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CompaniesMembers2023-12-310000004447他：国有石油公司成员2023-12-310000004447他：其他交易对手成员2023-12-310000004447美国公认会计准则：次要事件成员SRT：情景预测成员2024-02-012024-02-080000004447美国公认会计准则：次要事件成员SRT：情景预测成员他：公共股东成员HES：HessMidstream LPM成员2024-02-080000004447美国公认会计准则：次要事件成员HES：全球基础设施合作伙伴成员SRT：情景预测成员HES：HessMidstream LPM成员2024-02-080000004447美国公认会计准则：次要事件成员SRT：情景预测成员HES：HessMidstream LPM成员2024-02-012024-02-08 美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格：10-K
| | | | | |
| ☑ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节提交的年度报告 |
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)节提交的过渡报告 |
在从日本到日本的过渡期内，日本从日本过渡到日本，日本从日本过渡到日本，日本从日本转向日本。
佣金文件编号1-1204
赫斯公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | | | | |
德拉瓦雷 | | 13-4921002 |
(述明或其他司法管辖权
公司或组织) | | (税务局雇主
识别码) |
| 美洲大道1185号， | | 10036 |
| 纽约， | 纽约 | | (邮政编码) |
| (主要执行办公室地址) | | |
注册人的电话号码，包括区号(212) 997-8500
根据该法第12(B)节登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股(面值1.00美元) | 他就是这样的人 | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)节登记的证券：无
用复选标记表示注册人是否为证券法规则第405条所定义的知名经验丰富的发行人。是 ☑*不是。☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据《交易法》第13节或第15(D)节提交报告。☐ 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 ☑*不是。☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是 ☑*不是。☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的申报公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中的“大型加速申报公司”、“加速申报人”、“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 | ☑ | | 加速申报程序* | ☐ |
| 非加速文件服务器 | ☐ | | 规模较小的新闻报道公司 | ☐ |
| 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已提交其管理层的报告和证明’S根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国法典》第15编第7262(B)节)第404(B)条对其编制或出具审计报告的注册会计师事务所的财务报告内部控制有效性的评估。是☑*否☐
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》规则12b-2所定义)。☐*否☑
注册人的非关联公司持有的有表决权股票的总市值为#美元。37,598,000,000，使用2023年6月30日，注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日的未偿还普通股和收盘价计算。
在2024年1月31日，有307,152,064已发行普通股。
第三部分以引用的方式纳入2024年股东年会的委托书。
赫斯公司
表格10-K
目录
| | | | | | | | | | | | | | |
| 项目编号 | | | | 页面 |
| | | 第I部分 | | |
| 1%和2%。 | | 企业和物业 | | 7 |
| | | 关于我们的执行官员的信息 | | 18 |
| 1A. | | 风险因素 | | 20 |
| 1B. | | 未解决的员工意见 | | 26 |
| 1C. | | 网络安全 | | 26 |
| 3. | | 法律诉讼 | | 27 |
| 4. | | 煤矿安全信息披露 | | 27 |
| | | 第II部 | | |
| 5. | | 注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买权益证券 | | 28 |
| 6. | | [已保留] | | 29 |
| 7. | | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | | 30 |
| 7A. | | 关于市场风险的定量和定性披露 | | 50 |
| 8. | | 财务报表和补充数据 | | 51 |
| 9. | | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | | 102 |
| 9A. | | 控制和程序 | | 102 |
| 9B. | | 其他信息 | | 102 |
| 9C. | | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | | 102 |
| | | 第III部 | | |
| 10. | | 董事、高管与公司治理 | | 102 |
| 11. | | 高管薪酬 | | 102 |
| 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 | | 102 |
| 13. | | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | | 102 |
| 14. | | 首席会计费及服务 | | 102 |
| | | 第IV部 | | |
| 15. | | 展示、财务报表明细表 | | 103 |
| | | 签名 | | 106 |
除文意另有所指外，凡提及“Hess”、“公司”、“注册人”、“我们”及“ITS”，均指Hess公司及其附属公司的综合业务运作。
有关前瞻性陈述的警示说明
这份Form 10-K年度报告包括通过引用纳入本文的信息，其中包含修订后的1933年证券法第27A节和修订后的1934年证券法第21E节所指的“前瞻性陈述”。诸如“预期”、“估计”、“预计”、“预测”、“指导”、“可能”、“可能”、“应该”、“将会”、“相信”、“打算”、“项目”、“计划”、“预测”、“将会”、“目标”以及类似的表述都是前瞻性表述，这些表述本质上不是历史性的。我们的前瞻性陈述可能包括但不限于：我们未来的财务和运营结果；我们的业务战略；对我们原油和天然气储量和产量的估计；原油、天然气液体和天然气的基准价格以及相关的已实现价差；我们的预期预算、资本和勘探支出；我们开发项目的预期时间和完成；有关可持续性目标和指标以及计划的社会、安全和环境政策、计划和举措的信息；石油和天然气行业未来的经济和市场状况；以及拟议中的与雪佛龙公司(Chevron)合并的预期效益、时间和完成情况。
前瞻性陈述是基于我们目前对相关因素的理解、评估、估计和预测以及对未来的合理假设。前瞻性陈述会受到某些已知和未知的风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能会导致实际结果与我们的历史经验以及这些前瞻性陈述明示或暗示的我们目前对未来结果的预测或预期大不相同。下列重要因素可能导致实际结果与我们的前瞻性陈述中的结果大不相同：
•原油、天然气液体、天然气市场价格波动和油气勘探生产行业竞争；
•对我们产品的需求减少，包括对石油和天然气行业的看法、竞争或替代能源产品以及政治状况和事件；
•增加石油和天然气储量的潜在失败或拖延，包括由于勘探活动不成功、钻探风险和不可预见的储藏条件以及在实现预期产量水平方面的结果；
•税收、财产、合同和其他适用于我们业务的法律、法规和政府行动的变化，包括与环境问题有关的立法和监管举措，如限制温室气体排放和燃烧的措施、水力压裂禁令以及对石油和天然气租赁的限制；
•与气候变化和可持续性有关的举措造成的业务变化和支出；
•因灾难性和其他事件，如事故、恶劣天气、地质事件、熟练劳动力短缺、网络攻击、公共卫生措施或气候变化而中断或中断我们的运营；
•我们的合同对手方履行其对我们的义务的能力，包括我们可能无法控制的合资企业的运营，以及在当前或未来所有者无法履行义务的情况下因剥离资产而承担的退役责任;
•建造、改造或运营勘探和生产设施的技术要求发生意外变化，以及/或者无法及时获得或维持必要的许可证;
•雇员和其他人员、钻机、设备、供应品和其他所需服务的可用性和成本;
•对我们获得资本的任何限制或资本成本的增加，包括由于对石油和天然气活动投资的限制，利率上升或商品和金融市场的负面结果;
•因环境义务和诉讼而产生的责任，包括作为Hess Midstream LP的普通合伙人所带来的更高风险;
•与提议的与雪佛龙的合并（定义见本文）相关的风险和不确定性，包括以下内容：
•未获得监管批准或未获得监管批准的风险取决于雪佛龙和赫斯没有预料到的条件；
•完成潜在交易的潜在延迟，包括由于监管批准以及联邦贸易委员会要求提供额外信息和文件材料;
•雪佛龙以成功的方式在预期时间内整合Hess业务的能力；
•潜在交易的任何预期效益和预期协同效应在预期时间内不会实现或不会实现的可能性；
•发生可能导致合并协议（定义见本协议）终止的任何事件、变更或其他情况;
•未能获得潜在交易的预期税务处理的风险，或其他不可预见或未知的负债;
•客户、股东、监管机构和其他利益相关者的批准和支持，或意外的未来资本支出;
•可能针对雪佛龙和赫斯或其各自董事提起的与潜在交易有关的潜在诉讼，以及完成交易的成本可能高于预期的可能性，包括由于意外因素或事件造成的;
•潜在交易的宣布、未决或完成对双方业务关系和业务的影响，潜在交易扰乱雪佛龙或赫斯当前计划和运营的风险，以及交易导致赫斯员工保留的潜在困难，以及雪佛龙或赫斯管理中断和未决期间业务中断的风险，或在潜在交易之后;
•收到必要的雪佛龙董事会授权，以实施资本分配战略，包括未来的股息支付，以及潜在交易是否会在预期时间完成或根本完成的不确定性，或者如果完成，将实现其预期的经济利益，包括与包含重大同意的第三方合同相关的风险，禁止转让，转让，可能与潜在交易有关的其他规定，这些规定未被放弃或以其他方式得到满意解决，或商品价格的变化;
•宣布交易的负面影响，以及拟议收购的悬而未决或完成对雪佛龙或赫斯普通股的市场价格和/或经营业绩的影响;
•评级机构的行动以及雪佛龙和赫斯在及时和负担得起的基础上进入短期和长期债务市场的能力;
•本年度报告10-K表第1A项-风险因素中所述的其他因素，以及我们向证券交易委员会提交的其他文件中所述的任何其他风险。
当我们作出前瞻性陈述时，我们相信这些陈述是合理的。然而，考虑到这些风险和不确定性，应谨慎行事，不要过分依赖任何此类前瞻性陈述，因为此类陈述仅在作出之日起发表，不能保证此类前瞻性陈述将发生，实际结果可能与我们所作的任何前瞻性陈述中所载的结果存在重大差异。 除非法律要求，我们没有义务公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是因为新信息，未来事件或其他原因。
词汇表
在本报告中，使用了以下特定于公司或行业的术语和缩写：
API中美石油学会。
艺术登记处-REDD+事务注册表的体系结构。
评估井探井-为确认发现井的结果而钻出的探井，或用于确定生产地层边界的井。
Bbl一个库存油罐桶，这是42美国加仑的液体体积。
桶油当量或boe*--这反映了以6mcf的相对能量含量换算的天然气储量相当于1桶石油当量(1 mcf相当于1000立方英尺)。1桶石油当量并不一定导致价格等值，因为在最近的过去，以每桶石油当量计算的天然气当量价格大大低于相应的原油价格。
Boepd桶油当量/天。
波普桶/天的石油。
CGA-Clean Bay Associates。
凝析油-一种碳氢化合物混合物，在原始储集层温度和压力下存在于气相中，但在生产时，在表面压力和温度下处于液体中。
副署长及助理署长-折旧、损耗和摊销。
天意--多元化、公平、包容。
开发井-在石油和/或天然气储集层的探明区域内钻探的井，目的是从该储集层区域生产石油和/或天然气。
干井未发现商业数量的石油或天然气的勘探井或开发井。
环境保护局前美国国家环境保护局。
EHS和SR--环境、健康、安全和社会责任。
探井在未经探明的地区发现石油或天然气的井，或在以前被另一个油气藏发现具有产能的油田中发现新油气藏的井。
E&P-勘探和生产。
字段--由一个或多个水库组成的区域，这些水库全部归类或与相同的个别地质构造特征和/或地层条件有关。
浮式生产储油船-浮式生产、储存和卸油船。
分馏法。-天然气加工产生的天然气液体混合物在出售给各种石化和工业最终用户之前被分离成天然气液化成分，如乙烷、丙烷、丁烷、异丁烷和天然气汽油的过程。通过控制混合液体流的温度来完成分馏，以利用不同产品沸点的差异。
公认会计原则– 美国公认的会计原则。
温室气体--温室气体。
总英亩– 公司持有营运权益的土地面积。
总油井– A 由公司持有营运权益的油井。
冰 -完整性关键设备。
国际能源署– 国际能源署。
JOA-联合经营协议。
LTIP-长期激励计划。
麦克夫*-1000立方英尺天然气。
MMcfd天然气-每天1000mcf的天然气。
消息资源中心-海洋漏油响应公司。
MTBE甲基叔丁基醚。
MWCC– 海军陆战队油井遏制公司。
净面积或净井*--公司在总英亩或总油井中拥有的零星工作权益的总和。
NGL或天然气液体-通过分馏天然气分离并产生的天然碳氢化合物物质，包括乙烷、丁烷、异丁烷、丙烷和天然汽油。NNGL的售价不等于原油。
NIST CSF-美国国家标准与技术研究院网络安全框架。
非操作A-公司在其中拥有工作权益但不履行运营商角色的项目。
欧佩克--石油输出国组织。
运算符-负责进行和管理石油或天然气项目的勘探、开发和/或生产作业的实体。
职业安全与健康管理局-职业安全和健康管理局。
OSRL-油污反应有限公司。
参股权益成本-反映双方在经营协议中将承担的勘探成本和生产成本的比例。
生产分成合同-东道国政府与油井或油田的所有者(或共同所有者)之间关于各方在收回指定数量的资本和运营费用后将获得的产量百分比的协议。
高产井一口能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，足以证明商业开采是合理的。
已证明的性质*-已探明储量的物业。
已探明储量--根据美国证券交易委员会在题为《石油工程师学会》的出版物中承认的条例和做法，《石油天然气储量信息估算与审计准则》通过对地学和工程数据的分析，在提供经营权的合同到期之前，根据现有的经济条件、运营方法和政府法规，可以合理确定地估计原油和凝析油、天然气和天然气的数量，从给定的日期起，从已知的油藏中经济地生产出来，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，或者运营商必须合理地确定项目将在合理的时间内开始。
已探明已开发储量现有探明储量，可通过现有设备和作业方法通过现有油井开采，或所需设备成本与新油井成本相比相对较小。
已探明未开发储量已探明储量，预计将从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完井的现有油井中回收。未钻井面积的已探明储量应仅限于直接抵消开发间隔区的储量，这些开发间隔区在钻井时可合理确定产量，除非存在使用可靠技术的证据，证明在更远的距离上具有合理的经济可开采性。
PSU-业绩份额单位。
Redd+-减少毁林和森林退化造成的排放。
ROU--使用权。
软性-有担保的隔夜融资利率。
未证明的性质未探明储量的房地产。
VLCC– 超大型原油运输船。
工作利益石油和天然气财产的一种权益，该权益的所有者有权参与相关区域的石油和天然气的钻探和生产，并要求所有者支付钻探和生产作业的部分费用。
WWC– 野井控制中心。
第I部分
项目1和2。 业务及物业
Hess Corporation于1920年在特拉华州注册成立，是一家全球性勘探、开发、生产、运输、购买和销售原油、天然气液体和天然气的公司，生产业务位于美国、圭亚那、马来西亚/泰国联合开发区(JDA)和马来西亚。我们主要在圭亚那近海、美国墨西哥湾和苏里南近海进行勘探活动。在圭亚那近海的Stabroek区块(Hess 30%)，我们和我们的合作伙伴发现了一个重要的资源基础，并正在进行该区块的多阶段开发。我们目前有三个FPSO正在生产，并计划到2027年底拥有六个FPSO，总预期生产能力超过120万桶/日。到目前为止，在该区块发现的资源预计将支持多达10个FPSO的潜力。
我们的中游业务部门，包括Hess Corporation于2023年12月31日在Hess Midstream LP约38%的综合所有权权益，提供收费服务，包括收集、压缩和加工天然气及分馏天然气；收集、终止、装载和运输原油和天然气；储存和终止丙烷，以及水处理服务，主要是在北达科他州威利斯顿盆地地区的Bakken页岩业务。看见中国中游 在第13页上.
2023年10月22日，我们与雪佛龙和雪佛龙的直接全资子公司Yankee Merge Sub Inc.(合并子公司)签订了合并协议和计划(合并协议)。合并协议规定，在符合合并协议的条款及条件下，合并附属公司将与Hess合并及并入Hess，而Hess将作为雪佛龙的直接全资附属公司在合并中继续存在(该等交易即合并)。根据合并协议的条款，如果合并完成，我们的股东将在合并生效时获得每股雪佛龙普通股换1.025股雪佛龙普通股的对价。这笔交易预计将于2024年年中完成，具体取决于股东和监管机构的批准以及其他完成条件。看见第1A项。风险因素以讨论与合并相关的风险。
勘探和生产
已探明储量
已探明储量的计算方法是截至12月31日的12个月期间的平均价格，该价格是一年中每个月第一天的价格的未加权算术平均值，除非合同协议定义了价格，否则不包括基于未来条件的价格上涨。截至2023年12月31日，用于确定已探明储量的原油价格，西德克萨斯中质原油(WTI)为每桶78.10美元(2022年：94.13美元)，布伦特原油(Brent)每桶82.51美元(2022年：97.98美元)。以下是截至12月31日的已探明和未开发储量总额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | | 天然气液体 | | 天然气 | | 总计 |
| | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | (百万bbls) | | (百万bbls) | | (百万Mcf) | | (百万boe) |
| 开发 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 265 | | | 277 | | | 173 | | | 156 | | | 656 | | | 648 | | | 547 | | | 541 | |
| 圭亚那 | 201 | | | 116 | | | — | | | — | | | 71 | | | 37 | | | 213 | | | 122 | |
| 马来西亚和JDA | 3 | | | 3 | | | — | | | — | | | 288 | | | 304 | | | 51 | | | 54 | |
| | 469 | | | 396 | | | 173 | | | 156 | | | 1,015 | | | 989 | | | 811 | | | 717 | |
| 未开发 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 204 | | | 206 | | | 89 | | | 89 | | | 336 | | | 356 | | | 349 | | | 354 | |
| 圭亚那 | 186 | | | 164 | | | — | | | — | | | 114 | | | 54 | | | 205 | | | 173 | |
| 马来西亚和JDA | — | | | — | | | — | | | — | | | 27 | | | 71 | | | 5 | | | 12 | |
| | 390 | | | 370 | | | 89 | | | 89 | | | 477 | | | 481 | | | 559 | | | 539 | |
| 总计 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 469 | | | 483 | | | 262 | | | 245 | | | 992 | | | 1,004 | | | 896 | | | 895 | |
| 圭亚那 | 387 | | | 280 | | | — | | | — | | | 185 | | | 91 | | | 418 | | | 295 | |
| 马来西亚和JDA | 3 | | | 3 | | | — | | | — | | | 315 | | | 375 | | | 56 | | | 66 | |
| | 859 | | | 766 | | | 262 | | | 245 | | | 1,492 | | | 1,470 | | | 1,370 | | | 1,256 | |
截至2023年12月31日，按BOE计算，已探明未开发储量占我们总已探明储量的41%(2022年：43%)。截至2023年12月31日，根据产量分享合同持有的已探明储量占我们原油储量的45%，占我们天然气储量的34%(2022年：分别为37%和32%)。
有关我们已探明的石油和天然气储量的更多信息，请参阅补充油气数据发送到合并财务报表从第92页到第101页。
生产
全球原油、天然气和天然气净产量如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| 原油--数千桶 | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | 30,271 | | | 27,238 | | | 29,176 | |
| 离岸海域 | 8,111 | | | 7,995 | | | 10,451 | |
| 美国总人数 | 38,382 | | | 35,233 | | | 39,627 | |
| 圭亚那 | 41,831 | | | 28,526 | | | 10,920 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 马来西亚和JDA | 1,728 | | | 1,393 | | | 1,264 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他(A) | — | | | 5,524 | | | 7,791 | |
| 总计 | 81,941 | | | 70,676 | | | 59,602 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气液体--数千桶 | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | 24,634 | | | 19,488 | | | 17,889 | |
| 离岸海域 | 550 | | | 681 | | | 1,517 | |
| 美国总人数 | 25,184 | | | 20,169 | | | 19,406 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气.数千mcf | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | 69,781 | | | 56,903 | | | 59,013 | |
| 离岸海域 | 15,565 | | | 16,024 | | | 26,276 | |
| 美国总人数 | 85,346 | | | 72,927 | | | 85,289 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 马来西亚和JDA | 134,404 | | | 131,509 | | | 126,743 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他(A) | — | | | 3,565 | | | 3,557 | |
| 总计 | 219,750 | | | 208,001 | | | 215,589 | |
| | | | | |
| 总桶油当量(百万桶)(A) | 143.8 | | | 125.5 | | | 114.9 | |
(a)其他包括我们于利比亚（于二零二二年十一月出售）及丹麦（于二零二一年八月出售）的权益。 二零二二年，利比亚的净产量为6. 1百万桶油当量（二零二一年：7. 2百万桶油当量）。 二零二一年，丹麦的净产量为120万桶油当量。
E&P操作
于二零二三年十二月三十一日，我们的重大勘探及生产资产包括以下各项：
美国
我们在美国的生产来自北达科他州威利斯顿盆地（巴肯）的巴肯页岩区和墨西哥湾的海上资产。
北达科他州：
巴肯： 于2023年12月31日，我们于巴肯持有约466，000英亩净土地。 2023年净产量平均为182，000桶/日。 于二零二三年，我们钻探118口井，并使113口井投产，使于二零二三年十二月三十一日已营运的生产井总数达到1，757口。 我们于2022年7月增加了第四个已运营的钻机，并计划于2024年运营四个钻机。
离岸：
墨西哥湾： 于2023年12月31日，我们持有约44，000英亩的净开发面积，我们的生产业务主要位于Baldpate（赫斯50%），Conger（赫斯38%），Llano（赫斯50%），Penn State（赫斯50%），Stampede（赫斯25%）和Tubular Bells（赫斯57%）领域。 于2023年12月31日，我们持有约234，000英亩未开发土地，其中约113，000英亩土地的租约将于未来三年到期。 在2023年第四季度，我们是美国内政部20个租约的最高投标人’我们的租赁销售261覆盖约37，000英亩的净面积，我们预计将在2024年第一季度获得这些租约。 于2023年，我们完成了位于Mississippi Canyon Block 727的由Hess运营的Pickerel-1勘探井（Hess 100%）的钻探作业，在该区块发现了含油储层。 该井将连接到管状钟生产设施。 我们亦于二零二三年第四季度顺利完成Hess经营的黑珍珠项目（Hess 25%）。 该井计划作为一个回接踩踏生产设施。 2024年，我们计划参与两口井。
圭亚那
Stabroek Block： Stabroek区块（赫斯30%），圭亚那近海， 占地约660万英亩。 自2015年以来，运营商埃克森美孚圭亚那有限公司已经发现了30多个发现，迄今为止在该区块发现的资源预计将支持多达10个FPSO的潜力。 预计到2027年底，前六艘FPSO的预计总产能将超过120万桶/日。
Liza一期开发项目于2019年12月开始利用Liza Destiny FPSO生产石油，并于2023年第四季度将其产能提高至每日150，000桶至160，000桶。 Liza第二期开发项目于二零二二年二月开始从Liza Unity FPSO生产石油，于二零二二年七月达到其初步产能约220，000桶/日，并于二零二三年第三季度将其产能增加至约250，000桶/日。 计划于二零二四年进一步优化生产。 第三个开发项目Payara于二零二三年十一月开始从Prosperity FPSO生产石油，并于二零二四年一月达到其初步产能约220，000桶原油日。
第四个开发项目Yellowtail于2022年4月获得批准，将利用ONE GUYANA FPSO，预计初始生产能力约为250，000总桶/日，预计于2025年首次生产。 六个钻井中心计划多达26个生产井和25个注入井。
第五个开发项目Uaru于2023年4月获得批准，将利用Errea Wittu FPSO，预计初始生产能力约为250，000总桶/日，预计首次生产将于2026年进行。 计划有10个钻井中心，多达21口生产井和23口注入井。
第六项开发项目Whiptail已于二零二三年第四季度提交圭亚那政府审批。 待政府批准及项目批准后，该项目预计初步产能约为250，000桶/日，预计于二零二七年投产。
目前正在进行一个天然气转能源项目，以建设130英里长的管道网络和相关基础设施，以便每天将大约5000万标准立方英尺的天然气从Liza气田输送到一个300兆瓦的陆上发电厂(天然气转能源项目)，该项目预计将由圭亚那政府建造和运营。埃克森美孚圭亚那有限公司预计在2024年底之前完成管道建设和油田连接。
斯塔布鲁克区块的勘探许可证有效期从2026年10月延长了一年至2027年10月，第一次续签期限的结束要求放弃未被发现的20%的勘探面积，从2023年10月延长了一年至2024年10月，这两个原因都是由于新冠肺炎疫情造成的不可抗力。
2023年，该运营商共钻了三口遇到石油的成功勘探和评估井，以及两口未成功的探井，并计入了井费。2023年12月31日之后，运营商完成了一项探井成功，评价井1口。2024年，运营商计划利用6艘钻井船继续进行勘探、评估和开发活动。
Kaieteur区：我们在2023年第三季度放弃了我们在与Stabroek区块相邻的Kaieteur区块的20%参股权益，但仍需得到政府的批准。
马来西亚和JDA
马来西亚/泰国联合开发区(JDA)：其产量来自泰国湾马来西亚/泰国联合开发区的Carigali Hess运营的A-18区块(Hess占50%)。2024年，该运营商计划钻探约5口开发井。
马来西亚：我们在马来西亚的生产来自于我们在马来西亚近海马来盆地(NMB)的PM302区块(Hess 50%)和PM325区块(Hess 50%)以及PM301(Hess 50%)区块的权益，PM301区块毗邻JDA的A-18区块，并与JDA的A-18区块合并。2024年，我们计划继续在NMB的开发活动，包括钻探大约5口井。
其他
苏里南：*我们在苏里南近海第42号区块和第59号区块均持有33%的非运营参与权益。这两个区块的勘探活动计划于2024年进行。
加拿大：*我们在纽芬兰近海的两个勘探许可证中持有25%的非运营参与权益，这两个许可证于2024年1月到期。2023年，运营商BP加拿大公司完成了Ephesus探井的钻探作业，没有遇到商业数量的碳氢化合物。
销售承诺
我们签订了某些长期合同，对天然气和天然气生产有固定的最低销售量承诺。在泰国湾的JDA，到2025年，我们每年的最低净销售承诺约为700亿立方英尺，2026年和2027年，每年约为300亿立方英尺。在马来西亚近海半岛的北马来盆地开发项目，我们到2025年，每年的最低净销售承诺约为550亿立方英尺。在圭亚那近海Stabroek区块的Liza一期和二期开发项目，在天然气转化能源项目投产后，我们每年的最低净销售承诺约为26亿立方英尺。埃克森美孚圭亚那有限公司预计在2024年底之前完成管道建设和油田连接。受这些销售承诺约束的天然气估计总量约为3750亿立方英尺。我们还在巴肯地区对天然气和NGL做出了多项最低交付承诺，截止日期不同，至2032年，合同剩余期限内的总承诺约为1.2亿boe。
我们在满足我们的销售承诺所要求的承诺数量方面没有遇到任何重大限制，我们预计能够从可用的已探明和可能的储量以及NGL的预计第三方供应中满足未来的需求。
销售价格和生产成本
下表列出了我们的平均售价和平均生产成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 平均售价(A) | | | | | |
| 原油--每桶(含套期保值) | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | $ | 70.44 | | | $ | 81.06 | | | $ | 55.57 | |
| 离岸海域 | 72.06 | | | 81.38 | | | 60.09 | |
| 美国总人数 | 70.80 | | | 81.14 | | | 56.64 | |
| 圭亚那 | 80.72 | | | 89.86 | | | 68.57 | |
| 马来西亚和JDA | 75.51 | | | 89.77 | | | 71.00 | |
| 其他(B) | — | | | 93.67 | | | 66.39 | |
| 世界范围 | 75.97 | | | 85.76 | | | 60.08 | |
| | | | | |
| 原油--每桶(不含套期保值) | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | $ | 73.80 | | | $ | 91.26 | | | $ | 59.90 | |
| 离岸海域 | 75.39 | | | 91.51 | | | 64.77 | |
| 美国总人数 | 74.15 | | | 91.32 | | | 61.05 | |
| 圭亚那 | 82.20 | | | 96.52 | | | 71.07 | |
| 马来西亚和JDA | 75.51 | | | 89.77 | | | 71.00 | |
| 其他(B) | — | | | 101.92 | | | 69.25 | |
| 世界范围 | 78.29 | | | 94.15 | | | 63.90 | |
| | | | | |
| 天然气液体--每桶 | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | $ | 20.77 | | | $ | 35.09 | | | $ | 30.74 | |
| 离岸海域 | 20.87 | | | 35.24 | | | 26.40 | |
| 世界范围 | 20.77 | | | 35.09 | | | 30.40 | |
| | | | | |
| 天然气-每立方米天然气 | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | $ | 1.68 | | | $ | 5.50 | | | $ | 4.08 | |
| 离岸海域 | 2.16 | | | 6.21 | | | 3.25 | |
| 美国总人数 | 1.76 | | | 5.66 | | | 3.82 | |
| 马来西亚和JDA | 5.95 | | | 5.62 | | | 5.15 | |
| 其他(B) | — | | | 5.93 | | | 3.40 | |
| 世界范围 | 4.32 | | | 5.64 | | | 4.60 | |
| | | | | |
| 每桶生产油当量的平均生产(提升)成本(C) | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州(D) | $ | 27.16 | | | $ | 29.02 | | | $ | 25.87 | |
| 离岸海域 | 26.98 | | | 22.19 | | | 12.88 | |
| 美国总人数 | 27.61 | | | 28.16 | | | 23.27 | |
| 圭亚那(E) | 9.60 | | | 11.23 | | | 17.93 | |
| 马来西亚和JDA | 7.33 | | | 6.12 | | | 4.72 | |
| 其他(B) | — | | | 2.78 | | | 6.34 | |
| 世界范围 | 18.96 | | | 18.97 | | | 17.91 | |
(a)在美国和圭亚那的销售价格根据包括在营销费用中的某些加工和分销费用进行调整。
(b)其他包括我们在利比亚(2022年11月出售)和丹麦(2021年8月出售)的权益。
(c)开采(提升)成本包括运营和维护我们的生产油气井、相关设备和设施以及包括中游关税支出在内的运输成本的金额。提升成本不包括发现和开发已探明油气储量的成本、生产和遣散费，或相关一般和行政费用、利息支出和所得税的成本。
(d)包括2023年每桶18.73美元的中游关税支出(2022年：每桶21.21美元；2021年：每桶19.23美元)。
(e)包括运营商为未来开发阶段提供的开发前成本，以及2023年Hess内部成本总计1.87美元/boe(2022年：2.76美元/boe；2021年：5.76美元/boe)。
未开发土地总面积和净面积
截至2023年12月31日，未开发的总面积和净面积为：
| | | | | | | | | | | |
| 未开发
种植面积(A) |
| | | |
| | 毛收入 | | 网络 |
| | | |
| | (单位：千) |
| 美国 | 340 | | | 235 | |
| 圭亚那 | 9,804 | | | 2,608 | |
| 马来西亚和JDA | 197 | | | 98 | |
| 加拿大 | 1,304 | | 326 |
| 苏里南 | 4,363 | | 1,454 |
| 总计(B) | 16,008 | | | 4,721 | |
(a)包括根据产量分享合同持有的种植面积。
(b)截至2023年12月31日，我们63%的净未开发面积，主要是在苏里南、圭亚那和加拿大，计划在未来三年内到期，等待勘探活动的结果。
总开发面积和净开发面积，以及生产井
截至2023年12月31日，总的和净的开发面积和生产井达到：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 适用于生产井的开发面积 | | 生产井(A) |
| | | 油 | | 燃气 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| | | | | | | | | | | |
| | (单位：千) | | | | | | | | |
| 美国 | 794 | | | 511 | | | 3,266 | | | 1,572 | | | 10 | | | 5 | |
| 圭亚那 | 164 | | | 49 | | | 31 | | 9 | | | — | | | — | |
| 马来西亚和JDA | 481 | | | 241 | | | — | | | — | | | 134 | | | 65 |
| 总计 | 1,439 | | | 801 | | | 3,297 | | | 1,581 | | | 144 | | | 70 | |
(a)包括多口完井(同一井眼不同地层生产的井)，共计31口毛井和27口净井。
探井和开发井
在截至12月31日的年度内完成的净探井和净开发井为：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 净探井 | | 净开发井 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 生产井 | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 1 | | — | | — | | 105 | | 70 | | 48 | |
| 圭亚那 | 1 | | 3 | | 3 | | 5 | | 2 | | 3 | |
| 马来西亚和JDA | — | | | 1 | | — | | 8 | | 6 | | 2 | |
| 利比亚 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1 | |
| | 2 | | | 4 | | | 3 | | | 118 | | | 78 | | | 54 | |
| 干井 | | | | | | | | | | | |
| 美国 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 圭亚那(A) | 1 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 加拿大(B) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | 1 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | 3 | | | 4 | | | 3 | | | 118 | | | 78 | | | 54 | |
(a)包括2023年的Fish/Tarpon-1井和Kokwari-1井，2022年的Banjo-1井，以及2021年Stabroek区块的Koebi-1井。
(b)包括2023年纽芬兰近海的以弗所油井。
正在钻探的井数
截至2023年12月31日，正在钻井的油井数量为：
| | | | | | | | | | | |
| 毛收入
水井 | | 网络
水井 |
| 美国 | 57 | | | 18 | |
| 圭亚那(A) | 22 | | | 7 | |
| 马来西亚和JDA | 4 | | | 2 | |
| | | |
| 总计 | 83 | | | 27 | |
(a)包括截至2023年12月31日的12口注水井和4口净注气井。
中游
在2019年12月16日之前，中游业务主要由Hess Infrastructure Partners LP(HIP)组成，Hess Infrastructure Partners LP(HIP)是Hess Corporation和Global Infrastructure Partners(GIP)各占50%股份的合资企业，成立的目的是拥有、运营、开发和收购一系列多样化的中游资产，向Hess和第三方客户提供收费服务。HIP最初成立于2015年5月21日，Hess于2015年7月1日以约26亿美元的价格将HIP 50%的HIP出售给GIP。
2017年4月10日，HIP完成了16,997,000个普通股的首次公开募股(IPO)，相当于其子公司Hess Midstream Partners LP(Hess Midstream Partners LP)30.5%的有限合伙权益，净收益约为3.655亿美元。与IPO相关，HIP贡献了Hess North Damota Pipeline Operations LP、Hess TGP Operations LP和Hess North Dalota Export物流运营有限公司各自20%的控股权，以及Hess Mentor Storage Holdings LLC(统称“贡献业务”)100%的经济权益。Hess及GIP各自获得普通股及附属单位，分别代表Hess Midstream Partners的直接33.75%有限合伙人权益及Hess Midstream Partners普通合伙人的50%间接拥有权，Hess Midstream Partners拥有Hess Midstream Partners 2%的经济权益，外加奖励分配权。
2019年12月16日，Hess Midstream Partners收购了HIP，包括HIP在Hess Midstream Partners油气中游资产的80%权益、Hip的水服务业务以及Hess Midstream Partners的未偿还经济普通合伙人权益和激励性分配权。此外，Hess Midstream Partners的组织结构从主有限合伙转变为“Up-C”结构，其中Hess Midstream Partners的公共单位持有人获得新发行的A类股，名为Hess Midstream LP(Hess Midstream)，Hess Midstream Partners更名为Hess Midstream Operations LP(Hesm Opco)，并成为新上市实体Hess Midstream的合并子公司。作为收购的对价，Hess收到了3.01亿美元的现金支付和约1.15亿个新发行的Hesm Opco B类单位。在收购及相关交易生效后，Hess Midstream A类股份的公众股东在交换基础上拥有合并实体6%的股份，Hess和GIP在交换基础上分别拥有合并实体47%的股份，主要是通过保荐人拥有Hesm Opco的B类单位，这些单位可以一对一的方式交换为Hess Midstream的A类股份。
2021年，Hess Midstream完成了两次承销公开发行股票，合计约1550万股Hess Midstream A类股票，由Hess和GIP的关联公司持有。Hess Midstream的A类股份是由Hess和GIP通过交换其持有的Hesm Opco的1550万个B类单位获得的。2021年，Hesm Opco以7.5亿美元的单笔交易回购了Hess和GIP关联公司持有的3125万个Hesm Opco B类单位。Hesm Opco以私募方式发行了本金总额7.5亿美元、2030年到期的4.250%固定利率优先无担保票据，为回购提供资金。
2022年，Hess Midstream完成了由Hess和GIP关联公司持有的约1,020万股Hess Midstream A类股票的单一承销公开发行。Hess Midstream的A类股份由Hess和GIP通过交换约1,020万股Hesm Opco的B类单位获得。2022年，Hesm Opco在一次交易中以4亿美元的价格回购了Hess和GIP关联公司持有的约1360万个Hesm Opco B类单位。Hesm Opco在一次非公开发行中发行了本金总额4亿美元、2030年到期的5.500%固定利率优先无担保票据，以偿还其用于为回购融资的循环信贷安排下的借款。
2023年，Hess Midstream完成了两次承销公开发行股票，合计约2430万股Hess Midstream A类股票，由Hess和GIP的关联公司持有。Hess Midstream的A类股份是由Hess和GIP通过交换其持有的Hesm Opco的2430万个B类单位获得的。2023年，Hesm Opco在多次交易中从Hess和GIP的关联公司回购了总计约1360万个Hesm Opco B类单位，总收益为4亿美元。这些单位回购的资金来自Hesm Opco循环信贷安排下的借款。
上述交易生效后，于2023年12月31日，Hess Midstream A类股份的公众股东拥有约30%的股份，GIP拥有约32%的股份，Hess拥有合并实体约38%的股份。
截至2023年12月31日，中游资产包括：
•天然气收集和压缩：主要位于北达科他州麦肯齐、威廉姆斯和芒特拉尔县的天然气收集和压缩系统，将赫斯和第三方拥有或运营的油井与Tioga天然气厂、小密苏里州4号天然气厂和第三方管道设施连接起来。该收集系统由大约1,410英里的高低压天然气和NGL收集管道组成，目前的输送能力高达约660毫米立方英尺。该系统的总压缩能力约为480毫米立方英尺，其中包括2023年通过新建一个新的压缩机站和扩建现有的压缩机站而增加的约70毫米立方英尺的压缩能力。另一座绿地压缩机站的建设也已完成，一旦于2024年初投入运营，压缩能力将进一步增加约30mmcfd。
•原油收集：主要位于北达科他州McKenzie、Williams和Mountrail县的原油收集系统，将Hess和第三方拥有或运营的油井连接到Ramberg终端设施、Tioga铁路终端和Johnson's Corner Header系统。 原油收集系统由大约570英里的原油收集管道组成，目前的能力高达大约290，000桶/天。
•泰奥加天然气厂：位于北达科他州Tioga的天然气加工和分馏厂，目前总加工能力约为400 mmcfd，NGL分馏能力约为60，000 boepd，y级NGL稳定能力约为25，000 boepd。
•第4章：你是谁位于北达科他州麦肯齐县的天然气加工厂，加工能力约为200 mmcfd，于2019年投入使用，由Targa Resources Corp.运营。Hess Midstream LP通过与Targa Resources Corp.的合资企业拥有Little Missouri 4的50%权益，并有权获得该工厂一半的加工能力。
•Mentor存储终端：位于明尼苏达州门托的丙烷储存洞穴和铁路及卡车装卸设施，工作储存能力约为330，000桶油当量。
•Ramberg航站楼设施：位于北达科他州威廉姆斯县的原油管道和卡车接收终端，其原油输送能力高达约285，000桶/日，将原油输送到互连管道，用于运输到Tioga铁路终端，Dakota Access Pipeline（DAPL）和其他第三方管道和存储设施。
•泰奥加火车站：位于北达科他州Tioga的140，000桶/日原油和30，000桶/日NGL铁路装载终端，与Tioga天然气厂、Ramberg终端设施和我们的原油收集系统相连。
•原油轨道车：共550辆原油轨道车，作为由大约100至110辆原油轨道车组成的单元列车运营。 这些原油轨道车是按照DOT-117标准建造的。
•Johnson's Corner Header系统：位于北达科他州麦肯齐县的原油管道集管系统，通过管道从赫斯和第三方接收原油，并将原油输送到DAPL和其他第三方州际管道系统。 该设施的原油输送能力约为10万桶/日。
•采出水收集和处置：主要位于北达科他州威廉姆斯县和蒙特雷尔县的采出水收集系统，通过收集系统中约300英里的管道或第三方卡车运输将采出水从井场运输到水处理设施进行处置。
•其他DAPL连接：进入DAPL的各种连接，这些连接是位于北达科他州威廉姆斯县和蒙特雷尔县的终端系统内的原油交付点，通过管道从原油收集系统接收原油，以交付到DAPL。 该设施的原油输送能力约为120，000桶/日。
中游部门通过收取收集，压缩和加工天然气和分馏NGL的费用来赚取几乎所有的收入;收集，终端，装载和运输原油和NGL;储存和终端丙烷;以及收集和处理采出水。 自2014年1月1日起，Hess Midstream的某些子公司与Hess的某些子公司签订了（i）天然气收集，（ii）原油收集，（iii）天然气加工和分馏，（iv）储存服务以及（v）终端和出口服务商业协议，每一份合同的初始期限一般为十年，Hess Midstream子公司可单方面延长十年。 Hess Midstream附属公司行使其权利，将该等商业协议的条款延长至二零二四年一月一日至二零三三年十二月三十一日的第二年期。 自2019年1月1日起，Hess Midstream的一家附属公司与Hess的一家附属公司订立了集水和处置服务协议。 这些协议还使Hess Midstream能够直接向第三方同时使用这些服务。
商业协议包含最低数量的承诺，这些承诺基于几乎涵盖所有E&P部门的提名’S在巴肯现有和未来拥有或控制的生产，以及通过专门的第三方合同由勘探和销售部门拥有或控制的预计第三方产量。最低数量承诺相当于提名的80%，并在三年滚动的基础上适用，因此它们被设定为最近一次提名后的三年。在每个商业协议的初始期限内，每季度衡量数量不足，任何相关的短缺付款不受未来减少或抵消的影响。在每个商业协议的次要期限内，适用的HESS
子公司将有权获得关于所支付的任何差额费用的抵免。对于根据适用协议交付的任何数量超过指定数量的任何数量，该Hess子公司可在获得信用后的四个季度内将抵免用于应付费用。将不对《终止和出口服务商业协议》下的原油终止服务或《水收集和处置服务协议》下的水处理服务提供信贷。
竞争和市场状况
看见第1A项。风险因素关于竞争和市场状况的讨论。
应急准备和响应计划和程序
我们制定了一系列针对业务和资产的应急准备、响应和业务连续性计划，详细说明了快速有效的应急响应和环境缓解活动的程序。这些计划在必要时得到维护、审查和更新，以确认其准确性和适宜性。此外，在适用的情况下，还会由相关东道国政府当局审查和批准这些计划。
应急人员培训和演习经常在全球范围内举行，以评估和持续改进我们的计划的有效性。我们的承包商、服务提供商、政府机构的代表以及适用的合资伙伴都参加了演习，以帮助确保应急程序全面并能够有效实施。
为了补充内部能力并帮助确保我们的全球业务覆盖范围，我们与当地、地区和全球漏油响应和紧急响应组织网络维护成员合同。在地区和全球层面，这些组织包括CGA、MSRC、MWCC、WWC和OSRL。CGA和MSRC是国内泄漏响应组织，MWCC提供设备和人员来遏制墨西哥湾的水下油井控制事件。WWC在全球提供消防、井控和工程服务。OSRL是一个全球性的响应组织，在需要时可以帮助我们处理任何资产。除了拥有独立的响应资产外，该组织还保持着业务关系，在需要时可以立即获得额外的关键响应支持服务。OSRL的响应资产包括近300艘回收和存储船只和驳船、250多台撇油器、60多万英尺长的围栏、9个盖板堆栈以及大量的分散剂和其他辅助设备，包括飞机。除了外部油井控制和漏油响应支持之外，我们还与野生动物、环境、石油泄漏响应支持签订了合同气象、事件管理、医疗和安全资源。如果我们要让这些组织获得额外的关键响应支持服务，我们将为此类服务提供资金，并在适当的情况下根据我们的保险范围寻求补偿，如下所述。*在某些情况下，我们寻求并与其他公司和政府合作社签订互助协议，以接收和提供漏油响应设备和人员支持。*我们通过在MWCC执行委员会和响应网络委员会、CGA的技术操作委员会和API的应急准备和响应委员会的代表与紧急响应组织保持密切联系。我们还在CGA、MSRC和OSRL保持定期投票成员资格。
我们继续参加几个全行业的特别工作组，这些工作组正在研究更好的方法来评估和预防陆上和海上事件的风险，获取和控制海底环境中的井喷，并改进遏制和回收方法。这些工作组正在与石油和天然气行业和国际政府机构密切合作，实施改进，提高溢油预防、准备、响应和回收过程的有效性。
保险承保范围及赔偿
我们承保的保险范围包括财产实际损坏、第三者责任、工人赔偿和雇主责任、一般责任、突发性和意外污染以及其他保险。*此保险范围受免赔额、免赔额和限制的限制，不能保证此类保险将充分保护我们免受所有潜在后果和损害的责任。
承保因突发及意外污染事件而对我们的财产造成的实际损害及与负面环境影响有关的责任的保险金额，不包括我们自行投保的风暴保险，根据资产而有所不同。’S估计重置价值或估计最大损失。-在灾难性事件的情况下，第一方保险由两层保险组成。第一层4.5亿美元的保险是通过行业共同保险集团提供的。超过这个4.5亿美元门槛的额外保险，在2023年12月31日投保，总价值高达8亿美元，如上所述。我们的财产物理损害保险计划不包括为我们的E&P业务提供业务中断保护。此外，我们还提供一般责任、突发和意外污染的第三方保险。最高可达8.3亿美元，在标准JOA下的承保范围将减少到我们的参保利益。此外，我们的保单每年在不同的日期续期。未来的保险承保范围可能会增加成本，并可能包括更高的免赔额或保留金，或者额外的排除或限制。*此外，某些形式的保险可能在未来变得不可用，或无法以被认为在经济上可接受的条款获得。
一般来说，我们的钻井合同(和我们的大多数其他离岸服务合同)规定了一种相互持有的无害赔偿结构，根据该结构，合同的每一方(公司和承包商)就其人员和财产(通常是其承包商/分包商的人员和财产)的伤害或损坏向另一方进行赔偿，而不考虑过错。如果索赔可归因于一方的严重疏忽和/或故意不当行为，则差异可能包括赔偿排除。另一方面，第三方索赔通常是基于过错分配的。
我们通常对承包商的所有索赔负责和赔偿，包括来自第三方的索赔，范围是由于我们的水库或其他财产产生的物质造成的污染或污染，承包商对因承包商财产产生的污染而引起的所有索赔负责并赔偿我们。如果索赔可归因于一方的严重疏忽和/或故意不当行为，则差异可能包括赔偿排除。*此外，我们通常对我们自己的所有损失和大多数与灾难性损失相关的第三方索赔负责，例如水库损坏、井喷、凹陷和坑洞损失，无论原因如何，尽管确实存在可归因于严重疏忽和/或故意不当行为的损失的例外情况。最后，一些离岸服务合同包括对承包商责任的总体限制，其数额等于固定的谈判金额。但变更可能包括将所有合同赔偿排除在责任上限之外。
根据标准的《联合协议》，在其参与的利益范围内(运营商或非运营商)，每一方都对根据《联合协议》提出的所有索赔负责。协议差异包括基于运营商的严重疏忽和/或故意不当行为的索赔排除，在这种情况下，运营商独自承担责任。在某些司法管辖区，《联合协议》的各方可能继续对第三方提出的索赔承担连带责任。此外，根据政府实体和商业方之间的一些生产分享合同，商业方对政府实体的责任是连带的。
政府规章
原油和天然气行业受到联邦、州、地方和外国政府各级的监管。随着时间的推移，影响能源行业要素的法规将不断得到修订或扩大，这可能会导致业务成本增加，并影响我们的盈利能力。看见监管、法律和环境风险在……里面第1A项。风险因素。遵守各种现有的环境、健康和安全法规，预计不会对我们的财务状况或运营结果产生重大不利影响。然而，日益严格的环境法规已经并可能继续导致我们和整个石油和天然气行业的资本支出和运营费用增加，并可能减少对我们产品的需求。我们在2023年花费了大约2800万美元(2022年：2300万美元；2021年：1600万美元)用于环境修复。此外，我们可能面临退役债务，包括剥离的资产。看见附注8，资产报废债务在合并财务报表附注。遵守联邦、州、地方和外国法规的其他支出水平很难量化，因为这些成本被计入我们的资本支出和运营费用中几乎没有区别的部分。有关影响我们业务的环境、健康和安全法规的进一步讨论，请参阅环境、健康和安全在……里面项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析.
