衡租赁义务和许可证条款。于二零二三年，我们平均操作十台钻机及三名压裂人员，钻探了160口操作井及148口操作井上线。
鹰福特
我们在位于德克萨斯州南部的鹰福特拥有约199，000非常规净英亩。目前的重点是全油田开发，使用定制的井距和叠加模式，通过油藏分析进行调整。于二零二三年，我们平均操作六台钻机及两名压裂人员，共钻探143口作业井及上线123口作业井。

米德兰盆地
我们在德克萨斯州西部的米德兰盆地拥有约248，000英亩的非常规净英亩。目前的开发战略重点是利用多井场项目进行全油田开发，目标是Spraberry和Wolfcamp油藏目标。于二零二三年，我们平均操作五台钻机及两名压裂人员，钻探98口营运井及106口营运井上线。

巴肯
我们在位于北达科他州和蒙大拿州东部的威利斯顿盆地拥有约562，000非常规净英亩。主要生产区是中巴肯和三叉地层。于二零二三年，我们平均操作三台钻机及一名压裂人员，钻探了61口操作井及37口操作井上线。

合作伙伴运营
当合作伙伴经营的油井符合我们的投资决策标准和开发战略时，我们会参与其中。于2023年，我们参与了Lower 48投资组合中具有不同工作权益的合作伙伴运营的油井。
设施
我们在德克萨斯州和新墨西哥州经营和拥有不同利益的集中式凝析油处理设施，以支持我们的Eagle Ford，Delaware和Midland资产。
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企业和物业
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加拿大
canadamap.jpg



我们在加拿大的业务包括阿尔伯塔省的Surmont油砂开发、不列颠哥伦比亚省富含液体的Montney非常规油田和商业业务。2023年，加拿大的业务占我们综合液体产量的7%，占我们综合天然气产量的3%。
2023
利息运算符原油
Mbd		NGL
Mbd		天然气
MMcfd		沥青
Mbd		总计
Mboed
日均净生产量
SURMOT*100.0 %康菲石油— — — 81 81 
蒙尼100.0康菲石油9 3 65 — 23 
加拿大总和9 3 65 81 104 
*于2023年10月收购了Surmont剩余的50%的工作权益。见附注3.
我们在加拿大的沥青资源是通过SAGD生产的，这是一种增强型热油回收方法，将蒸汽注入储油层，有效地液化重沥青，将其回收并泵到地面进行进一步处理。运营包括两个中央处理设施，用于处理和混合沥青，以及一个稀释剂回收装置。这些设施使资产能够降低混合比例和稀释剂供应成本，同时获得稀释剂供应中断的保护，并增加我们产品的市场准入。截至2023年12月31日，我们在艾伯塔省东北部的阿萨巴斯卡地区持有约684,000英亩的净土地。
苏尔蒙特
Surmont油砂租约位于艾伯塔省麦克默里堡以南。SURMOT是一种100%的工作权益资产，可提供持续、长寿命的生产。我们专注于保持设施满载，从结构上降低成本，降低温室气体排放强度，并优化资产绩效。
2023年10月，我们完成了从TotalEnergie EP Canada Ltd手中收购Surmont剩余50%工作权益的交易。我们于12月在Pad 267上实现了第一次生产。我们预计将于2025年在我们的下一个Pad 104 Pad上首次生产。
蒙尼
《蒙特尼》是一部位于不列颠哥伦比亚省东北部的非传统剧目。截至2023年12月31日，我们在蒙特尼地区拥有约29.7万英亩净土地。
2023年，我们继续开发该资产，推出了下一系列PADS，其中包括钻探16口水平井，并将15口井投入使用。我们的中央处理设施的第二阶段已在第三季度成功启动。
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企业和物业
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欧洲、中东和北非
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欧洲、中东和北非业务主要位于北海的挪威地区、挪威海、卡塔尔、利比亚，以及英国的商业和终端业务。2023年，欧洲、中东和北非的业务占我们综合液体产量的9%，占我们综合天然气产量的16%。
挪威 
2023
利息运算符原油
Mbd		NGL
Mbd		天然气
MMcfd		总计
Mboed
日均净生产量
大Ekofisk地区28.3-35.1%康菲石油42 2 42 51 
海德龙24.0 Equinor10 — 39 17 
阿斯塔·汉斯汀10.0 Equinor— — 66 11 
巨魔1.6 Equinor1 — 59 11 
维桑德9.1 Equinor1 2 48 11 
阿尔夫海姆20.0 Aker BP5 — 10 7 
其他五花八门Equinor5 — 15 7 
总挪威64 4 279 115 
大Ekofisk地区
Greater Ekofisk地区位于北海挪威斯塔万格近海，由五个生产油田组成。原油出口到我们位于英国蒂赛德的码头，天然气出口到德国埃姆登。Tommeliten A开发是与Ekofisk新的海底连接，2023年实现了第一次生产，Eldfak North海底开发将与Eldfak捆绑在一起，预计2024年第一次生产。
海德龙油田
海德伦油田位于挪威海。生产的原油储存在浮动存储单元中，并通过穿梭油轮出口。大部分天然气通过挪威的天然气处理终端输送到欧洲，如果需要，还有一些重新注入以提供压力支持。部分天然气还被运输作为挪威一家甲醇厂的原料，我们在该厂拥有18%的权益。
阿斯塔·汉斯汀球场
阿斯塔·汉斯汀油田位于挪威海。生产的凝析油被装载到穿梭油轮上，并运往市场。天然气通过PolarLED天然气管道运输到Nyhamna陆上加工厂进行最终加工，然后出口到市场。
巨魔场
巨浪场位于北海北部，由巨浪A、B和C三个平台组成。来自巨人A的天然气被输送到挪威的科尔斯内斯。来自浮动平台Troll B和Troll C的原油被运往挪威蒙斯塔德储存和出口。
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企业和物业
目录表
维修德场
Visund油田位于北海北部，由浮式钻井、生产和加工单元和海底设施组成。原油通过管道运输到附近的第三方油田进行储存，并通过油轮出口。天然气通过加斯莱德运输系统输送到科尔斯内斯和科尔斯特的天然气加工厂。
阿尔夫海姆油田
阿尔夫海姆油田位于北海北部，由一艘浮式生产储油船和海底设施组成。生产的原油通过穿梭油轮出口，天然气通过SAGE管道运输到位于英国圣弗格斯的苏格兰地区天然气疏散(SAGE)终端。科布拉东部和盖科(桶)项目是阿尔夫海姆FPSO的一个新的海底连接项目，于2023年实现了第一次生产。
其他字段
我们还在北海挪威地区的另外三个油田拥有不同的所有权权益。2023年，合作伙伴运营的Breidablikk项目实现了第一次投产。
探索
2023年，我们参与了位于北海的PL919上的合作运营的VE探井。我们还获得了两个新的勘探许可证，位于北海的PL1146B和PL036G，并交易成了位于挪威海的两个许可证，PL886和PL886B。2023年第三季度，我们将位于挪威海并于2020年钻探的许可证PL1009上暂停的Warka发现井的投资记录为干井费用。2024年，我们计划钻探位于挪威海的2020年Slagugle发现的第二口评估井，并参与Alvheim Deep探矿的合作伙伴运营的探井。
交通运输
我们拥有诺派克石油管道系统35.1%的权益，这是一条220英里长的管道，将原油从Ekofisk输送到位于英国蒂赛德的原油稳定和NGL加工设施。
设施
我们在英国蒂赛德经营原油稳定和NGL加工设施，并拥有该设施40.25%的所有权，以支持我们在挪威的业务。
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卡塔尔
2023
利息运算符原油
Mbd		NGL
Mbd		天然气
MMcfd		总计
Mboed
日均净生产量
卡塔尔能源液化天然气N(3)30.0 %卡塔尔能源液化天然气13 8 375 83 
卡塔尔能源LNG N(3)(N3)前身为卡塔尔液化天然气有限公司(3)(QG3)，是卡塔尔能源(68.5%)、康菲石油(30%)和三井株式会社(1.5%)共同拥有的综合开发项目。N3由上游天然气生产设施组成，除了每年780万总吨的液化天然气设施外，这些设施在25年的使用寿命内每天从卡塔尔北部气田生产约1.4亿毛BCF天然气。液化天然气用租用的液化天然气运输船运输，运往全球销售。
N3将陆上和离岸资产的开发作为与卡塔尔能源LNG N(4)(N4)(前身为卡塔尔天然气4号(Qg4))的单一综合开发，后者是卡塔尔能源和壳牌公司的合资企业。这包括联合开发位于北气田一个共同海上区块的海上设施，以及为N3和N4合资企业建造两个相同的液化天然气工艺列车和相关的气体处理设施。液化天然气列车和相关设施的生产是合并和共享的。
2022年，我们与卡塔尔能源公司成立了两家新的合资企业，分别获得了25%的权益，参与了北气田东部(NFE)和北气田南部(NFS)液化天然气项目。成立NFE合资企业QatarEnergy LNG NFE(4)(Nfe4)，前身为卡塔尔液化天然气有限公司(8)(QG8)，于2022年12月结束；成立NFS合资企业QatarEnergy LNG NFS(3)(NFS3)，前身为卡塔尔液化天然气有限公司(12)(QG12)，于2023年6月结束。见附注3和注4.
利比亚
2023
利息运算符原油
Mbd		NGL
Mbd		天然气
MMcfd		总计
Mboed
日均净生产量
娃哈特许权20.4 %娃哈石油公司48 — 29 53 
Waha特许权由多个特许权组成，包括苏尔特盆地约1300万英亩的陆上勘探和生产活动。石油通过管道运输到埃斯西德尔码头出口。天然气在国内运输和销售。目前的产量来自娃哈特许权内的13个现有油田。
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企业和物业
目录表
亚太地区
asiapacificmap.jpg




亚太地区在马来西亚、澳大利亚、中国有勘探和生产业务，在中国、新加坡和日本有商业业务。2023年，亚太地区的业务占我们综合液体产量的5%，占我们综合天然气产量的3%。
澳大利亚
2023
利息运算符原油
Mbd		NGL
Mbd		天然气
MMcfd		总计
Mboed
日均净生产量
澳大利亚太平洋液化天然气47.5 %康菲石油/本源能源— — 844 141 
澳大利亚太平洋液化天然气有限公司是我们与Origin Energy Limited和中国石化公司(中石化)的合资企业，专注于从澳大利亚昆士兰州的鲍文和苏拉特盆地生产煤层气，以供应国内天然气市场，并将煤层气转化为液化天然气出口。Origin运营APLNG的上游生产和管道系统，我们运营位于昆士兰州格拉德斯通附近柯蒂斯岛的下游LNG设施，以及LNG出口销售业务。
我们运营着两列450万吨/年的全额预订液化天然气列车。预计最终将有大约3500口净油井供应液化天然气销售合同和国内天然气市场。这些油井由收集系统、中央天然气处理和压缩站、水处理设施和一条连接气田和液化天然气设施的出口管道提供支持。根据一份为期20年的760万吨液化天然气销售协议，这些液化天然气将出售给中石化，根据一份为期20年的销售协议，总部位于日本的关西电力公司将出售给大约100万吨液化天然气。
有关其他信息，请参阅见附注3，附注4和注10.
探索
我们拥有位于澳大利亚奥特韦盆地的勘探许可证(T/49P)和(VIC/P79)80%的开采权益。目前正在评估这两个许可证的现有地震数据，以寻找未来的勘探钻探机会。
在2023年期间，我们与澳大利亚的其他运营商签署了一项钻井财团协议，并获得了一份半潜式钻井平台的合同。拟议的勘探计划涉及海底勘测和计划于2025年进行的两口探井。
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企业和物业
目录表
中国
2023
利息运算符原油
Mbd		NGL
Mbd		天然气
MMcfd		总计
Mboed
日均净生产量
蓬莱49.0 %中国海洋石油32 — — 32 
蓬莱
蓬莱19-3、19-9和25-6油田位于渤海湾11/05区块，正在利用大型海上平台和FPSO分阶段开发。该区块生产的大部分原油销往中国国内市场，其余出口到国际市场。

三期包括三个井口平台和一个中央处理平台。第三期的第一批生产于2018年实现。该项目可能包括多达186口油井，截至2023年12月，其中175口已经完工并上线。
4A期由一个井口平台组成，2020年实现首产。该项目可能包括多达62口新油井，截至2023年12月，其中54口已经完工并上线。
4B期包括WHP-H和WHP-N两个井口平台，这两个平台都于2023年第四季度实现了第一次投产。该项目可能包括多达144口新油井，其中3口已于2023年12月完工并上线。
马来西亚
2023
利息运算符原油
Mbd		NGL
Mbd		天然气
MMcfd		总计
Mboed
日均净生产量
Gumusut29.5 %壳13 — — 13 
马利凯35.0 壳12 — — 12 
凯巴巴根(KBB)30.0 KPOC1 — 47 9 
Siakap North-Petai21.0 PTTEP2 — 1 2 
马来西亚总和28 — 48 36 
我们在马来西亚约270万英亩的净地上开展了不同阶段的勘探、开发和生产活动，并在六个PSC中拥有业务权益。其中四个PSC位于马来西亚东部沙巴州附近水域：G区块、J区块和SB405区块，KBBC区块是我们不运营的区块，SB405区块是2021年收购的运营勘探区块。我们还在马来西亚东部沙捞越州附近海域运营另外两个勘探区块--WL4-00区块和SK304区块。

J座
Gumusut
我们在合并后的Gumusut油田拥有29.5%的工作权益。Gumusut第三阶段第一次石油是在2022年实现的。与Gumusut 4期相关的开发钻探计划于2024年初开始，预计2025年初开始开采第一批石油。Gumusut 4期是一个四口井项目，目标是横跨马来西亚和文莱水域的Gumusut油田的文莱面积。单元化的Gumusut油田在FPS上运营，通过管道将石油疏散到沙巴石油和天然气码头(SOGT)，用于提升油轮。
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企业和物业
目录表
KBBC
我们在KBB、Kamunsu East和Kamunsu East Upt Canyon天然气田和凝析气田拥有30%的工作权益。
KBB
天然气通过管道从KBB平台运输到国内天然气市场。2019年，KBB与附近的一艘第三方浮动液化天然气船相连，该船提供了更大的天然气提取能力。
G座
马利凯
我们在Malikai拥有35%的工作权益。马利凯二期开发第一批石油于2021年2月实现。Malikai在张力腿平台上操作，并将石油输送到KBB平台进行加工。通过管道将石油疏散到SOGT，以便提升油轮。
Siakap North-Petai
我们在合并后的Siakap North-Petai(SNP)油田拥有21%的工作权益。SNP第二期的第一批石油于2021年11月实现。SNP油田的海底系统与PTTEP运营的一艘FPSO捆绑在一起。
探索
我们拥有50%的工作权益，并同时运营WL4-00和SK304两个区块。WL4-00区块净占地30万英亩，主要位于Salam和Benum油田。SK304区块位于马来西亚近海的沙捞越海岸，占地110万英亩。我们继续对这些区块进行评估，并正在利用先前油井结果提供的信息来帮助优化未来的开发计划。
2021年，我们获得了SB405区块的经营权和85%的开采权益，该区块涵盖马来西亚近海沙巴州海岸外120万英亩的净面积。2022年获得了一项三维地震调查，目前正在对该数据进行处理和评估。
其他国际组织
另一个国际部分包括在哥伦比亚的利益以及与其他国家以前业务有关的或有事项。
哥伦比亚
我们在中马格达莱纳盆地VMM-3区块拥有80%的运营权益，面积约为67,000英亩。此外，我们在VMM-2区块拥有80%的作业权益，该区块占地约58,000英亩，毗邻VMM-3区块。由于缺乏执行非常规勘探活动所需的明确的环境许可证，该项目的合同目前处于不可抗力状态。此外，哥伦比亚政府支持禁止此类活动。
委内瑞拉
为了讨论我们在委内瑞拉的应急情况，见附注11.
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其他
营销活动
我们的商业机构管理着我们全球的大宗商品组合，包括天然气、原油、沥青、天然气、液化天然气和电力。营销活动通过设在美国、加拿大、欧洲和亚洲的办事处进行。在营销我们的产品时，我们试图将流程中断降至最低，将实现价格最大化，并管理信用风险敞口。商品销售一般按销售时的现行市场价格进行。我们还购买和销售第三方商品数量，以更好地定位公司，在充分利用运输和储存能力的同时满足客户需求。
原油、沥青和天然气
我们的原油、沥青和NGL收入来自美国、加拿大、亚洲、非洲和欧洲的生产。这些商品主要根据合同销售，价格以市场指数为基础，并根据地点、质量和运输进行调整。

天然气
我们生产的天然气以及第三方购买的天然气主要销往美国、加拿大和欧洲。我们的天然气销售给不同的客户组合，包括当地的分销公司；天然气和电力公用事业公司；大型工业公司；独立、综合或国有的石油和天然气公司；以及营销公司。为了减少我们的市场敞口和信用风险，我们还通过稳固和可中断的运输协议将天然气运输到主要市场枢纽。
液化天然气
我们在澳大利亚和卡塔尔拥有股权液化天然气生产设施，根据这些设施，产量主要根据长期合同销售，价格基于市场指数。2023年，我们继续推进我们的全球液化天然气战略，收购了亚瑟港液化天然气(PALNG)设施30%的股权，并签订了500万吨/年的承接能力。我们在北美获得了2.4 Mtpa的额外承购能力，其中包括墨西哥西海岸Saguaro LNG项目约2.2 Mtpa的20年承购协议，条件是墨西哥太平洋达到FID和其他某些先决条件，以及Energia Costa Azul一期0.2 Mtpa的5年承购协议。此外，我们还签署了约1.7 Mtpa的额外再气化能力和服务协议，包括15年1.5 Mtpa的产能协议和0.2 Mtpa的荷兰Gate LNG终端的5年服务协议。我们的营销努力集中在进一步推进我们在欧洲和亚洲的承销量。
能源响应伙伴关系
除了内部响应资源外，我们还在全球几个响应和遏制伙伴关系中保持成员资格，这是我们应急准备计划的关键要素。

海上油井围堵公司(MWCC)
我们是MWCC的创始成员之一，这是一个成立于2010年的非营利性组织，在美国墨西哥湾的深水区域提供井控设备和技术。MWCC的控制系统符合美国安全和环境执法局对海底油井控制系统的要求，该系统可以应对美国墨西哥湾的深水油井控制事件。
溢油反应有限公司(OSRL)-海底油井干预服务(SWIS)
OSRL-SWIS是英国的一个非营利性组织，是一个由行业资助的联合倡议，提供应对海底井控事件的能力。通过我们的SWIS订阅，康菲石油可以访问以响应就绪状态进行维护和存储的设备。这为美国以外的国家提供了良好的封顶和遏制能力。
溢油应急组织(OSRO)
我们保持着几个OSRO的成员资格，其中许多是成员公司拥有的非营利性合作社，我们可以作为董事会成员、指导委员会、工作小组或其他辅助角色积极参与其中。在北美，我们的主要OSRO包括分别用于美国大陆和阿拉斯加清洁海洋的海洋泄漏响应公司，以及用于阿拉斯加北坡和威廉王子湾的船舶护送/响应船只系统。在国际上，我们保持着各种OSRO的成员资格，包括漏油响应有限公司、挪威清洁海洋运营公司协会、澳大利亚海洋漏油中心和马来西亚石油工业互助组织。
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技术
我们有几个技术项目，可以提高我们开发非常规油气藏的能力，提高我们遗留油田的采收率，提高我们勘探项目的效率，以更低的排放量经济地生产重油，并实施可持续发展措施。

液化天然气液化
我们是全球第二大液化天然气液化技术供应商。我们优化的下跌®液化天然气液化技术已获准在世界各地的28列液化天然气列车上使用，目前正在为更多的列车进行进料研究。

低碳技术
2021年，我们成立了一个多学科的低碳技术组织，其使命是支持我们的净零目标，了解替代能源前景，并优先考虑未来竞争性投资的机会。我们继续专注于在我们的全球投资组合中实施减排项目，包括运营效率措施以及减少甲烷和燃烧。2023年4月，我们加快了2030年温室气体排放强度削减目标，在运营总额和净股本基础上，到2030年将在2016年的基础上减少50%-60%。此外，我们设定了到2030年每个京东方甲烷强度低于1.5公斤二氧化碳当量的新的近零甲烷强度目标。我们还在按部就班地实现世界银行在2025年之前实现零增长的常规目标。为了帮助实现这些目标，低碳技术组织继续与公司的业务部门合作，制定和实施针对特定地区的减排倡议，并为难以减少的排放确定潜在的技术解决方案。

在过去的两年里，我们继续努力寻找更多的途径来减少我们的范围1和2的排放，以及为未来的竞争性投资寻找低碳机会。例如：
•我们进行了CCS和电气化研究，启动了零/低排放设备设计改进，安装了持续监测和检测甲烷排放的机制，并实施了运营改革，以减少燃烧和甲烷排放量。
•我们评估了主要位于美国墨西哥湾沿岸的二氧化碳储存点，推进了土地收购工作和业务发展工作，启动了碳封存潜在评估井的许可活动，并为多个机会开展了高级工程研究。
•我们在美国、中东和亚太地区推进了氢气机会。2023年9月，JERA和Uniper与康菲石油一起宣布了一项不具约束力的协议负责人，可能会将氨出售给Uniper。这项协议进一步推进了我们的合作，可能会在美国墨西哥湾沿岸开发一个低碳氨气生产设施，从美国供应低碳燃料，供美国、欧洲、日本和整个亚洲使用。
交付承诺
我们根据各种合同安排销售生产业务中的原油和天然气，其中一些合同规定了固定和可确定数量的交付。我们的商业机构还签订天然气销售合同，用于履行合同的天然气来源可以是现货市场，也可以是我们的储量和现货市场的组合。在全球范围内，我们承诺在未来提供约4400亿立方英尺的天然气、2.75亿桶原油和1590万兆瓦时的电力。这些合同的到期日各不相同，截止日期为2030年。我们希望通过第三方采购来履行这些交付承诺，这得到了我们的天然气管理和电力供应协议的支持；已探明的已开发储量和PUD。有关PUD开发的信息，请参阅合并财务报表附注后面“补充数据-石油和天然气业务”部分中关于“已探明未开发储量”的披露。
竞争
康菲石油是世界领先的生产和储量勘探公司之一，拥有全球多元化的资产组合。我们在E&P业务的各个方面都与私营、上市和国有企业展开竞争。我们的一些竞争对手更大，拥有更多的资源。我们的每个细分市场都竞争激烈，没有单一的竞争对手或一小群竞争对手占据主导地位。
我们与该行业的许多其他公司，包括国有公司竞争，寻找和获得新的供应来源，并以高效、具成本效益的方式生产石油、沥青、天然气和天然气。我们将产品投放到世界各地的大宗商品市场。竞争的主要方法包括地质、地球物理和工程研究和技术；经验和专业知识；设备和人员；与投资组合管理和安全运营石油和天然气生产资产有关的经济分析。
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企业和物业
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人力资本管理
价值观、原则与治理
在康菲石油，我们的战略、业绩、文化和声誉都由我们的员工推动。我们认识到，在我们这个不断变化的行业中，吸引、留住和发展人才是竞争的当务之急。我们的人力资本管理(HCM)方法以我们的核心精神价值观-安全、人员、诚信、责任、创新和团队合作-为基础。这些精神价值观为我们如何与所有内部和外部利益相关者互动奠定了基调。我们相信一个安全的组织就是一个成功的组织，因此，我们将整个公司的个人和过程安全放在首位。我们的精神价值观是骄傲的源泉。我们的日常工作以问责和绩效原则为指导，这意味着我们的工作方式与我们提供的结果一样重要。我们相信，这些核心价值观和原则使我们脱颖而出，使我们的员工队伍保持一致，并为我们的文化提供了基础。
我们的行政领导团队(ELT)和我们的董事会在制定我们的HCM战略和推动问责制以取得有意义的进展方面发挥着关键作用。ELT和董事会经常就与劳动力相关的话题进行交流。我们的人性化管理计划由我们的人力资源职能部门监督和管理，并得到整个公司业务领导人的支持。
我们依靠我们的员工成功地执行公司的战略，我们认识到创造一个让我们的员工感到有价值的工作场所的重要性。我们的人力资源管理计划建立在我们认为成功所必需的三大支柱之上：令人信服的文化、吸引世界一流的劳动力和重视我们的员工。下面将对这些支柱中的每一个进行更详细的描述。
令人信服的文化
我们的工作方式使我们脱颖而出，并推动我们的表现。我们是我们所做的工作的专家，并不断地寻找方法将我们的工作做得更好。我们不同的背景、想法和观点推动了我们的成功。我们一起提供了强劲的业绩，但并不是不惜一切代价。我们拥抱我们的核心文化属性，这些属性是每个人在任何地方都共享的。
健康、安全和环境
我们的HSE组织为我们的员工设定期望，并提供工具和保证，以促进和实现HSE卓越。我们管理并保证康菲石油的健康、安全和环保政策、标准和做法，以帮助确保全球范围内的商业活动始终如一地安全、健康并以对环境和社会负责的方式进行。每个业务单位管理其当地业务风险，特别注意工艺安全、职业安全以及环境和应急准备风险。每年设定并跟踪目标、指标和截止日期，以推动强劲的HSE业绩。跟踪进度并向我们的英语教学和董事会报告。 HSE审核针对业务单位和员工组进行，以确保符合康菲石油的HSE政策、标准和实践，并确定并跟踪改进措施直至完成。
我们一直在寻找更安全、更高效、更负责任的运营方式。我们通过强调人员、设备和工作流程之间的互动，专注于减少人为错误。我们相信，我们的HSE政策，如救生规则、过程安全基本原则、安全程序和我们的停工政策，可以降低意外事件发生的可能性和严重性。我们对所有严重事故进行彻底调查，以了解根本原因并分享全球经验教训，以改进我们的设施设计、程序、培训、维护计划和设计。重要的是，我们必须推动持续学习和改进的HSE文化，完善我们现有的HSE流程和工具，并加强我们对安全、高效和负责任的运营的承诺。
多样性、公平性和包容性
随着我们行业的发展，我们将继续面临新的机遇和挑战，需要一支有能力应对这种发展的劳动力。我们还需要培养一种环境，鼓励每个人都能做出贡献--无论他们的角色、级别或位置如何。这就是创新蓬勃发展的方式，从而带来更好的商业结果。这就是为什么我们一直强调并致力于提升Dei和创造一个伟大的工作场所。

在康菲石油，我们相信我们独特的差异为能源的未来提供动力。我们的愿景是培养一种包容的文化，重视员工的背景、身份和工作风格的丰富组合，建立在公平做法的基础上，支持所有员工充分释放他们的潜力。我们对Dei的承诺是我们的精神价值观和实现我们的业务目标的基础。所有员工都在创造和维持包容的工作环境方面发挥着作用，因为每个人都从Dei中受益。

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ELT对通过治理结构推进我们的Dei承诺负有最终责任，该治理结构包括一名首席多元化官(CDO)、一个专门的Dei组织和一个由公司各部门高级领导人组成的全球Dei理事会。该公司基于透明的Dei战略制定目标和衡量进展，并以四大支柱指导我们的重点和方法：人员、计划和流程、文化以及我们的外部品牌和声誉。所有公司领导都有责任通过当地的努力来推进Dei。我们与董事会定期审查我们的Dei努力和进展。
我们继续在全球范围内积极监测多样性指标。我们致力于在建设一个更加多样化、公平和包容的工作场所时保持透明。按性别、种族和国家/地区分列的2023年员工人口统计表如下：
2023名员工，按性别和种族/族裔划分
全球美国
男性女性白色PoC*
所有员工73 %27 %68 %32 %
所有领导层74 26 76 24 
最高领导层74 26 82 18 
初级领导层74 26 74 26 
*“POC”是指在美国自我报告的有色人种或种族和少数民族。
2023名员工(按国家/地区)
占总数的百分比
美国66 %
挪威16 
加拿大9 
澳大利亚3 
英国3 
其他全球地点3 
100 %
吸引世界一流的劳动力
我们的持续成功需要一支在全球拥有合适技能的强大员工队伍，以实现我们的战略目标。我们广泛招聘具有关键技能的有经验的员工，以帮助我们保持广泛的专业知识。我们还提供跨多个学科的大学实习机会，并与多元化组织和大学合作，为早期职业人才创造一个渠道。我们努力确保在招聘过程的每个方面都采取公平的做法，并进行人才评估，以确保我们有组织能力和能力成功执行我们的商业计划。
我们通过内部人才仪表板密切监控招聘指标，并跟踪自愿离职指标，以指导我们的留任活动。
2023年招聘和自然减员指标
占总数的百分比
美国大学录取申请73 %
美国接受实习生71 
多元化招聘--女性27 
多元化招聘-美国概念验证41 
自愿减员总数4 
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重视我们的员工

员工敬业度和发展
我们专注于员工的参与和发展，鼓励我们的员工在康菲石油建立多样化和成就感的职业生涯。我们通过在职学习、正式培训、定期反馈、教练和指导相结合的方式来发展我们的员工队伍。以技能为基础的人才管理团队(TMT)根据技能、纪律和地点指导有针对性的员工发展和职业发展。TMT帮助确定我们的劳动力规划需求，并评估公司内关键技能集的可用性。我们使用注重客观性、可信度和透明度的绩效管理计划。该计划包括广泛的利益相关者反馈，实时的货币和非货币认可，以及正式的“如何”评级，以评估行为，以确保它们与我们的精神价值观一致。

我们通过个人和职业发展机会增强员工的职业发展能力，包括个人发展计划、与主管的年度职业发展对话、自愿360反馈工具以及广泛的技术和专业技能培训。继任规划是管理层和董事会的首要任务。这项工作确保我们拥有担任关键领导角色的人才，并有助于激励员工发挥他们的最终潜力，并限制业务中断。

采取措施衡量和评估员工满意度和敬业度是长期业务成功的核心，并为我们的全球员工创造一个良好的工作场所。自2019年以来，康菲石油视角调查已成为我们收集员工情绪反馈和宣传我们的“我们是谁”文化的主要倾听平台。我们的领导层审查调查反馈，以指导优先事项和目标。我们的员工反馈策略通过这项年度敬业度调查提供，并根据需要进行；我们利用较短的临时调查来释放有针对性的见解，以支持我们的人力资本优先事项。
薪酬、福利和福利
我们提供具有竞争力的、基于绩效的薪酬方案，并在全球范围内实行公平的薪酬做法。我们的薪酬计划通常由基本工资、年度可变现金奖励计划(VCIP)和对符合条件的员工的限制性股票单位(RSU)计划组成。从首席执行官到一线员工，每个员工都参与了我们的年度激励计划VCIP，该计划将员工薪酬与康菲石油在关键绩效指标上的成功挂钩，并认可个人表现。我们的RSU计划旨在通过鼓励持股来吸引和留住员工，奖励业绩，并使员工利益与股东保持一致。我们的退休和储蓄计划旨在支持我们员工的财务未来，并在当地市场具有竞争力。

我们经常对我们的全球薪酬和福利计划进行基准评估，以确保它们具有竞争力、包容性，与公司文化保持一致，并允许我们的员工满足他们的个人需求及其家庭需求。我们提供灵活的工作时间安排和有竞争力的休假时间，包括许多地点的育儿假政策。我们还通过全球所有地点的混合办公室工作(How)计划为员工提供灵活性，为符合条件的员工提供办公室和家庭工作的组合。我们还为需要残疾支助、老年人护理和儿童护理的家庭提供覆盖，包括现场儿童护理，在这些地方，获得当地的儿童护理是一项挑战。

我们的全球健康计划包括生物识别筛查和健身挑战，旨在教育和促进健康的生活方式。所有员工都可以使用我们的员工援助计划，我们的许多地点都提供定制计划来支持精神健康。
薪酬风险缓解
我们已经考虑了与我们的每个高管和广泛的薪酬计划和政策相关的风险。作为分析的一部分，我们考虑了我们使用的绩效衡量标准，以及我们在每个激励性薪酬计划下使用的不同类型的薪酬、不同的绩效衡量期限和延长的授予时间表。作为这项审查的结果，管理层得出结论，我们的薪酬政策和做法产生的风险不太可能对公司产生重大不利影响。作为董事会监督我们风险管理计划的一部分，人力资源薪酬委员会(HRCC)在其独立薪酬顾问的协助下进行了类似的审查。人力资源协调委员会同意管理层的结论，即由我们的薪酬政策和做法产生的风险不太可能对公司产生重大不利影响。
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一般信息
《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》中包含的环境信息56穿过58在标题“环境”和“气候变化”下，通过引用将其并入本文。它包括关于2023年已支出和资本化的环境成本以及预计2024年和2025年的环境成本的信息。
美国证券交易委员会报道的网站访问
我们的互联网网址是Www.conocophillips.com。我们的互联网网站上包含的信息不是本报告10-K表的一部分。
我们的年度报告Form 10-K、Form 10-Q季度报告Form 10-Q、Form 8-K当前报告以及根据1934年《证券交易法》第13(A)或15(D)节提交或提供的对这些报告的任何修订，在向美国证券交易委员会提交或提交此类报告后，在合理可行的范围内尽快免费发布在我们的网站上。或者，您也可以在美国证券交易委员会的网站上访问这些报告Www.sec.gov.
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风险因素
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第1A项。风险因素
除了本10-K表格年度报告中包含的其他信息外，您还应仔细考虑以下风险因素。这些风险因素并不是我们面临的唯一风险。我们的业务还可能受到其他风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性目前我们不知道或我们目前认为是无关紧要的。如果这些风险中的任何一项或其他未知或目前被认为不重要的风险发生，我们的业务、经营业绩和财务状况以及对我们普通股的投资价值可能会受到重大不利影响。
与我们的行业相关的风险
我们的经营业绩、我们执行战略的能力以及我们资产的账面价值都受到大宗商品价格波动或大宗商品价格长期低迷的影响。
影响我们收入、经营业绩和未来增长率的最重要因素是原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气的销售价格。这些价格与可能大幅波动的市场价格挂钩，影响价格的许多因素都不是我们所能控制的。例如，在2023年期间，WTI原油价格从3月份每桶67美元的低点到8月份每桶94美元的高位不等。鉴于大宗商品价格驱动因素的波动以及全球政治和经济环境，包括潜在的经济放缓或衰退，未来全球健康危机(如与新冠肺炎大流行有关的危机)造成的意想不到的供需冲击，或全球各产油区最近(和未来可能)武装敌对行动造成的不确定性增加，原油、沥青、液化天然气、天然气和液化天然气的价格可能会继续波动。
大宗商品价格长期低迷可能会对我们的收入、营业收入、现金流和流动性产生重大不利影响，还可能影响我们选择宣布和支付的普通股股息金额、我们选择作为股票回购计划一部分收购的股票数量以及此类收购的时机。较低的价格还可能限制我们在经济上能够生产的储量数量，从而对我们的已探明储量和储量替换率产生不利影响，并随着我们继续从上游油田生产，加速降低现有储量水平。长期低迷的价格可能会影响与我们运营相关的战略决策，包括减少资本投资或削减运营产量的决定。
原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气价格的大幅下降也可能要求我们减少资本支出，损害我们资产的账面价值，或者停止将某些资产归类为已探明储量。虽然目前尚不能量化未来减值的影响或我们的单位生产率的估计变化，但我们的经营业绩可能会因此受到不利影响。
除非我们成功地开发资源，否则我们的业务范围将会下降，从而对我们的业务造成不利影响。
随着我们从现有的投资组合中生产原油、沥青、天然气和天然气，我们剩余的储量数量会下降。如果我们不能成功地取代我们生产的具有良好未来有机发展前景的资源，或者通过收购，我们的业务将会下滑。此外，我们能否成功开发我们的储量取决于我们能否实现一些运营和战略目标，其中一些方面是我们无法控制的，包括应对政治和监管挑战，以获得和续签碳氢化合物开发和生产权利；储油层优化；使长期筹备时间、资本密集型项目按预算和计划完成；以及高效和有利可图地运营成熟资产。如果我们不能成功地开发我们投资组合中的资源，我们的财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。
油气勘探和生产是一个竞争激烈的行业。
原油、沥青、天然气和天然气的勘探和生产是一个竞争激烈的行业。我们在勘探和生产业务的各个方面与私营、公共和国有公司竞争，包括寻找、收购和开发新的供应来源，并以高效、具成本效益的方式生产原油、沥青、天然气和天然气。此外，随着能源转型的推进，我们预计石油和天然气行业将面临来自替代燃料的额外竞争。我们还必须竞争开展业务所需的材料、设备、服务、员工和其他人员(包括地质学家、地球物理学家、工程师和其他专家)。如果我们在这场竞争的任何方面都不成功，我们的财务状况和经营结果可能会受到不利影响。
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风险因素
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我们成功执行能源过渡计划的能力受到许多风险和不确定性的影响，实现这一目标的成本可能很高。
2020年，我们宣布了与巴黎气候变化框架相一致的气候风险框架，包括到2050年实现净零运营排放的目标。于2022年，我们发布了《净零能源转型计划》（“计划”），并继续围绕运营温室气体排放强度以及减少甲烷排放和燃除制定越来越雄心勃勃的目标。我们实现既定目标、目的和抱负的能力受到我们无法控制的风险和不确定性、政府政策和市场以及可能损害我们执行当前或未来计划的能力的潜在法规的影响。实现这一目标还取决于加快发展有效的排放测量和减排技术的步伐，而实际的发展步伐可能不够，或者实际开发的技术可能不够。此外，我们仍处于规划阶段，该计划的执行可能代价高昂，可能会遇到无法预见的障碍，可能会在为该计划分配的时间范围内以不同的速度进行，并且可能会以我们目前无法预测的方式完成。我们将来可能会被要求购买排放额度，而抵消供应可能不足以实现我们的目标，或者我们可能会因购买此类抵消而产生越来越大的费用。随着先进技术的发展，我们可能会被要求修改我们的排放估计和减排目标，或以其他方式修改我们在计划中概述的战略。我们可能会受到不利影响，并可能需要减少某些资产的经济油田使用寿命，并因我们部分资产的排放强度而减值相关的账面净值。即使我们实现了目标，我们的努力也可能被认为是不够的。

于2021年，我们成立了低碳技术组织，以识别及评估可解决最终用途排放的商机，以及可利用我们现有专业知识及邻近地区的早期低碳技术商机。我们对这些技术的投资可能会使我们面临许多财务、法律、运营、声誉和其他风险。虽然我们对这些投资进行了全面的分析，但相关的技术和市场仍处于早期发展阶段，我们还不知道我们将实现什么回报率。此外，我们可能无法以商业规模部署这些技术。我们低碳战略的成功将部分取决于政府机构的合作、利益相关者的支持、我们研究和预测潜在投资的能力，以及我们将现有优势和专业知识应用于新技术、项目和市场的能力。

原油、沥青、天然气及天然气凝析油储量的估计并不准确，可能会作出修订，而我们对原油、沥青、天然气及天然气凝析油储量估计所依据的因素及假设的任何重大变动均可能损害该等储量的数量及价值。
本年报所载的已探明储量资料代表管理层根据截至指定日期的假设对原油、沥青、天然气及天然气凝析液地下积聚物的开采量作出的最佳估计。该等交易量无法直接计量，而管理层所使用的估计及相关假设存在重大风险及不确定性。我们对这些项目的估计所依据的因素和假设的任何重大变化可能会对所报告的储备量产生重大负面影响，或可能导致我们产生与这些储备生产相关的财产减值费用。除其他外，政府监管和商品价格的变化也可能导致未来的储备调整。有关所用估计值的更多信息，请参见 管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析的“关键会计估计”部分.
我们的业务可能会受到以下因素的不利影响：价格管制;政府对原油、沥青、液化天然气、天然气和天然气液化物的生产或出口施加的限制;或我们生产原油、沥青、天然气和天然气液化物时无法获得足够的收集、加工、压缩、运输和管道设施和设备。
如本文所述，我们的业务受到多个司法管辖区的广泛政府法规的约束。监管机构不时对生产实行价格控制和限制，将原油、沥青、天然气和NGL井的流速限制在实际生产能力以下。同样，为应对国内能源成本增加、符合国家经济利益的情况或宣布的国家紧急状态，政府可能会限制我们产品的出口或进口，这将对我们的业务产生不利影响。由于法律要求经常变化并受解释的影响，我们无法预测未来是否会对我们的业务实施限制或适用于我们。
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风险因素
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我们销售和交付我们生产的原油、沥青、LNG、天然气和NGL的能力也取决于收集、加工、压缩、运输和管道设施和设备的可用性、距离和容量，以及准备我们的原油、沥青、LNG、天然气和NGL以供运输的任何必要稀释剂。我们依赖的设施、设备和稀释剂可能由于市场状况、极端天气事件、许可延迟和其他监管事项、机械原因或其他因素或条件而暂时无法使用，其中许多因素或条件超出了我们的控制范围。此外，在某些较新的区块中，必要的设施、设备和稀释剂的容量可能不足以适应现有井和新井的生产，并且施工和许可延迟、许可成本和监管或其他约束可能限制或延迟新设施和设备的施工、制造或其他获取。如果我们所依赖的任何设施、设备或稀释剂或任何运输方法和渠道在任何时间段内不可用，我们可能会增加运输我们的原油、沥青、液化天然气、天然气和NGL以供销售的成本;我们可能被迫削减原油、沥青、天然气或NGL的产量，或者我们可能无法实现计划中的所有目标，例如减少常规燃烧。
我们管理风险或影响合资企业结果的能力可能受到限制。
我们通过合资企业开展许多业务，其中另一家合资企业合作伙伴是运营商，或者我们可能没有多数控制权。在这些情况下，运营商或投票多数的经济、商业或法律利益或目标可能与我们的不一致，我们可能无法影响决策或结果，使其与我们的利益或目标保持一致。与我们拥有合资企业权益的运营商或投票多数未能充分管理与任何运营相关的风险，可能会对我们合资企业的财务状况或运营业绩产生不利影响，进而对我们的业务和运营产生不利影响。
我们的业务受到危害和风险的影响，需要进行重大和持续的监督。
我们的运营受到各种需要重大和持续监督的危害和风险的影响，例如监测、预防或缓解或保护免受爆炸、火灾、产品泄漏、恶劣天气、地质事件、全球健康危机（如流行病和流行病）、劳资纠纷、地缘政治紧张局势、武装敌对行动、恐怖主义或海盗袭击、破坏、内乱或网络攻击。我们的业务受到额外的危害，涉及接触和潜在释放污染物和有毒物质，以及其他环境危害和风险。例如，由于地下条件复杂，如较高的储层压力、水深和海洋气象条件，近海活动可能造成越来越大的风险。所有该等危险可能导致人命损失、重大财产及设备损坏、环境污染、营运受损、对我们造成重大损失及对我们声誉造成损害。如果我们没有以适当的方式应对或被认为没有以适当的方式应对任何这些危害和风险或任何其他重大危机，或者如果我们无法有效地恢复或更换受影响的运营组件和能力，我们的业务和运营可能会受到干扰。应对全球健康危机、流行病或大流行病（包括未来爆发的COVID-19）的对策可能导致对我们产品的需求减少;我们的供应链、全球经济或金融或商品市场中断;我们与服务提供商、供应商和其他交易对手的合同安排中断;我们的供应商、合同制造商、承包商、合资伙伴和外部业务伙伴未能履行其对我们的义务;劳动力生产率下降;以及自愿或非自愿削减。此外，我们的保险可能不足以补偿我们上述所有由此产生的损失，而获得足够保险的成本可能会在未来增加或可能无法获得。

此外，尽管我们设计和运营业务以适应预期的气候条件，但如果地球气候发生重大变化，例如我们运营的市场或我们资产所在地区的天气条件更加恶劣或频繁，我们可能会增加费用，我们的运营和供应链可能会受到不利影响，对我们产品的需求可能会下降。
任何这些因素，或这些因素的其他连锁反应，都可能大幅增加我们的成本;对我们的收入或实施和推进计划的能力产生负面影响;并损害我们的财务状况，经营业绩，现金流和流动性状况。目前无法预测任何此类影响的全部程度和持续时间，因为其来源、原因和结果缺乏确定性。

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法律和监管风险
由于我们遵守现有及未来的环境法律及法规，我们预期将继续产生大量资本开支及营运成本。
我们的业务须遵守多项与保护环境有关的法律及法规，预期这些法律及法规将继续对我们的营运产生越来越大的影响。有关这些最重要的环境法律和法规的说明，请参阅 “意外事故-环境”， “-气候变化”和“-公司应对气候相关风险” 管理部门对财务状况和经营结果的讨论和分析。这些法律法规在数量和复杂性上都在继续增加，并影响到我们在以下方面的业务：
•勘探、钻探、生产和其他活动所需的许可证，包括国家、国家以下和地方当局颁发的许可证；
•向环境排放污染物；
•排放到大气中，如氮氧化物、二氧化硫、汞和温室气体排放，包括甲烷；
•碳税；
•处理、使用、储存、运输、处置和清理危险材料及危险和非危险废物；
•拆除、废弃和修复使用年限结束的历史财产和设施；以及
•某些地区的勘探和生产活动，如近海环境、北极油田、油砂储集层和非常规地区。
由于这些法律和法规，我们已经并将继续产生大量的资本、运营和维护以及补救费用。此外，如果这些支出是由买方承担的，那么如果买方不能履行这些义务，可能会导致我们产生大量费用。如果我们实际或被认为未能遵守现有或未来的法律、法规和其他要求，可能会导致行政或民事处罚、刑事罚款、其他执法行动或针对我们的第三方诉讼。如果这些支出和所有成本最终没有反映在我们的产品价格中，我们的业务、财务状况、经营结果和未来时期的现金流以及我们实施和推进该计划的能力可能会受到不利影响。
现有和未来与全球气候变化相关的法律、法规和内部倡议，如限制温室气体排放，可能会影响或限制我们的业务计划，导致巨额支出，促进替代能源使用或减少对我们产品的需求。
政治和社会对全球气候变化问题的持续关注导致了现有的和即将达成的限制温室气体排放的国际协定和国家、区域或地方立法和监管措施，如总量管制和交易制度、具体的排放标准、碳税、限制性许可、提高燃油效率标准以及对可再生能源和替代能源的奖励或授权。尽管我们可能支持旨在应对气候相关风险的立法和监管措施的意图，但如何以及何时颁布这些措施的细节可能会对我们的业务、财务状况、未来时期的运营结果和现金流以及我们实施和推进该计划的能力造成实质性的不利影响。

例如，2023年12月，美国环保局公布了一项最终规则，修订了管理新石油和天然气生产设施排放甲烷和挥发性有机化合物的法规，以及排放指南，供各州在修订《清洁空气法》实施计划时使用，以限制现有石油和天然气设施的甲烷排放。最终规则可能导致额外的资本支出以及合规、运营和维护成本，其中任何一项都可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。

此外，2023年，美国加入了国际社会的行列，参加了第28届缔约方大会(COP28)，在会上，美国和其他近200个国家，包括我们开展业务的大多数国家，重申了实现2015年《巴黎协定》目标的承诺。COP28包括了一项关于在本十年结束前逐步加强气候行动的世界上第一个“全球评估”的决定--包括到2030年将可再生能源装机容量增加两倍的目标--以及它的最终协议首次明确建议“在能源体系中摆脱化石燃料”。执行目前的协议和监管措施，以及任何未来应对气候变化和温室气体排放的协议或措施，可能会不利地增加我们的资本和运营费用，
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影响对我们产品的需求，对我们的产品或业务征税，或要求我们购买排放抵免或减少我们业务的温室气体排放。例如，2022年8月，美国颁布了2022年《降低通胀法案》，其中包括对石油和天然气行业选定的设施征收甲烷排放费，其中包括康菲石油运营的许多设施。因此，我们可能产生大量资本支出以及合规、运营、维护和补救成本，其中任何一项都可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。