人力资本管理
企业文化与概述
我们的人力资本战略旨在通过投资于他们的专业发展，并为他们提供具有挑战性和回报的个人成长机会，来吸引、吸引和留住我们的人才。我们的工作场所文化以我们的价值观为指导，并通过发展高质量的领导力、促进Dei、强调持续学习、创造参与机会、推动创新和拥抱精益改进过程来加强。我们利用生活在赫斯的框架，为我们的多代和人口结构多样化的劳动力优化工作体验，并释放出持续高水平执行所需的可自由支配的努力。生活在赫斯的框架包括计划、政策和实践，以及一个利用面对面对话、脉冲民意调查和数据分析的倾听系统，以帮助领导者了解员工的经历和观点，为他们的决策提供参考。
截至2023年12月31日，我们在全球拥有1,756名员工，详情如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美国 | | 圭亚那 | | 马来西亚和JDA | | | | 总计 |
| 职务类别 | | | | | | | | | | |
| 行政人员和高级管理人员 | | 29 | | | — | | | 1 | | | | | 30 | |
| 初级和中级管理人员 | | 373 | | | — | | | 67 | | | | | 440 | |
| 专业人士 | | 815 | | | — | | | 90 | | | | | 905 | |
| 其他 | | 377 | | | — | | | 4 | | | | | 381 | |
| 总计 | | 1,594 | | | — | | | 162 | | | | | 1,756 | |
赫斯的生活
我们通过旨在帮助确保每个地方的每个人每天都能安全回家的计划和做法来优先考虑我们员工的安全。我们继续调整我们的工作政策和福利，以优先考虑情绪、心理和身体健康和福祉。
在2023年期间，我们全年进行了多次员工调查，以了解员工的情绪和敬业度，并针对员工的反馈做出了以下改进：
•通过新的面对面和虚拟学习和指导机会，正式确定个人和团队学习途径；
•增加资源，以提高混合工作的效力；
•加强我们的健康计划，支持我们员工的身体、经济、社会和情感健康；以及
•建立了新的培训和发展计划，以帮助领导者驾驭日益动态、多样化和复杂的工作环境。
多样性、公平性和包容性
本着我们的价值观和宗旨，我们长期致力于Dei，并采取行动，为每个人培养可持续的包容文化。DEI是提高绩效和实现我们现在和未来业务目标所需的创新的业务当务之急。此外，赫斯致力于提供一个没有歧视和骚扰的全球工作场所，让每个人都能充分发挥自己的潜力。我们为所有员工和求职者提供平等的就业机会，不分种族、肤色、宗教、性别、年龄、性取向、性别认同、信仰、民族血统、遗传信息、残疾、退伍军人身份或任何其他受保护地位。
Hess‘dei Council提供行政领导指导，将Dei嵌入到我们的文化中，并推动整个组织的进步。我们对促进相互尊重和信任的文化的期望包含在我们的商业行为和道德准则以及相关政策中。它还通过定期沟通和持续培训，与各级员工定期加强。有关我们的政策和做法的更多信息，包括培训、员工参与度倡议和劳动力数据，都包含在我们的可持续发展报告和年度美国平等就业机会报告中，这些报告可在我们的网站www.hess.com上找到。
如下表所示，在2023年期间，Hess在我们大部分级别的员工中保持或改善了多样性。我们相信，我们对DEI的战略关注，包括新的培训和多样性推广计划，以及我们的首届Hess包容性峰会，促成了这一结果。我们的Dei领导帮助制定一项量身定制的长期战略，确定我们现在和未来推进Dei的目标和战略。我们有六个员工资源小组，他们提供宝贵的员工见解，以维持一个多样化、公平和包容的环境，让每个人都能茁壮成长并尽其所能，并与外部组织合作，改善我们社区的DEI。每年，我们都会与我们的董事会共享员工活动和趋势，如员工流动率、晋升、DeI和发展指标，以及计划发展和进度等定性信息。管理层还在全年与薪酬和管理发展委员会更详细地审查这些主题。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 女人
(美国和国际) | | 少数族裔(A)
(美国员工) |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 职务类别 | | | | | | | | | | | | |
| 行政人员和高级管理人员 | | 17 | % | | 16 | % | | 16 | % | | 20 | % | | 19 | % | | 19 | % |
| 初级和中级管理人员 | | 24 | % | | 23 | % | | 23 | % | | 22 | % | | 22 | % | | 20 | % |
| 专业人士 | | 33 | % | | 33 | % | | 34 | % | | 32 | % | | 31 | % | | 30 | % |
| 其他 | | 17 | % | | 18 | % | | 19 | % | | 16 | % | | 16 | % | | 16 | % |
| 总计 | | 27 | % | | 27 | % | | 27 | % | | 26 | % | | 25 | % | | 24 | % |
(a)根据美国劳工部的定义。
薪酬和福利计划
我们的薪酬和福利计划侧重于在快速变化的行业中吸引和留住高技能劳动力。我们每年都会将这些计划与我们行业的其他公司进行基准比较，并进行审查，以帮助促进薪酬公平。结果在我们的可持续发展报告中和www.hess.com上分享。我们维持一个适用于所有员工(包括高管)的年度激励计划，并为所有参与者提供共享的企业绩效指标。我们还提供全面的、国家认可的健康计划，旨在改善我们员工的身体、经济、社会和情感健康。
关于我们的执行官员的信息
下表列出了截至2024年2月26日该公司高管的信息：
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名字 | | 年龄 | | 担任过的职位*和商业经验 | | 年个人成为一名行政主任 |
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| 约翰·B·赫斯 | | 69 | | 董事首席执行官兼首席执行官 赫斯先生自1995年起担任该公司首席执行官，并自1977年起受雇于该公司。他在石油和天然气行业拥有超过45年的经验。 | | 1983 |
| 格雷戈里·P·希尔 | | 62 | | 总裁和首席运营官 希尔先生自2014年起担任公司全球勘探和生产业务的首席运营官，总裁先生自2009年1月加入公司以来一直担任首席运营官。在加入公司之前，希尔先生在荷兰皇家壳牌及其附属公司工作了25年，在亚太地区、欧洲和美国担任过各种运营、工程、技术和管理职务。 | | 2009 |
| 蒂莫西·B·古德尔 | | 66 | | 常务副总裁总法律顾问、公司秘书兼首席合规官 古德尔先生自2009年起担任公司总法律顾问，自2016年起担任公司秘书，自2017年起担任首席合规官，自2020年起担任执行副总裁总裁。在2009年加入公司之前，他是White&Case律师事务所的合伙人，在那里工作了25年。 | | 2009 |
| 约翰·P·里利 | | 61 | | 常务副总裁兼首席财务官 Rielly先生自2004年起担任本公司首席财务官，自2020年起担任执行副总裁总裁。Rielly先生之前于2001年至2004年担任本公司副总裁兼财务总监。在2001年加入本公司之前，他是安永律师事务所的合伙人，在那里受雇17年。 | | 2002 |
| 理查德·林奇 | | 66 | | 高级副总裁，技术与服务 林奇先生自2018年起担任中国石油天然气集团公司技术与服务部高级副总裁。此前，林奇先生从2014年起担任全球开发、钻井和完井部门的高级副总裁。在2014年加入中国石油天然气集团公司之前，林奇先生在英国石油公司和ARCO公司从事油井交付和运营以及项目和资产管理工作超过30年。 | | 2018 |
| 格伯特·斯孔曼 | | 58 | | 高级副总裁，全球制片 勋曼先生自2020年1月起担任本公司全球生产部副总监高级副总裁。自2011年加入本公司以来，他曾担任多个运营领导职务，包括2011年1月至2012年8月担任亚太区生产部副总裁；2012年9月至2016年12月担任巴肯陆上生产部副总裁；以及自2017年1月起担任离岸副总裁。在加入本公司之前，他在荷兰皇家壳牌工作了20年，担任运营和领导职务。 | | 2020 |
| 安德鲁·斯伦茨 | | 62 | | 高级副总裁，人力资源与办公室管理 斯伦茨先生自2016年4月起担任公司人力资源部高级副总裁，自2018年起负责办公室管理。在2016年加入公司之前，斯伦茨先生自2010年起担任皮博迪能源行政和人力资源部执行副总裁总裁。此外，斯伦茨先生在大型国际上市公司拥有30多年的人力资源经验。 | | 2016 |
| Barbara Lowery-Yilmaz | | 67 | | 高级副总裁和首席勘探官 Lowery-Yilmaz女士自2014年起担任公司勘探总监高级副总裁，自2020年起担任首席勘探官。此外，Lowery-Yilmaz女士在BP plc及其附属公司拥有超过30年的油气勘探与技术经验，其中包括高级领导职位。 | | 2014 |
*本附例所指的所有高级职员均按照本公司附例任职，直至与本公司股东周年会议有关的第一次董事会议为止，并直至他们的继任者经适当挑选及具备资格为止。每名上述高级职员均于2023年5月17日获选担任与其姓名相对的职位。
上述人员均受雇于本公司或其附属公司，担任各种管理和行政职务已超过五年。
访问我们的报告
我们通过我们的网站www.hess.com、我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q的季度报告、Form 8-K的当前报告以及根据交易法第13(A)或15(D)节提交或提供的报告的修正案，在合理可行的情况下尽快以电子方式向美国证券交易委员会提交或提供这些材料。我们网站上的信息，包括我们的可持续发展报告，不是本报告的一部分，也不是本报告的参考内容。根据我们的商业行为和道德准则、公司治理指南、董事会的审计委员会、薪酬和管理发展委员会、公司治理和提名委员会以及环境、健康和安全委员会的章程可在我们的网站上查阅，也可以向我们主要执行办公室的投资者关系部门免费索取。我们还向纽约证券交易所(NYSE)提交首席执行官的年度证明，证明我们符合纽约证券交易所的公司治理标准。
项目1A.各种风险因素
我们的业务活动和证券价值受到重大风险的影响，包括下文所述的风险因素。这些风险因素可能会对我们的运营、财务状况、流动性和运营结果产生负面影响，因此，我们证券的持有者和购买者可能会损失部分或全部投资。如果我们将来发行证券，可能会在招股说明书附录中描述与我们证券相关的额外风险。
拟议的雪佛龙合并风险
在合并悬而未决期间，我们将受到业务不确定性的影响，这可能会对我们的业务产生不利影响。合并对员工和与我们有业务往来的员工的影响不明朗，可能会对公司产生不利影响。这些不确定性可能会削弱我们在合并完成之前和之后一段时间内吸引、留住和激励关键人员的能力，并可能导致与我们有业务往来的公司寻求改变与我们现有的业务关系。在合并悬而未决的过程中，留住公司的员工可能是一个挑战，因为员工可能会经历他们的角色的不确定性。此外，合并协议限制我们在未经雪佛龙同意的情况下进行某些公司交易、订立某些重大合同、对我们的资本预算进行某些更改、招致某些债务和采取其他特定行动，并一般要求我们在合并悬而未决期间继续在正常业务过程中运营。这些限制可能会阻止我们在合并完成之前寻求有吸引力的商业机会或调整我们的资本计划。
我们可能会受到与合并相关的诉讼，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。我们和/或我们各自的董事和高级管理人员可能会受到与合并有关的诉讼。这类诉讼在收购上市公司时非常常见，无论基础收购的是非曲直。
合并的完成受到多个条件的制约，如果不满足或放弃这些条件，合并将不会完成。如果合并未能完成或重大延迟完成，可能会对我们普通股的交易价格以及我们未来的业务和财务业绩产生负面影响。 合并的完成取决于满足或放弃某些成交条件，包括（i）收到我们股东的必要批准，（ii）根据1976年哈特-斯科特-罗迪诺反垄断改进法（经修订适用于合并）的等待期到期或终止，（iii）没有任何禁止合并完成的命令或法律，（iv）雪佛龙提交的S-4表格登记声明的有效性，根据该声明，将在美国证券交易委员会登记与合并有关的雪佛龙普通股股份;批准雪佛龙公司因合并而发行的普通股在纽约证券交易所上市。 各方完成合并的义务还取决于另一方已在所有重大方面履行其在合并协议项下的义务，且另一方在合并协议中的陈述和保证真实正确（受某些重要性限定条件的限制）。 此外，赫斯和雪佛龙一直在与埃克森美孚公司和中国海洋石油总公司就Stabroek区块联合经营协议中的优先购买权条款进行讨论。 如果这些讨论没有达成可接受的解决办法，并且仲裁（如果进行的话）没有确认这种优先购买权规定不适用于合并，则合并协议下的结束条件将失败，在这种情况下，合并将不会结束。 有关更多信息，请参阅雪佛龙将于2024年2月26日提交的S-4表格初步注册声明中题为“合并Stabroek JOA”的部分。 赫斯完成合并的义务还取决于从法律顾问那里收到的税务意见，即合并将符合1986年《国内税收法》第368（a）条（经修订）含义内的“重组”。 无法保证完成合并的条件将得到满足或豁免，或合并将完成。
如果合并没有完成，或者如果在完成合并方面出现重大延误，我们的普通股交易价格以及我们未来的业务和财务业绩可能会受到负面影响，我们可能会面临以下几种风险：
•要求我们在合并协议规定的某些情况下向雪佛龙支付约17.15亿美元的终止费;
•金融市场的负面反应，包括由于当前价格可能反映了市场对合并将完成的假设而导致的普通股价格下跌;
•必须支付与合并有关的某些重大费用;以及
•我们管理层的注意力将转移到合并上，而不是我们自己的业务和追求其他可能对我们有利的机会。
合并协议限制了我们寻求合并替代方案的能力。 合并协议包含的条款可能会阻止第三方提交可能会给我们的股东带来比合并更大价值的竞争提案，或可能导致公司的潜在竞争收购方提出以低于每股价格收购我们，
否则，它可能会提议支付。这些条款包括全面禁止我们征求或与任何第三方就竞争性交易的任何竞争性提议或要约进行讨论，除非与我们董事会行使受托责任有关的某些例外情况。
由于合并协议中的交换比例是固定的，而且雪佛龙普通股的市场价格将在合并完成前波动，我们的股东无法确定他们将在合并中获得的雪佛龙普通股的市场价值。根据合并协议的条款，如果合并完成，我们的股东将在合并生效时获得每股雪佛龙普通股换1.025股雪佛龙普通股的对价。合并对价的交换比例是固定的，根据合并协议，合并对价不会因合并完成前雪佛龙普通股或我们普通股的市场价格变化而调整。
如合并完成，则自签署合并协议之日起至本公司有权收取合并对价之股东实际收到合并对价之日之间将有一段时间。在此期间，由于各种因素的影响，雪佛龙普通股和我们普通股的市值都出现了波动，而且可能会继续波动，这些因素包括一般市场和经济状况、各公司业务、运营和前景的变化、大宗商品价格、监管考虑因素以及市场对雪佛龙业务和合并的评估。这些因素很难预测，在许多情况下可能超出了雪佛龙和我们的控制范围。我们的股东在合并完成时收到的合并对价的实际价值将取决于当时雪佛龙普通股的市场价值。这一市值可能与合并协议签订时或任何其他时间雪佛龙普通股的市值存在实质性差异。
由于合并，我们的股东收到的雪佛龙普通股股票将与我们普通股的股票享有不同的权利。合并完成后，我们的股东将不再是Hess的股东，而收到合并对价的我们的股东将成为雪佛龙的股东，他们作为雪佛龙股东的权利将受雪佛龙章程和章程的条款管辖。我们股东目前的权利和这些股东作为雪佛龙股东将有权享有的权利之间存在差异。
市场和第三方风险
我们的业务和经营业绩高度依赖于原油、天然气和天然气的市场价格，这些价格可能非常不稳定。*我们估计的已探明储量、收入、运营现金流、营业利润率、流动性、财务状况和未来收益高度依赖于原油、天然气和天然气的基准市场价格，以及我们相关的已实现价差，这些价差是不稳定的，受到许多我们无法控制的因素的影响。包括欧佩克成员国在内的主要外国产油国可能会对原油和成品油的供应和价格施加相当大的影响。他们就产油率和其他事项达成共同政策的能力可能会对石油市场产生重大影响。其他因素包括，但不限于：全球和国内原油、天然气和天然气的供应和需求；世界各地，特别是原油或天然气产区的政治状况和事件(包括天气、不稳定、政府更迭、武装冲突、经济制裁和传染病的爆发，如新冠肺炎)；勘探、开发和生产原油、液化石油气和天然气的成本；替代燃料或其他形式能源的价格、可获得性和需求；节能和环境保护努力的影响；以及全球整体经济状况(包括通胀、增长放缓或衰退、利率上升、供应链限制以及与俄罗斯持续入侵乌克兰或以色列与哈马斯之间的冲突相关的后果)。大宗商品交易市场的情绪以及其他供需因素也可能影响原油、NGL和天然气的销售价格。2023年WTI的平均基准价格为每桶77.60美元(2022年：94.33美元；2021年：68.08美元)，布伦特原油每桶82.18美元(2022年：99.04美元；2021年：70.95美元)。为了管理现金流和信贷需求的潜在波动性，我们维持着大量的银行信贷安排。无法获得、更新或更换此类信贷安排，或在这些贷款到期时获得其他资金来源，将对我们的流动性产生负面影响。此外，我们已不时订立商品价格对冲安排，日后亦可能订立或修订该等安排，以管理商品价格波动。这些安排可能会限制大宗商品价格上涨的潜在上行空间，或使我们面临额外的风险，如交易对手信用风险，这可能会对我们的现金流、流动性或财务状况产生不利影响。
我们并不总是控制根据联合业务协定作出的决定，而且这种协定所规定的当事方可能无法履行其义务。我们通过与其他方的联合经营协议进行许多勘探和生产业务，根据这些协议，我们可能无法控制决策，因为我们没有控股权益或不是协议下的运营商。 存在风险，这些方可能在任何时候都有经济，商业或法律利益或目标与我们不一致，因此可能会做出我们认为不符合我们最佳利益的决定。 此外，这些协议的缔约方可能无法履行其经济或其他义务，我们可能需要单独履行这些义务。 例如，于二零二一年六月，美国破产法院批准Fieldwood Energy LLC的破产计划，其中包括将Fieldwood的放弃责任转移至我们及其他拥有其若干资产所有权的前任人，彼等对该等责任承担共同及个别责任。 看到 附注8，资产报废债务 在合并财务报表附注. 因此，我们的合约对手方的行动可能对我们的投资价值产生不利影响，并导致成本或负债增加。
我们的行业竞争非常激烈，我们的许多竞争对手比我们更大，拥有更多的资源和更多样化的投资组合。 石油工业竞争激烈，资本密集。 我们面临来自众多公司的竞争，包括获得原油和天然气勘探权。 在较小的程度上，我们还与替代燃料或其他形式的能源，包括风能，太阳能和电力的生产商竞争，并且由于新技术的开发和采用，未来可能面临越来越多的竞争。 许多竞争对手，包括国有石油公司，规模更大，拥有更多的资源来收购和开发石油和天然气资产，或者可能在我们经营的地区建立了战略关系，或者可能愿意承担比我们愿意承担的风险更高的风险。 此外，对钻井服务、技术专长和设备的竞争可能影响技术人员和钻机的供应，导致资本和运营成本增加。 我们的许多竞争对手拥有更多样化的资产组合，这可能会最大限度地减少任何一个地点发生的不良事件的影响。
运营和战略风险
如果我们未能成功增加储量，我们未来的原油和天然气生产将受到不利影响。我们拥有或可以使用有限数量的石油和天然气储备，这些储备将随着时间的推移而耗尽。 石油和天然气生产和储量的替代，包括已探明的未开发储量，取决于成功的勘探钻井、开发活动和提高采收率计划。 因此，未来的石油和天然气生产取决于在发现和开发额外的碳氢化合物储量方面的技术成功。 勘探活动涉及对地震和其他地质及地球物理数据的解释，这并不总是成功地预测商业数量的碳氢化合物的存在。 钻井风险包括意外的不利条件、压力或地层的不规则性、设备故障、井喷和天气中断。 未来的开发可能会受到不可预见的储层条件的影响，这会对采收率或流速产生负面影响。 在从他人处获得的资产上生产石油和天然气可能会遇到类似的风险。 此外，替代储量和开发未来产量也受到原油和天然气价格以及钻井和开发活动成本的影响。 原油和天然气价格下跌可能会减少我们勘探和开发活动的可用资本，使某些开发项目不经济或延迟完成，并导致现有储量的负面修订，而钻井和开发成本增加可能会对预期经济回报产生负面影响。
估计已探明储量和贴现未来净现金流量的数量存在固有的不确定性，实际数量可能低于估计。在估计已探明储量的数量和这些储量未来的净收入方面存在许多不确定性。未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、资本支出、运营费用和可采石油和天然气储量数量可能与估计中假设的大不相同，并可能对我们已探明储量和相关未来净收入的估计数量产生重大影响。此外，储量估计可能会受到基于生产业绩、物业买卖、未来开发结果、现行石油和天然气价格变化、产量分享合同(随着原油和天然气价格上涨可能减少储量)以及其他因素的下调或上调的影响。
灾难性事件和其他事件，无论是自然发生的还是人为的，都可能对我们的运营和财务状况产生重大影响。我们的石油和天然气业务受到原油和天然气行业运营固有的许多风险和危险的影响，包括灾难性事件，这些事件可能会损坏或摧毁资产、中断运营、导致人身伤害并产生其他重大不利影响。这些事件包括意想不到的钻井条件、压力条件或储层中的异常情况、设备故障或故障、脱轨、火灾、爆炸、井喷、漏油、停电、撞击、管道中断和破裂、恶劣天气(如飓风、洪水、冰冻和热浪或干旱)、地质事件、可用熟练劳动力短缺、网络攻击或与新冠肺炎等传染病爆发有关的健康措施。我们为许多但不是所有的潜在损失和责任提供保险，金额为我们认为谨慎的，包括财产和伤亡损失。有些形式的保险将来可能无法获得，或者只有在经济上不可接受的条件下才能获得。此外，不能保证这种保险将充分保护我们免受所有潜在后果和损害的责任。例如，我们为财产的实际损失和与风暴有关的责任提供自我保险。在2023年和2022年，没有与飓风相关的重大停机时间，而在2021年，与飓风相关的停机时间使净产量减少了4,000桶/天，与飓风相关的维护和维修成本约为700万美元。此外，影响我们业务活动的天气状况和其他气象现象的频率和严重程度，包括风暴、干旱、极端温度以及温度和降水模式的变化，也可能受到气候变化的影响。能源需求可能会因极端天气条件而增加或减少，这取决于任何此类气候变化的持续时间和规模。天气变化导致的能源使用增加可能需要我们进行投资，以满足日益增长的需求或带来运营挑战。天气变化导致的能源使用减少可能会通过收入减少来影响我们的财务状况。如果极端天气事件的频率增加，这可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
与发展项目有关的重大事件的估计和实际发生之间的重大时间延误可能会造成重大的负面经济后果。作为我们业务的一部分，我们参与了大型开发项目，这些项目的完成可能会推迟到超出最初计划的时候。这些例子包括，但不限于，延误从项目成员或监管机构或其他政府机构获得必要的批准，及时获得必要的设备、服务或资源，必要人员的可用性，施工延误，不利的天气条件，设备
失败，以及新冠肺炎等传染病的爆发。这些延迟可能会影响我们未来的运营业绩和现金流。
无法获得人员、钻机、设备、用品和其他所需服务，或无法留住关键员工，可能会造成重大的负面经济后果。我们依赖油田服务公司提供钻机、设备、用品和熟练劳动力等项目。鉴于勘探和勘探行业的周期性，钻机、设备、供应和熟练劳动力的可用性和成本将随着时间的推移而波动。对全球经济状况、通胀、供应链中断、劳动力短缺和其他我们无法控制的因素的担忧，增加了我们和我们的供应商的经济不确定性。因此，我们可能在获得所需服务方面遇到困难或可能面临成本增加，这可能会影响我们运营和按时交付项目的能力，并可能产生重大的负面经济后果。此外，难以招聘和留住足够数量的有经验的技术人员，可能会对我们实现战略目标的能力产生不利影响。我们未来的成功还有赖于我们高级管理团队关键成员的持续服务，他们在制定和实施我们的战略方面发挥着重要作用。无法在必要的地点招聘和保留足够数量的经验丰富的技术和专业人员，或者高级管理层关键成员的流失或离职，可能会阻止我们全部或部分执行我们的战略，这可能会对我们的业务产生负面影响。
影响或针对公司或我们的业务合作伙伴使用的信息技术和基础设施的中断、故障或网络安全攻击可能会对我们的业务和运营产生重大影响。计算机和电信系统是我们的勘探、开发和生产活动以及我们的商业伙伴活动的组成部分。我们依靠计算机系统、硬件、软件、技术基础设施以及在线站点和网络进行对我们业务至关重要的内部和外部操作(统称为数字系统)。我们的一些数字系统由我们管理和拥有，但我们依赖第三方提供一系列数字系统和相关产品和服务，包括但不限于云计算服务。我们使用这些数字系统来通信、分析和存储专有、财务和运营数据以及有关员工、业务合作伙伴和其他第三方的数据(统称为保密信息)。由于我们使用远程通信和在家工作的混合安排，我们对技术的依赖增加了，这增加了网络安全风险，因为与管理远程计算资产和许多非公司和家庭网络中存在的安全漏洞相关的挑战。
技术系统缺陷、断电和网络安全风险，包括网络或网络钓鱼攻击、未经授权的访问、恶意软件、员工或其他拥有授权访问权限的人违反数据隐私、勒索软件和其他网络安全问题，可能会危及我们的数字系统或我们业务合作伙伴的数字系统，并导致我们的业务运营中断或我们的保密信息和通信的访问、披露或丢失。此外，计算机控制着全球的石油和天然气生产、加工设备和分配系统，是将我们的产品推向市场所必需的。这些操作系统或它们所依赖的网络和基础设施的中断、故障或网络入侵可能会损坏关键的生产、分销和/或存储资产，延误或阻止向市场交付，并使准确说明生产和结算交易变得困难或不可能。因此，任何此类中断、故障或网络入侵，以及由此产生的任何调查或补救成本、声誉损害、诉讼或监管行动，都可能对我们的现金流和运营结果、声誉和竞争力产生重大不利影响。
我们经常遇到外部各方试图渗透和攻击我们的数字系统的情况。尽管到目前为止，这种尝试还没有导致任何实质性的入侵、中断、财务损失或业务关键信息的丢失，但我们用于防范此类攻击和降低此类风险的系统和程序在未来可能被证明是不够的。威胁行为者在使用包括人工智能在内的技术和工具方面正变得越来越熟练，这些技术和工具可以绕过安全控制、逃避检测并移除法医证据。随着技术的发展和这些网络安全攻击变得更加复杂，我们可能会花费大量成本来升级或增强我们的安全措施，以防止此类攻击。我们在充分预见或实施适当的预防措施或减轻潜在伤害方面也可能面临困难。
金融风险
我们有大量的资本要求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的融资。原油和天然气的勘探、开发和生产涉及大量成本，这些成本可能无法完全来自运营资金。对我们的债务进行评级的三家主要信用评级机构都给予了投资级评级。虽然目前我们的长期信贷安排下没有任何借款，但评级下调、利率上升、石油和天然气行业的持续疲软或大宗商品和金融市场的负面结果可能会增加融资成本，或影响我们以令人满意的条件获得融资的能力，从而对我们进入资本市场的机会产生不利影响。此外，评级下调可能要求我们根据某些合同要求签发信用证或提供其他形式的抵押品。环境担忧和其他因素导致石油和天然气在某些关键股票市场指数中的比例下降，并可能增加我们进入股权资本市场的成本。任何无法进入资本市场的情况都可能对我们的财务适应性和我们执行战略的能力造成不利影响。
我们可能从事风险管理交易，旨在缓解商品价格波动和其他风险，这些风险可能会阻碍我们从商品价格上涨中获益的能力，并可能使我们面临与碳氢化合物销售到期金额类似的潜在交易对手信用风险。我们可能会达成商品价格对冲安排，以保护我们免受商品价格下跌的影响。根据所使用的工具和涉及的额外对冲水平，这些安排可能会限制大宗商品价格上涨的任何潜在上行空间。与销售碳氢化合物的应收账款一样，如果交易对手不能或不愿意履行套期保值协议条款下的义务，我们可能面临潜在的经济损失。此外，我们面临与利率和外币价值变化相关的风险，并可能从事对冲活动以缓解相关波动。
监管、法律和环境风险
我们的石油和天然气业务受到环境风险以及环境、健康和安全法律法规的影响，这些法律和法规可能会导致巨大的成本和责任。我们的石油和天然气运营受到环境风险的影响，例如石油泄漏、产出水泄漏、气体泄漏和破裂以及物质或气体的排放，这可能使我们承担污染或其他环境破坏的重大责任。我们的运营还受到许多美国联邦、州、地方和外国环境、健康和安全法律法规的约束。不遵守这些法律法规可能会使我们受到行政、民事或刑事处罚、补救清理、自然资源损害和其他责任。此外，越来越严格的环境法规已经并可能继续导致我们的资本支出和运营费用增加。同样，在大多数情况下，我们有拆除、移走和废弃生产设施和油井的重大法律义务，这些设施和油井将在未来许多年内发生。这些估计可能会受到未来法规变化、后续所有者和合作伙伴的偿付能力以及其他不确定性的影响。
在某些司法管辖区，我们对页岩油气资源的钻探和开发的安全和环境影响，特别是水力压裂、水的使用、相关天然气的燃烧和空气排放提出了关切。虽然我们认为这些作业可以安全地进行，对环境的影响微乎其微，但监管机构正在对这些关切做出回应，并可能对此类钻井作业实施暂停和新的规定，这可能会产生禁止或推迟此类作业并增加其成本的效果。
气候变化、可持续性和其他ESG倡议可能会导致重大的运营变化和支出，减少对我们产品的需求，并对我们的业务产生不利影响。我们认识到，气候变化和可持续性是一个日益严重的全球环境问题。政治和社会对气候变化和可持续性问题的持续关注导致了现有的和即将达成的国际协定以及限制温室气体排放的国家、区域或地方立法和监管措施。这些协议和措施可能需要或可能导致未来的立法和监管措施，要求进行重大的设备改造、运营变化、征税或购买排放信用，以减少我们运营中的温室气体排放，这可能会导致巨额资本支出以及合规、运营、维护和补救成本。例如，《2022年通胀削减法案》(IRA)包括一项针对石油和天然气系统的甲烷减排计划，该计划要求环保局对某些天然气和石油来源的过量甲烷排放征收“废物排放费”，这些甲烷排放量必须从2024年1月1日起根据环保局的温室气体报告计划进行报告，并为与之竞争的低碳能源生产方法的研发提供大量资金和激励措施。加利福尼亚州最近颁布了三部与气候相关的披露法律，即《气候企业数据责任法案》、《气候相关金融风险法案》和《自愿碳市场披露法案》，它们将共同要求在加州开展业务或采取某些行动的某些实体报告并获得温室气体排放信息的第三方保证，报告与气候有关的金融风险，并报告自愿碳信用和/或碳减排主张的使用情况。其他州也在考虑类似于加州《气候企业数据责任法案》的立法。除了合规成本增加外，此类立法、法规和举措也可能影响需求，因为我们的产品出售给生产石油燃料的第三方，而石油燃料通过正常的最终用户消费导致温室气体排放。
我们正在优先考虑可持续能源实践，以进一步减少我们的碳足迹，同时保持一家成功运营的上市公司。然而，各种关键利益攸关方，包括我们的股东、员工、供应商、客户、当地社区和其他人，可能对气候变化倡议采取不同的方法。如果我们不能成功地管理这些不同利益相关者的期望，可能会侵蚀我们的利益相关者’信任，从而影响我们的声誉。最近，股东维权运动在我们的行业中日益高涨，股东可能会试图通过股东提案、公开活动、委托书征集或其他方式对我们的业务或治理做出改变。此外，由于对气候变化的担忧，某些金融机构、机构投资者和其他资本来源已开始限制或取消对石油和天然气活动的投资，这可能会增加为我们的业务融资的难度。我们继续专注于发展我们的ESG实践，随着自愿和监管ESG披露标准和政策的不断发展，我们已经扩大并预计将进一步扩大我们在这些领域的公开披露。此类披露可能反映期望目标、指标、成本估计和其他预期和假设，包括较长的时间线，这些期望目标、目标、成本估计和其他预期和假设必然是不确定的，并且可能无法实现。如果不能实现或及时实现这些令人向往的目标、目标、成本估算以及其他预期或假设，可能会对我们产生不利影响。
此外，由于公众对气候变化和可持续性的认识和关注有所提高，以及减少石油燃料使用的持续监管举措，对原油和其他碳氢化合物的需求可能会减少，这可能会
对我们的销售量、收入和利润率产生不利影响。 强制执行严格的温室气体减排要求可能会对石油和天然气行业产生严重的不利影响，从而大幅降低我们的业务价值。 对气候变化风险和可持续性的日益关注导致政府调查以及公共和私人诉讼，这可能会增加我们的成本或对我们的业务产生不利影响。 例如，从2017年开始，加利福尼亚州、特拉华州、马里兰州、罗德岛州和南卡罗来纳州的某些州、市政府和私人协会分别对包括我们在内的石油、天然气和煤炭生产商提起诉讼，指控气候变化造成的损害。 此类行为可能会分散管理层和其他人员的主要职责，从而对我们的业务产生不利影响，要求我们增加成本，和/或导致声誉受损。
我们受到不断变化的法律法规和其他政府行动的影响，这些行动可能对我们的业务产生重大不利影响。政治或监管发展以及政府行动，包括联邦、州、地方、地区和外国法律法规，可能会对我们的运营以及与我们签订合同的交易对手的运营产生不利影响，从而可能影响我们的财务业绩。 这些行动可能会导致税收增加追溯通过税收索赔或前瞻性地通过适用的法定税率的变化，修改税基，或征收新的税种。 例如，2022年8月16日，美国颁布了IRA，其中包括对截至2022年或之后的任何3年期间平均调整后财务报表收入超过10亿美元的公司征收15%的账面收入替代最低税，以及对美国上市公司回购的股票公平市值征收1%的消费税。 替代最低税和消费税在2022年12月31日之后开始的纳税年度生效。 自颁布以来，财政部和国内税收署不时发布与替代性最低税有关的临时指南，并打算在未来发布关于替代性最低税的拟议条例。 我们将继续评估新法律的影响以及对我们未来现金流和财务业绩的任何额外指导，包括我们是否成为受替代最低税影响的纳税人，该税将适用于2024年1月1日或之后开始的任何纳税年度。 消费税拨备的影响将取决于未来期间的股份回购程度。 我们将继续评估企业替代最低税及其对我们未来美国税收费用、现金税和有效税率的潜在影响，以及IRA可能对我们的财务状况和经营业绩产生的任何其他影响。
此外，政府行动还可包括限制从特许权使用费中扣除生产后费用;限制或禁止出售新的石油和天然气租约或延长现有的石油和天然气租约;法院对出售新的和现有的石油和天然气租约或与工作利息付款有关的索赔作出不利的裁决;没收财产或将财产国有化;强制政府参与、取消或修改合同权利;实行资本管制或冻结资金;改变进出口条例;征收关税;以及反贿赂或反腐败法律。 近年来，限制石油和天然气勘探和开发机会的提议以及相关诉讼在某些领域有所增加，可能包括减少对公共和私人土地的使用;限制在政府拥有的土地和其他土地上进行勘探和生产活动;推迟或取消钻探或管道建设许可证;限制或改变现有管道地役权;限制或禁止行业技术，如水力压裂和/或增加对水的使用和相关处置的限制;对石油和天然气站点实施挫折;减少船用燃料中的硫含量;延迟或拒绝空气质量或选址许可证;倡导增加监管，惩罚性税收或公民投票倡议或暂停行业活动;以及利用社交媒体渠道造成名誉损害。 与应对这些反发展努力或遵守任何新的法律或监管要求相关的成本可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
全球和我们经营所在地区的政治不稳定可能对我们的业务产生不利影响。 政治不稳定和内乱已经并可能继续影响整个石油和天然气市场。一些国际地区的政治稳定性不如其他地区，可能会发生内乱、冲突、叛乱、腐败、安全风险和劳工骚乱。我们运营地区的政治不稳定可能会使我们的业务面临更大的风险，包括在获得所需许可和政府批准方面的难度增加，在这些司法管辖区执行我们的协议，以及地方政府当局可能采取的不利行动。2022年2月俄罗斯入侵乌克兰，导致包括石油和天然气市场在内的全球市场和行业出现混乱、不稳定和波动。美国政府和其他外国政府对俄罗斯、乌克兰某些地区以及特定的实体和个人实施了严厉的经济制裁和出口管制，并可能实施额外的制裁和控制。以色列和哈马斯最近的战争始于2023年10月，有可能进一步扰乱经济市场，特别是如果冲突扩大到中东其他地区的话。到目前为止，我们还没有因为这些冲突而对业务或合并财务报表产生实质性影响；然而，我们将继续监测可能对我们或我们的行业产生实质性影响的事件。此外，世界各地的恐怖主义威胁也对我们的业务以及整个石油和天然气行业的业务构成了额外的风险。此外，地理上的领土边界争端可能会影响我们在某些领域的业务，例如圭亚那和委内瑞拉之间关于斯塔布鲁克区块一部分的边界争端。
我们的一家子公司是上市有限合伙企业Hess Midstream LP的普通合伙人。作为普通合伙人的责任使我们承担更广泛的法律责任。。我们对Hess Midstream LP的控制赋予了我们额外的职责和义务，包括但不限于与管理潜在利益冲突相关的义务以及美国证券交易委员会的额外报告要求。这些
更高的关税使我们面临更多的法律索赔，这可能会对我们的股东产生实质性的负面经济影响。此外，这些增加的关税可能会导致合规成本的增加。
项目1B：未解决的工作人员意见
没有。
项目1C。网络安全
网络安全风险管理与策略
网络安全是我们企业风险管理的重要组成部分。 我们已制定并实施网络安全风险管理计划，旨在保护我们数字系统的机密性、完整性和可用性。 我们的网络安全风险管理计划包括网络安全事件响应计划以及财产和伤亡保险，该保险可能涵盖网络安全事件造成的损失。
我们根据NIST CSF设计和评估我们的计划。 这并不意味着我们符合任何特定的技术标准、规范或要求，只是我们使用NIST CSF作为指南，帮助我们识别、评估和管理与我们业务相关的网络安全风险。
我们的网络安全风险管理计划已纳入由首席风险官监督的整体企业风险管理计划，并分享适用于企业风险管理计划的某些方法、报告渠道和治理流程，以影响我们业务风险的其他领域，包括财务、合规、EHS、薪酬和治理事项等。
我们的网络安全风险管理计划包括：
•·风险评估，旨在帮助识别我们的勘探、开发和生产活动以及我们的业务合作伙伴的活动和更广泛的企业信息技术环境中不可或缺的关键系统的重大网络安全风险;
•安全团队主要负责管理我们的网络安全风险评估流程、我们的安全控制以及我们对网络安全事件的响应;
•在适当情况下使用外部服务提供商来评估、测试或以其他方式协助我们的安全控制;
•持续的网络安全意识和合规性培训，每季度进行一次，对我们的所有员工、事件响应人员和高级管理人员都是强制性的;
•网络安全事件应对计划，其中包括应对网络安全事件的程序；以及
•针对服务提供商、供应商和供应商的第三方风险管理流程。
于截至2023年12月31日止年度，我们并无识别出已对我们的营运、业务策略、经营业绩或财务状况造成重大影响或合理可能对我们造成重大影响的已知网络安全威胁（包括任何过往网络安全事件）的风险。
有关我们面临的网络安全风险的其他信息，请参见第1A项。风险因素，在“影响或针对本公司或我们的业务合作伙伴使用的信息技术和基础设施的中断、故障或网络安全攻击可能会对我们的业务和运营造成重大影响“应与上述资料一并阅读。
治理
我们的董事会（董事会）认识到网络安全事件所带来的威胁的迅速变化，并致力于预防，及时发现和减轻任何此类事件对公司的影响。董事会将网络安全风险视为其风险监督职能的一部分，并已授权审核委员会（委员会）主要负责监督我们的风险管理常规，包括监督网络安全及其他资讯科技风险。
该委员会监督管理层实施我们的网络安全风险管理计划。 委员会每年至少两次收到管理层关于网络安全主题的介绍，包括威胁的性质、防御和检测能力;事件响应计划;以及员工培训活动。此外，管理层会在必要时向委员会通报任何重大网络安全事件以及其他影响可能较小的事件的最新情况。 委员会向全体董事会报告其活动，包括与网络安全有关的活动。
我们的管理团队-包括首席风险官、信息技术主管和首席信息安全官（CISO）-负责评估和管理网络安全威胁带来的重大风险。 该团队主要负责我们的整体网络安全风险管理计划，并监督我们的内部网络安全人员和我们聘请的外部网络安全顾问。 我们的首席风险官在公司担任这一职务近20年，此前曾担任安永会计师事务所风险管理和监管实践顾问，协助金融服务和能源交易客户建立风险管理基础设施。 我们的信息技术主管和首席信息安全官在石油和天然气领域的信息技术领导方面都拥有20多年的经验。 此外，我们的首席信息安全官拥有亚利桑那大学网络和数据安全理学学士学位，是一名经过认证的信息系统安全专业人员。
我们的管理团队通过各种方式了解并监控预防、检测、缓解和补救网络安全风险和事件的工作，包括内部安全人员的简报;从政府、公共或私人来源（包括我们聘请的外部顾问）获得的威胁情报和其他信息;以及在信息技术环境中部署的安全工具产生的警报和报告。
第三项：其他法律程序
有关法律诉讼的资料载于 附注17，担保、或有事项和承诺在合并财务报表附注并且在此引入作为参考。 根据《交易法》第S-K条第103（c）（3）（iii）款，如果我们合理地认为政府机构作为一方的环境诉讼可能导致超过规定门槛的金钱制裁（不包括利息和费用），我们必须披露有关此类诉讼的某些信息。 我们已选择以100万元为门槛，以决定是否需要披露任何该等法律程序。
项目4.煤矿安全信息披露
没有。
第II部
项目5. 注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买权益证券