有关影响或可能影响我们运营的与全球气候变化相关的可能法规的立法或前身的更多信息，以及对公司反应的描述，请参阅“突发事件--气候变化”和“-公司对气候相关风险的反应”管理部门对财务状况和经营结果的讨论和分析。
投资者和社会对全球气候变化的更广泛关注和努力，可能会限制谁可以与我们做生意，或者限制我们进入金融市场的机会，并可能使我们面临诉讼。

对全球气候变化的日益关注也导致股东、金融机构和其他金融市场参与者施加压力，可能限制或停止对石油和天然气公司的投资、保险和资金。例如，相当多的金融机构现在是格拉斯哥净零金融联盟(格拉斯哥金融联盟)的成员，从而承诺到2050年实现净零的目标，并为2030年或更早设定中期目标。虽然他们不被禁止与石油和天然气公司做生意，但GFANZ成员可以自我施加限制。相反，我们还面临来自投资界一些人和某些公共利益团体的压力，要求我们在决策时限制对ESG的关注，理由是ESG考虑与财务结果无关。随着公众对金融业的压力继续增加，我们的资金成本可能会增加。
此外，对全球气候变化的日益关注导致了政府调查和私人诉讼的可能性增加，这可能会增加我们的成本或以其他方式对我们的业务产生不利影响。从2017年开始，一直持续到2023年，美国几个州/地区的市、县、政府和其他实体对包括康菲石油在内的石油和天然气公司提起诉讼，要求补偿性损害赔偿和公平救济，以减轻所谓的气候变化影响。预计还会有更多具有类似指控的诉讼。原告要求的金额没有具体说明，这些案件涉及的法律和事实问题是前所未有的。康菲石油认为，这些诉讼在事实上和法律上都是没有根据的，不适合用来应对与气候变化相关的挑战，并将大力抗辩此类诉讼。最终的结果和对我们的影响无法确定地预测，我们预计在未来为这些和类似的诉讼辩护会产生大量的法律费用。我们还可能收到诉讼，指控我们未能或缺乏努力实现我们公开宣布的ESG目标，或指控与我们的ESG活动有关的失实陈述。
政治和经济发展可能会损害我们的业务，并大幅减少我们的盈利能力和现金流。
美国、州、地方和外国政府的行动，通过制裁、税收和其他立法、行政命令和商业限制，可能会降低我们在美国和海外的运营利润。在某些地方，政府或某些利益集团强加或提议了对我们的业务的限制；租赁限制；特殊税收或纳税评估；以及可能要求我们披露竞争敏感信息或可能导致我们违反其他国家的保密法律的支付透明度规定。此外，我们可能面临美国的监管变化，包括但不限于，制定对化石燃料行业产生不利影响的税法变化，新的甲烷排放标准，限制或禁止燃烧和地下水处理的要求，更严格的环境影响研究和审查，以及禁止或限制液化天然气出口的政策。类似的监管转变，包括随之而来的更高成本和市场准入限制，也可能在我们开展业务的国际司法管辖区发生。

水力压裂是一种基本的完井技术，它可以促进石油和天然气的生产，否则就会被困在较低渗透率的岩层中。从历史上看，水力压裂一直受到政治和监管部门的密切关注。目前，在一些司法管辖区，一系列地方、州、联邦和国家法律法规管理、限制或禁止水力压裂。对水力压裂或其他石油和天然气作业，包括地下水处理，新的或更严格的许可、披露或其他监管要求，可能导致成本增加、运营限制或运营延误，或可能限制石油和天然气资源的开发能力。
此外，某些利益集团还提出了投票倡议、有争议的租赁销售和挑战项目许可证，例如，限制石油和天然气开发以及具体项目，包括
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风险因素
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阿拉斯加的柳树项目。如果投票倡议、地方、州或国家的限制或禁令被采纳，并导致我们在开展业务的地区对石油和天然气的生产和开发施加更严格的限制，我们可能会产生大量成本来满足这些要求，或者在批准或追求勘探、开发或生产活动方面可能会遇到延误或削减。此类合规成本和延误、削减、限制或禁令可能会对我们的业务、前景、运营结果、财务状况、流动性以及实施和推进计划的能力产生重大不利影响。
国际市场的政治和经济因素可能会对我们产生实质性的不利影响。

截至2023年12月31日，我们约31%的碳氢化合物生产来自美国以外的生产，截至2023年12月31日，我们已探明储量的33%位于美国以外。我们在外国司法管辖区和国际市场的运营受到相关风险的影响，包括与原油、沥青、液化天然气、天然气或天然气价格和税收相关的外国政府政策的变化；其他监管或经济发展(包括国际贸易政策和争端的宏观影响)；破坏性的地缘政治条件以及国际货币和汇率波动。例如，2022年12月，为了应对俄罗斯和乌克兰冲突导致的能源价格上涨，澳大利亚议会通过了一项立法，规定天然气价格上限为一年。2023年出台了进一步的立法，将价格上限延长至至少2025年6月，但需进行进一步审查和某些豁免。如果各国政府将限制石油和天然气生产视为推行国家和全球能源安全和气候政策的可行方法，那么对石油和天然气生产的限制可能会增加。2023年底和2024年初中东地缘政治紧张局势的升级突出表明，这一考虑仍然具有现实意义。此外，我们开展业务的一些国家缺乏完全独立的司法系统。这一点，加上外国法律或政策的变化，导致缺乏法律确定性，使我们的业务面临更大的风险，包括在这些司法管辖区执行我们的协议的难度增加，以及地方政府当局采取不利行动(如征收)的风险增加。东道国政府的行动，如委内瑞拉政府没收我们的石油资产，过去对我们的业务产生了重大影响，未来可能还会继续如此。

此外，美国政府有权阻止或限制我们在外国司法管辖区或与某些方开展业务。这些限制和外国政府施加的类似限制，在过去限制了我们在不同司法管辖区开展业务或获得机会的能力。美国政府与一个或多个外国司法管辖区之间的外交关系或政策可能会削弱我们在针对这些外国司法管辖区的法律诉讼中收取赔偿的能力。国内和国际政策和法规的变化也可能限制我们获得或保持在外国司法管辖区运营所需的许可证或许可的能力，包括钻探和开发油井所需的许可证或许可证。同样，宣布“气候紧急状态”可能会导致采取行动限制我们的产品出口和其他限制。
这些行动中的任何一项都可能对我们的业务或经营结果产生不利影响，包括我们实施和推进计划的能力。
我们的业务或运营面临的其他风险因素
我们未来可能需要额外的资本，而且可能不会以可接受的条件提供，或者根本不能提供。
我们历来主要依靠业务产生的现金来为我们的运营和战略提供资金；然而，我们也不时地依赖于进入资本市场来筹集资金。不能保证将来会以可接受的条件或根本不能提供更多的资金。此外，尽管我们预计我们将能够在现有债务到期时或根据我们声明的计划偿还现有债务，但不能保证我们能够做到这一点。我们是否有能力在现有债务到期时获得额外融资或根据我们的计划对其进行再融资，将受到许多因素的影响，包括市场状况、我们的经营业绩、投资者情绪、影响金融机构和更广泛信贷市场的风险以及金融机构关于石油和天然气行业的政策。如果我们因任何原因无法从运营中获得足够的资金或筹集额外资本，我们的业务可能会受到不利影响。
此外，主要评级机构定期根据多个因素对我们进行评估，包括我们的财务实力和对石油和天然气行业产生普遍影响的状况。过去，由于负面的大宗商品价格前景，我们和其他行业公司的评级都被下调了。这些主要评级机构在评估信用状况时，现在都在考虑ESG属性。尽管这些评估在今天的影响有限，但随着时间的推移，它们可能会对信用评级构成压力。我们信用评级的任何下调或宣布我们的信用评级正在接受审查，以确定可能的降级，都可能增加与我们产生的任何额外债务相关的成本。
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风险因素
目录表
我们的业务可能会受到与我们有业务往来的第三方信用质量恶化或合同违约的不利影响。
我们的业务运营要求我们与在不同行业经营的众多交易对手进行交易，包括在石油和天然气行业经营的其他公司。这些交易对手可能会因经营失败或缺乏流动性或其他原因(包括破产)而拖欠对我们的义务。市场对这些交易对手的信用质量或其继续履行现有债务的能力的猜测，也可能加剧它们正在经历的任何经营困难或流动性问题。我们的任何交易对手的任何违约都可能导致我们无法履行我们与第三方达成的协议下的义务，或者可能以其他方式对我们的业务或运营结果产生不利影响。此外，由于违约，我们针对任何交易对手的权利可能不足以补偿我们由此造成的损害，或者在某些情况下可能根本无法强制执行。我们还可能被迫产生额外的成本，因为我们试图执行我们对违约交易对手拥有的任何权利，这可能会进一步对我们的运营结果产生不利影响。
我们执行资本返还计划的能力受到某些考虑。
2021年12月，我们启动了由普通股息、股票回购和可变现金回报(VROC)组成的三级资本回报计划。
普通股息由我们的董事会自行决定，并取决于许多因素，包括：
•可供分配的现金；
•我们的运营结果和预期的未来运营结果；
•我们的财务状况，特别是与我们物业的预期未来资本需求有关的财务状况；
•可比公司支付的分配水平；
•我们的营运开支；以及
•董事会认为相关的其他因素。
VROC分配也由我们的董事会自行决定授权和决定，并取决于许多因素，包括：
•为满足我们的资本回报承诺所需的预期分配水平；
•远期价格；
•我们持有的现金数量；
•总产量；以及
•董事会认为相关的其他因素。
我们预计将继续向股东支付季度普通股息。此外，基于目前的环境，我们预计还将按季度向股东支付VROC；然而，股息和VROC的数额是可变的，将取决于上述因素，我们的董事会可能决定不在一个季度支付股息或VROC，也可能随时停止宣布股息或VROC。自三级资本回流计划启动以来，VROC跨季度有增有减，未来可能会继续波动。
此外，截至2023年12月31日，我们董事会批准的450亿美元股票回购计划仍有162亿美元的回购权限。我们的股份回购计划并不要求我们在任何时期购买特定数量的股份，我们在任何时期开始、停止或恢复回购的决定将取决于我们的董事会在宣布股息时可能考虑的相同因素，以及其他因素。过去，我们曾暂停股票回购计划，以应对市场低迷，包括2020年初开始的石油市场低迷，未来我们可能会再次这样做。
我们的普通股息或VROC金额或我们根据股票回购计划购买的股票数量的任何下调都可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
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风险因素
目录表
我们已经完成或可能选择进行的任何收购或资产剥离都存在重大风险。
我们定期审查我们的投资组合，通过收购实现增长，并寻求剥离非核心资产或业务。我们可能无法以有利的条件、及时或根本不能完成这些交易。即使吾等完成此等交易，吾等的营运现金流亦可能受到不利影响，或因各种风险而未能带来预期利益，包括但不限于(I)收购资产或业务未能达到或超过预期回报，包括减值风险；(Ii)未能以令人满意的条款及条件处置非核心资产及业务；及(Iii)发现与任何收购有关的未知及不可预见的负债或其他问题，而该等收购的合约保护不足或吾等缺乏保险或赔偿(包括环境责任)，或与剥离的资产或业务有关，或与吾等已向其提供合约赔偿的买方的索赔有关。此外，在整合任何收购的资产或企业的运营、技术、产品和人员方面，我们可能会面临困难。
我们的技术、系统和网络受到网络安全威胁。
随着我们在整个业务中越来越依赖数字技术，我们的业务面临着越来越大的网络安全威胁。我们业务的网络安全风险，包括我们的供应商、第三方服务提供商、承包商、合资伙伴和外部业务合作伙伴，包括但不限于：
•未经授权访问、控制或披露有关我们的业务和员工的敏感信息；
•损害我们的数据或系统，包括损坏、破坏、加密或以其他方式使我们的数据或系统无法使用的行为(或与我们有业务往来的第三方的行为，包括第三方云和信息技术(IT)服务提供商)；
•窃取或篡改我们的专有信息；
•赎金；
•敲诈勒索；
•对我们设施和基础设施安全的威胁；以及
•网络恐怖主义。

此外，我们还面临网络安全风险，我们的数据和专有信息由第三方云和服务提供商收集、托管和/或处理。我们的风险可能会因延迟或未能检测到网络安全事件或未能全面了解此类事件的程度而加剧，尽管我们的风险管理流程和控制措施。我们面临与新的和不断增加的网络钓鱼技术、隐藏的恶意软件相关的风险，以及与电子数据扩散和技术数字化相关的风险。随着生成性人工智能能力的日益成熟，我们还面临着更大的风险，这可能会以我们目前无法预测的方式改善或扩展上述网络罪犯的现有能力。
我们在生产、分销和营销系统中对IT的日益依赖，可能会让网络安全威胁扰乱我们在国内外的石油和天然气运营。
如果我们的数据、IT、运营技术(OT)，包括工业控制和监督控制和数据采集(SCADA)系统因网络安全事件或网络攻击(直接、间接地通过第三方或通过他们所依赖的IT网络、服务器、软件或基础设施)而被破坏、损坏或中断，我们可能会受到严重的负面后果。这些后果可能包括对生产、分销或存储资产的实物损害；延迟或阻止向市场交付；扰乱或阻止准确的生产和交易结算会计；对公共卫生、安全、环境、经济安全或国家安全的负面影响；财务影响；业务中断；声誉损害；员工、供应商、承包商、合作伙伴和/或公众信任的损失；报销或其他成本；合规成本增加；监管调查；诉讼风险和法律责任或监管罚款；处罚或其他外部干预。

尽管我们已经制定了业务连续性计划，但支持我们业务的系统和基础设施发生重大而广泛的中断，可能会对我们的运营造成不利影响。此外，我们防范网络安全风险的能力可能会受到足够保险的可用性和不断增加的费用的限制。
有关我们的网络安全风险管理、战略和治理的更多信息，见项目1C。网络安全.
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目录表
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目1C。网络安全

网络安全风险管理与策略

网络安全风险评估和管理
我们对网络安全风险管理和战略采取多层次的方法。我们的IT/OT安全计划集成了针对不断发展的网络安全威胁的行政、技术和物理控制，包括企业IT和OT安全架构、网络安全运营、数据隐私和治理、供应链安全以及治理、风险和合规性。此外，它旨在识别、评估和管理网络安全风险，并保护我们的数据、IT和OT的机密性、完整性和可用性。

网络安全是我们的IT/OT安全计划的一个组成部分，我们定期审查和调整该计划，以应对新的和不断变化的环境、网络安全威胁和法规。我们在整个企业风险管理(ERM)计划的年度风险评估过程中评估安全、隐私和弹性风险，包括与网络安全相关的风险。这一年度风险评估过程考虑了基于可能性、潜在后果和缓解措施的更广泛的风险，例如运营和经济影响；健康、安全和环境影响；以及声誉和财务影响。这种风险评估至少每年与ELT、董事会审计和财务委员会(AFC)以及董事会成员讨论一次。

我们咨询公认的安全框架，如国家标准与技术研究院网络安全框架，以组织、改进和评估我们的IT/OT安全计划，以管理和降低网络安全风险。我们部署、配置和维护旨在执行安全策略、检测和防范网络安全威胁以及帮助保护IT和OT资产的各种技术。我们运营网络安全运营中心(CSOC)，以获取威胁情报、监控网络安全威胁、协调事件响应资源并管理响应时间。

我们的全球计算机安全事件响应计划(CSIRP)为我们应对网络安全事件建立了框架。根据CSIRP，网络安全事件根据定义的事件分类升级到首席信息安全官(CISO)和高级领导人，包括首席数字和信息官(CD&IO)、总法律顾问、首席财务官和其他网络安全计划利益相关者，如AFC和/或整个董事会。我们还至少每年进行一次事件应对演习，由内部团队成员协助，在某些情况下还得到第三方专家的协助。

物理控制旨在与数字和网络安全控制配合使用，以帮助保护公司的IT和OT资产免受物理威胁。我们的首席安全官负责物理安全计划，包括现场规划、摄像头、安全系统监控以及门禁和标记系统，以管理物理安全风险。

我们的管理政策、标准和程序创建了一种结构化的方法来管理网络安全风险。《康菲石油信息安全保护政策》对员工、承包商和合作伙伴的信息安全要求进行了详细说明。我们的员工需要每年完成信息安全培训，我们定期交流识别和避免员工面临的网络安全威胁的方法。

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目录表
第三方的参与
我们聘请第三方网络安全顾问和专家来补充我们CSOC的人员配置，并帮助我们评估、验证和增强我们的安全实践，包括进行网络安全成熟度评估、漏洞评估和渗透测试。

作为上述网络安全事件响应流程的一部分，我们根据需要聘请第三方专家来支持事件响应，例如外部法律顾问、网络安全法医公司和其他专家。

第三方服务提供商风险管理
我们的第三方风险管理流程旨在识别、评估和缓解与第三方服务提供商相关的风险，包括网络安全风险。根据各种标准(例如第三方提供商是否有权访问我们的网络、数据和信息系统)，进行初步评估以评估与第三方提供商相关的网络安全风险。通过初步评估被确定为需要进一步审查的第三方提供商将接受额外的风险评估。同时，我们设计了一个合同程序，通过明确各方的权利和责任来减轻网络安全风险。

重大网络安全威胁带来的风险
虽然我们受到持续的网络安全威胁，但我们不认为来自以前威胁的风险已经或合理地可能对公司产生重大影响，包括我们的业务战略、运营结果或财务状况。然而，我们认识到网络安全威胁正在持续和发展，我们的计划旨在识别和管理这些威胁。见第1A项。风险因素-我们的技术、系统和网络受到网络安全威胁有关我们在技术、系统和网络方面的风险的更多信息。

网络安全治理

管理层的角色
一名专门的CISO领导IT/OT安全团队，负责我们的网络安全风险管理和战略。CISO拥有20多年的安全经验，其中15年专门从事网络安全，自2013年以来一直担任CISO，2022年加入康菲石油担任CISO。CISO拥有硕士学位，是一名认证信息安全专业人员。CISO向CD&IO报告，CD&IO拥有信息技术硕士学位，在信息技术领域担任首席信息官/首席技术官和各种职务超过27年。CD&IO向执行副总裁总裁汇报，负责战略、可持续发展和技术。该管理团队评估和管理与网络安全相关的风险。

董事会的监事会
我们的网络安全管理团队负责网络安全威胁带来的重大风险的日常评估和管理，而康菲石油董事会则负责监督我们的企业风险管理计划和组成我们的企业风险管理计划的各个风险管理计划，包括网络安全风险管理。为了帮助维持董事会对整个企业的有效监督，董事会将其监督职能的某些要素授权给各个委员会。亚足联协助董事会履行其对我们的ERM计划和网络安全的监督。

董事会每年收到一份关于网络安全的报告，亚足联每年收到两次网络安全报告。对于网络安全不在正式议程上的会议，亚足联将收到一份预读材料，其中包括网络安全最新情况或讨论主题。在这些审查期间，管理层讨论各种主题，包括与IT/OT安全战略、计划管理、网络安全风险和威胁相关的信息，并提供有关显著网络安全攻击的简报，包括与第三方服务提供商有关的攻击(如果知道)。除了定期报告外，重大网络安全风险或威胁也可能根据需要上报亚足联和董事会。
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目录表
项目3.法律诉讼
我们是在正常业务过程中产生的一些法律和行政诉讼的被告，包括涉及联邦、州和地方法律规定的向环境排放材料的政府当局的诉讼。虽然不能准确预测这些未决诉讼的最终结果，但如果任何一项或多项此类诉讼做出对康菲石油不利的裁决，我们预计不会对我们的综合财务状况产生实质性影响。

康菲石油选择了100万美元的门槛，用于披露根据联邦、州或地方环境法产生的某些程序，如果政府当局是当事人的话。康菲石油认为，这一门槛下的诉讼对康菲石油的业务和财务状况并不重要。应用这一门槛，截至2023年12月31日的年度没有此类诉讼需要披露。看见 注11获取有关其他法律和行政诉讼的信息。
项目4.矿山安全信息披露
不适用。

关于我们的执行官员的信息
名字担任的职位年龄*
小威廉·L·布洛克
常务副总裁兼首席财务官
59
克里斯托弗·P·德尔克
总裁副主计长兼税务总顾问
54
C.威廉·吉罗高级副总裁，企业规划与发展44
希瑟·G·赫普高级副总裁，人力资源、房地产和设施服务51
柯克·L·约翰逊高级副总裁，低48资产和运营48
瑞安·M·兰斯董事会主席兼首席执行官61
安德鲁·D·伦德奎斯特高级副总裁，政务公开63
多米尼克·E·马克龙战略、可持续发展和技术部常务副总裁总裁54
安德鲁·M·奥布莱恩高级副总裁，全球运营49
尼古拉斯·G·奥兹常务副秘书长总裁，下48岁54
凯莉·B·罗斯高级副总裁，法律、总法律顾问57
_____________________
*2024年2月15日。
上述人员中没有任何一人有亲属关系。公司的每一位高级管理人员由董事会在股东年会后的第一次会议上以及之后视情况选举产生。公司的每一位高级管理人员自当选之日起任职，直至下一届股东年会后召开的第一次董事会议或选出继任者为止。下一届年会日期为2024年5月14日。以下是关于执行干事的信息。
小威廉·L·布洛克自2020年9月起担任执行副总裁总裁兼首席财务官，自2015年4月起担任总裁亚太区和中东区职务。在此之前，他自2012年5月起担任总裁副秘书长，负责企业规划与发展。

克里斯托弗·P·德尔克2022年11月任总裁副主计长兼税务总顾问，2015年7月起任总裁副主计长、总税务法律顾问。

C.威廉·吉罗高级副总裁于2023年6月被任命为企业规划与发展部副部长，自2022年5月起担任企业规划与发展部总裁副主任。在此之前，他于2021年2月至2022年4月担任总裁副秘书长兼首席商务官。在加入康菲石油之前，他是Concho Resources执行副总裁总裁兼首席运营官。
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目录表
希瑟·G·赫普于2022年3月获委任为人力资源及房地产及设施服务高级副总裁，此前自2019年1月起担任人力资源副总裁。在此之前，她于2015年10月至2019年1月担任人力资源总经理。

柯克·L·约翰逊于2022年5月获委任为Lower 48资产及营运高级副总裁，此前自2021年6月起担任企业规划及发展副总裁。在此之前，他于2018年6月至2021年5月担任加拿大总裁，并于2017年7月至2018年6月担任战略，规划和投资组合管理经理。
瑞安·M·兰斯自2009年5月起担任勘探与生产国际部高级副总裁，2012年5月被任命为董事会主席兼首席执行官。
Andrew D. Lundquist 2013年2月被任命为政府事务高级副总裁。在此之前，他自2002年起担任BlueWater Strategies LLC的管理合伙人。
多米尼克·E·马克龙于2021年9月获委任为战略、可持续发展及技术执行副总裁，此前自2020年8月起担任战略、勘探及技术高级副总裁。在此之前，他曾于2018年6月至2020年8月担任Lower 48总裁，于2017年1月至2018年6月担任企业规划与发展副总裁，于2018年6月担任英国伦敦总部总裁。自2015年9月至2017年1月，以及自2012年7月至2015年9月担任加拿大油砂高级副总裁。

安德鲁·M·奥布莱恩于2022年11月获委任为全球营运高级副总裁，此前自2021年5月起担任副总裁兼司库。在此之前，他于2020年8月至2021年5月担任企业规划与发展副总裁，于2018年8月至2020年8月担任Lower 48财务经理，并于2016年11月至2018年8月担任投资者关系经理。

尼古拉斯·G·奥兹于2022年11月获委任为Lower 48执行副总裁，此前自2021年9月起担任全球运营执行副总裁。在此之前，他于2020年8月至2021年9月担任全球运营高级副总裁，于2018年6月至2020年8月担任企业规划与发展副总裁，于2016年9月至2018年6月担任中大陆业务部副总裁，于2016年9月至2018年6月担任Lower 48，以及于2018年6月担任副总裁，2012年8月至2016年9月在阿拉斯加的北坡运营和开发。
凯利B.玫瑰 于2018年9月被任命为高级副总裁，法律，总法律顾问。在此之前，她是一家国际律师事务所Baker Botts L.L.P.休斯顿办事处的高级合伙人，在那里她为客户提供公司和证券方面的咨询。她于1991年在该公司开始职业生涯。

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目录表
第II部
项目5.登记人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场
康菲石油公司的普通股在纽约证券交易所交易，股票代码为“COP”。
每股现金股息
20232022
普通VROC普通VROC
第一$0.51 0.60 0.46 0.30 
第二0.51 0.60 0.46 0.70 
第三0.51 0.60 0.46 1.40 
第四0.58 — 0.51 0.70 
截至2024年1月31日登记在册的股东人数*
34,675
上面显示的股息反映了宣布股息的季度。
*在厘定持股人数目时，我们考虑将结算机构及证券持仓上市公司视为每个机构上市公司的一名持股人。
2021年12月，我们宣布将VROC级别添加到我们的资本返还计划中。普通股息和VROC的宣布取决于我们董事会的酌情决定权和批准。董事会通过了一项宣布股息的政策，规定任何股息的宣布将按季度确定。从2024年第一季度开始，康菲石油计划同时支付季度股息和VROC，并将在同一季度宣布支付此类股息。有关在确定这些分布水平时考虑的因素的更多信息，见“第1A项--风险因素--我们执行资本返还计划的能力取决于某些考虑因素。”
发行人购买股票证券
数百万美元
期间总人数
购买的股份*		平均值
支付的价格
每股		购入的股份
作为公开活动的一部分
已宣布的计划
或程序		近似值
股份价值
这可能还是可能的
根据以下条款购买
计划或计划
2023年10月1日至31日1,738,637 $120.51 1,738,637 $17,081 
2023年11月1日至30日2,850,623 115.63 2,850,623 16,752 
2023年12月1日至31日4,892,876 114.62 4,892,876 16,191 
9,482,136 9,482,136 
* 没有与公司广泛的员工激励计划相关的从公司员工手中回购普通股。
2016年末，我们启动了当前的股票回购计划。2022年10月，我们的董事会批准将我们的授权从250亿美元增加到450亿美元，以支持我们未来的股票回购计划。截至2023年12月31日，我们已回购了288亿美元的股票。回购由管理层酌情决定，根据当时的价格，受市场状况和其他因素的影响。除非受到适用法律要求的限制，否则可随时增加、减少或停止回购，恕不另行通知。根据该计划回购的股票将作为库存股持有。如需更多信息，见“第1A项--风险因素--我们执行资本返还计划的能力取决于某些考虑因素。”
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目录表
股票表现图表
下图显示了康菲石油普通股在2018年12月31日至2023年12月31日这五年内每年的累计TSR。该图表还将同一五年期间的累计总回报与S指数和我们的业绩同行组进行了比较，这些同行包括雪佛龙、埃克森美孚、APA公司、先锋公司、德文郡、西方集团、赫斯和EOG，这些同行在每个年度期间开始时根据各自同行的股票市值进行加权。2023年，我们更新了业绩同行组，删除了马拉松石油公司，增加了先锋公司，以更好地与我们的业务和市值保持一致。
这一比较假设在2018年12月31日投资了100亿美元，投资于康菲石油的股票、S指数和康菲石油的同行群体，并假设所有股息都进行了再投资。同业集团公司普通股累计总收益不包括康菲石油普通股累计总收益。此图中包含的股价表现并不一定预示着未来的股价表现。
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管理层的讨论与分析
目录表
项目7.上市公司管理层对财务状况和财务状况的讨论分析
经营成果
管理层的讨论和分析是公司对其财务业绩以及可能影响未来业绩的重大趋势和不确定性的分析。阅读时应结合本报告其他部分所列的财务报表和附注以及补充的石油和天然气披露。它包含前瞻性陈述，包括但不限于与公司的计划、战略、目标、期望和意图有关的陈述，这些陈述是根据“1995年私人证券诉讼改革法”的“安全港”条款作出的。“雄心”、“预期”、“相信”、“预算”、“继续”、“可能”、“努力”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“目标”、“展望”、“计划”、“潜力”、“预测”、“预测”、“寻求”、“应该，“TARGET”、“Will”、“Will”和类似的表达方式可以识别前瞻性陈述。公司不承诺更新、修改或更正任何前瞻性信息，除非联邦证券法要求这样做。读者请注意，此类前瞻性陈述应与该公司披露的信息一并阅读，标题为“为1995年私人证券诉讼改革法的‘安全港’条款的目的的警示声明”，从第页开始。65.
“管理层讨论和分析”中使用的“收益”和“亏损”是指净收益(亏损)。
业务环境和高管概述
康菲石油是世界领先的生产和储量勘探公司之一，业务和活动遍及13个国家。我们多样化、低成本的供应组合包括北美资源丰富的非常规业务；北美、欧洲、非洲和亚洲的常规资产；全球液化天然气开发；加拿大油砂；以及全球勘探前景清单。截至2023年12月31日，我们总部位于得克萨斯州休斯顿，在全球拥有约9,900名员工，总资产达960亿美元。
概述
在康菲石油，我们预计大宗商品价格将继续具有周期性和波动性，我们的观点是，E&P行业成功的商业战略必须在价格较低的环境下具有弹性，同时在价格较高的时期保持上行空间。因此，我们没有套期保值，继续致力于我们纪律严明的投资框架，并持续监测市场基本面，包括地缘政治紧张和冲突、OPEC Plus供应更新、全球对我们产品的需求、石油和天然气库存水平、政府政策、通胀和供应链中断。
包括能源转型在内的全球能源行业宏观环境继续演变。我们相信，康菲石油将继续发挥关键作用，执行三个目标：负责任地满足能源转型路径需求、提供具有竞争力的资本回报和实现我们的净零排放运营目标。我们称这为我们的三重使命，它代表了我们为利益相关者创造长期价值的承诺。
我们的三重使命和我们的基本原则指导着我们的差异化价值主张，通过价格周期为股东提供具有竞争力的回报。我们的基本原则包括保持资产负债表实力，提供同行领先的分配，进行有纪律的投资，以及展示负责任和可靠的ESG业绩。
2023年公司总产量为1,826 MBOED，运营活动提供的现金为200亿美元。我们以资本支出和投资的形式向该业务投资了112亿美元，并通过普通股息、股票回购和我们的VROC为股东提供了约110亿美元的资本回报。2023年，我们从普通股息中返还了26亿美元，其中包括从去年12月起从每股51美分增加到每股58美分。2023年，我们还从中华民国向股东返还了30亿美元。2023年，我们通过股票回购总共向股东返还了54亿美元。截至2023年12月31日，我们已回购了450亿美元授权股份回购计划中的288亿美元。2024年2月，我们宣布了2024年计划通过我们的三级资本回报框架向股东返还90亿美元的资本。我们还宣布第一季度普通股息为每股58美分，VROC为每股20美分。

今年3月，内政部公布了批准我们在阿拉斯加的Willow项目的Rod，该项目采用了一项由三个核心焊盘组成的计划。去年12月，在第九巡回上诉法院驳回了禁制令的请求后，我们就Willow项目达成了FID的协议，并开始冬季施工。
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管理层的讨论与分析
目录表
10月份，我们完成了对Surmont剩余50%的工作权益的收购，Surmont是我们加拿大部门的一项资产，经过常规调整后，我们以27亿美元的现金收购了Surmont。这笔交易的资金来自通过长期债券发行获得的收益。这笔交易包括一项额外的或有付款安排，为期5年，最高可达4亿加元(约合3亿美元)。作为Surmont的100%所有者和运营商，我们将寻求优化资产，同时保持在实现我们之前宣布的公司排放强度目标的轨道上。见附注3.

2023年，我们采取了几项措施来推进我们的全球液化天然气业务。3月，我们完成了对PALNG一期30%股权的收购。6月，我们完成了对卡塔尔NFS3 25%股权的收购。此外，6月，我们在墨西哥西海岸的Saguaro LNG出口设施签署了一项为期20年的承购协议，条件是墨西哥太平洋公司必须达到FID和其他某些先决条件。此外，在9月份，我们签署了一项为期15年的产能协议，确保荷兰Gate LNG终端的再气化能力。见附注3.

2023年第二季度，我们完成了一项战略债务再融资，将我们投资组合的加权平均期限从15年延长至17年，并缩短了近期债务到期日。请参阅注释9。
今年4月，我们宣布正在加快实现到2030年实现温室气体排放强度降低的目标。我们现在的目标是到2030年将运营总排放量和净股本运营排放强度从2016年的水平降低50%-60%，比之前宣布的40%-50%的目标有所改善。12月，我们在石油和天然气甲烷伙伴关系(OGMP)2.0倡议中实现了黄金标准路径。有关我们对ESG的承诺和该计划的更多信息，请参阅“或有事件--公司对气候相关风险的反应”部分，管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析.
在运营方面，我们仍然专注于安全地执行业务。我们的Low 48细分市场在2023年实现了创纪录的产量。我们的国际项目达到了几个关键的运营里程碑，包括挪威和中国的几个海底项目提前投产，以及蒙特尼在加拿大的中央处理设施二期的启动。2023年的产量为1826 MBOED，与2022年相比增加了88MBOED或5%。在对已完成的收购和处置进行调整后，产量增加了73MBOED或4%。
主要运营和财务摘要
2023年和最近宣布的重要事项包括：
•经营活动产生的现金200亿美元；
•通过三级框架向股东分配110亿美元，包括通过普通股息和VROC分配56亿美元，通过股份回购分配54亿美元；
•年末现金、现金等价物和限制性现金59亿美元，短期投资10亿美元；
•分别实现了1,826个MBOED和1,067个MBOED的创纪录的全年总产量和低48个区段的产量；
•以大约27亿美元收购了Surmont剩余的50%的工作权益，以及未来高达4亿加元(3亿美元)的或有付款；
•在Willow项目中担任FID；
•通过在卡塔尔的扩张、在PALNG的FID和在荷兰的再气化协议以及在墨西哥的承购协议，推进全球LNG战略；
•在挪威的几个海底回收区、加拿大的Surmont Pad 267和中国的渤海4B期达到了第一批生产；
•开始在加拿大蒙特尼中央处理设施的第二阶段启动；
•被OGMP 2.0授予黄金标准路径称号；以及
•在2016年的基线基础上，将该公司到2030年的温室气体排放强度降低目标从40%-50%加快到50%-60%。

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康菲石油将于2023年10胜10负
管理层的讨论与分析
目录表
营商环境
从历史上看，能源行业一直受到大宗商品价格波动的影响，大宗商品价格随着全球经济对能源的供需而波动。例如，WTI原油价格在2023年平均为每桶78美元，而2022年为每桶94美元。我们的盈利能力、现金流的再投资以及对股东的分配都受到这些波动的影响。我们的三重使命和基本原则指导着我们的差异化价值主张，通过价格周期为股东提供具有竞争力的资本回报。我们的基本原则包括保持资产负债表实力、提供同行领先的分配、进行有纪律的投资以及展示负责任和可靠的ESG业绩，所有这些都支持强劲的财务回报，并缓解与波动的大宗商品价格相关的不确定性。
•资产负债表实力。强劲的资产负债表是一种战略资产，可以在价格周期中提供灵活性。我们努力保持我们的A-评级，就像我们在整个2023年所做的那样。2023年，我们启动并完成了战略性债务再融资，以延长我们投资组合的加权平均到期日，并降低近期债务到期日。此外，我们还从发行新的长期债务的收益中为收购Surmont剩余50%的工作权益提供资金。年末，我们拥有现金和现金等价物，限制性现金为59亿美元，短期投资为10亿美元，保持了资产负债表的强势。
•同行领先的分发。我们相信通过我们的三级资本回报框架为我们的股东提供价值，该框架包括不断增长的、可持续的普通股息、股票回购和我们的VROC。这一框架是我们计划将运营活动提供给股东的净现金的30%以上返还给股东的方式。2023年，我们通过普通股息和VROC向股东返还了56亿美元，通过股票回购向股东返还了54亿美元。我们总计110亿美元的股息和股票回购占我们经营活动提供的净现金的50%以上。2024年2月，我们宣布了2024年计划通过我们的三级资本回报框架向股东返还90亿美元的资本。见“第1A项--风险因素我们执行资本返还计划的能力取决于某些考虑因素”。
•有纪律的投资。我们的目标是通过执行资本纪律、控制成本和安全可靠地交付生产来实现强大的自由现金流。我们预计，资本投资至少足以维持整个价格周期的生产。自由现金流被定义为来自运营的现金，扣除资本支出和投资，并提供可用于向股东返还、加强资产负债表或重新投资于企业以用于未来现金流扩张的资金。
◦实行资本纪律。我们参与的是一个大宗商品价格驱动的资本密集型行业，从做出投资决定到资产投入运营并产生现金流，交货期各不相同。因此，我们必须投入大量资金开发新发现的油田，维护现有油田，建设管道和液化天然气设施。我们在地理上多样化、供应成本低的资源基础上配置资本，再加上遗留资产，导致整体产量降幅较低。供应成本是WTI的等值价格，在超前和完全负担的基础上产生10%的税后回报。完全负担的基础包括资本基础设施、外币汇率、碳成本、与价格相关的通胀和并购。在制定我们的资本计划时，我们使用严格的方法，使用这些供应成本标准来评估项目，我们相信这将导致价值最大化和现金流扩大，使用优化的投资速度，而不是为了增长而生产增长。我们的现金分配优先要求投入足够的资本来维持生产并为股东提供资本回报。
◦控制我们的成本。在不影响安全或环境管理的情况下控制我们的成本是当务之急。使用各种方法，我们每月以绝对美元和单位为基础监测成本，并向管理层报告。管理成本对于在我们的行业中保持竞争地位至关重要，特别是在大宗商品价格较低的环境下，并对我们从运营中提供强大现金的能力产生积极影响。
◦优化我们的投资组合。我们继续评估我们的资产，以确定它们是否在我们的投资组合中争夺资本，并在必要时进行优化，将资本引导到最具竞争力的投资，并处置不竞争的资产。
于二零二三年，我们完成收购Surmont余下50%营运权益，并完成收购PALNG及NFS 3 LNG项目的股权，以及签署LNG承购及再气化协议。 见附注3.
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管理层的讨论与分析
目录表
◦加入我们的储备基地。 我们主要通过三种方式增加探明储量基础：
▪对现有或新领域感兴趣。
▪应用新技术和工艺，提高现有油田的采收率。
▪成功地探索、开发和利用新的和现有的领域。
根据权威准则的要求，资产达到其经济寿命终了的未来估计日期是根据历史上12个月第一个月的平均价格和当前成本确定的。该日期估计生产何时结束，并影响估计储量的数量。因此，随着价格及成本水平每年变动，探明储量的估计亦会变动。一般来说，我们的探明储量随着价格的下降而减少，随着价格的上升而增加。
储量替代是指探明储量的净变化，净产量，除以我们本年度的产量，如我们的补充储量表披露所示。2023年，我们的储量替代率为123%，反映了开发钻井活动、延伸以及发现和购买的净增长，部分被价格下跌所抵消。2023年，我们的有机储量替代（不包括销售和采购的净增长1.84亿桶油当量）为96%。
截至2023年12月31日止三年，我们的储备替代率为219%。截至2023年12月31日止三个年度，我们的有机储量替代率为152%，其中不包括与销售和采购相关的净增长1，293百万桶油当量。看到 “补充数据-石油和天然气业务”以获取更多信息。
获得额外资源可能越来越困难，因为商品价格周期较低可能使项目不经济或没有吸引力。此外，禁止在某些国家直接投资、国家财政条款、政治不稳定、来自国家石油公司的竞争，以及由于环境或其他法规而无法进入高潜力地区，可能会对我们增加储备基础的能力产生负面影响。因此，我们增加储备基础的时间和水平可能会或可能不会让我们在随后几年完全取代我们的生产。

请参阅“第1A项-风险因素-除非我们成功开发资源，否则我们的业务范围将缩小，从而对我们的业务产生不利影响。“
•环境、社会及管治表现。 我们致力于通过综合管理系统履行向全球提供能源的使命，该系统在决策过程中评估与可持续发展相关的业务风险和机遇。我们认识到ESG表现对我们的利益相关者和公司成功的重要性，我们建立了一个从董事会延伸到行政领导层和业务单位经理的治理结构。

2020年10月，我们成为美国第一家-总部位于巴黎的石油和天然气公司将采用与巴黎一致的气候风险框架，其中包括到2050年在总运营和净权益基础上实现范围1和2净零排放的目标。我们相信，这一框架，加上我们在实现三重使命所设定的业务目标方面取得的成功，是我们为社会向低碳经济转型做出可持续贡献的最有效途径。2023年，我们宣布加快至2030年的营运温室气体排放强度减排目标。12月，我们在OGMP 2.0计划中实现了黄金标准路径。

我们认为，在整个能源过渡期间，天然气和石油仍将是能源组合的重要组成部分，我们还认识到需要继续降低生产作业中的温室气体强度。能源转型可能是复杂的，在几十年的时间里演变，有许多可能的途径和不确定性。通过遵循我们的三重授权，我们打算以经济上可行、可问责和可操作的方式应对这一挑战，为我们的利益相关者创造长期价值。有关我们在能源过渡期间致力于负责任和可靠的ESG性能的更多信息，见“意外情况--公司对气候相关风险的反应”管理部门对财务状况和经营成果的讨论和分析。
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管理层的讨论与分析
目录表
大宗商品价格
我们的收益和运营现金流通常与原油和天然气大宗商品价格相关。大宗商品价格水平受公司外部因素的影响，这些因素是我们无法控制的，包括但不限于全球经济健康状况、国内动乱、全球流行病、军事冲突、OPEC Plus和其他主要产油国采取的行动、环境法、税收法规、政府政策和与天气有关的干扰所造成的供应或需求中断或对其的担忧。下图描绘了自2021年以来WTI原油、布伦特原油和美国Henry Hub天然气的平均基准价格：
10510
2023年，布伦特原油平均价格为每桶82.62美元，与2022年的每桶101.19美元相比，下降了18%。同样，WTI原油平均价格从2022年的每桶94.23美元下降到2023年的每桶77.62美元，降幅为18%。到2023年，油价一直在走低，因为非欧佩克国家供应的增加，以及俄罗斯将原油重新定向到欧盟以外目的地的能力，抵消了欧佩克+原油供应限制的影响。
Henry Hub天然气价格从2022年的平均每MMBTU 6.65美元下降到2023年的每MMBTU 2.74美元，降幅为59%。由于冬季天气温和，以及美国国内供应增长超过需求增长，天然气价格下跌。
我们实现的沥青价格从2022年的平均每桶55.56美元下降到2023年的每桶42.15美元，降幅为24%。这一下降在很大程度上是由于WTI的疲软，反映出全球市场正在适应新的贸易动态和全球原油需求担忧。我们继续通过优化稀释剂回收装置的操作、混合和运输策略来优化沥青价格变现。
我们的全球年平均实现价格从2022年的每京东方79.82美元下降到2023年的每京东方58.39美元，降幅为27%，这主要是由于大宗商品价格下降。
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管理层的讨论与分析
目录表
展望
《生产与资本》
2024年资本支出指引为110亿至115亿美元。

2024年的生产指导是1.91到1.95 MMBOED。2024年第一季度的产量预计为1.88至1.92 MMBOED。
运营细分市场
我们通过六个运营部门管理我们的业务，这六个部门主要按地理区域定义：阿拉斯加、Low 48、加拿大、欧洲、中东和北非、亚太地区和其他国际。
公司和其他指与经营部门没有直接关联的收入和成本，例如大多数利息收入和支出；某些债务交易的影响；公司间接费用和某些技术活动，包括许可收入；以及股权证券的未实现持有收益或亏损。所有现金和现金等价物以及短期投资都包括在公司和其他项目中。
我们的主要业绩指标显示在后面经营部门部分开头提供的统计表中，反映了我们经营的结果，包括商品价格和生产。
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经营成果
目录表
经营成果
表格10-K的这一部分讨论了2023年和2022年之间的年度比较。关于2022年和2021年的年度比较的讨论，见我们的2022年10-K报告第二部分第7项中的“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”。
合并结果
该公司按业务部门划分的净收益(亏损)摘要如下：
数百万美元
截至十二月三十一日止的年度202320222021
阿拉斯加州$1,778 2,352 1,386 
下部486,461 11,015 4,932 
加拿大402 714 458 
欧洲、中东和北非1,189 2,244 1,167 
亚太地区1,961 2,736 453 
其他国际组织(13)(51)(107)
公司和其他(821)(330)(210)
净收益(亏损)$10,957 18,680 8,079 
2023年净收益(亏损)减少77.23亿美元。收益受到以下方面的负面影响：
•降低已实现的商品价格。
•没有与2022年第一季度剥离我们的印尼资产相关的4.62亿美元处置收益，没有与我们加拿大部门之前的处置相关的或有付款，以及与我们的低48部门之前的处置相关的较低的或有付款。见附注3.
•DD&A支出增加，主要是由于成本上升导致准备金修订的比率上升，以及整体产量增加所致。
•由于油井作业活动增加和产量增加，生产和运营费用增加，主要是在低48细分市场。
•没有在2022年确认的与美国国税局审计结束有关的5.15亿美元税收优惠。 见附注17.
•附属公司收益中的股本较低，主要是由于液化天然气销售价格较低。
•2022年出售我们的Cenovus Energy(CVE)普通股没有获得2.51亿美元的税后收益。请参阅注5。
•支持我们收购Surmont的远期合同造成的外币交易损失8900万美元，以及美元对挪威克朗走强导致的外币重估收益减少。见附注3.
收益受到以下因素的积极影响：
•更高的销售量。
•所得税以外的较低税收主要是由于大宗商品价格较低，但产量增加部分抵消了这一影响。
•确认的外国税收优惠。见附注17.
•商业表现和时机。
•由于较长期重大项目的资本化利息较高，利息收入较高，利息支出较低。
•较低的勘探费用主要是由于我们的加拿大部门没有对某些陈旧的暂停油井进行减值，以及我们整个投资组合的干井费用较低。见附注6.


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经营成果
目录表
损益表分析
除非另有说明，损益表分析中的所有结果都是税前的。
销售和其他营业收入2023年减少223.53亿美元，主要是由于较低的已实现商品价格被较高的销售量部分抵消。
关联公司收益中的权益2023年减少3.61亿美元，主要是由于液化天然气和原油价格下跌导致收益下降。见附注3.
处置收益(损失)2023年减少8.49亿美元，主要是由于剥离我们的印度尼西亚资产没有获得5.34亿美元的收益，我们加拿大部门没有与之前的处置相关的或有付款，以及我们的Low 48部门的以前的处置相关的或有付款较少。见附注3.
其他收入2023年减少1900万美元，主要是由于2022年出售我们的Cenovus Energy(CVE)普通股没有获得2.51亿美元的税后收益，但很大程度上被更高的利息收入所抵消。

购进商品2023年减少了119.96亿美元，主要是由于所有大宗商品的价格下降。
生产和运营费用2023年增加了6.87亿美元，原因是钻井活动增加和产量增加，主要是在Lower 48段。
勘探费2023年减少1.66亿加元，主要是由于我们加拿大分部的某些老化、暂停的油井没有减值，以及干井费用减少。 请参阅注释6。

副署长及助理署长2023年增加了7.66亿美元，主要是由于运营成本上升导致的储量修正率上升，以及主要由于Lower 48分部的发展而导致的整体产量增加。
所得税以外的其他税种2023年减少12.90亿美元，主要是由于商品价格下跌，部分被产量增加所抵消。
外币交易(收益)损失2012年，挪威克朗的外汇储备减值1.92亿美元，主要是由于支持我们收购Surmont的远期合约亏损1.12亿美元，以及美元兑挪威克朗走强导致外汇重新计量收益减少。 见附注3.