股票市场信息、持有人和股息
我们的普通股在纽约证券交易所上市（股票代码：HES）。 截至2024年1月31日，共有2，494名股东（根据记录的股东人数）拥有307，152，064股普通股。 2023年，普通股的现金股息总额为每年每股1.75美元（每季度0.4375美元），2022年为每年每股1.50美元（每季度0.3750美元），2021年为每年每股1.00美元（每季度0.2500美元）。
性能图表
下面是一个线图，比较了假设股息再投资的100美元普通股投资的五年股东回报率与以下累计总回报率：
•标准普尔（S&P）500指数，其中包括我们。
•我们的2023年代理声明中披露的2023年代理同行集团，包括我们。
五年期股东回报比较
截至2013年12月31日的年度，
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
 赫斯公司 | $100.00 | $167.72 | $135.54 | $192.62 | $373.83 | $384.72 |
 标准普尔500指数 | $100.00 | $131.47 | $155.65 | $200.29 | $163.98 | $207.04 |
 代理对等组 | $100.00 | $100.02 | $63.94 | $117.20 | $196.77 | $193.47 |
股份回购活动
2023年3月1日，我们的董事会批准了一项新的授权，回购我们的普通股，总金额高达10亿美元。这一新授权取代了我们之前在2022年底全面使用的回购授权。在截至2023年12月31日的年度内，我们没有回购普通股。合并协议规定，由合并协议日期起至合并完成为止的一段期间内，吾等须受若干限制，其中包括限制吾等回购、赎回或注销本公司任何股本的能力。
股权补偿计划
以下是与我们在2023年12月31日的股权薪酬计划相关的信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 计划类别 | 中国证券的数量：
将在行使未偿还认股权、认股权证和认股权证时发行* | | 加权平均
行使价格：
未偿还的股票期权，
认股权证和认股权证 | | 中国证券的数量：
剩余的可用资源
对于未来的债券发行
在公平条件下
薪酬计划
(不包括美国证券)
反映在
第*栏) |
| 证券持有人批准的股权补偿计划 | 1,509,912 | | (a) | | $ | 78.85 | | | 19,941,906 | | (b) |
| 未经证券持有人批准的股权补偿计划 | — | | | | — | | | — | | |
(a)这一数额包括1,509,912股可在行使已发行股票期权时发行的普通股。这一数额不包括根据我们的股权补偿计划作为限制性股票发行的1,020,653股普通股。这一数字还不包括511,781个PSU。对于2021年和2022年授予的PSU，将发行的普通股数量将在0%至200%之间，基于我们相对于一组预定同行公司和S指数在截至授予结算前一年12月31日的三年业绩期间的总股东回报(TSR)。’S于2023年授予，将发行的普通股数量是根据公司的总股东回报复合年增长率(TSR CAGR)与SPDR S石油天然气勘探与生产ETF(XOP)的TSR CAGR进行比较，并通过比较公司确定的修改量来确定的’在截至2025年12月31日的三年业绩期间，S的TSR CAGR超过S指数的TSR CAGR。根据该公司的比较，这些PSU的支出将从目标奖励的0%到200%不等’S对XOP的TSR CAGR’S TSR CAGR。修改者只能调整支付百分比正负10%，最大值为210%，最小值为0%。
(b)这些证券可以作为股票期权、限制性股票、PSU或我们的股权补偿计划允许的其他奖励来奖励。
看见附注13，基于股份的薪酬在合并财务报表附注以进一步讨论我们的股权补偿计划。
第6项。[已保留]
项目七、财务管理部门对财务状况和经营成果的讨论分析
下面的讨论应该与合并财务报表S和他的合并财务报表附注，包括在本表格10-K的第8项中，以及第1部第1A项。 风险因素.
以下管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析忽略了对截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度的财务状况和经营结果的某些讨论，这些讨论可在项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析在我们于2023年2月24日提交给美国证券交易委员会的2022年Form 10-K年度报告中，这种比较通过引用并入本文。
索引
概述
综合经营成果
流动性与资本资源
关键会计政策和估算
概述
Hess Corporation是一家全球性勘探、开发、生产、运输、购买和销售原油、天然气液体和天然气的公司，其生产业务位于美国、圭亚那、马来西亚/泰国联合开发区(JDA)和马来西亚。我们主要在圭亚那近海、美国墨西哥湾和苏里南近海进行勘探活动。在圭亚那近海的Stabroek区块(Hess 30%)，我们和我们的合作伙伴发现了一个重要的资源基础，并正在进行该区块的多阶段开发。我们目前有三个FPSO正在生产，并计划到2027年底拥有六个FPSO，总预期生产能力超过120万桶/日。到目前为止，在该区块发现的资源预计将支持多达10个FPSO的潜力。
我们的中游运营部门，其中包括Hess Corporation在Hess Midstream LP的约38%的合并所有权权益，2023年12月31日提供收费服务，包括收集、压缩和加工天然气及分离天然气；收集、终止、装载和运输原油和天然气；储存和终止丙烷；以及水处理服务，主要是在北达科他州威利斯顿盆地地区的巴肯页岩地区。
2023年10月22日，我们与雪佛龙及其合并子公司签订了合并协议。合并协议规定，在符合合并协议的条款和条件下，合并子公司将与Hess合并并并入Hess，Hess将作为雪佛龙的直接全资子公司在合并中继续存在。根据合并协议的条款，如果合并完成，我们的股东将在合并生效时获得每股雪佛龙普通股换1.025股雪佛龙普通股的对价。这笔交易预计将于2024年年中完成，具体取决于股东和监管机构的批准以及其他完成条件。看见第I部，第1A项。风险因素以讨论与合并相关的风险。
气候变化、能源转型和我们的战略
我们认为，气候风险可以而且应该得到解决，同时满足对负担得起和安全的能源日益增长的需求，这对于确保符合联合国可持续发展目标的公正、有序的能源过渡至关重要。国际能源署’S《2023年世界能源展望》根据全球应对气候变化的不同水平，提供了2040年全球能源需求的三种情景。在国际能源署的所有情景下，预计未来几十年将需要石油和天然气，我们预计将需要大量投资，以满足全球预计不断增长的能源需求，无论是可再生能源还是石油和天然气。
我们的战略是扩大我们的资源基础，降低供应成本，并维持现金流增长。我们的战略与实现联合国与能源有关的可持续发展目标所需的能源过渡相一致。我们对可持续发展的承诺始于我们的董事会和高级管理层，并在整个组织中得到加强。我们的董事会在其环境、健康和安全委员会的领导下，积极参与监督Hess的可持续发展实践，以便在制定战略决策时考虑可持续发展的风险和机会。我们董事会的薪酬和管理发展委员会已经将高管薪酬与推进我们的环境、健康和安全目标联系在一起。
我们制定了2025年温室气体减排五年目标，即在2017年的基础上，将运行范围1和2的温室气体排放强度降低约50%，将甲烷排放强度降低约50%。2022年1月，我们宣布了到2025年底将赫斯运营资产的常规燃烧减少到零的计划。2022年12月，我们宣布了一项协议
与圭亚那政府达成协议，购买3750万个REDD+碳信用额度，包括目前和未来发放的信用额度，从2022年到2032年至少提供7.5亿美元，以防止砍伐森林和支持圭亚那的可持续发展。这项协议增加了该公司正在进行的减排努力，是我们承诺到2050年在净资产基础上实现范围1和范围2温室气体净零排放的重要组成部分。
我们的业务规划包括我们预计将采取的行动，以继续减少我们的碳足迹，使之与我们的目标保持一致。我们还进行年度情景规划，作为一种方法来评估我们的投资组合对长期不同能源供需情景的适应能力，并告知我们对未来风险和机遇的理解，这些风险和机会涉及能源需求的潜在演变、能源组合、新技术的出现，以及政策制定者在温室气体排放和气候变化方面可能发生的变化。
合并结果
2023年，Hess Corporation的净收入为13.82亿美元，而2022年为20.96亿美元。剔除影响第34页总结的期间之间收益可比性的项目，2023年调整后的净收入为15.52亿美元，而2022年为21.76亿美元。2023年和2022年的平均净产量分别为39.4万桶和34.4万桶。包括套期保值影响在内，2023年平均实现原油价格为每桶75.97美元，2022年为每桶85.76美元。截至2023年12月31日和2022年12月31日，总探明储量分别为13.7亿boe和12.56亿boe。
2023年重大活动
以下是2023年期间重要E&P活动的最新情况：
E&P资产：
•在北达科他州，2023年巴肯页岩业务的净产量平均为18.2万桶/日(2022年：15.4万桶/日)。2023年净产量较高，反映钻探和完井活动增加，以及由于大宗商品价格下降，按收益合同百分比收到的天然气和天然气产量增加。2023年，根据收益合同的百分比收到的NGL和天然气数量为19,000桶/日，而2022年为10,000桶/天，这是由于实现的NGL较低，以及天然气价格增加，作为天然气加工费的对价而收到的数量增加。2022年7月，我们增加了第四个运营钻井平台，2023年共钻井118口，投产113口井，截至2023年12月31日，运营生产井总数达到1757口。在2024年期间，我们计划运营四个钻井平台。
•在墨西哥湾，2023年的净产量平均为3.1万桶(2022年：3.1万桶)。2023年7月，位于密西西比峡谷第727号区块的Pickerel-1探井(Hess 100%)完成了钻井作业，在高质量、含油的中新世储层中遇到了约90英尺的净收益。这口油井将与Tube Bells的生产设施捆绑在一起，预计2024年年中将首次开采石油。在2023年第四季度，我们是美国内政部20个租约的高价竞标者’S以8,800万美元的价格出售261份租约，我们预计将在2024年第一季度获得这些租约。我们还发现，2023年第四季度，赫斯运营的黑珍珠开发项目表现良好(赫斯占25%)。该油井计划作为与Stampede生产设施的连接。2024年，我们计划参与两口井的建设。
•在圭亚那近海的Stabroek区块(Hess 30%)，2023年净产量总计为11.5万桶/日(2022年：7.8万桶/日)。Liza Unity FPSO于2022年2月开始生产，2022年7月达到约220,000桶/日的初始产能，并在2023年第三季度将产能增加至约250,000桶/日。2024年计划进行进一步的生产优化工作。第三个开发项目Payara于2023年11月开始从Properity FPSO生产石油，并于2024年1月达到约22万桶/日的初始产能。2023年，我们销售了37船来自圭亚那的原油，而2022年为26船。
根据石油协议的合同安排，该区块总产量的一部分，与合资伙伴(Co-Venturers)的成本石油和利润石油权利分开，用于偿还Co-Venturers的所得税责任。总产量的这一部分被称为纳税桶，被确认为Co-Venturer产量和估计已探明储量。圭亚那2023年的净产量包括14000桶/日的税收(2022年：7000桶/日；2021年：0桶/日)。
第四个开发项目Yellowtail于2022年4月获得批准，将利用ONE GUYANA FPSO，预计初始生产能力约为250，000总桶/日，预计于2025年首次生产。 六个钻井中心计划多达26个生产井和25个注入井。
第五个开发项目Uaru于2023年4月获得批准，将利用Errea Wittu FPSO，预计初始生产能力约为250，000总桶/日，预计首次生产将于2026年进行。 计划有10个钻井中心，多达21口生产井和23口注入井。
第六项开发项目Whiptail已于二零二三年第四季度提交圭亚那政府审批。 待政府批准及项目批准后，该项目预计初步产能约为250，000桶/日，预计于二零二七年投产。
埃克森美孚圭亚那有限公司预计在2024年底之前完成管道建设和油田连接。
斯塔布鲁克区块的勘探许可证有效期从2026年10月延长了一年至2027年10月，第一次续签期限的结束要求放弃未被发现的20%的勘探面积，从2023年10月延长了一年至2024年10月，这两个原因都是由于新冠肺炎疫情造成的不可抗力。
2023年，该运营商共钻了三口遇到石油的成功勘探和评估井，以及两口未成功的探井，并计入了井费。2023年12月31日之后，运营商完成了一项探井成功，评价井1口。2024年，运营商计划利用6艘钻井船继续进行勘探、评估和开发活动。
在圭亚那近海的Kaieteur区块E放弃了我们20%的参股权益，但有待政府批准，并确认2023年的勘探费用为900万美元。
•在泰国湾，2023年JDA区块A-18区块的净产量平均为36,000桶/日(2022年：38,000桶/日)，包括马来西亚统一种植面积的贡献，而2023年马来盆地北部的净产量平均为30,000桶/日(2022年：26,000桶/日)。2023年，我们在JDA钻了7口生产井，在马来盆地北部钻了9口生产井，并计划在2024年继续开发钻探。
•在加拿大纽芬兰近海(赫斯25%)，运营商于2023年6月完成了以弗所探井的钻探。该油井没有遇到商业数量的碳氢化合物，2023年发生的3400万美元的油井成本被记录在勘探费用中。
以下是2023年中游重要活动的最新情况：
•Hess Midstream完成了两次承销的公开股票发行，总计约2430万股A类股票，由Hess和GIP的关联公司持有。
•Hesm Opco是Hess Midstream LP的合并子公司，在多次交易中回购了Hess和GIP的关联公司持有的总计约1360万个Hesm Opco B类单位，总收益为4亿美元，由Hesm Opco提供资金’S的循环信贷安排，其中赫斯获得1.88亿美元的收益。
流动资金与资本和探索性支出
截至2023年12月31日，现金及现金等价物为16.88亿美元(2022年：24.86亿美元)，合并债务为86.13亿美元(2022年：82.81亿美元)，其中包括截至2023年12月31日赫斯中游公司无追索权的债务32.11亿美元(2022年：28.86亿美元)。
资本和勘探支出如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| E&P资本和勘探支出： | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | $ | 1,138 | | | $ | 807 | | | $ | 522 | |
| 离岸和其他 | 290 | | | 224 | | | 103 | |
| 美国总人数 | 1,428 | | | 1,031 | | | 625 | |
| 圭亚那 | 2,518 | | | 1,345 | | | 1,016 | |
| 马来西亚和JDA | 189 | | | 275 | | | 154 | |
| 其他(A) | 41 | | | 70 | | | 34 | |
| 勘探与开发资本和勘探支出 | $ | 4,176 | | | $ | 2,721 | | | $ | 1,829 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 从上述收入中扣除的勘探费用： | | | | | |
| 美国 | $ | 106 | | | $ | 107 | | | $ | 90 | |
| 国际 | 37 | | | 25 | | | 41 | |
| 计入上述收入的勘探费用总额 | $ | 143 | | | $ | 132 | | | $ | 131 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 中游资本支出： | | | | | |
| 中游资本支出 | $ | 246 | | | $ | 232 | | | $ | 183 | |
(a)其他包括我们在利比亚(2022年11月出售)和丹麦(2021年8月出售)以及某些非生产国的权益。
我们的勘探和勘探资本支出预计在2024年约为42亿美元，而2023年为42亿美元。预计2024年我们中游业务的资本投资将在2.5亿至2.75亿美元之间，而2023年为2.46亿美元。
综合经营成果
按细分市场划分的结果：
按主要经营活动分列的税后收益(亏损)汇总如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万，每股除外) |
| 赫斯公司的净收入： | | | | | |
| 勘探和生产 | $ | 1,601 | | | $ | 2,396 | | | $ | 770 | |
| 中游 | 252 | | | 269 | | | 286 | |
| 公司、利息及其他 | (471) | | | (569) | | | (497) | |
| 总计 | $ | 1,382 | | | $ | 2,096 | | | $ | 559 | |
| 每股普通股归属于赫斯公司的净收益： | | | | | |
| 基本信息 | $ | 4.52 | | | $ | 6.80 | | | $ | 1.82 | |
| 稀释 | $ | 4.49 | | | $ | 6.77 | | | $ | 1.81 | |
在下文讨论及本报告其他部分，若干交易的财务影响按税后基准披露。 管理层按税后基准审阅分部盈利，并使用税后金额审阅分部盈利的差异。 管理层认为，税后金额是解释收益差异的更好方法，因为它们显示了交易的全部影响，而不仅仅是税前金额。 除税后金额乃按各税务司法权区之所得税率计算除税前金额而厘定。
影响各期间收益可比性的项目：
下表汇总了税后收入（费用）项目，这些项目包括在净收入中，并影响各期间收益的可比性。 下表中的项目在第39至41页进行了解释。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 影响各期间所得税后收益可比性的项目： | | | | | |
| 勘探和生产 | $ | (101) | | | $ | 22 | | | $ | (118) | |
| 中游 | — | | | — | | | — | |
| 公司、利息及其他 | (69) | | | (102) | | | — | |
| 总计 | $ | (170) | | | $ | (80) | | | $ | (118) | |
下表按财务报表项目列示影响收入（费用）可比性的项目的税前金额， 综合收益表第57页。 下表中的项目在第39至41页进行了解释。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 所得税前 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 资产出售收益，净额 | $ | — | | | $ | 98 | | | $ | 29 | |
| 其他，净额 | (17) | | | — | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| 勘探费用，包括干井和租约减值 | (52) | | | — | | | — | |
| 一般和行政费用 | (52) | | | (124) | | | — | |
| 减损及其他 | (82) | | | (54) | | | (147) | |
| 影响税前期间收益可比性的项目总数 | $ | (203) | | | $ | (80) | | | $ | (118) | |
GAAP和非GAAP计量的对账：
下表核对了Hess公司报告的净收入和调整后的Hess公司净收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 可归因于Hess公司的调整后净收入： | | | | | |
| 赫斯公司的净收入 | $ | 1,382 | | | $ | 2,096 | | | $ | 559 | |
| 减去：影响税后期间收益可比性的项目总数 | (170) | | | (80) | | | (118) | |
| 调整后的Hess公司净收入 | $ | 1,552 | | | $ | 2,176 | | | $ | 677 | |
下表对报告的经营活动提供(用于)现金净额和经营活动提供(用于)经营资产和负债变动前的现金净额进行了核对：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 营业活动提供(用于)营业资产和负债变动前的现金净额： | | | | | |
| 经营活动提供(用于)的现金净额 | $ | 3,942 | | | $ | 3,944 | | | $ | 2,890 | |
| 经营性资产和负债的变动 | 552 | | | 1,177 | | | 101 | |
| 经营活动在经营资产和负债变动前提供(用于)的现金净额 | $ | 4,494 | | | $ | 5,121 | | | $ | 2,991 | |
Hess Corporation的调整后净收入是一种非GAAP财务计量，我们将其定义为Hess Corporation的报告净收入，不包括被确定为影响期间间收益可比性的项目，概述于第39至41页。管理层使用调整后的净收入来评估公司的经营业绩，并相信，通过披露这一衡量标准，投资者对我们业绩的了解得到了加强。这一衡量标准排除了管理层认为与持续运营没有直接关系且不能指示未来业务趋势和运营的某些项目。
本报告所载营运资产及负债变动前经营活动所提供(使用)的现金净额是一项非公认会计准则计量，我们将其定义为不包括营运资产及负债变动的营运活动所提供(使用)的报告现金净额。管理层使用经营活动在经营资产和负债发生变化之前提供(用于)的现金净额来评估公司内部为资本支出、支付股息和偿还债务提供资金的能力，并认为
通过披露这一指标，投资者对我们产生现金为这些项目提供资金的能力的了解得到加强，该指标不包括营运资本和其他可能扭曲对我们期间业绩评估的变动。
这些措施不是，也不应该被视为由经营活动提供(用于)的公认会计准则净收入和净现金的替代品。
结果的比较
勘探和生产
以下是我们E&P业务的损益表摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 收入和营业外收入 | | | | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | 10,500 | | | $ | 11,324 | | | $ | 7,473 | |
| 资产出售收益，净额 | — | | | 76 | | | 29 | |
| 其他，净额 | 50 | | | 102 | | | 64 | |
| 总收入和营业外收入 | 10,550 | | | 11,502 | | | 7,566 | |
| 成本和开支 | | | | | |
| 营销，包括购买的石油和天然气 | 2,809 | | | 3,394 | | | 2,119 | |
| 营运成本及开支 | 1,479 | | | 1,186 | | | 965 | |
| 生产税和遣散费税 | 216 | | | 255 | | | 172 | |
| 中游关税 | 1,245 | | | 1,193 | | | 1,094 | |
| 勘探费用，包括干井和租约减值 | 317 | | | 208 | | | 162 | |
| 一般和行政费用 | 254 | | | 224 | | | 191 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 1,852 | | | 1,520 | | | 1,361 | |
| 减损及其他 | 82 | | | 54 | | | 147 | |
| 总成本和费用 | 8,254 | | | 8,034 | | | 6,211 | |
| 所得税前经营业绩 | 2,296 | | | 3,468 | | | 1,355 | |
| 所得税拨备 | 695 | | | 1,072 | | | 585 | |
| 赫斯公司的净收入 | $ | 1,601 | | | $ | 2,396 | | | $ | 770 | |
撇除表39表内影响期间间盈利可比性的损益项目，损益业绩的变动主要是由于销售价格、产量及销售量、营销开支、现金营运成本、中游关税、副产品及资产开支、勘探开支及所得税的变动所致，如下所述。
售价：包括套期保值在内的全球平均已实现原油销售价格为 2023年较上年下降11%，主要是由于布伦特原油和WTI原油价格下降。此外，2023年实现天然气液化的全球销售价格下降了 与前一年相比，2023年全球天然气价格下降了41%，下降了23%。与2022年相比，较低的已实现销售价格总共减少了约15.6亿美元的税后业绩。我们的平均销售价格如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 平均售价(A) | | | | | |
| 原油--每桶(含套期保值) | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | $ | 70.44 | | | $ | 81.06 | | | $ | 55.57 | |
| 离岸海域 | 72.06 | | | 81.38 | | | 60.09 | |
| 美国总人数 | 70.80 | | | 81.14 | | | 56.64 | |
| 圭亚那 | 80.72 | | | 89.86 | | | 68.57 | |
| 马来西亚和JDA | 75.51 | | | 89.77 | | | 71.00 | |
| 其他(B) | — | | | 93.67 | | | 66.39 | |
| 世界范围 | 75.97 | | | 85.76 | | | 60.08 | |
| | | | | |
| 原油--每桶(不含套期保值) | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | $ | 73.80 | | | $ | 91.26 | | | $ | 59.90 | |
| 离岸海域 | 75.39 | | | 91.51 | | | 64.77 | |
| 美国总人数 | 74.15 | | | 91.32 | | | 61.05 | |
| 圭亚那 | 82.20 | | | 96.52 | | | 71.07 | |
| 马来西亚和JDA | 75.51 | | | 89.77 | | | 71.00 | |
| 其他(B) | — | | | 101.92 | | | 69.25 | |
| 世界范围 | 78.29 | | | 94.15 | | | 63.90 | |
| | | | | |
| 天然气液体--每桶 | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | $ | 20.77 | | | $ | 35.09 | | | $ | 30.74 | |
| 离岸海域 | 20.87 | | | 35.24 | | | 26.40 | |
| 世界范围 | 20.77 | | | 35.09 | | | 30.40 | |
| | | | | |
| 天然气-每立方米天然气 | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | $ | 1.68 | | | $ | 5.50 | | | $ | 4.08 | |
| 离岸海域 | 2.16 | | | 6.21 | | | 3.25 | |
| 美国总人数 | 1.76 | | | 5.66 | | | 3.82 | |
| 马来西亚和JDA | 5.95 | | | 5.62 | | | 5.15 | |
| 其他(B) | — | | | 5.93 | | | 3.40 | |
| 世界范围 | 4.32 | | | 5.64 | | | 4.60 | |
(a)美国和圭亚那的销售价格是根据营销费用中包括的某些加工和分销费用进行调整的。如果不包括这些费用，2023年全球原油销售价格将为每桶79.30美元(包括套期保值)(2022： $89.50; 2021年：64.25美元)，原油每桶81.62美元(不包括套期保值)(2022年：97.89美元；2021年：68.07美元)，天然气每桶21.01美元(2022年：35.44美元；2021年：30.61美元)，天然气每桶4.47美元(2022年：5.76美元；2021年：4.71美元)。
(b)其他包括我们在利比亚(2022年11月出售)和丹麦(2021年8月出售)的权益。
2023年原油对冲活动所得税前后净亏损1.9亿美元，2022年所得税前后净亏损5.85亿美元。
生产车间：*我们每天的全球净产量如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：千) |
| 原油--桶 | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | 83 | | | 75 | | | 80 | |
| 离岸海域 | 22 | | | 22 | | | 29 | |
| 美国总人数 | 105 | | | 97 | | | 109 | |
| 圭亚那 | 115 | | | 78 | | | 30 | |
| 马来西亚和JDA | 5 | | | 4 | | | 3 | |
| 其他(A) | — | | | 15 | | | 21 | |
| 总计 | 225 | | | 194 | | | 163 | |
| | | | | |
| 天然气液体.桶 | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | 67 | | | 53 | | | 49 | |
| 离岸海域 | 2 | | | 2 | | | 4 | |
| 美国总人数 | 69 | | | 55 | | | 53 | |
| | | | | |
| 天然气-MCF | | | | | |
| 美国 | | | | | |
| 北达科他州 | 191 | | | 156 | | | 162 | |
| 离岸海域 | 43 | | | 44 | | | 72 | |
| 美国总人数 | 234 | | | 200 | | | 234 | |
| 马来西亚和JDA | 368 | | | 360 | | | 347 | |
| 其他(A) | — | | | 10 | | | 10 | |
| 总计 | 602 | | | 570 | | | 591 | |
| | | | | |
| 桶油当量 | 394 | | | 344 | | | 315 | |
| | | | | |
| 原油和天然气液体占总产量的份额 | 75 | % | | 72 | % | | 69 | % |
(a)其他包括我们在利比亚(2022年11月出售)和丹麦(2021年8月出售)的权益。利比亚2022年的净产量为17,000桶/日(2021年：20,000桶/日)。丹麦2021年的净产量为3000桶。
与2023年和2022年有关的净产量差异摘要如下：
美国：*2023年北达科他州的净产量较高，反映出钻探和完井活动增加，以及由于大宗商品价格下降，根据收益合同收到的天然气和天然气数量增加。
国际：中国圭亚那2023年的净产量较高，主要是由于Liza Unity FPSO于2022年2月开始生产，并于2022年7月达到约22万桶的初始生产能力。Liza Unity FPSO在2023年第三季度将其产能增加到约25万桶/日。第三个开发项目Payara于2023年11月开始从Properity FPSO生产石油，并于2024年1月达到约22万桶/日的初始产能。圭亚那的净产量包括2023年的14000桶/日(2022年：7000桶/日)。
销售量：2023年较高的销售量使税后收益增加了约16.5亿美元。 Hess净产量的全球净销售量(不包括从第三方购买的原油、NGL和天然气的销售量)如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：千) |
原油–桶(A) | 81,941 | | | 69,679 | | | 63,540 | |
天然气液体–桶 | 25,184 | | | 19,843 | | | 19,406 | |
天然气–麦克夫 | 219,750 | | | 208,001 | | | 215,589 | |
| 桶油当量 | 143,750 | | | 124,189 | | | 118,878 | |
| | | | | |
原油–每天的桶数 | 225 | | | 191 | | | 174 | |
天然气液体–每天的桶数 | 69 | | | 54 | | | 53 | |
天然气–每天的mcf | 602 | | | 570 | | | 591 | |
| 每天的桶油当量 | 394 | | | 340 | | | 326 | |
(a)2021年的销售量包括2020年12月31日储存在VLCC上并于2021年第一季度出售的420万桶原油。
营销，包括购买的石油和天然气(营销费用)：*营销费用主要包括从我们的公司购买原油、天然气和天然气的成本 赫斯的合作伙伴主要在美国经营油井或其他第三方，并为美国和圭亚那的营销活动支付运输和其他分销成本。与2022年相比，2023年的营销费用较低，主要是因为购买数量的价格更低。
现金运营成本：*现金运营成本包括运营成本和支出、生产和遣散费以及E&P一般和行政费用。与2022年相比，2023年的现金运营成本有所增加，这主要是由于圭亚那在2022年2月启动Liza二期项目和2023年11月启动Payara项目后产量增加，北达科他州的维护活动增加，以及墨西哥湾的修井成本上升。
中游关税支出：与2022年相比，2023年的关税支出有所增加，主要是由于吞吐量和关税税率上升，但最低产量承诺产生的费用较低部分抵消了这一影响。
DD&A费用：与2022年相比，2023年的DD&A费用更高，主要是因为圭亚那在2022年2月启动Liza二期项目和2023年11月Payara首次投产后产量增加，以及马来西亚和JDA由于2023年新油井和设施上线而增加产量。
单位成本：*每桶单位成本信息基于总的E&P净生产量，不包括第39页披露的影响收益可比性的项目。实际单位成本如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 实际 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 现金运营成本(A) | $ | 13.57 | | | $ | 13.28 | | | $ | 11.55 | |
| DD&A费用(B) | 12.89 | | | 12.13 | | | 11.84 | |
| 生产单位总成本 | $ | 26.46 | | | $ | 25.41 | | | $ | 23.39 | |
(a)2022年，不包括利比亚在内的每个BOE的现金运营成本为13.77美元(2021年：12.11美元)。
(b)2022年，不包括利比亚在内的每个BOE的DD&A支出为12.59美元(2021年：12.43美元)。
勘探费用：*勘探费用，包括影响下文所述收益可比性的项目如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 勘探干井成本(A) | $ | 147 | | | $ | 56 | | | $ | 11 | |
| 勘探租赁减值 | 27 | | | 20 | | | 20 | |
| 地质和地球物理费用及勘探间接费用 | 143 | | | 132 | | | 131 | |
| | $ | 317 | | | $ | 208 | | | $ | 162 | |
(a)2023年，干井成本主要与 加拿大纽芬兰近海的Ephesus勘探井、圭亚那近海Stabroek区块的Kokwari-1和Fish/Tarpon-1勘探井，以及注销先前资本化的勘探井（见第39页影响各期收益可比性的项目）。 干井成本主要与二零二二年圭亚那海上Stabroek区块的Fish/Tarpon-1井和Banjo-1井以及二零二一年的Koebi-1井有关。
所得税： 于二零二三年，勘探及生产所得税开支为 6.95亿元，而二零二二年则为10.72亿元。 2022年11月出售的利比亚业务的所得税费用为5.27亿美元。 与二零二二年相比，二零二三年并无利比亚税项开支，部分被圭亚那因税前收入增加而导致所得税开支增加所抵销。
我们通常不确认某些国家的递延税项利益或费用，而我们根据美国公认会计原则对这些司法管辖区的递延税项资产净额保持估值准备金。 截至2023年12月31日，我们的估值备抵 合并资产负债表36.52亿元。 于2023年12月，由于累积亏损状况出现及来自营运的预测税前收入的正面证据，就马来西亚与边际油田税务隔离有关的递延税项资产净额部分所确立的估值拨备已拨回3，300万元。 看到 E&P 影响期间间收益可比性的项目下面 马来西亚之余下估值拨备与其他税项隔离措施之递延税项资产净额有关，该等税项隔离措施缺乏足够正面证据支持可变现性。 虽然我们在2023年摆脱了美国（非中游）最近的累积亏损状况，但累积收入状况接近盈亏平衡。 在我们看到更显著和持续的客观可核实收入模式之前，我们不会对未来收入的主观长期预测赋予重大权重，因此对我们的美国（非中游）联邦和州递延税项资产保持充分的估值准备金。 倘超出预期未来盈利，则可能有足够正面证据支持日后拨回估值拨备。这将导致在资产负债表上确认某些递延税项资产，并减少记录释放期间的所得税费用。
实际有效税率如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | % | | % | | % |
| 实际所得税优惠（费用）率 | (30) | | (31) | | (43) |
| 调整后的实际所得税优惠（费用）率（a） | (30) | | (19) | | (15) |
(a)不包括2022年11月出售的利比亚的任何贡献以及影响收益可比性的项目。
影响各期间收益可比性的项目： 报告的勘探和生产收益包括下列影响收入（费用）可比性的项目：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 所得税前 | | 所得税后 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | | | | |
| | (单位：百万) |
| 减损及其他 | $ | (82) | | | $ | (54) | | | $ | (147) | | | $ | (82) | | | $ | (54) | | | $ | (147) | |
干井费用 | (52) | | | — | | | — | | | (52) | | | — | | | — | |
| 资产出售收益，净额 | — | | | 76 | | | 29 | | | — | | | 76 | | | 29 | |
| 发放递延税项资产估值免税额 | — | | | — | | | — | | | 33 | | | — | | | — | |
| | $ | (134) | | | $ | 22 | | | $ | (118) | | | $ | (101) | | | $ | 22 | | | $ | (118) | |
列示的影响收入(费用)可比性的E&P项目的税前金额综合收益表如下所示s:
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 所得税前 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| | | | | |
| 资产出售收益，净额 | $ | — | | | $ | 76 | | | $ | 29 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 勘探费用，包括干井和租约减值 | (52) | | | — | | | — | |
| 减损及其他 | (82) | | | (54) | | | (147) | |
| | $ | (134) | | | $ | 22 | | | $ | (118) | |
2023:
•干井费用： WE根据公司及其合作伙伴在2023年第四季度退出该项目的决定，记录了一笔5,200万美元的税前费用(扣除所得税后为5,200万美元)，用于注销2022年完工的墨西哥湾Huon-1探井。看见附注3，财产、厂房和设备在合并财务报表附注.