看见附注17-所得税有关我们的 所得税拨备有效税率。
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经营成果
目录表
汇总运营统计信息
202320222021
平均净产量
原油(MBD)
整合运营923 885 816 
股权关联公司13 13 13 
原油总量936 898 829 
天然气液体(MBD)
整合运营279 244 134 
股权关联公司8 8 8 
天然气液体总量287 252 142 
沥青(MBD)81 66 69 
天然气(MMCFD)
整合运营1,916 1,939 2,109 
股权关联公司1,219 1,191 1,053 
天然气总量3,135 3,130 3,162 
总产量(Mboed)
1,826 1,738 1,567 
每单位美元
平均销售价格
原油(每桶)
整合运营$78.97 97.23 67.61 
股权关联公司78.45 97.31 69.45 
原油总量78.96 97.23 67.64 
天然气液体(每桶)
整合运营22.12 35.67 31.04 
股权关联公司47.09 61.22 54.16 
天然气液体总量22.82 36.50 32.45 
沥青(每桶)42.15 55.56 37.52 
天然气(单位：Mcf)
整合运营3.89 10.56 6.00 
股权关联公司8.46 10.67 5.31 
天然气总量5.69 10.60 5.77 
数百万美元
全球勘探费用
一般事务和行政事务；地质和地球物理、租赁和其他$236 224 300 
租赁减值53 89 10 
干井109 251 34 
勘探费用总额$398 564 344 
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经营成果
目录表
我们在全球范围内勘探、生产、运输和销售原油、沥青、天然气、天然气和液化天然气。截至2023年12月31日，我们的业务在美国、挪威、加拿大、澳大利亚、中国、马来西亚、卡塔尔和利比亚投产。
与2022年相比，2023年1826个MBOED的总产量增加了88MBOED，增幅为5%，这主要是由于澳大利亚、加拿大、中国、挪威和马来西亚等低48个国家的新油井上线。
2023年期间产量的增加部分被正常的油田下降所抵消。
在对已完成的收购和处置进行调整后，产量增加了73MBOED或4%。

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经营成果
目录表
细分结果
除非另有说明，否则对部门结果的讨论是税后的。
阿拉斯加州
202320222021
净收益(亏损)(百万美元)
$1,778 2,352 1,386 
平均净产量
原油(MBD)173 177 178 
天然气液体(MBD)16 17 16 
天然气(MMCFD)38 34 16 
总产量(Mboed)
195 200 197 
平均销售价格
原油(每桶$1)$83.05 101.72 69.87 
天然气(每立方英尺$)4.47 3.64 2.81 
阿拉斯加业务主要勘探、生产、运输和销售原油、NGL和天然气。2023年，阿拉斯加贡献了我们15%的综合液体产量和2%的综合天然气产量。
净收益(亏损)
阿拉斯加2023年的收入为17.78亿美元，而2022年的收入为23.52亿美元。收益受到以下方面的负面影响：
•降低已实现的原油价格。
•由于与油井作业和运输相关的成本增加，生产和运营费用增加。
•主要由于准备金下调导致利率较高，导致DD&A费用增加。
收益受到除所得税以外与已实现原油价格较低相关的较低税收的积极影响。
生产
与2022年相比，2023年的平均产量下降了5MBOED，主要是由于正常的油田下降。
产量的减少被我们西北坡和大库帕鲁克地区资产上线的新油井部分抵消。
探险活动
2023年第一季度，我们钻探了被确定为干井的Bear-1探井，增加了约3100万美元的税前勘探费用。该油井位于库帕鲁克河单元以南、科尔维尔河以东的州土地上，我们正在继续对该地区进行评估。见附注6.

柳树更新
2023年3月，内政部公布了批准我们在阿拉斯加的Willow项目的Rod，该项目采用了一项由三个核心焊盘组成的计划。去年12月，在第九巡回上诉法院驳回了禁制令的请求后，我们就Willow项目达成了FID的协议，并开始冬季施工。
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经营成果
目录表
下部48
202320222021
净收益(亏损)(百万美元)
$6,461 11,015 4,932 
平均净产量
原油(MBD)569 534 447 
天然气液体(MBD)*256 221 110 
天然气(MMCFD)*1,457 1,402 1,340 
总产量(Mboed)
1,067 989 780 
平均销售价格
原油(每桶$1)$76.19 94.46 66.12 
天然气液体(每桶$1)21.73 35.36 30.63 
天然气(每立方英尺$)2.12 5.92 4.38 
*包括从2021年第四季度开始将以前收购的Concho双流合同转换为三流合同。
Low 48部门包括位于毗邻的美国和墨西哥湾的业务和商业业务。在2023年期间，低48个国家贡献了我们合并液体产量的64%和我们合并天然气产量的76%。
净收益(亏损)
较低的48家公司报告2023年收益为64.61亿美元，而2022年的收益为110.15亿美元。收益受到以下方面的负面影响：
•降低已实现的商品价格。
•DD&A支出增加，主要是由于运营成本上升以及生产量增加导致准备金修订的比率上升。
•生产和运营费用增加，主要是由于产量增加和油井作业活动增加。
收益受到以下因素的积极影响：
•更高的销售量。
•改进了商业表现和时机。
•除所得税以外的较低税收，由较低的已实现价格推动，但部分被较高的生产量所抵消。
生产
与2022年相比，2023年的总平均产量增加了78MBOED，这主要是由于我们在特拉华盆地、米德兰盆地、鹰滩和巴肯的开发计划中的新油井上线。
这些增产部分被正常油田产量下降所抵消。

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经营成果
目录表
加拿大
202320222021
净收益(亏损)(百万美元)
$402 714 458 
平均净产量
原油(MBD)9 6 8 
天然气液体(MBD)3 3 4 
沥青(MBD)81 66 69 
天然气(MMCFD)65 61 80 
总产量(Mboed)
104 85 94 
平均销售价格
原油(每桶$1)$66.19 79.94 56.38 
天然气液体(每桶$1)26.13 37.70 31.18 
沥青(每桶$1)42.15 55.56 37.52 
天然气(每立方英尺$)*1.80 3.62 2.54 
*平均销售价格包括未使用的运输成本。
我们在加拿大的业务包括阿尔伯塔省的Surmont油砂开发项目、不列颠哥伦比亚省的蒙特尼非常规项目以及商业业务。2023年，加拿大贡献了我们7%的综合液体产量和3%的综合天然气产量。
净收益(亏损)
加拿大业务2023年的收益为4.02亿美元，而2022年的收益为7.14亿美元。收益受到以下方面的负面影响：
•降低已实现的商品价格。
•未收到与先前向CVE出售某些资产相关的或有付款。CVE或有付款期限于2022年第二季度结束。

收益受到以下因素的积极影响：
•较高的销售量主要与我们对Surmont的收购有关，该收购于2023年10月完成。见附注3.
•未计入与某些陈旧的、暂停的油井减值相关的上一年度勘探费用。请参阅注释6。
•在加拿大税务局审计结束时确认的9200万美元的税收优惠。见附注17。
生产
与2022年相比，2023年总平均产量增加了19MBOED。产量增加的主要原因是：
•由于我们在2023年第四季度收购了Surmont，销量增加。见附注3.
•我们在蒙特尼河开发项目的新油井上线。
这些增产部分被正常油田产量下降所抵消。
SURMOT收购
2023年10月4日，我们完成了对Surmont剩余50%工作权益的收购。经过惯例调整后，总对价约为27亿美元现金，以及高达约4亿加元(约合3亿美元)的未来或有付款。于2023年第四季度，收购权益的平均产量约为6200万吨沥青。见附注3.
康菲石油将于2023年10胜10负
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经营成果
目录表
欧洲、中东和北非
202320222021
净收益(亏损)(百万美元)
$1,189 2,244 1,167 
整合运营
平均净产量
原油(MBD)112 107 118 
天然气液体(MBD)4 3 4 
天然气(MMCFD)308 328 313 
总产量(Mboed)
168 165 175 
平均销售价格
原油(每桶$1)$83.96 99.20 68.97 
天然气液体(每桶$1)41.13 54.52 43.97 
天然气(每立方英尺$)12.68 33.39 13.27 
欧洲、中东和北非业务主要位于北海的挪威地区、挪威海、卡塔尔、利比亚，以及英国的商业和终端业务。2023年，我们的欧洲、中东和北非业务占我们综合液体产量的9%，占我们综合天然气产量的16%。
净收益(亏损)
欧洲、中东和北非部门2023年的收益为11.89亿美元，而2022年的收益为22.44亿美元。收益受到以下方面的负面影响：
•降低已实现的商品价格。
•联属公司的股本收益较低，主要是由于液化天然气销售价格较低。
•较低的商业表现和时机。
•在挪威的销售量下降。
•美元对挪威克朗走强带来的较低外汇收益。

联合生产
与2022年相比，2023年的平均综合产量增加了3MBOED。综合产量增加的主要原因是：
•2022年第四季度在利比亚Waha特许权获得的额外权益将提高2023年的产量。
产量增加被以下因素部分抵消：
•在挪威，田野衰退是正常的。
•合作伙伴在挪威运营的资产停机时间更长。
卡塔尔的兴趣
2022年，我们获得了NFS3项目25%的权益，NFS3是我们与卡塔尔能源公司成立的新合资企业，旨在参与NFS LNG项目。NFS3的形成于2023年6月结束。见附注3和注4.
探险活动
在2023年期间，我们记录了3700万美元的税前干井费用，用于挪威Warka暂停发现井，许可证为PL1009，该井于2020年钻探。
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康菲石油将于2023年10胜10负
经营成果
目录表
亚太地区
202320222021
净收益(亏损)(百万美元)
$1,961 2,736 453 
整合运营
平均净产量
原油(MBD)60 61 65 
天然气(MMCFD)48 114 360 
总产量(Mboed)
68 80 125 
平均销售价格
原油(每桶$1)$84.79 105.52 70.36 
天然气(每立方英尺$)3.95 5.84 6.56 
亚太地区业务包括在马来西亚、澳大利亚和中国的业务，以及在中国、新加坡和日本的商业业务。2023年，亚太地区贡献了我们5%的综合液体产量和3%的综合天然气产量。
净收益(亏损)
亚太地区2023年的收益为19.61亿美元，而2022年为27.36亿美元。收益受到以下方面的负面影响：
•没有与剥离我们印尼资产相关的5.34亿美元的税后收益。见附注3.
•降低已实现的商品价格。
•由于液化天然气销售价格较低，关联公司收益中的股本较低。
•销售量下降。

收益受到以下因素的积极影响：
•确认了税收储备逆转和深水税收优惠带来的税收优惠。见附注17。
•所得税以外的其他税收较低，主要是由于已实现的商品价格较低。
联合生产
与2022年相比，2023年的平均综合产量减少了12MBOED。减少的主要原因是：
•正常的场强下降。
•2022年第一季度剥离我们在印尼的资产。
这些减产被中国渤海湾的开发活动和马来西亚在线的新油井部分抵消。
计划收购更新
2023年3月，我们宣布，待EIG与Origin Energy的交易完成后，我们计划接管上游资产的运营权，并额外购买APLNG高达2.49%的股权。2023年12月，Origin Energy的股东没有批准这笔交易。

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48
经营成果
目录表
其他国际组织
202320222021
净收益(亏损)(百万美元)
$(13)(51)(107)
其他国际部分包括与其他国家先前业务相关的活动。
与2022年相比，2023年其他国际业务的盈利增加了3800万美元，主要是由于2022年没有与法律和解相关的更高税收。
公司和其他
数百万美元
202320222021
净收益(亏损)
净利息支出$(360)(600)(801)
公司一般事务和行政费用(357)(244)(317)
技术(34)32 25 
其他收入(费用)(70)482 883 
$(821)(330)(210)
利息净额包括利息及融资开支，扣除利息收入及资本化利息。2023年的净利息支出较2022年减少2. 40亿元，主要是由于较长期主要项目的资本化利息增加，导致利息收入增加及利息支出减少。 见附注9.
公司G&A费用包括薪酬计划和员工成本。该等开支于2023年较2022年增加1. 13亿元，主要由于与若干薪酬计划相关的按市值计算调整所致。 见附注16.
技术包括我们对低碳技术的投资以及其他新技术或业务和许可收入。其他新技术或业务以及液化天然气许可活动的重点是常规和致密油藏、页岩气、油砂、提高石油采收率以及液化天然气。
其他收入（开支）或“其他”包括若干外币交易收益及亏损、与不再营运地点有关的环境成本、与经营分部并无直接关系的其他成本、提早偿还债务的收益或亏损、股本证券的持有收益或亏损及退休金结算开支。2023年的“其他”盈利较2022年减少5. 52亿元。这主要是由于：
•没有4.74亿美元的联邦税收优惠。 见附注17。
•没有与我们的CVE普通股相关的2.51亿美元收益，该普通股已于2022年第一季度完全剥离。 请参阅注5。
•与购买加元的远期外汇合约相关的8900万美元损失，以支持我们收购Surmont的额外工作权益。 见注3。
•没有与2022年债务重组交易相关的6200万美元收益。 请参阅注释9。

减少额被以下因素抵消：
•·2022年第一季度没有与我们的印度尼西亚资产处置相关的1.01亿美元税收影响。 见注3。
•某些法律应计项目没有8 100万美元的影响。
亚瑟港LNG收购
今年3月，我们收购了PALNG 30%的直接股权，PALNG是一家开发亚瑟港液化天然气项目第一期的合资企业。此外，我们还签订了一份为期20年的协议，在第一阶段开始时购买500万吨/年的液化天然气，并签订了一份天然气供应管理协议，据此，我们将管理第一阶段的原料气供应需求。目前，我们预计将于2027年启动。 见注3。
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资本资源与流动性
目录表
资本资源与流动性
财务指标
数百万美元
除非另有说明
202320222021
经营活动提供的净现金$19,965 28,314 16,996 
现金和现金等价物5,635 6,458 5,028 
短期投资971 2,785 446 
短期债务1,074 417 1,200 
债务总额18,937 16,643 19,934 
总股本49,279 48,003 45,406 
总债务与资本之比*28 %26 31 
浮动利率债务占总债务的百分比2 %2 4 
*资本包括总债务和总股本。
为了满足我们的短期和长期流动性要求，我们寻求各种资金来源，包括经营活动产生的现金、资产出售所得款项、我们的商业票据和信贷融资计划以及我们使用货架登记报表出售证券的能力。2023年，我们可用现金的主要用途是112亿美元用于支持我们正在进行的资本支出和投资计划，27亿美元用于收购Surmont额外50%的工作权益，54亿美元用于回购普通股，56亿美元用于支付普通股息和VROC。除了经营活动产生的现金外，额外资本的其他主要来源是为收购Surmont提供资金的长期债务发行收益27亿美元和短期投资净销售额14亿美元。2023年，现金及现金等价物减少8亿元至56亿元。 见附注9。
截至2023年12月31日，我们拥有现金及现金等价物56亿美元，短期投资10亿美元，信贷额度下的可用借款能力为55亿美元，总计约121亿美元的流动性。我们相信，目前的现金余额和经营产生的现金，加上下文“资本的重大变动”一节所述的外部资金来源，将足以满足我们近期和长期的资金需求，包括我们的资本支出计划、股息支付和所需的债务支付。

资本的重大变化
经营活动
2023年经营活动提供的现金总额为200亿美元，而2022年为283亿美元，2021年为170亿美元。经营活动提供的现金较2022年减少，主要是由于所有产品的已实现商品价格下降，部分被销售量增加（扣除相关生产及经营成本）所抵销。

经营活动提供的现金较二零二一年增加，主要是由于已实现商品价格上升、销售量增加（主要由于我们收购Shell Permian资产所致）及二零二一年并无结算自Concho收购的石油及天然气对冲头寸。经营活动提供的现金增加部分被利比亚的外国税收和特许权使用费以及挪威的外国税收以及美国的税收所抵消。
我们的短期和长期经营现金流高度依赖于原油、沥青、天然气、LNG和NGL的价格。我们行业的价格和利润率历来不稳定，并受到我们无法控制的市场条件的影响。在没有其他缓解因素的情况下，由于这些价格和利润率波动，我们预计我们的经营现金流将出现相应的变化。
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资本资源与流动性
目录表
绝对生产量的水平，以及产品和地点组合，是影响我们现金流的另一个重要因素。2023年全年平均产量为1,826 MBOED，比2022年增加88 MBOED或5%。2024年第一季度的产量预计为1.88MMBOED至1.92MMBOED。未来的生产受许多不确定因素的影响，包括波动的原油和天然气价格环境，这可能会影响投资决策；价格变化对产量分享和可变特许权使用费合同的影响；油田的收购和处置；油田产量递减率；新技术；运营效率；启动和重大转机的时机；政治不稳定；与天气有关的中断；以及通过勘探成功及其及时和具有成本效益的开发增加已探明储量。虽然我们积极监控和管理这些因素，但产量水平的变化可能会导致现金流的变化，尽管我们通常感受到由于产量水平变化而导致的现金流变化比由于大宗商品价格变化而产生的变化要小。
为了保持或持续增长我们的产量，我们必须继续增加我们已探明的储备基础。我们对已探明储量的估计通常会随着价格的上升和下降而在特定日期增加。储量置换指的是已探明储量的净变化，即减去产量，除以当年产量。有关已探明储量的信息，包括已开发和未开发储量，见“补充数据--石油和天然气业务”中的储备表披露。见“项目1A--风险因素--除非我们成功开发资源，否则我们的业务范围将会下降，从而对我们的业务造成不利影响。”
正如在“关键会计估计”一节中所讨论的，已探明储量的工程估计是不精确的；因此，由于大宗商品价格变化的影响或随着更多关于油藏的技术数据的出现，储量可能每年被向上或向下修正。不可能可靠地预测修订将如何影响未来的储备数量。
投资活动
2023年，我们在资本支出和投资方面投资了112亿美元，其中15亿美元主要用于我们对PALNG、NFE4和NFS3等液化天然气项目的投资。请参阅注释3。剩下的97亿美元为我们的运营资本计划提供了资金。2022年和2021年的资本支出分别为102亿美元和53亿美元。见“资本支出和投资”一节。

2023年10月，经过常规调整，我们以约27亿美元的现金从TotalEnergie EP Canada Ltd.手中收购了Surmont剩余50%的工作权益。我们通过发行新的长期债券为这笔交易提供资金。见附注3和附注9。

2023年资产出售收益为6亿美元，而2022年为35亿美元。2022年，我们出售了CVE剩余的9100万股普通股，获得了14亿美元的收益, 收益约15亿美元，主要来自我们亚太地区和48个较低部分的资产剥离，以及与先前剥离相关的或有付款5亿美元。见附注3和附注5。
2021年12月，我们完成了对壳牌在特拉华州盆地资产的收购，经过常规调整后，现金对价约为87亿美元。我们用手头的现金为这笔交易提供资金。我们于2021年1月15日以全股票交易方式完成了对Concho的收购。交易中获得的资产包括3.82亿美元现金。这些项目的净影响在我们综合现金流量表上的“收购业务，扣除收购的现金”中确认。见注3。
2021年，资产处置的总收益为17亿美元。我们通过出售Low 48部门的非核心资产获得了2.5亿美元的现金收益，出售了我们在CVE普通股的投资获得了11亿美元，以及与2021年前完成的处置相关的2.44亿美元或有付款。见附注3和附注5。
我们投资短期投资是我们现金投资战略的一部分，其主要目标是保护本金、维持流动性并提供收益和总回报；这些投资包括定期存款、商业票据以及归类为可供出售的债务证券。用于支持我们的运营计划并提供弹性以应对短期价格波动的短期需求资金投资于年内到期的高流动性工具。我们认为可用于在较长期价格下跌时保持弹性并捕捉给定运营计划以外的机会的资金可能投资于到期日超过一年的工具。见附注12和附注19。

2023年的投资活动包括13.73亿美元的投资净销售额。我们净卖出21.11亿美元的短期工具，净买入7.38亿美元的长期工具。见附注19。
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资本资源与流动性
目录表
融资活动
我们截至2023年12月31日的债务余额为189亿美元，而截至2022年12月31日的债务余额为166亿美元。目前的债务部分，包括融资租赁的支付，为11亿美元。2023年，我们发行了27亿美元的新债务本金，为我们收购Surmont剩余50%的工作权益提供资金，并完成了再融资交易，其中包括11亿美元的投标要约，以现金回购现有债务，以及11亿美元的新债券发行，为回购提供资金，将我们投资组合的加权平均到期日从15年延长到17年，并减少了近期债务到期日。看见 注9.
2022年，我们回购了票据，注销了浮动利率债务，并执行了债务再融资，包括同时进行的交易，包括新债发行、现金投标要约和债务交换要约。总体而言，这些交易加上自然到期的债务，使该公司的总债务减少了33亿美元。

2022年，我们对循环信贷安排进行了再融资，本金总额从60亿美元增加到55亿美元，到期日为2027年2月。我们的循环信贷安排可用于直接向银行借款，签发总额高达5亿美元的信用证，或用于支持我们的商业票据计划。循环信贷安排广泛地由金融机构组成辛迪加，不包含任何重大不利变化条款或要求维持特定财务比率或信用评级的任何契约。融资协议包含一项交叉违约拨备，涉及康菲石油或其任何合并附属公司未能就2亿美元或以上的其他债务债务支付本金或利息。该贷款的金额在其到期日之前不能重新确定。
信贷工具借款的利息可能高于有担保的隔夜融资利率(SOFR)。该协议要求对可用但未使用的金额收取承诺费。该协议还包含如果我们的现任董事或他们批准的继任者不再是董事会多数成员的提前解约权。

循环信贷安排支持康菲石油公司发行高达55亿美元的商业票据，这主要是短期营运资金需求的资金来源。商业票据的到期日一般限制在90天内。由于没有未偿还的商业票据，也没有直接借款或信用证，截至2023年12月31日，我们可以通过循环信贷安排获得55亿美元的可用借款能力。
2023年12月，惠誉确认了我们的长期信用评级。目前我们长期债务的信用评级为：

•惠誉：“A”，展望为“稳定”
•S：“A-”，展望为“稳定”
•穆迪："A2"使用一个"稳定"展望

见附注9有关债务和循环信贷安排的更多信息。
我们没有任何公司债务的评级触发因素会导致自动违约，从而在我们的信用评级下调时影响我们获得流动性的机会。如果我们的信用评级从目前的水平下调，可能会增加我们可获得的公司债务成本，并限制我们进入商业票据市场。如果我们的信用评级恶化到禁止我们进入商业票据市场的水平，我们仍然能够通过我们的循环信贷安排获得资金。
我们的某些项目相关合同、商业合同和衍生工具包含要求我们提供抵押品的条款。其中许多合同和票据允许我们邮寄现金或信用证作为抵押品。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们分别拥有3.4亿美元和3.68亿美元的直接银行信用证，这些信用证确保了与正常业务进行中发生的各种购买承诺相关的履约义务。如果信用评级被下调，我们可能会被要求邮寄额外的信用证。

货架登记
我们在美国证券交易委员会备案了一份通用的货架登记声明，根据该声明，我们有能力发行和销售不确定数量的各种债务和股权证券。
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资本资源与流动性
目录表
资本要求
有关我们的资本支出和投资的信息，请参阅“资本支出和投资”部分。
截至2023年12月31日，我们的债务余额为189亿美元，比2022年12月31日的166亿美元增加了23亿美元。2023年，我们发行了27亿美元的新债务本金，为我们收购Surmont剩余50%的工作权益提供资金，并完成了再融资交易，其中包括11亿美元的投标要约，以现金回购现有债务，以及11亿美元的新债券发行，为回购提供资金。2022年，我们执行了同时进行的债务再融资交易，回购了现有票据，并在自然到期日退出浮动利率票据，总共减少了33亿美元的债务，同时还降低了我们的年度现金利息支出，并延长了我们债务组合的加权平均到期日。见附注9有关债务和债务的信息附注19有关Surmont交易的非现金对价的信息。

2024年2月，我们宣布了2024年计划通过我们的三级资本回报框架向股东返还90亿美元的资本。我们计划提供引人注目的、不断增长的普通股息、全周期股票回购和VROC付款。VROC提供了一种灵活的工具，以履行我们的承诺，即在大宗商品价格显著高于我们的计划价格范围时，从经营活动中返还30%以上的现金。我们2023年返还的资本总额为110亿美元。

与我们为股东提供价值的承诺一致，2023年全年，我们支付了每股普通股2.11美元的普通股息和每股2.50美元的VROC支付。这比2022年增加了，当时我们支付的普通股息为1.89美元，VROC支付为每股2.60美元，比2021年增加了，当时我们支付的普通股息为每股1.75美元。2024年2月，我们宣布第一季度普通股普通股息为每股0.58美元，VROC支付每股普通股0.20美元，两者均于2024年3月1日支付给2024年2月19日登记在册的股东。
普通股息及VROC须经多方面考虑，并由董事会每季度厘定及批准。到目前为止，VROC的所有付款都与普通股息一起申报，但在下个季度支付。然而，从2024年第一季度开始，我们计划同时支付任何季度股息和VROC付款，并将在同一季度宣布此类支付。
2016年末，我们启动了当前的股票回购计划。2022年10月，我们的董事会批准将我们的授权从250亿美元增加到450亿美元，以支持我们未来的股票回购计划。2023年、2022年和2021年的股票回购分别为54亿美元、93亿美元和36亿美元。截至2023年12月31日，自我们当前计划开始以来，股票回购总额为3.834亿股，金额为288亿美元。回购由管理层酌情决定，根据当时的价格，受市场状况和其他因素的影响。
有关在决定资本回报水平时考虑的因素的更多信息见“第1A项--风险因素--我们执行资本返还计划的能力取决于某些考虑因素。”
截至2023年12月31日，除了上述优先事项外，我们还有购买约297亿美元商品和服务的合同义务。我们预计到2024年将履行其中74亿美元的债务。这些数字不包括我们不是运营商的共同拥有的油田和设施的购买承诺。98亿美元的购买债务与进入和利用第三方设备和设施(包括管道和液化天然气产品终端)运输、加工、处理和储存商品的能力的协议有关。178亿美元的采购债务涉及与第三方签订的以市场为基础的商品产品采购合同。其余部分主要是我们为共同拥有的油田和设施(我们是运营商)的材料和服务购买承诺的净份额。
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资本资源与流动性
目录表
资本支出和投资
数百万美元
202320222021
阿拉斯加州$1,705 1,091 982 
下部486,487 5,630 3,129 
加拿大456 530 203 
欧洲、中东和北非1,111 998 534 
亚太地区354 1,880 390 
其他国际组织— — 33 
公司和其他1,135 30 53 
资本计划*$11,248 10,159 5,324 
*不包括与收购业务有关的资本，扣除收购的现金。
截至2023年12月31日的三年期间，我们的资本支出和投资总额为267亿美元。2023年的资本支出和投资支持关键的经营活动和收购，主要是：
•阿拉斯加与西北坡有关的评估和发展活动以及大库帕鲁克地区的发展活动。
•低48区的开发和勘探活动，主要在特拉华盆地、伊格尔福特、米德兰盆地和巴肯。
•蒙特尼的评估和开发活动以及加拿大苏尔蒙特的开发和优化。
•在挪威的资产范围内开展开发活动。
•继续在马来西亚和中国开展开发活动。
•主要与我们在PALNG、NFE4和NFS3的投资相关的资本。

2024年基本建设预算
2024年2月，我们宣布2024年运营计划资本预计在110亿至115亿美元之间。该计划包括为正在进行的开发钻探计划、重大项目、勘探和评估活动以及基地维护提供资金。
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资本资源与流动性
目录表
担保人财务信息摘要
我们在康菲石油、康菲石油公司和伯灵顿资源有限责任公司之间就公开持有的债务证券提供了各种交叉担保。康菲石油公司由康菲石油全资拥有。伯灵顿资源有限责任公司由康菲石油公司全资拥有。康菲石油和/或康菲石油公司已就其公开持有的债务证券为Burlington Resources LLC的偿付义务提供全面和无条件的担保。同样，康菲石油对康菲石油公司公开持有的债务证券的兑付义务进行了全面、无条件的担保。此外，康菲石油公司对康菲石油公开持有的债务证券的兑付义务进行了全面、无条件的担保。所有担保都是连带的。
下表列出了债务组的汇总财务信息，定义如下：
•债务人集团将反映由康菲石油、康菲石油公司和伯灵顿资源有限责任公司组成的担保证券的担保人和发行人。
•对担保证券的集体担保人和发行人之间的投资和交易的综合调整反映在汇总财务信息的余额中。
•非义务子公司不包括在本演示文稿中。
反映债务人和非义务子公司之间活动的交易和余额分别列示如下：
损益表汇总数据
数百万美元
2023
收入和其他收入$37,992 
所得税前收入(亏损)*10,737 
净收益(亏损)10,957 
*包括约79亿美元的采购商品费用，用于与非义务子公司的交易。
资产负债表汇总数据
数百万美元
2023年12月31日
流动资产$8,008 
非义务附属公司应收款项，当期1,565 
非流动资产91,155 
非义务附属公司应付的非流动款项8,936 
流动负债7,337 
应付非义务附属公司的款项，当期3,990 
非流动负债49,105 
应付非义务子公司的非流动款项31,241 
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资本资源与流动性
目录表
或有事件
我们受到法律程序、索赔和在正常业务过程中产生的责任的约束。当与法律索赔相关的损失被认为是可能的，并且金额可以合理估计时，我们应计与此相关的损失。请参阅“关键会计估计”和注11以获取有关意外情况的信息。
法律和税务事宜
我们面临各种诉讼和索赔，包括但不限于涉及石油和天然气特许权使用费和遣散税支付、天然气测量和估值方法、合同纠纷、环境损害、气候变化、人身伤害和财产损失的事项。我们对此类事项的主要风险敞口涉及对某些联邦、州和私人拥有的财产的涉嫌特许权使用费和税款不足，对涉嫌环境污染和历史运营造成的损害的索赔，以及气候变化。我们将继续在这些问题上积极捍卫自己。
我们的法律组织将其知识、经验和专业判断应用于我们案件的具体特点，采用诉讼管理流程来管理和监控针对我们的法律诉讼。我们的流程有助于在个别情况下对潜在暴露进行早期评估和量化。这一过程还使我们能够跟踪已安排审判和/或调解的案件。根据使用这些诉讼管理工具的专业判断和经验以及我们所有案件当前发展的可用信息，我们的法律机构定期评估当前应计项目的充足性，并确定是否需要调整现有应计项目或建立新的应计项目。 见附注17.
环境
我们与本行业的其他公司一样，遵守众多的国际、联邦、州和地方环境法律法规。这些环境法律和法规中最重要的包括：
•美国《联邦清洁空气法》，管理空气排放;
•美国《联邦清洁水法》，管理向水体的排放;
•欧洲联盟化学品注册、评估、授权和限制条例;
•美国《联邦综合环境反应、赔偿和责任法》（《综合环境反应、赔偿和责任法》或《超级基金》），规定在已经发生或有可能发生危险物质排放的地点，危险物质的产生者、运输者和制造者负有赔偿责任;
•美国联邦资源保护和回收法案（RCRA），管理固体废物的处理，储存和处置;
•1990年《美国联邦石油污染法》（OPA 90），根据该法，陆上设施和管道的所有者和经营者、海上设施所在地区的承租人或承租人以及船舶的所有者和经营者，应对因向美国通航水域排放石油而造成的清除费用和损害负责;
•美国联邦应急计划和社区知情权法案（EPCRA），要求设施向当地应急计划委员会和响应部门报告有毒化学品库存;
•美国《联邦安全饮用水法》，管理地下注入井废水的处理;
•美国内政部法规，涉及美国水域的海上石油和天然气作业，并规定了作业造成的污染清理费用的责任，以及污染损害的潜在责任;以及
•欧盟贸易指令导致欧洲排放交易计划。
这些法律及其实施条例规定了排放限制，并就向水的排放规定了水质限制。它们还规定了对有害物质和有害废物的排放进行补救的标准和义务。在大多数情况下，这些条例要求对新的或经修改的业务发放许可证。这些许可证可能要求申请人收集与申请过程有关的大量信息，这可能是昂贵和耗时的。此外，可能会有与通知和评论期以及该机构对申请的处理有关的延迟。许多与许可程序有关的延误是申请人无法控制的。
我们经营所在的许多州和外国也有或正在制定类似的环境法律和法规来管理这些相同类型的活动。虽然类似，但在某些情况下，这些法规可能会施加额外或更严格的要求，这可能会增加跨州和国际边界销售或运输产品的成本和难度。
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目录表
随着空气排放标准和水质标准等新标准的不断发展，环境法律和法规产生的最终财务影响既不清楚，也不容易确定。然而，环境法律和法规，包括那些可能出现的解决全球气候变化担忧的法律和法规，预计将继续对我们在美国和我们开展业务的其他国家的业务产生越来越大的影响。值得注意的潜在影响领域包括美国和加拿大的空气排放合规和补救义务。
一个例子是使用水力压裂，这是一种基本的完井技术，可以促进石油和天然气的生产，否则就会被困在低渗透率的岩层中。目前有一系列地方、州、联邦或国家法律法规管理水力压裂作业，其中一些司法管辖区目前禁止水力压裂。尽管水力压裂已经进行了几十年，但潜在的新法律、法规和各州环境机构以及其他机构的许可要求可能会导致成本增加、运营限制、运营延误和/或限制石油和天然气资源的开发能力。政府对水力压裂的限制可能会影响我们某些石油和天然气投资的整体盈利能力或生存能力。我们采用了符合或超过政府要求的既定行业标准的运作原则。随着技术的进步和法规的变化，我们的做法也在不断发展。
我们还受制于与当前和过去的业务有关的环境补救义务方面的某些法律法规。这些法律和法规包括CERCLA和RCRA以及它们的州对应法规。较长期支出有相当大的不确定性，可能会有很大波动。
我们偶尔会收到环保局和州环境机构要求提供信息或潜在责任的通知，声称我们是CERCLA或同等州法规下的潜在责任方。有时，我们也会被这些机构或私人当事人作为追讨成本诉讼的一方。这些请求、通知和诉讼主张对各种地点的补救费用承担潜在责任，这些地点通常不属于我们所有，但据称包含可归因于我们过去运营的废物。截至2023年12月31日，根据CERCLA和类似的州法律，美国各地有15个地点被确定为潜在责任方。
对于大多数超级基金网站，我们的潜在责任将大大低于网站补救总成本，因为可归因于我们的废物的百分比相对于所有其他潜在责任方的百分比相对较低。尽管对于联邦站点和州站点，潜在责任人的责任通常是连带的，但我们所在站点的其他潜在责任方通常具有履行其义务的财务实力，而在他们没有或无法找到潜在责任方的情况下，我们的责任份额并没有大幅增加。我们可能负责的许多地点仍在接受环保局或有关州机构的调查。在实际清理之前，潜在责任人通常会评估现场条件，分配责任，并确定适当的补救措施。在某些情况下，我们可能不承担责任或达成赔偿责任的和解。实际的清理费用通常发生在当事人获得环境保护局或同等的州机构批准之后。我们是主要参与者的地点相对较少，考虑到预期支出的时间和金额，这些地点的补救费用或所有CERCLA地点的此类费用总体上预计都不会对我们的竞争或财务状况产生实质性的不利影响。
2023年的环境成本支出为7.91亿美元，预计2024年和2025年分别约为9.37亿美元和9.46亿美元。2023年资本化的环境成本为3.93亿美元，预计2024年和2025年分别约为4.38亿美元和4.5亿美元。
补救活动的应计负债不会因可能从保险公司或其他第三方收回而减少，也不会贴现(但在购买业务合并中假设的负债除外，我们确实以贴现的基础记录)。
这些责任中的许多都是由《环境影响报告法》、《自然资源保护法》以及类似的国家或国际法律造成的，这些法律要求我们在进行或曾经进行手术的地点或在处置康菲石油产生的废物的地点进行某些调查和补救活动。应计项目还包括我们确定的一些可能需要环境补救的地点，但这些地点目前不是CERCLA、RCRA或其他机构执法活动的主题。要求或处理环境补救的法律可以追溯适用，而不考虑过错、最初活动的合法性或场地的当前所有权或控制权。如果适用，我们将应计应收账款，用于可能的保险或其他第三方收回。在未来，我们可能在CERCLA和RCRA下都会产生巨大的成本。
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资本资源与流动性
目录表
补救活动在持续时间和成本方面因地点而异，这取决于独特的地点特征、不断发展的补救技术、不同的监管机构和执法政策以及是否有可能承担责任的第三方的组合。因此，很难对未来的场地补救费用进行合理的估计。
截至2023年12月31日，我们的资产负债表包括美国和加拿大补救活动的应计环境成本总额1.84亿美元，而截至2022年12月31日，我们的资产负债表包括1.82亿美元。我们预计，在未来30年内，这些支出将占相当大的一部分。
尽管如此，与从事类似业务的其他公司一样，环境成本和债务是我们业务和产品中固有的问题，不能保证不会产生材料成本和债务。然而，我们目前预计，遵守现行环境法律法规不会对我们的运营结果或财务状况产生任何实质性的不利影响。
见第1A项。风险因素-我们预计，由于遵守现有和未来的环境法律法规和附注11，我们将继续产生大量资本支出和运营成本获取有关环境诉讼的信息。
气候变化
由于政治和社会对全球气候变化问题的持续关注，提出或颁布了一系列以减少温室气体排放为重点的国家、国家和国际法律。这些拟议或颁布的法律适用于或可能适用于我们有利益或未来可能有利益的国家。这一领域的法律在继续演变，虽然无法准确估计实施时间表或我们未来与实施有关的合规成本，但此类法律如果获得通过，可能会对我们的运营结果和财务状况产生实质性影响。可能影响或可能影响我们业务的法规和前身的例子包括：
•欧洲排放交易计划(ETS)，许多欧盟成员国通过该计划实施《京都议定书》。我们在2023年遵守欧盟ETS的成本约为2800万美元(税前净份额)。
•英国排放交易计划，英国用该计划取代了ETS。我们在2023年遵守英国ETS的成本约为80万美元(税前净份额)。
•艾伯塔省技术创新和减排(TIER)法规要求任何现有设施的排放量等于或超过每年100,000公吨二氧化碳或当量，才能达到设施基准强度。2023年与该法规相关的合规总成本约为350万美元(税前净份额)。
•美国政府于2021年9月17日宣布了全球甲烷承诺，这是一项全球倡议，旨在到2030年将全球甲烷排放量在2020年的基础上减少至少30%。
•在某些司法管辖区征收碳税。我们在2023年遵守挪威碳排放法规的成本约为3500万美元(税前净份额)。我们还为加拿大不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省业务的化石燃料燃烧排放征收碳税，总额约为820万美元(税前净份额)。
•2015年12月21日在巴黎达成的协议ST《联合国气候变化框架公约》缔约方大会，制定了实现全球减排的进程。新政府再次承诺美国遵守巴黎协定，美国许多州和地方政府以及总部设在美国的大公司也宣布了相关承诺。因此，美国政府于2021年4月22日设定了新的目标，即在2030年将温室气体排放量在2005年的基础上减少50%至52%。
•美国环保局于2023年12月2日宣布了最终的新源性能标准(OOOOb)和排放指南(OOOOc)规则制定。虽然行业正在等待规则制定的最终公布，但我们确实预计，在我们的美国投资组合中实施这一规定将导致额外的合规成本。拟议的W分部法规和甲烷减排计划(MERP)作为2022年通胀削减法案的一部分获得通过，可能会对我们的业务造成影响。MERP费用的实施虽然适用于2024年的排放，但尚未由环境保护局最后敲定。
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资本资源与流动性
目录表
•各国政府和金融监管机构正在制定新的报告规则，要求围绕一系列可持续发展主题增加披露。2022年3月，美国美国证券交易委员会提议修改规则，要求注册者在注册声明和定期报告中包含某些与气候有关的披露；2023年1月，欧盟敲定了要求进行更详细可持续性报告的企业可持续发展报告指令；2023年6月，国际可持续性标准委员会发布了首个可持续发展报告标准；2023年10月，加利福尼亚州签署了多项法案，要求在该州开展业务的公司披露与气候有关的信息。正在制定的报告标准拼凑在一起，可能需要大幅增加披露，而实施成本可能会很高。
•美国环境质量委员会正准备在2024年初敲定修订后的《国家环境政策法案》(《国家环境政策法》第二阶段)的法规，以及考虑温室气体排放和气候变化的相应指导意见。新的监管框架强调避免和最大限度地减少气候影响，增加了与联邦环境审查和石油和天然气活动许可程序相关的不确定性。

遵守制定温室气体税、排放交易计划或温室气体减排政策的法律法规变化，可能会显著增加我们的成本，减少对化石能源衍生产品的需求，影响资本的成本和可用性，并增加我们面临诉讼的风险。这样的法律法规还可能增加对碳密集度较低的能源的需求，包括天然气。对我们财务业绩的最终影响，无论是积极的还是消极的，将取决于多个因素，包括但不限于：
•是否制定了立法或规章，以及在多大程度上制定了法规；
•提出这类立法或规章的时间；
•立法的性质(如总量管制和交易制度或排污税)或条例；
•温室气体排放的价格(由市场或通过税收)；
•所需的温室气体减排量；
•补偿的价格和可获得性；
•津贴的数额和分配情况；
•导致新产品或服务的技术和科学发展；
•气候变化的任何潜在的重大物理影响(如恶劣天气事件增加、海平面变化和温度变化)；以及
•合规成本的增加是否以及增加的程度最终反映在我们的产品和服务的价格中。
见第1A项。风险因素-现有和未来与全球气候变化有关的法律、法规和内部倡议，例如对温室气体排放的限制，可能会影响或限制我们的业务计划，导致巨额支出，促进替代能源使用或减少对我们产品的需求和附注11获取有关气候变化诉讼的信息。
企业应对气候相关风险
2020年，我们通过了与巴黎一致的气候相关风险框架，雄心勃勃地希望到2050年将我们的运营(范围1和范围2)排放减少到净零排放。我们的气候风险战略的目标是管理与气候相关的风险，优化机会，并使公司能够应对关键不确定性的变化，包括世界各地的政府政策、减排技术、替代能源技术和消费者趋势的变化。该战略列出了我们在投资组合构成、减排、目标和激励、与排放相关的技术开发以及与气候相关的政策和金融部门参与方面的选择。

我们的气候风险战略的一个重要组成部分是净零能源过渡计划(“计划”)。该计划概述了我们打算如何通过执行我们的三重任务，在能源转型中发挥重要作用：可靠和负责任地满足能源转型途径需求，提供具有竞争力的资本回报，并实现我们的净零排放运营目标。该计划还概述了我们打算如何运用我们的战略能力和资源，以经济上可行、负责和可行的方式应对气候变化带来的挑战，同时平衡我们利益攸关方的利益。
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资本资源与流动性
目录表
该计划的主要内容包括：
•保持战略灵活性
◦建立具有弹性的资产组合，重点关注低供应成本和低温室气体强度，以满足转型路径的能源需求。
◦承诺通过使用完全负担的供应成本(包括碳成本)作为资本分配的基础来遵守资本纪律。
•减少范围1和范围2的排放
◦制定我们拥有和控制的排放目标，雄心勃勃地希望到2050年成为范围1和范围2的净零排放公司。
•解决范围3排放问题
◦倡导一个精心设计的、覆盖整个经济的碳价格，并参与制定其他政策和立法，以解决最终用途排放问题。
◦与我们的供应商合作，协调温室气体减排。
•为有序过渡作出贡献
◦建立一个有吸引力的液化天然气投资组合。
◦评估在新兴能源转型和低碳技术方面的潜在投资。

我们的计划不包括范围3(最终用途)排放目标。我们认识到，必须减少最终用途的排放，以实现全球气候目标。然而，我们认为，通过范围3对北美和欧洲上游油气生产商的目标进行供应方面的限制，将对气候目标产生反作用。在缺乏应对全球需求的政策措施，以及技术和政策的形式和速度尚未确定的情况下，制定和实现范围3的目标将需要将生产转移到其他全球运营商，这些运营商制定的目标不那么雄心勃勃，或者没有减少自身业务排放的目标，或者没有任何其他雄心或计划来管理与气候有关的风险，这可能会侵蚀能源安全和负担能力，并削弱全球气候变化目标。这就是为什么我们一直在倡导一个精心设计的、覆盖整个经济的碳价格方面发挥重要作用，并参与制定其他政策或立法，以解决高碳强度能源使用造成的最终用途排放问题。我们还将政策倡导从碳定价扩大到包括监管行动，例如支持对甲烷的直接监管。

为了支持解决我们的范围1和范围2的排放，2023年，我们在几个关键领域取得了进展。
•继续完善我们与巴黎保持一致的气候风险战略。
•加快我们的温室气体强度削减目标，到2030年，在2016年运营排放总量和净权益排放基准的基础上，将其降低50%-60%。
•在OGMP 2.0计划中实现了黄金标准路径。
•实施了我们新的2030年甲烷排放强度接近零的目标，即每京东方约1.5公斤二氧化碳当量或生产天然气的0.15%。

我们的减排努力和净零排放目标得到了我们多学科低碳技术组织的支持。见第1A项。风险因素-我们成功执行能源过渡计划的能力受到许多风险和不确定因素的影响，实现成本可能很高。
新会计准则
关于新会计准则的讨论，见附注25。
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关键会计估计
按照公认会计原则编制财务报表需要管理层选择适当的会计政策，并作出影响资产、负债、收入和费用报告金额的估计和假设。请参阅注释1以了解我们的主要会计政策。若干该等会计政策涉及判断及不确定因素，以致在不同情况下或倘使用不同假设，呈报的金额有合理可能出现重大差异。该等关键会计估计至少每年与董事会审核及财务委员会讨论一次。我们相信，以下有关关键会计估计的讨论涉及所有重要会计范畴，而在这些范畴中，由于将高度不确定的事项或该等事项变动的敏感性入账所需的主观性及判断程度，会计估计或假设的性质属重大。
石油天然气会计
石油和天然气活动的会计须遵守石油和天然气行业特有的特殊会计规则。于发现探明储量前，收购G&G地震资料于产生时支销，与研究及开发成本的会计处理方法相若。然而，租赁权益收购成本及勘探井成本于资产负债表内资本化，以待确定已探明石油及天然气储量是否已确认。
财产购置费用
就个别重大租赁而言，管理层根据迄今为止的勘探及钻探工作定期评估减值。就不重大的个别租赁权益收购成本而言，管理层会作出判断，并厘定前景最终未能找到探明油气储量的概率百分比，包括对未来储量的估计，以及与类似地理区域的其他人共用租赁权益资料。对于以前勘探钻井有限或没有勘探钻井的地区的前景，最终失败的概率百分比通常被认为是相当高的。该判断百分比乘以租赁收购成本，再除以租赁合约期，以厘定于勘探开支中呈报的定期租赁减值支出。该判断概率百分比在租赁合同期内根据租赁或相邻租赁的有利或不利勘探活动进行重新评估和调整，并对租赁减值摊销费用进行前瞻性调整。