•减损和其他：我们记录了8200万美元的税前费用(扣除所得税后为8200万美元)，这是由于我们对墨西哥湾West Delta油田的估计放弃义务进行了修订。这些放弃义务是在2021年作为Fieldwood Energy LLC批准的破产计划的一部分从Fieldwood Energy LLC解除后，作为前所有者分配给我们的。看见附注12，减值和其他在合并财务报表附注.
•发放递延税项资产估值免税额： WE记录了3300万美元的非现金所得税优惠，这是由于马来西亚递延税净资产的估值免税额被冲销所致。
2022:
•资产出售收益，净额：*我们确认了与出售我们在利比亚Waha特许权的权益相关的7600万美元(税后7600万美元)的税前收益。
•减损和其他：我们记录了2,800万美元(税后2,800万美元)的费用，这是由于更新了我们对墨西哥湾非生产物业的估计放弃负债，以及与墨西哥湾宾夕法尼亚州立油田有关的2,600万美元(税后2,600万美元)。看见附注12，减值和其他在合并财务报表附注.
2021:
•资产出售收益，净额：*我们确认了与出售我们在丹麦的权益相关的2900万美元(税后2900万美元)的税前收益。
•减损和其他：我们记录了1.47亿美元(税后1.47亿美元)与墨西哥湾West Delta油田估计的放弃义务相关的费用。这些放弃义务是作为Fieldwood Energy LLC批准的破产计划的一部分从Fieldwood Energy LLC解除后，作为前所有者分配给我们的。看见附注12，减值和其他在合并财务报表附注.
中游
以下是我们中游业务的损益表摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 收入和营业外收入 | | | | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | 1,349 | | | $ | 1,273 | | | $ | 1,204 | |
| | | | | |
| 其他，净额 | 8 | | | 8 | | | 10 | |
| 总收入和营业外收入 | 1,357 | | | 1,281 | | | 1,214 | |
| 成本和开支 | | | | | |
| 营运成本及开支 | 313 | | | 280 | | | 289 | |
| 一般和行政费用 | 26 | | | 23 | | | 22 | |
| 利息支出 | 179 | | | 150 | | | 105 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 193 | | | 181 | | | 166 | |
| 总成本和费用 | 711 | | | 634 | | | 582 | |
| 所得税前经营业绩 | 646 | | | 647 | | | 632 | |
| 所得税拨备 | 38 | | | 27 | | | 15 | |
| 净收入 | 608 | | | 620 | | | 617 | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | 356 | | | 351 | | | 331 | |
| 赫斯公司的净收入 | $ | 252 | | | $ | 269 | | | $ | 286 | |
自2022年以来，销售和其他运营收入有所增加，主要是由于吞吐量和关税税率上升，但部分抵消了从最低产量承诺赚取的较低费用。自2022年以来，运营成本和支出有所增加，主要原因是维护成本上升。自2022年以来，利息支出增加，主要是由于信贷安排的利率上升和循环信贷安排的借款增加。与2022年相比，DD&A费用有所增加，主要是由于投入使用的更多资产。所得税拨备自2022年以来有所增加，主要是由于Hess Midstream LP在2022年和2023年进行股权发行和单位回购交易后增加了对Hesm Opco的所有权。
公司、利息及其他
下表汇总了公司、利息和其他费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 公司和其他费用(不包括影响可比性的项目) | $ | 103 | | | $ | 124 | | | $ | 121 | |
| 利息支出 | 347 | | | 353 | | | 376 | |
| 减：资本化利息 | (48) | | | (10) | | | — | |
| 利息支出，净额 | 299 | | | 343 | | | 376 | |
| 所得税前的公司、利息和其他费用 | 402 | | | 467 | | | 497 | |
| 所得税拨备(福利) | — | | | — | | | — | |
| 所得税后的公司、利息和其他费用 | 402 | | | 467 | | | 497 | |
| 影响期间间所得税后收益可比性的项目 | 69 | | | 102 | | | — | |
| 所得税后的公司、利息和其他费用合计 | $ | 471 | | | $ | 569 | | | $ | 497 | |
不包括影响可比性的项目，2023年的公司和其他费用低于2022年，主要是因为利息收入增加，部分被更高的法律和专业费用以及其他行政费用所抵消。由于2022年4月批准圭亚那的黄尾开发项目和2023年4月批准圭亚那的Uaru开发项目后开始资本化的利息支出，2023年净利息支出低于2022年。
影响期间间收益可比性的项目：报告公司、利息和其他结果包括以下影响收入(费用)可比性的项目：
2023:
•诉讼费用：我们 产生的税前费用总计5200万美元 (税后5,200万美元)，用于与我们以前的下游业务HONX，Inc.相关的诉讼费用，这些费用包括在一般和行政费用在综合收益表。看见附注17，担保、或有事项和承诺在合并财务报表附注.
•养老金结算：我们记录了一笔非现金费用，以确认因向赫斯公司员工的某些参与者一次性付款而产生的1700万美元(税后1700万美元)的未摊销精算损失’养老金计划。这笔费用包括在其他，净额在综合收益表。看见附注9，退休计划在合并财务报表附注.
2022:
•资产出售收益，净额：我们记录了与出售与我们以前的下游业务相关的房地产相关的2200万美元(税后2200万美元)的税前收益。
•诉讼费用：我们 产生的税前费用总计1.24亿美元 (税后1.24亿美元)，用于与我们以前的下游业务HONX，Inc.相关的诉讼费用，这些费用包括在一般和行政费用在综合收益表。看见附注17，担保、或有事项和承诺在备注合并财务报表.
流动性与资本资源
下表列出了截至12月31日我们的流动性和资本资源的某些相关指标：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：百万，比率除外) |
| 现金和现金等价物(A) | $ | 1,688 | | | $ | 2,486 | |
| 长期债务的当期部分 | 311 | | | 3 | |
| 债务总额(B) | 8,613 | | | 8,281 | |
| 总股本 | 9,602 | | | 8,496 | |
| 债务契约的债务与资本比率(C) | 33.6 | % | | 36.1 | % |
(a)包括我们中游部门在2023年12月31日(2022年12月31日)的600万美元现金: 400万美元)，其中500万美元由Hess Midstream LP在2023年12月31日持有(2022年：300万美元)。
(b)包括截至2023年12月31日我们中游部门的32.11亿美元未偿债务(2022年：28.86亿美元)，这是对Hess Corporation的无追索权。
(c)Hess Corporation合并债务总额（包括融资租赁，不包括中游无追索权债务）占Hess Corporation总资本（定义见Hess Corporation）的百分比’的循环信贷融资融资契约。 总资本化不包括非现金减值费用和非控股权益的影响。 见综合财务报表附注7，债务。
现金流
下表概述了我们的现金流：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 提供的现金净额(用于)： | | | | | |
| 经营活动 | $ | 3,942 | | | $ | 3,944 | | | $ | 2,890 | |
| 投资活动 | (4,113) | | | (2,555) | | | (1,325) | |
| 融资活动 | (627) | | | (1,616) | | | (591) | |
| 现金及现金等价物净增(减) | $ | (798) | | | $ | (227) | | | $ | 974 | |
经营活动: 2023年经营活动提供的现金净额为39. 42亿元（2022年：39. 44亿元），而2023年经营活动提供的现金净额（未计经营资产及负债变动）为44. 94亿元（2022年：51. 21亿元）。 经营活动提供的现金净额（未计经营资产及负债变动）较2022年减少，主要由于已实现销售价格下降部分被销售量增加所抵销。 2023年经营性资产和负债的变化使经营活动提供的现金净额减少5.52亿美元 主要是由于支付原油对冲合约的溢价和放弃活动的付款。2022年的经营资产和负债变动使经营活动提供的现金净额减少11. 77亿美元，反映于2021年12月31日支付约4. 7亿美元的应计利比亚所得税和特许权使用费、原油对冲合约支付的溢价、废弃活动的付款以及购买REDD+碳信用额。
投资活动： 2023年的物业、厂房及设备添置为41. 08亿元（2022年：27. 25亿元）。 增加的主要原因是圭亚那的开发活动和巴肯地区的钻井活动增加。 2023年的资产出售所得款项为300万元（2022年：1. 78亿元）。
融资活动： 2023年已付普通股股息为5. 39亿元（2022年：4. 65亿元），反映我们的普通股宣派股息增加17%。 在2022年，我们支付了6.3亿美元用于解决普通股回购，并偿还了10亿美元定期贷款下剩余的5亿美元未偿还贷款。
2023年到期日为90天或以下的债务的净借款（偿还）与HESM Opco循环信贷融资有关，而2022年的借款来自HESM Opco发行4亿美元于2030年到期的5. 500%固定利率优先无抵押票据。 该等借贷之所得款项已用于为购回HESM Opco B类单位提供资金。 于2023年，我们从公开发售Hess Midstream LP的A类股份收取所得款项净额1. 67亿元（2022年：1. 46亿元）。 于2023年，非控股权益的现金流出净额为5. 50亿元（2022年：5. 10亿元），其中包括就HESM Opco购回GIP拥有的B类单位向GIP支付的2. 12亿元（2022年：2. 00亿元）。
未来资本需求和资源
截至2023年12月31日，我们拥有16.8亿美元的现金和现金等价物(不包括Midstream)，总流动资金(包括可用承诺信贷安排)约为50亿美元。2024年，根据当前远期剥离原油价格，我们预计2023年12月31日来自经营活动的现金流以及现金和现金等价物将足以为任何即将到来的债务到期提供资金，以及我们的资本投资和资本回报计划。。根据市场情况，我们可能采取以下任何步骤或其组合来改善我们的流动性和财务状况：减少计划的资本计划和其他现金支出，包括股息、进行资产出售、以我们承诺的循环信贷安排为抵押借款，或发行债务或股权证券。根据合并协议，这些行动受到某些限制。看见第I部，第1A项。风险因素 以讨论与合并相关的风险。
下表汇总了截至2023年12月31日我们的借款和信用证工具的容量、使用情况和可用容量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 到期日 | | 容量 | | 借款 | | 信任状
信用
已发布 | | 总计
使用 | | 可用
容量 |
| | | | | | | | | | | |
| | | | (单位：百万) |
| 赫斯公司 | | | | | | | | | | | |
| 循环信贷安排 | 2027年7月 | | $ | 3,250 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3,250 | |
| 承诺的行数 | 各种(A) | | 100 | | | — | | | 2 | | | 2 | | | 98 | |
| 未提交的行 | 各种(A) | | 86 | | | — | | | 86 | | | 86 | | | — | |
| 道达尔-赫斯公司 | | | $ | 3,436 | | | $ | — | | | $ | 88 | | | $ | 88 | | | $ | 3,348 | |
| 中游 | | | | | | | | | | | |
| 循环信贷安排(B) | 2027年7月 | | $ | 1,000 | | | $ | 340 | | | $ | — | | | $ | 340 | | | $ | 660 | |
| 总计-中游 | | | $ | 1,000 | | | $ | 340 | | | $ | — | | | $ | 340 | | | $ | 660 | |
(a)已提交和未提交行的到期日为2024年。
(b)这项信贷安排只能由Hesm Opco使用，对Hess Corporation没有追索权。
赫斯公司：
循环信贷工具可用于借款和信用证。贷款的利息一般为SOFR加码1.400厘，但利率会根据地铁公司的信贷评级作出调整。’S高级、无担保、无信用增强型长债。循环信贷融资须遵守惯常申述、保证、惯常违约事件及契约，包括将本公司及其综合附属公司的综合债务总额与总资本的比率限制为65%的财务契约，以及将本公司及其综合附属公司的抵押债务与综合有形资产净值的比率限制为15%的财务契约(该等资本化条款在循环信贷安排的信贷协议中定义)。公司的契据’S固定利率优先无担保票据将担保债务与综合有形资产净额(该术语在契约中定义)的比率限制在15%。截至2023年12月31日，赫斯公司遵守了这些金融契约。与我们的固定利率优先无担保票据和我们的循环信贷安排相关的最具限制性的金融契约将允许我们在2023年12月31日额外借入高达25.15亿美元的担保债务。
我们有一个搁置登记，根据这个登记，我们可以发行额外的债务证券、认股权证、普通股或优先股。
中游：
截至2023年12月31日，Hesm Opco拥有14亿美元的优先担保银团信贷安排，其中包括10亿美元的循环信贷安排和4亿美元的定期贷款安排。定期贷款安排下的借款一般将按SOFR计息，外加1.650%至2.550%的适用保证金，而银团循环信贷安排的适用保证金则为1.375%至2.050%。融资费和利差的定价水平是基于Hesm Opco的总债务与EBITDA的比率(如信贷安排中的定义)。如果Hesm Opco获得投资级信用评级，定价水平将基于Hesm Opco不时生效的信用评级。该等信贷安排载有契诺，要求Hesm Opco维持截至每个财政季度最后一天的前四个财政季度的总债务与EBITDA的比率(定义见信贷安排)不大于5.00至1.00(在某些收购后的指定期间内为5.50至1.00)，以及在Hesm Opco获得投资级信用评级前的前四个财政季度的担保债务与EBITDA的比率截至每个财政季度的最后一天不得超过4.00至1.00。Hesm Opco在2023年12月31日遵守了这些金融契约。信贷安排以对Hesm Opco及其直接和间接全资拥有的重大国内子公司的几乎所有资产(包括由该等实体直接拥有的股权)的优先完善留置权作为担保，但须符合某些惯例的例外情况。截至2023年12月31日，在Hesm Opco的循环信贷安排下提取了3.4亿美元的借款，在Hesm Opco的定期贷款安排下提取了3.97亿美元的借款(不包括递延发行成本)。这些信贷安排下的借款对Hess公司是无追索权的。
信用评级
对赫斯公司优先无担保债务进行评级的三家主要信用评级机构都给予了投资级信用评级。截至2023年12月31日，我们的信用评级为S全球评级的BBB-，穆迪投资者服务的BAA3，惠誉评级的BBB。合并宣布后，所有三家评级机构都对我们的信用评级进行了审查，以采取与合并有关的积极行动。
截至2023年12月31日，海斯姆Opco的优先无担保债务被S全球评级和惠誉评级评为BB+，被穆迪投资者服务公司评为BA2。
现金需求：
我们在未来12个月的现金债务和承诺包括应付账款、应计负债、长期债务的当前部分、利息、租赁付款和购买债务，这些债务涵盖了我们2024年计划的资本支出计划的一部分，包括对石油和天然气生产费用、碳信用、运输和相关合同、地震采购和其他正常业务费用的承诺。
我们的长期现金义务和承诺包括：
•债务和利息：看见注7, 债务在合并财务报表附注.
•经营租赁和融资租赁：该公司及其某些子公司租用钻机、设备、后勤资产(近海船只、飞机和海岸基地)和办公空间，租期各不相同。注6, 租契在合并财务报表附注.
•购买义务： 我们在2023年12月31日签订了某些长期资本支出和运营费用的合同承诺。运营费用的长期义务包括石油和天然气生产费用、运输及相关合同、碳信用、地震采购和其他正常业务费用的承诺。附注17, G担保人、或有事项和承付款在合并财务报表附注.
•资产报废债务： 看见注8, 资产报废债务在合并财务报表附注.
•退休后计划负债： 我们有一些没有资金的退休后计划，包括我们的退休后医疗计划。看见注9, 退休计划在合并财务报表附注.
•不确定的所得税头寸：看见附注14, 所得税在合并财务报表附注.
表外安排
看见附注17，担保、或有事项和承诺在合并财务报表附注.
海外业务
我们在美国境外开展勘探和生产活动，主要在圭亚那、马来西亚/泰国联合开发区、马来西亚和苏里南。 因此，我们须承受与海外业务有关的风险。 看到 第一部分， 项目1A.风险因素了解更多细节。
关键会计政策和估算
会计政策及估计影响本集团资产及负债之确认。 合并资产负债表收入和支出 综合收益表. 所使用的会计方法会影响净收入、权益和各种财务报表比率。 然而，我们的会计政策一般不会改变现金流量或流动性。
勘探和开发成本核算： E&P活动采用成功努力法核算。 收购未探明和已探明石油和天然气租赁面积的成本，包括租赁奖金、经纪人费用和其他相关成本，均予以资本化。 年度租赁租金、勘探开支及勘探干井成本于产生时支销。 钻井及装备生产井（包括开发干井）及相关生产设施之成本乃资本化。
倘（1）该井已发现足够数量的储量以证明作为生产井完井的合理性及（2）在评估储量以及项目的经济及营运可行性方面取得足够进展，则勘探钻井成本于钻井完成后仍予以资本化。 如果其中任何一项标准没有得到满足，或者如果对项目的经济或业务可行性存在重大疑问，则资本化的油井成本记作费用。 在评估储量方面取得充分进展以及项目的经济和运营可行性的指标包括：项目人员的承诺、与客户就销售合同进行的积极谈判、与政府、运营商和承包商的谈判以及关于额外钻探的坚定计划和其他因素。
原油和天然气储量： 估计探明储量的确定是得出勘探和生产活动经营结果的一个重要因素。 探明储量的估计影响油井资本化、探明资产及油井和设备的单位产量折旧率以及油气资产的减值测试。
要将储量登记为已证实的储量，必须合理确定它们在现有经济条件、运营方法和政府法规下从已知油藏中经济上可以生产。此外，必须获得政府和项目运营者的批准，并根据项目成本的金额，高级管理层或董事会
董事必须承诺为项目提供资金。*我们维持由直接处理石油和天然气资产的技术人员计算的内部储量估计数。*我们的技术人员根据对新油井的评估、业绩审查、新的技术数据和其他研究，全年更新储量估计数。为了使整个公司保持一致，我们使用了标准的储量估计准则、定义、报告审查和审批做法。*内部储量估计数受到内部技术审计和高级管理层审查的影响。*我们还聘请独立的第三方咨询公司审计我们每年总探明储量的约80%。
已探明储量是使用截至12月31日的12个月期间的平均价格来计算的，该价格被确定为一年内每个月第一天的未加权算术平均价格，除非合同协议定义了价格，不包括基于未来条件的升级。第一部分， 第1A项。风险因素原油价格波动很大，可能会对我们已探明的储量产生影响。截至2023年12月31日，用于确定已探明储量的原油价格为WTI每桶78.10美元(2022年：94.13美元)，布伦特原油每桶82.51美元(2022年：97.98美元)。2023年12月31日，西德克萨斯中质原油现货价格收于每桶71.65美元，布伦特原油现货价格收于每桶77.59美元。如果2024年原油价格低于确定2023年已探明储量的水平，我们可能会确认对2024年12月31日已探明未开发储量的负面修正。此外，我们可能会认识到已探明已开发储量的负面修正，由于运营成本结构的不同，已探明已开发储量可能因资产而有很大差异。相反，2024年价格上涨高于2023年已探明储量的涨幅，可能导致2024年12月31日已探明已开发储量和已探明未开发储量的正修正。由于许多目前未知的因素，很难估计2024年12月31日已探明储量的任何潜在净负或正变化的幅度。包括2024年原油价格、已探明储量的任何增加数量、与2024年油藏动态相关的已探明储量的正负修正、行业成本将因应2024年原油价格而变化的水平，以及截至2024年12月31日的已探明未开发储量开发管理计划.*截至2023年12月31日，已探明已开发储量和已探明未开发储量的10%变化将导致基于预计产量的2024年折旧、损耗和摊销费用税前变化约2.25亿美元。补充油气数据请参阅所附财务报表第92至101页，以获取有关我们石油和天然气储量的更多信息。
长期资产减值：*每当事件或环境变化表明账面价值可能无法收回时，我们就审查包括油气田在内的长期资产的减值。这些长期资产是基于在很大程度上独立于其他资产和负债的现金流的可识别现金流进行测试的。*如果长期资产的账面价值预计不能通过估计的未贴现的未来净现金流量收回，则资产减值并记录减值损失。减值金额是根据资产的估计公允价值计量的，通常通过对预期未来净现金流量的贴现、收益估值方法、或通过基于市场的估值方法，这是3级公允价值计量。
就油气田而言，未来净现金流的现值是基于管理层对未来价格的最佳估计，该价格是参考最近的历史价格和公布的远期价格确定的，适用于预计产量，并以风险调整后的比率贴现。预计产量代表的是根据规定的资本支出金额预计将生产的储量，包括可能储量。价格和生产时间与内部预测和其他外部报告的信息一致。用于确定资产减值的石油和天然气价格通常不同于用于贴现未来净现金流量的标准化计量，因为标准化计量要求使用历史12个月平均价格。
我们对寿命较长的E&P生产资产的减值测试基于我们对未来生产量(包括回收系数)、销售价格、运营和资本成本、未来生产时间和其他因素的最佳估计，这些估计在每次进行减值测试时进行更新。如果发生以下一种或多种情况，我们未来可能会经历减值：油气田预计产量下降，原油和天然气销售价格在较长一段时间内大幅下降，或未来估计资本和运营成本大幅上升。
Hess Midstream LP：我们巩固了我们感兴趣的活动 Hess Midstream LP根据美国公认会计原则，我们有资格成为可变利益实体(VIE)。我们的结论是，根据会计准则的定义，我们是VIE的主要受益人，因为我们有权通过Hess Corporation约38%的合并所有权权益 Hess Midstream LP 指导那些对经济表现影响最大的活动 Hess Midstream LP，并有义务承担损失或有权获得可能对 Hess Midstream LP这一结论是基于定性分析的，该定性分析考虑了 Hess Midstream LP的治理结构，双方的商业协议 Hess Midstream LP 和我们，以及成员之间确立的投票权。
所得税：在确定和确认财务报表中的所得税资产和负债时，需要做出这样的判断。这些判断包括，只有在管理层基于技术价值认为税务头寸的财务报表效应更有可能在审查后得以维持的情况下，才需要确认该头寸的财务报表影响。
我们在多个司法管辖区有净营业亏损结转或信用结转，并已确认这些亏损和信用的递延税项资产。此外，由于某些资产和负债的账面基础和计税基础之间的临时差异，我们还确认了递延税项资产。我们定期评估这些递延税项资产实现的可能性。如果，
当在相关会计准则下测试时，更有可能部分或全部递延税项资产无法变现，则设立估值准备，将递延税项资产减至预期变现的金额。
会计准则要求根据证据的相对客观性对所有可用的正面和负面证据进行评估。在评估潜在的积极证据来源时，我们会考虑应税暂时性差异的逆转、结转和结转期间的应税收入、税务筹划策略的可用性、增值资产的存在、对未来应税收入的估计以及其他因素。对未来应税收入的估计是基于对石油和天然气储量、销售价格和其他与内部业务预测一致的主观经营假设的假设。在评估潜在的负面证据来源时，我们会考虑近年来的累计损失。任何未使用的营业亏损或税收抵免结转到期的历史记录、未来几年预计的亏损、未解决的情况(如果不利于解决，将对未来几年的持续运营和利润水平产生不利影响)以及任何短暂的结转或结转期，以至于预计在一年内逆转的重大可扣除临时差异将限制税收优惠的实现。最近的累计亏损构成客观的负面证据，会计准则要求我们相对于主观证据(如我们对未来应纳税所得额的估计)给予重大权重。我们通常不在某些国家确认递延税项收益或费用。主要是美国(非中游地区)，而我们对这些司法管辖区的递延税项净值资产维持估值免税额。
2023年12月31日，合并资产负债表反映根据上述会计准则的评估，对多个司法管辖区的递延税项净资产计提的36.52亿美元估值拨备。然而，如果不再存在以累积损失形式存在的客观负面证据，并且可以给予主观证据额外的权重，则被视为可变现的递延税项资产的金额可能会进行调整。2023年12月，针对马来西亚递延税项净资产中与边际油田税环围栏有关的部分建立的估值准备拨备为3300万美元，这是因为从累计亏损状况中浮现出来，并从预测的业务税前收入中获得了积极的证据。马来西亚剩余的估值拨备与其他税圈的递延税项净资产有关，这些资产缺乏足够的积极证据来支持变现能力。虽然我们在2023年摆脱了最近在美国(非中游)的累积亏损头寸，但累积收益头寸接近盈亏平衡。在我们看到更重要和更持续的可客观核实的收入模式之前，我们不会对对未来收入的主观长期预测给予重大重视，从而保持对我们的美国(非中游)联邦和州递延税项资产的全额估值津贴。如果超过预期未来收益，可能会有足够的积极证据支持未来发放估值免税额。这将导致在资产负债表上确认某些递延税项资产，并减少记录释放期间的所得税支出。
资产报废义务： 我们有法律义务移除和拆除长期资产，并在某些勘探和生产地点恢复土地或海床。 根据公认会计原则，我们按所需资产报废义务的公允价值确认负债。 此外，如果负债能够合理估计，则记录任何法律规定的有条件资产报废义务的公允价值。 我们将该等成本资本化，作为相关资产于负债产生期间的账面值的组成部分。 在以后期间，负债增加，资产在有关资产的使用寿命内折旧。 我们通过贴现履行这些义务所需的预计未来付款来估计这些义务的公允价值。 于厘定该等估计时，吾等须就结算范围、结算时间、法律规定之诠释、通胀因素及贴现率作出若干假设及判断。 此外，还有其他外部因素，包括环境法规和其他法定要求的变化、行业成本和外币汇率的波动以及技术进步，可能会对这些债务的最终结算成本或时间产生重大影响。 因此，我们对资产报废责任的估计可能会因上述因素而作出修订。 结算前的估计变动会导致负债及相关资产价值的调整，除非该油田已停产，在此情况下， 综合收益表. 看到 附注8， 资产报废债务在合并财务报表附注.
退休计划：*我们为非缴费固定收益养老金计划、无资金补充养老金计划和无资金支持的退休后医疗计划提供资金。*我们确认这些计划的预计福利义务的资金状况在 合并资产负债表与这些计划相关的债务和费用的确定是基于几个精算假设。*这些假设代表我们所作的估计，其中一些可能会受到外部因素的影响。*最重要的假设涉及：
用于衡量未来计划债务现值和定期净收益成本的贴现率：*用于估计我们预计的福利义务和定期福利净成本的贴现率是基于一系列高质量的固定收益债务工具的投资组合，这些工具的到期日与计划债务的预期支付金额接近。*截至2023年12月31日，贴现率假设降低0.25%将使预计福利债务增加约6,500万美元，并将使预测的2024年年度定期福利净支出增加约10亿美元。*预计福利债务的增加将降低我们养老金计划的资金状况，但资金状况的任何下降将通过资产组合中固定收益投资的公允价值增加而部分缓解。
计划资产的预期长期回报率：计划资产的预期回报率是根据每个资产类别的预期未来回报率制定的，按计划资产对该资产类别的目标配置进行加权。*个别资产类别的未来预期回报率假设在很大程度上基于各种投资专家对特定资产类别未来回报预期的输入。截至2023年12月31日，计划资产假设的预期长期回报率下降0.25%将使预测的2024年年度定期福利净支出增加约500万美元。
其他假设包括未来赔偿水平的上升率和预期的参与者死亡率。
衍生品：*我们利用衍生品工具，包括期货、远期、期权和掉期，单独或结合使用，以减轻我们对原油和天然气价格波动以及利息和外币汇率变化的风险敞口。*所有衍生品工具在我们的 合并资产负债表我们对衍生品公允价值变动的确认政策因衍生品的指定而异。未被指定为对冲的衍生品的公允价值变动目前在收益中确认。衍生工具可被指定为预期未来现金流量或预测交易的对冲(现金流量对冲)，或已确认资产和负债的公允价值变化的对冲或未确认的公司承诺的对冲(公允价值对冲)。被指定为现金流量对冲的衍生品的公允价值变动被记录为其他全面收益(亏损)中包括的所有金额。累计其他综合收益(亏损)对于现金流量对冲，重新分类为与被套期保值项目在收益中确认的同期收益。指定为公允价值对冲的衍生工具的公允价值变化目前在收益中确认。相关对冲项目的公允价值变化被记录为对其账面金额的调整，并在当前收益中确认。
公允价值计量：我们使用各种估值方法来确定金融工具的公允价值，包括市场法和收益法。我们的公允价值计量还包括非履行风险和货币的时间价值考虑。金融资产考虑交易对手信用，金融负债考虑我们的信用。
当普遍接受的会计原则要求时，我们也按公允价值记录某些非金融资产和负债。这些公允价值计量与业务合并、合格非货币交换、资产报废债务的初始确认以及长期资产、权益法投资或商誉的任何减值有关。
我们根据公允价值计量会计准则确定公允价值，公允价值计量会计准则根据投入来源为用于计量公允价值的投入建立了一个层次结构，这些投入的范围通常从主要交易市场中相同工具的报价(1级)到使用相关市场数据确定的估计(3级)，包括贴现现金流和其他不可观察数据。间接源自可观察投入或来自流动性较差市场的报价的计量被视为2级。当1级投入在特定市场内可用时，这些投入被选择用于确定同一市场中超过2级或3级投入的公允价值。可使用多个投入来计量公允价值；然而，分配给公允价值计量的水平是基于该公允价值层次结构中最低的重要投入水平。
环境、健康和安全
我们的长期愿景和价值观为我们如何开展业务奠定了基础，并确定了我们的承诺，即满足企业公民的高标准，并为我们开展业务的社区创造长期的积极影响。我们的战略体现在我们的EHS和SR政策中，以及有助于保护我们的员工、客户和当地社区的管理体系框架中。我们的管理体系旨在促进内部一致性，遵守政策目标，并持续改进EHS和SR绩效。短期内，业绩的改善可能会增加我们的运营成本，还可能需要增加资本支出，以降低对我们的资产、声誉和运营许可证的潜在风险。除了提高EHS和SR的绩效外，还可以通过投资EHS和SR来实现更高的生产率和运营效率。我们已经制定了评估法规遵从性、审计设施、培训员工、预防和管理风险和紧急情况以及总体实现企业EHS和SR目标的计划。
环境问题
我们认识到，气候变化是一个全球环境问题。我们评估、监测并采取措施减少现有和计划运营的碳足迹。美国环保局已经通过了一系列针对石油和天然气行业的温室气体监测、报告和排放控制规则，美国国会也不时考虑通过进一步的立法来减少温室气体排放。例如，2023年12月，美国环保局发布了一项最终规则，为石油和天然气部门现有作业的甲烷和挥发性有机化合物排放建立全面的性能标准和排放指南，包括勘探和生产、传输、加工和储存部门。此外，IRA还包括一项针对石油和天然气系统的甲烷减排计划，该计划要求EPA对某些天然气和石油来源的过量甲烷排放征收“废物排放费”，这些甲烷排放必须从2024年1月1日起根据EPA的温室气体报告计划进行报告，并为与之竞争的低碳能源生产方法的研发提供大量资金和激励。2024年1月，美国环保局发布了实施甲烷排放费的拟议规则，拟议的生效日期为2025年，报告2024年排放量。此外，各国已采取措施减少温室气体排放，主要是通过制定温室气体排放清单和/或区域温室气体排放限额与交易方案。在
在国际一级，气候变化《巴黎协定》旨在加强全球对全球气温变化的反应，减少温室气体排放等。我们承诺遵守适用于我们运营的所有温室气体排放法规，包括与天然气排放或燃烧有关的法规，并对我们设施的温室气体排放进行负责任的管理。虽然我们监测与气候有关的监管举措和国际公共政策问题，但正在进行的国际气候举措和任何相关的国内行动的现状使我们很难评估对我们行动的时机或影响，也难以确定地预测我们为遵守未来的国际条约、立法或新条例而可能产生的未来成本。然而，未来对温室气体排放的限制，或鼓励使用低碳能源的相关措施，可能会导致我们和整个石油和天然气行业的资本支出和运营费用增加，并可能减少对我们产品的需求，如下所述监管、法律和环境风险在……里面第1部分, 第1A项。风险因素.