于2023年年底，我们持有44亿美元的资本化未证实物业成本净额，主要包括个别重大及汇集租赁、以业权所有权永久持有的采矿权、目前正在钻探的勘探井、暂停勘探井及资本化利息。其中，约30亿美元集中在特拉华州和米德兰盆地，我们在那里有一个持续的重大和积极的发展计划。除了特拉华州和米德兰盆地，其余14亿美元主要集中在加拿大。管理层根据勘探及钻探工作的结果以及商业化前景定期评估我们未经证实的物业是否出现减值。
勘探成本
对于勘探井，钻井成本在资产负债表上暂时资本化或“暂停”，以待确定钻井工作是否发现了潜在的经济石油和天然气储量，以证明开发的合理性。
倘勘探井发现潜在经济数量的石油及天然气，只要在评估储量及项目的经济及营运可行性方面取得足够进展，则油井成本仍于资产负债表内资本化。“充分进展”的会计概念是一个判断领域，但会计规则确实禁止在预期未来市场条件将改善或将发现新技术使开发具有经济效益的情况下继续将暂停的油井成本资本化。通常，进入开发阶段和记录探明储量的能力取决于获得许可证和政府或合资者的批准，其时间最终超出了我们的控制范围。只要我们积极寻求此类批准和许可，并相信它们将获得，勘探井的成本将保持暂停。一旦获得所有必要的批准和许可，项目将进入开发阶段，石油和天然气储量将被指定为探明储量。
于2023年年底，暂停钻井总成本为1. 84亿元，而2022年年底则为5. 27亿元。有关暂停油井的更多信息，包括老化分析， 见附注6.
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已探明储量
探明储量数量的工程估计本身并不准确，且仅代表概约金额，原因是编制有关资料时涉及判断。储量估计是根据地质和工程评估的油气储量、生产计划、历史开采回收率和加工产量因素、已安装的工厂运营能力和批准的运营限制。这些估计在任何时间点的可靠性取决于技术和经济数据的质量和数量以及碳氢化合物的提取和加工效率。
尽管这些工程估算存在固有的不精确性，但由于这些估算的重要性，会计规则要求披露“已证实”储量估算，以便更好地了解公司运营的感知价值和未来现金流。在估计储量被指定为“已探明储量”之前，有几个关于工程标准的权威指导方针。我们的地球科学和油藏工程组织制定了与这些权威指南一致的政策和程序。我们培训了经验丰富的内部工程人员，他们评估我们由合并公司持有的已探明储量，以及我们在股权关联公司中的份额。看见“补充数据--石油和天然气业务”以获取更多信息。
已探明储量估计数每年在第四季度和年内进行调整，如果发生重大变化，并考虑到每个油田的最新产量和地下信息。此外，根据现行权威准则的要求，一项资产达到其经济寿命结束的未来估计日期是根据历史上12个月第一个月的平均价格和当前成本计算的。这一日期估计何时结束生产，并影响估计储量的数量。因此，随着价格和成本水平每年都在变化，已探明储量的估计也会发生变化。一般来说，我们的探明储量随着价格的下降而减少，随着价格的上涨而增加。
我们的已探明储量包括按“经济利益”方法报告的与PSC有关的估计数量，以及可变特许权使用费制度，并受大宗商品价格、可回收运营费用和资本成本波动的影响。如果成本保持稳定，可归因于成本回收的储备量将与商品价格的变化相反。我们预计，当产品价格上涨时，这些合同的准备金将减少，当价格下跌时，这些合同的准备金将增加。
探明储量的估计对损益表也很重要，因为油田的探明储量估计是计算该资产资本化成本的DD&A单位产量的分母。于2023年年底，按生产单位计算的生产性PP&E的账面净值约为620亿美元，2023年就这些资产记录的DD&A约为81亿美元。截至2022年底，我们综合业务的已探明开发储量估计为38亿京东方，2023年底为37亿京东方。如果在所有计算中，用于产量单位计算的探明储量估计都降低了10%，2023年的税前DD&A将增加约8.94亿美元。
企业合并--油气资产评估
对于企业合并，管理层应用FASB ASC主题805-“企业合并”下的收购会计原则，并根据收购日期的估计公允价值，将收购价格分配给收购的资产和承担的负债。估计公允价值涉及作出各种假设，其中最重要的假设与分配给已探明和未探明油气资产的公允价值有关。对于重大业务合并，管理层通常采用基于市场参与者假设的贴现现金流方法，并考虑聘请第三方估值专家编制公允价值估计。
估值中包含的重要因素包括未来大宗商品价格假设和储量估计的生产概况、钻探计划的速度、未来运营和开发成本、通货膨胀率以及使用收购时确定的基于市场的加权平均资本成本的贴现率。在估计未探明物业的公允价值时，额外的风险加权调整适用于可能和可能的准备金。
纳入公允价值估计的假设和投入须受管理层的重大判断，并基于收购时普遍存在的行业、市场和经济状况。尽管我们基于被认为是合理的假设做出这些估计，但这些估计本身是不可预测和不确定的，实际结果可能会有所不同。见附注3.
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减值
当事实和环境的变化表明资产集团预期产生的未来现金流可能出现重大恶化时，运营中使用的长期资产就会被评估减值。如果有迹象表明资产的账面价值可能无法收回，则使用管理层对价格、数量和未来发展计划的假设进行可恢复性测试。如果所得税前未贴现现金流量的总和少于资产组的账面价值，账面价值将减记至估计公允价值，并在作出决定的期间报告为减值。个别资产按可识别现金流在很大程度上独立于其他资产组的现金流的最低水平进行分组减值--通常是在逐个领域的基础上进行勘探和开发资产。由于通常缺乏长期资产的报价市场价格，减值资产的公允价值通常是根据预期未来现金流量的现值，使用折现率和被认为与主要市场参与者使用的价格一致的价格来确定，或在可能的情况下基于与类似资产的历史市场交易确认的运营现金流的倍数。
用于减值审核和相关公允价值计算的预期未来现金流量是基于估计未来产量、商品价格、运营成本和资本决定，并考虑到审核日期的所有可用证据。不同的假设可能会影响任何时期的减值时间和减值金额。看见注6和注7.
根据权益法入账的非综合实体的投资，只要事实和情况发生变化表明发生了价值损失，就会对减值进行评估。这类价值损失的证据可能包括我们无法收回账面价值、缺乏持续的盈利能力来证明当前的投资额，或者当前的公允价值低于投资的账面价值。当该等情况被判断为非暂时性时，将就投资的账面价值与其估计公允价值之间的差额确认减值费用。在确定价值下降是否是暂时的时，管理层会考虑以下因素：价值下降的时间长短和幅度、被投资人的财务状况和近期前景，以及我们有能力和意图将我们的投资保留一段足以使投资市值实现任何预期回升的时期。由于通常无法获得报价市场价格，公允价值通常基于预期未来现金流量的现值，使用贴现率和被认为与主要市场参与者使用的价格一致的价格，加上对被投资方拥有的可比资产的市场分析(如适用)。不同的假设可能会影响任何时期投资减值的时机和金额。请参阅“APLNG”部分注4.
资产报废义务与环境成本
根据各种合同、许可证和法规，我们有重大法律义务在作业地点的作业结束时移除有形设备并恢复土地或海床。我们最大的资产移除义务包括封堵和废弃油井，移除和处置世界各地的海上石油和天然气平台，以及阿拉斯加的石油和天然气生产设施和管道。公平值乃采用现值法估计，当中包括有关结算的估计金额及时间以及使用技术的影响的假设。估计未来资产移除成本需要重大判断。这些搬迁义务大多是在未来的许多年或几十年内，合同和法规往往对搬迁事件实际发生时必须满足的搬迁做法和标准有模糊的描述。我们的资产报废责任估计的账面值对资产移除技术和成本、监管和其他合规考虑因素、支出时间以及责任估值的其他输入数据（包括贴现率和通胀率）等输入数据敏感，这些输入数据均可能在初步确认负债与未来清偿责任之间发生变化。
通常，资产移除义务的变化在损益表中反映为在资产剩余寿命内DD&A的增加或减少。然而，对于处于或接近运营结束的资产，以及我们保留资产移除义务的先前出售的资产，资产移除义务的增加可能会导致立即从收益中扣除，因为由于义务增加而导致的PP&E的任何增加都将立即受到减值的影响，因为这些物业的公允价值较低。
除了资产转移义务外，根据上述或类似的合同、许可和规定，我们还有一些与环境有关的项目。这些主要与加拿大和美国各州要求的勘探和生产地点的补救活动有关。未来的环境补救费用很难估计，因为清理费用的不确定数额、可能需要采取的补救行动的未知时间和程度以及我们与其他责任方的责任比例的确定等因素可能会导致这些费用的变化。见附注8.
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预计福利义务
预计的福利义务和公司缴费要求的精算确定涉及对未来不确定事件的判断，包括估计的退休日期、退休时的工资水平、死亡率、一次性选举率、计划资产回报率、未来医疗保健成本趋势率以及退休人员对医疗保健服务的利用率。由于这些计算的专业性，我们聘请外部精算公司协助确定这些预计的福利义务和公司缴费要求。最终，我们将被要求为养老金和退休后福利计划下的所有既得利益提供资金，而不是由计划资产或投资回报提供资金，但精算计算中使用的判断性假设随着时间的推移会显著影响定期财务报表和资金模式。预计福利债务对贴现率假设特别敏感。折现率假设降低100个基点将使预计的福利债务增加6亿美元。福利支出对贴现率和计划资产回报率假设很敏感。贴现率假设下降100个基点将使年度福利支出增加5,000万美元，而计划资产回报率假设下降100个基点将使年度福利支出增加4,000万美元。在确定贴现率时，我们使用与我们计划的估计收益现金流相匹配的高质量固定收益投资的收益率。我们还面临这样一种可能性，即本年度从养老金计划中提取的一次性退休福利可能超过年度养老金支出的服务和利息部分的总和，并引发对一部分未确认的精算损失和收益的加速确认。由于这些福利支付是基于计划参与者的决定，因此很难预测。如果现有雇员的预期未来服务年限大幅减少，或相当数量的雇员的部分或全部未来服务的固定福利的应计费用被取消，我们可以确认削减收益或损失。见附注16.
或有事件
在正常的业务过程中，对该公司提出了一些索赔和诉讼。管理层行使与会计和披露这些索赔有关的判断，其中包括与环境补救、税收、合同和其他法律纠纷相关的损失、损害和少付款项。随着我们了解到有关或有事项的新事实，我们考虑到额外损失和潜在风险的变化，重新评估了我们在确认和披露的金额方面的状况。然而，由于各种原因，实际损失可能而且确实与估计的不同，这些原因包括法律、仲裁或其他第三方决定；和解讨论；损害范围的评估；对监管或合同条款的解释；未来行动的预期时间；以及与其他责任方分担的责任比例。未来与或有事项有关的估计费用可能会随着事件的发展以及在行政和诉讼过程中获得更多信息而发生变化。有关或有负债的更多信息，请参阅“资本资源和流动资金”中的“或有”部分以及注11.
所得税
我们在世界各地的许多司法管辖区都要缴纳所得税。我们记录递延税项资产和负债，以说明已在我们的财务报表和纳税申报表中确认的事件的预期未来税务后果。我们经常评估我们的递延税项资产，并在我们认为部分或全部递延税项资产更有可能无法变现的情况下，通过减值准备来减少此类资产。在评估是否需要调整现有的估值免税额时，我们会考虑所有可得的正面和负面证据。积极的证据包括暂时差异的逆转、对未来应税收入的预测、对未来业务假设的评估以及审慎和可行的适用税务筹划策略。负面证据包括最近几年的亏损以及对可变现期间未来净收益(亏损)的预测。在对估值免税额进行评估时，我们根据客观性对证据进行权衡。在确定未来的应税收入时，许多判断和假设是固有的，包括未来的经营状况和对外国税收对美国联邦所得税影响的评估(特别是与当前石油和天然气价格相关的影响)。见附注17.
我们定期评估，并在必要时为不确定的税收状况建立应计项目，这些状况可能是我们业务所在国家/地区的司法管辖区对额外税收进行评估所导致的。我们确认不确定的税收状况的税收利益，如果根据该状况的技术价值，该状况很可能会在审查后得以维持。该等不确定税务状况的应计项目须作出大量判断，并会根据不断变化的事实和情况，考虑持续税务审计的进展、法庭诉讼、适用税法(包括税务案件裁决和立法指引)的变化，或适用诉讼时效届满的情况，定期作出检讨和调整。见附注17。
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就1995年《私人证券诉讼改革法》的“安全港”条款而言的警示声明
本报告包括符合1933年《证券法》第27A节和1934年《证券交易法》第21E节的前瞻性陈述。除历史事实陈述外，本报告中包含或引用的所有陈述，包括但不限于关于我们未来财务状况、业务战略、预算、预计收入、预计成本和计划以及未来业务管理目标的陈述，均为前瞻性陈述。本报告中包含的前瞻性陈述包括我们的预期产量增长和对总体商业环境的展望、我们的预期资本预算和资本支出，以及关于未来股息的讨论。您通常可以通过以下文字来识别我们的前瞻性陈述：雄心壮志,” “预期,” “相信,” “预算,” “继续,” “可能,” “努力,” “估算,” “期望,” “预测,” “意向,” “目标,” “导向,” “可能,” “目标,” “展望,” “平面图,” “潜力,” “预测,” “投影,” “寻觅,” “应该,” “目标,” “将要,” “会不会”和类似的表达。
我们的前瞻性陈述基于我们目前对自己和我们经营的行业的预期、估计和预测。我们提醒您，这些陈述并不是对未来业绩的保证，因为它们涉及的假设虽然是善意的，但可能被证明是不正确的，并且涉及我们无法预测的风险和不确定性。此外，我们基于对未来事件的假设做出了许多前瞻性陈述，这些假设可能被证明是不准确的。因此，我们的实际结果和结果可能与我们在前瞻性陈述中表达或预测的内容存在重大差异。任何差异可能由各种因素和不确定性导致，包括但不限于以下因素：
•原油、沥青、天然气、LNG和NGL价格波动，包括这些价格相对于历史或未来预期水平的长期下跌。
•影响石油和天然气的需求、供应、价格、差异或其他市场条件的全球和区域变化，包括任何正在进行的军事冲突（包括乌克兰和中东的冲突）以及全球对此类冲突的反应所造成的变化;设施和基础设施的安全威胁;公共卫生危机;石油输出国组织和其他生产国可能实施或取消原油生产配额或其他行动;或公司或第三方为应对此类变化而采取的行动。
•原油、沥青、天然气、LNG和NGL价格大幅下跌的影响，这可能导致我们的长期资产、租赁和非合并股权投资确认减值费用。
•流动性不足或其他因素（如本文所述）的可能性，可能会影响我们回购股份以及宣布和支付股息（无论是固定还是可变）的能力。
•现有和未来石油和天然气开发在实现预期储量或产量水平方面的潜在失败或延迟，包括由于运营风险、钻井风险以及预测储量和储层性能的固有不确定性。
•储备替代率的降低，无论是由于商品价格的大幅下跌还是其他原因。
•勘探钻井活动不成功或无法获得勘探面积。
•成本、通货膨胀压力或建造、改造或运营E&P设施的技术要求的意外变化。
•解决环境问题的立法和监管举措，包括应对全球气候变化影响或进一步监管水力压裂、甲烷排放、燃烧、水处理或液化天然气出口的举措。
•现有或未来的环境法规和条例，包括国际协议和国家或地区立法和监管措施，限制或减少温室气体排放所带来的重大运营或投资变化。
•对竞争性或替代性能源的大量投资和开发利用，包括由于现有或未来的环境规则和条例。
•更广泛的社会关注和应对气候变化的努力可能会影响我们获得资本和保险的机会。
•在实现我们当前或未来的低碳战略方面的潜在失败或延迟，包括我们无法开发新技术。
•公共卫生危机的影响，包括流行病（如COVID-19）和流行病，以及任何相关的公司或政府政策或行动。
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目录表
•我们的原油、沥青、天然气、液化天然气和天然气的足够和可靠的运输缺乏或中断。
•无法及时获得或维护许可证，包括建设、钻探和/或开发所需的许可证，或无法支付维持遵守任何必要许可证或适用法律或法规所需的资本支出。
•未能及时(如果有的话)或按预算完成最终协议和可行性研究，以及完成已宣布的和未来的勘探和开发及液化天然气开发项目的建设。
•我们业务的潜在中断或中断以及因事故、特殊天气事件、供应链中断、内乱、政治事件、战争、恐怖主义、网络安全威胁和信息技术故障、限制或中断而导致的任何后果。
•国际货币条件的变化和外币汇率的波动。
•国际贸易关系的变化，包括对原油、沥青、天然气、液化天然气、液化天然气、碳以及我们业务运营中使用的任何材料或产品(如铝和钢)施加贸易限制或关税，包括因任何持续的军事冲突(包括乌克兰和中东冲突)而实施的任何制裁。
•根据现有和未来的环境法规和诉讼，承担补救行动的责任，包括拆除和填海义务。
•由诉讼引起的责任，包括与Concho Resources Inc.的交易直接或间接相关的诉讼，或我们未能遵守适用的法律和法规。
•这些问题包括：国内和国际一般经济和政治事态发展，包括武装敌对行动；没收资产；改变政府关于原油、沥青、天然气、液化天然气和天然气的政策以及碳定价，包括规定价格上限；监管或征税；以及其他政治、经济或外交事态发展，包括任何持续的军事冲突，包括乌克兰和中东的冲突。
•商品期货市场的波动性。
•适用于我们业务的税收和其他法律、法规(包括替代能源强制要求)或特许权使用费规则的变化。
•石油和天然气勘探和勘探行业的竞争和整合，包括对人员和设备的竞争。
•任何对我们获得资本的限制或我们资本成本的增加，包括由于国内或国际金融市场的流动性不足或不确定性或投资情绪，包括由于社会对气候变化的更多关注和努力造成的。
•我们无法执行或延迟完成我们选择进行的任何资产处置或收购。
•对于未决或未来的资产处置或收购，可能无法获得或延迟获得任何必要的监管批准，或者此类批准可能需要修改交易条款或我们剩余业务的运营。
•由于未决或未来的资产处置或收购，包括转移管理层的时间和注意力，我们的业务可能会中断。
•我们无法以我们目前预期的方式和时间框架部署任何待决或我们选择在未来进行的资产处置的净收益，如果有的话。
•我们合资企业的运营和融资。
•我们的客户和其他合同对手方履行其对我们的义务的能力，包括我们从委内瑞拉政府或PDVSA收取到期付款的能力。
•我们无法实现预期的成本节约和资本支出削减。
•我们产品的存储容量不足，以及随后的削减，无论是自愿还是非自愿的，都需要缓解这种物理限制。
•我们将无法保留和雇用关键人员的风险。
•我们普通股长期价值的不确定性。
•中一般描述的因素 第I部─第1A项在本10-K表格的2023年年度报告中，以及我们向SEC提交的其他文件中描述的任何其他风险。
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目录表
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
金融工具市场风险
我们及若干附属公司持有及发行衍生工具合约及金融工具，令我们的现金流量或盈利受商品价格、外币汇率或利率变动影响。我们可能会使用金融和商品衍生工具合约来管理天然气、原油和相关产品价格变动产生的风险;利率和外汇汇率波动;或捕捉市场机会。
我们对衍生工具的使用受我们董事会批准的“授权限制”文件的约束，该文件禁止使用高杠杆衍生工具或没有足够流动性的衍生工具。授权限制文件还为公司建立了风险价值（VaR）限制，并每天监控这些限制的遵守情况。执行副总裁兼首席财务官向首席执行官汇报，负责监察商品价格风险及外币汇率及利率所产生的风险。商业组织管理我们的商业营销，优化我们的商品流和位置，并监控风险。
商品价格风险
我们的商业机构在各种市场上使用期货、远期、掉期和期权来实现以下目标：
•根据我们的政策，我们通常保持对市场价格的风险敞口，我们使用掉期合同将天然气消费者经常要求的固定价格销售合同转换为浮动市场价格。
•使我们能够利用市场知识来捕捉机会，例如将实物商品转移到利润更高的地点，并储存商品以获取季节性或时间溢价。我们可能会使用衍生工具来优化这些活动。
我们使用风险值模型估计我们持有或发行的衍生金融工具及衍生商品合约（包括于2023年12月31日的资产负债表中记录的商品买卖合约）因市况不利变动的影响而可能于一日产生的公平值亏损。使用蒙特卡罗模拟、95%置信水平及一天持有期，于2023年及2022年12月31日，该等为交易目的而发行或持有或为交易以外目的而持有的工具的风险价值对我们的综合现金流量及净收入并不重大。
67
康菲石油将于2023年10胜10负
目录表
利率风险
下表提供了有关我们对美国利率变化敏感的债务工具的信息。该表按预期到期日列出本金现金流和相关加权平均利率。加权平均浮动汇率以报告日期的有效汇率为基础。我们的浮动利率债务的账面价值接近其公允价值。假设现行利率变化10%，不会对与我们的浮动利率债务相关的利息支出产生实质性影响。固定利率债务的公允价值是使用市场数据证实的定价服务提供的价格来衡量的。现行利率的变化不会影响我们与固定利率债务相关的现金流，除非我们选择在到期前回购或偿还此类债务。
除非另有说明，否则数百万美元。
债务
预期到期日固定
费率
成熟性		平均值
利息
费率		漂浮
费率
成熟性		平均值
利息
费率
2023年年底
2024$759 2.70 %$— — %
2025735 3.87 — — 
2026104 6.41 — — 
2027438 5.79 — — 
2028265 4.50 — — 
剩余年限15,829 5.45 283 4.06 %
总计$18,130 $283 
公允价值$18,338 $283 
2022年年底
2023$110 7.04 %$— — %
20241,359 2.59 — — 
20251,268 3.25 — — 
2026104 6.41 — — 
2027438 5.79 — — 
剩余年限12,293 5.45 283 3.91 %
总计$15,572 $283 
公允价值$15,262 $283 
康菲石油将于2023年10胜10负
68
目录表
外币兑换风险
我们有国际化经营带来的外币汇率风险。我们不会全面对冲货币汇率变动的风险，尽管我们可能会选择选择性地对冲某些外币汇率风险，例如对资本项目或当地货币税收的确定承诺、将在来年内汇出的外国附属公司净投资的股息和现金回报以及收购。

在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，我们拥有未偿还的外汇远期合约，以对冲跨境商业活动和减少我们的现金相关敞口。虽然这些远期交易对冲了汇率波动带来的风险敞口，但我们选择不使用对冲会计。因此，这些外币兑换衍生品的公允价值变动直接计入收益。由于外汇合约的收益或亏损被重新计量现金相关余额的收益或亏损所抵消，而且由于我们在远期的总头寸不是实质性的，2023年12月或2022年12月汇率10%的不利假设变化对我们的收入不会产生实质性影响。

这些头寸在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的名义和公允价值总额如下：
外币兑换衍生工具以百万计
概念上的公允价值*
2023202220232022
买入加元，卖出美元计算机辅助设计5 15 — (1)
卖出英镑，买入欧元英镑52 312 (2)7 
买入英镑，卖出欧元英镑58 264 — (10)
*以美元计价。

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康菲石油将于2023年10胜10负
目录表
项目8.财务报表和补充数据
康菲石油
财务报表索引
页面
管理层报告
71
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID#42)
72
截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的综合损益表
75
截至年度的综合全面收益表
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
76
截至2023年和2022年12月31日的综合资产负债表
77
截至2023年、2022年和2021年12月31日的合并现金流量表
78
截至年度的综合权益变动表
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日
79
合并财务报表附注
80
补充资料
石油和天然气业务
135
康菲石油将于2023年10胜10负
70
目录表
管理层报告
管理层编制并负责本年度报告中的综合财务报表和其他信息。综合财务报表按照美国公认的会计原则，公平地反映了公司的财务状况、经营结果和现金流量。在编制合并财务报表时，该公司包括基于管理层认为在这种情况下合理的估计和判断的金额。该公司的财务报表已由安永有限责任公司审计，这是一家由董事会审计和财务委员会任命并经股东批准的独立注册会计师事务所。管理层已经向安永律师事务所提供了公司的所有财务记录和相关数据，以及股东和董事会议的纪要。
对财务报告内部控制的评价
管理层还负责建立和维持对财务报告的适当内部控制。康菲石油的内部控制制度旨在就已公布财务报表的编制和公允列报向公司管理层和董事提供合理保证。
所有的内部控制系统，无论设计得多么好，都有其固有的局限性。因此，即使是那些被确定为有效的系统，也只能在编制和列报财务报表方面提供合理的保证。
管理层评估了截至2023年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。在作出这项评估时，它使用了#年特雷德韦委员会赞助组织委员会提出的标准。《内部控制--综合框架(2013)》。根据我们的评估，我们认为公司对财务报告的内部控制截至2023年12月31日有效。
安永律师事务所发布了一份关于截至2023年12月31日公司财务报告内部控制的审计报告，他们的报告包含在本文中。




/S/瑞安·M·兰斯/S/小威廉·L·布洛克
瑞安·M·兰斯小威廉·L·布洛克
主席及
首席执行官
常务副秘书长总裁和
首席财务官
71
康菲石油将于2023年10胜10负
目录表
独立注册会计师事务所报告
致康菲石油的股东和董事会
对财务报表的几点看法
本公司已审计康菲石油(本公司)截至2023年12月31日、2022年12月31日及2022年12月31日的合并资产负债表、截至2023年12月31日止三个年度各年度的相关综合收益表、全面收益表、权益及现金流量变动表及相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013框架)》中确立的标准，对公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计，我们于2024年2月15日发布的报告对此发表了无保留意见。
意见基础
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指已向审计和财务委员会传达或要求传达给审计和财务委员会的当期财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达以下关键审计事项来提供关于关键审计事项或与其相关的账目或披露的单独意见。
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目录表
已探明石油和天然气财产、厂房和设备的折旧、耗尽和摊销
有关事项的描述
截至2023年12月31日，该公司已探明的油气资产、厂房和设备(PP&E)的账面净值为620亿美元，截至该年度的折旧、损耗和摊销(DD&A)费用为81亿美元。如附注1所述，在成功努力会计方法下，PP&E的产烃性质和蒸汽辅助重力排水设施以及某些管道和液化天然气资产(预计使用率将下降的资产)的DD&A按产量单位法确定。生产单位法使用该公司内部储集层工程师估计的已探明石油和天然气储量。

已探明石油和天然气储量的估计是基于对原地碳氢化合物数量、生产计划、历史开采采收率和加工产量系数、已安装工厂运营能力和批准的运营限制的地质和工程评估。在评估用于评估已探明石油和天然气储量的数据时，该公司的内部油藏工程师需要做出重大判断。估计已探明的油气储量还需要选择投入，包括历史产量、石油和天然气价格假设以及未来运营和资本成本假设等。

审计公司的DD&A计算是复杂的，因为使用了内部油藏工程师的工作，以及内部油藏工程师在估计已探明石油和天然气储量时使用的上述投入的管理层确定的评估。


我们是如何在审计中解决这个问题的
我们了解、评估了设计，并测试了公司对其计算DD&A流程的内部控制的操作有效性，包括管理层对提供给内部油藏工程师用于评估已探明石油和天然气储量的财务数据的完整性和准确性的控制。

我们的审计程序包括评估公司内部储集层工程师的专业资格和客观性，这些工程师主要负责监督已探明石油和天然气储量估计的准备工作。此外，在评估我们是否可以利用内部储集层工程师的工作时，我们评估了上述财务数据和内部储集层工程师在评估已探明油气储量时使用的投入的完整性和准确性，将它们与来源文件相一致，并确定和评估了佐证和相反的证据。我们还测试了DD&A计算的准确性，包括将计算中使用的已探明石油和天然气储量与公司的储量报告进行比较。


自1949年以来，我们一直担任本公司的审计师。

/S/安永律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月15日
73
康菲石油将于2023年10胜10负
目录表
独立注册会计师事务所报告
致康菲石油的股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们根据特雷德威委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013年框架)》(COSO标准)中确立的标准，对康菲石油截至2023年12月31日的财务报告内部控制进行了审计。我们认为，康菲石油(本公司)根据COSO准则，截至2023年12月31日，在各重大方面对财务报告进行了有效的内部控制。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表、截至2023年12月31日的三个年度的相关综合收益表、全面收益表、权益变动表和现金流量表，以及相关附注和我们于2024年2月15日发布的报告，就此发表了无保留意见。

意见基础
本公司管理层负责保持对财务报告的有效内部控制，并负责对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在随附的《管理报告》中的“财务报告内部控制评估”项下。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。

我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/ 安永律师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月15日
康菲石油将于2023年10胜10负
74
财务报表
目录表
合并损益表
康菲石油
截至2013年12月31日的年度
数百万美元
202320222021
收入和其他收入
销售和其他营业收入$56,141 78,494 45,828 
关联公司收益中的权益1,720 2,081 832 
处置收益(损失)228 1,077 486 
其他收入485 504 1,203 
总收入和其他收入58,574 82,156 48,349 
成本和开支
购进商品21,975 33,971 18,158 
生产和运营费用7,693 7,006 5,694 
销售、一般和行政费用705 623 719 
勘探费398 564 344 
折旧、损耗和摊销8,270 7,504 7,208 
减值14 (12)674 
所得税以外的其他税种2,074 3,364 1,634 
对贴现负债的增值283 250 242 
利息和债务支出780 805 884 
外币交易(收益)损失92 (100)(22)
其他费用2 (47)102 
总成本和费用42,286 53,928 35,637 
所得税前收入(亏损)16,288 28,228 12,712 
所得税拨备(福利)5,331 9,548 4,633 
净收益(亏损)$10,957 18,680 8,079 
普通股每股净收益(亏损)(美元)
基本信息$9.08 14.62 6.09 
稀释9.06 14.57 6.07 
普通股平均流通股(单位：千)
基本信息1,202,757 1,274,028 1,324,194 
稀释1,205,675 1,278,163 1,328,151 
请参阅合并财务报表附注。
75
康菲石油将于2023年10胜10负
财务报表
目录表
综合全面收益表
康菲石油
截至2013年12月31日的年度
数百万美元
202320222021
净收益(亏损)$10,957 18,680 8,079 
其他全面收益(亏损)
固定福利计划
在此期间产生的先前服务信用(成本)— (10)— 
对计入净收益(亏损)的先前服务费用(贷项)摊销的重新分类调整(38)(39)(38)
净变化(38)(49)(38)
期间产生的净精算收益(损失)37 (623)357 
对列入净收益(损失)的精算净损失(收益)摊销的重新分类调整82 72 178 
净变化119 (551)535 
非赞助计划*(3)5 5 
固定福利计划的所得税(23)178 (108)
设定受益计划，税后净额55 (417)394 
证券未实现持有损益20 (13)(2)
净收益中计入亏损(收益)的重新分类调整(4)(1)(1)
证券未实现持有损益所得税(3)3 1 
未实现的证券持有收益(亏损)，税后净额13 (11)(2)
外币折算调整195 (623)(124)
外币换算调整的所得税2 1 — 
外币折算调整，税后净额197 (622)(124)
套期保值活动的未实现收益(亏损)78 — — 
对套期保值活动的未实现损益征收所得税(16)— — 
套期保值活动的未实现收益(亏损)，税后净额62 — — 
其他综合收益(亏损)，税后净额327 (1,050)268 
综合收益(亏损)$11,284 17,630 8,347 
*康菲石油不是主要义务人的计划--主要是由股权关联公司管理的计划。
请参阅合并财务报表附注。
康菲石油将于2023年10胜10负
76
财务报表
目录表
合并资产负债表
康菲石油
12月31日
数百万美元
20232022
资产
现金和现金等价物$5,635 6,458 
短期投资971 2,785 
应收账款和应收票据（扣除备抵3及$2，分别)
5,461 7,075 
应收账款和票据--关联方13 13 
盘存1,398 1,219 
预付费用和其他流动资产852 1,199 
流动资产总额14,330 18,749 
投资和长期应收账款9,130 8,225 
物业、厂房及设备净额（扣除累积DD&A $74,361及$66,630，分别)
70,044 64,866 
其他资产2,420 1,989 
总资产$95,924 93,829 
负债
应付帐款$5,083 6,113 
应付帐款--关联方34 50 
短期债务1,074 417 
应计所得税和其他税项1,811 3,193 
员工福利义务774 728 
其他应计项目1,229 2,346 
流动负债总额10,005 12,847 
长期债务17,863 16,226 
资产报废债务和应计环境成本7,220 6,401 
递延所得税8,813 7,726 
员工福利义务1,009 1,074 
其他负债和递延信贷1,735 1,552 
总负债46,645 45,826 
权益
普通股(2,500,000,000授权股份价格为$0.01面值)发行
        (2023—2,103,772,516股票；2022年-2,100,885,134股份)
面值21 21 
超出面值的资本61,303 61,142 
库存股(按成本计算：2023-925,670,961股票；2022年-877,029,062股份)
(65,640)(60,189)
累计其他综合收益(亏损)(5,673)(6,000)
留存收益59,268 53,029 
总股本49,279 48,003 
负债和权益总额$95,924 93,829 
请参阅合并财务报表附注。
77
康菲石油将于2023年10胜10负
财务报表
目录表
合并现金流量表
康菲石油
截至2013年12月31日的年度
数百万美元
202320222021
经营活动的现金流
净收益(亏损)$10,957 18,680 8,079 
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8,270 7,504 7,208 
减值14 (12)674 
干井成本和租赁减值162 340 44 
对贴现负债的增值283 250 242 
递延税金1,145 2,086 1,346 
分配比股权附属公司的收入多(少)964 942 446 
(收益)处置损失(228)(1,077)(486)
(收益)在Cenovus Energy的投资亏损— (251)(1,040)
其他(220)86 (788)
周转金调整
应收账款和票据的减少(增加)1,333 (963)(2,500)
库存的减少(增加)(103)(38)(160)
预付费用和其他流动资产的减少(增加)337 (173)(649)
应付帐款增加(减少)(1,118)901 1,399 
税收和其他应计项目的增加(减少)(1,831)39 3,181 
经营活动提供的净现金19,965 28,314 16,996 
投资活动产生的现金流
资本支出和投资(11,248)(10,159)(5,324)
与投资活动相关的营运资金变动30 520 134 
收购业务，扣除收购现金后的净额(2,724)(60)(8,290)
资产处置收益632 3,471 1,653 
投资净卖出(买入)1,373 (2,629)3,091 
催收与垫款/贷款有关的当事人— 114 105 
其他(63)2 87 
用于投资活动的现金净额(12,000)(8,741)(8,544)
融资活动产生的现金流
债务的发行3,787 2,897 — 
偿还债务(1,379)(6,267)(505)
发行公司普通股(52)362 145 
公司普通股回购(5,400)(9,270)(3,623)
已支付的股息(5,583)(5,726)(2,359)
其他(34)(49)7 
用于融资活动的现金净额(8,661)(18,053)(6,335)
汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金的影响(99)(224)(34)
现金、现金等价物和限制性现金净变化(795)1,296 2,083 
期初现金、现金等价物和限制性现金6,694 5,398 3,315 
期末现金、现金等价物和限制性现金$5,899 6,694 5,398 
受限现金：$264百万及$236百万美元被包括在“其他资产我们截至2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表的额度。
请参阅合并财务报表附注。
康菲石油将于2023年10胜10负
78
财务报表
目录表
综合权益变动表
康菲石油
数百万美元
普通股
面值资本流入
超过
帕尔		财务处
库存		阿卡姆。其他
全面
收入(亏损)		保留
收益		总计
2020年12月31日的余额
$18 47,133 (47,297)(5,218)35,213 29,849 
净收益(亏损)8,079 8,079 
其他全面收益(亏损)268 268 
宣布的股息
普通($1.75每股普通股)
(2,359)(2,359)
现金的可变回报(美元0.20每股普通股)
(260)(260)
收购Concho3 13,122 13,125 
公司普通股回购(3,623)(3,623)
根据福利计划分配326 326 
其他1 1 
2021年12月31日的余额
$21 60,581 (50,920)(4,950)40,674 45,406 
净收益(亏损)    18,680 18,680 
其他全面收益(亏损)   (1,050) (1,050)
宣布的股息
普通($1.89每股普通股)
    (2,419)(2,419)
现金的可变回报(美元3.10每股普通股)
    (3,908)(3,908)
公司普通股回购  (9,270)  (9,270)
根据福利计划分配 561    561 
其他  1  2 3 
2022年12月31日的余额
$21 61,142 (60,189)(6,000)53,029 48,003 
净收益(亏损)    10,957 10,957 
其他全面收益(亏损)   327  327 
宣布的股息     
普通($2.11每股普通股)
    (2,550)(2,550)
现金的可变回报(美元1.80每股普通股)
    (2,170)(2,170)
公司普通股回购  (5,400)  (5,400)
股票回购的消费税(50)(50)
根据福利计划分配 161    161 
其他  (1) 2 1 
2023年12月31日的余额
$21 61,303 (65,640)(5,673)59,268 49,279 

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合并财务报表附注
目录表
合并财务报表附注
注1--会计政策
•合并原则和投资-我们的合并财务报表包括我们是主要受益人的多数股权、受控子公司和可变利益实体(如果适用)的账户。权益法用于核算我们有能力对联属公司的运营和财务政策施加重大影响的联营公司的投资。当我们没有能力施加重大影响时，投资按公允价值计量，除非投资没有随时可确定的公允价值。对于这些例外，它将以成本减去减值，加上或减去同一发行人相同或类似投资的有序交易中可观察到的价格变化来衡量。石油和天然气合资企业、管道、天然气工厂和终端的不可分割权益按比例合并。其他证券和投资一般按成本价列账。我们通过以下方式管理我们的运营六按地理区域划分的运营部门：阿拉斯加、下48区、加拿大、欧洲、中东和北非、亚太地区和其他国际地区。见附注24.
•外币折算-将外国功能货币财务报表转换为美元的过程中产生的调整计入普通股股东权益中的累计其他全面收益(亏损)。外币交易损益计入当期收益。我们的一些海外业务使用当地货币作为功能货币。
•预算的使用-按照美国公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设影响资产、负债、收入和支出的报告金额以及或有资产和负债的披露。实际结果可能与这些估计不同。
•收入确认-与销售原油、沥青、天然气、天然气、液化天然气和其他项目有关的收入在客户获得资产控制权时确认。在评估客户何时拥有对资产的控制权时，我们主要考虑是否发生了法定所有权和实物交付的转移，客户是否具有重大的所有权风险和回报，以及客户是否接受交付和付款权利存在。这些产品通常以当时的市场价格出售。我们将基于市场的可变对价分配给本期交货(履约义务)，因为该对价具体涉及我们将本期交货控制权转移给客户的努力，并代表我们预期有权换取相关产品的金额。付款通常在30天或更短的时间内到期。
通常称为买入/卖出合同的交易，即与同一交易对手进行的存货购买和销售“相互考虑”而订立的交易，合并并报告净额(即，在同一个损益表项目上)。
•运费和搬运费-我们通常在将控制权转移给客户之前产生运输和处理成本，并将这些活动计入履行成本。因此，我们将运输和搬运成本计入生产，并计入生产活动的运营费用。与营销活动有关的运输成本记录在采购商品中。支付给客户的运费成本被视为交易价格的一个组成部分，并在客户获得控制权时记录为收入的一个组成部分。
•现金等价物-现金等价物是高流动性的短期投资，可以很容易地转换为已知数量的现金，自购买之日起原始到期日为90天或更短。它们按成本加应计利息列账，接近公允价值。
•短期投资-短期投资包括对银行定期存款和有价证券(商业票据和政府债券)的投资，这些投资按成本加应计利息计算，原始到期日超过90天，但在一年内或剩余到期日在一年内。我们也投资于被归类为可供出售的债务证券的金融工具，这些证券以公允价值列账。这些工具包括在资产负债表日剩余期限不超过一年的短期投资中。
•债务证券的长期投资-债务证券的长期投资包括被归类为可供出售的金融工具，截至资产负债表日剩余到期日超过一年的债务证券。它们按公允价值列账，并在我们综合资产负债表的“投资和长期应收账款”项目中列报。
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目录表
•盘存-我们对各种类型的库存有几种估值方法，并对每种类型的库存一贯使用以下方法。我们大部分与商品相关的库存都是按后进先出法按成本入账的。我们以总成本或市场价较低的价格来衡量这些库存。年末任何必要的成本或市价较低的减记均记为后进先出成本基础的永久性调整。后进先出法用于更好地将当前库存成本与当前收入相匹配。成本包括将一件物品或产品带到其现有状态和位置所发生的直接和间接支出，但不包括异常/非经常性成本或研发成本。材料、用品和其他杂项库存，如管材和油井设备，按照行业惯例，使用各种方法进行估值，包括加权平均成本法和先进先出法。
•公允价值计量-按公允价值计量并要求在公允价值层次中分类的资产和负债，根据计量中采用的投入的可观测性，分为三个不同的级别之一。一级投入是指相同资产或负债在活跃市场上的报价。第2级投入是指资产或负债在第1级内的报价以外的可观察到的投入，直接或间接通过市场证实的投入。第三级投入是资产或负债的不可观察投入，反映了市场参与者对可观察到的相关市场数据或我们关于定价的假设的重大修改。
•衍生工具-衍生工具按公允价值计入资产负债表。如果抵销权存在并且满足某些其他标准，则与同一交易对手的衍生资产和负债在资产负债表上计入净额，应付或应收抵押品分别计入衍生资产和衍生负债。
根据发行或持有衍生工具的目的，对衍生工具的入账及调整至公允价值所产生的损益予以确认及分类。未计入套期保值的衍生品收益和损失立即在收益中确认。我们不对我们的衍生品工具应用对冲会计。
•油气勘探开发--油气勘探开发成本采用成功努力法核算。
财产购置费用-石油和天然气租赁收购成本资本化并包括在资产负债表标题PP&E中。租赁减值是根据勘探经验和管理层的判断确认的。在达到将储量归类为已探明储量所需的所有条件后，相关租赁成本将重新归类为已探明物业。
勘探成本-地质和地球物理成本以及持有和保留未开发物业的成本在发生时计入费用。探井成本在资产负债表上被资本化或“暂停”，以等待进一步评估是否已找到经济上可采储量。如果找不到经济上可采的储量，探井成本就会作为干井支出。如果探井遇到潜在的经济数量的石油和天然气，只要在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得足够的进展，油井成本就会在资产负债表上保持资本化。对于复杂的勘探发现，当我们对潜在的油气田进行额外的评估钻探和地震工作时，或者当我们寻求政府或风险投资者批准开发计划或寻求环境许可时，勘探井在资产负债表上暂停数年并不少见。一旦获得所有必要的批准和许可，项目就进入开发阶段，石油和天然气资源被指定为探明储量。
管理层每季度审核暂停油井余额，持续监测额外评估钻井和地震工作的结果，并在判断潜在油田近期不需要进一步投资时，将暂停油井成本计入干井费用。见附注6.
开发成本-钻探和装备开发井，包括未成功的开发井所发生的成本被资本化。
损耗和摊销-使用以已探明石油和天然气储量估计为基础的生产单位法来耗尽生产资产的租赁成本。开发成本的摊销是根据已探明石油和天然气储量估计的生产单位法。
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目录表
•资本化利息-外部借款利息资本化于预计建设期为一年或更长的重大项目。资本化利息计入标的资产的成本，并以与标的资产相同的方式在资产的使用年限内摊销。
•折旧及摊销-PP&E关于生产碳氢化合物资产和SAGD设施以及某些管道和液化天然气资产(预计使用率将下降的资产)的折旧和摊销，由生产单位法确定。所有其他PP&E的折旧和摊销由个人单位直线法或集团直线法(对于那些与其他单位高度整合的个人单位)确定。
•财产、厂房和设备的减值-每当事实和情况的变化表明资产集团预期产生的未来现金流可能大幅恶化时，就对业务中使用的长期资产进行减值评估。如果有迹象表明资产的账面价值可能无法收回，则使用管理层对价格、数量和未来发展计划的假设进行可恢复性测试。如果所得税前未贴现现金流量的总和少于资产组的账面价值，账面价值将减记至估计公允价值，并在作出决定的期间报告为减值。个别资产按可识别现金流在很大程度上独立于其他资产组的现金流的最低水平进行分组减值--通常是在逐个领域的基础上进行勘探和开发资产。由于通常缺乏长期资产的报价市场价格，减值资产的公允价值通常是根据预期未来现金流量的现值，使用折现率和被认为与主要市场参与者使用的价格一致的价格来确定，或在可能的情况下基于与类似资产的历史市场交易确认的运营现金流的倍数。
用于减值审核和相关公允价值计算的预期未来现金流量是基于估计未来产量、商品价格、运营成本和资本决定，并考虑到审核日期的所有可用证据。减值审查包括已探明的已开发和未开发储量的现金流，包括实现该产量所需的任何开发支出。此外，当存在可能和可能的准备金时，这些准备金中的适当风险调整金额可计入减值计算中。
管理层承诺于一年内出售的长期资产，按摊销成本或公允价值减去出售成本中较低者入账，公允价值按具约束力的协定价格(如有)或预期未来现金流量的现值(如上文所述)厘定。
•保养和维修-不是重大改善的维护和维修费用在发生时会计入费用。
•财产处置-当出售完整的折旧财产单位时，资产成本和相关的累计折旧被剔除，任何收益或损失都反映在我们综合损益表的“处置收益(损失)”一栏中。当部分折旧物业单位被出售或报废，而该等折旧单位不会显著改变DD&A比率时，资产成本及累计折旧将会被剔除，因此不会记录损益。
•资产报废义务与环境成本-- 报废和移除长期资产的法定债务的公允价值记录在发生债务的期间(通常是当资产安装在生产地点时)。公允价值是使用现值法估算的，其中纳入了关于估计金额和结算时间以及技术使用影响的假设。见附注8.
环境支出的支出或资本化取决于其未来的经济效益。与过去经营造成的现有状况有关的支出，以及那些没有未来经济效益的支出，都计入费用。当可能进行环境评估或清理，且成本可合理估计时，环境支出的负债按未贴现基准入账(除非通过业务合并获得，我们按贴现基准入账)。从其他各方收回的环境补救费用在收到可能和可评估时作为资产入账。
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合并财务报表附注
目录表
•非合并实体投资减值准备-只要事实和情况的变化表明发生了价值损失，非合并实体的投资就会被评估减值。当判断为该等情况并非暂时性时，投资的账面价值将减记为公允价值。减值投资的公允价值乃根据市场报价(如有)或预期未来现金流量的现值(折现率及价格相信与主要市场参与者所采用的价格一致)，加上对被投资人拥有的可比资产的市场分析(如适用)而厘定。
•担保-担保的公允价值在作出担保时确定并记录为负债。当我们在担保下免于承担风险时，初始责任随后就会减少。我们根据每种担保的事实和情况，在相关的时间段内摊销担保责任(如果存在)。在担保期限不确定的情况下，当我们有信息表明债务基本上得到免除或在适当的时间段内摊销债务时，我们将撤销债务，因为我们的担保敞口的公允价值随着时间的推移而下降。我们根据担保的性质将担保负债摊销至相关的损益表项目。当我们可能不得不履行担保时，如果根据当时的事实和情况，它是合理地可评估的，我们应单独承担责任。只有在担保下没有进一步的风险敞口时，我们才会撤销公允价值负债。
•基于股份的薪酬-我们确认在服务期(即规定的获得奖励所需的时间段)或从服务期开始到雇员首次有资格退休时结束的较短期间内的按份额计算的薪酬费用。我们已经选择在整个服务期内以直线基础确认费用，无论该奖励是通过应收差饷还是悬崖归属授予的。
•所得税-递延所得税采用负债法计算，并按我们的资产和负债的财务报告基础和纳税基础之间的所有暂时性差异计提，但收入的递延税项和与被视为永久再投资于某些外国子公司和外国公司合资企业的累计换算调整相关的暂时性差异除外。目前，允许的税收抵免适用于所得税拨备的减少。与未确认的税收优惠相关的利息反映在利息和债务费用中，与未确认的税收优惠相关的处罚反映在生产和经营费用中。
•向客户征收并汇给政府当局的税款-销售税和增值税净入账。

•普通股每股净收益(亏损)--每股基本净收益(亏损)采用两级法计算。在两级法下，所有收益(已分配和未分配)均分配给普通股(包括尚未作为普通股发行的完全既得股票和单位奖励)和参与证券。康菲石油根据其以股份为基础的补偿计划授予RSU，其中大部分计划使接受者有权在归属期间获得相当于向本公司普通股持有人支付的股息的不可没收股息。见附注16。这些未归属的RSU符合基于其各自获得不可没收股息的权利的参与证券的定义，并在计算基本每股收益时被视为单独的证券类别。参与证券不包括在计算稀释每股收益中的增量份额。稀释每股收益包括或有可发行股票的潜在影响，包括要求未来服务作为标的普通股交付条件的奖励。
稀释每股收益是在两类法和库存股两种方法下计算的，并报告了更多的稀释金额。稀释每股净亏损不假设转换或行使会产生反摊薄作用的证券。在这两种计算中，国库股都不包括在每日已发行普通股加权平均数量之外。见附注23.
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目录表
注2--库存
截至12月31日的库存为：
数百万美元
20232022
原油和天然气$676 641 
材料和用品722 578 
总库存$1,398 1,219 
按后进先出法计价的存货$401 396 
当前重置成本超过后进先出库存成本的估计数约为#美元。91百万美元和美元149分别在2023年、2023年和2022年12月31日达到100万。
附注3--收购和处置
资产处置的所有收益或损失均在税前报告，并计入“处置收益(损失)“在我们的综合损益表上划一条线。所有现金收益和付款均包括在我们综合现金流量表的“投资活动现金流量”部分。
2023
SURMOT收购
2023年10月，我们完成了对剩余资产的收购50我们加拿大部门的资产Surmont的工作权益的百分比来自TotalEnergie EP Canada Ltd.。收购完成后，我们拥有100在Surmont的工作权益的百分比。这项全现金交易的总对价的公允价值为$。3.0亿(加元4.1十亿美元)：

公允对价数百万美元
支付的现金$2,685 
或有对价320 
总对价$3,005 

或有付款安排需要向TotalEnergy EP Canada Ltd.支付额外对价，最高可达$0.4超过10亿加元五年制学期。或有付款为#美元。2.0WCS定价超过$1,000,000,00052根据某些产量目标的实现情况，在该月内每桶的产量。根据这一安排，我们可以支付的未贴现金额的范围在$0及$0.3十亿美元。购置日的或有代价的公允价值为#美元。3201000万美元，并采用收益法进行估计。见附注13。

这笔交易在FASB主题ASC 805项下使用收购方法作为业务组合入账，该方法要求收购的资产和假设的负债在收购日期按公允价值计量。本公司已就收购资产及负债进行公允价值计量，并可于其后期间对该等计量作出调整，直至自收购日期起计一年，因吾等确认有关收购日期已存在的事实及情况的新资料以供考虑。

石油及天然气资产的估值采用贴现现金流方法，该方法结合了市场参与者和内部产生的价格假设、生产概况以及运营和开发成本假设。收购的其他资产及承担的负债(包括应收账款、应付账款及大部分其他流动资产及流动负债)的公允价值因其短期性质而被确定为等同于账面价值。总代价为$3.0根据收购日期，即2023年10月4日的公允价值，向可识别资产和负债分配了10亿美元。

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目录表
取得的可确认资产和承担的负债的确认金额数百万美元
油气性质3,129 
资产报废债务(112)
其他(12)
可确认净资产总额$3,005 

随着交易的完成，我们获得了已探明和未探明的财产约$。2.93亿美元和3,000美元0.2分别为200亿美元和200亿美元。
在预期收购的情况下，我们签订和结算了购买加元的各种外汇远期合同，并确认了#美元的损失。112在与这些远期合约相关的综合收益表中，在“外币交易(收益)损失”一栏中列明1,000,000美元。相关现金流量计入综合现金流量表中的“投资活动现金流量”。

自收购之日起至2023年12月31日止，与收购资产相关的“总收入及其他收入”及“净收益(亏损)”为$5721000万美元和300万美元119分别为2.5亿美元和2.5亿美元。

补充备考表格(未经审核)
下表汇总了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度的未经审计补充形式财务信息，就好像我们在2022年1月1日完成了收购一样。

数百万美元
截至2023年12月31日的年度
如报道所述形式上的Surmont形式组合
总收入和其他收入$58,574 2,561 61,135 
所得税前收入(亏损)16,288 659 16,947 
净收益(亏损)10,957 501 11,458 
每股收益：
基本净收益(亏损)$9.08 9.50 
摊薄净收益(亏损)9.06 9.47 
数百万美元
截至2022年12月31日的年度
如报道所述形式上的Surmont形式组合
总收入和其他收入$82,156 3,582 85,738 
所得税前收入(亏损)28,228 947 29,175 
净收益(亏损)18,680 720 19,400 
每股收益：
基本净收益(亏损)$14.62 15.18 
摊薄净收益(亏损)14.57 15.13 
未经审计的补充备考财务信息仅供说明之用，并不一定表明如果交易在2022年1月1日完成将会出现的经营结果，也不一定表明合并后实体未来的经营结果。截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度的未经审计的备考财务信息是将康菲石油的综合损益表与从TotalEnergie EP Canada Ltd.收购的资产合并的结果。备考结果不包括与交易相关的成本，也不包括预期因交易而节省的任何成本。预计结果包括主要与DD&A有关的调整，这是基于生产单位法，根据分配给房地产、厂房和设备的购买价格而产生的。我们相信这些估计和假设是合理的，交易的相对影响得到了适当的反映。
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目录表
卡塔尔能源LNG NFS(3)(NFS3)，前身为卡塔尔液化天然气有限公司(12)(QG12)
在2022年期间，我们获得了25NFS3是与卡塔尔能源公司的一家新合资企业，在NFS3中拥有1%的权益，参与南北气田(NFS)液化天然气项目。NFS3的形成在2023年期间结束。NFS3有一个25据报道，在我们的欧洲、中东和北非地区，这是一项权益法投资。请参阅注释4。

亚瑟港液化控股有限责任公司(PALNG)
在2023年期间，我们获得了30PALNG是一家合资企业，旨在为亚瑟港液化天然气项目一期(“一期”)开发大型液化天然气设施。Sempra PALNG Holdings，LLC拥有剩余股份70在合资企业中拥有百分之百的权益。PALNG被报告为我们公司和其他部门的权益法投资。请参阅注释4。

或有付款
我们记录了与之前处置我们在Foster Creek Christina Lake Partnership和加拿大西部天然气资产以及我们的圣胡安资产的工作权益相关的或有付款。或有付款在我们的综合损益表上记录为处置损失(收益)，并反映在我们的加拿大和更低的48个部门。在我们的加拿大部门，按季度计算和支付的或有付款为$6WCS季度平均原油价格超过1美元的每1加元52每桶加元。在我们的低48段中，按年支付的或有付款按月计算为$7当美国Henry Hub天然气价格达到或超过美元时，每月100万美元3.20每个MMBTU。我们加拿大部分的或有付款期限于2022年第二季度结束，我们低48部分的或有付款期限于2023年底结束。2023年、2022年和2021年记录的或有付款为#美元。7百万，$451百万美元和美元369分别为100万美元。

2022
收购澳大利亚太平洋液化天然气公司(APLNG)的额外股权
2022年2月，我们完成了对另一家10Origin Energy在APLNG中的百分比权益约为$1.4经惯例调整后，在行使优先购买权后的全现金交易中。这使我们在APLNG的持股比例增加到47.5持股比例，Origin Energy和中石化拥有
27.5百分比和25.0百分比分别为。据报道，APLNG是我们亚太地区的一项股权投资。

卡塔尔能源LNG NFE(4)(Nfe4)，前身为卡塔尔液化天然气有限公司(8)(Qg8)
在2022年期间，我们获得了25Nfe4是一家与卡塔尔能源公司(QatarEnergy)成立的新合资企业，将参与北气田东部(NFE)液化天然气项目。Nfe4有一个12.5在NFE项目中拥有百分之百的权益，据报道，这是我们在欧洲、中东和北非地区的权益法投资。见附注4.

资产收购
2022年9月，我们完成了对Eagle Ford低48分部某些区域额外工作权益的收购，现金对价为$236经惯例调整后为100万美元。该协议作为一项资产收购入账，代价主要分配给PP&E。

出售的资产
在2022年期间，我们出售了我们在Low 48部门某些非核心资产中的权益，净收益为$680百万， 不是在出售时确认的收益或损失。在出售时，我们在这些资产中的权益的账面净值为#美元。680百万美元，其中包括$825百万美元的资产，主要与818百万美元的PP&E，以及145数以百万计的负债，主要与ARO有关。

2022年3月，我们完成了对持有印尼资产和业务的子公司的剥离，根据2021年1月1日的生效日期，我们获得了净收益$731在习惯调整后为100万美元，并确认为534百万美元税前和美元462与这笔交易相关的百万美元税后收益。出售的附属公司合共间接持有我们的54印尼走廊区块PSC和PSC的百分比权益35复兴管道公司的持股比例。在出售时，账面净值约为#美元0.2亿美元，不包括$0.2十亿美元的现金和受限现金。账面净值主要包括#美元。0.310亿美元的PP&E和0.1数十亿ARO。与出售子公司相关的税前收益，不包括上述处置收益，为#美元。138百万美元和美元604截至2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。出售的印尼权益的经营结果已在我们的亚太区公布。
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目录表
2021
年内，我们完成了对Concho Resources Inc.(Concho)和壳牌企业有限责任公司(Shell Enterprise LLC)二叠纪资产的收购。这些收购在FASB主题ASC 805下使用收购方法作为业务组合入账，该方法要求收购的资产和负债假设在收购日期以公允价值计量。我们在年底完成了收购价格对Concho收购资产和负债的最终分配，并在2022年第一季度末完成了对壳牌资产的收购价格分配。其依据是长期资产的公允价值和所有其他资产和负债的公允价值确定的结论。

收购Concho Resources Inc.
2021年1月，我们完成了对Concho的收购，Concho是一家独立的油气勘探和生产公司，业务遍及新墨西哥州和德克萨斯州西部，重点是位于二叠纪的特拉华州和米德兰盆地。这项全股票交易的总对价为$13.1亿美元，其中1.46康菲石油普通股换取每股康科普通股流通股。
我们确认了大约$157百万美元的交易相关成本，所有这些成本都在2021年第一季度支出。这些非经常性成本主要与支付给顾问的费用以及根据合并协议条款对某些Concho员工的股票奖励进行结算有关。
2021年第一季度，我们启动了全公司重组计划，范围包括合并两家公司的业务以及其他全球重组活动。我们确认了非经常性重组成本，主要是员工遣散费和相关的养老金福利增量成本。
交易和重组成本对我们截至2021年12月31日的年度综合收益表项目的影响如下：
数百万美元
交易成本重组成本总成本
生产和运营费用128 128 
销售、一般和行政费用135 67 202 
勘探费18 8 26 
所得税以外的其他税种4 2 6 
其他费用— 29 29 
$157 234 391 
2021年2月，我们完成了与从Concho承担的债务相关的债务交换要约。作为债务交换的结果，我们确认了与所得税相关的额外重组费用$75百万美元。
自收购之日起至2021年12月31日，与被收购的Concho业务相关的“总收入及其他收入”和“净收益(亏损)”约为$6,571百万美元和美元2,330分别为100万美元。同期与Concho业务相关的业绩包括税前和税后亏损#美元305百万美元和美元233分别就收购的衍生工具合约支付1,000,000英镑。税前亏损计入综合损益表中的“总收入和其他收入”。参见附注12。
收购壳牌二叠纪资产
2021年12月，我们完成了对位于特拉华州二叠纪盆地的壳牌资产的收购。用于报告的会计结算日期为2021年12月31日。收购的资产包括大约225,000净英亩和生产型物业完全位于德克萨斯州。这笔交易的总对价为$8.6十亿美元。我们确认了大约$442021年支出的与交易相关的成本为100万美元。
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合并财务报表附注
目录表
补充备考表格(未经审核)
下表汇总了截至2021年12月31日的年度的未经审计补充形式财务信息，就像我们于2020年1月1日完成了对壳牌二叠纪资产的收购一样。
数百万美元
截至2021年12月31日的年度
如报道所述形式上
壳		形式上
组合在一起
总收入和其他收入$48,349 3,220 51,569 
所得税前收入(亏损)12,712 1,201 13,913 
净收益(亏损)8,079 920 8,999 
每股收益：
基本净收益(亏损)$6.09 6.78 
摊薄净收益(亏损)6.07 6.76 
未经审计的补充备考财务信息仅供说明之用，并不一定表明交易在2020年1月1日完成时的经营结果，也不一定表明合并后实体未来的经营结果。预计结果不包括与交易有关的成本，也不包括预期因交易而节省的成本。预计数包括主要与DD&A有关的调整，这是根据分配给房地产、厂房和设备的购买价格按生产单位法计算的。我们相信这些估计和假设是合理的，交易的相对影响得到了适当的反映。
出售的资产
2020年，我们完成了澳大利亚-西部地区资产和业务的出售。这份销售协议使我们有权得到一美元200根据Barossa开发项目的FID支付百万美元。2021年3月，FID宣布，因此，我们确认了一笔2002021年第一季度处置收益为100万英镑。购买者未能在到期时支付FID奖金。我们对买方提起了仲裁程序，以执行我们对美元的合同权利。200100万美元，外加从到期日起应计的利息，该问题于2023年4月得到解决，令我们满意。与这笔交易相关的业务结果反映在我们的亚太地区业务中。见附注11.
在2021年下半年，我们出售了我们在Low 48部门某些非核心资产中的权益，价格约为$250经惯例调整后为100万美元，确认销售税前收益约为#美元58百万美元。我们还完成了出售我们在阿根廷的非核心勘探权益，确认了税前处置亏损#美元。179百万美元。阿根廷业务的结果在我们的另一个国际部分报告。
附注4--投资、贷款和长期应收款
截至12月31日的投资和长期应收账款的组成部分为：
数百万美元
20232022
股权投资$7,905 7,493 
长期应收账款143 142 
债务证券的长期投资989 522 
其他投资93 68 
$9,130 8,225 
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88
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目录表
股权投资
截至2023年12月31日，我们进行了重大股权投资的关联公司包括：
•APLNG-47.52015年，中国能源产业协会（27.5 中国石化（25 2010年，该公司将在澳大利亚昆士兰州的Bowen和Surat盆地生产煤层气，并加工和出口液化天然气。
•亚瑟港液化控股有限责任公司（PALNG）- 30与Sempra PALNG Holdings，LLC合资，为亚瑟港液化天然气项目第一阶段（“第一阶段”）开发大型液化天然气设施。 见注3。
•QatarEnergy LNG N（3）（N3），前身为卡塔尔液化气有限公司（QG 3）-302016年10月，中国石油天然气集团公司（68.5%）和三井物产（Mitsui & Co.，Ltd.（1.5该公司生产和液化来自卡塔尔北部油田的天然气，并出口液化天然气。
•QatarEnergy LNG NFE（4）（NFE 4），前身为Qatar Liquefied Gas Company Limited（8）（QG 8）-252016年10月，中国石油天然气集团公司（75%）-参与North Field East（NFE）LNG项目。 见注3。
•QatarEnergy LNG NFS（3）（NFS 3），前身为Qatar Liquefied Gas Company Limited（12）（QG 12）- 252016年10月，中国石油天然气集团公司（75%）-参与北场南项目。 见注3。
汇总100%收益信息的权益法投资于联营公司，合并，如下所示：
数百万美元
202320222021
收入$15,314 18,356 11,824 
所得税前收入(亏损)6,301 8,234 3,946 
净收益(亏损)4,214 5,507 2,557 
对关联公司权益法投资的100%资产负债表信息汇总如下：
数百万美元
20232022
流动资产$3,827 5,001 
非流动资产39,299 37,789 
流动负债3,462 4,169 
非流动负债16,665 17,244 
我们因权益法被投资人直接产生的所得税份额在联营公司的收益中以权益形式报告，因此不包括在我们综合财务报表的所得税中。
截至2023年12月31日，留存收益包括美元60与关联公司的未分配收益相关的百万美元。从关联公司收到的股息为$2,684百万，$3,045百万美元和美元1,2792023年、2022年和2021年分别为100万。
APLNG
APLNG是一家合资企业，专注于从澳大利亚昆士兰州的鲍文和苏拉特盆地生产煤层气。天然气出售给国内客户，液化天然气经过加工后出口到亚太地区市场。我们对APLNG的投资使我们能够获得澳大利亚的煤层气资源，并增强了我们的LNG地位。大部分APLNG液化天然气是根据两份长期买卖协议出售的，并以亚太市场为目标销售额外的液化天然气货物。澳大利亚综合能源公司Origin Energy是APLNG生产和管道系统的运营商，而我们则运营LNG设施。
2012年，APLNG执行了一项8.5在2017年财务完成后成为无追索权的10亿项目融资安排。该贷款目前由与美国进出口银行的融资协议、一项商业银行贷款和二美国私人配售票据设施。APLNG本金和利息支付于2017年3月开始，计划每两年支付一次，直至2030年9月。截至2023年12月31日，余额为$4.710亿美元用于设施建设。见附注10.
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合并财务报表附注
目录表
在2021年第四季度，Origin Energy Limited同意出售10他们在APLNG的权益的百分比为$1.64510亿美元，未按惯例进行调整。康菲石油于2021年12月宣布，我们正在行使APLNG股东协议下的优先购买权，以购买额外的10APLNG的百分比股权，有待政府批准。与此项优先购买权相关的销售价格乃反映相关可观察到的市场参与者对APLNG的公允价值的看法，该公允价值低于我们在APLNG的现有投资的账面价值。基于对围绕公允价值下降的事实和情况的回顾，我们在2021年第四季度得出结论，在FASB ASC主题323的指导下，减值不是暂时的，有必要确认我们现有投资的减值。因此，我们记录了一笔非现金$6882021年第四季度税前和税后减值100万美元。减值计入我们综合损益表的“减值”一栏。见附注7.
截至2023年12月31日，我们在APLNG的权益法投资的账面价值约为$5.4十亿美元。我们的历史成本基础47.5APLNG净资产的百分比为$5.4亿美元，导致基差为#美元。33我们账面上有一百万美元。基本与PP及E有关并须摊销的基本差额，已按相对公允价值分配给APLNG拥有的个别生产许可证地区。预计未来的任何额外付款都将以类似的方式分配。由于合资企业从每个许可证生产天然气，我们使用生产单位法摊销分配给该许可证的基差。2023年、2022年和2021年的净收益(亏损)包括税后费用#美元。8百万，$10百万美元和美元39百万美元，分别代表当前生产许可证的这一基础差额的摊销。

PALNG
PALNG是一家开发大型LNG设施的合资企业。截至2023年12月31日，我们在PALNG的权益法投资的账面价值约为$1.11000亿美元。见附注3.
N3
N3是一家合资企业，拥有位于卡塔尔的大型综合液化天然气项目。我们与德克萨斯州Sabine Pass附近的Golden Pass LNG终端和附属的Golden Pass管道签订了终端和管道使用协议，旨在为我们提供接收、存储和再气化从N3购买的LNG的终端和管道能力。目前，来自N3的液化天然气正销往美国以外的市场。
NFE4
Nfe4是一家与卡塔尔能源公司共同参与NFE液化天然气项目的合资企业。Nfe4有一个12.5在NFE项目中的百分比权益。见附注3.

NFS3
NFS3是与卡塔尔能源公司的合资企业，目的是参与NFS LNG项目。NFS3有一个25在NFS项目中的百分比权益。见附注3.

截至2023年12月31日，我们在卡塔尔的权益法投资的账面价值约为$1.11000亿美元。

贷款
作为我们正常持续业务运营的一部分，并符合行业惯例，我们与其他各方签订了许多协议，以寻求商业机会。这类活动包括向某些关联公司和非关联公司提供贷款。
截至2023年12月31日，关联公司没有未偿还贷款。
注5--对Cenovus Energy的投资
2022年，我们卖掉了剩余的91100万股Cenovus Energy(CVE)，确认收益为$1.410亿美元，净收益为$251百万美元。所有的收益和损失都在我们综合损益表的“其他收入”中确认。与出售CVE股票有关的收益包括在我们综合现金流量表的“投资活动现金流量”中。
数百万美元
202320222021
权益证券净收益合计 251 1,040 
减去：期内出售股权证券的净收益 251 473 
截至报告日仍持有的股权证券的未实现收益$  567 
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目录表
附注6--暂停使用的油井和勘探费用
下表反映了2023年、2022年和2021年期间暂停探井成本的净变化：

数百万美元
202320222021
期初余额$527 660 682 
在确定已探明储量之前增加的项目— 5 10 
对已证明性质的重新分类(285)(7)— 
计入干井费用(58)(131)(32)
期末余额$184 527 660 
下表提供了12月31日暂停使用的油井余额的账龄：
数百万美元
202320222021
一年或一年内资本化的探井成本$— 15 4 
资本化期限超过一年的探井成本184 512 656 
期末余额$184 527 660 
勘探井成本资本化超过一年的项目数14 17 22 
下表提供了自2023年12月31日钻井完成以来资本化一年以上的探井成本的进一步账龄：
数百万美元
停职时间：
总计2020-20222017-20192006-2016
WL4-00-马来西亚(2)
36 19 17 — 
PL891-挪威(1)
30 30 — — 
西柳树--阿拉斯加(1)
29 — 29 — 
独角鲸趋势-阿拉斯加(1)
25 — 25 — 
PL782S-挪威(1)
19 — 19 — 
蒙特尼--加拿大(1)
16 8 8 — 
其他每宗$1000万或以下(1)(2)
29 — 4 25 
总计$184 57 102 25 
(1)计划增加评估井。
(2)评估钻井完成；正在产生评估开发的成本。
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目录表
勘探费
以下讨论的费用包括在我们综合损益表的“勘探费用”一栏中。

2023
在我们的欧洲、中东和北非部门，经过进一步评估，我们确认的税前费用为#美元37与2020年在挪威海以PL1009许可证钻探的暂停的Warka发现井相关的干井成本为100万英镑。

在我们的阿拉斯加部门，我们记录的税前费用约为$31与Bear-1探井相关的干井成本为100万美元。

2022
在第四季度，我们记录的税前费用为1美元129百万美元，用于与我们加拿大部门的Surmont相关的某些陈旧的暂停油井的减值。

在我们的欧洲、中东和北非部门，我们记录的税前费用为$102与2022年在挪威钻探的四口作业的勘探和评估井以及一口合作伙伴作业的井有关的干井费用为100万美元。
注7--减值
在2023年、2022年和2021年期间，我们确认了以下税前减值费用：
数百万美元
202320222021
阿拉斯加州$— 2 5 
下部487 (11)(8)
加拿大6 (2)6 
欧洲、中东和北非— (1)(24)
亚太地区— — 695 
公司和其他1 — — 
$14 (12)674 

2021
我们记录了#美元的减值。688我们的APLNG投资包括在亚太地区的百万美元。看见 注4和注13.
在我们较低的48个部门中，我们记录了减值的贷项为$89由于之前出售的一项资产的ARO估计减少，我们保留了ARO负债。这被记录的减值#美元所抵消。842021年第四季度，由于发展计划的变化，与某些非核心资产有关的费用为100万美元。见附注13.
在我们的欧洲、中东和北非部门，我们记录了1美元的减值贷项24100万美元，原因是挪威油田的ARO估计减少，这些油田已停产并在前几年全额折旧。
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附注8--资产报废债务和应计环境成本
截至12月31日的资产报废债务和应计环境成本为：
数百万美元
20232022
资产报废债务$7,227 6,380 
应计环境成本184 182 
资产报废债务总额和应计环境成本7,411 6,562 
一年内到期的资产报废债务和应计环境成本*(191)(161)
长期资产报废债务和应计环境成本$7,220 6,401 
* 在资产负债表“其他应计项目”下列为流动负债。
资产报废债务
我们记录ARO负债在发生时的公允价值（通常是在资产安装在生产地点时）。当负债初始入账时，我们通过增加相关物业、厂房及设备的账面值将相关资产报废成本资本化。随着时间的推移，负债因其现值的变化而增加，而资本化成本则在相关资产的使用寿命内折旧。如果在随后的期间，我们对该负债的估计发生变化，我们将对负债和PP&E进行调整。不再生产的资产的估计负债减少额记录为减值的贷方。
我们有许多ARO，一旦资产永久退出服务，我们就需要根据法律或合同履行。这些债务中的大多数预计要到未来几年或几十年才能支付，并将在搬迁时从公司的一般资源中获得资金。我们最大的个人责任包括世界各地的海上石油和天然气平台以及阿拉斯加的石油和天然气生产设施和管道的封堵和废弃以及拆除和处置。
于2023年及2022年，我们的整体ARO变动如下：
数百万美元
20232022
1月1日的余额$6,380 5,926 
折扣的增加278 245 
新的义务257 144 
现有债务估计数的变动484 681 
对现有债务的支出(119)(231)
财产处置(27)(203)
外币折算(26)(182)
12月31日的余额
$7,227 6,380 
应计环境成本
于2023年及2022年12月31日，应计环境成本总额为$184百万美元和美元182分别为100万美元。
我们累积的环境成本为$112百万美元和美元107截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，分别为100万美元，与美国和加拿大的补救活动有关。我们还应计了公司和其他美元55百万美元和美元59分别在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，与不再运营的场地相关的环境成本为100万美元。此外，2023年12月31日和2022年12月包括一美元。17百万美元和美元16根据联邦全面环境响应、补偿和责任法案或类似的州法律，该公司已被指定为潜在责任方。预计应计环境债务将在以下期限内偿还30好几年了。
在各种业务组合中获得的环境义务的预期支出使用加权平均法进行贴现5百分比折扣率，导致已取得的环境负债的应计余额共$1162023年12月31日为100万人。与已贴现的应计环境成本部分相关的预期未来未贴现付款总额为#美元。151百万美元。
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目录表
附注9--债务
截至12月31日的长期债务为：
数百万美元
20232022
7.652023年到期的债券百分比
— 78 
2.1252024年到期的票据百分比
461 900 
3.352024年到期的票据百分比
265 426 
2.42025年到期的票据百分比
366 900 
8.22025年到期的票据百分比
134 134 
3.352025年到期的债券百分比
199 199 
6.8752026年到期的债券百分比
67 67 
7.82027年到期的债券百分比
203 203 
3.752027年到期的票据百分比
196 196 
4.32028年到期的票据百分比
223 223 
7.3752029年到期的债券百分比
92 92 
7.02029年到期的债券百分比
112 112 
6.952029年到期的票据百分比
1,195 1,195 
8.1252030年到期的票据百分比
390 390 
2.42031年到期的票据百分比
227 227 
7.22031年到期的票据百分比
447 447 
7.252031年到期的票据百分比
400 400 
7.42031年到期的票据百分比
382 382 
5.92032年到期的票据百分比
505 505 
5.052033年到期的票据百分比
1,000 — 
4.152034年到期的票据百分比
246 246 
5.952036年到期的票据百分比
326 326 
5.9512022年至2037年连续到期的债券百分比
603 631 
5.92038年到期的票据百分比
350 350 
6.52039年到期的票据百分比
1,588 1,588 
3.7582042年到期的票据百分比
785 785 
4.32044年到期的票据百分比
750 750 
5.952046年到期的票据百分比
329 329 
7.92047年到期的债券百分比
60 60 
4.8752047年到期的票据百分比
319 319 
4.852048年到期的票据百分比
219 219 
3.82052年到期的票据百分比
1,100 1,100 
5.32053年到期的票据百分比
1,100 — 
5.552054年到期的票据百分比
1,000 — 
4.0252062年到期的票据百分比
1,770 1,770 
5.702063年到期票据百分比
700 — 
海运码头收入退还债券将于2031年到期1.65% – 4.702023年和0.07% – 4.102022年期间的百分比
265 265 
2035年到期的工业发展债券1.85% – 4.702023年和0.07% – 4.102022年期间的百分比
18 18 
其他21 23 
面值债务18,413 15,855 
融资租赁1,129 1,320 
未摊销保费、贴现和债务发行成本净额(605)(532)
债务总额18,937 16,643 
短期债务(1,074)(417)
长期债务$17,863 16,226 

康菲石油将于2023年10胜10负
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目录表
2024年至2028年到期的长期债务(不包括融资租赁债务)本金为：759百万，$7351000万，$1041000万，$4382000万美元，和美元265分别为2.5亿美元和2.5亿美元。

2023
2023年12月，该公司停用了$78本公司本金为百万美元7.65到期票据的百分比。在2023年第三季度，我们发行了2.7通过我们的通用货架登记声明和招股说明书补编，新债券的价值为10亿美元。净收益用于为收购剩余股份提供资金50Surmont的工作权益的百分比，于2023年10月完成。见附注3。以下为发行的债券：
•5.05本金为$的2033年到期债券百分比1.0十亿
•5.55% 本金为$的2054年到期的票据1.0十亿
•5.70本金为$的2063年到期债券百分比0.7十亿

在2023年第二季度，作为我们债务再融资战略的一部分，我们发起并完成了两笔同时进行的交易。我们发行了$1.1通过我们的通用书架注册声明和招股说明书附录购买了10亿美元的新票据，并将所得资金用于回购$1.110亿美元的现有债务。

发债
2023年5月23日，我们发布了5.32053年到期，本金为$的债券百分比1.1十亿美元。

投标报价
于2023年5月25日，我们回购合共$1,133 百万美元的债务本金总额如下所列。我们付了$33本集团以低于面值之百万元购回该等债务工具，并确认债务偿还收益为27该金额计入综合收益表的“其他开支”项下。
•2.125% 2024年到期的票据，本金为美元900百万美元（部分回购439百万美元)
•3.350% 2024年到期的票据，本金为美元426百万美元（部分回购160百万美元)
•2.400% 2025年到期本金为美元的票据900百万美元（部分回购534百万美元)

2022
2022年12月，公司退329本公司本金为百万美元2.40债券到期时的百分比。于二零二二年五月，我们赎回$1,250本公司本金为百万美元4.952026年到期的债券。我们支付的保险费超过面值100万美元。79本集团于2009年12月31日确认，本集团已确认债务偿还亏损为100万美元，83该金额计入我们综合收益表的“其他开支”一栏。我们还支付了$5002022年到期的浮动利率票据的未偿还本金金额将于2022年到期。

在2022年第一季度，我们完成了债务再融资，包括三项同时进行的交易：以现金回购现有债务的投标要约；以新债务和现金交换某些债务的要约；以及发行新债务，为投标和交换要约中支付的现金提供部分资金。

投标报价
2022年3月，我们总共回购了$2,716以下列出的债务本金总额为1百万美元。我们支付了超过面值$的保费333百万美元回购这些债务工具，并确认债务清偿收益#美元155该金额计入综合收益表的“其他开支”项下。
•3.752027年到期，本金为$的债券百分比1,000百万美元（部分回购804百万美元)
•4.32028年到期本金为$的债券百分比1,000百万美元（部分回购777百万美元)
•2.4本金为$的2031年到期债券百分比500百万美元（部分回购273百万美元)
•4.875本金为$的2047年到期债券百分比800百万美元（部分回购481百万美元)
•4.85本金为$的2048年到期债券百分比600百万美元（部分回购381百万美元)

交换报价
同样在2022年3月，我们完成了二同时提出债务交换要约，通过这些提议2,544现有票据本金总额的100万美元被投标和接受，以换取新票据和现金的组合。债务交换要约被视为出于会计目的的债务修改，导致现有票据的未摊销债务贴现、溢价和债务发行成本的一部分在交换要约的结算日分配给新票据。我们支付了超过面值$的保费883百万美元，其中包括$872百万美元的现金和新钞票，作为额外的债务贴现资本化。我们产生了1美元的费用28在我们的综合损益表的“其他费用”一栏中，这些费用包括在交易所中的100万美元。
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合并财务报表附注
目录表
在交换要约中投标和接受的票据如下：

•7.02029年到期的本金为美元的债券百分比200百万美元(部分兑换$88百万美元)
•6.95本金金额为$的2029年到期债券百分比1,549百万美元(部分兑换$354百万美元)
•7.4本金金额为$的2031年到期债券百分比500百万美元(部分兑换$118百万美元)
•7.25本金金额为$的2031年到期债券百分比500百万美元(部分兑换$100百万美元)
•7.2本金金额为$的2031年到期债券百分比575百万美元(部分兑换$128百万美元)
•5.95本金金额为$的2036年到期债券百分比500百万美元(部分兑换$174百万美元)
•5.9本金金额为$的2038年到期债券百分比600百万美元(部分兑换$250百万美元)
•6.5本金金额为$的2039年到期债券百分比2,750百万美元(部分兑换$1,162百万美元)
•5.95本金金额为$的2046年到期债券百分比500百万美元(部分兑换$171百万美元)

投标及承兑的纸币兑换成下列纸币：
•3.758本金金额为$的2042年到期债券百分比785百万
•4.025本金金额为$的2062年到期债券百分比1,770百万

发债
2022年3月，我们发布了以下说明：
•2.125% 2024年到期的票据，本金为美元900百万
•2.4% 2025年到期本金为美元的票据900百万
•3.82052年到期，本金为$的债券百分比1,100百万

循环信贷安排和信用评级信息
2022年，我们从总借款能力为美元的循环信贷安排进行了再融资。6.010亿美元降至1美元5.510亿美元，到期日为2027年2月。我们的循环信贷安排可用于直接向银行借款，签发的信用证总额可达#美元。5001000万美元，或者作为对我们商业票据计划的支持。循环信贷安排广泛地由金融机构组成辛迪加，不包含任何重大不利变化条款或要求维持特定财务比率或信用评级的任何契约。该贷款协议载有一项交叉违约条款，涉及未能支付#美元其他债务的本金或利息。200由康菲石油或其任何合并子公司支付100万美元或更多。该贷款的金额在其到期日之前不能重新确定。
信贷工具借款的利息可能高于有担保的隔夜融资利率(SOFR)。贷款协议要求对可用但未使用的金额收取承诺费。融资协议还包括如果我们的现任董事或他们经批准的继任者不再是董事会多数成员的话提前解约的权利。
循环信贷安排支持我们发行最高可达$5.5数十亿的商业票据。商业票据一般限于90天的到期日，并包括在我们综合资产负债表上的短期债务中。没有未偿还的商业票据，不是直接借款或信用证，我们可以获得#美元。5.5截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们循环信贷安排下的可用借款能力为10亿美元。
有关融资租赁的信息，请参阅见附注15。
目前我们长期债务的信用评级为：
•惠誉：“A”，展望为“稳定”
•S：“A-”，展望为“稳定”
•穆迪："A2"使用一个"稳定"展望

我们没有任何公司债务的评级触发因素会导致自动违约，从而在我们的信用评级下调时影响我们获得流动性的机会。如果我们的信用评级从目前的水平下调，可能会增加我们可获得的公司债务成本，并限制我们进入商业票据市场。如果我们的信用评级恶化到禁止我们进入商业票据市场的水平，我们仍然能够通过我们的循环信贷安排获得资金。
在2023年12月31日和2022年12月31日，我们都有283未偿还的某些可变利率需求债券(VRDB)，到期日从现在到2035年。VRDB可在任何工作日由债券持有人选择赎回。如果它们被赎回，我们有能力和意图进行长期再融资，因此，VRDB被包括在我们综合资产负债表的“长期债务”项下。

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合并财务报表附注
目录表
附注10--担保
截至2023年12月31日，我们有责任根据下文所述的各种合同安排承担某些或有债务。我们从一开始就确认我们作为新签发或修改的担保的担保人的义务的公允价值的责任。除非下文注明负债的账面金额，否则我们并未确认负债，因为负债的公允价值并不重要。此外，除非另有说明，否则我们目前在担保下的表现并不具有任何意义，预计未来的表现要么无关紧要，要么只有很小的可能性发生。
APLNG保证
截至2023年12月31日，我们拥有与我们的47.5APLNG的百分比所有权权益。以下是利用2023年12月汇率计算的价值担保的说明：
•在2016年第三季度，我们出具了一份担保，以便利从项目融资准备金账户中按比例提取我们的资金份额。我们估计这份保函的剩余期限为七年了。我们在这项保证下的最大风险约为$。210如果项目融资贷款人开始对APLNG采取强制执行行动，则可能需要支付。截至2023年12月31日，该担保的账面价值约为$14百万美元。
•于二零零八年十月向Origin Energy Limited购入APLNG的所有权权益时，吾等同意偿还Origin Energy Limited根据多项销售协议担保APLNG的现有责任而产生的现有或有负债。最终担保将于2041年第四季度到期。根据这些保证，我们对未来付款或批量交货的最大潜在责任估计为#美元。730百万(美元)1.2如果APLNG未能履行其在这些协议下的义务，并且无法以其他方式减轻这些义务，则将被支付。未来的付款被认为不太可能，因为只有在APLNG没有足够的天然气来履行这些销售承诺，以及如果共同投资人没有向APLNG做出必要的股权贡献的情况下，才会触发付款或批量交付成本。
•我们保证APLNG履行与该项目继续开发相关的某些其他合同。这些担保的剩余期限为13至22几年或整个企业的生命。我们未来与这些担保相关的最大潜在付款金额约为$390100万美元，如果APLNG不表现，将成为应付。截至2023年12月31日，这些担保的账面价值约为$29百万美元。
卡塔尔能源液化天然气有限公司担保
作为NF4和NFS3的股东，我们已经保证了我们所承担的某些财政和其他合资义务。这份保函有一个大致的30--任期为一年，没有最高限额。截至2023年12月31日，该担保的账面价值约为$14百万美元。

其他担保
我们还有其他担保，未来可能的最高付款总额约为$620600万美元，主要包括对租赁办公楼残值的担保和对公司飞机残值的担保。这些担保的剩余期限为二至五年如果某些资产价值在租赁或合同期限结束时低于担保金额，担保实体的业务状况下降，或由于担保当事人不履行合同条款，则将成为应付。在2023年12月31日，有不是与这些担保相关的账面价值。
弥偿
多年来，我们已达成协议，出售某些法人实体、合资企业和产生合格赔偿的资产的所有权权益。这些协议包括对税收和环境责任的赔偿。截至2023年12月31日，这些赔偿的账面金额约为$20百万美元。与环境问题有关的条款通常是无限期的，未来付款的最高金额通常是无限制的。尽管未来的付款可能会超过记录的金额，但由于赔偿的性质，无法对未来付款的最大潜在金额做出合理的估计。见附注11有关环境责任的其他信息，请访问。
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合并财务报表附注
目录表
附注11--或有事项和承付款
针对康菲石油的诉讼涉及在正常业务过程中产生的各种索赔。我们还可能被要求移除或减轻在各种活跃和不活跃的地点放置、储存、处置或释放某些化学、矿物和石油物质对环境的影响。我们定期评估对这些或有事项进行会计确认或披露的必要性。在所有已知或有事项(与所得税有关的事项除外)的情况下，当损失可能发生且金额可合理估计时，我们应计负债。如果可以合理地估计某一范围内的金额，并且该范围内的任何金额都不是比其他任何金额更好的估计，则应计该范围的低端。我们不会为潜在的保险或第三方回收减少这些负债。在适用的情况下，我们将应收账款用于保险或其他第三方追回。对于与所得税相关的或有事项，我们使用累积概率加权损失应计法，在维持一个税收头寸不确定的情况下。见附注17，以了解有关所得税相关或有事项的其他信息。
根据目前掌握的信息，我们认为，与已知或有负债风险相关的未来成本将远远超过当前应计额，从而对我们的合并财务报表产生重大不利影响。随着我们了解到有关或有事项的新事实，我们重新评估了我们在应计负债和其他潜在风险方面的立场。对未来变化特别敏感的估计包括为环境补救、税务和法律事项记录的或有负债。由于清理费用的不确定大小、可能需要的补救行动的未知时间和程度以及我们与其他责任方责任比例的确定等因素，估计未来环境补救成本可能会发生变化。与税务和法律事项相关的估计未来成本可能会随着事件的发展以及在行政和诉讼过程中获得更多信息而发生变化。
环境
我们受国际、联邦、州和地方环境法律法规的约束，并根据管理层的最佳估计记录环境责任的应计项目。这些估计是基于当前可用的事实、现有技术和当前颁布的法律法规，并考虑到利益相关者和业务考虑。在衡量环境责任时，我们还会考虑我们之前在污染场地修复方面的经验、其他公司的清理经验，以及美国环保局或其他组织发布的数据。我们在确定环境责任时考虑未主张的索赔，并在它们可能和合理地进行估值的期间应计这些索赔。
尽管那些可能对环境补救费用负责的人通常是联邦地点的连带责任和几个责任，但对于其他地点来说，我们通常只是在特定地点被引用的众多公司之一。由于连带责任，我们可能负责与我们被指定为潜在责任方的任何地点相关的所有清理费用。到目前为止，我们已经成功地与其他财务状况良好的公司分担了清理成本。我们可能负责的许多地点仍在接受环保局或有关机构的调查。在实际清理之前，潜在责任人通常会评估现场条件，分配责任，并确定适当的补救措施。在某些情况下，我们可能没有责任，或者可能达成赔偿责任的和解。当其他潜在责任方可能在财务上无法承担其比例份额时，我们认为无法估计我们的潜在负债，并相应地调整我们的应计项目。由于过去的各种收购，我们承担了一定的环境义务。其中一些环境义务通过其他人为我们的利益而进行的赔偿而得到缓解，而一些赔偿受到美元和时间限制的限制。
我们目前正在参与许多联邦超级基金以及类似的州和国际地点的环境评估和清理工作。在评估清理及其他成本的环境风险后，吾等按未贴现基准(收购业务组合中收购的除外，我们按折现基准入账)为未来可能会招致成本的地点的计划勘测及补救活动计提应计项目，并可合理估计该等成本。我们没有为可能的保险追回减少这些应计项目。未来，我们可能会参与额外的环境评估、清理和程序。
看见 注8以获取我们应计环境责任的摘要。
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目录表
诉讼和其他或有事项
我们面临各种诉讼和索赔，包括但不限于石油和天然气特许权使用费和遣散税支付、天然气计量和估值方法、合同纠纷、环境损害、气候变化、人身伤害和财产损失。我们对这类问题的主要曝光涉及对某些联邦、州和私人所有财产的所谓特许权使用费和税收不足，对据称的环境污染和历史运营造成的损害的索赔，以及气候变化。我们将继续在这些问题上积极为自己辩护。
我们的法律组织将其知识、经验和专业判断应用于我们案件的具体特点，采用诉讼管理流程来管理和监督针对我们的法律程序。我们的程序有助于及早评估和量化个别病例中的潜在暴露。这一进程还使我们能够追踪那些已安排审判和/或调解的案件。根据专业判断和使用这些诉讼管理工具的经验，以及关于我们所有案件当前发展的现有信息，我们的法律组织定期评估当前应计项目的充分性，并确定是否需要调整现有的应计项目或建立新的应计项目。

我们有因与管道和加工公司达成的吞吐量协议而产生的或有负债，这些公司与融资安排无关。根据这些协议，我们可能需要通过预付款和未利用吞吐量相关费用的罚款向任何此类公司提供额外资金。此外，截至2023年12月31日，我们有1美元的信用证担保的履约义务。340百万美元(作为直接银行信用证签发)，涉及对日常业务活动中发生的材料、用品、商业活动和服务的各种采购承诺。
2007年，康菲石油未能就委内瑞拉政府国有化法令规定的Empresa Mixta结构达成协议。因此，委内瑞拉国家石油公司委内瑞拉国家石油公司(委内瑞拉国家石油公司)或其附属公司直接控制了康菲石油在Petrozuata和Hamaca重油合资企业以及海上Corocoro开发项目中的权益。针对这一征收，康菲石油于2007年11月2日向ICSID提起国际仲裁。2013年9月3日，ICSID仲裁庭裁定，委内瑞拉于2007年6月非法没收康菲石油的重大石油投资。2017年1月17日，法庭再次确认了征收是非法的决定。2019年3月，法庭一致命令委内瑞拉政府向康菲石油支付约#美元。8.72007年，政府非法征用了该公司在委内瑞拉的投资，赔偿金额为10亿美元。2019年8月29日，ICSID法庭发布了一项裁决，更正了裁决并将其削减约$227百万美元。这笔奖金现在是$8.5十亿美元外加利息。委内瑞拉政府要求撤销裁决，裁决自动中止执行。2021年9月29日，ICSID废止委员会解除了裁决的暂缓执行。废止程序正在进行中。
2014年，康菲石油根据国际刑事法院的规则，根据建立Petrozuata和Hamaca项目的合同，对PDVSA提起了单独的独立仲裁。国际刑事法院于2018年4月作出裁决，认定PDVSA欠康菲石油约1美元。2根据它们与征收项目和其他征收前财政措施有关的协议，这些国家将获得10亿美元的资金。2018年8月，康菲石油与委内瑞拉国家石油公司达成和解，追回这笔国际刑事法院裁决的全部金额，外加付款期间的利息，包括首期付款总计约$500百万美元，在90自和解协议签署之日起数日内。和解的余款将在四年半的时间内按季度支付。根据和解协议，PDVSA承认国际刑事法院的裁决是在各个司法管辖区的判决，康菲石油同意暂停其法律执行行动。康菲石油分别于2019年10月14日和11月12日向PDVSA发出违约通知，截至目前，PDVSA仍未能纠正其违约行为。康菲石油也因此恢复了执法行动。到目前为止，康菲石油已经收到了大约美元。777与国际刑事法院裁决有关的100万美元。康菲石油已确保和解协议及其执行过程中采取的任何行动符合美国所有适当的监管要求，包括与美国对委内瑞拉实施的任何适用制裁相关的要求。
2016年，康菲石油根据国际刑事法院的规则，根据建立科罗科罗项目的合同，对PDVSA提起了单独和独立的仲裁。2019年8月2日，国际刑事法院判给康菲石油约美元33100万美元，外加Corocoro合同下的利息。康菲石油正在寻求该裁决在不同司法管辖区的承认和执行。康菲石油已确保与裁决相关的所有行动符合美国所有适当的监管要求，包括与美国对委内瑞拉实施的任何适用制裁有关的要求。

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合并财务报表附注
目录表
从2017年开始，美国几个州/地区的政府和其他实体对包括康菲石油在内的石油和天然气公司提起诉讼，要求补偿性损害赔偿和公平救济，以减轻所谓的气候变化影响。预计还会有更多具有类似指控的诉讼。原告的索赔金额不详，法律和事实问题也是史无前例的，因此，索赔的范围和据称的损害以及对公司财务状况的任何潜在影响存在重大不确定性。康菲石油认为，这些诉讼在事实上和法律上都是没有根据的，不适合用来应对与气候变化相关的挑战，并将大力抗辩此类诉讼。

路易斯安那州的几个教区和路易斯安那州已经根据路易斯安那州和地方海岸资源管理法对包括康菲石油在内的石油和天然气公司提起了多起诉讼，要求赔偿据称由历史上的石油和天然气作业造成的路易斯安那州海岸线的污染和侵蚀。康菲石油实体为本案被告22并将对诉讼进行有力的辩护。2022年10月17日，第五巡回法院确认将主要案件发回州法院，随后重审的请求被驳回。因此，联邦地区法院已向州法院发出了重审令。由于原告的SLCRMA理论是史无前例的，这些索赔(包括范围和损害赔偿)存在不确定性，我们继续评估我们在这些诉讼中的风险敞口。
2020年10月，美国安全与环境执法局下令包括康菲石油在内的外大陆架租赁公司P-0166的前业主退役租赁设施，包括位于加利福尼亚州卡平特里亚附近的两个海上平台。这一命令是在OCS Lease P-0166的现任所有者放弃租赁并放弃租赁平台和设施后发出的。BSEE向康菲石油下达命令的前提是它与菲利普斯石油公司有联系，菲利普斯石油公司是康菲石油的遗产公司，后者曾举行过一次历史性的25%的权益，并经营这些设施，但出售了其权益约30年前康菲石油公司继续评估其在这一问题上的风险。
2021年5月10日，康菲石油根据新加坡国际仲裁中心(SIAC)的规则，对Santos KOTN Pty Ltd.和Santos Limited提起仲裁，原因是他们未能及时支付美元200根据出售我们的澳大利亚-西部资产和业务的买卖协议，Barossa开发项目的最终投资决定应支付百万奖金。这件事在2023年4月得到了令我们满意的解决。