我们将有持续的环境评估和补救支出。可能需要采取纠正措施的地点包括E&P设施，我们保留责任的非持续运营地点，以及我们已被指定为潜在责任方的环保局“超级基金”地点，尽管目前并不重要。当未来成本可能且可合理估计时，我们应计环境评估和补救费用。有关其他信息，请参阅项目3.法律诉讼。截至2023年12月31日，我们的估计补救责任准备金约为5000万美元。我们预计，现有的环境责任准备金将足以支付评估和补救已知地点的费用。我们在2023年的补救支出约为2800万美元(2022年：2300万美元；2021年：1600万美元)。为遵守联邦、州、地方和外国环境法规而产生的其他支出的金额很难量化，因为这些成本被计入我们的资本支出和运营费用中几乎没有区别的部分。
作为我们EHS和SR战略的一部分，我们每年购买碳信用额度，以抵消与运营公司卡车车队、航空活动(飞机和直升机)以及因公司业务而行驶的个人和租赁车辆里程相关的100%范围3商务旅行估计排放量和100%范围1和范围3排放。我们还通过购买可再生能源证书，从不可再生能源中抵消了在我们运营中购买的电力。这些购买和停用的可再生能源证书的成本对我们2023年的财务业绩并不重要，并包括在营运成本及开支在综合收益表.
2022年12月，我们宣布与圭亚那政府达成协议，从2022年至2032年以至少7. 5亿美元购买3，750万个REDD+碳信用额，包括当前和未来发行的碳信用额，以防止圭亚那的森林砍伐和支持可持续发展。 这些信用将在ART登记册上，并将被独立验证，以代表ART的REDD+环境标准2.0（TREES）下的永久和额外减排。 该协议是公司持续减排努力的补充，也是我们到2050年实现净权益基础上范围1和范围2温室气体净零排放承诺的重要组成部分。 截至2023年12月31日，We根据该协议，以1.5亿美元购买了在ART登记册上登记的1000万个REDD+碳信用额， 其他资产在合并资产负债表.
健康和安全事项
原油和天然气行业在联邦、州、地方和外国政府层面对E&P操作的健康和安全进行监管。 该等法律及规例除其他事项外，涉及职业安全、使用水力压裂法刺激原油及天然气生产、井控及完整性、工序安全及设备完整性，并可能包括许可及披露规定、营运限制及有关原油及天然气开发的其他条件。 我们遵守联邦、州、地方和外国健康和安全法规的支出水平难以量化，因为这些成本被视为我们资本支出和运营费用中几乎无法区分的组成部分。 虽然遵守有关健康及安全事宜的法律及规例会增加我们及石油及天然气行业的整体业务成本，但迄今为止，其并未对我们的营运、财务状况或经营业绩造成重大不利影响。
职业安全：我们遵守OSHA制定的联邦工作场所标准以及监管工人健康和安全保护的类似州法规的要求。 根据OSHA和其他联邦和州的职业安全和健康法律以及我们运营所在国的法律，我们必须开发、维护和披露有关我们运营中使用、释放或生产的有害材料的某些信息。
生产和油井完整性：我们的美国陆上生产设施受美国联邦政府、州和地方有关使用水力压裂、井控和完整性的法规约束。 我们在墨西哥湾的海上生产设施遵守美国联邦政府的安全和环境管理体系法规，该法规提供了识别、管理和减轻危险的系统方法。 在生产和我们良好的诚信管理体系中适应新的技术标准和程序，是我们保护环境、员工健康和安全以及我们经营所在社区的目标的基础，也是保护我们产品的基础。
工艺安全和设备完整性：我们还在联邦、州、地方和外国政府层面对我们的工艺安全和设备完整性进行监管，包括OSHA的高度危险化学品工艺安全管理标准。 ICE是屏障和保障措施，通过检测、隔离、遏制、控制或应急准备和响应，防止或减轻我们设施内的过程安全事故。 我们制定了ICE性能标准，
有助于确保ICE屏障有效的检查和测试的具体要求和标准。 我们与我们的运营资产、主题专家和技术机构合作进行评估，以评估对企业和资产环境、健康和安全标准和程序以及适用法规的遵守情况。 有关我们的应急响应和事故缓解活动的更多信息，请参见 应急准备和响应计划和程序在……里面项目1和2.业务和物业.
第7A项：关于市场风险的定量和定性披露
在我们的正常业务过程中，我们面临与原油、NGL和天然气价格变化以及利率和外币价值变化相关的商品风险。 在以下披露中，财务风险管理活动指通过对冲活动降低该等风险。
控制：*我们在首席风险官的指导下维持控制环境。对金融风险管理活动中使用的工具的控制包括数量和期限限制。*我们的财政部负责管理和监督使用类似控制和流程的外汇汇率和利率对冲计划，如果适用的话。董事会审计委员会每年审查这些对冲策略。
仪器：我们在风险管理活动中主要使用远期商品合约、外汇远期合约、期货、掉期和期权。这些合约通常是具有标准化条款的广泛交易工具。下面介绍这些工具以及我们如何使用它们：
•掉期：*我们使用与第三方进行财务结算的掉期合约作为我们金融风险管理活动的一部分。掉期合约的现金流是根据基础大宗商品价格、利率或外汇汇率确定的，通常在合同有效期内结算。
•远期外汇合约：份我们签订远期合约，主要是英镑和马来西亚林吉特，承诺我们在未来某个日期以预定的汇率买入或卖出固定数量的这些货币。
•交易所交易合约：份我们可以在一些不同的基础能源商品上使用交易所交易的合约，包括期货。这些合约每天与相关交易所结算，并可能受到交易所头寸的限制。
•选项：不同的各种标的能源商品的期权包括交易所交易的合约和第三方合约，并有不同的行权期。作为期权的购买者，我们一开始就支付溢价，并面临根据标的商品价格变动在行使时收取付款的有利后果。作为期权的卖家，我们在一开始就会获得溢价，并面临着不得不根据潜在的大宗商品价格变动在行权时付款的不利后果。
金融风险管理活动
截至2023年12月31日，我们有名义金额总计2.26亿美元的未偿还外汇合同，这些合同用于减少我们对各种货币汇率波动的敞口。截至2023年12月31日，外汇合同的公允价值从美元汇率升值或贬值10%的变化估计为约2000万美元的收益或约2500万美元的损失。
截至2023年12月31日，我们的长期债务总额(主要由固定利率工具组成)的账面价值为86.13亿美元，公允价值为90.06亿美元。利率每增加或减少15%，债务的公允价值将分别减少或增加约4亿美元或4.4亿美元。利率的任何变化不会影响我们与固定利率利息支付或债务本金结算相关的现金流出，除非债务工具在到期前回购。
看见注意事项 19、金融风险管理活动在合并财务报表附注了解更多细节。
项目8.财务报表和补充数据
Hess公司及其合并子公司
财务报表索引
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| | 页面
数 |
管理层关于财务报告内部控制的报告 | 52 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID42) | 53 |
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表 | 56 |
截至2023年12月31日止三个年度内各年度的综合收益表 | 57 |
截至2023年12月31日止三个年度的综合全面收益表 | 58 |
截至2023年12月31日的三个年度的合并现金流量表 | 59 |
截至2023年12月31日止三个年度的合并权益表 | 60 |
合并财务报表附注 | |
附注1--业务性质、列报依据和会计政策摘要 | 61 |
注2--库存 | 67 |
附注3--财产、厂房和设备 | 67 |
注4-Hess Midstream LP | 68 |
附注5--应计负债 | 70 |
附注6-租约 | 70 |
附注7--债务 | 72 |
附注8--资产报废债务 | 74 |
附注9-退休计划 | 75 |
附注10-收入 | 80 |
附注11--处置 | 80 |
附注12--减值及其他 | 81 |
附注13--基于股份的薪酬 | 81 |
附注14--所得税 | 83 |
附注15-未偿还普通股和加权平均普通股 | 85 |
附注16-补充现金流量资料 | 86 |
附注17--担保、或有事项和承付款 | 86 |
注18-细分市场信息 | 89 |
附注19--财务风险管理活动 | 90 |
注20--后续事件 | 91 |
| |
补充油气数据 | 92 |
由于缺少需要附表的条件，或因为所需资料已在财务报表或附注中列报，因此省略了附表。
管理层关于财务报告内部控制的报告
我们的管理层负责建立和维护充分的财务报告内部控制，这一术语在交易法规则13a-15(F)中定义。在我们的监督下，并在我们的管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的参与下，我们根据《萨班斯-奥克斯利法案》第404节的要求，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架框架》(2013框架)，对我们财务报告内部控制的有效性进行了评估。根据我们的评估，管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制截至2023年12月31日是有效的。
本公司的独立注册会计师事务所安永会计师事务所已对本公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制的有效性进行了审计，该报告包含在本报告中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 通过 | | //S/约翰·P·里利 | | 通过 | | //S/约翰·B·赫斯 |
| | | 约翰·P·里利
常务副秘书长总裁和
首席财务官 | | | | 约翰·B·赫斯
首席执行官 |
2024年2月26日
独立注册会计师事务所报告
致Hess公司股东和董事会
财务报告内部控制之我见
我们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年框架)(COSO标准)中确立的标准，审计了Hess Corporation及其合并子公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制。我们认为，根据COSO标准，截至2023年12月31日，Hess Corporation及其合并子公司(本公司)在所有重要方面都对财务报告实施了有效的内部控制。
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、全面收益、现金流量和权益表，以及2024年2月26日的相关附注和我们的报告就此发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并对随附的《管理层财务报告内部控制报告》所载财务报告内部控制的有效性进行评估。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
纽约，纽约
2024年2月26日
独立注册会计师事务所报告
致Hess公司股东和董事会
对财务报表的几点看法
我们审计了Hess Corporation和合并子公司(本公司)截至2023年12月31日、2022年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表，截至2023年12月31日期间各年度的合并收益、全面收益、现金流量和权益相关表，以及相关附注(统称为“合并财务报表”)。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，审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制，我们于2024年2月26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委员会传达或要求传达给审计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，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
| | | | | | | | |
| | 已探明石油和天然气资产的折旧、耗尽和摊销 |
描述：
重要的是
| | 截至2023年12月31日，该公司勘探和生产资产的账面净值为141.96亿美元，截至该年度的折旧、损耗和摊销(DD&A)支出为18.52亿美元。如综合财务报表附注1所述，本公司采用成功努力法对其油气勘探及生产活动进行会计处理。根据这种方法，获得石油和天然气资产的资本化成本是根据估计的已探明储量以生产单位计提折旧和耗尽的。勘探井的资本化成本和开发成本根据估计的已探明已开发储量按生产单位折旧和耗尽。已探明的石油和天然气储量是采用石油行业普遍认可的标准地质和工程方法编制的，其基础是利用财政和非财政投入对估计的原地碳氢化合物储量进行评估。在解释用于估计储量的数据时，该公司的内部工程人员需要作出重大判断。估计已探明储量还需要选择和评估投入，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。截至2023年12月31日，管理层使用独立的石油工程专家对公司内部工程人员准备的约89%的已探明储量进行了审计。 |
| | | | | | | | |
| | 审计公司的DD&A费用计算特别复杂，因为需要使用公司内部工程人员和独立石油工程专家的工作，以及评估管理层对这些工程专家在估计已探明石油和天然气储量时所使用的上述投入的确定。
|
| | |
| 我们是如何在审计中解决这个问题的 | | 我们取得了了解，评估了内部控制的设计，并测试了内部控制的操作有效性，这些内部控制解决了与DD&A费用计算相关的重大错报风险。这包括对用于估计已探明石油和天然气储量的财务数据的完整性和准确性进行控制。
我们对公司DD&A费用计算的测试包括评估公司内部负责监督公司储量估计编制的石油工程专家的专业资格和客观性，以及用于审计估计的独立石油工程专家的专业资格和客观性。在抽样的基础上，我们测试了用于估计已探明石油和天然气储量的财务数据的完整性和准确性，方法是在可能的情况下同意对来源文件的重要投入，并在审查佐证证据和考虑任何相反证据的基础上评估投入的合理性。此外，我们对石油和天然气储量估计的选定投入以及产出进行了分析和回顾程序。最后，我们测试了DD&A费用的计算是基于公司储量报告中适当的已探明石油和天然气储量余额。 |
/s/ 安永律师事务所
自1971年以来，我们一直担任该公司的审计师
纽约，纽约
2024年2月26日
Hess公司及其合并子公司
合并资产负债表
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| (单位：百万，
除股份金额外) |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 1,688 | | | $ | 2,486 | |
| 应收账款： | | | |
| 从与客户的合同中 | 1,180 | | | 1,041 | |
| 合资企业和其他 | 150 | | | 121 | |
| 盘存 | 304 | | | 217 | |
| 其他流动资产 | 108 | | | 66 | |
| 流动资产总额 | 3,430 | | | 3,931 | |
| 财产、厂房和设备： | | | |
| 总计-按成本计算 | 36,771 | | | 32,592 | |
| 减去：折旧、损耗、摊销和租赁减值准备金 | 19,339 | | | 17,494 | |
| 财产、厂房和设备--净额 | 17,432 | | | 15,098 | |
| 经营租赁使用权资产--净额 | 720 | | | 570 | |
| 融资租赁使用权资产-净额 | 108 | | | 126 | |
| 商誉 | 360 | | | 360 | |
| 递延所得税 | 320 | | | 133 | |
| 退休后福利资产 | 685 | | | 648 | |
| 其他资产 | 952 | | | 829 | |
| 总资产 | $ | 24,007 | | | $ | 21,695 | |
| 负债 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付帐款 | $ | 402 | | | $ | 285 | |
| 应计负债 | 2,102 | | | 1,840 | |
| 应缴税金 | 85 | | | 47 | |
| 长期债务的当期部分 | 311 | | | 3 | |
| 经营和融资租赁债务的当期部分 | 370 | | | 221 | |
| 流动负债总额 | 3,270 | | | 2,396 | |
| 长期债务 | 8,302 | | | 8,278 | |
| 长期经营租赁义务 | 459 | | | 469 | |
| 长期融资租赁债务 | 156 | | | 179 | |
| 递延所得税 | 608 | | | 418 | |
| 资产报废债务 | 1,186 | | | 1,034 | |
| 其他负债和递延信贷 | 424 | | | 425 | |
| 总负债 | 14,405 | | | 13,199 | |
| 权益 | | | |
| 赫斯公司股东权益： | | | |
普通股，面值$1.00;获授权─ 600,000,000份额： | | | |
已发出-307,158,272股票(2022年：306,176,864) | 307 | | | 306 | |
| 超出票面价值的资本 | 6,495 | | | 6,206 | |
| 留存收益 | 2,318 | | | 1,474 | |
| 累计其他综合收益(亏损) | (134) | | | (131) | |
| 赫斯公司股东权益共计 | 8,986 | | | 7,855 | |
| 非控制性权益 | 616 | | | 641 | |
| 总股本 | 9,602 | | | 8,496 | |
| 负债和权益总额 | $ | 24,007 | | | $ | 21,695 | |
合并财务报表反映了石油和天然气勘探和生产活动的成功努力会计方法。
请参阅合并财务报表附注。
Hess公司及其合并子公司
合并收益表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万，每股除外) |
| 收入和营业外收入 | | | | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | 10,511 | | | $ | 11,324 | | | $ | 7,473 | |
| 资产出售收益，净额 | 2 | | | 101 | | | 29 | |
| 其他，净额 | 132 | | | 145 | | | 81 | |
| 总收入和营业外收入 | 10,645 | | | 11,570 | | | 7,583 | |
| | | | | |
| 成本和开支 | | | | | |
| 营销，包括购买的石油和天然气 | 2,732 | | | 3,328 | | | 2,034 | |
| 营运成本及开支 | 1,776 | | | 1,452 | | | 1,229 | |
| 生产税和遣散费税 | 216 | | | 255 | | | 172 | |
| 勘探费用，包括干井和租约减值 | 317 | | | 208 | | | 162 | |
| 一般和行政费用 | 527 | | | 531 | | | 340 | |
| 利息支出 | 478 | | | 493 | | | 481 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 2,046 | | | 1,703 | | | 1,528 | |
| 减损及其他 | 82 | | | 54 | | | 147 | |
| 总成本和费用 | 8,174 | | | 8,024 | | | 6,093 | |
| 所得税前收入 | 2,471 | | | 3,546 | | | 1,490 | |
| 所得税拨备 | 733 | | | 1,099 | | | 600 | |
| 净收入 | 1,738 | | | 2,447 | | | 890 | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | 356 | | | 351 | | | 331 | |
| 赫斯公司的净收入 | $ | 1,382 | | | $ | 2,096 | | | $ | 559 | |
| | | | | |
| 每股普通股归属于赫斯公司的净收益： | | | | | |
| 基本信息 | $ | 4.52 | | | $ | 6.80 | | | $ | 1.82 | |
| 稀释 | $ | 4.49 | | | $ | 6.77 | | | $ | 1.81 | |
| 已发行普通股加权平均数： | | | | | |
| 基本信息 | 305.9 | | | 308.1 | | | 307.4 | |
| 稀释 | 307.6 | | | 309.6 | | | 309.3 | |
| 每股普通股股息 | $ | 1.75 | | | $ | 1.50 | | | $ | 1.00 | |
请参阅合并财务报表附注。
Hess公司及其合并子公司
综合全面收益表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 净收入 | $ | 1,738 | | | $ | 2,447 | | | $ | 890 | |
| 其他全面收益(亏损)： | | | | | |
| 被指定为现金流对冲的衍生品 | | | | | |
| 套期保值(收益)损失重新归类为收益的影响 | 190 | | | 585 | | | 243 | |
| 对套期保值(收益)损失重新归类为收入影响的所得税 | — | | | — | | | — | |
| 套期保值(收益)损失重新归类为收益的净影响 | 190 | | | 585 | | | 243 | |
| 现金流量套期保值公允价值变动 | (190) | | | (517) | | | (315) | |
| 现金流量套期保值公允价值变动所得税 | — | | | — | | | — | |
| 现金流量套期保值公允价值净变动 | (190) | | | (517) | | | (315) | |
| 税后指定为现金流对冲的衍生品的变化 | — | | | 68 | | | (72) | |
| 退休金和其他退休后计划 | | | | | |
| (增加)减少未确认的精算损失 | (22) | | | 201 | | | 355 | |
| 对计划负债的精算变动征收所得税 | 2 | | | (5) | | | — | |
| (增加)减少未确认的精算损失，净额 | (20) | | | 196 | | | 355 | |
| 精算损失净额摊销 | 18 | | | 12 | | | 66 | |
| 精算损失净额摊销所得税 | (1) | | | (1) | | | — | |
| 精算净损失摊销的净影响 | 17 | | | 11 | | | 66 | |
| 税后养恤金和其他退休后计划的变化 | (3) | | | 207 | | | 421 | |
| 其他全面收益(亏损) | (3) | | | 275 | | | 349 | |
| 综合收益 | 1,735 | | | 2,722 | | | 1,239 | |
| 减去：非控股权益的综合收益 | 356 | | | 351 | | | 331 | |
| 赫斯公司应占全面收入 | $ | 1,379 | | | $ | 2,371 | | | $ | 908 | |
请参阅合并财务报表附注。
Hess公司及其合并子公司
合并现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
| 净收入 | $ | 1,738 | | | $ | 2,447 | | | $ | 890 | |
| 将净收入与经营活动提供(用于)的现金净额进行调整： | | | | | |
| (收益)资产出售，净额 | (2) | | | (101) | | | (29) | |
| 折旧、损耗和摊销 | 2,046 | | | 1,703 | | | 1,528 | |
| 减损及其他 | 82 | | | 54 | | | 147 | |
| 勘探干井成本 | 147 | | | 56 | | | 11 | |
| 勘探租赁减值 | 27 | | | 20 | | | 20 | |
| 养老金结算额损失 | 17 | | | 2 | | | 9 | |
| 股票补偿费用 | 87 | | | 83 | | | 77 | |
| 商品衍生品的非现金(收益)损失，净额 | 156 | | | 548 | | | 216 | |
| 递延所得税和其他应计税额的准备金(福利) | 196 | | | 309 | | | 122 | |
| 经营性资产和负债变动情况： | | | | | |
| 应收账款(增加)减少 | (324) | | | (301) | | | (748) | |
| 库存(增加)减少 | (87) | | | 2 | | | 135 | |
| 应付账款和应计负债增加(减少) | 253 | | | 50 | | | 241 | |
| 应缴税款的增加(减少) | 38 | | | (465) | | | 447 | |
| 其他经营资产和负债的变动 | (432) | | | (463) | | | (176) | |
| 经营活动提供(用于)的现金净额 | 3,942 | | | 3,944 | | | 2,890 | |
| | | | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 物业、厂房和设备的增建--E&P | (3,884) | | | (2,487) | | | (1,584) | |
| 增加物业、厂房和设备-中游 | (224) | | | (238) | | | (163) | |
| | | | | |
| 出售资产所得收益，扣除出售的现金 | 3 | | | 178 | | | 427 | |
| 其他，净额 | (8) | | | (8) | | | (5) | |
| 投资活动提供(用于)的现金净额 | (4,113) | | | (2,555) | | | (1,325) | |
| | | | | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | |
| 90天或以下期限债务的净借款(偿还) | 322 | | | (86) | | | (80) | |
| 期限超过90天的债务： | | | | | |
| 借款 | — | | | 420 | | | 750 | |
| 还款 | (3) | | | (510) | | | (510) | |
| 支付的现金股利 | (539) | | | (465) | | | (311) | |
| 收购和报废的普通股 | (20) | | | (630) | | | — | |
| 出售Hess Midstream LP A类股所得款项 | 167 | | | 146 | | | 178 | |
| 非控股权益，净额 | (550) | | | (510) | | | (664) | |
| 行使员工股票期权 | 10 | | | 52 | | | 77 | |
| 融资租赁债务的支付 | (10) | | | (9) | | | (10) | |
| 其他，净额 | (4) | | | (24) | | | (21) | |
| 融资活动提供(用于)的现金净额 | (627) | | | (1,616) | | | (591) | |
| | | | | |
| 现金及现金等价物净增(减) | (798) | | | (227) | | | 974 | |
| 年初现金及现金等价物 | 2,486 | | | 2,713 | | | 1,739 | |
| 年终现金和现金等价物 | $ | 1,688 | | | $ | 2,486 | | | $ | 2,713 | |
请参阅合并财务报表附注。
Hess公司及其合并子公司
合并权益表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普通股 | | 超出面值的资本 | | 留存收益 | | 累计其他综合收益(亏损) | | Hess股东总数’权益 | | 非控制性权益 | | 总股本 |
| | | | | | | | | | | | | |
| | |
| 2020年12月31日余额 | $ | 307 | | | $ | 5,684 | | | $ | 130 | | | $ | (755) | | | $ | 5,366 | | | $ | 969 | | | $ | 6,335 | |
| 净收入 | — | | | — | | | 559 | | | — | | | 559 | | | 331 | | | 890 | |
| 其他全面收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | 349 | | | 349 | | | — | | | 349 | |
| 基于股份的薪酬 | 3 | | | 153 | | | — | | | — | | | 156 | | | — | | | 156 | |
| 普通股股息 | — | | | — | | | (310) | | | — | | | (310) | | | — | | | (310) | |
| 出售Hess Midstream LP的A类股 | — | | | 152 | | | — | | | — | | | 152 | | | 103 | | | 255 | |
| 回购Hess Midstream Operations LP的B类单位 | — | | | 28 | | | — | | | — | | | 28 | | | (390) | | | (362) | |
| 非控股权益，净额 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (287) | | | (287) | |
| 2021年12月31日的余额 | $ | 310 | | | $ | 6,017 | | | $ | 379 | | | $ | (406) | | | $ | 6,300 | | | $ | 726 | | | $ | 7,026 | |
| 净收入 | — | | | — | | | 2,096 | | | — | | | 2,096 | | | 351 | | | 2,447 | |
| 其他全面收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | 275 | | | 275 | | | — | | | 275 | |
| 基于股份的薪酬 | 1 | | | 136 | | | — | | | — | | | 137 | | | — | | | 137 | |
| 普通股股息 | — | | | — | | | (465) | | | — | | | (465) | | | — | | | (465) | |
| 出售Hess Midstream LP的A类股 | — | | | 130 | | | — | | | — | | | 130 | | | 88 | | | 218 | |
| 回购Hess Midstream Operations LP的B类单位 | — | | | 32 | | | — | | | — | | | 32 | | | (215) | | | (183) | |
| 收购和报废的普通股 | (5) | | | (109) | | | (536) | | | — | | | (650) | | | — | | | (650) | |
| 非控股权益，净额 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (309) | | | (309) | |
| 2022年12月31日的余额 | $ | 306 | | | $ | 6,206 | | | $ | 1,474 | | | $ | (131) | | | $ | 7,855 | | | $ | 641 | | | $ | 8,496 | |
| 净收入 | — | | | — | | | 1,382 | | | — | | | 1,382 | | | 356 | | | 1,738 | |
| 其他全面收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | (3) | | | (3) | | | — | | | (3) | |
| 基于股份的薪酬 | 1 | | | 100 | | | — | | | — | | | 101 | | | — | | | 101 | |
| 普通股股息 | — | | | — | | | (538) | | | — | | | (538) | | | — | | | (538) | |
| 出售Hess Midstream LP的A类股 | — | | | 158 | | | — | | | — | | | 158 | | | 175 | | | 333 | |
| 回购Hess Midstream Operations LP的B类单位 | — | | | 31 | | | — | | | — | | | 31 | | | (220) | | | (189) | |
| 非控股权益，净额 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (336) | | | (336) | |
| 2023年12月31日的余额 | $ | 307 | | | $ | 6,495 | | | $ | 2,318 | | | $ | (134) | | | $ | 8,986 | | | $ | 616 | | | $ | 9,602 | |
请参阅合并财务报表附注。
1.业务性质、列报依据和会计政策摘要
除非上下文另有说明，否则“赫斯公司”、“公司”、“注册人”、“我们”、“我们”和“我们的”是指赫斯公司及其附属公司的合并业务运营。
业务性质：赫斯公司于1920年在特拉华州注册成立，是一家全球性的勘探、开发、生产、运输、购买和销售原油、天然气液体和天然气的公司，生产业务位于美国(美国)、圭亚那、马来西亚/泰国联合开发区(JDA)和马来西亚。我们主要在圭亚那近海、美国墨西哥湾和苏里南近海进行勘探活动。
我们的中游运营部门，其中包括Hess Corporation的大约38截至2023年12月31日，Hess Midstream LP的合并所有权权益百分比(见注4，Hess Midstream LP)提供收费服务，包括收集、压缩和加工天然气和分馏天然气；收集、终止、装载和运输原油和天然气；储存和终止丙烷，以及主要在北达科他州威利斯顿盆地地区的巴肯页岩地区的水处理服务。
2023年10月22日，我们与雪佛龙公司(Chevron Corporation)和雪佛龙的直接全资子公司Yankee Merge Sub Inc.(合并子公司)签订了合并协议和计划(合并协议)。合并协议规定，在符合合并协议的条款及条件下，合并附属公司将与Hess合并及并入Hess，而Hess将作为雪佛龙的直接全资附属公司在合并中继续存在(该等交易即合并)。根据合并协议的条款，如果合并完成，我们的股东将在合并生效时收到包括1.025每一股雪佛龙普通股换一股我们普通股。这笔交易预计将于2024年年中完成，具体取决于股东和监管机构的批准以及其他完成条件。
列报依据和合并原则：合并财务报表包括赫斯公司的账目和我们拥有50%以上投票权的实体。 可变利益实体Hess Midstream LP，根据我们的结论，我们有能力通过Hess公司的近似38%的合并所有权权益 Hess Midstream LP 指导那些对经济表现影响最大的活动 Hess Midstream LP，并有义务承担损失或有权获得可能对 Hess Midstream LP。我们在未注册石油和天然气勘探与开发合资企业中的不可分割权益按比例合并。我们在关联公司中的投资，如我们拥有20%至50%的股份，并且我们有能力影响关联公司的运营或财务决策，则使用权益法进行会计处理。
估计和假设：*在按照公认会计准则编制财务报表时，管理层作出的估计和假设会影响年内报告的资产和负债额 合并资产负债表 和收入和支出在 综合收益表实际结果可能与这些估计不同。管理层做出的估计包括石油和天然气储量、资产和其他估值、折旧寿命、退休后负债、法律和环境义务、资产报废义务和所得税。
收入确认：
勘探和生产
E&P部分将销售原油、NGL和天然气的收入确认为履行与客户签订的合同项下的履约义务。根据这些合同，我们交付每单位数量的原油、NGL和天然气的责任代表着单独的、不同的履约义务。这些履约义务在控制向客户转移的每单位数量时得到满足。通常，在实物交割时转让法定所有权时，对转移给客户的每单位数量的控制。价格是可变的，并参考特定的市场或定价指数确定。反映质量或位置差异的正负调整。
对于具有装运或付款条款的长期国际天然气合同，我们随时准备在每个承诺期内提供最低数量的义务代表着单独的、不同的履行义务。由于交付数量低于最低交付承诺而对未来天然气交付的罚款被确认为出现短缺时承诺期收入的减少。长期国际天然气合同还可能包含按需付费的条款，根据该条款，客户被要求为未获得的低于最低数量承诺的数量支付费用。但客户有一定的补充权在后续期间收到缺货量。当购买量低于最低数量承诺时，从客户那里收到的缺额付款将在收到时作为合同责任递延。收入在我们在后续期间交付补货量时或当客户将行使其补充权变得遥远时确认。
某些原油、NGL和天然气数量在出售给客户之前由Hess从第三方购买，包括工作利益合作伙伴和某些Hess运营资产的特许权使用费所有者。在将数量转移给客户之前，对原油、NGL或天然气的控制权转移到Hess的位置、购买数量的收入和相关成本
是以总的基础在综合收益表在销售和其他营业收入和营销，包括购买的石油和天然气在原油、NGL或天然气的控制权不转移到Hess的情况下，收入是扣除在销售和其他营业收入在S合并收益的申报.
合同期限和定价：
与客户签订的销售美国原油、天然气和天然气的合同主要包括那些涉及 在特定时期内的短期销售量， 以及那些定期自动续签直到任何一方取消的合同。我们与客户签订了某些销售美国天然气和天然气的长期合同，剩余期限从一至九年.