2021年7月，美国德克萨斯州南区地区法院对康科、康科的某些官员和康菲石油作为康科的继任者提起了联邦证券集体诉讼。2021年10月21日，法院发布命令，任命犹他州退休系统公司和南加州建筑工人养老金信托基金为主要原告(主要原告)。2022年1月7日，主要原告提交了他们的合并起诉书，指控Concho违反联邦证券法，就其业务和运营做出了重大虚假和误导性的陈述，并寻求未指明的损害赔偿、律师费、费用、衡平法/禁令救济以及其他被认为适当的救济。被告于2022年3月8日提出动议，要求驳回合并后的申诉。2023年6月23日，法院驳回了被告对包括孔丘/康菲石油在内的大多数被告的动议。我们认为诉讼中的指控是没有根据的，并正在积极为这起诉讼辩护。

在2021年冬季风暴URI之后，康菲石油与商业交易对手就其不可抗力通知的适当性发生了悬而未决的纠纷。我们认为这些说法是没有根据的，并正在积极为其辩护。
长期无条件购买义务和承诺，包括生产能力和按需付费协议
我们有某些吞吐量协议和按需付费协议，以支持融资安排。这些协议通常规定天然气或原油运输以及液化天然气购买承诺。截至2023年12月31日，这些不同协议项下剩余估计付款的固定和可确定部分为：2024--#美元7百万美元；2025年-美元7百万；2026年--美元7百万美元；2027年-美元7百万；2028年--美元283百万美元；2029年及以后--$11十亿美元。一般来说，这些债务的可变组成部分包括商品期货价格和通货膨胀率。根据该等承诺购买液化天然气预计将于同一或大致相同期间由相关销售交易所收到的现金抵销。根据协议支付的总金额为#美元。262023年，百万美元262022年为100万美元，272021年将达到100万。
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目录表
附注12--衍生工具和金融工具
我们利用不同市场的期货、远期、掉期和期权来满足客户需求、捕捉市场机会和管理外汇风险。
商品衍生工具
我们的大宗商品业务主要包括天然气、原油、沥青、天然气、液化天然气和电力。
商品衍生工具在我们的综合资产负债表中按公允价值持有。如果这些余额有抵销权，则按净额列报。相关现金流量在我们的综合现金流量表上记录为经营活动。在我们的综合损益表上，损益如果与我们的实物业务直接相关，则按毛数确认，如果为交易而持有，则按净额确认。与合同有关的损益在结算时予以确认，这些合同符合并被指定为NPNS例外。我们通常将这一例外适用于符合条件的原油合同和某些天然气合同。我们的大宗商品衍生品不适用对冲会计。
下表列出了我们综合资产负债表中不包括抵押品的商品衍生品的公允价值总额：
数百万美元
20232022
资产
预付费用和其他流动资产$611 1,795 
其他资产113 242 
负债
其他应计项目567 1,800 
其他负债和递延信贷80 210 
包含在我们综合损益表中的商品衍生品的收益(亏损)如下表所示：
数百万美元
202320222021
销售和其他营业收入$86 (88)(228)
其他收入(6)(5)25 
购进商品(90)(91)75 
2021年1月15日，我们承担了与收购Concho相关的金融衍生品工具，包括石油和天然气掉期。于收购日期，收购的该等金融衍生工具按公允价值确认为净负债#美元。456根据合同，结算日期至2022年12月31日。于2021年，我们在结算这些衍生工具合约时确认亏损1美元。305百万美元。这一损失被记录在我们综合损益表的“销售和其他营业收入”项目中。与和解有关，我们发放了#美元的现金付款。7612021年期间为100万美元，计入我们合并现金流量表上的“经营活动现金流量”。
下表汇总了我们因未平仓商品衍生品合约而产生的净风险敞口：
打开的位置
长/(短)
20232022
商品
天然气和电力(数十亿立方英尺当量)
固定价格(12)(14)
基础(2)(8)
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目录表
利率衍生工具
在2023年期间，PALNG执行了具有转换效果的利率互换60预计未偿还定期贷款的百分比，用于为一期工程的开发和建设成本提供资金，从浮动利率改为固定利率。这些掉期在ASC主题815“衍生品和对冲”下被指定并符合对冲会计条件，作为现金流对冲，指定对冲工具的公允价值变化被报告为其他全面收益的组成部分，并重新分类为被对冲交易将影响收益的同一时期的收益。我们确认我们在PALNG的其他全面收益调整中的比例份额是对我们的权益法投资的改变，并对权益进行了相应的调整。截至2023年12月31日止年度，我们确认未实现收益$78与这些掉期相关的其他综合收益为100万美元。

金融工具
我们根据我们对我们管理的各种账户和货币池的现金预测来投资到期日的金融工具。我们目前投资的金融工具类型包括：

•定期存款：存放在金融机构一定时间内的计息存款。
•活期存款：存放在金融机构的有息存款。存入的资金可以在没有通知的情况下提取。
•商业票据：由公司、商业银行或政府机构以折扣价购买并按面值到期的无担保本票。
•美国政府或政府机构债务：由美国政府或美国政府机构发行的证券。
•外国政府债务：外国政府发行的证券。
•公司债券：公司发行的无担保债务证券。
•资产支持证券：债务抵押证券。
以下投资在我们的综合资产负债表中按成本加应计利息进行，下表反映了截至2023年12月31日、2023年和2022年的剩余到期日：
数百万美元
账面金额
现金和现金
等价物		短期
投资
2023202220232022
现金$474 593 
活期存款1,424 1,638 
定期存款
1至90天
3,713 4,116 511 1,288 
91至180天
22 883 
一年内3 11 
美国政府的义务
1至90天
24 14 — — 
$5,635 6,361 536 2,182 
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目录表
以下被归类为可供出售的债务证券投资在我们于2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表中按公允价值列账：
数百万美元
账面金额
现金和现金
等价物		短期
投资		投资和长期投资
应收账款
202320222023202220232022
主要安全类型
公司债券$— — 201 323 606 309 
商业票据— 97 131 156 
美国政府的义务— — 89 115 189 63 
美国政府机构的义务
5 8 7 5 
外国政府的义务7 — 4 7 
资产支持证券2 1 183 138 
$— 97 435 603 989 522 
现金和现金等价物以及短期投资的剩余期限在一年内。投资和长期应收账款的剩余到期日从一年以上到五年不等。
下表汇总了12月31日分类为可供出售的债务证券投资的摊余成本基础和公允价值：
数百万美元
摊余成本法公允价值
2023202220232022
主要安全类型
公司债券$806 641 807 632 
商业票据131 253 131 253 
美国政府的义务278 181 278 178 
美国政府机构的义务12 13 12 13 
外国政府的义务11 7 11 7 
资产支持证券184 139 185 139 
$1,422 1,234 1,424 1,222 
截至2023年12月31日，归类为可供出售的债务证券的未实现收益总额为未实现收益净额。5截至2022年12月31日，归类为可供出售的债务证券的未实现亏损总额为未实现亏损净额121000万美元。对处于未实现亏损状态的债务证券的投资没有计入信贷损失准备金。
在截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度，出售和赎回归类为可供出售的债务证券投资的收益为#美元。983百万美元和美元644分别为100万美元。包括在这些销售和赎回收益中的已实现收益和亏损总额可以忽略不计。出售和赎回证券的成本是使用特定的识别方法确定的。
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信用风险
可能受到信贷风险集中影响的金融工具主要包括现金等价物、短期投资、债务证券的长期投资、场外衍生品合约和贸易应收账款。我们的现金等价物和短期投资放在高质量的商业票据、政府货币市场基金、美国政府和政府机构债务、主要国际银行和金融机构的定期存款、高质量的公司债券、外国政府债券和资产担保证券上。我们对债务证券的长期投资投资于高质量的公司债券、资产担保证券、美国政府和政府机构债务、外国政府债务以及主要国际银行和金融机构的定期存款。
我们的场外衍生品合约(如远期、掉期和期权)的信用风险来自交易对手。个别交易对手的风险敞口在预定的信贷限额内进行管理，并在适当的时候包括使用现金赎回保证金，从而降低了重大不履行的风险。我们也使用信用风险可以忽略不计的期货、掉期和期权合约，因为这些交易主要通过交易所结算所结算，并在结算前遵守强制性保证金要求；然而，我们面临这些交易所经纪商因每日追加保证金现金催缴而产生的应收账款以及为满足初始保证金要求而存放的现金的信用风险。
我们的贸易应收账款主要来自我们的石油业务，反映了广泛的国内和国际客户基础，这限制了我们对信用风险集中的敞口。大多数这些应收款的付款条件是30几天或更少的时间，我们不断监测这种风险敞口和交易对手的信誉。吾等可能需要抵押品以限制损失风险，包括信用证、预付款项及担保债券，以及与向吾等买卖的交易对手订立主要净额结算安排以减轻信用风险，因为该等协议容许吾等或欠他人的款项与应付吾等的款项互相抵销。
我们的某些衍生品工具包含条款，要求我们在衍生品风险敞口超过门槛金额时提供抵押品。我们有固定门槛金额的合同和其他门槛金额可变的合同，这些合同取决于我们的信用评级。信用评级较低时，可变门槛金额通常会下降，而如果我们跌破投资级，可变门槛金额和固定门槛金额通常都会恢复到零。现金是所有合同中的主要抵押品；然而，许多合同也允许我们将信用证作为抵押品，例如通过纽约商品交易所管理的交易。
在2023年12月31日和2022年12月31日处于负债状态的具有此类信用风险相关或有特征的所有衍生工具的公允价值合计为$181百万美元和美元333分别为100万美元。对于这些乐器来说，不是抵押品在2023年12月31日公布，金额为42截至2022年12月31日，已公布抵押品3.8亿份。如果我们的信用评级在2023年12月31日被下调至投资级以下，我们将被要求发布$152百万美元的额外抵押品，要么是现金，要么是信用证。
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目录表
附注13-公允价值计量
我们按公允价值计提部分资产和负债，该部分资产和负债在报告日期使用退出价格(即出售资产或转移负债所收到的价格)计量，并根据公允价值体系下的估值投入的质量进行披露。
资产或负债的分类以对其公允价值重要的最低投入水平为基础。当源自不可观察投入的公允价值与整体公允价值无关紧要时，或如获得经证实的市场数据，则最初被归类为第3级的公允价值随后被报告为第2级。如果不再有确凿的市场数据，资产和负债最初报告为2级，随后报告为3级。2023年或2022年期间，没有材料转入或流出3级。
经常性公允价值计量
按公允价值经常性报告的金融资产和负债主要包括我们对归类为可供出售的债务证券、商品衍生品以及与Surmont收购相关的或有对价安排的投资。见附注3.
•一级衍生工具资产和负债主要指交易所交易的期货和期权，这些期货和期权使用基础交易所提供的未经调整的价格进行估值。一级金融资产还包括我们对美国政府债券的投资，这些债券被归类为可供出售的债务证券，这些债券使用交易所价格进行估值。
•第2级衍生工具资产及负债主要指场外掉期、期权及远期买卖合约，该等合约以经调整的汇兑价格、经纪或定价服务公司提供并经市场数据证实的价格进行估值。二级金融资产还包括我们对分类为可供出售的债务证券的投资，包括对公司债券、商业票据、资产支持证券、美国政府机构债务和外国政府债务的投资，这些债务的估值使用经纪公司或定价服务公司提供的、经市场数据证实的定价。
•第3级衍生工具资产及负债由场外掉期、期权及远期买卖合约组成，其中公允价值的相当大部分是根据相关市场数据计算而成，而相关市场数据并不容易获得。衍生价值使用行业标准方法，可考虑各种商品之间的历史关系、模拟市场价格、时间价值、波动因素和其他相关经济衡量标准。这些投入的使用导致了管理层对公允价值的最佳估计。第三级商品衍生产品活动并不是所有列报期间的重大活动。
•3级负债包括向Total Energy EP Canada Ltd.支付与收购剩余股份有关的未来季度或有付款的公允价值50在Surmont的工作权益的百分比。或有对价包括最多约#美元的付款。0.4超过10亿加元五年制任期将于2028年第四季度结束。或有付款为#美元。2.0每月WCS平均定价超过$1,000,000美元52每桶。这些条款包括与未能实现某些产量目标相关的调整。截至2023年12月31日的或有对价的公允价值采用收益法计算，主要基于使用外部定价服务公司和我们内部价格展望(不可观测投入)以及与主要市场参与者使用的贴现率(可观测投入)相结合的估计大宗商品价格前景。截至2023年12月31日，其他不可观察到的投入对公允价值的影响并不显著。
下表汇总了金融资产和负债总额的公允价值等级(即在按公允价值经常性核算的商品衍生品存在抵销权的情况下，未经调整)：
数百万美元
2023年12月31日2022年12月31日
1级2级3级总计1级2级3级总计
资产
债务证券投资$278 1,146 — 1,424 178 1,044 — 1,222 
商品衍生品308 301 115 724 958 951 128 2,037 
总资产$586 1,447 115 2,148 1,136 1,995 128 3,259 
负债
商品衍生品$350 283 14 647 906 843 261 2,010 
或有对价— — 312 312 — — — — 
总负债$350 283 326 959 906 843 261 2,010 
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目录表
第三级公允价值计量中使用的重大不可观察投入的范围和算术平均值如下：

公允价值
(百万)
美元)		估值
技术		无法观察到的输入
射程
(算术平均值)
2023年12月31日
或有对价--苏尔蒙特$312 贴现现金流大宗商品价格展望*(美元/英国央行)
$45.48 - $63.04 ($57.45)
*基于外部定价服务公司展望和我们内部展望的商品价格展望。
下表汇总了我们综合资产负债表上列示的受抵销权约束的商品衍生产品余额。我们已选择在存在法定抵销权的情况下，在我们的财务报表中对与同一交易对手签署的多项衍生工具的确认公允价值金额进行抵销。
数百万美元
可抵销权的款额
毛收入
金额
公认的		金额备注
受制于
抵销权		毛收入
金额		毛收入
金额
偏移量		网络
金额
已提交		现金
抵押品		网络
金额
2023年12月31日
资产$724 39 685 375 310 4 306 
负债647 34 613 375 238 47 191 
2022年12月31日
资产$2,037 39 1,998 1,176 822 37 785 
负债2,010 20 1,990 1,176 814 52 762 
截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们没有在我们有权抵销的综合资产负债表上列报任何毛额。

非经常性公允价值计量
下表按主要类别和按非经常性基础上按公允价值入账的资产的重新计量日期汇总了公允价值层次：
数百万美元
公允价值计量使用
公允价值1级
输入量		2级
输入量		3级
输入量		税前
损失
截至2021年12月31日的年度
净PP&E(持有以备使用)
2021年12月31日$472 — — 472 80 
权益法投资
2021年12月31日5,574 — 5,574 — 688 
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目录表
净PP&E(持有以备使用)
于2021年，我们低48分部所包括的某些非核心资产的估计公允价值下降至低于账面价值的金额。账面价值减记为公允价值。公允价值是根据内部贴现现金流模型使用以下估计假设进行估计的：估计的未来产量、交易所(短期)的未来价格展望、定价服务公司和我们的内部展望(长期)、未来的运营成本和资本支出，以及据信与主要市场参与者使用的贴现率一致的贴现率。重要资产的第三级公允价值计量中使用的重大不可观察投入的范围和算术平均值如下：
公允价值
(百万)
美元)		估值
技术		不可观测的输入
射程
(算术平均值)
2021年12月31日
下48个墨西哥湾沿岸和落基山脉非核心油田$472 贴现现金流商品生产(MBOED)
0.2 - 17 (5.4)
大宗商品价格展望*(美元/英国央行)
$41.45 - $93.68 ($64.39)
折扣率 **
7.3% - 9.7% (8.7%)
*基于外部定价服务公司的商品价格展望和我们对2024-2050年的内部展望；未来价格在2.02050年以后每年的百分比。
**确定为一组同业公司的加权平均资本成本，并在适当情况下根据风险进行调整。

权益法投资
在2021年期间，Origin Energy Limited同意出售10他们在APLNG的权益的百分比为$1.64510亿美元，未按惯例进行调整。康菲石油于2021年12月宣布，我们正在行使APLNG股东协议下的优先购买权，以购买额外的10APLNG的百分比股权，有待政府批准。与此项优先购买权相关的销售价格乃反映相关可观察到的市场参与者对APLNG的公允价值的看法，该公允价值低于我们在APLNG的现有投资的账面价值。因此，我们在APLNG的投资减记至其公允价值#美元。5,574100万美元，导致税前费用为#美元688百万美元。见附注4和注7.

金融工具的报告公允价值
我们使用了以下方法和假设来估计金融工具的公允价值：
•现金及现金等价物和短期投资：资产负债表上报告的账面金额接近公允价值。对于被归类为可供出售的债务证券的投资，在资产负债表上报告的账面金额为公允价值。
•应收账款和票据(包括长期和关联方)：资产负债表上报告的账面金额接近公允价值。
•对分类为可供出售的债务证券的投资：在公允价值等级中被归类为第一级的债务证券的投资的公允价值是使用交换价格来计量的。在公允价值等级中被归类为第二级的债务证券投资的公允价值是使用经纪或定价服务公司提供并经市场数据证实的定价来计量的。请参阅备注 12.
•应付账款(包括关联方)和浮动利率债务：资产负债表上报告的应付账款和浮动利率债务的账面价值接近公允价值。
•固定利率债务：固定利率债务的估计公允价值是使用市场数据证实的定价服务提供的价格来衡量的；因此，这些负债在公允价值等级中被归类为第二级。
•商业票据：我们商业票据的账面金额接近公允价值，并在资产负债表上报告为短期债务。
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目录表
下表汇总了金融工具的公允净值(即在存在商品衍生品抵销权的情况下进行调整)：
数百万美元
账面金额公允价值
2023202220232022
金融资产
商品衍生品345 824 345 824 
债务证券投资1,424 1,222 1,424 1,222 
金融负债
债务总额，不包括融资租赁17,808 15,323 18,621 15,545 
商品衍生品225 782 225 782 
附注14--股权
普通股
在资产负债表的权益部分分类的普通股的变化是：
股票
202320222021
已发布
年初2,100,885,134 2,091,562,747 1,798,844,267 
收购Concho— — 285,928,872 
根据福利计划分配2,887,382 9,322,387 6,789,608 
年终2,103,772,516 2,100,885,134 2,091,562,747 
由财政部持有
年初877,029,062 789,319,875 730,802,089 
普通股回购48,641,899 87,709,187 58,517,786 
年终925,670,961 877,029,062 789,319,875 
优先股
我们已经授权500百万股优先股，面值$0.01每股，无于二零二三年或二零二二年十二月三十一日已发行或尚未偿还。
普通股回购
2016年底，我们启动了当前的股票回购计划。2022年10月，我们的董事会批准将我们的授权从$2510亿至3,000美元45 亿美元的普通股，以支持我们未来的股票回购计划。 自我们当前计划开始以来的股票回购总额 383 亿股，每股成本为美元29 到2023年12月底，

2021年5月，我们开始对我们的CVE普通股进行有节奏的货币化，其所得款项已用于股票回购。2022年第一季度，我们出售了剩余的 91100万股普通股。
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目录表
附注15-非矿物租赁
该公司主要租赁办公楼和钻井设备，以及远洋运输船，拖船，公司飞机和其他设施和设备。若干租赁包括调整租金付款以反映价格指数变动的递增条款，而其他租赁包括根据租赁资产使用性质而变动的付款拨备。此外，本公司已执行某些租赁，使其有权选择延长或续订租赁期限，在租赁期限结束前终止租赁，或在租赁期限结束时购买租赁资产。在其他情况下，该公司已签署租赁协议，要求其担保某些租赁办公楼的剩余价值。有关担保的其他信息， 见注释10。 租赁协议并无就股息、资产出售或借贷能力对我们施加重大限制。
我们于合约开始时厘定安排是否为租赁或包含租赁。若干合约安排可能包含租赁及非租赁部分。仅该等合约安排的租赁组成部分须遵守ASC Topic 842的条文，而任何非租赁组成部分须遵守其他适用的会计指引;然而，我们已选择采纳可选的可行权宜方法，就会计目的而言，不将现有资产类别（截至ASC 842采纳日期）的租赁组成部分与非租赁组成部分分开。就涉及新租赁资产类别的合约安排而言，我们于合约开始时厘定其是否将对新租赁资产类别应用选择性可行权宜方法。
租赁于租赁开始日期进行评估以分类为经营租赁或融资租赁，而使用权资产及相应负债根据与租赁期内使用相关资产有关的未来租赁付款现值于我们的综合资产负债表确认。未来租赁付款包括取决于指数或利率的可变租赁付款（使用于开始日期的指数或利率）及剩余价值担保项下的可能欠款。未来租赁付款的金额可能会增加，以包括与租赁延期、终止和/或购买选择权有关的额外付款，当公司在租赁开始时或之后确定，通常由于有限的资产可用性或经营承诺，它合理地确定行使这些选择权。我们使用增量借款利率作为贴现率厘定未来租赁付款的现值，除非租赁安排中隐含的利率可轻易厘定。于开始日期后根据未来使用水平、租赁资产活动性质或若干其他或然事项而变动的租赁付款不计入租赁使用权资产及相应负债的计量。我们已选择不在综合资产负债表中就为期12个月或以下的租赁安排记录资产及负债。
我们经常以经营者的身份和/或代表某些不可分割权益的石油和天然气合资企业订立租赁安排。倘租赁安排仅可对我们（作为经营者）依法强制执行，且并无单独安排将相关租赁资产分租予我们的合营方，则我们于租赁开始时按总额基准于综合资产负债表确认使用权资产及相应租赁负债。虽然我们在综合收益表及现金流量表中按总额基准记录租赁成本，但由于相关租赁资产用于合营企业活动，该等成本由我们从合营企业收取的应占租赁成本的补偿抵销。因此，租赁成本按比例于综合收益表及现金流量表呈列。倘我们为非经营合营者，则仅当我们为租赁安排的指定合约方且该安排可对我们合法强制执行时，我们方会确认使用权资产及相应租赁负债。在此情况下，我们将于综合资产负债表按比例确认使用权资产及相应租赁负债，与我们于相关合营企业的不可分割权益拥有权一致。
该公司历史上记录了与某些石油和天然气合资企业相关的融资租赁资产和负债，这些资产和负债是根据ASC 842采用日期之前适用的会计准则按比例记录的。根据ASC Topic 842的过渡条文，且由于我们已选择采纳一套可选的过渡相关实务经验，该等租赁的过往会计处理已结转，并须于租赁期届满前对安排作出修改或其他所需重新评估后重新考虑。
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目录表
下表概述于12月31日综合资产负债表内经营租赁及融资租赁的使用权资产及租赁负债：
数百万美元
20232022
运营中
租契		金融
租契		运营中
租契		金融
租契
使用权资产
财产、厂房和设备
毛收入2,010 2,043 
累计DD&A(1,185)(1,022)
PP&E净额 *
825 1,021 
其他资产691 536 
租赁负债
短期债务 **
291 284 
其他应计项目193 155 
长期债务 *
838 1,036 
其他负债和递延信贷504 390 
租赁总负债$697 1,129 545 1,320 
* 包括按比例合并的融资租赁资产，1342023年12月31日为百万美元，1712022年12月31日为100万人。
** 包括按比例合并的融资租赁负债，1752023年12月31日为百万美元，1692022年12月31日为100万人。
* 包括按比例合并的融资租赁负债，3262023年12月31日为百万美元，3992022年12月31日为100万人。
下表汇总了我们的租赁成本：
数百万美元
202320222021
租赁费*
经营租赁成本$229 212 278 
融资租赁成本
使用权资产摊销180 189 148 
租赁负债利息35 32 27 
短期租赁成本**
40 94 21 
总租赁成本*
$484 527 474 
*上表所列数额没有进行调整，以反映从石油和天然气公司收回或偿还的数额。
**短期租赁不记录在我们的综合资产负债表中。
*变动租赁成本及分租收入于列示期间并不重要，因此不包括在上表内。
下表汇总了截至12月31日的租赁条款和折扣率：
20232022
租赁期限和贴现率
加权平均期限(年)
经营租约5.835.64
融资租赁5.736.60
加权平均贴现率(百分比)
经营租约4.13 2.99 
融资租赁3.39 3.40 
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下表汇总了其他租赁信息：
数百万美元
202320222021
其他信息*
为计入租赁负债的金额支付的现金
来自经营租赁的经营现金流$173 148 204 
融资租赁的营运现金流33 30 6 
融资租赁产生的现金流169 166 73 
以经营性租赁负债换取的使用权资产$355 114 174 
以融资租赁负债换取的使用权资产9 256 447 
*上表所列数额没有进行调整，以反映从石油和天然气公司收回或偿还的数额。此外，根据其他适用的会计准则，与准备另一资产用于其预期用途相关的租赁付款在我们的综合现金流量表的“投资活动现金流量”部分列报。
下表汇总了截至2023年12月31日的经营性和融资性租赁的未来租赁付款：
数百万美元
运营中
租契
金融
租约
租赁负债到期日
2024$217 358 
2025150 207 
2026113 204 
202788 161 
202867 178 
剩余年限153 174 
总计*
788 1,282 
减去：代表推定利息的部分(91)(153)
租赁总负债$697 $1,129 
*2019年1月1日或之后开始的运营和融资租赁的未来租赁付款，还包括与非租赁组成部分相关的付款，这是根据我们选择采用可选的实际权宜之计，不将租赁组成部分与非租赁组成部分分开进行会计处理。此外，与公司按比例合并的经营和融资租赁相关的未来付款已按比例计入表中，比例基础与我们在相关被投资公司或石油和天然气合资企业中各自的所有权权益一致。
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附注16-雇员福利计划
退休金和退休后计划
以下是对我们养老金计划的预计福利义务以及我们退休后健康和人寿保险计划的累积福利义务的分析：
数百万美元
养老金福利其他好处
2023202220232022
美国国际。美国国际。
福利义务的变更
1月1日的福利义务$1,478 2,776 1,924 4,124 102 137 
服务成本51 38 58 47 1 1 
利息成本77 113 62 77 5 4 
计划参与者缴费— — — — 14 16 
图则修订— — — — — 9 
精算(收益)损失40 11 (325)(847)22 (27)
已支付的福利(121)(124)(241)(144)(37)(38)
资产剥离— — — (56)— — 
外币汇率变动— 52 — (425)— — 
截至12月31日的福利义务*
$1,525 2,866 1,478 2,776 107 102 
*截至12月31日，以上累计福利义务部分：
$1,414 2,642 1,384 2,542 
计划资产公允价值变动
1月1日计划资产的公允价值$1,179 2,879 1,664 4,812 — — 
计划资产的实际回报率129 199 (319)(1,372)— — 
公司缴费119 58 75 96 23 22 
计划参与者缴费— — — 1 14 16 
已支付的福利(121)(124)(241)(144)(37)(38)
资产剥离— — — (46)— — 
外币汇率变动— 73 — (468)— — 
12月31日计划资产的公允价值
$1,306 3,085 1,179 2,879 — — 
资金状况$(219)219 (299)103 (107)(102)
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合并财务报表附注
目录表
数百万美元
养老金福利其他好处
2023202220232022
美国国际。美国国际。
于12月31日于综合资产负债表确认的金额
非流动资产$— 491 — 373 — — 
流动负债(16)(9)(28)(10)(24)(32)
非流动负债(203)(263)(271)(260)(83)(70)
已识别的总数$(219)219 (299)103 (107)(102)
用于确定12月31日福利义务的加权平均假设
贴现率5.35 %4.10 5.65 4.20 5.30 5.65 
补偿增值率5.00 3.65 5.00 3.65 
适用福利的利息抵免利率4.20 3.55 
用于确定截至12月31日的年度定期福利净成本的加权平均假设
贴现率5.65 %4.20 3.85 2.15 5.65 2.65 
计划资产的预期回报5.30 5.20 3.90 2.85 
补偿增值率5.00 3.65 4.00 3.40 
适用福利的利息抵免利率3.55 2.50 
就美国及国际退休金计划而言，整体预期长期回报率乃根据各资产类别的预期未来回报，并按退休金资产于该资产类别的预期分配加权而得出。我们依赖各种独立的市场预测来制定各类资产的预期回报率。
于二零二三年，与美国及国际计划的福利责任有关的精算亏损主要与贴现率下降有关。于2022年及2021年，与美国及国际计划的福利责任有关的精算收益主要与贴现率上升有关。
下表概述与本公司退休金计划有关的资料，该等退休金计划的预测及累计福利责任超过计划资产的公平值：
数百万美元
养老金福利
20232022
美国国际。美国国际。
预计福利责任超过计划资产的养老金计划
预计福利义务$1,525 279 1,478 277 
计划资产的公允价值1,306 6 1,179 6 
累积福利责任超过计划资产的养老金计划
累积利益义务$165 243 1,384 239 
计划资产的公允价值— 6 1,179 6 
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合并财务报表附注
目录表
截至12月31日的累计其他全面收益(亏损)包括以下未在定期福利净成本中确认的税前金额：
数百万美元
养老金福利其他好处
2023202220232022
美国国际。美国国际。
未确认的精算净损失(收益)$123 585 172 681 3 (28)
未确认的先前服务成本(积分)— 1 — 1 (60)(98)
数百万美元
养老金福利其他好处
2023202220232022
美国国际。美国国际。
其他全面收益(亏损)变动来源
期间产生的净收益(亏损)$30 29 (44)(606)(22)27 
计入收入(损失)的精算损失摊销*18 67 61 11 (3)— 
期内净变动$48 96 17 (595)(25)27 
在此期间产生的先前服务信用(成本)$— — — (1)— (9)
以前服务(贷项)摊销计入收入(损失)— — — (1)(38)(38)
期内净变动$— — — (2)(38)(47)
*包括2023年和2022年确认的结算(收益)损失。
下表列出了所有已定义福利计划的定期福利净成本的组成部分：
数百万美元
养老金福利其他好处
202320222021202320222021
美国国际。美国国际。美国国际。
净周期效益成本的构成要素
服务成本$51 38 58 47 73 61 1 1 2 
利息成本77 113 62 77 53 79 5 4 4 
计划资产的预期回报(58)(148)(50)(124)(80)(120)— — — 
摊销先前服务信贷— — — (1)— (1)(38)(38)(37)
确认精算净损失(收益)12 67 24 11 43 33 (3)— — 
结算损失(收益)6 — 37 — 102 — — — — 
限流损耗（增益）— — — — 12 — — — — 
定期净收益成本$88 70 131 10 203 52 (35)(33)(31)
除服务费用组成部分外，定期福利净成本的组成部分包括在“其他费用“合并损益表上的项目。
康菲石油将于2023年10胜10负
114
合并财务报表附注
目录表
我们确认养老金结算损失为#美元。62023年，百万美元372022年为100万美元，1022021年，由于某些美国和国际养老金计划的一次性福利支付超过了这些计划的服务和利息成本之和，导致确认和解损失。
在确定养老金净额和其他退休后福利成本时，我们以直线为基础，在预期将根据该计划获得福利的员工的平均剩余服务期内摊销先前的服务成本。对于净精算损益，我们摊销10每年未摊销余额的百分比。
我们有多个健康和人寿保险的非养老金退休后福利计划。医疗保健计划是缴费型的，受各种费用分担功能的制约，大多数情况下参与者和公司的缴费每年都会调整；人寿保险计划是非缴费型的。美国65岁以前退休人员退休后医疗累积福利义务的衡量假设医疗保健成本趋势率为72024年下降到5到2031年。美国65岁以上退休人员退休后医疗累积福利义务的衡量假设医疗成本趋势率为4.52024年这一比例将增加到5到2030年。
计划资产
我们遵循一项政策，即广泛分散不同资产类别和个人持股的养老金计划资产。因此，我们的计划资产没有明显的信用风险集中。被认为合适的资产类别包括美国股票、非美国股票、美国固定收益、非美国固定收益、房地产和私募股权投资。计划受托人可能会不时考虑其他资产类别，并将其添加到投资计划中。在美国和国际计划中，计划资产的目标分配是24股权证券的百分比，72债务证券的百分比，以及4百分之百的房地产。通常，计划投资是公开交易的，因此将投资组合中的流动性风险降至最低。
以下是对养老金计划资产使用的估值方法的说明。2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日使用的方法没有变化。
•1级股权证券和政府债务证券的公允价值主要基于活跃市场对相同资产和负债的报价。
•按第2级分类的公司债务证券、机构及按揭证券及政府债务证券的公允价值，是根据活跃市场中类似资产及负债及非活跃市场中相同资产及负债的最近执行交易及报价估计。如果一种特定的固定收益证券没有市场交易，其公允价值是通过定价模型计算的，该定价模型将该证券与其他证券的实际市场价格进行基准比较。当没有可观察到的报价市场价格时，公允价值是基于使用实际市场价格以外的其他东西的定价模型(例如，类似证券的基准收益率、报告交易和发行人利差等可观察到的投入)，这些证券被归类在公允价值层次结构的第三级。
•普通/集合信托投资的公允价值由每个基金的发行人根据相关资产的公允价值确定。
•共同基金的公允价值是基于报价的市场价格，即所持股票的资产净值。
•定期存款按成本计价，接近公允价值。
•现金按成本计价，接近公允价值。按第2级分类的国际现金等价物的公允价值采用可观察到的收益率曲线、贴现和利率进行估值。以短期基金单位形式持有的、在衡量日期可赎回的美国现金余额被归类为2级。
•第1级交易所交易衍生工具的公允价值以市场报价为基础。对于第二级分类的其他衍生品，价值通常是根据定价模型计算的，市场输入参数来自第三方来源。
•保险合同的公允价值按保险公司欠计划参与者的未来福利付款的现值进行估值。
•房地产投资的公允价值采用房地产估值技术和其他方法进行估值，这些方法包括参考第三方来源和销售可比性(如有)。
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•美国养老金计划资产的一部分作为保险年金合同的参与权益持有，计算方法为根据该合同持有的投资的市场价值减去合同涵盖的累积福利义务。参与权益被归类为公允价值层次中的第三级，因为公允价值是通过结合报价市场价格、最近执行的交易和合同债务的精算现值计算来确定的。于2023年12月31日，年金合约的参与权益价值为$46百万美元，并包括$130百万美元的债务证券，减去84合同涵盖的累积福利义务费用为100万美元。于2022年12月31日，年金合约的参与权益价值为$55百万美元，并包括$144百万美元的债务证券，减去89合同涵盖的累积福利义务费用为100万美元。在短期内，参与利息不能用于履行一般养老金福利义务。根据这份保险年金合同，不需要未来的公司缴费，也不会积累新的福利。
我们的养老金计划资产在12月31日的公允价值按资产类别如下：
数百万美元
美国国际
1级2级3级总计1级2级3级总计
2023
股权证券
美国$6 — — 6 — — — — 
国际35 — — 35 — — — — 
共同基金15 — — 15 244 276 — 520 
债务证券
公司— 1 — 1 — — — — 
共同基金— — — — 421 — — 421 
现金和现金等价物— — — — 25 — — 25 
房地产— — — — — — 126 126 
公允价值层次中的合计$56 1 — 57 690 276 126 1,092 
按资产净值计量的投资*
股权证券
共同/集体信托300 198 
债务证券
共同/集体信托868 1,791 
现金和现金等价物6 — 
房地产28 — 
合计**$56 1 — 1,259 690 276 126 3,081 
*根据FASB ASC主题715“补偿-退休福利”，某些将使用每股资产净值(或其等价物)实际权宜之计以公允价值计量的投资没有被归类到公允价值层次中。本表列示的公允价值金额旨在使公允价值层次结构与计划资产公允价值变动中列示的金额相一致。
**不包括净资产为$的保险年金合同的参与权益46与证券交易有关的应收账款和净额为#美元5百万美元。
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我们的养老金计划资产在12月31日的公允价值按资产类别如下：
数百万美元
美国国际
1级2级3级总计1级2级3级总计
2022
股权证券
美国$4 — — 4 — — — — 
国际36 — — 36 — — — — 
共同基金14 — — 14 201 298 — 499 
债务证券
公司— 1 — 1 — — — — 
共同基金— — — — 365 — — 365 
现金和现金等价物— — — — 36 — — 36 
衍生品
房地产— — — — — — 146 146 
公允价值层次中的合计$54 1 — 55 602 298 146 1,046 
按资产净值计量的投资*
股权证券
共同/集体信托265 192 
债务证券
共同/集体信托759 1,637 
现金和现金等价物10 — 
房地产34 — 
合计**$54 1 — 1,123 602 298 146 2,875 
*根据FASB ASC主题715“薪酬-退休福利”，某些使用每股资产净值(或其等价物)实际权宜之计以公允价值计量的投资未被归类在公允价值层次结构中。本表列示的公允价值金额旨在使公允价值层次结构与计划资产公允价值变动中列示的金额相一致。
**不包括净资产为$的保险年金合同的参与权益55与证券交易有关的应收账款和净额为#美元5百万美元。
3级活动并非在所有时期都是实质性的。
我们对美国计划的资助政策是至少缴纳1974年《雇员退休收入保障法》和1986年《国内税收法》（经修订）所要求的最低金额。对海外计划的供款取决于当地法律及税务法规。到2024年，我们预计将贡献约300万美元。125我们的国内合格和不合格的养老金和退休后福利计划，75我们的国际合格和不合格的养老金和退休后福利计划。
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预期将支付的福利付款（不包括根据保险年金合同支付的金额）反映预期未来服务（如适用）：
数百万美元
养老金
优势		其他
优势
美国国际。
2024$205 128 16 
2025191 130 14 
2026175 133 14 
2027170 136 12 
2028162 141 11 
2029–2033664 778 45 
下表总结了我们的离职应计活动：
数百万美元
202320222021
1月1日的余额$31 78 24 
应计项目1 1 170 
福利支付(20)(48)(116)
12月31日的余额
$12 31 78 
应计项目包括与我们的全公司重组计划相关的遣散费。截至2023年12月31日的余额为$3百万美元被归类为短期。
固定缴款计划
大多数美国员工有资格参加康菲石油储蓄计划(CPSP)。员工可以贡献高达75在CPSP中，受法定限额限制的合格薪酬的百分比，可选择17投资选择。参与CPSP并做出贡献的员工1他们符合条件的薪酬的百分比将获得6公司现金与潜在公司可自由支配现金的比例匹配，最高可达6百分比。自2019年1月1日起，新员工、返聘员工和选择退出康菲石油退休计划第二标题的员工有资格获得以下公司退休缴费：6合格支付的百分比进入他们的CPSP。之后三年在公司任职期间，该雇员是100%归于任何CRC。从CPSP和以前的计划支出中记入的公司捐款为#美元。1512023年，百万美元1402022年为100万美元，932021年将达到100万。
我们为我们的国际员工制定了几个明确的缴费计划，每个计划都有自己的条款和资格，具体取决于地点。为这些国际计划确认的总补偿支出约为#美元。232023年为2.5亿美元，242022年为100万美元，262021年将达到100万。
基于股份的薪酬计划
2023年5月，股东通过了康菲石油2023年综合股票和业绩激励计划(综合计划)，取代了以前的类似计划，并规定在以前的计划下不再授予新的奖励。在其上10年期LIFE，综合计划允许发行最多361,000,000股我们的普通股，作为对我们员工和董事的补偿，但可用普通股(I)在董事会通过日(2023年2月15日)和股东批准日(2023年5月16日)之间因根据先前计划授予的奖励而减少，(Ii)增加根据综合计划或先前计划授予的奖励所代表的任何普通股，这些普通股在没有交付普通股的情况下被没收、到期或取消，或导致普通股被没收回公司，不包括为支付行使股票期权或股票增值权而交出的股份。非因股票增值权的股票结算而发行的股票，或者公司通过行使股票期权所得的现金重新收购的股票。我们董事会的人力资源和薪酬委员会有权决定所授予的奖励的类型、条款、条件和限制。奖励可以股票期权、限制性股票单位和绩效股票单位的形式授予为公司持续成功和盈利做出贡献的员工和非员工董事。
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以股份为基础的总薪酬支出使用授予日期的股权分类奖励的公允价值和结算日期的负债分类奖励的公允价值来衡量。我们确认在较短的服务期(即，获得奖励所需的规定时间段)内的基于股份的薪酬支出，或对于规定了基于退休的归属的奖励，从服务期开始开始到员工第一次有资格退休之日或六个月在授权日(通常是授权书不被没收所需的最短时间)之后。除某些留任奖励外，我们的基于股份的补偿计划通常为员工在退休时持有的奖励提供加速归属(即免除获得奖励所需的剩余服务期)。我们的一些基于股份的奖励是按比例进行的(即，不同时间的部分奖励背心)，而我们的一些奖励悬崖背心(即，所有的奖励背心同时进行)。我们在整个服务期内以直线方式确认费用，无论该奖励是通过应收差饷还是悬崖归属授予的。
补偿费用-在净收益(亏损)和相关税收优惠中确认的基于股份的薪酬支出总额为：
数百万美元
202320222021
补偿成本$334 377 304 
税收优惠84 95 76 
股票期权-根据综合计划和先前计划的规定授予的股票期权允许以相当于授予期权当日康菲石油普通股的平均公平市场价值的行使价购买我们的普通股。这些期权的条款为10年限及一般按比例归属，授予的期权有三分之一归属，并可于授出日期后的每个周年日行使。授予某些已有资格领取退休背心的雇员的期权六个月但这些期权在正常归属期间结束后才可行使。从2018年开始，停止授予股票期权，代之以三年制，时间授予的限制性股票单位，通常在2018年和2019年的奖励中以现金结算，并将从2020年的奖励开始以股票结算。
以下是我们截至2023年12月31日的年度股票期权活动摘要：
数百万美元
选项加权平均
行权价格		集料
内在价值
截至2022年12月31日未偿还债务
4,303,575 $55.28 $266 
已锻炼(1,038,900)63.87 58 
过期或取消— — 
截至2023年12月31日未偿还债务
3,264,675 $52.55 $209 
归属于2023年12月31日
3,264,675 $52.55 $209 
可于2023年12月31日行使
3,264,675 $52.55 $209 
截至2023年12月31日，未偿还期权、既得期权和可行使期权的加权平均剩余合同期限均为1.98好几年了。已行使期权的内在价值合计为#美元。3082022年为100万美元，682021年将达到100万。
在2023年期间，我们收到了66百万美元现金，并实现了美元的税收优惠12百万美元，来自期权的行使。截至2023年12月31日，所有未偿还的股票期权全部归属，没有剩余的补偿成本需要记录。
股票单位计划-根据综合计划的规定每年授予的限制性股票单位(RSU)以及授予的一般和执行RSU方案一在赠与日三周年时分期付款。根据综合计划为可变长期激励保留计划授予的RSU按比例授予三等额的年度分期付款，从赠与之日起一周年开始。限制性股票单位也被特别授予，以吸引或留住关键人员，这些限制性股票单位授予的条款和条件因奖励而异。
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股票结算
在归属时，这些限制性股票单位以每单位发行一股康菲石油普通股的方式进行结算。授予一般和高管RSU计划下符合退休条件的员工的单位六个月从授予之日起，这些单位不会通过发行普通股结算，直到从公司分离的较早时间或定期安排的归属期间结束。在以股票形式发行之前，RSU的大多数接受者都会收到等值股息或计入留存收益的应计再投资股息等值的现金支付。该等股份单位的公平市价于授出日被视为等于康菲石油于授出日的平均股价。未获授股息等值的RSU于授出日的公平市价被视为等于授出日康菲石油股票的平均价格减去将不会收取的估计股息的净现值。
以下是我们截至2023年12月31日的年度股票结算股票RSU活动摘要：
股票单位加权平均
授予日期公允价值		数百万美元
总公允价值
截至2022年12月31日未偿还债务
7,578,193 $61.20 
授与2,178,117 110.91 
被没收(144,021)88.54 
已发布(2,518,599)58.77 $284 
截至2023年12月31日未偿还债务
7,093,690 $76.78 
在2023年12月31日未归属
4,791,110 $78.20 
截至2023年12月31日，来自未归属股票结算的RSU的剩余未确认补偿成本为$166百万美元，将在加权平均期内确认1.70年，最长的时期是2.58好几年了。2022年至2021年期间授予的股票结算RSU的加权平均授予日期公允价值为#美元90.57及$46.56，分别为。2022年至2021年发行的股票结算RSU的总公允价值为#美元。193百万美元和美元144分别为100万美元。
现金结算
2018年和2019年授予的现金结算高管RSU取代了股票期权计划。这些可选择延期的RSU已于结算日以现金结算，相当于每单位康菲石油普通股的公平市价，并在资产负债表上分类为负债。授予符合退休资格的员工的高管RSU背心六个月然而，这些单位直到与公司分离较早或定期安排的归属期间结束时才结清。补偿开支最初采用康菲石油普通股的平均公平市价计量，其后根据康菲石油股价截至其后各报告期结束时至结算日期的变动而作出调整。接受者收到应计再投资股息等值，记入补偿费用。应计再投资股息在结算时支付，但须受奖励条款和条件的限制。从2020年授予的高管RSU开始，奖励将以库存形式结算。
截至2023年12月31日止年度，概无现金结算股票单位活动，亦无未归属现金结算单位的未确认补偿成本入账。于2022年及2021年发行的以现金结算的行政受限制股份单位的公平值总额为$21百万美元和美元20分别为100万美元。
业绩分享计划- 根据综合计划，我们每年还向高级管理层授予受限绩效股份单位（PSU）。这些PSU被授权 三年在其有效授予日期（绩效期间）之前。补偿费用最初使用康菲石油普通股的平均公平市场价值进行计量，随后根据康菲石油股价在每个后续报告期末、股票结算奖励的授予日和现金结算奖励的结算日的变化进行调整。
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股票结算
股票结算的PSU通过每单位发行一股康菲石油公司普通股进行结算。对于2009年之前开始的绩效期间，PSU在员工年满55岁符合退休资格之前不会归属， 五年在雇员离开公司之前，限制不会失效。对于2009年至2012年开始的绩效期间的奖励，PSU在员工年满55岁并符合退休条件的日期（以较早者为准）之前不会归属， 五年或经在 五年（二）公司章程规定的其他事项，应当在公司章程规定的期限内作出。 五年在补助金发放日期之后（尽管领取人可以选择将限制的失效推迟到离职时）。我们就该等奖励确认自授出日期起至计划归属日期止的补偿开支。因为这些奖项是授权的 三年于授权日生效前，如有资格于授权日或之后不久退休的雇员，我们确认自授权日起至授权日止期间的补偿开支。在以股票形式发行之前，2013年前发行的以股票结算的PSU的接受者将获得现金支付股息等值，该股息等值计入留存收益。从2013年开始，授权用于未来授予的股票结算PSU将在没有员工选择的情况下授予延期，在完成三年制演出期。我们确认自授权之日起至履约期结束之日止期间的薪酬支出。在以股票形式发行之前，这些PSU的接受者将获得应计再投资股息等值，并计入补偿费用。

以下是我们截至2023年12月31日的年度股票结算绩效股票计划活动摘要：
加权平均
授予日期公允价值		数百万美元
股票单位总公允价值
截至2022年12月31日未偿还债务
1,231,615 $50.68 
授与3,797 112.50 
被没收(72)55.13 
已发布(272,522)51.15 $29 
截至2023年12月31日未偿还债务
962,818 $50.79 
在2023年12月31日，有不是剩余的未确认补偿成本将计入未归属的股票结算业绩股。2022年批出的以股票结算的认购单位的加权平均批出日期公允价值为$91.58；然而，在2021年期间，没有批准以库存结算的方案股。2022年至2021年发行的股票结算PSU的总公允价值为#美元21百万美元和美元18分别为100万美元。
现金结算
与我们于二零一二年分拆下游业务相关及紧随其后，我们已授权授出新的以现金结算的购股权单位，惟须遵守缩短的表现期。一旦授予，这些PSU归属，没有员工选举推迟，在较早的 五年在奖励的授予日期或雇员有资格退休的日期之后。就于授出日期或授出日期后不久合资格退休的雇员而言，我们于授权日期开始至授出日期结束的期间内确认补偿开支。否则，我们确认自授出日期起至计划归属日期止的补偿开支。这些PSU以现金结算，相当于结算日每单位康菲石油普通股的公平市场价值，因此在资产负债表中被归类为负债。在结算之前，PSU的接收者将收到相当于股息的现金支付，并计入补偿费用。
自2013年起，获授权用作未来授出的现金结算的购股权单位将于 三年制业绩期间。我们确认自授权日起至绩效期结束时止期间的补偿费用。这些PSU将以现金结算，相当于结算日每单位康菲石油普通股的公平市场价值，并在资产负债表中分类为负债。对于2018年之前开始的绩效期间，在绩效期间，PSU的接收者不会收到股息等值的现金支付，但在绩效期间结束后，直到现金结算发生，PSU的接收者收到股息等值的现金支付，并计入补偿费用。对于2018年或以后开始的业绩期间，PSU的接收者将获得应计再投资股息等值，并计入补偿费用。应计再投资股息于结算时支付，惟须受奖励之条款及条件所规限。
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目录表
以下概述我们于截至2023年12月31日止年度的现金结算绩效股份计划活动：
加权平均
授予日期公允价值		数百万美元
股票单位总公允价值
截至2022年12月31日未偿还债务
109,823 $117.11 
授与1,044,251 112.50 
已解决(1,053,204)104.94 $111 
截至2023年12月31日未偿还债务
100,870 $116.68 
截至2023年12月31日，所有未结清的现金结算业绩奖励全部归属，并有不是待记录的剩余补偿成本。2022年至2021年期间以现金结算的私营机构的加权平均批出日期公允价值为#美元91.58及$46.65，分别为。2022年至2021年期间以现金结算的绩效股票奖励的公允价值总额为$88百万美元和美元52分别为100万美元。
从绩效分享计划开始到2013年，批准的PSU奖励在绩效期限结束后授予。从2014年2月开始，在接近新的业绩期间开始时发放初始目标PSU奖励金。这些最初的目标PSU奖励将在业绩期间结束时终止，并将在业绩期间结束后结算。同样是在2014年，为前几年开始的公开业绩期间颁发了初步的目标绩效单位奖。从2012年开始的公开业绩期间，最初的目标PSU奖励在年终终止三年制在绩效期限内，并被核准的PSU奖励所取代。从2013年开始的公开业绩期间，最初的目标PSU奖励在年终终止三年制并在履约期结束后结清。这对补偿费用的确认没有影响。
其他-除了上述积极的计划外，我们还有限制性股票和限制性股票单位的流通股，这些股票要么是作为我们针对公司现任和前任董事会成员的非员工董事薪酬计划的一部分发行的，要么是作为因收购而终止或收购的高管薪酬计划的一部分而发行的。一般而言，受限制股份或单位的接受者会获得股息或股息等值。
以下汇总了截至2023年12月31日的年度内这些限售股份和单位的合计活动：
加权平均
授予日期公允价值		数百万美元
股票单位总公允价值
截至2022年12月31日未偿还债务
1,239,759 $49.78 
授与54,141 115.88 
取消(6,904)45.90 
已发布(392,728)47.64 $46 
截至2023年12月31日未偿还债务
894,268 $54.76 
在2023年12月31日未归属
149,270 $45.90 
截至2023年12月31日，未归属限制性股票的剩余补偿成本可以忽略不计，这将在加权平均期间确认。0.01好几年了。2022年和2021年期间授予的加权平均授权日公允价值为#美元。96.20及$46.43，分别为。2022年至2021年期间颁发的奖励的公允价值总额为#美元。40百万美元和美元8分别为100万美元。
康菲石油将于2023年10胜10负
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合并财务报表附注
目录表
附注17-所得税
所得税拨备(福利)的组成部分包括：
数百万美元
202320222021
所得税
联邦制
当前$1,054 1,263 32 
延期825 1,629 1,161 
外国
当前2,931 5,813 3,128 
延期254 387 66 
州和地方
当前202 386 127 
延期65 70 119 
总税额拨备(优惠)$5,331 9,548 4,633 
递延所得税反映了用于财务报告目的的资产和负债的账面金额与用于税务目的的金额之间的临时差异的净税收影响。截至12月31日的递延税项负债和资产的主要组成部分为：
数百万美元
20232022
递延税项负债
PP&E与无形资产$11,992 11,100 
库存46 48 
其他216 190 
递延税项负债总额12,254 11,338 
递延税项资产
福利计划应计项目413 450 
资产报废债务和应计环境成本2,608 2,333 
对合资企业的投资2,133 1,917 
其他财务应计和递延448 736 
亏损和贷记结转5,629 6,354 
其他121 112 
递延税项资产总额11,352 11,902 
减去：估值免税额(7,656)(8,049)
扣除估值免税额后的递延税项资产总额3,696 3,853 
递延税项净负债$8,558 7,485 
截至2023年12月31日，非流动资产和负债包括递延税款#美元。255百万美元和美元8,813分别为100万美元。截至2022年12月31日，非流动资产和负债包括递延税款#美元。241百万美元和美元7,726分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
于2023年12月31日，亏损及抵免递延税项资产主要与美国外国税项抵免结转#美元有关。4.7十亿美元，各个司法管辖区的净营业亏损和信贷结转为$0.9十亿美元。如果不利用，美国的外国税收抵免和净营业亏损将于2024年开始到期。
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目录表
下表显示了2023年、2022年和2021年的期初和期末递延税资产估值准备的对账情况：
数百万美元
202320222021
1月1日的余额$8,049 8,342 9,965 
计入费用（福利）(2)5 (45)
其他*(391)(298)(1,578)
12月31日的余额
$7,656 8,049 8,342 
* 表示由于原始递延所得税资产而产生的变化，这些变化对我们的实际税率、收购/处置/修订以及换算外国财务报表的影响没有影响。

已设立估值备抵，以将递延税项资产减少至较有可能变现的金额。于2023年12月31日，我们已就几乎所有美国外国税收抵免结转、我们APLNG投资的基础差异以及各司法管辖区的某些净经营亏损结转维持估值备抵。于二零二二年，计入盈利的估值拨备变动主要与二零二二年挪威石油税制变动的影响有关，部分被出售我们的CVE普通股的美国税务影响所抵销。其他变动主要与到期税项的估值备抵有关。根据我们的历史应纳税收入、对未来的预期以及可用的税务规划策略，管理层预计，扣除估值准备金后的递延税项资产将主要实现为抵消递延税项负债。

2022年第二季度，挪威对石油税制进行了调整。根据该条例，58 第二季录得2，000，000港元，以反映我们根据新法例变现若干递延税项资产的能力有所改变。

2021年，计入收益的估值准备金变动主要与我们预计不会实现的CVE普通股的公允价值计量以及与我们计划处置印度尼西亚资产相关的某些美国税收属性的预期实现有关。这部分被我们预计不会实现的与APLNG减值相关的澳大利亚税收优惠所抵消。其他变动主要与到期税项的估值备抵有关。了解更多关于我们在印度尼西亚的部署 见附注3.
于2023年12月31日，被视为永久再投资于若干外国附属公司及外国企业合资企业的未汇出收入合共约$4,975万由于我们不打算采取任何需要支付所得税的行动，因此没有就这一数额提供递延所得税。如果进行分配，则应就该收入支付的额外税款（主要是当地预扣税）的估计金额约为美元。249百万美元。
下表列示二零二三年、二零二二年及二零二一年期初及期末未确认税项利益的对账：
数百万美元
202320222021
1月1日的余额$710 1,345 1,206 
根据与本年度相关的纳税状况计算的增加额5 6 15 
增加前几年的纳税状况1 6 177 
前几年的减税情况(9)(62)(5)
聚落(96)(510)— 
法规失效(224)(75)(48)
12月31日的余额
$387 710 1,345 
2023年、2022年和2021年未确认税收优惠余额包括#美元378百万，$701百万美元和美元1,261如果得到确认，这将影响我们的实际税率。

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目录表
由于我们某些外国子公司的诉讼时效失效，2023年未确认税收优惠的余额减少了美元。2242000万美元，以及我们2018年加拿大国内审计的结束，导致减少了$92百万美元。

由于2017年对我们的联邦所得税申报单的审计结束，2022年未确认税收优惠的余额减少。因此，我们确认了联邦和州的税收优惠总额为515与收回以前由全额准备金抵销的外部税基有关的100万欧元。2021年未确认税收优惠的余额增加，主要是由于通过收购Concho获得的美国税收抵免。见附注3和 注意事项 11.
截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，利息和罚款的应计负债总额为#美元。451000万，$35百万美元和美元47分别为扣除应计所得税后的净额。利息和罚款导致收入减少到#美元。102023年为3.8亿美元，增加了3.8亿美元122022年为100万美元，收入减少至1美元12021年将达到100万。
我们在美国联邦司法管辖区以及许多外国和州司法管辖区提交纳税申报单。主要司法管辖区的审计工作一般如下：加拿大(2016年)、挪威(2022年)和美国(2019年)。在我们在世界各地开展业务的许多司法管辖区，审计年度的争议问题和随后几年的审计正在进行中，并处于不同的完成阶段。因此，预计未确认税收优惠的余额将在不同时期之间波动。在接下来的12个月内，我们可能会有审计期间结束，这可能会对我们的未确认税收优惠总额产生重大影响。与我们未确认的税收优惠总额相比，这些变化可能会很大，但变化的金额是不可估量的。
所得税前的美国和外国收入(损失)金额，加上按联邦法定税率计算的税收与所得税拨备的对账，为：
数百万美元税前收益(亏损)的百分比
202320222021202320222021
所得税前收入(亏损)
美国$9,472 16,739 8,024 58.2 %59.3 63.1 
外国6,816 11,489 4,688 41.8 40.7 36.9 
$16,288 28,228 12,712 100.0 %100.0 100.0 
联邦法定所得税$3,421 5,928 2,670 21.0 %21.0 21.0 
非美国有效税率2,063 3,866 1,915 12.7 13.7 15.1 
收回外部基础(4)(30)(55)— (0.1)(0.4)
调整储税额(317)(551)(11)(1.9)(2.0)(0.1)
调整估值免税额(2)5 (45)— — (0.4)
州所得税214 405 194 1.3 1.4 1.5 
提高采油信贷— (37)(99)— (0.1)(0.8)
其他(44)(38)64 (0.3)(0.1)0.5 
总计$5,331 9,548 4,633 32.7 %33.8 36.4 

我们2023年的实际税率是由我们对该利润组合的司法管辖区税率所推动，并受到常规税收抵免的有利影响。对税项储备的调整主要与我们若干海外附属公司的时效失效及二零一八年加拿大国内审计结束有关。

我们2022年的实际税率是由该利润组合的司法管辖区税率以及常规税收抵免和估值拨备调整的净有利影响所推动。对税项储备的调整主要与我们2017年美国联邦纳税申报表的审计结束以及上述美国联邦和州税收优惠的确认有关。

我们2021年的实际税率是由该利润组合的司法管辖区税率以及常规税收抵免和估值拨备调整的净有利影响所推动。估值准备金调整主要与我们的CVE普通股的公允价值计量和处置有关，218由于我们预计将出售我们的印尼实体，因此我们有能力利用美国外国税收抵免和资本损失结转。29万这部分被我们与APLNG投资减值的税务影响有关的估值准备金增加所抵消，206我们预计不会获得税收优惠。
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合并财务报表附注
目录表
2022年8月16日，美国颁布了《2022年降低通货膨胀法》，其中包括对某些大公司的账面收入征收15%的最低税，对净股票回购征收1%的消费税，以及促进低碳能源的几项税收优惠。根据我们目前的分析，该等法律变动预期不会对我们的综合财务报表产生重大影响。
附注18-累计其他全面收益（亏损）
资产负债表权益部分的累计其他全面收益（亏损）包括：
数百万美元
已定义
福利计划		未实现净额
持有收益/（损失）
论证券		外国
货币
翻译		套期保值活动未实现收益/(亏损)累计
其他
全面
收入/(亏损)
2020年12月31日$(425)2 (4,795)— (5,218)
其他全面收益(亏损)394 (2)(124)— 268 
2021年12月31日(31)— (4,919)— (4,950)
其他全面收益(亏损)(417)(11)(622)— (1,050)
2022年12月31日(448)(11)(5,541)— (6,000)
其他全面收益(亏损)55 13 197 62 327 
2023年12月31日$(393)2 (5,344)62 (5,673)
下表汇总了在截至12月31日的年度内从累计其他全面收益(亏损)中重新分类的情况：
数百万美元
20232022
固定福利计划*$33 26 
*包括在净定期福利成本的计算中，并在扣除税收支出后列报：$11 7 
见附注16。
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合并财务报表附注
目录表
附注19-现金流量信息
数百万美元
202320222021
非现金投融资活动
与资产报废债务增加(减少)相关的PP&E增加(减少)$727 825 442 
收购或有代价的公允价值320 
现金支付
利息$701 873 924 
所得税5,406 7,368 856 
投资净销售额(买入额)
购买的短期投资$(1,463)(5,046)(5,554)
卖出的短期投资3,574 3,102 8,810 
购买的投资和长期应收账款(867)(775)(279)
出售的投资和长期应收账款129 90 114 
$1,373 (2,629)3,091 
2022年，随着该公司重返美国纳税岗位，以及在挪威的税收增加，以及在利比亚的纳税时间安排，所得税支出增加。

有关我们综合资产负债表的现金和非现金变动的其他信息，请参阅附注3和附注13有关收购Surmont的信息，请参阅注3和注12用于收购Concho。

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合并财务报表附注
目录表
附注20-其他财务资料
数百万美元
202320222021
利息和债务支出
已招致
债务$824 791 887 
其他109 72 59 
933 863 946 
大写(153)(58)(62)
已支出$780 805 884 
其他收入
利息收入$412 195 33 
Cenovus Energy投资收益（亏损）*— 251 1,040 
其他，净额73 58 130 
$485 504 1,203 
* 见注5。
研究和开发支出-已支出
$81 71 62 
运费和搬运费$1,695 1,595 1,047 
外币交易（收益）损失-税后
阿拉斯加州$— — — 
下部48— — — 
加拿大11 (20)(1)
欧洲、中东和北非(39)(110)(11)
亚太地区12 30 2 
其他国际组织— (1)1 
公司和其他86 21 (7)
$70 (80)(16)
数百万美元
20232022
物业、厂房及设备
已证明的性质$134,394 119,609 
未证明的性质5,206 7,325 
其他4,805 4,562 
总财产、厂房和设备144,405 131,496 
减去：累计折旧、损耗和摊销(74,361)(66,630)
净财产、厂房和设备$70,044 64,866 
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目录表
附注21--关联方交易
我们的关联方主要包括权益法投资及若干为雇员利益而设的信托。对于为雇员利益而披露的信托， 见附注16.
与我们的股权关联公司进行的重大交易包括：
数百万美元
202320222021
营业收入和其他收入$90 88 88 
购买— 1 5 
业务费用和销售、一般和行政费用282 189 196 
净利息（收入）/损失 *— (1)(2)
* 我们向各关联公司支付利息或从其收取利息。 见附注4，浏览有关向联属公司提供贷款的其他资料。
附注22-销售及其他营业收入
与客户签订合同的收入
下表提供我们综合销售及其他经营收入的进一步分类：
数百万美元
202320222021
与客户签订合同的收入$48,522 61,049 34,590 
ASC主题606范围外的合同收入
符合衍生品定义的实物合约8,203 17,150 11,500 
金融衍生工具合约(584)295 (262)
合并销售和其他营业收入$56,141 78,494 45,828 
来自ASC主题606范围以外的合同的收入主要涉及以市场价格计算的实物天然气合同，这些合同符合ASC主题815“衍生品和套期保值”下的衍生品要求，我们没有选择NPN。在合同条款或确认来自这些合同的收入的政策方面，与ASC专题606的范围内的合同没有重大差异。以下收入分类是结合提供的附注24--分部披露及相关资料:
数百万美元
202320222021
来自ASC主题范围之外的合同的收入606
按细分市场
下部48$6,607 13,919 9,050 
加拿大1,248 2,717 1,457 
欧洲、中东和北非348 514 993 
符合衍生品定义的实物合约$8,203 17,150 11,500 
数百万美元
202320222021
来自ASC主题范围之外的合同的收入606
按产品分类
原油$143 495 757 
天然气6,622 15,368 10,034 
其他1,438 1,287 709 
符合衍生品定义的实物合约$8,203 17,150 11,500 
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合并财务报表附注
目录表
实用的权宜之计
通常，我们的商品销售合同的期限不到12个月；但在某些特定情况下，可能会延长，这可能会持续到油田寿命结束。我们有长期商品销售合同，这些合同使用交货时的现行市场价格，根据这些合同，每项履约义务(即交付商品)的基于市场的可变对价被分配给合同中每一项完全未履行的履约义务。因此，我们应用了ASC主题606中允许的实际权宜之计，不披露分配给履约义务的交易价格总额，也不披露我们预计在报告期结束时确认未满足(或部分未满足)的收入。
应收账款和合同负债
与客户签订的合同应收账款
截至2023年12月31日，我们综合资产负债表上的“应收账款和票据”项目包括应收贸易账款#美元。4,414百万美元，而不是美元5,241截至2022年12月31日，合同数量为100万份，包括与ASC主题606范围内的客户和ASC主题606范围外的客户的合同。我们通常在交货后30天或更短时间内(取决于发票的条款)收到付款。在ASC主题606范围之外的收入主要涉及我们不选择NPN的市场价格的实物天然气销售合同，因此被记为ASC主题815下的衍生品。与选择了NPN的贸易应收账款相比，根据未选择NPN的合同出售的天然气的客户性质或与之相关的贸易应收款的信用质量几乎没有区别。
与客户签订合同所产生的合同责任
我们已经达成了某些协议，根据这些协议，我们将我们的专有技术，包括优化的下跌液化天然气工艺技术，授权给客户，以最大限度地提高液化天然气工厂的效率。这些协议通常规定在液化天然气工厂建设阶段期间和之后支付里程碑式的付款。这些付款与我们在合同项下的履行义务没有直接关系，并被记录为递延收入，以便在客户能够从其使用适用的许可技术的权利中受益时确认。在截至2023年12月31日的年度内确认的收入为非物质的。我们预计将确认未偿合同债务#美元。26截至2023年12月31日，收入为2026年、2028年和2029年的收入。
附注23-每股收益
下表列出了截至2023年12月31日、2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度普通股股东可用净收益(亏损)以及基本每股收益和稀释后每股收益的计算。就下表所列净收入的每一期间而言，按两类法计算的摊薄每股收益的摊薄程度较高。

百万美元(每股除外)
截至十二月三十一日止的年度202320222021
基本每股收益
净收益(亏损)$10,957 18,680 8,079 
减去：股息和未分配收益
分配给参与证券35 60 19 
可供普通股股东使用的净收益(亏损)$10,922 18,620 8,060 
平均已发行普通股(百万股)1,203 1,274 1,324 
普通股每股净收益(亏损)$9.08 14.62 6.09 
稀释后每股收益
可供普通股股东使用的净收益(亏损)$10,922 18,620 8,060 
平均已发行普通股(百万股)1,203 1,274 1,324 
补充：期权和未授权期权的摊薄影响
非参与RSU/PSU3 4 4 
平均稀释后流通股(百万股)1,206 1,278 1,328 
普通股每股净收益(亏损)$9.06 14.57 6.07 
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合并财务报表附注
目录表
附注24--分部披露及相关资料
我们在全球范围内勘探、生产、运输和销售原油、沥青、天然气、液化天然气和天然气。我们通过以下方式管理我们的运营六运营部门，主要按地理区域定义：阿拉斯加、下48区、加拿大、欧洲、中东和北非、亚太地区和其他国际地区。
公司和其他指与经营部门没有直接关联的收入和成本，例如大部分利息支出、提前偿还债务的溢价、公司管理费用和某些技术活动，包括许可收入。公司资产包括所有现金和现金等价物以及短期投资。
我们根据净收益(亏损)来评估业绩和分配资源。分部会计政策与注1。部门间销售的价格与市场接近。
按经营部门划分的结果分析
数百万美元
202320222021
销售和其他营业收入
阿拉斯加州7,098 7,905 5,480 
下部4838,244 52,921 29,306 
部门间抵销(7)(18)(12)
下部4838,237 52,903 29,294 
加拿大4,873 6,159 4,077 
部门间抵销(1,867)(2,445)(1,583)
加拿大3,006 3,714 2,494 
欧洲、中东和北非5,854 11,271 5,902 
部门间抵销— (1)— 
欧洲、中东和北非5,854 11,270 5,902 
亚太地区1,913 2,606 2,579 
其他国际组织— — 4 
公司和其他33 96 75 
合并销售和其他营业收入$56,141 78,494 45,828 
2023年，我们的低48细分市场对某管道公司的销售额约为5.81000亿美元或大约10占我们总合并销售额和其他营业收入的百分比。
数百万美元
202320222021
折旧、损耗、摊销和减值
阿拉斯加州$1,061 941 1,002 
下部485,729 4,854 4,067 
加拿大425 400 392 
欧洲、中东和北非587 735 862 
亚太地区455 518 1,483 
其他国际组织— — — 
公司和其他27 44 76 
合并折旧、损耗、摊销和减值$8,284 7,492 7,882 
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合并财务报表附注
目录表
数百万美元
202320222021
关联公司收益中的权益
阿拉斯加州$1 4 5 
下部48(9)(14)(18)
加拿大— — — 
欧洲、中东和北非580 780 502 
亚太地区1,151 1,310 343 
其他国际组织— 1 — 
公司和其他(3)— — 
附属公司收益中的合并权益$1,720 2,081 832 
所得税拨备(福利)
阿拉斯加州$642 885 402 
下部481,763 3,088 1,390 
加拿大26 206 150 
欧洲、中东和北非3,065 5,445 2,543 
亚太地区42 480 483 
其他国际组织— 53 (53)
公司和其他(207)(609)(282)
综合所得税拨备(福利)$5,331 9,548 4,633 
净收益(亏损)
阿拉斯加州$1,778 2,352 1,386 
下部486,461 11,015 4,932 
加拿大402 714 458 
欧洲、中东和北非1,189 2,244 1,167 
亚太地区1,961 2,736 453 
其他国际组织(13)(51)(107)
公司和其他(821)(330)(210)
合并净收益(亏损)$10,957 18,680 8,079 
对关联公司的投资和垫款
阿拉斯加州$32 55 58 
下部48118 235 242 
加拿大— — — 
欧洲、中东和北非1,191 1,049 797 
亚太地区5,419 6,154 5,603 
其他国际组织— — 1 
公司和其他1,145 — — 
对附属公司的合并投资和垫款$7,905 7,493 6,701 
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合并财务报表附注
目录表
数百万美元
202320222021
总资产
阿拉斯加州$16,174 15,126 14,812 
下部4842,415 42,950 41,699 
加拿大10,277 6,971 7,439 
欧洲、中东和北非8,396 8,263 9,125 
亚太地区8,903 9,511 9,840 
其他国际组织— — 1 
公司和其他9,759 11,008 7,745 
合并总资产$95,924 93,829 90,661 
资本支出和投资
阿拉斯加州$1,705 1,091 982 
下部486,487 5,630 3,129 
加拿大456 530 203 
欧洲、中东和北非1,111 998 534 
亚太地区354 1,880 390 
其他国际组织— — 33 
公司和其他1,135 30 53 
综合资本支出和投资$11,248 10,159 5,324 
利息收支
利息收入
阿拉斯加州$— — — 
下部48— — — 
加拿大— — — 
欧洲、中东和北非1 1 2 
亚太地区8 9 9 
其他国际组织— — — 
公司和其他403 185 22 
利息和债务支出
公司和其他$780 805 884 
按产品划分的销售额和其他营业收入
原油$37,833 41,492 23,648 
天然气10,725 26,941 16,904 
天然气液体2,609 3,650 1,668 
其他*4,974 6,411 3,608 
按产品分列的合并销售额和其他营业收入$56,141 78,494 45,828 
*包括沥青和电力。
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合并财务报表附注
目录表
地理信息
数百万美元
销售和其他营业收入(1)
长寿资产(2)
202320222021202320222021
美国$45,101 60,899 34,847 53,955 51,200 50,580 
澳大利亚— — — 5,426 6,158 5,579 
加拿大3,006 3,714 2,494 9,666 6,269 6,608 
中国952 1,135 724 1,635 1,538 1,476 
印度尼西亚(3)
— 159 879 — — 28 
利比亚1,730 1,582 1,102 703 714 659 
马来西亚961 1,312 975 939 1,107 1,252 
挪威2,408 3,415 2,563 4,489 4,369 4,681 
英国1,978 6,273 2,236 2 1 1 
其他国家5 5 8 1,134 1,003 748 
全球统一$56,141 78,494 45,828 77,949 72,359 71,612 
(1)销售和其他营业收入可归因于基于销售业务地点的国家/地区。
(2)定义为PP&E净额加上股权投资和对关联公司的垫款。
(3)2022年剥离的资产。见附注3.
附注25-新会计准则
2023年11月，FASB发布了美国会计准则委员会第2023-07号“可报告分部披露的改进”，根据主题280“分部报告”对当前分部披露要求进行了改进。修正案不会改变我们确定运营部门的方式。在采用时，披露改进将追溯到以前列报的期间。ASU在2023年12月15日之后的财年和2024年12月15日之后的财年内的过渡期内有效，并允许提前采用。我们目前正在评估采用这种ASU的影响。

2023年12月，FASB发布了美国会计准则委员会第2023-09号“所得税披露的改进”，加强了第740主题“所得税”中的披露要求。这些改进将仅影响我们的财务报表披露，并将在允许追溯应用的情况下前瞻性应用。ASU在2024年12月15日之后的年度期间有效，并允许提前采用。我们目前正在评估采用这种ASU的影响。
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补充数据
目录表

石油和天然气业务(未经审计)
根据财务会计准则委员会第932号专题“采掘活动-石油和天然气”以及“美国证券交易委员会”的规定，我们对我们的油气勘探和生产业务做出某些补充披露。
这些披露包括关于我们合并的石油和天然气活动的信息，以及我们在我们的运营部门的股权关联公司的石油和天然气活动中所占的比例。因此，在石油和天然气业务中作为股权关联公司报告的金额可能与本报告其他地方报告的个别分部披露中显示的金额不同。我们按地理区域披露的地区包括美国、加拿大、欧洲、亚太地区/中东(包括股权关联公司)和非洲。
根据现行权威准则的要求，一项资产因经济原因将被永久关闭的估计未来日期是根据历史上12个月第一个月的平均价格和当前成本计算的。这一估计的停产日期会影响估计储量的数量。因此，随着价格和成本水平每年都在变化，已探明储量的估计也会发生变化。一般来说，我们的探明储量随着价格的下降而减少，随着价格的上涨而增加。
我们的已探明储量包括与PSC相关的估计数量，这些数量按“经济利息法”以及可变特许权使用费制度报告，并受大宗商品价格、可回收运营费用和资本成本波动的影响。如果成本保持稳定，可归因于成本回收的储备量将与商品价格的变化相反。例如，如果价格上涨，那么我们的可用储量将会下降。截至2023年12月31日，我们总探明储量的约3%在我们亚太地区/中东地理报告区的PSC之下，我们总探明储量的7%在我们加拿大地理报告区的可变特许权使用费制度下。
储量治理
已探明储量的记录和报告受美国证券交易委员会和财务会计准则委员会规定的标准管辖。已探明储量是指在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出经济上可行的石油和天然气储量--从给定日期起，从已知油气藏，以及在现有的经济条件、运营方法和政府法规下--除非有证据表明续签是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者操作员必须合理地确定它将在合理的时间内开始该项目。
已探明储量进一步分为已开发储量和未开发储量。已探明已开发储量指已探明储量，可透过现有设备和作业方法的现有油井，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小的已探明储量，以及通过已安装的开采设备和在储量估计时运行的基础设施(如开采方式不涉及油井)进行开采。已探明的未开发储量是指已探明的储量，预计将从未钻井面积上的新油井或需要较大支出才能重新完井的现有油井中回收。未钻探面积的储量仅限于直接抵消在钻探时合理确定产量的开发间隔区，除非可靠技术提供的证据证明在更远的距离上经济生产具有合理确定性。根据美国证券交易委员会的规定，可靠的技术在现场得到证明，能够提供合理确定的结果，在被评估的地层或类似的地层中具有一致性和重复性，即可用于储量估计。用于评估我们已探明储量的技术和数据包括但不限于基于动态的方法、基于体积的方法、地质图、地震解释、测井、试井数据、岩心数据、类比和统计分析。
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补充数据
目录表
我们有一个全公司范围的、全面的、符合美国证券交易委员会的内部政策，管理已探明储量的确定和报告。地球科学家和油藏工程师在我们世界各地的业务部门实施了这一政策。作为我们内部控制流程的一部分，每个业务部门的储量流程和控制每年都由一个内部团队进行审查，该团队由公司的储量合规和报告经理领导。该团队由内部油藏工程师、地球科学家、财务人员和来自第三方石油工程咨询公司DeGolyer and MacNaughton(D&M)的一名高级代表组成，通过现场访问、电话会议和文件审查，审查业务部门遵守美国证券交易委员会指导方针和公司政策的储备。除了提供独立审查外，这个内部小组还确保使用一致和适当的标准和程序计算准备金。该团队独立于业务部门部门管理，负责向高级管理层报告其调查结果。该小组负责传达我们的储备政策和程序，并可在全年就重大项目或技术问题进行内部同行审查和咨询。我们所有已探明的储量由合并公司持有，我们在股权关联公司中的份额都是由康菲石油估计的。
2023年，我们用于评估截至2023年12月31日90%以上的探明储量的流程和控制措施，经过了D&M的审查。他们审查的目的是评估用于确定已探明储量估计数的内部流程和控制措施的充分性和有效性是否符合美国证券交易委员会的规定。在这样的回顾中，康菲石油的技术人员向D&M介绍了储量数据的概述，以及估算储量时使用的方法和假设。提供的数据包括相关的地震信息、地质图、测井、生产测试、物质平衡计算、油藏模拟模型、油井动态数据、作业程序和相关的经济标准。管理层保留D&M以审查其过程和控制的意图是为这些过程和控制提供客观的第三方输入。D&M的意见是，康菲石油在估计其截至2023年12月31日的已探明储量时采用的一般流程和控制措施符合美国证券交易委员会的储量定义。D&M的报告作为本年度报告的附件99以Form 10-K的形式包含在内。
主要负责监督用于编制公司储量估计的流程和内部控制的技术人员是储量合规和报告经理。此人拥有石油工程硕士学位。他是石油工程师协会的成员，拥有30多年的石油和天然气行业经验，在美国和几个国际油田地点担任过越来越多的油藏工程、地下和资产管理方面的职位。
工程上对已探明储量的估计从本质上讲是不准确的。请参阅《管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析》的“关键会计估计”一节，以进一步讨论围绕这些估计的敏感性。
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补充数据
目录表
已探明储量
截止的年数
12月31日		原油
数百万桶石油
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲总计
整合运营		权益
附属公司*		总计
发达与不发达
2020年底879 693 1,572 6 174 108 191 2,051 68 2,119 
修订版本209 (52)157 2 14 37 6 216 — 216 
提高了恢复能力1 — 1 — — — — 1 — 1 
购买— 691 691 — — — — 691 — 691 
扩展和发现10 289 299 5 2 1 — 307 — 307 
生产(64)(160)(224)(3)(29)(24)(13)(293)(5)(298)
销售额— (9)(9)— — — — (9)— (9)
2021年底1,035 1,452 2,487 10 161 122 184 2,964 63 3,027 
修订版本(31)24 (7)— 31 19 (3)40 — 40 
提高了恢复能力— — — — — 3 — 3 — 3 
购买— 6 6 — — — 42 48 — 48 
扩展和发现15 250 265 — 8 — — 273 35 308 
生产(64)(193)(257)(2)(25)(22)(13)(319)(5)(324)
销售额— (31)(31)— — (3)— (34)— (34)
2022年底955 1,508 2,463 8 175 119 210 2,975 93 3,068 
修订版本(57)126 69 1 (1)8 10 87 1 88 
提高了恢复能力— — — — — — — — — — 
购买— 2 2 — — — — 2 — 2 
扩展和发现219 54 273 15 3 19 — 310 — 310 
生产(64)(202)(266)(3)(23)(22)(17)(331)(5)(336)
销售额— (11)(11)— — — — (11)— (11)
2023年底1,053 1,477 2,530 21 154 124 203 3,032 89 3,121 
截止的年数
12月31日		原油
数百万桶石油
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲总计
整合运营		权益
附属公司*		总计
开发
2020年底765 263 1,028 6 129 77 175 1,415 68 1,483 
2021年底912 916 1,828 4 122 98 171 2,223 63 2,286 
2022年底867 828 1,695 5 124 102 191 2,117 58 2,175 
2023年底790 793 1,583 7 109 91 181 1,971 54 2,025 
未开发
2020年底114 430 544 — 45 31 16 636 — 636 
2021年底123 536 659 6 39 24 13 741 — 741 
2022年底88 680 768 3 51 17 19 858 35 893 
2023年底263 684 947 14 45 33 22 1,061 35 1,096 
*所有股票关联储备都位于我们的亚太地区/中东地区。

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补充数据
目录表
截至2023年12月31日的三年中，已探明原油储量的显著变化包括：
•修订版本: 2023年，较低48的向上修正是由于开发钻探1.61亿桶和非常规业务中的技术修正3100万桶，但因价格下降而向下修正5200万桶和开发计划变化而向下修正1400万桶，部分抵消了上调的影响。非洲石油产量上调1000万桶，主要是利比亚的开发钻探。亚太地区/中东合并业务上调800万桶是由于技术修订所致。在阿拉斯加，未来的产量受到跨阿拉斯加管道系统最低流量限制的限制，更新的北坡总开发阶段显示，流量限制将比之前假设的更早达到，导致向下修正2500万桶。阿拉斯加的进一步下调包括1,400万桶的开发计划变化，1,300万桶的成本上升，以及由于价格下降而导致的700万桶，但被200万桶的技术修订部分抵消。
2022年，较低48桶的上调是由于8100万桶非常规区块的额外开发钻探和3300万桶的较高价格，但部分被7200万桶的运营成本增加和1800万桶的技术修订所抵消。欧洲的上调主要是由于油价上涨导致的2300万桶和800万桶的技术修正。我们在亚太地区/中东的综合业务上调了1900万桶，主要是由于技术修订。
2021年，阿拉斯加的上调主要是由价格上涨推动的。低48年度的下调是由于来自2.03亿桶非常规业务的特定油井位置的开发时机和3500万桶的技术修订，但因1.15亿桶的价格上涨和7100万桶非常规业务中的额外加密钻探而被向上修正部分抵消。欧洲的上调主要是由于价格上涨。在亚太地区/中东，增长是由于2100万桶的价格上涨和1600万桶的技术修正。
•购买：2022年，由于收购了利比亚Waha特许权的更多权益，原油储备购买主要在非洲。

2021年，较低的48%的购买量是由于对Concho和壳牌二叠纪的收购。
•扩展和发现：2023年，阿拉斯加的扩建和发现主要是由Willow和Nuna项目推动的。较低的48个延伸和发现主要在二叠纪盆地的非常规范围内。在加拿大和亚太地区/中东的延伸和发现主要是由蒙尼和渤海中国4B期项目推动的。
2022年，下48区的延伸和发现主要在二叠纪盆地的非常规范围内。我们股权附属公司的扩展和发现都在中东。
2021年，低48区的扩展和发现是由于计划进行开发，以增加非常规区块中的特定油井位置，这抵消了修订类别中开发计划时间安排造成的减少。
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补充数据
目录表
截止的年数
12月31日		天然气液体
数百万桶石油
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		整合运营总额股权关联公司*总计
发达与不发达
2020年底94 230 324 4 12 — 340 36 376 
修订版本(6)213 207 — 1 — 208 — 208 
提高了恢复能力— — — — — — — — — 
购买— 72 72 — — — 72 — 72 
扩展和发现— 82 82 2 — — 84 — 84 
生产(6)(50)(56)(1)(2)— (59)(3)(62)
销售额— (1)(1)— — — (1)— (1)
2021年底82 546 628 5 11 — 644 33 677 
修订版本1 208 209 1 3 — 213 — 213 
提高了恢复能力— — — — — — — — — 
购买— 3 3 — — — 3 — 3 
扩展和发现— 80 80 — 1 — 81 20 101 
生产(5)(81)(86)(1)(2)— (89)(3)(92)
销售额— (7)(7)— — — (7)— (7)
2022年底78 749 827 5 13 — 845 50 895 
修订版本(1)119 118 — 2 — 120 1 121 
提高了恢复能力— — — — — — — — — 
购买— 1 1 — — — 1 — 1 
扩展和发现— 20 20 6 — — 26 — 26 
生产(5)(90)(95)(1)(2)— (98)(3)(101)
销售额— (2)(2)— — — (2)— (2)
2023年底72 797 869 10 13 — 892 48 940 
截止的年数
12月31日		天然气液体
数百万桶石油
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		整合运营总额股权关联公司*总计
开发
2020年底94 83 177 4 9 — 190 36 226 
2021年底82 334 416 3 9 — 428 33 461 
2022年底78 409 487 3 10 — 500 31 531 
2023年底72 426 498 4 9 — 511 28 539 
未开发
2020年底— 147 147 — 3 — 150 — 150 
2021年底— 212 212 2 2 — 216 — 216 
2022年底— 340 340 2 3 — 345 19 364 
2023年底— 371 371 6 4 — 381 20 401 
*所有股票关联储备都位于我们的亚太地区/中东地区。
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康菲石油将于2023年10胜10负
补充数据
目录表
截至2023年12月31日的三年中，已探明NGL储量的显著变化包括：
•修订版本：2023年，较低48桶的向上修正是由于在8600万桶的非常规区块中进行了额外的开发钻探，以及7100万桶的技术修正。这部分被影响3400万桶的较低油价和400万桶的开发计划变化所抵消。
2022年，较低48的上调是由于在8800万桶的非常规区块中进行了额外的开发钻探，进行了7500万桶的技术修订，继续将收购的Concho Permian两流合同转换为三流(原油、天然气和天然气)合同，增加了7000万桶，以及更高的价格1300万桶。这部分被3800万桶的运营成本增加所抵消。
2021年，较低48的上调是由于收购的Concho Permian两流合同转换为三流(原油、天然气和NGL)合同，增加了1.82亿桶，4400万桶的非常规区块增加了加密钻探，2100万桶的技术修正和2800万桶的较高价格，部分被与6200万桶的非常规区块特定油井位置的开发时机相关的向下修正所抵消。
•购买：2021年，较低的48次购买是由于对壳牌二叠纪的收购。
•扩展和发现2023年，Lower 48的延伸和发现主要在二叠纪盆地的非常规区块内。加拿大的扩展和发现都在蒙尼。
于二零二二年，Lower 48的延伸及发现主要位于二叠纪盆地的非常规区块内。我们的股权附属公司的扩展和发现在中东。
于2021年，Lower 48的扩展及发现乃由于计划开发以从非常规区块增加特定井位，其足以抵销修订类别的减少。

康菲石油将于2023年10胜10负
140
补充数据
目录表
截止的年数
12月31日		天然气
数十亿立方英尺
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲整合运营总额股权关联公司*总计
发达与不发达
2020年底1,996 2,100 4,096 74 825 851 224 6,070 3,724 9,794 
修订版本715 41 756 15 54 60 — 885 247 1,132 
提高了恢复能力— — — — — — — — — — 
购买— 2,438 2,438 — — — — 2,438 — 2,438 
扩展和发现— 822 822 46 2 — — 870 116 986 
生产(86)(473)(559)(30)(113)(147)(7)(856)(390)(1,246)
销售额— (270)(270)— — — — (270)— (270)
2021年底2,625 4,658 7,283 105 768 764 217 9,137 3,697 12,834 
修订版本(35)361 326 8 108 (2)(14)426 898 1,324 
提高了恢复能力— — — — — — — — — — 
购买— 23 23 — — — 48 71 479 550 
扩展和发现— 505 505 4 103 — — 612 1,118 1,730 
生产(88)(543)(631)(23)(117)(51)(10)(832)(439)(1,271)
销售额— (262)(262)— — (385)— (647)— (647)
2022年底2,502 4,742 7,244 94 862 326 241 8,767 5,753 14,520 
修订版本(243)521 278 27 73 6 (57)327 (90)237 
提高了恢复能力— — — — — — — — — — 
购买— 4 4 — — — — 4 — 4 
扩展和发现— 121 121 144 1 4 — 270 58 328 
生产(84)(570)(654)(25)(113)(24)(12)(828)(446)(1,274)
销售额— (97)(97)— — — — (97)— (97)
2023年底2,175 4,721 6,896 240 823 312 172 8,443 5,275 13,718 
截止的年数
12月31日		天然气
数十亿立方英尺
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲整合运营总额股权关联公司*总计
开发
2020年底1,961 1,051 3,012 74 598 806 224 4,714 3,293 8,007 
2021年底2,579 3,100 5,679 52 679 688 217 7,315 3,204 10,519 
2022年底2,474 2,628 5,102 64 641 322 241 6,370 3,974 10,344 
2023年底2,156 2,525 4,681 92 591 305 172 5,841 3,558 9,399 
未开发
2020年底35 1,049 1,084 — 227 45 — 1,356 431 1,787 
2021年底46 1,558 1,604 53 89 76 — 1,822 493 2,315 
2022年底28 2,114 2,142 30 221 4 — 2,397 1,779 4,176 
2023年底19 2,196 2,215 148 232 7 — 2,602 1,717 4,319 
*所有股票关联储备都位于我们的亚太地区/中东地区。

储量表中的天然气产量可能与我们的统计披露中的天然气产量(交付销售)不同，主要是因为上述数量包括生产作业中消耗的天然气。在本报告所述期间，生产业务中消耗的数量并不多。在运营中消耗的净生产价值不反映在净收入和生产费用中，产量也不影响各自的单位指标。
储量包括截至2023年12月31日、2022年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日分别为2,263 BCF、2,416 BCF和2,748 BCF的运营中消耗的天然气。这些数量不包括在我们关于已探明石油和天然气储量的贴现未来净现金流量的标准化计量计算中。

天然气储量按每平方英寸14.65磅绝对温度和60华氏度计算。
141
康菲石油将于2023年10胜10负
补充数据
目录表
截至2023年12月31日的三年中，已探明天然气储量的显著变化包括：
•修订版本：2023年，较低48的上调是由于在502个BCF的非常规业务中进行了额外的开发钻探，技术修订为268个BCF，但部分被211个BCF的较低价格和38个BCF的发展计划向下修订所抵消。在欧洲，技术修订贡献了64个BCF，开发钻探贡献了14个BCF，但被5个BCF的较低价格部分抵消。在加拿大，上调是由37个BCF的技术修正推动的，但被10个BCF的较低价格部分抵消。在阿拉斯加，未来的产量受到跨阿拉斯加管道系统最低流量限制的限制，更新的总北坡开发阶段显示，流量限制将比之前假设的更早达到，导致121 BCF向下修正。阿拉斯加的进一步下调包括由于运营效率提高导致运营中消耗的天然气减少而导致的72 BCF、由于价格降低而导致的22 BCF、由于成本上升而导致的14 BCF以及由于技术修订而导致的14 BCF。由于基础设施限制和销售需求修正，非洲向下修正了57个BCF。在我们的股权联属公司，向下修正是由于288 BCF的价格较低，但被198 BCF的向上技术修正所抵消。
2022年，较低48的上调是由于在544个BCF的非常规业务中进行了额外的开发钻探，109个BCF的价格较高，以及41个BCF的技术修订。由于运营成本增加而减少233个BCF，收购的Concho Permian两流合同继续转换为三流(原油、天然气和天然气液体)，导致BCF减少100个，部分抵消了上述减少额。加拿大的上调是由26 bcf的较高价格推动的，但部分被18 bcf的技术修订所抵消。在欧洲，技术修正贡献了96bcf，价格上涨贡献了12bcf的向上修正。非洲向下修订的主要原因是技术修订。在我们亚太地区/中东的股权联属公司，上调的原因是423 bcf的价格上涨，331 bcf的地区液化天然气现货市场的动态变化和价格改善，以及204 bcf的技术修订，但因60 bcf的运营成本增加而向下修订部分抵消了上调的影响。
2021年，阿拉斯加的上调是由于587bcf的更高价格和128bcf的技术修订。于较低48年度，上调614 bcf是由于价格上涨、277 bcf非常规区块的额外加密钻探及60 bcf的技术修订，但因特定井位的开发时机从498 bcf的非常规区块向下修订，以及先前收购的二叠纪两流合约量转换为412 bcf的三流(原油、天然气及天然气液体)基础而被部分抵销。加拿大的上调是由于29 bcf的价格较高，但因14 bcf的技术修订而向下修订部分抵消了这一影响。在欧洲，上调的主要原因是价格上涨。我们亚太地区/中东综合业务的上调是由于技术修订为76 BCF，但部分被16 BCF的价格修订所抵消。在亚太区/中东地区的股权联属公司，上调是由于124bcf的价格较高，以及123bcf的技术和成本调整。
•购买：2022年，在非洲的购买是由于收购了利比亚Waha特许权的额外权益。在我们的股权联属公司中，购买是由于收购了亚太地区的额外联属公司权益。
2021年，较低的48%的购买量是由于对Concho和壳牌二叠纪的收购。
•扩展和发现：2023年，下48区的延伸和发现主要在二叠纪盆地的非常规地区。加拿大的扩建和发现都在蒙特尼。我们股权附属公司的扩展和发现都在澳大利亚。
2022年，下48区的延伸和发现主要在二叠纪盆地的非常规范围内。在欧洲，扩展和发现是由于额外的计划开发。我们股权附属公司的扩展和发现主要在中东。
2021年，低48区的扩展和发现是由于计划进行开发，以增加非常规区块中的特定油井位置，这抵消了修订类别中开发计划时间安排造成的减少。在加拿大的扩展和发现主要是由蒙特尼正在进行的钻探成功推动的。
•销售额：2023年，较低的48%销售额代表非核心资产的处置。
2022年，较低的48%销售额代表非核心资产的处置。我们在亚太地区/中东的综合业务的销售代表了我们印尼资产的处置。
2021年，较低的48%销售额代表非核心资产的处置。
康菲石油将于2023年10胜10负
142
补充数据
目录表
截止的年数
12月31日		沥青
数百万桶石油
加拿大总计*
发达与不发达
2020年底332 332 
修订版本(50)(50)
提高了恢复能力— — 
购买— — 
扩展和发现— — 
生产(25)(25)
销售额— — 
2021年底257 257 
修订版本(17)(17)
提高了恢复能力— — 
购买— — 
扩展和发现— — 
生产(24)(24)
销售额— — 
2022年底216 216 
修订版本15 15 
提高了恢复能力— — 
购买209 209 
扩展和发现— — 
生产(30)(30)
销售额— — 
2023年底410 410 
截止的年数
12月31日		沥青
数百万桶石油
加拿大总计*
开发
2020年底117 117 
2021年底150 150 
2022年底127 127 
2023年底293 293 
未开发
2020年底215 215 
2021年底107 107 
2022年底89 89 
2023年底117 117 
*与我们的股权附属公司没有关联的沥青储备。
截至2023年12月31日的三年中，已探明沥青储量的显著变化包括：
•修订版本：2023年，上调1500万桶主要是由于价格对可变特许权使用费的影响。
2022年，可变特许权使用费对价格的影响导致价格向下修正了3000万桶，但被向上修正所部分抵消，这主要是由于Surmont开发计划改变了特定垫片位置的开发时间。
2021年，向下修正6400万桶是由于碳税成本的变化，以及由于Surmont开发计划特定垫地开发时机的变化而导致的3900万桶，但被5300万桶的价格向上修正部分抵消。
•购买：2023年，在加拿大的收购是收购Surmont剩余50%的工作权益的结果。
•扩展和发现：2021年，加拿大的扩建和发现主要是由于计划进行开发，以增加Surmont开发计划中的特定焊盘位置，这抵消了修订版类别的减少。
143
康菲石油将于2023年10胜10负
补充数据
目录表
截止的年数
12月31日		总探明储量
百万桶油当量
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲整合运营总额股权关联公司*总计
发达与不发达
2020年底1,306 1,273 2,579 355 323 249 228 3,734 725 4,459 
修订版本322 168 490 (45)23 47 6 521 42 563 
提高了恢复能力1 — 1 — — — — 1 — 1 
购买— 1,169 1,169 — — — — 1,169 — 1,169 
扩展和发现10 508 518 15 3 1 — 537 19 556 
生产(84)(289)(373)(35)(50)(48)(14)(520)(73)(593)
销售额— (54)(54)— — — — (54)— (54)
2021年底1,555 2,775 4,330 290 299 249 220 5,388 713 6,101 
修订版本(35)292 257 (15)52 19 (5)308 149 457 
提高了恢复能力— — — — — 3 — 3 — 3 
购买— 13 13 — — — 50 63 80 143 
扩展和发现15 414 429 1 26 — — 456 241 697 
生产(85)(364)(449)(31)(46)(31)(15)(572)(81)(653)
销售额— (82)(82)— — (67)— (149)— (149)
2022年底1,450 3,048 4,498 245 331 173 250 5,497 1,102 6,599 
修订版本(98)332 234 20 12 9 1 276 (14)262 
提高了恢复能力— — — — — — — — — — 
购买— 4 4 209 — — — 213 — 213 
扩展和发现219 94 313 45 3 20 — 381 10 391 
生产(83)(387)(470)(38)(43)(26)(19)(596)(82)(678)
销售额— (29)(29)— — — — (29)— (29)
2023年底1,488 3,062 4,550 481 303 176 232 5,742 1,016 6,758 
截止的年数
12月31日		总探明储量
百万桶油当量
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲整合运营总额股权关联公司*总计
开发
2020年底1,186 521 1,707 140 238 211 212 2,508 653 3,161 
2021年底1,424 1,767 3,191 166 244 212 207 4,020 631 4,651 
2022年底1,357 1,676 3,033 147 240 155 231 3,806 751 4,557 
2023年底1,222 1,639 2,861 320 216 142 210 3,749 675 4,424 
未开发
2020年底120 752 872 215 85 38 16 1,226 72 1,298 
2021年底131 1,008 1,139 124 55 37 13 1,368 82 1,450 
2022年底93 1,372 1,465 98 91 18 19 1,691 351 2,042 
2023年底266 1,423 1,689 161 87 34 22 1,993 341 2,334 
*所有股票关联储备都位于我们的亚太地区/中东地区。