与客户签订的国际原油销售合同涉及在特定时期内短期销售数量。定价是在数量控制权移交给客户后不久，参考特定市场或定价指数，加上或减去反映质量或区位差异的调整来确定的。与客户签订的国际天然气销售合同是与政府实体签订的天然气销售协议，其期限与产量分享合同或与东道国政府的其他合同安排的期限相一致。我们在北马来盆地和JDA A-18区块的天然气销售协议的定价是使用合同公式确定的，这些合同公式基于从价格指数和其他因素获得的替代燃料价格。
合同余额：
我们接受或收取客户付款的权利与收入确认的时间相一致，除非我们根据具有客户补充权的收取或支付条款的合同收到差额付款。一般来说，在原油、天然气或天然气实物交付后不久，我们每月都会收到客户的付款。在2023年12月31日，有不是合同责任。截至2022年12月31日，合同负债为#美元。242021年收到的补充期将于2023年12月到期的一笔不收即付的欠款所产生的100万美元。在截至2023年12月31日的年度内，收入为241000万美元被确认为销售和其他营业收入这已包括在2022年12月31日的合同负债余额中。在2023年和2022年12月31日，有不是合同资产。
分配给剩余履约义务的交易价格：
分配给我们未完成合同上完全未履行的履约义务的交易价格是可变的。此外，我们与客户的许多合同的期限都不到12个月。因此，我们根据会计准则编纂(ASC)606的规定选择，与客户签订合同的收入，豁免披露未来期间可在履行这些履约义务时确认的收入。
基于销售的税收：
我们从与客户的合同中的交易价格中剔除从客户那里收取的销售税。因此，与客户签订的合同收入是从客户那里收取并汇给税务机关的销售税净额。
来自非客户的收入：
在圭亚那，Stabroek区块石油协议的合资伙伴(Co-Venturers)须遵守圭亚那的所得税法，并仍主要负责支付因经营结果而应缴的所得税，从而确认所得税支出。根据石油协议的合同安排，该区块的总产量的一部分，与公司的成本石油和利润石油权利分开，用于支付公司的所得税责任。总产量的这一部分被称为纳税桶，包括在我们报告的产量中，并被确认为来自非客户的销售收入。
中游
中游业务的收入几乎全部来自收集、压缩和加工天然气和分馏天然气；收集、终止、装载和运输原油和天然气；储存和终止丙烷；以及收集和处理产出水的费用。十-可再延长一年的期限十-Hess Midstream LP子公司的单边权利的一年期限。这些Hess Midstream LP子公司行使其权利，将天然气收集、原油收集、天然气加工和分馏、储存服务以及终止和出口服务商业协议的条款延长至2024年1月1日至2033年12月31日。自2019年1月1日起，Hess Midstream LP的一家子公司签订了水收集和处理服务协议
赫斯的一家子公司。这些协议还为Hess Midstream提供了直接向第三方同时使用这些服务的能力。
中游航段’S根据每项商业协议为每一年提供每项服务的责任被认为是单独的、不同的履行义务。在使用产出法提供服务时，每项履约义务的收入随着时间的推移而确认，该方法是使用期间服务的数量来衡量的。商业协议包含最低产量承诺，这些承诺根据提名而波动，涵盖我们勘探和销售部门在巴肯的几乎所有现有和未来拥有或控制的生产，以及通过专用第三方合同由我们的勘探和销售部门拥有或控制的预计第三方产量。最低数量承诺等于80%的提名，并在三-年滚动基数，以便为三年在最近一次提名之后。由于最低成交量承诺受到波动的影响，而这些商业协议包含费用通胀自动扶梯和费用重新计算机制，因此，几乎所有交易价格在每项商业协议开始时都是可变的。中游部分根据会计准则编纂(ASC)606的规定选择了实际的权宜之计，与客户签订合同的收入需要确认收入与其有权开具发票的金额。
如果在任何季度交付的数量少于商业协议下适用的最低数量承诺，则适用的Hess子公司有义务支付等于数量不足乘以相关的收集、加工和/或终止费的差额费用。中游航段’S的责任是在每个季度的承诺期内随时准备提供最低数量的服务，这代表着一项单独的、独特的绩效义务。在每个商业协议的初始期限内，每季度衡量数量不足，并确认为同期收入，因为任何相关的短缺付款不受未来减少或抵消的影响。在每项商业协议的次要期限内，适用的Hess子公司将有权获得关于支付的任何差额费用的信用，以桶或MCF计算(视情况而定)。对于根据适用协议交付的任何数量超过指定数量的任何数量，该Hess子公司可在获得信用后的四个季度内将抵免用于应付费用。未使用的信用额度将被确认为收入，当这些信用额度被利用的可能性变得很小时。将不对《终止和出口服务商业协议》下的原油终止服务或《水收集和处置服务协议》下的水处理服务提供信贷。
中游分部与作为商业协议对手方的Hess附属公司之间的商业协议所产生的所有收入、应收账款及合同余额于合并时撇除。
勘探和开发成本： E&P活动采用成功努力法核算。 收购未探明和已探明石油和天然气租赁面积的成本，包括租赁奖金、经纪人费用和其他相关成本，均予以资本化。 年度租赁租金、勘探开支及勘探干井成本于产生时支销。 钻井及装备生产井（包括开发干井）及相关生产设施之成本乃资本化。
发现石油和天然气储量的勘探井的成本是资本化的，等待确定是否已经发现已探明的储量。在以下情况下，勘探钻井成本在钻井完成后保持资本化：(1)油井找到足够的储量，证明作为生产井完成是合理的；(2)在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展。无论是否满足上述任何一项标准，或者如果对项目的经济或运营可行性有很大的怀疑，资本化的油井成本计入费用。在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得足够进展的主要指标包括项目人员的承诺、与客户就销售合同进行的积极谈判、与政府、运营商和承包商的谈判、额外钻探的坚定计划以及其他因素。
折旧、损耗和摊销：*我们采用单位生产法对已探明油气储量计算已探明资产收购成本的损耗费用。油气生产设施和油井的折旧和损耗费用按单位生产方法对已探明油气储量进行计算。未开发油气租约的减值准备基于定期评估和其他因素。所有其他厂房和设备的折旧以估计使用年限为基础按直线法确定。
资本化利息：外部借款的利息按未偿还借款的加权平均成本对重大项目进行资本化，直至项目基本完成并准备好投入预期用途，对于石油和天然气资产，首先是从油田生产。资本化利息的折旧方式与基础资产的折旧相同。
长期资产减值：当事件或环境变化显示账面值可能无法收回时，我们会审核包括油气田在内的长期资产的减值。*如果估计未贴现的未来现金流量预计无法收回长期资产的账面价值，则资产减值并记录减值损失。*减值金额根据资产的估计公允价值计量，通常通过对预期未来现金流量净额的贴现、收益估值方法或市场估值方法确定，这是3级公允价值计量。
就油气田而言，未来净现金流的现值是基于管理层对未来价格的最佳估计，该价格是参考最近的历史价格和公布的远期价格确定的，适用于预计产量，并以风险调整后的比率贴现。预计产量代表基于预计资本支出预计将生产的储量，包括可能储量。价格和生产时间与内部预测和其他外部报告的信息一致。用于确定资产减值的石油和天然气价格通常不同于在 补充油气数据，因为标准化措施要求使用历史上12个月的平均价格。
商誉减值：每年10月1日对商誉进行减值测试ST或者当事件或情况表明报告单位的公允价值很可能低于其账面价值，包括商誉时。如果报告单位的公允价值超过其账面价值，商誉不会减损。如果报告单位的账面价值超过其公允价值，将计入减值损失，超出账面价值的部分将受到分配给报告单位的商誉金额的限制。-2023年12月31日，商誉为$360百万美元与中游运营部门有关。
现金和现金等价物：*现金和现金等价物主要包括手头和存款现金，以及可随时转换为现金且收购时到期日为三个月或更短的高流动性投资。
库存：已生产和未售出的原油和NGL以成本或可变现净值中较低的值进行估值。成本是根据平均生产成本加上将数量运送到当前位置所发生的任何运输成本来确定的。原材料和供应按成本计价。定期审查期间发现的陈旧或过剩材料以成本或估计可变现净值中较低的值进行估值。
租约：我们通过评估合同是否转让了在使用期内对确定资产的控制权来确定安排是否为租赁。净收益资产代表我们在租赁期内使用确定资产的权利，租赁义务代表我们在租赁安排中规定的付款义务。净收益资产和租赁负债在合并资产负债表根据租赁期限内最低租赁付款的现值，在开始日期作为经营性租赁或融资租赁。如果租赁中的隐含贴现率不容易确定，我们将使用基于开始日期可获得的信息的递增借款利率来确定最低租赁付款的现值。在衡量我们的租赁义务时使用的租赁期限包括根据我们的判断，延长或终止租赁的选项，合理地说，我们将行使这一选项。在开始日期使用指数或费率来衡量租赁义务时，包括了取决于指数或费率的可变租赁付款。在租赁开始日期后，因事实或情况变化而变化的可变租赁付款不包括在用于衡量租赁义务的最低租赁付款中。*我们有包括租赁财务义务和非租赁组成部分的协议。*为了衡量租赁义务，我们选择不将以下类别的资产的非租赁组成部分与租赁组成部分分开：钻井平台、办公空间、海上船舶、我们对某些车辆、有轨电车、现场设备和办公设备租赁的运营租赁ROU资产和负债采用投资组合方法进行核算。
融资租赁成本确认为ROU资产的摊销和租赁负债的利息支出。运营租赁成本一般以直线法确认。用于钻探开发井和成功探井的钻井平台的运营租赁成本被资本化。用于石油和天然气生产活动的其他ROU资产的运营租赁成本根据ROU资产所用于的运营性质进行资本化或支出。
初始期限为12个月或以下的租赁不按ASC 842的规定记录在资产负债表上，租契我们在租期内以直线方式确认短期租约的租赁成本。我们的一些初始期限为12个月或以下的租约包括一个或多个续订选项。*续订选项由我们自行决定，不包括在衡量租赁义务的租期内，除非我们在租赁开始日合理地确定续订租约。
所得税：*递延所得税采用负债法确定。*我们在多个司法管辖区有净营业亏损结转或信用结转，并已确认这些亏损和抵免的递延税项资产。*此外，由于某些资产和负债的账面基础和计税基础之间的暂时差异，我们已确认递延税项资产。我们定期评估这些递延税项资产变现的可能性。*如果根据相关会计准则进行测试时，部分或全部递延税项资产更有可能无法实现，建立估值准备是为了将递延税项资产减少到预期变现的金额。会计准则要求对所有可用的正面和负面证据进行评估，并根据证据的相对客观性给予权重。在评估潜在的正面证据来源时，我们会考虑应税临时差异的逆转、结转和结转期的应税收入、税务筹划策略的可用性、增值资产的存在、对未来应税收入的估计以及其他因素。在评估潜在的负面证据来源时，我们会考虑最近几年的累计亏损、任何营业亏损或税收抵免结转到期未使用的情况。预计未来几年的早期亏损，如果解决不利，将对未来几年的持续运营和利润水平产生不利影响的未解决情况，以及任何短暂的结转或结转期，以至于预计在一年内逆转的重大可扣除临时差异将限制税收优惠的实现。我们在评估可变现能力时，相对于更加主观的情况，给予累计历史损失很大的权重
此外，只有当管理层认为税务头寸的财务报表效应更有可能出现时，我们才会承认它的财务报表效应，即基于技术优势，经审查后，这一立场将得到维持。*我们对海外子公司的投资不会无限期地进行超出税基的账面再投资。*由于美国税制改革，我们预计未来这种暂时差异的逆转将不受实质性税收的影响。*我们将与不确定的税收状况相关的利息和罚款归类为所得税费用。*我们考虑到外国子公司在赚取这些收入期间所赚取的全球无形低税收入对美国的税收影响。*我们利用合计方法来释放不成比例的所得税影响 累计其他综合收益(亏损).
资产报废义务：*我们有法律义务移除和拆除长期资产，并恢复某些勘探和修复地点的土地或海床。*我们初步确认发生报废义务期间法定要求的资产报废义务的公允价值负债，并将相关资产报废成本资本化为长期资产账面价值的一部分。*在随后的期间，负债在相关资产的使用年限内增加，资本化资产报废成本根据已探明的已开发石油和天然气储量，使用生产单位法或相关资产的使用年限进行折旧。公允价值是通过对未贴现的预期未来放弃支出应用信用调整后的无风险比率来确定的。在结算前估计的变化导致负债和相关资产价值的调整，除非油田已经停产，在这种情况下，变化在 综合收益表.
我们根据现有法律法规的要求，按照ASC 410-20计量资产报废义务。资产报废债务。与放弃油气井、设施和设备的范围和时间相关的法律和法规可能会改变，这可能会增加我们放弃义务的成本。此外，如果我们以前拥有的设施的当前或未来所有者因破产或其他原因而无法履行职责，我们可能需要为某些剥离的资产承担放弃义务。
退休计划：*我们承认固定福利退休后计划的资金状况 合并资产负债表. 资金状况按计划资产公允价值与预计福利义务之间的差异衡量。 我们认识到这些计划资金状况的净变化是 其他全面收益(亏损)在发生这种变化的年度内。超过福利义务或计划资产市值较大的10%的精算损益，将在在职员工的平均剩余服务期内摊销，如果计划的参与者主要不活跃，则在剩余的平均预期寿命内摊销。
衍生品：*我们利用衍生工具进行金融风险管理活动。在这些活动中，我们可以单独或组合使用期货、远期、期权和掉期，以减轻我们对原油和天然气价格波动以及利率和外币汇率变化的风险敞口。
所有衍生工具均按公允价值计入合并资产负债表我们对衍生品公允价值变动的确认政策因衍生品的指定而异。未被指定为对冲的衍生品的公允价值变动目前在收益中确认。衍生工具可被指定为预期未来现金流量或预测交易的对冲(现金流量对冲)，或已确认资产和负债的公允价值变化的对冲或未确认的公司承诺的对冲(公允价值对冲)。被指定为现金流量对冲的衍生品的公允价值变动被记录为其他全面收益(亏损)中包括的所有金额。累计其他综合收益(亏损)对于现金流量对冲，重新分类为与被套期保值项目在收益中确认的同期收益。指定为公允价值对冲的衍生工具的公允价值变化目前在收益中确认。相关对冲项目的公允价值变化被记录为对其账面金额的调整，并在当前收益中确认。
公允价值计量： 我们使用各种估值方法来确定金融工具的公允价值，包括市场法和收益法。我们的公允价值计量还包括非履行风险和货币的时间价值考虑。对于金融资产，我们考虑交易对手信用，对于金融负债，我们也考虑我们的信用。当GAAP要求时，我们也按公允价值记录某些非金融资产和负债。所有这些公允价值计量都是与企业合并、合格的非货币交换、资产报废债务的初始确认以及长期资产、权益法投资、商誉或其他不确定无形资产的减值有关的。我们根据公允价值计量会计准则确定公允价值。公允价值计量会计准则根据投入来源为用于计量公允价值的投入建立了一个层次结构，这些来源通常从主要交易市场上相同工具的报价(1级)到使用相关市场数据确定的估计(3级)，包括贴现现金流和其他不可观察的数据。从可观察投入或流动性较差的市场的报价间接得出的计量被认为是2级。当1级投入在特定市场内可用时，这些投入被选择用于确定同一市场中超过2级或3级投入的公允价值。可使用多个投入来计量公允价值；然而，分配给公允价值计量的水平是基于该公允价值层次结构中最低的重要投入水平。
用于确定公允价值的方法和假设详情如下：
基于第1级投入的公允价值计量：最容易观察到的衡量标准是基于从交易的主要市场获得的相同工具的报价。收盘价既容易获得，也代表公允价值。市场交易以足够的频率和数量发生，以保证流动性。
基于第2级投入的公允价值计量：从可观察到的投入或流动性较差的市场的报价间接得出的计量被认为是二级。基于二级投入的计量包括场外衍生品工具，这些工具在交易所交易曲线上定价，但合同条款与交易所交易合约不同。
基于第3级投入的公允价值计量：最难观察到的衡量标准是从相关市场数据中估计出来的，这些数据是从可比合约的市场活动很少或没有市场活动的来源确定的，或者是持续期更长的头寸。使用贴现现金流和其他不可观察数据确定的公允价值也被归类为3级。
金融工具净额结算：我们通常签订主净额结算安排，以减轻法律和交易对手的信用风险。主净额结算安排是普遍接受的总体主合同，将与同一交易对手实体的所有个人交易作为单一的可法律强制执行的协议管理。美国破产法规定，在交易对手申请破产时，某些类型的合同下的某些终止和净额结算权利的强制执行，通常被称为“安全港”条款。如果主净额结算安排规定在交易对手破产时终止和净额结算，这些权利一般可对“安全港”交易强制执行。*如果这些安排提供抵销权，而我们的意图和惯例是在此类终止的情况下抵销金额，我们的政策是按净额记录衍生品资产和负债的公允价值。*在正常业务过程中，我们依赖法律和信用风险缓解条款，提供充分的信用保证以及结算净额结算，包括双方净额结算和单一交易对手多边净额结算。“两方净额结算”是指在单一违约交易对手实体和单一Hess实体之间的安全港交易下净额结算的权利，而“单一交易对手多边净额结算”是在单一违约交易对手实体和多个Hess实体之间的安全港交易下净额结算的权利。我们有理由相信，这些净额结算权利将在美国的破产程序中得到维护，在美国破产程序中，违约交易对手是美国破产法下的债务人。
基于股份的薪酬：*我们根据授予日奖励的公允价值来核算基于股票的薪酬。*所有基于股票的补偿的公允价值是在整个奖励的必要服务期内确认的，无论奖励是以应课差饷或悬崖归属条款授予的，扣除实际没收。*我们使用员工股票期权的Black-Scholes估值模型和绩效股份单位(PSU)的蒙特卡洛模拟模型估计授予日的公允价值。限制性股票的公允价值基于授予日标的股票的市值。
外币重新计量：*美元是我们海外业务的本位币(开展业务的主要货币)。因重新计量货币资产和负债而产生的调整，以本位币以外的货币计价，记录在其他，净额在 综合收益表.
维护和维修：资产的维护和维修作为已发生的费用计入。资产的资本改善在财产、厂房和设备.
环境支出：*当未来成本可能且可合理估计时，我们应计并支出补救与过去运营相关的现有状况所需的未贴现环境成本。*截至2023年年底，我们的估计补救责任准备金约为$50增加财产的生活或效率或减少或防止未来对环境的不利影响的环境支出被资本化。
环境信用： 购买碳信用和可再生能源证书是为了实现自愿减排目标，并被归类为无限期无形资产。它们在退役时计入费用以抵消排放，并在每年10月1日进行减值测试圣，或者当事件或情况表明公允价值比账面价值更有可能低于账面价值时。若账面值超过公允价值，将就账面值超过公允价值计入减值损失。
回应选民和工作人员的反馈’根据S的相关研究和分析，财务会计准则委员会于2022年5月25日在其技术议程中增加了一个项目，以解决由于缺乏现有的环境信用会计准则而导致的环境信用会计问题。我们的环境信用属于这个项目的范围。在FASB于2024年1月31日做出的临时决定中，包括一项禁止将不会出售或用于偿还环境信用义务的环境信用的成本资本化。2023年，我们购买了752000万个REDD+碳信用额度(2022年：美元752021年：1000万美元亿美元)根据与圭亚那政府签订的一项长期协定，该协定于2022年12月签署，目的是支持该公司正在进行的碳减排努力。我们获得的碳信用在ART注册处注册，这是一个场外注册机构，可以出售给第三方或退役以抵消排放。如果适用上述暂定决定的禁止规定，这些金额将在购买期间支出，而不是作为无限期无形资产资本化。在2023年12月31日，我们的碳信用的账面价值
$1502000万美元(2022年：美元75(百万)包括在非流动其他资产在合并资产负债表。所有可再生能源证书都已作废，并在购买期间支出。
新的会计公告：
2023年11月，FASB发布了会计准则更新(ASU)第2023-07号，对可报告分部披露的改进。ASU改进了可报告部门的披露要求，主要是通过加强对重大部门费用的披露。ASU不会改变实体识别其运营部门的方式。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。允许及早领养。我们目前正在评估采用ASU对我们的合并财务报表的影响。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09号，改进所得税披露这增强了ASC主题740内的披露要求。除其他披露外，ASU要求更多地分解信息，并在费率调节中使用某些类别，以及对司法管辖区支付的所得税进行分解。ASU在2024年12月15日之后的年度期间有效。允许及早领养。我们目前正在评估采用这种ASU对我们的合并财务报表的影响.
2.库存不足
截至12月31日的库存情况如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 原油和天然气液体 | $ | 72 | | | $ | 63 | |
| 材料和用品 | 232 | | | 154 | |
| 总库存 | $ | 304 | | | $ | 217 | |
3.包括财产、厂房和设备
截至12月31日的物业、厂房和设备如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 勘探和生产 | | | |
| 未证明的性质 | $ | 103 | | | $ | 149 | |
| 已证明的性质 | 2,660 | | | 2,660 | |
| 油井、设备和相关设施 | 29,159 | | | 25,182 | |
| | 31,922 | | | 27,991 | |
| 中游 | 4,819 | | | 4,571 | |
| 公司和其他 | 30 | | | 30 | |
| 总计-按成本计算 | 36,771 | | | 32,592 | |
| 减去：折旧、损耗、摊销和租赁减值准备金 | 19,339 | | | 17,494 | |
| 财产、厂房和设备--净值 | $ | 17,432 | | | $ | 15,098 | |
资本化探井成本：*下表披露了截至12月31日待确定探明储量的资本化探井成本金额及其各自年度的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 1月1日的余额 | $ | 886 | | | $ | 681 | | | $ | 459 | |
| 在确定探明储量之前增加资本化探井成本 | 257 | | | 298 | | | 222 | |
| 根据已探明储量的确定对油井、设施和设备进行重新分类 | (133) | | | (93) | | | — | |
| 资本化探井成本计入费用 | (58) | | | — | | | — | |
| | | | | |
| 12月31日的结余 | $ | 952 | | | $ | 886 | | | $ | 681 | |
| 截至12月31日的水井数目 | 43 | | | 43 | | | 35 | |
在截至2023年12月31日的三年内，资本化探井成本的增加主要与Stabroek区块(Hess)的钻探有关30%)，圭亚那近海。2023年12月31日，36Stabroek区块的勘探和评估井，总费用为#美元841600万美元，在确定已探明储量之前资本化。2023年资本化探井成本的其他增加包括Pickerel-1探井(Hess100%)位于密西西比峡谷727号区块的墨西哥湾。
2022年资本化探井成本的其他增加包括休伦1井(Hess40%)，以及42号区块的Zanderj-1井(赫斯33%)，离岸苏里南。
根据2023年已探明储量的确定，对油井、设施和设备进行了重新分类，原因是批准了Uaru油田开发项目、Stabroek区块的第五个批准项目和墨西哥湾的Pickerel-1探井。2022年，由于批准了Stabroek区块上的第四个批准项目--黄尾油田开发项目，对油井、设施和设备进行了重新分类。
2023年计入费用的资本化探井成本为$581.6亿美元主要与墨西哥湾的休伦-1井有关。2023年第四季度，考虑到其他可用的机会和有限的租约时间，我们和我们的合作伙伴决定不对这一发现进行评估。上表不包括2023年发生和支出的油井费用#美元。89百万美元(2022年：美元562021年：百万美元11百万)。
钻井完成后资本化一年以上的探井成本为#美元。728截至2023年12月31日的百万美元，按完成年份划分如下(百万美元)：
| | | | | |
| 2022 | $ | 261 | |
| 2021 | 162 | |
| 2020 | 8 | |
| 2019 | 139 | |
| 2018年及更早版本 | 158 | |
| | $ | 728 | |
圭亚那： 87超过一年的资本化油井成本的%用于在Stabroek区块(Hess)遇到碳氢化合物的成功勘探和评估油井30%)。2023年10月，运营商向圭亚那政府提交了惠普塔尔开发项目的计划，这是斯塔布鲁克区块的第六个开发项目，供其批准。运营商还计划在该区块进行进一步的评估钻探，并正在为其他开发阶段进行开发前规划。
苏里南： 6超过一年的资本化油井成本的%与42号区块(Hess)的Zanderj-1井有关33%). 探索和评估活动正在进行中。
JDA：中国5超过一年的资本化油井成本的%与JDA(Hess)有关50%)，在泰国湾发现碳氢化合物三在A-18区块西部成功钻出探井。该运营商已向监管机构提交了开发计划概念，以促进正在进行的商业谈判，以延长现有天然气销售合同，包括该区块西部的开发。
马来西亚： 2超过一年的资本化油井成本的%与马来盆地北部(赫斯)有关。50%)，马来西亚近海半岛，在那里发现了碳氢化合物二探井成功。开发前研究正在进行中。
4.Hess Midstream LP
Hess Midstream LP是一家可变利益实体，其组织结构为UP-C。我们有一个近似值38于2023年12月31日于Hess Midstream LP的综合所有权权益，主要透过我们于Hess Midstream LP的营运附属公司Hess Midstream Operations LP(Hesm Opco)持有的B类单位，该等单位可一对一交换为Hess Midstream LP的A类股份。全球基础设施合作伙伴(GIP)的一家附属公司拥有大约32%Hess Midstream LP于2023年12月31日的综合权益，按交换基础计算，主要是通过拥有Hesm Opco的B类单位，公众拥有大约30通过拥有Hess Midstream LP的A类股票，于2023年12月31日在Hess Midstream LP的合并权益。我们的结论是，我们是可变利益实体的主要受益者，因为我们有权指导那些对Hess Midstream LP的经济表现最重要的活动，并有义务吸收损失或有权获得可能对Hess Midstream LP具有重大意义的利益。这一结论是基于对Hess Midstream LP的治理结构、Hess Midstream LP与我们之间的商业协议以及成员之间确立的投票权的定性分析得出的。
2021年，Hess Midstream LP完成二承销的公开股票发行总额约为15.5Hess和GIP的关联公司持有1.3亿股Hess Midstream LP A类股票。赫斯总共收到了一笔美元。178从这些交易中获得的净收益为2.5亿美元。总体而言，这些交易导致超出面值的资本和非控制性权益共$1521000万美元和300万美元103分别为2.5亿美元和2.5亿美元。总和增加到非控制性权益共$1031000万美元包括26 所有权利益和美元变化造成的百万77Hess Midstream LP税基上调导致递延税项资产增加100万美元’S投资合生元Opco。
2021年，Hesm Opco回购31.25Hess和GIP的关联公司以美元持有的Hesm Opco B类单位750在一笔交易中达到1000万美元。Hesm Opco发行了$750本金总额为3,000,000元4.250固定利率优先无担保票据到期百分比
2030以非公开发行的方式为回购提供资金。这笔交易导致了超出面值的资本和减少 非控制性权益共$28 递延所得税资产增加， 非控制性权益共$15 Hess Midstream LP的账面值调整产生的100万美元’的投资在HESM Opco没有相应的调整的税收基础。 的$375 支付给GIP的百万美元减少 非控制性权益.
2022年，Hess Midstream LP完成了一次约100万美元的单一承销公开募股， 10.2 Hess Midstream LP A类股份由Hess及GIP的联属公司持有。 赫斯收到的净收益为美元146 亿元的交易。 该交易导致 超出面值的资本和非控制性权益共$1301000万美元和300万美元88 百万，分别。 增加到 非控制性权益共$881000万美元包括16因所有权权益的改变而产生的72Hess Midstream LP税基上调导致递延税项资产增加’S投资合生元Opco。
2022年，Hesm Opco回购了大约13.6Hess和GIP的关联公司以美元持有的Hesm Opco B类单位400在一笔交易中达到1000万美元。Hesm Opco发行了$400本金总额为3,000,000元5.5002030年到期的固定利率优先无担保票据的百分比，以偿还其循环信贷安排下的借款，循环信贷安排用于为回购提供资金。这笔交易导致了超出面值的资本和减少 非控制性权益共$32 递延所得税资产增加， 非控制性权益共$17 Hess Midstream LP的账面值调整产生的100万美元’的投资在HESM Opco没有相应的调整的税收基础。 的$200 支付给GIP的百万美元减少 非控制性权益.
2023年5月，Hess Midstream LP完成了约12.8Hess和GIP的关联公司持有1.3亿股Hess Midstream LP A类股票。赫斯收到了$167从这笔交易中获得的净收益为2.5亿美元。这笔交易导致了超出面值的资本和非控制性权益共$1581000万美元和300万美元93 百万，分别。 增加到 非控制性权益共$931000万美元包括9因所有权权益的改变而产生的84Hess Midstream LP税基上调导致递延税项资产增加’S投资合生元Opco。2023年8月，Hess Midstream LP完成了承销的公开股票发行11.5GIP的一家关联公司持有1.5亿股A类股。赫斯没有参与这笔交易，也没有收到任何收益。于综合基础上，Hess于Hess Midstream LP的所有权权益并无变动，因此，对Hess Midstream LP的平衡并无影响非控制性权益。然而，这笔交易确实导致递延税项资产增加了#美元。821000万美元，偏移记录为非控制性权益，由于Hess Midstream LP的税基上调’S投资合生元Opco。
2023年，Hesm Opco回购了总计约13.6从Hess和GIP的附属公司进行的多笔交易中，Hesm Opco B类单位达到1,000万个，总收益为5美元4001000万美元。该单位回购的资金来自Hesm Opco项下的借款。’S循环信贷安排。总体上，单位回购导致超出面值的资本和减少 非控制性权益共$311000万美元，递延税项资产和非控制性权益共$23因调整Hess Midstream LP的账面价值而产生的’S在投资合生奥普科时，没有相应的税基调整。支付给GIP的总收益为$212减少了万非控制性权益。50/50除于二零二三年十一月进行的HESM Opco B类单位回购交易外，本集团与GIP按基准进行回购。 Hess和GIP收到了$381000万美元和300万美元62 分别占总收入的100万美元，100 万 Hess于Hess Midstream LP的拥有权权益并无因此项交易而按综合基准变动，因此， 非控股权益。 然而，该交易确实导致递延税项资产增加了美元。71000万美元，偏移记录为非控制性权益，由于Hess Midstream LP的账面价值调整，’的投资在HESM Opco没有相应的调整的税收基础。
于2023年12月31日，Hess Midstream LP负债总额为$3,385百万美元(2022年：美元3,027Hess Midstream LP可用于清偿Hess Midstream LP债务的资产包括现金和现金等价物，共计美元。5百万美元(2022年：美元3不动产、厂场和设备净额共计3,229百万美元(2022年：美元3,173在小密苏里4号（LM4）的权益法投资为902000万美元(2022年：美元94(亿美元)。
LM4是一个 200位于北达科他州麦肯齐县密苏里河以南的每天100万标准立方英尺天然气加工厂，该工厂是作为50/50Hess Midstream LP和Targa Resources Corp.的合资企业Hess Midstream LP与LM4达成了一项天然气加工协议，根据该协议，Hess Midstream LP支付加工费，并偿还LM4按比例分摊的电力成本。2023年，加工费为1美元242000万美元(2022年：美元212021年：300万美元281000万)，并包括在营运成本及开支在综合收益表.
5.减少应计负债
下表提供了我们在12月31日的应计负债的详细信息：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 应计资本支出 | $ | 670 | | | $ | 499 | |
| 应计经营和营销支出 | 593 | | | 522 | |
| 应计薪酬和福利 | 193 | | | 132 | |
| 对特许权使用费和工作权益所有者的应计付款 | 178 | | | 201 | |
| 资产报废债务的当期部分 | 160 | | | 207 | |
| 应计债务利息 | 144 | | | 143 | |
| 其他应计项目 | 164 | | | 136 | |
| 应计负债总额 | $ | 2,102 | | | $ | 1,840 | |
6.新租约
12月31日的经营和融资租赁债务包括在合并资产负债表具体情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 经营租约 | | 融资租赁 |
| | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | |
| (单位：百万) |
| 使用权资产--净额(A) | $ | 720 | | | $ | 570 | | | $ | 108 | | | $ | 126 | |
| 租赁义务： | | | | | | | |
| 当前 | $ | 347 | | | $ | 200 | | | $ | 23 | | | $ | 21 | |
| 长期的 | 459 | | | 469 | | | 156 | | | 179 | |
| 租赁债务总额 | $ | 806 | | | $ | 669 | | | $ | 179 | | | $ | 200 | |
(a)截至2023年12月31日，融资租赁ROU资产的成本为$212百万美元(2022年：美元212百万美元)和累计摊销美元104百万美元(2022年：美元86百万)。
租赁义务代表100租赁安排中未来最低租赁付款现值的10%。如果我们作为非公司石油和天然气企业的经营者与出租人直接签订了合同，我们向我们的合作伙伴收取他们按比例支付的补偿份额，因为根据我们的联合经营协议和其他协议的条款，租赁协议下的付款将到期。
我们于2023年12月31日的租赁安排性质如下：
经营租约：*在正常业务过程中，我们主要租赁钻井平台、设备、后勤资产(近海船只、飞机和海岸基地)和办公空间。
融资租赁：中国2018年，我们达成了一项出售和回租安排，以出售和回租一艘浮式储卸船(FSO)，用于在马来西亚半岛近海的北马来盆地处理生产的凝析油。9.8好几年了。
截至2023年12月31日的租赁义务到期日如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 经营租约 | | 金融
租契 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 2024 | $ | 377 | | | $ | 36 | |
| 2025 | 197 | | | 36 | |
| 2026 | 89 | | | 31 | |
| 2027 | 48 | | | 22 | |
| 2028 | 22 | | | 23 | |
| 剩余年限 | 165 | | | 99 | |
| 租赁付款总额 | 898 | | | 247 | |
| 减去：推定利息 | (92) | | | (68) | |
| 租赁债务总额 | $ | 806 | | | $ | 179 | |
以下资料与截至12月31日的营运及融资租赁有关：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 经营租约 | | 融资租赁 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 加权平均剩余租期 | 5.0年份 | | 6.8年份 | | 9.8年份 | | 10.8年份 |
| 剩余租约条款的范围 | 0.1 - 12.5年份 | | 0.3 - 13.5年份 | | 9.8年份 | | 10.8年份 |
| 加权平均贴现率 | 5.1% | | 4.5% | | 7.9% | | 7.9% |
租赁费用的构成如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| (单位：百万) |
| 经营租赁费(A) | $ | 241 | | | $ | 114 | | | $ | 88 | |
| 融资租赁成本： | | | | | |
| 租赁资产摊销 | 18 | | | 18 | | | 24 | |
| 租赁债务利息 | 15 | | | 18 | | | 18 | |
| 短期租赁费(B) | 294 | | | 311 | | | 137 | |
| 可变租赁成本(C) | 67 | | | 33 | | | 21 | |
| 分租收入(D) | (19) | | | (18) | | | (17) | |
| 总租赁成本 | $ | 616 | | | $ | 476 | | | $ | 271 | |
(a)2023年的运营租赁成本包括马来盆地北部的一个钻井平台，用于15跨越2023年和2024年的油井开发钻探计划，以及墨西哥湾的海上支持船。
(b)短期租赁成本主要归因于全球勘探、开发、生产和原油营销活动中使用的设备。未来的短期租赁成本将根据我们运营资产的活动水平而有所不同。2023年和2022年，短期租赁成本包括主要用于墨西哥湾勘探和废弃活动的钻井平台和海上支持船，以及用于巴肯维护活动的修井钻井平台。
(c)钻井平台的可变租赁成本是由于租赁期间ROU资产的最低费率和实际使用量的差异造成的。物流资产的可变租赁成本是由于反映租赁期间ROU资产实际使用情况的声明月费率和总费用的差异造成的。我们办公室租赁的可变租赁成本是指未与租赁组成部分分开的公共区域维护费。
(d)根据我们的总租约，我们将某些办公场所转租给第三方。
上述租赁费用为100本期间到期租赁付款的%，包括我们作为运营商直接与供应商签订合同的情况。由于我们作为运营商的租赁协议项下的付款到期，我们根据我们的联合运营协议的条款向我们的合作伙伴支付其按比例偿还的份额。这些补偿没有反映在上表中。以上与勘探和开发活动相关的某些租赁成本包括在资本支出中。
有关租赁之补充现金流量资料如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 经营租约 | | 融资租赁 |
| | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | | | | |
| (单位：百万) |
| 为计量租赁义务所包括的金额支付的现金： |
| 营运现金流(A) | $ | 254 | | | $ | 126 | | | $ | 87 | | | $ | 15 | | | $ | 18 | | | $ | 18 | |
| 融资现金流(A) | — | | | — | | | — | | | 21 | | | 19 | | | 18 | |
| 非现金交易： | | | | | | | | | | | |
| 已发生新租赁债务确认的租赁资产(B) | 267 | | | 294 | | | 12 | | | — | | | — | | | — | |
| 租赁修改导致租赁资产和租赁债务的变化(C) | 97 | | | 16 | | | 29 | | | — | | | — | | | — | |
(a)金额是指从合作伙伴那里收回任何款项之前的租赁支付总额。
(b)2023年，主要涉及墨西哥湾一个钻井平台和海上支持船的租赁。2022年，主要涉及巴肯和马来盆地北部钻井平台的租赁。
(c)2023年，主要涉及重新评估北马来盆地的一个钻井平台以及墨西哥湾的海上支持船和飞机的租赁条款.
7.更多债务
截至12月31日的总债务包括以下内容：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 债务-赫斯公司： | | | |
| 高级无担保固定利率公开票据： | | | |
3.5002024年到期的百分比 | $ | 300 | | | $ | 300 | |
4.3002027年到期的百分比 | 997 | | | 996 | |
7.8752029年到期的百分比 | 465 | | | 464 | |
7.3002031年到期的百分比 | 629 | | | 629 | |
7.1252033年到期的百分比 | 537 | | | 537 | |
6.0002040年到期的百分比 | 743 | | | 742 | |
5.6002041年到期的百分比 | 1,238 | | | 1,237 | |
5.8002047年到期的百分比 | 495 | | | 494 | |
| 优先无担保固定利率公开票据总额 | 5,404 | | | 5,399 | |
| | | |
| 公允价值调整--利率对冲 | (2) | | | (4) | |
| 总债务--赫斯公司 | $ | 5,402 | | | $ | 5,395 | |
| | | |
| 债务-中流(Hess Midstream Operations LP)： | | | |
| 高级无担保固定利率公开票据： | | | |
5.6252026年到期的百分比 | $ | 795 | | | $ | 793 | |
5.1252028年到期的百分比 | 545 | | | 544 | |
4.2502030年到期的百分比 | 742 | | | 740 | |
5.5002030年到期的百分比 | 395 | | | 395 | |
| 优先无担保固定利率公开票据总额 | 2,477 | | | 2,472 | |
| 定期贷款A类贷款 | 394 | | | 396 | |
| 循环信贷安排 | 340 | | | 18 | |
| 总债务--中游 | $ | 3,211 | | | $ | 2,886 | |
| | | |
| 总债务： | | | |
| 长期债务的当期部分 | $ | 311 | | | $ | 3 | |
| 长期债务 | 8,302 | | | 8,278 | |
| 债务总额 | $ | 8,613 | | | $ | 8,281 | |
截至2023年12月31日，总债务到期日情况如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 总计 | | 赫斯
公司 | | 中游 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 2024 | $ | 311 | | | $ | 298 | | | $ | 13 | |
| 2025 | 22 | | | — | | | 22 | |
| 2026 | 832 | | | — | | | 832 | |
| 2027 | 1,670 | | | 1,000 | | | 670 | |
| 2028 | 550 | | | — | | | 550 | |
| 此后 | 5,290 | | | 4,140 | | | 1,150 | |
| 借款总额 | 8,675 | | | 5,438 | | | 3,237 | |
| 减去：递延融资成本和折扣 | (62) | | | (36) | | | (26) | |
| 债务总额(不包括利息) | $ | 8,613 | | | $ | 5,402 | | | $ | 3,211 | |
2023年，481000万美元的利息资本化(2022年：$102021年：300万美元亿美元).