天然气储量按6：1的比例转换为桶油当量(BOE)：6 MCF天然气转换为1桶油当量(BOE)。
康菲石油将于2023年10胜10负
144
补充数据
目录表
已探明未开发储量
下表显示了2023年已探明未开发储量总额的变化：
已探明未开发储量
百万桶油当量
2022年底2,042 
修订版本354 
提高了恢复能力— 
购买60 
扩展和发现335 
销售额(10)
转移到已证实的开发阶段(447)
2023年底2,334 
354MMBOE的修订主要是由于较低的48个非常规业务的发展计划的进展，部分被23MMBOE抵消，原因是整个产品组合的产品价格变化。
扩展和发现主要是由于阿拉斯加增加了219个MMBOE，主要是由于Willow和Nuna项目，在低48个非常规项目中增加了44个MMBOE，在加拿大为Montney开发增加了39个MMBOE。其余的扩展和发现是由其他地理区域计划的持续开发推动的，其中包括来自亚太地区/中东股权关联公司的10MMBOE。
转移到已探明的已开发储量是由我们资产的持续发展推动的。大约75%的转会来自我们的Low 48非常规比赛的发展。其余的转移来自其他地理区域的发展。
截至2023年12月31日，我们的PUD占总探明储量的35%，而2022年12月31日为31%。截至2023年12月31日的一年中，与开发PUD相关的成本为79亿美元。我们每年产生的部分成本与发展项目有关，在这些项目中，PUD将在未来几年转换为已探明的已开发储量。
截至2023年底，大约86%的PUD在首次披露后五年内正在开发或计划开发，包括我们所有较低的48个PUD。2023年计划在五年后开发的PUD的增加主要在阿拉斯加，这是因为初步认识到与Willow项目相关的PUD，该开发目前正在进行中，由于其规模大且位置偏远，预计将于2029年投产。其余将在五年后开发的PUD位于目前正在生产的主要开发区，并位于我们的加拿大和亚太地区/中东地理区域内。
经营成果

该公司2023年、2022年和2021年石油和天然气活动的运营结果如下表所示。非石油和天然气业务，如管道和海洋业务，液化天然气业务，原油和天然气营销活动，以及我们拥有所有权利益的运输业务的利润要素，都被排除在外。关于操作表中选定行项目的其他信息如下所示：
•销售额包括主要归因于公司净营业权益和特许权使用费权益的对非关联实体的销售。销售额是扣除使用未合并的运输业务将我们生产的碳氢化合物运输到生产功能之外的最终交货点的费用后的净额。
•运输成本反映了使用合并后的运输业务将我们生产的碳氢化合物运输到最终交货点的费用。
•其他收入包括出售资产的损益、购买和销售碳氢化合物产生的某些数额以及其他杂项收入。
•生产成本包括用于生产石油液体和天然气的油井、相关设备和设施的运营和维护费用。
•所得税以外的税种包括生产税、财产税和其他非所得税。
•支助设备的折旧重新归类为适用。
•其他相关费用包括库存波动、外币交易损益和其他杂项费用。
145
康菲石油将于2023年10胜10负
补充数据
目录表
运营结果：
截至的年度
2023年12月31日		数百万美元
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲其他
区域		总计
整合运营
销售额$5,918 18,976 24,894 1,517 3,449 1,914 1,447 — 33,221 
转账5 — 5 — — — — — 5 
运输成本(611)— (611)— — — — — (611)
其他收入(4)142 138 (1)3 (1)181 3 323 
总收入5,308 19,118 24,426 1,516 3,452 1,913 1,628 3 32,938 
不含税的生产成本1,242 4,175 5,417 602 499 348 74 1 6,941 
所得税以外的其他税种442 1,347 1,789 26 35 115 3 — 1,968 
勘探费72 153 225 49 73 44 4 3 398 
折旧、损耗和摊销938 5,702 6,640 374 532 454 50 — 8,050 
减值— 7 7 6 — — — — 13 
其他相关费用71 42 113 60 (24)17 3 12 181 
吸积94 65 159 12 61 27 — — 259 
2,449 7,627 10,076 387 2,276 908 1,494 (13)15,128 
所得税拨备(福利)640 1,667 2,307 5 1,704 66 1,375 — 5,457 
行动的结果$1,809 5,960 7,769 382 572 842 119 (13)9,671 
股权关联公司
销售额$— — — — — 822 — — 822 
转账— — — — — 3,429 — — 3,429 
运输成本— — — — — — — — — 
其他收入— — — — — 14 — — 14 
总收入— — — — — 4,265 — — 4,265 
不含税的生产成本— — — — — 493 — — 493 
所得税以外的其他税种— — — — — 1,208 — — 1,208 
勘探费— — — — — — — — — 
折旧、损耗和摊销— — — — — 390 — — 390 
减值— — — — — — — — — 
其他相关费用— — — — — (8)— — (8)
吸积— — — — — 30 — — 30 
— — — — — 2,152 — — 2,152 
所得税拨备(福利)— — — — — 658 — — 658 
行动的结果$— — — — — 1,494 — — 1,494 
康菲石油将于2023年10胜10负
146
补充数据
目录表
截至的年度
2022年12月31日		数百万美元
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲其他
区域		总计
整合运营
销售额$7,210 24,309 31,519 1,622 6,594 2,602 1,339 — 43,676 
转账6 — 6 — — — — — 6 
运输成本(647)— (647)— — — — — (647)
其他收入(1)115 114 338 1 536 184 10 1,183 
总收入6,568 24,424 30,992 1,960 6,595 3,138 1,523 10 44,218 
不含税的生产成本1,160 3,600 4,760 581 511 342 55 — 6,249 
所得税以外的其他税种1,265 1,687 2,952 21 36 243 2 — 3,254 
勘探费34 189 223 149 122 49 19 2 564 
折旧、损耗和摊销833 4,843 5,676 354 693 517 36 — 7,276 
减值2 (11)(9)(2)(1)— — — (12)
其他相关费用(19)4 (15)(41)(178)40 5 6 (183)
吸积78 55 133 11 62 25 — — 231 
3,215 14,057 17,272 887 5,350 1,922 1,406 2 26,839 
所得税拨备(福利)866 3,113 3,979 198 4,057 512 1,301 53 10,100 
行动的结果$2,349 10,944 13,293 689 1,293 1,410 105 (51)16,739 
股权关联公司
销售额$— — — — — 1,000 — — 1,000 
转账— — — — — 4,272 — — 4,272 
运输成本— — — — — — — — — 
其他收入— — — — — 41 — — 41 
总收入— — — — — 5,313 — — 5,313 
不含税的生产成本— — — — — 491 — — 491 
所得税以外的其他税种— — — — — 1,536 — — 1,536 
勘探费— — — — — — — — — 
折旧、损耗和摊销— — — — — 530 — — 530 
减值— — — — — — — — — 
其他相关费用— — — — — (2)— — (2)
吸积— — — — — 27 — — 27 
— — — — — 2,731 — — 2,731 
所得税拨备(福利)— — — — — 836 — — 836 
行动的结果$— — — — — 1,895 — — 1,895 
147
康菲石油将于2023年10胜10负
补充数据
目录表
截至的年度
2021年12月31日		数百万美元
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲其他
区域		总计
整合运营
销售额$4,832 14,093 18,925 1,219 3,568 2,525 917 — 27,154 
转账4 — 4 — — — — — 4 
运输成本(626)— (626)— — — — — (626)
其他收入14 135 149 323 (5)237 141 (161)684 
总收入4,224 14,228 18,452 1,542 3,563 2,762 1,058 (161)27,216 
不含税的生产成本1,073 2,414 3,487 518 487 466 43 — 5,001 
所得税以外的其他税种442 937 1,379 23 36 91 1 1 1,531 
勘探费80 98 178 39 21 51 2 15 306 
折旧、损耗和摊销864 4,053 4,917 383 844 787 35 — 6,966 
减值5 (8)(3)6 (24)7 — — (14)
其他相关费用(31)12 (19)(22)(42)4 4 12 (63)
吸积71 47 118 10 70 26 — — 224 
1,720 6,675 8,395 585 2,171 1,330 973 (189)13,265 
所得税拨备(福利)378 1,467 1,845 145 1,673 494 870 (53)4,974 
行动的结果$1,342 5,208 6,550 440 498 836 103 (136)8,291 
股权关联公司
销售额$— — — — — 745 — — 745 
转账— — — — — 1,797 — — 1,797 
运输成本— — — — — — — — — 
其他收入— — — — — 5 — — 5 
总收入— — — — — 2,547 — — 2,547 
不含税的生产成本— — — — — 329 — — 329 
所得税以外的其他税种— — — — — 824 — — 824 
勘探费— — — — — 268 — — 268 
折旧、损耗和摊销— — — — — 593 — — 593 
减值— — — — — 718 — — 718 
其他相关费用— — — — — 3 — — 3 
吸积— — — — — 17 — — 17 
— — — — — (205)— — (205)
所得税拨备(福利)— — — — — (42)— — (42)
行动的结果$— — — — — (163)— — (163)
康菲石油将于2023年10胜10负
148
补充数据
目录表
统计数据
净生产量202320222021
每天几千桶
原油
整合运营
阿拉斯加州173 177 178 
下部48569 534 447 
美国742 711 625 
加拿大9 6 8 
欧洲64 71 81 
亚太地区60 61 65 
非洲48 36 37 
合并后的运营总额923 885 816 
股权关联公司-亚太地区/中东13 13 13 
合计公司936 898 829 
特拉华州盆地地区(下48)*274 258 162 
大普拉德霍区(阿拉斯加)*66 67 67 
天然气液体
整合运营
阿拉斯加州16 17 16 
下部48256 221 110 
美国272 238 126 
加拿大3 3 4 
欧洲4 3 4 
亚太地区— — — 
合并后的运营总额279 244 134 
股权关联公司-亚太地区/中东8 8 8 
合计公司287 252 142 
特拉华州盆地地区(下48)*135 114 27 
大普拉德霍区(阿拉斯加)*16 17 16 
沥青
整合运营-加拿大81 66 69 
合计公司81 66 69 
天然气每天数百万立方英尺
整合运营
阿拉斯加州38 34 16 
下部481,457 1,402 1,340 
美国1,495 1,436 1,356 
加拿大65 61 80 
欧洲279 306 298 
亚太地区48 114 360 
非洲29 22 15 
合并后的运营总额1,916 1,939 2,109 
股权关联公司-亚太地区/中东1,219 1,191 1,053 
合计公司3,135 3,130 3,162 
特拉华州盆地地区(下48)*768 752 584 
大普拉德霍区(阿拉斯加)*35 32 12 
*截至2023年、2022年和2021年底，下48个州的特拉华州盆地地区拥有我们总探明储量的15%以上。截至2021年底，阿拉斯加的Greater Prudhoe地区拥有超过15%的已探明储量。
149
康菲石油将于2023年10胜10负
补充数据
目录表
平均销售价格202320222021
每桶原油
整合运营
阿拉斯加*$74.46 92.58 60.81 
下部4876.19 94.46 66.12 
美国75.75 93.96 64.53 
加拿大66.19 79.94 56.38 
欧洲84.56 99.88 68.94 
亚太地区84.79 105.52 70.36 
非洲83.07 97.85 69.06 
国际合计83.33 100.75 68.85 
合并后的运营总额77.19 95.27 65.53 
股权关联公司-亚太地区/中东78.45 97.31 69.45 
总运营量77.21 95.30 65.59 
每桶天然气液体
整合运营
下部48$21.73 35.36 30.63 
美国21.73 35.36 30.63 
加拿大26.13 37.70 31.18 
欧洲41.13 54.52 43.97 
国际合计34.56 46.16 37.50 
合并后的运营总额22.12 35.67 31.04 
股权关联公司-亚太地区/中东47.09 61.22 54.16 
总运营量22.82 36.50 32.45 
每桶沥青
整合运营-加拿大$42.15 55.56 37.52 
每千立方英尺天然气
整合运营
阿拉斯加州$4.47 3.64 2.81 
下部482.12 5.92 4.38 
美国2.13 5.92 4.38 
加拿大**1.80 3.62 2.54 
欧洲13.33 35.33 13.75 
亚太地区3.95 5.84 6.56 
非洲6.49 6.59 3.73 
国际合计10.01 23.54 8.91 
合并后的运营总额3.89 10.56 6.00 
股权关联公司-亚太地区/中东8.46 9.39 5.31 
总运营量5.69 10.60 5.77 
*以上阿拉斯加原油的平均销售价格反映了运输成本的降低，我们在运输成本中拥有所有权权益，这些成本是在生产函数的终点之后发生的。因此，平均销售价格不同于管理层关于财务状况和经营成果的讨论和分析第7项中讨论的价格。
**平均销售价格包括未使用的运输成本。
康菲石油将于2023年10胜10负
150
补充数据
目录表
202320222021
每桶油当量的平均生产成本*
整合运营
阿拉斯加州$17.45 15.89 14.92 
下部4810.72 9.97 8.48 
美国11.76 10.97 9.78 
加拿大15.86 18.73 15.10 
欧洲11.89 11.20 9.88 
亚太地区14.02 11.71 10.21 
非洲3.83 3.77 2.95 
国际合计12.28 12.36 10.53 
合并后的运营总额11.87 11.27 9.99 
股权关联公司-亚太地区/中东6.03 6.14 4.60 
每桶沥青的平均生产成本
整合运营-加拿大$14.42 17.62 13.41 
每桶石油当量所得税以外的其他税
整合运营
阿拉斯加州$6.21 17.33 6.15 
下部483.46 4.67 3.29 
美国3.88 6.80 3.87 
加拿大0.68 0.68 0.67 
欧洲0.83 0.79 0.73 
亚太地区4.63 8.32 1.99 
非洲0.16 0.14 0.07 
国际合计1.44 2.51 1.06 
合并后的运营总额3.37 5.87 3.06 
股权关联公司-亚太地区/中东14.77 19.22 11.52 
每桶石油当量的折旧、损耗和摊销
整合运营
阿拉斯加州$13.18 11.41 12.02 
下部4814.64 13.42 14.24 
美国14.42 13.08 13.79 
加拿大9.85 11.41 11.16 
欧洲12.67 15.19 17.13 
亚太地区18.29 17.71 17.25 
非洲2.58 2.47 2.40 
国际合计11.36 13.28 14.25 
合并后的运营总额13.77 13.12 13.92 
股权关联公司-亚太地区/中东4.77 6.63 8.29 
* 包括沥青。






151
康菲石油将于2023年10胜10负
补充数据
目录表
开发和勘探活动
下表概述截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度我们于生产井及干探井及开发井的权益净额。“开发井”是在储层的已探明区域内钻至已知可生产的地层层位深度的井。“勘探井”是在未知油田或已探明油田内的新储层中钻探以发现和生产原油或天然气的井。勘探井还包括在接近或抵消目前生产的地区，或在井密度或生产历史尚未达到统计确定性结果的地区钻探的井。勘探井数不包括地层类型的勘探井，主要与位于加拿大的油砂界定井和位于亚太/中东的煤层气测试井有关。
净油井完井
多产干的
202320222021202320222021
探索性的
整合运营
阿拉斯加州— — — 2 — 1 
下部4838 118 87 2 — — 
美国38 118 87 4 — 1 
加拿大6 6 12 — — — 
欧洲— — — *2 — 
亚太地区/中东— — *— 1 *
非洲
— — — — 3 — 
其他领域— — — — — — 
合并后的运营总额44 124 99 4 6 1 
股权关联公司
亚太地区/中东3 *3 *— — 
合计股权附属公司3 *3 *— — 
发展
整合运营
阿拉斯加州11 11 1 — — — 
下部48494 388 339 — — — 
美国505 399 340 — — — 
加拿大21 11 2 — — — 
欧洲4 3 7 — — — 
亚太地区/中东20 22 21 — — — 
非洲4 2 1 — — — 
其他领域— — — — — — 
合并后的运营总额554 437 371 — — — 
股权关联公司
亚太地区/中东45 28 30 — — — 
合计股权附属公司45 28 30 — — — 
*我们的总比例权益不到1。





康菲石油将于2023年10胜10负
152
补充数据
目录表
下表代表了我们在2023年12月31日的油井钻井状态，包括正在钻井或正在积极完成的油井。它还代表总产量和净产量，包括生产井和截至2023年12月31日的能够生产的井。
富国银行于2023年12月31日
多产
进行中油燃气
毛收入网络毛收入网络毛收入网络
整合运营
阿拉斯加州4 4 1,554 910 — — 
下部48786 391 14,251 6,954 2,276 1,393 
美国790 395 15,805 7,864 2,276 1,393 
加拿大36 36 201 201 158 158 
欧洲23 5 481 79 60 3 
亚太地区/中东4 2 447 211 6 2 
非洲13 3 886 181 10 2 
其他领域— — — — — — 
合并后的运营总额866 441 17,820 8,536 2,510 1,558 
股权关联公司
亚太地区/中东331 54 — — 5,139 1,563 
合计股权附属公司331 54 — — 5,139 1,563 

2023年12月31日的种植面积
几千英亩
开发未开发
毛收入网络毛收入网络
整合运营
阿拉斯加州718 533 1,075 1,044 
下部483,381 2,243 10,229 8,038 
美国4,099 2,776 11,304 9,082 
加拿大304 280 3,406 2,014 
欧洲451 60 798 300 
亚太地区/中东422 152 11,088 7,439 
非洲358 73 12,545 2,561 
其他领域— — 156 125 
合并后的运营总额5,634 3,341 39,297 21,521 
股权关联公司
亚太地区/中东1,055 319 4,238 1,100 
合计股权附属公司1,055 319 4,238 1,100 
153
康菲石油将于2023年10胜10负
补充数据
目录表
已招致的费用
截至的年度
12月31日		数百万美元
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲其他
区域		总计
2023
整合运营
未经证实的财产取得$— 157 157 156 — — — — 313 
已证实的财产取得— 106 106 2,973 — — — — 3,079 
— 263 263 3,129 — — — — 3,392 
探索67 396 463 144 45 49 4 3 708 
发展1,884 6,266 8,150 367 843 383 38 — 9,781 
$1,951 6,925 8,876 3,640 888 432 42 3 13,881 
股权关联公司
未经证实的财产取得$— — — — — — — — — 
已证实的财产取得— — — — — — — — — 
— — — — — — — — — 
探索— — — — — 46 — — 46 
发展— — — — — 416 — — 416 
$— — — — — 462 — — 462 
2022
整合运营
未经证实的财产取得$— 255 255 — — — — — 255 
已证实的财产取得— 249 249 — — — 104 — 353 
— 504 504 — — — 104 — 608 
探索61 1,278 1,339 99 121 59 3 2 1,623 
发展1,316 4,559 5,875 475 711 425 4 — 7,490 
$1,377 6,341 7,718 574 832 484 111 2 9,721 
股权关联公司
未经证实的财产取得$— — — — — — — — — 
已证实的财产取得— — — — — 881 — — 881 
— — — — — 881 — — 881 
探索— — — — — 25 — — 25 
发展— — — — — 244 — — 244 
$— — — — — 1,150 — — 1,150 
2021
整合运营
未经证实的财产取得$1 11,261 11,262 4 — — — — 11,266 
已证实的财产取得— 16,101 16,101 1 — — — — 16,102 
1 27,362 27,363 5 — — — — 27,368 
探索84 765 849 80 31 51 2 40 1,053 
发展949 2,461 3,410 175 398 433 24 — 4,440 
$1,034 30,588 31,622 260 429 484 26 40 32,861 
股权关联公司
未经证实的财产取得$— — — — — — — — — 
已证实的财产取得— — — — — — — — — 
— — — — — — — — — 
探索— — — — — 5 — — 5 
发展— — — — — 21 — — 21 
$— — — — — 26 — — 26 
康菲石油将于2023年10胜10负
154
补充数据
目录表
资本化成本
12月31日数百万美元
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲其他
区域		总计
2023
整合运营
已证明的性质$26,358 70,621 96,979 11,255 14,124 10,923 1,113 134,394 
未经证实的财产108 3,393 3,501 1,443 65 90 98 9 5,206 
26,466 74,014 100,480 12,698 14,189 11,013 1,211 9 139,600 
累计折旧、损耗和摊销12,789 36,829 49,618 3,377 9,978 8,423 508 9 71,913 
$13,677 37,185 50,862 9,321 4,211 2,590 703 — 67,687 
股权关联公司
已证明的性质$— — — — — 11,159 — — 11,159 
未经证实的财产— — — — — 2,263 — — 2,263 
— — — — — 13,422 — — 13,422 
累计折旧、损耗和摊销8,779 8,779 
$— — — — — 4,643 — — 4,643 
2022
整合运营
已证明的性质$24,041 62,756 86,797 7,487 13,716 10,534 1,075 — 119,609 
未经证实的财产589 5,145 5,734 1,291 100 93 98 9 7,325 
24,630 67,901 92,531 8,778 13,816 10,627 1,173 9 126,934 
累计折旧、损耗和摊销11,906 31,455 43,361 2,927 9,774 7,970 458 9 64,499 
$12,724 36,446 49,170 5,851 4,042 2,657 715 — 62,435 
股权关联公司
已证明的性质$— — — — — 10,823 — — 10,823 
未经证实的财产— — — — — 2,162 — — 2,162 
— — — — — 12,985 — — 12,985 
累计折旧、损耗和摊销— — — — — 8,400 — — 8,400 
$— — — — — 4,585 — — 4,585 















155
康菲石油将于2023年10胜10负
补充数据
目录表
与探明油气储量相关的未来现金流贴现标准化计量
根据美国证券交易委员会和财务会计准则委员会的要求，使用12个月平均价格(仅根据现有合同条款进行调整)和年终成本、适当的法定税率和规定的10%的贴现率来计算金额。12个月平均价格按报告所述期间结束前12个月内每个月的每月首日价格的未加权算术平均值计算。在所有年份，假定年终经济状况将持续下去。这些计算是基于对已探明储量的估计，随着时间的推移，随着新数据的出现，这些估计会进行修正。未来可能探明的可能储量没有考虑在内。计算还需要对已探明储量未来生产的时间以及未来开发成本(包括拆除)和未来生产成本(包括所得税以外的税收)的时间和金额做出假设。
虽然我们在编制时已适当小心，但我们并不表示该数据是我们的石油及天然气资产的公允价值，或对将从其开发及生产中获得的现金流现值的公平估计。
贴现未来净现金流。
数百万美元
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲总计
2023
整合运营
未来现金流入$83,793 140,961 224,754 19,937 23,569 11,322 21,562 301,144 
更少：
未来生产成本39,069 50,757 89,826 8,699 6,576 4,586 1,008 110,695 
未来开发成本13,685 21,391 35,076 2,058 3,802 1,458 400 42,794 
未来所得税规定7,386 13,163 20,549 880 10,140 1,316 18,687 51,572 
未来净现金流23,653 55,650 79,303 8,300 3,051 3,962 1,467 96,083 
9%的年折扣11,522 19,329 30,851 2,723 432 1,257 570 35,833 
贴现未来净现金流量$12,131 36,321 48,452 5,577 2,619 2,705 897 60,250 
股权关联公司
未来现金流入$— — — — — 51,887 — 51,887 
更少：
未来生产成本— — — — — 28,579 — 28,579 
未来开发成本— — — — — 2,299 — 2,299 
未来所得税规定— — — — — 5,647 — 5,647 
未来净现金流— — — — — 15,362 — 15,362 
9%的年折扣— — — — — 5,543 — 5,543 
贴现未来净现金流量$— — — — — 9,819 — 9,819 
合计公司
贴现未来净现金流量$12,131 36,321 48,452 5,577 2,619 12,524 897 70,069 
康菲石油将于2023年10胜10负
156
补充数据
目录表
数百万美元
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲总计
2022
整合运营
未来现金流入$94,332 195,605 289,937 13,768 44,942 13,458 27,067 389,172 
更少：
未来生产成本47,979 63,987 111,966 5,722 7,559 5,582 1,085 131,914 
未来开发成本8,501 21,379 29,880 960 4,378 1,159 531 36,908 
未来所得税规定8,882 23,136 32,018 863 25,416 1,780 23,615 83,692 
未来净现金流28,970 87,103 116,073 6,223 7,589 4,937 1,836 136,658 
9%的年折扣13,733 31,191 44,924 1,936 1,827 1,505 746 50,938 
贴现未来净现金流量$15,237 55,912 71,149 4,287 5,762 3,432 1,090 85,720 
股权关联公司
未来现金流入$— — — — — 87,644 — 87,644 
更少：
未来生产成本— — — — — 51,912 — 51,912 
未来开发成本— — — — — 2,685 — 2,685 
未来所得税规定— — — — — 8,988 — 8,988 
未来净现金流— — — — — 24,059 — 24,059 
9%的年折扣— — — — — 10,787 — 10,787 
贴现未来净现金流量$— — — — — 13,272 — 13,272 
合计公司
贴现未来净现金流量$15,237 55,912 71,149 4,287 5,762 16,704 1,090 98,992 

157
康菲石油将于2023年10胜10负
补充数据
目录表
数百万美元
阿拉斯加州更低的位置
48		总计
美国		加拿大欧洲亚太地区/
中东		非洲总计
2021
整合运营
未来现金流入$65,910 125,197 191,107 10,847 21,670 11,583 15,778 250,985 
更少：
未来生产成本34,444 43,034 77,478 4,960 6,090 4,987 801 94,316 
未来开发成本8,033 13,386 21,419 923 3,960 1,314 413 28,029 
未来所得税规定5,310 13,167 18,477 117 8,345 1,542 13,506 41,987 
未来净现金流18,123 55,610 73,733 4,847 3,275 3,740 1,058 86,653 
9%的年折扣7,963 22,290 30,253 1,639 696 930 440 33,958 
贴现未来净现金流量$10,160 33,320 43,480 3,208 2,579 2,810 618 52,695 
股权关联公司
未来现金流入$— — — — — 27,851 — 27,851 
更少：
未来生产成本— — — — — 15,491 — 15,491 
未来开发成本— — — — — 1,649 — 1,649 
未来所得税规定— — — — — 3,071 — 3,071 
未来净现金流— — — — — 7,640 — 7,640 
9%的年折扣— — — — — 2,640 — 2,640 
贴现未来净现金流量$— — — — — 5,000 — 5,000 
合计公司
贴现未来净现金流量$10,160 $33,320 $43,480 $3,208 $2,579 $7,810 $618 $57,695 

康菲石油将于2023年10胜10负
158
补充数据
目录表
贴现未来净现金流的变化来源：
数百万美元
整合运营股权关联公司公司总数
202320222021202320222021202320222021
年初贴现的未来现金流量净额$85,720 $52,695 4,674 $13,272 5,000 2,862 $98,992 57,695 7,536 
年内的变动
本年度收入减去生产成本(23,706)(33,532)(20,000)(2,550)(3,245)(1,389)(26,256)(36,777)(21,389)
价格和生产成本的净变动(48,717)61,902 50,956 (4,519)8,184 3,822 (53,236)70,086 54,778 
延期、发现和提高采收率，减去未来估计费用1,864 7,882 10,420 118 1,472 (44)1,982 9,354 10,376 
当年开发费用9,129 6,687 4,396 326 272 91 9,455 6,959 4,487 
未来开发费用估计数的变化(6,754)(4,088)(33)(150)189 (104)(6,904)(3,899)(137)
购买现有储备，减去估计未来费用3,029 3,353 17,833 — 1,282 — 3,029 4,635 17,833 
出售现有储备，减去估计未来费用(472)(3,847)(468)— — — (472)(3,847)(468)
对先前数量估计数的修订9,503 13,080 2,985 492 2,193 178 9,995 15,273 3,163 
折扣的增加12,414 7,021 964 1,635 616 344 14,049 7,637 1,308 
所得税净变动18,240 (25,433)(19,032)1,195 (2,691)(760)19,435 (28,124)(19,792)
总更改数(25,470)33,025 48,021 (3,453)8,272 2,138 (28,923)41,297 50,159 
年终贴现的未来净现金流量$60,250 $85,720 52,695 $9,819 13,272 5,000 $70,069 98,992 57,695 
•价格和生产成本的净变化是年储量-生产预测的净变化乘以单位销售价格和生产成本的净年度变化，以10%贴现。

•现有储量的购买和销售，以及扩展，发现和提高采收率，是使用年内适用储量数量的生产预测乘以12个月平均销售价格，减去未来估计成本，以10%贴现计算的。

•对先前数量估计的修订是使用本年度生产预测变化（包括生产时间的变化）乘以12个月平均销售价格，减去未来估计成本，按10%贴现计算的。

•贴现的增加是上一年贴现的未来现金流入的10%，减去未来的生产和开发成本。

•所得税变动净额为贴现未来所得税拨备之年度变动。
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康菲石油将于2023年10胜10负
目录表
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有。
第9A项。控制和程序
我们维持披露控制和程序，旨在确保我们根据1934年证券交易法（经修订）提交或提交的报告中要求披露的信息在证券交易委员会规则和表格规定的时间内被记录、处理、汇总和报告，并且这些信息被积累并传达给管理层，包括我们的主要行政人员和主要财务人员（如适用），以便及时就所需的披露作出决定。截至2023年12月31日，在我们管理层的参与下，我们的董事长兼首席执行官（首席执行官）和我们的执行副总裁兼首席财务官（首席财务官）根据法案规则13 a-15（b）对康菲石油的披露控制和程序（如法案规则13 a-15（e）所定义）进行了评估。根据该评估，我们的主席兼首席执行官以及我们的执行副总裁兼首席财务官得出结论，截至2023年12月31日，我们的披露控制和程序有效运作。

于2023年第三季度，我们开始实施为期多年的最新全球企业资源规划系统（ERP）。因此，我们已对业务流程及信息系统作出相应变更，并在必要时更新财务报告的适用内部控制。随着企业资源规划系统分阶段实施的进展，我们预计将继续修改或改变某些流程和程序，这可能导致我们对财务报告的内部控制发生进一步变化。
在本报告所述期间，我们对财务报告的内部控制（如法案第13 a-15（f）条所定义）没有其他重大影响或合理可能重大影响我们对财务报告的内部控制的变化。
管理层财务报告内部控制年度报告
本报告包含在第页的项目8中 71并以引用的方式并入本文。
独立注册会计师事务所报告
本报告包含在第页的项目8中 72并以引用的方式并入本文。
项目9B。其他信息
内幕交易安排
截至2023年12月31日止三个月期间，本公司概无任何高级职员或董事 通过或已终止任何规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
康菲石油将于2023年10胜10负
160
目录表
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
有关本公司行政人员的资料载于本报告第I部分第页30.
董事和员工的商业道德和行为准则
我们为董事和员工制定了商业道德和行为守则(道德守则)，包括我们的首席执行官、首席财务官、首席会计官和执行类似职能的人员。我们已在我们的互联网网站的“企业管治”部分张贴了一份道德守则，网址为Www.conocophillips.com(在投资者>公司治理部分). 任何对道德准则的豁免都必须事先得到我们全体董事会的批准。对道德守则的任何修订或豁免适用于我们的高管和董事，都将张贴在我们互联网网站的“公司治理”部分。
第三部分第10项要求的所有其他信息将包括在我们关于2024年股东年会的委托书中，该委托书将根据第14A条于2024年4月30日或之前提交，并通过引用并入本文。*
项目11.高管薪酬
第三部分第11项要求的信息将包括在我们关于2024年股东年会的委托书中，该委托书将根据第14A条于2024年4月30日或之前提交，并通过引用并入本文。*
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
第三部分第12项要求的信息将包括在我们关于2024年股东年会的委托书中，该委托书将根据第14A条于2024年4月30日或之前提交，并通过引用并入本文。*
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性
第三部分第13项要求的信息将包括在我们关于2024年股东年会的委托书中，该委托书将根据第14A条于2024年4月30日或之前提交，并通过引用并入本文。*
项目14.主要会计费用和服务
第三部分第14项要求的信息将包括在我们关于2024年股东年会的委托书中，该委托书将根据第14A条于2024年4月30日或之前提交，并通过引用并入本文。*
_________________________
*除本文第10至14项特别引用的信息或数据外，我们2024年委托书中出现的其他信息和数据不被视为本年度报告的10-K表格的一部分，也不被视为作为本报告的一部分提交给委员会。
161
康菲石油将于2023年10胜10负
目录表
第IV部
项目15.物证、财务报表附表
(a)1.    财务报表和补充数据
财务报表索引中所列的财务报表和补充资料，见第页 70，作为本年度报告的一部分提交。
2.    财务报表明细表
所有财务报表附表都被省略，因为它们不是必需的、不重要的、不适用的，或者信息显示在另一个附表、财务报表或合并财务报表附注中。
3.    陈列品
展品索引中列出的展品，出现在页面上163至166，作为本年度报告的一部分提交。
康菲石油将于2023年10胜10负
162
目录表
康菲石油

展品索引
以引用方式并入
展品
不是的。		描述展品表格文件编号
2.1
康菲石油和菲利普斯66的分居和分配协议，日期为2012年4月26日。
2.18-K001-32395
2.2†‡
购销协议，日期为2017年3月29日，由康菲石油公司、康菲石油加拿大资源公司、康菲石油加拿大能源合伙公司、康菲石油加拿大西部合伙公司、康菲石油加拿大(BRC)合伙公司、康菲石油加拿大E&P ULC公司和Cenovus Energy Inc.签订。
2.110-Q001-32395
2.3†‡
康菲石油公司、康菲石油加拿大资源公司、康菲石油加拿大能源合伙公司、康菲石油加拿大西部合伙公司、康菲石油加拿大(BRC)合伙公司、康菲石油加拿大E&P ULC公司和Cenovus Energy Inc.之间的资产买卖协议修订协议，日期为2017年5月16日。
2.28-K001-32395
2.4
康菲石油、猎鹰合并子公司和Concho Resources Inc.之间的合并协议和计划，日期为2020年10月18日。
2.18-K001-32395
3.1
公司注册证书的修订和重订。
3.110-Q001-32395
3.2
康菲石油A系列初级参与优先股指定证书。
3.28-K000-49987
3.3
修改、重新制定的《康菲石油附例》，自2015年10月9日起修改、重述。
3.18-K001-32395
3.4
重报《康菲石油公司注册证书》，日期为2019年2月6日。
3.410-K001-32395
3.5
2023年5月16日第二次修订和重新修订的附则
3.110-Q001-32395
康菲石油及其附属公司为多项债务工具的当事人，根据该等工具授权的证券总额不超过康菲石油及其附属公司在综合基础上总资产的10%。根据S-K法规第601(B)项第4(Iii)(A)款，康菲石油同意应要求向美国证券交易委员会提供此类文书的副本。
4.1
注册人的证券描述。
4.110-K001-32395
10.1
康菲石油公司和菲利普斯之间的赔偿和释放协议66，2012年4月26日。
10.18-K001-32395
10.2
ConocoPhillips和Phillips之间的知识产权转让和许可协议66，日期为2012年4月26日。
10.28-K001-32395
10.3
康菲石油与菲利普斯之间的税收分享协议66，日期为2012年4月26日。
10.38-K001-32395
10.4
2012年4月12日，康菲石油与菲利普斯66签订的《员工事宜协议》。
10.48-K001-32395
10.5.1
菲利普斯石油公司授予人信托协议，日期为1998年6月1日。
10.17.310-K001-32395
10.5.2
1999年5月3日菲利普斯石油公司授予人信托协议下的信托协议第一修正案。
10.17.410-K001-32395
10.5.3
2002年1月15日菲利普斯石油公司授予人信托协议下的信托协议第二修正案。
10.17.510-K001-32395
163
康菲石油将于2023年10胜10负
目录表
10.5.4
2006年10月5日菲利普斯石油公司授予人信托协议下的信托协议第三修正案。
10.17.610-K001-32395
10.5.5
《康菲石油股份有限公司设保人信托协议第四修正案》，日期为2012年5月1日。
10.17.710-K001-32395
10.5.6
2015年5月20日《康菲石油公司设保人信托协议第五修正案》。
10.17.810-K001-32395
10.6.1
康菲石油非雇员董事递延薪酬信托协议的继任受托人协议日期为2020年7月31日。
10.110-Q001-32395
10.6.2
《康菲石油非雇员董事递延报酬信托协议继任信托协议第一修正案》，日期为2020年8月4日。
10.210-Q001-32395
10.7
菲利普斯石油公司的综合证券计划。
10.1910-K004-49987
10.8
2002年菲利普斯石油公司的综合证券计划。
10.2610-K000-49987
10.9.1
2004年康菲石油总结性股票与业绩激励计划。
附表14A代理000-49987
10.9.2
康菲石油2004年度综合股权与绩效激励计划绩效股计划下的绩效股单位奖励协议格式。
10.2710-K001-32395
10.10
2007年12月7日通过的对康菲石油部分员工福利计划的综合修正案。
10.3010-K001-32395
10.11
2009年康菲石油总结性股权与业绩激励计划。
附表14A代理001-32395
10.12.1
2011年康菲石油总结性股权与业绩激励计划。
附表14A代理001-32395
10.12.2
康菲石油于二零一三年二月五日公布的二零一一年总括股票及业绩激励计划的限制性股票计划下的业绩单位协议表格。
10.26.610-K001-32395
10.12.3
2013年2月5日，康菲石油2011年综合股票和业绩激励计划下的股票期权和股票增值权计划下的股票期权奖励协议的格式。
10.26.910-K001-32395
10.12.4
关键员工奖励协议，作为康菲石油股票期权计划的一部分，根据2014年2月18日的康菲石油2011年综合股票和业绩激励计划授予。
10.110-Q001-32395
10.12.5
业绩第九期奖励协议格式，作为康菲石油于二零一四年二月十八日根据康菲石油2011年综合股票及业绩激励计划授予的业绩股份计划的一部分。
10.310-Q001-32395
10.12.6
绩效X期奖励协议的形式，作为康菲石油绩效股票计划的一部分，该计划是根据2014年2月18日康菲石油2011年综合股票和绩效激励计划授予的。
10.510-Q001-32395
10.13.1
康菲石油2014年度总结性股权与业绩激励计划。
10.18-K001-32395
10.13.2
关键员工奖励协议书，作为康菲石油股票期权计划的一部分，根据2016年2月16日发布的2014年康菲石油综合股票和业绩激励计划授予。
10.26.1210-K001-32395
10.13.3
绩效股奖励条款及条件表第18期绩效股奖励条款及条件，作为2018年2月13日根据康菲石油2014年综合股票及绩效激励计划授予的康菲石油绩效股计划的一部分。
10.26.2410-K001-32395
康菲石油将于2023年10胜10负
164
目录表
10.13.4
关键员工奖励条款和条件，作为康菲石油股票期权计划的一部分，根据2017年2月14日发布的2014年康菲石油综合股票和业绩激励计划授予。
10.110-Q001-32395
10.13.5
执行限制性股票奖励条款和条件，作为康菲石油执行限制性股票计划的一部分，根据康菲石油于2020年2月11日发布的2014年综合股票和业绩激励计划授予。
10.110-Q001-32395
10.14
2023年康菲石油总结性股权与绩效激励计划
10.18-K001-32395
10.15
于2020年1月1日修订并重新制定康菲石油关键员工补充退休计划。
10.10.110-K001-32395
10.16.1
修改和重新制定《康菲石油确定贡献补充计划》--第一章，日期为2020年1月1日。
10.11.110-K001-32395
10.16.2*
修改和重新制定《康菲石油确定贡献补强计划》--标题二，日期为2024年1月1日。
10.17*
2024年1月1日修订重新制定的《康菲石油公司退休缴费补缴计划》。
10.18.1
修订并重新修订了《康菲石油关键员工递延薪酬计划》--第一章，日期为2020年1月1日。
10.19.110-K001-32395
10.18.2*
修订和重申的康菲石油关键员工递延薪酬计划-标题II，日期为2024年1月1日。
10.19.1
康菲石油公司关键员工变更控制离职计划的修订和重述，2014年1月1日生效。
10.2110-K001-32395
10.19.2
康菲石油公司关键员工控制权变更离职计划的修订和重述，2021年12月2日生效。
10.20.110-K001-32395
10.20
非雇员董事限制性股票单位条款和条件表格，作为康菲石油非雇员董事递延薪酬计划的一部分，日期为2016年1月15日。
10.310-Q001-32395
10.21
康菲石油公司非雇员董事递延薪酬计划。
10.1710-K001-32395
10.22.1
康菲石油董事慈善捐赠计划。
10.4010-K000-49987
10.22.2
康菲石油董事慈善捐赠计划第一和第二修正案。
1010-Q001-32395
10.23
修订并重述了409 A附件，以康菲石油公司的不合格递延补偿安排，日期为2020年1月1日。
10.2710-K001-32395
10.24
康菲石油高管离职计划的修订和重述，日期为2021年12月2日
10.4710-K001-32395
10.25
伯灵顿资源公司的修正和重述。管理补充福利计划，日期为2012年4月19日。
10.910-Q001-32395
10.26
壳牌企业有限责任公司和康菲石油公司签订的买卖协议，日期为2021年9月20日。
10.110-Q001-32395
10.27
若干行政人员与康菲石油于2021年6月21日订立的飞机分时租赁协议格式。
10.210-Q001-32395
10.28
与Timothy A的协议Leach，2022年4月28日。
10.110-Q001-32395
10.29*
某些高管与康菲石油公司于2023年11月14日签订的飞机分时租赁协议格式。
165
康菲石油将于2023年10胜10负
目录表
21*
康菲石油子公司一览表。
22*
担保证券的附属担保人。
23.1*
安永律师事务所同意。
23.2*
德戈莱尔和麦克诺顿的同意。
31.1*
根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)条颁发首席执行官证书。
31.2*
根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)条对首席财务官进行认证。
32**
根据《美国法典》第18编第1350条进行的认证。
97.1
康菲石油公司于2012年10月3日发布的回补政策。
97.2*
康菲石油公司收回政策于2023年10月2日生效。
99*
DeGolyer和MacNaughton的报告。
101.INS*内联XBRL实例文档。
101.Sch*内联XBRL架构文档。
101.卡尔*内联XBRL计算链接库文档。
101.定义*内联XBRL定义Linkbase文档。
101.实验所*内联XBRL标签Linkbase文档。
101.前期*内联XBRL演示文稿Linkbase文档。
104*封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。
*现送交存档。
**随函提供。
†根据S-K法规第601(B)(2)项，本展品的附表已被省略。康菲石油同意应要求向美国证券交易委员会提供本展品中遗漏的任何时间表的副本。
‡康菲石油此前曾根据修订后的1934年证券交易法第24b-2条对本展品的某些部分进行保密处理。
康菲石油将于2023年10胜10负
166
目录表
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
康菲石油
2024年2月15日/S/瑞安·M·兰斯
瑞安·M·兰斯
董事会主席
和首席执行官
根据1934年《证券交易法》的要求，截至2024年2月15日，本报告已由下列官员以指定身份并由大多数董事代表注册人签署。
签名标题
/S/瑞安·M·兰斯董事会主席
瑞安·M·兰斯和首席执行官
(首席行政官)
/S/小威廉·L·布洛克常务副秘书长总裁和
小威廉·L·布洛克首席财务官
(首席财务官)
/S/克里斯托弗·P·德尔克总裁副主计长
克里斯托弗·P·德尔克税务总顾问兼税务总顾问
(首席会计官)
167
康菲石油将于2023年10胜10负
目录表
/S/丹尼斯·V·阿里奥拉董事
丹尼斯·V·阿里奥拉
Gay Huey Evans董事
同性恋休伊埃文斯
/S/杰弗里·A·约雷斯董事
杰弗里·A·约雷斯
/S/蒂莫西·A·利奇董事
蒂莫西·A·利奇
/S/威廉·H·麦克雷文董事
威廉·H·麦克雷文
撰稿S/莎米拉·穆利根董事
莎米拉·穆利根
/S/埃里克·D·马林斯董事
埃里克·D·穆林斯
/S/阿尔琼·N·穆尔蒂董事
阿尔琼·N·穆尔蒂
/S/罗伯特·A·尼布洛克董事
罗伯特·A·尼布洛克
/S/David·T·西顿董事
David·T·西顿
/S/R.A.沃克董事
R.A.沃克
康菲石油将于2023年10胜10负
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