债务-赫斯公司：
高级无担保固定利率公开票据：
截至2023年12月31日，Hess Corporation的固定利率优先无担保票据本金总额为1美元。5,4382000万美元(2022年：美元5,438亿美元)，加权平均利率为5.9% (2022: 5.9%)。我们的固定利率优先无担保票据的契约将担保债务与综合有形资产净额(该术语在契约中定义)的比率限制为15%。截至2023年12月31日，赫斯公司遵守了这一财务公约。
信贷安排：
循环信贷工具可用于借款和信用证。贷款的利息一般为1.400高于SOFR%，但利率可根据公司的信用评级进行调整’S高级、无担保、无信用增强型长债。循环信贷安排须遵守惯常申述、保证、惯常违约事件及契诺，包括将本公司及其综合附属公司的综合债务总额与资本总额的比率限制为65%，以及将本公司及其综合附属公司的有担保债务与综合有形资产净值的比率限制为15%(因为这些资本化术语在循环信贷安排的信贷协议中定义)。截至2023年12月31日，赫斯公司遵守了这些金融契约。2023年12月31日，赫斯公司不是在其循环信贷安排下的未偿还借款或信用证。
截至12月31日，其他未偿还信用证如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 承诺行(A) | $ | 2 | | | $ | — | |
| 未承诺的行(A) | 86 | | | 83 | |
| 总计 | $ | 88 | | | $ | 83 | |
(a)截至2023年12月31日，承诺和未承诺行的到期日至2024年。
与我们的固定利率优先无担保票据和我们的循环信贷安排有关的最严格的财务契约将允许我们额外借入高达美元的资金。2,515 于2023年12月31日的有担保债务为100万美元。
债务–Midstream（Hess Midstream Operations LP）：
高级无担保固定利率公开票据：
于2023年12月31日，HESM Opco的定息优先无担保票据本金总额为$2,5002000万美元(2022年：美元2,500亿美元)，加权平均利率为5.1% (2022: 5.1%）. HESM Opco’的高级无担保票据由HESM Opco的某些直接和间接全资国内子公司担保。 该等优先无抵押票据对Hess Corporation无追索权。
2022年4月，HESM Opco发行了$400本金总额为3,000,000元5.500%于2030年到期的定息优先无抵押票据，以私人发售方式偿还其循环信贷融资项下的借款，用于为回购约 13.6 Hess和GIP持有的100万HESM Opco B类单位。 2021年8月，HESM Opco发行了$750本金总额为3,000,000元4.250%于2030年到期的定息优先无抵押票据，以私人发售方式为回购 31.25 Hess和GIP持有的100万HESM Opco B类单位。
信贷安排：
截至2023年12月31日，Hesm Opco拥有1.430亿美元的高级担保银团信贷安排，其中包括1.030亿美元的循环信贷安排和1美元的4001亿美元定期贷款安排。定期贷款安排下的借款一般将计入SOFR的利息，外加以下范围内的适用保证金：1.650%至2.550%，而银团循环信贷安排的适用保证金范围为1.375%至2.050%。融资费和利差的定价水平是基于Hesm Opco的总债务与EBITDA的比率(如信贷安排中的定义)。如果Hesm Opco获得投资级信用评级，定价水平将基于Hesm Opco不时生效的信用评级。信贷安排包含契约，要求Hesm Opco在前四个财政季度保持总债务与EBITDA的比率(如信贷安排中所定义)不大于5.00至1.00截至每个财政季度的最后一天(5.50在某些收购后的指定期间内降至1.00)，以及在Hesm Opco获得投资级信用评级之前，前四个会计季度的担保债务与EBITDA的比率不大于4.00至截至每个财政季度最后一天的1.00。截至2023年12月31日，Hesm Opco遵守了这些财务契约。信贷安排的担保是对Hesm Opco及其直接和间接全资拥有的国内子公司的几乎所有资产，包括由此类实体直接拥有的股权，享有优先完善的留置权，但须遵守某些惯例。3401.3亿美元是在Hesm Opco的循环信贷安排下提取的，借款为#美元。397在Hesm Opco的定期贷款安排下提取了1.9亿欧元，不包括递延发行成本。这些信贷安排下的所有借款对Hess Corporation是无追索权的。
8.履行资产报废义务
下表描述了截至12月31日的年度我们的资产报废债务的变化：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 1月1日的余额 | $ | 1,241 | | | $ | 1,190 | |
| 已发生的负债 | 135 | | | 126 | |
| 已清偿或处置的负债(A) | (240) | | | (213) | |
| 吸积费用 | 61 | | | 48 | |
| 修订估计负债 | 148 | | | 92 | |
| 外币重新计量 | 1 | | | (2) | |
| 12月31日的结余 | $ | 1,346 | | | $ | 1,241 | |
| | | |
| 截至12月31日的资产报废债务总额： | | | |
| 资产报废债务的当期部分 | $ | 160 | | | $ | 207 | |
| 长期资产报废债务 | 1,186 | | | 1,034 | |
| 截至12月31日的总数 | $ | 1,346 | | | $ | 1,241 | |
(a)为清偿资产报废债务而支付的款项在合并现金流量表上的其他营业资产和负债变动中列报。
2023年产生的负债主要涉及在圭亚那的业务，而2022年发生的负债主要涉及在圭亚那和马来西亚的业务。2023年和2022年结清或处置的债务主要是由于在墨西哥湾和巴肯完成的放弃活动造成的。
对2023年估计负债的修订包括#美元82这是由于对墨西哥湾West Delta油田放弃某些油井、管道和生产设施的估计成本进行了修订。看见附注12，减值和其他。2023年估计负债的其他订正主要反映了服务和设备费率的变化。2022年负债估计数的订正主要反映了服务和设备费率的变化。
为清偿资产报废义务而在法律上受到限制的偿债基金存款，以非流动方式报告其他资产在合并资产负债表，是$2942023年12月31日为百万美元(2022年：美元261百万)。
9.政府的退休计划
我们为很大一部分员工提供了非缴费固定收益养老金计划。此外，我们还有一个覆盖某些员工的无资金补充养老金计划，该计划提供的增量付款本应从我们的主要养老金计划中支付，如果不是由于所得税法规施加的限制，这些计划将基于服务年限和最终平均工资为我们在2017年1月1日之前聘用的美国员工和我们在英国(英国)的员工提供固定福利。对于在1月1日或之后聘用的美国员工，2017根据现金积累公式参加，并根据应计养恤金工资的百分比获得计入名义账户的信用。按按计划规定确定的利率计算名义账户余额的利息。此外，我们维持一项没有资金的退休后医疗计划，为年龄在55岁至65岁之间的某些符合条件的美国退休人员提供健康福利。*所有退休计划的衡量日期为12月31日。
下表汇总了我们的养老金和退休后医疗计划的福利义务、计划资产的公允价值以及资金状况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资金支持
养老金计划 | | 无资金支持
养老金计划 | | 退休后
医疗计划 |
| | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | | | | | |
| | (单位：百万) |
| 福利义务的变更 | | | | | | | | | | | |
| 1月1日余额， | $ | 1,802 | | | $ | 2,948 | | | $ | 212 | | | $ | 248 | | | $ | 52 | | | $ | 59 | |
| 服务成本 | 26 | | | 33 | | | 9 | | | 11 | | | 3 | | | 3 | |
| 利息成本 | 88 | | | 66 | | | 9 | | | 3 | | | 2 | | | 1 | |
| 精算(收益)损失(A) | 44 | | | (818) | | | 7 | | | (38) | | | 1 | | | (7) | |
| 规划定居点 | (143) | | | (266) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 福利支付 | (77) | | | (90) | | | (15) | | | (12) | | | (5) | | | (4) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 外币汇率变动 | 20 | | | (71) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 12月31日余额(B) | $ | 1,760 | | | $ | 1,802 | | | $ | 222 | | | $ | 212 | | | $ | 53 | | | $ | 52 | |
| 计划资产公允价值变动 | | | | | | | | | | | |
| 1月1日余额， | $ | 2,450 | | | $ | 3,357 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 计划资产的实际回报率 | 186 | | | (469) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 雇主供款 | 1 | | | 1 | | | 15 | | | 12 | | | 5 | | | 4 | |
| 规划定居点 | (143) | | | (266) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 福利支付 | (77) | | | (90) | | | (15) | | | (12) | | | (5) | | | (4) | |
| 外币汇率变动 | 28 | | | (83) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 余额于12月31日， | $ | 2,445 | | | $ | 2,450 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日的资金状况(计划资产大于(少于)福利债务)， | $ | 685 | | | $ | 648 | | | $ | (222) | | | $ | (212) | | | $ | (53) | | | $ | (52) | |
| | | | | | | | | | | |
| 未确认的精算净额(收益)损失(C) | $ | 332 | | | $ | 337 | | | $ | 30 | | | $ | 23 | | | $ | (25) | | | $ | (27) | |
(a)2023年，贴现率的变化导致精算损失#美元56，人口普查数据的更新导致精算损失#美元1870万美元，预计福利债务与计划结算付款数额相一致，产生精算收益#美元。201000万美元。所有其他假设的变动导致净精算收益为#美元。22023年将达到2.5亿美元。2022年，贴现率的变化导致精算收益为#美元8741000万美元和死亡率假设的变化导致精算损失#美元。81000万美元。所有其他假设，包括通货膨胀和人口假设的变化，导致净精算损失#美元。32022年将达到2.5亿。
(b)截至2023年12月31日，有资金和无资金的固定收益养恤金计划的累计福利义务为#美元。1,684百万美元和美元181分别为百万美元(2022年：美元1,743百万美元和美元180分别为100万)。
(c)截至2023年12月31日，与英国养恤金计划有关的未确认精算损失净额为#美元。1792000万美元(2022年：美元175(亿美元)。
已确认的金额 合并资产负债表 截至12月31日，包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资金支持
养老金计划 | | 无资金支持
养老金计划 | | 退休后
医疗计划 |
| | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | | | | | | | | | |
| | (单位：百万) |
| 非流动资产 | $ | 685 | | | $ | 648 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 流动负债 | — | | | — | | | (23) | | | (24) | | | (5) | | | (6) | |
| 非流动负债 | — | | | — | | | (199) | | | (188) | | | (48) | | | (46) | |
| 退休后福利资产/(负债) | $ | 685 | | | $ | 648 | | | $ | (222) | | | $ | (212) | | | $ | (53) | | | $ | (52) | |
| | | | | | | | | | | |
| 累计其他综合(收益)损失，税前(A) | $ | 332 | | | $ | 337 | | | $ | 30 | | | $ | 23 | | | $ | (25) | | | $ | (27) | |
(a)反映在累计其他综合收益(亏损)中的税后赤字为美元。1342023年12月31日为百万美元(2022年：美元131百万赤字)。
有资金和无资金的养恤金计划以及退休后医疗计划的定期养恤金净费用如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 养老金计划 | | 退休后医疗保险计划 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | | | | | | |
| | (单位：百万) |
| 服务成本 | $ | 35 | | | $ | 44 | | | $ | 51 | | | $ | 3 | | | $ | 3 | | | $ | 3 | |
| 利息成本 | 97 | | | 69 | | | 55 | | | 2 | | | 1 | | | 1 | |
| 计划资产的预期回报 | (156) | | | (196) | | | (197) | | | — | | | — | | | — | |
| 摊销未确认的精算净损失(收益) | 3 | | | 11 | | | 58 | | | (2) | | | (1) | | | (1) | |
| 结算损失 | 17 | | | 2 | | | 9 | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 定期收益净额成本/(收益)(A) | $ | (4) | | | $ | (70) | | | $ | (24) | | | $ | 3 | | | $ | 3 | | | $ | 3 | |
(a)在合并收益表中列入其他净额的非服务费用净额为收入#美元。392023年为百万美元(2022年：美元114收入百万美元；2021年：美元75百万收入)。
2023年，赫斯公司的员工’养恤金计划向某些参与者一次性支付总额为美元的养恤金143 这导致非现金结算损失美元17 确认未摊销精算损失。
2022年，赫斯公司员工’养老金计划购买了一份单一保费年金合同，成本为美元166 使用该计划的资产结算并向第三方转让其某些义务。 这一部分结算导致非现金结算损失为美元。13 确认未摊销精算损失。
2022年，HOVENSA遗产员工’养恤金计划向某些参与者一次性支付总额为美元的养恤金20 万美元，并以美元的价格购买了一份保费年金合同。80 100万美元，以解决该计划’与终止计划有关的预计福利义务。 结算交易导致非现金结算收益$11 确认未摊销精算收益。 计划结算后剩余的资产’的预计养恤金债务，15 亿美元转移到赫斯公司员工’2022年12月的养老金计划。
在2024年，我们预测我们的养老金和退休后医疗计划的服务成本约为美元40非服务费用净额约为65亿元收入，其中包括 利息成本约为$90计划资产的估计预期回报约为155百万美元。
我们英国的董事会。养老金计划正在评估各种替代方案，以解决该计划的全部或部分预计福利义务。 只有在董事会收到并评估提案，并确定交易符合计划参与者的最佳利益后，才能做出继续进行的决定。 如果结算完成，可能会记录重大非现金结算损失，反映结算价值与预计福利义务之间的任何差额，以及加速确认未确认精算损失。
假设: 用于确定12月31日的福利义务和截至12月31日止三个年度的定期福利净成本的加权平均精算假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 福利义务： | | | | | | |
| 贴现率 | | 4.8% | | 5.0% | | 2.5% |
| 补偿增值率 | | 3.9% | | 4.0% | | 3.8% |
| | | | | | |
| 净定期福利成本： | | | | | | |
| 贴现率 | | | | | | |
| 服务成本 | | 5.0% | | 3.3% | | 2.6% |
| 利息成本 | | 4.9% | | 3.0% | | 1.7% |
| 计划资产的预期回报率 | | 6.5% | | 6.5% | | 6.6% |
| 补偿增值率 | | 4.0% | | 3.8% | | 3.8% |
用于确定退休后医疗计划截至12月31日的福利义务的精算假设如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 贴现率 | | 4.7% | | 4.9% | | 2.4% |
| 初始保健趋势率 | | 6.0% | | 6.3% | | 5.5% |
| 最终趋势率 | | 4.0% | | 4.0% | | 4.0% |
| 达到最终趋势率的年份 | | 2046 | | 2046 | | 2046 |
用于确定每一年的定期福利净费用的假设是在每一年的年终确定的。在2022年和2021年，由于计划结算，对某些计划的供资状况进行了中期重新计量，导致使用截至中期重新计量日期的假设重新计算当年剩余时间的定期福利净成本。上表中披露的用于确定2022年和2021年定期福利净成本的假设是截至上一年年末和中期重新计量日期的假设的加权平均值。由于2023年计划结算的时间安排，2023年没有必要对供资状况进行临时重新计量。用于确定福利债务的假设是在每年年底确定的。较高的贴现率是基于一系列高质量的固定收益债务工具组合制定的，这些债务工具的到期日与计划债务的预期付款大致相同。
计划资产的整体预期回报率是根据每个资产类别的预期未来回报率，按资产对该资产类别的目标配置加权得出的。个别资产类别的未来预期回报率假设主要基于各种投资专家关于其对特定资产类别的未来回报预期的投入。计划资产的预期回报率适用于计划资产的公允价值，以确定本年度净定期福利成本的计划资产预期回报率部分。
我们的投资策略是通过广泛分散各种资产类别中的计划资产，在可接受的风险水平下最大化长期回报。计划资产类别和目标配置由我们的投资委员会确定，包括国内外股票、固定收益和其他投资，包括对冲基金、房地产和私募股权。我们禁止计划投资经理投资于我们发行的证券，除非作为指数策略的一部分间接持有。*大多数计划资产具有高流动性，为福利支付要求提供充足的流动性。*目前的目标配置是30%股权证券，50固定收益证券(包括现金和短期投资基金)和20所有其他类型的投资。所有资产分配在全年定期重新平衡，以使资产处于可接受的目标水平范围内。
公允价值： 下表提供了基金养老金计划在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的金融资产的公允价值，公允价值计量层次如下附注1，业务性质、列报依据和会计政策摘要.
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 第1级 | | 二级 | | 第三级 | | 净资产
值(C) | | 总计 |
| | | | | | | | | |
| | (单位：百万) |
| 2023年12月31日 | | | | | | | | | |
| 现金和短期投资基金 | $ | 27 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 27 | |
| 股票： | | | | | | | | | |
| 美国股票(国内) | 309 | | | — | | | — | | | — | | | 309 | |
| 国际股票(非美国) | 52 | | | — | | | — | | | 158 | | | 210 | |
| 全球股票(国内和非美国) | — | | | 6 | | | — | | | 55 | | | 61 | |
| 固定收益： | | | | | | | | | |
| 与库房和政府有关的(A) | — | | | 581 | | | — | | | — | | | 581 | |
| 抵押贷款支持证券(B) | — | | | 98 | | | — | | | 12 | | | 110 | |
| 公司 | — | | | 547 | | | — | | | 3 | | | 550 | |
| 其他： | | | | | | | | | |
| 对冲基金 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 私募股权基金 | — | | | — | | | — | | | 414 | | | 414 | |
| 房地产基金 | — | | | — | | | — | | | 183 | | | 183 | |
| 总投资 | $ | 388 | | | $ | 1,232 | | | $ | — | | | $ | 825 | | | $ | 2,445 | |
| 2022年12月31日 | | | | | | | | | |
| 现金和短期投资基金 | $ | 51 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 51 | |
| 股票： | | | | | | | | | |
| 美国股票(国内) | 409 | | | — | | | — | | | 11 | | | 420 | |
| 国际股票(非美国) | 62 | | | 11 | | | — | | | 306 | | | 379 | |
| 全球股票(国内和非美国) | — | | | 5 | | | — | | | 90 | | | 95 | |
| 固定收益： | | | | | | | | | |
| 与库房和政府有关的(A) | — | | | 364 | | | — | | | — | | | 364 | |
| 抵押贷款支持证券(B) | — | | | 142 | | | — | | | 18 | | | 160 | |
| 公司 | — | | | 304 | | | — | | | 8 | | | 312 | |
| 其他： | | | | | | | | | |
| 对冲基金 | — | | | — | | | — | | | 75 | | | 75 | |
| 私募股权基金 | — | | | — | | | — | | | 374 | | | 374 | |
| 房地产基金 | 9 | | | — | | | — | | | 211 | | | 220 | |
| 总投资 | $ | 531 | | | $ | 826 | | | $ | — | | | $ | 1,093 | | | $ | 2,450 | |
(a)包括由美国和非美国政府发行和担保的证券，以及由政府机构和市政当局发行的证券。
(b)由美国住宅和商业抵押贷款支持证券组成。
(c)包括使用资产净值(NAV)实际权宜之计进行估值的某些投资，因此没有被归类到公允价值层次中。将此类金额列入上表是为了帮助对公允价值层次中归类的投资与养老金计划总资产进行对账。
下文描述了基金养老金计划的金融资产：
现金和短期投资基金– 由手头现金和用于日常投资和赎回的短期投资基金组成，这些投资和赎回被归类为一级。
股票– 由个人持有的美国和国际股权证券组成。这一投资类别还包括主要由美国和国际股权证券组成的基金。主要由个人持有并在交易所活跃交易的股权证券被归类为1级。如果资产净值每天确定和公布，某些主要由股权证券组成的基金被归类为2级，是当前交易的基础。混合基金主要由以单位信托形式持有的股权证券组成，使用每基金份额的资产净值进行估值。
固定收益投资– 包括由美国政府、非美国政府、政府机构、市政当局和公司发行的个人持有的证券，以及机构和非机构抵押贷款支持证券。这一投资类别还包括主要由固定收益证券组成的基金。这些个人固定收益证券通常根据独立定价服务的评估价格进行估值。此类价格由受托人监控，受托人也是负责保管特定计划资产的独立第三方托管公司，并被归类为2级。由固定收益证券组成的交易所交易基金(ETF)被归类为1级。某些基金主要由固定收益证券组成
收益证券，如果资产净值每天确定和公布，则被归类为第二级，是当前交易的基础。混合基金主要由固定收益证券组成，使用每基金份额的资产净值进行估值。
其他投资– 由交易所交易的房地产投资信托证券组成，被归类为1级。对冲基金、私募股权和房地产基金的混合基金和有限合伙投资按每基金份额的资产净值估值。
缴款和估计的未来福利付款：到2024年，我们预计将贡献约美元25给我们的养老金计划增加了100万美元。
反映预期未来服务的有资金和无资金的养恤金计划和退休后医疗计划的估计未来养恤金支付情况如下(以百万计)：
| | | | | | | | |
| 2024 | | $ | 112 | |
| 2025 | | 117 | |
| 2026 | | 167 | |
| 2027 | | 117 | |
| 2028 | | 123 | |
| 2029年至2033年 | | 611 | |
我们还为某些符合条件的员工定义了缴费计划。这些员工可以向这些计划缴纳一部分薪酬，我们会匹配一部分员工缴费。我们记录的费用为$242023年对这些计划的捐款为百万美元(2022年：美元222021年：百万美元18百万)。
10.财政收入
按分类分列的与客户的合同收入如下(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 勘探和生产 | | 中游 | | 淘汰 | | 总计 |
| | 美国 | | 圭亚那 | | 马来西亚和JDA | | 其他(A) | | 市盈率合计 | | | | | | |
| 2023 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净生产量销售额： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油收入 | $ | 3,058 | | | $ | 3,486 | | | $ | 144 | | | $ | — | | | $ | 6,688 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 6,688 | |
| 天然气液体收入 | 529 | | | — | | | — | | | — | | | 529 | | | — | | | — | | | 529 | |
| 天然气收入 | 182 | | | — | | | 800 | | | — | | | 982 | | | — | | | — | | | 982 | |
| 石油、天然气购进销售情况 | 2,390 | | | 70 | | | — | | | — | | | 2,460 | | | — | | | — | | | 2,460 | |
| 第三方服务 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 8 | | | — | | | 8 | |
| 公司间收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,338 | | | (1,338) | | | — | |
| 总销售额(B) | 6,159 | | | 3,556 | | | 944 | | | — | | | 10,659 | | | 1,346 | | | (1,338) | | | 10,667 | |
| 其他营业收入(C) | (78) | | | (62) | | | (19) | | | — | | | (159) | | | 3 | | | — | | | (156) | |
| 总销售额和其他营业收入 | $ | 6,081 | | | $ | 3,494 | | | $ | 925 | | | $ | — | | | $ | 10,500 | | | $ | 1,349 | | | $ | (1,338) | | | $ | 10,511 | |
| 2022 | |
| 净生产量销售额： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油收入 | $ | 3,407 | | | $ | 2,771 | | | $ | 134 | | | $ | 509 | | | $ | 6,821 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 6,821 | |
| 天然气液体收入 | 703 | | | — | | | — | | | — | | | 703 | | | — | | | — | | | 703 | |
| 天然气收入 | 438 | | | — | | | 739 | | | 21 | | | 1,198 | | | — | | | — | | | 1,198 | |
| 石油、天然气购进销售情况 | 2,978 | | | 53 | | | — | | | 112 | | | 3,143 | | | — | | | — | | | 3,143 | |
| 公司间收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,273 | | | (1,273) | | | — | |
| 总销售额(B) | 7,526 | | | 2,824 | | | 873 | | | 642 | | | 11,865 | | | 1,273 | | | (1,273) | | | 11,865 | |
| 其他营业收入(C) | (312) | | | (188) | | | — | | | (41) | | | (541) | | | — | | | — | | | (541) | |
| 总销售额和其他营业收入 | $ | 7,214 | | | $ | 2,636 | | | $ | 873 | | | $ | 601 | | | $ | 11,324 | | | $ | 1,273 | | | $ | (1,273) | | | $ | 11,324 | |
| 2021 | |
| 净生产量销售额： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油收入 | $ | 2,958 | | | $ | 765 | | | $ | 83 | | | $ | 519 | | | $ | 4,325 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 4,325 | |
| 天然气液体收入 | 594 | | | — | | | — | | | — | | | 594 | | | — | | | — | | | 594 | |
| 天然气收入 | 350 | | | — | | | 655 | | | 10 | | | 1,015 | | | — | | | — | | | 1,015 | |
| 石油、天然气购进销售情况 | 1,638 | | | 16 | | | — | | | 95 | | | 1,749 | | | — | | | — | | | 1,749 | |
| 公司间收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,204 | | | (1,204) | | | — | |
| 总销售额(B) | 5,540 | | | 781 | | | 738 | | | 624 | | | 7,683 | | | 1,204 | | | (1,204) | | | 7,683 | |
| 其他营业收入(C) | (162) | | | (27) | | | — | | | (21) | | | (210) | | | — | | | — | | | (210) | |
| 总销售额和其他营业收入 | $ | 5,378 | | | $ | 754 | | | $ | 738 | | | $ | 603 | | | $ | 7,473 | | | $ | 1,204 | | | $ | (1,204) | | | $ | 7,473 | |
(a)其他包括我们于2022年11月出售的利比亚Waha特许权权益，以及2021年8月出售的丹麦权益。
(b)圭亚那原油收入包括#美元。4332023年来自非客户的收入为1000万美元(2022年：美元230(亿美元)。曾经有过不是2021年来自非客户的销售收入。
(c)其他营业收入不是与客户签订合同的收入的组成部分。包括在其他运营收入中的是商品衍生品的收益(损失)$()190)2023年1.8亿美元，(585)2022年为1.2亿美元，以及(243)2021年为1.8亿。
11.其他处置方式
2022: 我们完成了出售我们的8利比亚Waha特许权的%权益，现金净对价为#美元1502000万美元，并确认税前收益为$762000万(美元)76(扣除所得税后为100万美元)。我们还完成了与我们以前的下游业务相关的房地产的出售，现金对价为#美元。242000万美元，并确认税前收益为$222000万(美元)22(扣除所得税后为100万美元)。
2021:我们完成了出售我们在丹麦的权益，现金净对价约为$1301000万美元，经正常结账调整后，确认税前收益为1美元292000万(美元)29(扣除所得税后为100万美元)。此外，我们还完成了出售我们在巴肯地区的小刀和墨菲溪非战略面积权益，净现金对价为#美元。297300万美元，经过正常收盘调整后。这笔交易包括大约78,700净英亩，位于公司最南端’S·巴肯的位置。这块土地构成了更大的摊销基数的一部分，此次出售被视为正常退休。因此，不是损益在出售时确认。
12.汽车减值及其他
2023：我们记录的税前费用是$822000万(美元)82这是由于对墨西哥湾West Delta油田放弃某些油井、管道和生产设施的估计成本进行了修订。这些放弃义务是在2021年作为其批准的破产计划的一部分从Fieldwood Energy LLC(Fieldwood)解除后，作为前所有者分配给我们的。看见附注8，资产报废债务.
2022：我们记录的税前费用是$282000万(美元)28(所得税后)，这是由于更新了我们对墨西哥湾非生产性物业的估计遗弃负债和$262000万(美元)26(所得税后)，由于油田的机械问题，完全损害了我们在墨西哥湾宾夕法尼亚州立油田的权益的账面净值’S留井生产。
2021: 2021年6月，美国破产法院批准了菲尔德伍德的破产计划，其中包括放弃某些资产，包括七墨西哥湾近海租赁之前由我们拥有并于2004年出售给Fieldwood前身的West Delta油田的相关设施，以及Fieldwood解除这些设施的义务。因此，我们确认了一项税前费用为#美元1472000万(美元)147(扣除所得税后)与西三角洲油田估计的放弃债务有关。
13.基于股份的薪酬
我们已经建立并维护了LTIP，用于向员工授予受限普通股、PSU和股票期权。截至2023年12月31日，LTIP下的法定普通股总数为63.5百万股，其中我们有19.9可供发行的股票为100万股。以股份为基础的薪酬支出包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 限制性股票 | $ | 55 | | | $ | 52 | | | $ | 49 | |
| 绩效份额单位 | 21 | | | 20 | | | 18 | |
| 股票期权 | 11 | | | 11 | | | 10 | |
| 基于股份的所得税前薪酬支出 | $ | 87 | | | $ | 83 | | | $ | 77 | |
| 以股份为基础的薪酬开支的所得税优惠 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
根据截至2023年12月31日尚未支付的以股份为基础的薪酬奖励，未赚取的薪酬支出（扣除所得税前）为$89预计将在加权平均期间确认100万美元1.8好几年了。
我们的股份薪酬计划可概述如下：
限制性股票：
限制性股票通常在一年内每年平均授予一次， 三年制期限，并根据我们的普通股在授予日的现行市场价格进行估值。 以下为二零二三年限制性股票奖励活动的概要：
| | | | | | | | | | | |
| | 限制性普通股股份 | | 加权-授予日的平均价格 |
| | | |
| | (以千为单位，每股除外) |
| 截至2023年1月1日未偿还 | 1,312 | | | $ | 80.61 | |
| 授与 | 470 | | | 141.76 | |
| 既得(A) | (735) | | | 73.24 | |
| 被没收 | (26) | | | 104.14 | |
| 截至2023年12月31日的未偿还债务 | 1,021 | | | $ | 113.47 | |
(a)2023年，归属日期为公允价值$的限制性股票104百万美元(2022年：$862021年：百万美元72百万)。
绩效共享单位：
PSU通常授予三年从授予日期开始计算，并使用蒙特卡罗模拟在授予之日。
对于在2021年和2022年授予的PSU，根据PSU协议将发行的普通股数量是基于公司的总股东回报(TSR)与一组预定的同行公司的TSR和S指数在一年内的比较三年制截至拨款结算前一年的12月31日止的业绩期间。业绩股份奖励的派息范围为0%至200基于公司在同行中的TSR排名的目标奖励的百分比
集团。业绩期间的股息等价物将按业绩股份应计，但只会在业绩期间结束后按赚取的股份支付。
对于2023年授予的PSU，根据PSU协议将发行的普通股数量是基于公司股东总回报复合年增长率(TSR CAGR)与SPDR S石油天然气勘探和生产ETF(XOP)的TSR CAGR的比较，以及通过比较公司确定的修改量’S的TSR CAGR超过了S指数的TSR CAGR三年制截至2025年12月31日的绩效期。业绩股票奖励的派息范围为0%至200基于公司比较的目标奖励的百分比’S TSR CAGR到XOP的TSR CAGR。修改者只能通过正负调整支付百分比10%，最高可达210%或至少0%。业绩期间的股息等价物将按业绩股份应计，但只会在业绩期间后按赚取的股份支付。
以下为2023年下半年PSU活动摘要：
| | | | | | | | | | | |
| | 绩效份额单位 | | 授予之日的加权平均公允价值 |
| | | |
| | (以千为单位，每股除外) |
| 截至2023年1月1日未偿还 | 686 | | | $ | 81.25 | |
| 授与 | 130 | | | 178.80 | |
| 既得(A) | (303) | | | 57.93 | |
| 被没收 | (1) | | | 104.54 | |
| 截至2023年12月31日的未偿还债务 | 512 | | | $ | 119.77 | |
(a)2023年，PSU的归属日期公允价值为$55百万美元(2022年：$372021年：百万美元30(亿美元)。
以下加权平均假设用于估计PSU奖励之公平值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 无风险利率 | 4.61 | % | | 1.59 | % | | 0.29 | % |
| 股价波动 | 0.478 | | 0.584 | | 0.579 |
| 合同期限，以年为单位 | 3.0 | | 3.0 | | 3.0 |
| 赫斯普通股的授予日价格 | $ | 141.95 | | | $ | 101.17 | | | $ | 75.04 | |
股票期权：
股票期权被授予三年自授出日期起， 10年期限，行使价等于我们普通股在授予日的市场价格。 以下为二零二三年股票期权活动的概要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 选项数量
(单位：千) | | 每股加权平均行权价 | | 加权平均剩余合同期限 |
| 截至2023年1月1日未偿还 | 1,481 | | | $ | 69.31 | | | 6.6年份 |
| 授与 | 189 | | | 141.71 | | | |
| 已锻炼 | (157) | | | 64.34 | | | |
| | | | | |
| 被没收 | (3) | | | 90.73 | | | |
| 截至2023年12月31日的未偿还债务 | 1,510 | | | $ | 78.85 | | | 6.1年份 |
截至2023年12月31日，有1.5百万份未偿还股票期权(1.0百万可行使)，加权平均行使价格为$78.85每股(美元)64.07每股可行使期权)，加权平均剩余合同期限为6.1年份(5.1可行使期权的年数)和合计内在价值#美元105百万(美元)88可行权期权为百万美元)。2023年行使的股票期权内在价值为#美元。132000万美元(2022年：美元442021年：1000万美元45(亿美元)。
以下加权平均假设被用来估计股票期权的公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 无风险利率 | 4.20 | % | | 1.66 | % | | 0.95 | % |
| 股价波动 | 0.469 | | 0.457 | | 0.470 |
| 股息率 | 1.24 | % | | 1.48 | % | | 1.33 | % |
| 预期寿命(以年为单位) | 6.0 | | 6.0 | | 6.0 |
| 授予的每个期权的加权平均公允价值 | $ | 63.45 | | | $ | 39.51 | | | $ | 29.66 | |
在估计PSU和股票期权的公允价值时，无风险利率基于授予的预期期限，并从公布的来源获得。*股价波动是根据该公司使用预期期限的历史股价确定的。
14.免征所得税
所得税的拨备(福利)包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 美国 | | | | | |
| 联邦制 | | | | | |
| 当前 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 递延税金和其他应计项目 | 31 | | | 22 | | | 12 | |
| 状态 | 7 | | | 5 | | | 3 | |
| | 38 | | | 27 | | | 15 | |
| 外国 | | | | | |
| 当前(A) | 537 | | | 789 | | | 478 | |
| 递延税金和其他应计项目 | 158 | | | 283 | | | 107 | |
| | 695 | | | 1,072 | | | 585 | |
| 所得税拨备(福利) | $ | 733 | | | $ | 1,099 | | | $ | 600 | |
(a)2023年主要由圭亚那组成，2022年由圭亚那和利比亚组成，2021年由利比亚组成。
所得税前收入(亏损)包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 美国(A) | $ | (191) | | | $ | 569 | | | $ | 143 | |
| 外国 | 2,662 | | | 2,977 | | | 1,347 | |
| 所得税前收入(亏损) | $ | 2,471 | | | $ | 3,546 | | | $ | 1,490 | |
(a)包括我们几乎所有的利息支出、公司支出、大宗商品对冲活动的结果，以及可归因于非控股权益的金额。
我们的实际所得税税率与美国法定税率之间的差额对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 美国法定利率 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
| 海外业务的影响（a） | 7.5 | | | 16.5 | | | 28.0 | |
| 州所得税，扣除联邦所得税后的净额 | 0.2 | | | 0.1 | | | 0.2 | |
| 本年度业务估值备抵 | 4.5 | | | (4.8) | | | (5.3) | |
| 发放估值免税额 | (1.3) | | | — | | | — | |
| Midstream的非控股权益 | (2.0) | | | (1.6) | | | (4.0) | |
| 股权和高管薪酬 | (0.2) | | | (0.2) | | | 0.4 | |
| 总计 | 29.7 | % | | 31.0 | % | | 40.3 | % |
(a)海外业务影响导致的实际所得税率差异主要由二零二三年的圭亚那及二零二二年及二零二一年的利比亚所推动。
于12月31日，递延税项负债及递延税项资产的组成部分如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 递延税项负债 | | | |
| 不动产、厂场和设备及投资 | $ | (2,117) | | | $ | (1,742) | |
| 其他 | (108) | | | (99) | |
| 递延税项负债总额 | (2,225) | | | (1,841) | |
| 递延税项资产 | | | |
| 净营业亏损结转 | 4,406 | | | 4,226 | |
| 税收抵免结转 | 109 | | | 98 | |
| 不动产、厂场和设备及投资 | 413 | | | 233 | |
| 应计补偿、递延贷方和其他负债 | 109 | | | 85 | |
| 资产报废债务 | 296 | | | 279 | |
| 其他 | 256 | | | 293 | |
| 递延税项资产总额 | 5,589 | | | 5,214 | |
| 估值免税额(A) | (3,652) | | | (3,658) | |
| 递延税项资产总额，扣除估值免税额 | 1,937 | | | 1,556 | |
| 递延税项净资产(负债) | $ | (288) | | | $ | (285) | |
(a)2023年，估值津贴减少了#美元。6百万美元(2022年：减少$180百万美元；2021年：减少$1,553百万)。
在合并资产负债表，递延税项资产和负债按征税管辖区进行净额计算，并于12月31日入账，如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 递延所得税(长期资产) | $ | 320 | | | $ | 133 | |
| 递延所得税(长期负债) | (608) | | | (418) | |
| 递延税项净资产(负债) | $ | (288) | | | $ | (285) | |
于2023年12月31日，我们有一项与净营业亏损有关的递延税项总资产为$4,406在应用估值免税额之前为百万美元。递延税项资产包括#美元1272025年开始到期的外国净经营亏损，3,778美国联邦运营亏损将于2034年到期，501美国各州的亏损将于2024年开始到期。 海外净经营亏损（扣除估值准备金）应占递延税项资产为美元。23万 对美国联邦和州净经营亏损应占的递延税项资产建立全额估值备抵，38美国联邦政府的100万美元和8美国州递延所得税资产的百万美元，这些递延所得税资产归属于分别提交美国联邦和州纳税申报表的中游活动。 于2023年12月31日，我们的美国州税收抵免结转为$27百万美元，将于2034年到期，812036年将到期的其他商业信贷结转额为200万美元，外国税收抵免结转额为200万美元。1百万，将于2024年开始到期。 就该等抵免应占之递延税项资产设立全数估值拨备。
于二零二三年十二月三十一日， 合并资产负债表反映了$3,652百万美元(2022年：美元3,658 根据应用相关会计准则，就多个司法权区的递延税项资产净额作出估值拨备。 赫斯继续就其在美国（非中游）及若干其他司法管辖区的递延税项资产维持全额估值拨备。 估值拨备按年减少主要是由于马来西亚的部分估值拨备获解除，部分被其他司法权区的递延税项资产结余增加所抵销。 管理层评估可得之正面及负面证据，以估计是否将产生足够未来应课税收入以允许使用递延税项资产。 于2023年12月，就马来西亚部分递延税项资产净额（与边际油田税务隔离有关）设立的估值拨备已拨回，金额为$33 2010年，由于累积亏损状况的出现以及来自业务预测税前收入的积极证据， 马来西亚之余下估值拨备与其他税项隔离措施之递延税项资产净额有关，该等税项隔离措施缺乏足够正面证据支持可变现性。 虽然我们在2023年摆脱了美国（非中游）最近的累积亏损状况，但累积收入状况接近盈亏平衡。 在我们看到更显著和持续的客观可核实收入模式之前，我们不会对未来收入的主观长期预测赋予重大权重，因此对我们的美国（非中游）联邦和州递延税项资产保持充分的估值准备金。 倘超出预期未来盈利，则可能有足够正面证据支持日后拨回估值拨备。 这将导致在资产负债表上确认某些递延税项资产，并减少确认解除期间的所得税费用。
以下是未确认税收优惠的期初和期末总额的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 1月1日的余额 | $ | 120 | | | $ | 133 | | | $ | 166 | |
| 根据本年度的纳税状况计算的增加额 | — | | | 17 | | | 12 | |
| 根据前几年的纳税状况增加的税款 | — | | | — | | | 3 | |
| 根据前几年的纳税状况减税 | (9) | | | (30) | | | (48) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 12月31日的结余 | $ | 111 | | | $ | 120 | | | $ | 133 | |
的确有不是2023年12月31日未确认的税收优惠余额，如果确认，将影响我们的有效所得税税率。*在接下来的12个月里，我们有不是未确认的利益，由于与税务机关达成和解或其他决议，以及时效法规的失效，有可能合理地减少。截至2023年12月31日，我们有不是与未确认的税收优惠有关的应计利息和罚款(2022年：#美元0百万).
我们在美国和各个外国司法管辖区提交所得税申报单。在2009年前的几年里，我们不再接受大多数司法管辖区所得税当局的审查。
15.发行未偿还普通股和加权平均普通股
在基本每股收益和稀释后每股收益计算中使用的净收益和普通股加权平均数如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (除每股金额外，以百万美元计) |
| 赫斯公司的净收入： | | | | | |
| 净收入 | $ | 1,738 | | | $ | 2,447 | | | $ | 890 | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | 356 | | | 351 | | | 331 | |
| 赫斯公司的净收入 | $ | 1,382 | | | $ | 2,096 | | | $ | 559 | |
| | | | | |
| 已发行普通股加权平均数： | |
| 基本信息 | 305.9 | | | 308.1 | | | 307.4 | |
| 稀释证券的影响 | | | | | |
| 限制性普通股 | 0.5 | | | 0.7 | | | 0.7 | |
| 股票期权 | 0.7 | | | 0.6 | | | 0.4 | |
| 绩效份额单位 | 0.5 | | | 0.2 | | | 0.8 | |
| 稀释 | 307.6 | | | 309.6 | | | 309.3 | |
| | | | | |
| 每股普通股归属于赫斯公司的净收益： | | | | | |
| 基本信息 | $ | 4.52 | | | $ | 6.80 | | | $ | 1.82 | |
| 稀释 | $ | 4.49 | | | $ | 6.77 | | | $ | 1.81 | |
| | | | | |
| 计算摊薄股份时不包括反摊薄股份： | |
| 限制性普通股 | — | | | — | | | — | |
| 股票期权 | 0.2 | | | 0.2 | | | 0.7 | |
| 绩效份额单位 | — | | | — | | | — | |
下表提供了我们已发行普通股的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 1月1日的余额 | 306.2 | | | 309.7 | | | 307.0 | |
| 与限制性股票奖励有关的活动，净额 | 0.4 | | | 0.5 | | | 0.7 | |
| 行使的股票期权 | 0.2 | | | 0.9 | | | 1.5 | |
| 已授予的PSU | 0.4 | | | 0.5 | | | 0.5 | |
| 回购股份 | — | | | (5.4) | | | — | |
| 12月31日的结余 | 307.2 | | | 306.2 | | | 309.7 | |
普通股回购计划:
2023年3月1日，我们的董事会批准了一项新的授权，回购我们的普通股，总金额最多为$1 亿 此新授权取代我们先前于2022年底已悉数动用的回购授权。 有 不是我们在2023年或2021年回购的普通股。 于二零二二年，我们回购约 5.4百万股我们的普通股，价格为$6502000万(美元)20 于二零二二年十二月三十一日后支付）。 回购的普通股在交易结算后收回。
普通股分红:
宣布的普通股现金股息总额为美元1.752023年每股（2022年：1.50每股; 2021年：$1.00每股)。
16. 补充现金流信息
以下信息补充了 合并现金流量表:
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | |
| | (单位：百万) |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
| 支付的利息 | $ | (470) | | | $ | (486) | | | $ | (459) | |
| 退还的净所得税（已付） | (71) | | | (1,036) | | | (16) | |
| | | | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 添置物业、厂房及设备- E&P： | | | | | |
| 发生的资本支出- E&P | $ | (4,033) | | | $ | (2,589) | | | $ | (1,698) | |
| 相关负债增加（减少）额 | 149 | | | 102 | | | 114 | |
| 物业、厂房和设备的增建--E&P | $ | (3,884) | | | $ | (2,487) | | | $ | (1,584) | |
| | | | | |
| 物业、厂房及设备添置-中游： | | | | | |
| 发生的资本支出-中游 | $ | (246) | | | $ | (232) | | | $ | (183) | |
| 相关负债增加（减少）额 | 22 | | | (6) | | | 20 | |
| 增加物业、厂房和设备-中游 | $ | (224) | | | $ | (238) | | | $ | (163) | |
17. 担保、或有事项和承诺
担保及或有项目
我们会因各种索赔、诉讼和其他程序而遭受或有损失。 当可能已产生亏损且金额可合理估计时，则于综合财务报表确认负债。 如果损失风险很可能发生，但金额无法合理估计或损失风险仅合理可能发生，则不应计提负债;但是，我们披露这些或有事项的性质。 我们无法肯定地预测现有申索、诉讼及法律程序会否、如何或何时获得解决，或最终的济助（如有的话）可能是什么，特别是对于处于发展初期的法律程序或原告人寻求不确定损害赔偿的法律程序。
我们与许多已经或继续从事汽油精炼和销售的公司一起，一直是与汽油中使用MTBE有关的诉讼和索赔的一方。 一系列类似的诉讼，许多涉及水务公司或政府实体，在美国各地的司法管辖区对甲基叔丁基醚生产商和生产含甲基叔丁基醚汽油的炼油厂提起诉讼，包括我们。 在所有案件中，主要指控是，含有甲基叔丁基醚的汽油是一种有缺陷的产品，这些生产商和炼油商应严格按照其在汽油市场中所占份额对地下水资源的损害承担责任，并应采取补救行动，减轻所称的甲基叔丁基醚排放对环境的影响。大多数针对我们的案件已经解决。 有 二剩余的活跃案件，由宾夕法尼亚州和马里兰州提交。2014年6月，宾夕法尼亚州联邦提起诉讼，指控我们和所有在宾夕法尼亚州开展业务的主要石油公司通过向地下水中引入含有MTBE的汽油而破坏了地下水。 宾夕法尼亚州的诉讼已转交给纽约南区现有的MTBE多区诉讼。 2017年12月，马里兰州提起诉讼，指控我们和其他主要石油公司向马里兰州的地下水中引入含有MTBE的汽油，破坏了地下水。该诉讼在马里兰州法院提起，于2018年1月送达我们，并已被被告转移到联邦法院。
2014年3月，我们收到了美国环保署的行政命令，要求我们和其他26方为美国环保署为纽约布鲁克林的Gowanus运河超级基金场地选择的补救措施进行补救设计。 我们所称的责任是由于我们以前拥有和经营运河附近的一个燃料油码头和相关的造船和修理设施。 环保署选择的补救措施包括疏浚表层沉积物和在更深的沉积物上放置一个盖子
在整个运河中进行的一系列工程，以及对将留在盖下的某些受污染沉积物进行的原位稳定。 美国环保署最初的估计是，这项补救措施将花费美元，506然而，与设计和实施补救措施有关的最终费用仍不确定。 我们遵守了美国环保署2014年3月的行政命令，并根据第三方专家确定的各方之间的成本分配为补救设计提供资金。 2020年1月，我们收到了美国环保署的额外行政命令，要求我们和其他几个方面沿着运河的最高部分开始补救行动。 我们打算遵守这一行政命令。 整治工作于二零二零年第四季度开始。 根据目前已知的事实和情况，我们不认为这件事会导致我们承担重大责任，费用将继续在各方之间分摊，就像补救设计一样。
我们不时参与其他与环境事宜有关的司法和行政程序。我们定期收到环保局的通知，根据超级基金的立法，我们是关于各种废物处置地点的“潜在责任方”。根据这项立法，所有可能负有责任的各方都可能承担连带责任。对于我们收到此类通知的任何地点，环保局对我们提出的与这些地点有关的索赔或责任主张尚未完全展开，或者环保局的索赔已经解决或正在考虑和解，在所有情况下，金额都不是很大。从2017年开始，加利福尼亚州、特拉华州、马里兰州、罗德岛州和南卡罗来纳州的某些州、市政府和私人协会分别对包括我们在内的石油、天然气和煤炭生产商提起诉讼，称其据称是由气候变化造成的损害。这些诉讼程序包括对金钱损害赔偿和禁令救济的索赔。从2013年开始，路易斯安那州的各个教区对包括我们在内的大约100家石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司在某些油田的运营和活动违反了修订后的1978年《州和地方海岸资源管理法》，并对路易斯安那州沿海地带的土地和水体造成了污染、下沉和其他环境破坏。除其他事项外，原告要求支付清理、重新种植植物和以其他方式恢复据称受影响地区的必要费用。由于大量其他潜在责任方以及清理成本估算的投机性，目前无法预测此类气候和其他前述环境诉讼以及私人当事人的任何相关诉讼对我们的业务或账户的最终影响。
Hess Corporation及其子公司HONX，Inc.已被列为多起人身伤害索赔的被告，这些索赔指控Hess Corporation及其子公司HONX，Inc.在美属维尔京群岛圣克罗伊的一家前炼油厂(由子公司或相关实体拥有和运营)工作时接触到石棉和/或其他据称的有毒物质。2022年4月28日，HONX，Inc.在美国德克萨斯州南区休斯顿分部的美国破产法院启动了破产法第11章第524G节程序，以解决这些与石棉相关的索赔。2023年2月，Hess，HONX，Inc.，无担保债权人委员会和代表索赔人的律师达成了一项调解解决方案，这取决于与未来索赔人代表(FCR)正在进行的谈判、各方的最终批准和破产法院的确认。截至2023年12月31日，在与FCR达成协议后，我们将储备增加到总计$153 2000万美元，用于支付为解决所有当前和未来索赔而设立的§ 524 G信托基金的预期资金。 破产法院和美国联邦地区法院于2024年2月16日确认了HONX破产计划。
我们还参与了 六北达科他州联邦和州法院的索赔涉及制作后从版税和工作利息支付中扣除。 这些案件中的原告声称，我们从特许权使用费或工作利息中扣除未经授权或过多的生产后费用，用于各种石油和天然气加工和运输相关的成本和费用。 这些原告要求偿还据称少付的收入。 我们的立场是，这些成本和费用是实际的，合理的，必要的，并由各自的租赁和北达科他州法律授权。 我们认为，基于这些索赔的事实和情况，由于我们有可行的辩护，损失是不可能的，并且由于诉讼的早期阶段以及投机性和不确定的损害，目前无法估计这些索赔对我们业务或账户的最终影响。
倘我们先前拥有的设施的现有或未来拥有人被确定为因破产或其他原因而无法执行该等行动，则我们亦可能因已剥离资产而面临未来解除责任的风险。 我们无法肯定地预测该等法律程序会否、如何或何时获得解决，或最终可获得甚么济助（如有的话），特别是对于处于发展初期的法律程序或原告人寻求不确定损害赔偿的法律程序。 可能需要解决许多问题，包括可能需要花费很长时间才能发现和确定重要的事实事项，然后才能为任何程序合理估计损失或损失范围。
在上述情况下，管理层认为，根据目前已知的事实和情况，诉讼、索赔和诉讼的结果，包括上述披露的事项，预计不会对我们的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。 然而，我们可能就若干事项的结果作出判断、达成和解或修订我们的意见，而该等发展可能对我们于应计金额期间的经营业绩及我们于支付金额期间的现金流量产生重大不利影响。
无条件购买义务和承诺
下表显示于2023年12月31日的若干无条件购买责任及承诺的汇总资料，该等资料并不包括于本报告其他部分。 合并财务报表:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 按期间到期的付款 |
| 总计 | | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 2028 | | 此后 |
| | | | | | | | | | | | | |
| | (单位：百万) |
| 资本支出 | $ | 7,472 | | | $ | 2,371 | | | $ | 2,106 | | | $ | 1,757 | | | $ | 774 | | | $ | 371 | | | $ | 93 | |
| 运营费用 | 762 | | | 238 | | | 107 | | | 55 | | | 50 | | | 63 | | | 249 | |
| 运输和有关合同 | 2,243 | | | 298 | | | 260 | | | 286 | | | 277 | | | 261 | | | 861 | |
18. 分部资料
我们目前有二运营部门，E&P和中游。 E&P经营部门勘探，开发，生产，购买和销售原油，NGL和天然气。 截至2023年12月31日止三年的生产业务位于圭亚那，美国，马来西亚及JDA、利比亚（于二零二二年十一月出售）及丹麦（于二零二一年八月出售）。 中游运营部门提供收费服务，包括收集，压缩和加工天然气和分馏NGL;收集，终端，装载和运输原油和NGL;储存和终端丙烷，以及主要在北达科他州巴肯页岩区的水处理服务。 所有未分配成本反映于公司、利息及其他项下。
下表显示了运营部门的财务数据(以百万为单位)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 勘探和生产 | | 中游 | | 公司、利息及其他 | | 淘汰 | | 总计 |
| 2023 | | | | | | | | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | 10,500 | | | $ | 11 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 10,511 | |
| 部门间收入 | — | | | 1,338 | | | — | | | (1,338) | | | — | |
| 总销售额和其他营业收入 | $ | 10,500 | | | $ | 1,349 | | | $ | — | | | $ | (1,338) | | | $ | 10,511 | |
| 可归因于Hess公司的净收益(亏损) | $ | 1,601 | | | $ | 252 | | | $ | (471) | | | $ | — | | | $ | 1,382 | |
| 利息支出 | — | | | 179 | | | 299 | | | — | | | 478 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 1,852 | | | 193 | | | 1 | | | — | | | 2,046 | |
| 减损及其他 | 82 | | | — | | | — | | | — | | | 82 | |
| 所得税拨备 | 695 | | | 38 | | | — | | | — | | | 733 | |
| 对关联公司的投资 | 76 | | | 90 | | | — | | | — | | | 166 | |
| 可确认资产 | 17,931 | | | 3,984 | | | 2,092 | | | — | | | 24,007 | |
| 资本支出 | 4,033 | | | 246 | | | — | | | — | | | 4,279 | |
| | | | | | | | | |
| 2022 | | | | | | | | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | 11,324 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 11,324 | |
| 部门间收入 | — | | | 1,273 | | | — | | | (1,273) | | | — | |
| 总销售额和其他营业收入 | $ | 11,324 | | | $ | 1,273 | | | $ | — | | | $ | (1,273) | | | $ | 11,324 | |
| 可归因于Hess公司的净收益(亏损) | $ | 2,396 | | | $ | 269 | | | $ | (569) | | | $ | — | | | $ | 2,096 | |
| 利息支出 | — | | | 150 | | | 343 | | | — | | | 493 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 1,520 | | | 181 | | | 2 | | | — | | | 1,703 | |
| 减损及其他 | 54 | | | — | | | — | | | — | | | 54 | |
| 所得税拨备 | 1,072 | | | 27 | | | — | | | — | | | 1,099 | |
| 对关联公司的投资 | 88 | | | 94 | | | 1 | | | — | | | 183 | |
| 可确认资产 | 15,022 | | | 3,775 | | | 2,898 | | | — | | | 21,695 | |
| 资本支出 | 2,589 | | | 232 | | | — | | | — | | | 2,821 | |
| | | | | | | | | |
| 2021 | | | | | | | | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | 7,473 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 7,473 | |
| 部门间收入 | — | | | 1,204 | | | — | | | (1,204) | | | — | |
| 总销售额和其他营业收入 | $ | 7,473 | | | $ | 1,204 | | | $ | — | | | $ | (1,204) | | | $ | 7,473 | |
| 可归因于Hess公司的净收益(亏损) | $ | 770 | | | $ | 286 | | | $ | (497) | | | $ | — | | | $ | 559 | |
| 利息支出 | — | | | 105 | | | 376 | | | — | | | 481 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 1,361 | | | 166 | | | 1 | | | — | | | 1,528 | |
| 减损及其他 | 147 | | | — | | | — | | | — | | | 147 | |
| 所得税拨备 | 585 | | | 15 | | | — | | | — | | | 600 | |
| 资本支出 | 1,698 | | | 183 | | | — | | | — | | | 1,881 | |
公司、利息和其他的利息收入为美元822023年为百万美元(2022年：美元32百万，2021年：美元1百万)，其中包含在其他，净额在综合收益表。
下表按主要地理区域列出财务信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美国 | | 圭亚那 | | 马来西亚和JDA | | 其他(A) | | 公司、权益及其他 | | 总计 |
| | | | | | | | | | | |
| | (单位：百万) |
| 2023 | | | | | | | | | | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | 6,092 | | | $ | 3,494 | | | $ | 925 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 10,511 | |
| 财产、厂房和设备(净额)(B) | 10,554 | | | 5,957 | | | 872 | | | 42 | | | 7 | | | 17,432 | |
| 2022 | | | | | | | | | | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | 7,214 | | | $ | 2,636 | | | $ | 873 | | | $ | 601 | | | $ | — | | | $ | 11,324 | |
| 财产、厂房和设备(净额)(B) | 9,937 | | | 4,042 | | | 1,065 | | | 46 | | | 8 | | | 15,098 | |
| 2021 | | | | | | | | | | | |
| 销售和其他营业收入 | $ | 5,378 | | | $ | 754 | | | $ | 738 | | | $ | 603 | | | $ | — | | | $ | 7,473 | |
(a)其他包括我们在利比亚(2022年11月出售)、丹麦(2021年8月出售)、苏里南和加拿大的权益。
(b)2023年美国的房地产、厂房和设备包括$7,3252000万美元(2022年：美元6,764(百万美元)可归因于E&P部门和美元3,229百万美元(2022年：美元3,173百万美元)归因于中游业务.
19. 金融风险管理活动
在我们的正常业务过程中，我们面临与原油和天然气价格变化以及利率和外币价值变化相关的大宗商品风险。在随后的披露中，企业财务风险管理活动指的是通过对冲活动缓解这些风险。*我们在首席风险官的指导下，为我们的所有财务风险管理活动维持一个控制环境。*我们的财政部负责使用类似的控制和流程来管理外汇汇率和利率对冲计划。董事会审计委员会每年都会审查这些对冲策略。
企业财务风险管理活动：金融风险管理活动包括旨在降低我们生产的原油或天然气的销售价格风险或减少我们对外币或利率变动的敞口的交易。通常，可以使用期货、掉期或期权策略来确定部分原油或天然气生产的远期销售价格，或建立底价或带有下限和上限价格的区间。远期合约或掉期也可能用于购买我们开展业务的某些货币，目的是减少对外币波动的风险敞口。这些远期合约与英镑和马来西亚林吉特有关。利率互换可能被用来将某些长期债务的利息支付从固定利率转换为浮动利率。
未偿还金融风险管理衍生工具合约的名义金额如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| | | |
| 外汇远期和掉期 | $ | 226 | | | $ | 177 | |
| 利率互换 | $ | 100 | | | $ | 100 | |
下表反映了风险管理衍生工具的毛值和净公允价值：
| | | | | | | | | | | |
| | 资产 | | 负债 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 2023年12月31日 | | | |
| 被指定为对冲工具的衍生品合约： | | | |
| 利率互换 | $ | — | | | $ | (2) | |
| 指定为对冲工具的衍生工具合约总额 | — | | | (2) | |
| 未被指定为对冲工具的衍生品合约： | | | |
| 外汇远期和掉期 | — | | | (6) | |
| 未被指定为对冲工具的衍生品合约总额 | — | | | (6) | |
| 衍生工具合约的公允价值总额 | — | | | (8) | |
| 综合资产负债表中的毛额抵销 | — | | | — | |
| 综合资产负债表中列报的净额 | $ | — | | | $ | (8) | |
| | | |
| 2022年12月31日 | | | |
| 被指定为对冲工具的衍生品合约： | | | |
| | | |
| | | |
| 利率互换 | — | | | (4) | |
| 指定为对冲工具的衍生工具合约总额 | — | | | (4) | |
| 未被指定为对冲工具的衍生品合约： | | | |
| 外汇远期和掉期 | — | | | (2) | |
| 未被指定为对冲工具的衍生品合约总额 | — | | | (2) | |
| 衍生工具合约的公允价值总额 | — | | | (6) | |
| 综合资产负债表中的毛额抵销 | — | | | — | |
| 综合资产负债表中列报的净额 | $ | — | | | $ | (6) | |
在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，我们的利率互换的公允价值在应计负债和其他负债和递延信贷，分别在我们的合并资产负债表。我们的外汇远期和掉期的公允价值列于应计负债在我们的合并资产负债表。上表中的所有公允价值均基于第二级投入。
原油价格对冲合约 减少销售和其他营业收入按$1902023年为百万美元(2022年：减少#美元585百万美元；2021年：减少$243百万)。利率互换的公允价值变动为增加#美元。22023年为百万美元(2022年：美元6减少百万美元；2021年：美元3百万人减少) 并对对冲的固定利率债务的账面价值进行相应调整。我们确认净汇兑收益为#美元。42023年为2000万美元(2022年：美元16亏损2.5亿美元；2021年：美元3(亏损100万美元)。抵消这些外汇净收益的是我们的外汇衍生品合约净亏损#美元，这些合约没有被指定为套期保值。22023年为百万美元(2022年：美元14百万美元收益；2021年：美元1百万美元收益)。外汇损益，以及外汇衍生工具合约的损益，记录于其他，净额在综合收益表.
信用风险：我们面临的信用风险有时可能集中在某些交易对手、交易对手集团或客户身上。应收账款来自不同的国内和国际客户基础。截至2023年12月31日，我们的应收账款集中在以下交易对手行业细分市场：综合公司40%，独立E&P公司37%，炼油和营销公司12%，包括存储和运输公司4%，国有石油公司1%，以及其他6在适用的情况下，我们通过使用主要的净额结算安排和要求抵押品(通常是现金或信用证)来降低与某些交易对手相关的风险。
截至2023年12月31日，我们的未偿还信用证总额为$88百万美元(2022年：美元83百万)。
公允价值计量：截至2023年12月31日，我们的长期债务总额主要由固定利率债务工具组成，账面价值为#美元。8,613百万美元，公允价值为$9,006我们也有短期金融工具，主要是现金等价物、应收账款和应付账款，其账面价值在2023年12月31日和2022年12月31日接近公允价值。
20.举办后续活动
2024年2月，Hess Midstream LP完成了承销的公开股票发行11.5GIP的一家附属公司持有1.2亿股Hess Midstream LP A类股票。赫斯没有从这笔交易中获得任何收益。本次交易生效后，Hess Midstream LP的A类股公众股东拥有约35%，GIP拥有大约27%，而Hess拥有大约38%的合并实体作为交换的基础上。
Hess公司及其合并子公司
补充石油和天然气数据(未经审计)
这个补充油气数据以下是根据ASC第932条提出的，石油和天然气生产活动的披露，并包括(1)与石油和天然气生产活动有关的已发生成本、资本化成本和经营结果，(2)已探明石油和天然气储量净额，以及(3)与已探明石油和天然气储量相关的未来现金流量折现净额的标准化计量，包括对其中的变化进行对账。
石油和天然气生产活动中发生的成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 总计 | | 美联航
州政府 | | 圭亚那 | | 马来西亚和JDA | | 其他(A) |
| | | | | | | | | | |
| | | (单位：百万) |
| 2023 | | | | | | | | | | |
| 物业收购 | | | | | | | | | | |
| 未经证实 | | $ | 8 | | | $ | 8 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 证明了 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 探索 | | 484 | | | 167 | | | 271 | | | 5 | | | 41 | |
| 生产和开发资本支出(B)(C) | | 3,885 | | | 1,424 | | | 2,258 | | | 203 | | | — | |
| 2022 | | | | | | | | | | |
| 物业收购 | | | | | | | | | | |
| 未经证实 | | $ | 1 | | | $ | 1 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 证明了 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 探索 | | 489 | | | 158 | | | 259 | | | 11 | | | 61 | |
| 生产和开发资本支出(B) | | 2,449 | | | 970 | | | 1,167 | | | 303 | | | 9 | |
| 2021 | | | | | | | | | | |
| 物业收购 | | | | | | | | | | |
| 未经证实 | | $ | 24 | | | $ | 4 | | | $ | 20 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 证明了 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 探索 | | 368 | | | 92 | | | 250 | | | 7 | | | 19 | |
| 生产和开发资本支出(B)(C) | | 1,645 | | | 653 | | | 820 | | | 157 | | | 15 | |
(a)其他包括我们在利比亚(2022年11月出售)、丹麦(2021年8月出售)、苏里南和加拿大的权益。
(b)包括2023年净应计项目和资产报废债务订正增加2.01亿美元(2022年：增加2.18亿美元；2021年：增加2.08亿美元)。
(c)美国资产报废债务的应计净额不包括2023年与我们以前在墨西哥湾West Delta油田的权益有关的费用8200万美元(2021年：1.47亿美元)，我们于2004年将其出售给Fieldwood的前身。见合并财务报表附注中的附注8，资产报废负债。
与石油和天然气生产活动有关的资本化成本
| | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | |
| | (单位：百万) |
| 未证明的性质 | $ | 103 | | | $ | 149 | |
| 已证明的性质 | 2,660 | | | 2,660 | |
| 油井、设备和相关设施 | 29,159 | | | 25,182 | |
| 总成本 | 31,922 | | | 27,991 | |
| 减去：折旧、损耗、摊销和租赁减值准备金 | 17,726 | | | 16,074 | |
| 净资本化成本 | $ | 14,196 | | | $ | 11,917 | |
石油和天然气生产活动的经营成果
以下显示的经营业绩不包括非石油和天然气生产活动，主要是石油和天然气资产销售的收益(亏损)、从第三方购买的原油、液化天然气和天然气的销售、利息支出和营业外收入。来自净产量的收入包括原油对冲结果，并扣除未使用的承诺运输能力的付款。因此，这些结果的基础不同于管理层在《财务状况和经营结果的讨论和分析》中报告的E&P业务的净收益(亏损)。注18，细分市场信息在合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 总计 | | 美联航
州政府 | | 圭亚那(A) | | 马来西亚和JDA | | 其他(B) |
| | | | | | | | | | |
| | | (单位：百万) |
| 2023 | | | | | | | | | | |
| 净生产量收入 | | $ | 7,761 | | | $ | 3,462 | | | $ | 3,374 | | | $ | 925 | | | $ | — | |
| 成本和开支 | | | | | | | | | | |
| 营运成本及开支 | | 1,479 | | | 901 | | | 402 | | | 176 | | | — | |
| 生产税和遣散费税 | | 216 | | | 206 | | | — | | | 10 | | | — | |
| 中游关税 | | 1,245 | | | 1,245 | | | — | | | — | | | — | |
| 勘探费用，包括干井和租约减值 | | 317 | | | 170 | | | 97 | | | 1 | | | 49 | |
| 一般和行政费用 | | 254 | | | 213 | | | 26 | | | 15 | | | — | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 1,852 | | | 904 | | | 526 | | | 422 | | | — | |
| 减损及其他 | | 82 | | | 82 | | | — | | | — | | | — | |
| 总成本和费用 | | 5,445 | | | 3,721 | | | 1,051 | | | 624 | | | 49 | |
| 所得税前经营业绩 | | 2,316 | | | (259) | | | 2,323 | | | 301 | | | (49) | |
| 所得税拨备(福利) | | 696 | | | — | | | 628 | | | 67 | | | 1 | |
| 经营成果 | | $ | 1,620 | | | $ | (259) | | | $ | 1,695 | | | $ | 234 | | | $ | (50) | |
| | | | | | | | | | |
| 2022 | | | | | | | | | | |
| 净生产量收入 | | $ | 7,976 | | | $ | 4,076 | | | $ | 2,538 | | | $ | 873 | | | $ | 489 | |
| 成本和开支 | | | | | | | | | | |
| 营运成本及开支 | | 1,186 | | | 706 | | | 320 | | | 143 | | | 17 | |
| 生产税和遣散费税 | | 255 | | | 242 | | | — | | | 13 | | | — | |
| 中游关税 | | 1,193 | | | 1,193 | | | — | | | — | | | — | |
| 勘探费用，包括干井和租约减值 | | 208 | | | 122 | | | 63 | | | 4 | | | 19 | |
| 一般和行政费用 | | 224 | | | 189 | | | 18 | | | 16 | | | 1 | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 1,520 | | | 810 | | | 394 | | | 297 | | | 19 | |
| 减损及其他 | | 54 | | | 54 | | | — | | | — | | | — | |
| 总成本和费用 | | 4,640 | | | 3,316 | | | 795 | | | 473 | | | 56 | |
| 所得税前经营业绩 | | 3,336 | | | 760 | | | 1,743 | | | 400 | | | 433 | |
| 所得税拨备(福利) | | 991 | | | — | | | 514 | | | 32 | | | 445 | |
| 经营成果 | | $ | 2,345 | | | $ | 760 | | | $ | 1,229 | | | $ | 368 | | | $ | (12) | |
| | | | | | | | | | |
| 2021 | | | | | | | | | | |
| 净生产量收入 | | $ | 5,621 | | | $ | 3,638 | | | $ | 738 | | | $ | 738 | | | $ | 507 | |
| 成本和开支 | | | | | | | | | | |
| 营运成本及开支(C) | | 1,073 | | | 718 | | | 196 | | | 106 | | | 53 | |
| 生产税和遣散费税 | | 172 | | | 166 | | | — | | | 6 | | | — | |
| 中游关税 | | 1,094 | | | 1,094 | | | — | | | — | | | — | |
| 勘探费用，包括干井和租约减值 | | 162 | | | 102 | | | 35 | | | 7 | | | 18 | |
| 一般和行政费用 | | 191 | | | 162 | | | 12 | | | 11 | | | 6 | |
| 折旧、损耗和摊销(C) | | 1,426 | | | 1,085 | | | 109 | | | 205 | | | 27 | |
| 减损及其他 | | 147 | | | 147 | | | — | | | — | | | — | |
| 总成本和费用 | | 4,265 | | | 3,474 | | | 352 | | | 335 | | | 104 | |
| 所得税前经营业绩 | | 1,356 | | | 164 | | | 386 | | | 403 | | | 403 | |
| 所得税拨备(福利) | | 534 | | | — | | | 119 | | | 31 | | | 384 | |
| 经营成果 | | $ | 822 | | | $ | 164 | | | $ | 267 | | | $ | 372 | | | $ | 19 | |
(a)Liza一期于2019年12月开始生产，Liza二期于2022年2月开始生产，Payara于2023年11月开始生产。运营成本和支出还包括运营商为未来开发阶段而支付的开发前成本和Hess内部成本。
(b)其他包括我们在利比亚(2022年11月出售)、丹麦(2021年8月出售)、苏里南和加拿大的权益。
(c)在美国，运营成本和支出以及折旧、损耗和摊销分别包括1.08亿美元和6500万美元，这与2020年12月31日储存在两个VLCC上的420万桶原油的成本有关，这两个VLCC于2021年出售。
已探明油气储量
我们已探明的石油和天然气储量是根据美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)的规定和财务会计准则委员会的要求来计算的。已探明的石油和天然气储量是指通过对地学和工程数据的分析，在现有经济条件、运营方法和政府法规的情况下，可以合理确定地估计从已知油气藏进行经济开采的数量。我们估计液态烃和天然气的净可采数量是由我们内部的地学和油藏工程专业人员团队执行的一个高度技术性的过程。我们的储量估计是利用适当的地质、石油工程、和评价原则和技术，符合石油工程师学会在题为《石油和天然气储量信息估计和审计标准(截至2019年6月25日修订)》的出版物中提出的普遍认可的做法。在分析每个储集层时使用的方法或方法的组合基于储集层的成熟度、评估时可用地下数据的完整性、储集层开发阶段和生产历史。使用的地下数据包括测井、储集层岩心和流体样本、生产和压力测试、静态和动态压力信息以及储集层监测。在适用的情况下，可以使用可靠的技术进行储量估计，这一点在《美国证券交易委员会》规定中有所规定。这些技术，包括计算方法，必须经过现场测试和论证，才能在被评估的地层或类似的地层中提供具有一致性和重复性的合理确定的结果。在某些情况下，酌情使用经验和分析方法，并结合模拟数据。利用油藏模拟、地质建模和地震处理等分析手段对地下资料进行了解释。这些技术被用来提高储量估计的质量和信心。
为了将储量归类为已探明储量，必须获得任何所需的政府批准，并且根据项目的成本，高级管理层或董事会必须承诺为开发项目提供资金。我们的已探明储量会受到某些风险和不确定因素的影响，我们将在第一部分， 第1A项。风险因素此表格的10-K
内部控制
该公司对其石油和天然气储量评估过程进行内部控制，这些过程由我们的全球储量小组和我们的首席财务官管理。储量估算由直接从事石油和天然气资产工作的技术人员使用行业标准储量估算原则、定义和方法编制。*每年，公司资产的储量估算都要接受内部技术审计和审查。*此外，独立的第三方储量工程师审查和审计公司报告储量的很大一部分(见第94至99页)。储量估算由高级管理层和董事会审查。
资格
在2023年底期间，主要负责监督该公司石油和天然气储备准备工作的是董事全球储备。他是石油工程师协会的成员，在石油和天然气行业拥有20多年的经验，拥有石油工程硕士学位。他的经验主要集中在国内和国际地区的石油和天然气地下了解和储量估计方面。他还负责公司的全球储量小组，该小组是一个内部组织，负责制定在运营单位内用于估计储量和执行内部技术储量审计和审查的政策和流程。
储备审计
我们委聘咨询公司DeGolyer and MacNaughton（D&M）对若干油田内部编制的储量估计进行审计，按每桶油当量基准计算，该等估计合共约占二零二三年年终呈报储量的89%（二零二二年：89%）。 本次审计的目的是为内部准备的储备估计的合理性和遵守SEC法规提供额外的保证。 D&M于2024年2月7日发布的关于公司估计石油和天然气储量的报告是使用石油行业公认的标准地质和工程方法编制的。 D&M是一家独立的石油工程咨询公司，70多年来一直在世界各地提供石油咨询服务。 D&M关于公司2023年12月31日石油和天然气储量的信函报告作为本表格10-K的一个附件。 虽然D&M报告应全文阅读，但该报告的结论是，就D&M审阅的物业而言，由Hess编制并由D&M独立评估的总探明储量净额估计，按每桶石油当量基准计算，与总经审核探明储量净额相差约1. 3%（二零二二年：约2. 6%）。 除其他资料外，该报告还包括主要负责监督储备审计的技术人员的资格。
原油价格用于估算探明储量
已探明储量的计算方法是根据12月31日之前12个月的平均价格来计算的，该价格是该年内每个月的月初价格的未加权算术平均值，除非合同协议定义了价格，但不包括基于未来条件的价格上涨。截至2023年12月31日，用于确定已探明储量的原油价格：WTI为每桶78.10美元(2022年：94.13美元；2021年：每桶66.34美元)，布伦特原油(2022年：每桶82.51美元：
2023年纽约商品交易所(NYMEX)使用的天然气价格为每立方米2.75美元(2022年：6.44美元；2021年：3.68美元)。
截至2023年12月31日，西德克萨斯中质原油现货价格收于每桶71.65美元，布伦特原油价格收于每桶77.59美元。如果2024年原油价格低于确定2023年已探明储量的水平，我们可能会承认对2024年12月31日已探明未开发储量的负面修正。此外，我们可能会认识到已探明已开发储量的负面修正，由于运营成本结构的不同，不同资产的已探明已开发储量可能存在显著差异。相反，2024年价格上涨高于2023年已探明储量的涨幅，可能会导致对12月31日已探明已开发储量和已探明未开发储量的正面修正。2024年：由于许多目前未知的因素，很难估计2024年12月31日任何潜在的已探明储量净负或正变化的幅度，包括2024年原油价格、已探明储量的任何新增数量、与2024年油藏动态有关的已探明储量的正或负修正、行业成本将随着2024年原油价格变化的水平，以及截至2024年12月31日管理层开发已探明未开发储量的计划.
以下是该公司的已探明储量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油和凝析油 | | 天然气液体 |
| | 美联航
州政府 | | 圭亚那 | | 马来西亚和
JDA | | 其他(A) | | 总计 | | 美联航
州政府 | | 总计 |
| | | | | | | | | | | | | |
| | (百万bbls) | | (百万bbls) |
| 净探明储量 | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年1月1日 | 401 | | 204 | | 6 | | 134 | | 745 | | 162 | | 162 |
| 对先前估计数的修订 | 16 | | 3 | | — | | — | | 19 | | 23 | | 23 |
| 扩展、发现和其他添加 | 161 | | 9 | | — | | 1 | | 171 | | 73 | | 73 |
| | | | | | | | | | | | | |
| 矿产品销售到位 | (40) | | — | | — | | (27) | | (67) | | (6) | | (6) |
| 生产 | (40) | | (11) | | (1) | | (8) | | (60) | | (19) | | (19) |
| 2021年12月31日 | 498 | | 205 | | 5 | | 100 | | 808 | | 233 | | 233 |
| 对先前估计数的修订 | (35) | | 4 | | (1) | | (1) | | (33) | | 10 | | 10 |
| 扩展、发现和其他添加 | 55 | | 100 | | — | | — | | 155 | | 22 | | 22 |
| | | | | | | | | | | | | |
| 矿产品销售到位 | — | | — | | — | | (93) | | (93) | | — | | — |
| 生产 | (35) | | (29) | | (1) | | (6) | | (71) | | (20) | | (20) |
| 2022年12月31日 | 483 | | 280 | | 3 | | — | | 766 | | 245 | | 245 |
| 对先前估计数的修订 | (19) | | 71 | | 1 | | — | | 53 | | 26 | | 26 |
| 扩展、发现和其他添加 | 43 | | 78 | | 1 | | — | | 122 | | 16 | | 16 |
| | | | | | | | | | | | | |
| 矿产品销售到位 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — |
| 生产 | (38) | | (42) | | (2) | | — | | (82) | | (25) | | (25) |
| 2023年12月31日 | 469 | | 387 | | 3 | | — | | 859 | | 262 | | 262 |
| | | | | | | | | | | | | |
| 净探明开发储量 | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年1月1日 | 282 | | 72 | | 4 | | 134 | | 492 | | 120 | | 120 |
| 2021年12月31日 | 283 | | 65 | | 3 | | 100 | | 451 | | 138 | | 138 |
| 2022年12月31日 | 277 | | 116 | | 3 | | — | | 396 | | 156 | | 156 |
| 2023年12月31日 | 265 | | 201 | | 3 | | — | | 469 | | 173 | | 173 |
| | | | | | | | | | | | | |
| 净探明未开发储量 | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年1月1日 | 119 | | 132 | | 2 | | — | | 253 | | 42 | | 42 |
| 2021年12月31日 | 215 | | 140 | | 2 | | — | | 357 | | 95 | | 95 |
| 2022年12月31日 | 206 | | 164 | | — | | — | | 370 | | 89 | | 89 |
| 2023年12月31日 | 204 | | 186 | | — | | — | | 390 | | 89 | | 89 |
(a)其他包括我们在利比亚(2022年11月出售)和丹麦(2021年8月出售)的权益。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 天然气 | | 总计 |
| | 美联航
州政府 | | 圭亚那(B) | | 马来西亚和
JDA | | 其他(C) | | 总计 | | 美联航
州政府 | | 圭亚那 | | 马来西亚和
JDA | | 其他(C) | | 总计 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | (百万Mcf) | | (百万boe) |
| 净探明储量 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年1月1日 | 653 | | 83 | | 675 | | 165 | | 1,576 | | 672 | | 218 | | 118 | | 162 | | 1,170 |
| 对先前估计数的修订 | 138 | | (33) | | (42) | | — | | 63 | | 62 | | (3) | | (6) | | — | | 53 |
| 扩展、发现和其他添加 | 282 | | — | | 27 | | — | | 309 | | 281 | | 9 | | 4 | | 1 | | 295 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 矿产品销售到位 | (44) | | — | | — | | (63) | | (107) | | (53) | | — | | — | | (38) | | (91) |
| 制作(A) | (94) | | (2) | | (135) | | (4) | | (235) | | (75) | | (11) | | (23) | | (9) | | (118) |
| 2021年12月31日(D) | 935 | | 48 | | 525 | | 98 | | 1,606 | | 887 | | 213 | | 93 | | 116 | | 1,309 |
| 对先前估计数的修订 | 57 | | 17 | | (15) | | (1) | | 58 | | (16) | | 7 | | (3) | | (1) | | (13) |
| 扩展、发现和其他添加 | 92 | | 29 | | 1 | | — | | 122 | | 92 | | 105 | | — | | — | | 197 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 矿产品销售到位 | — | | — | | — | | (94) | | (94) | | — | | — | | — | | (109) | | (109) |
| 制作(A) | (80) | | (3) | | (136) | | (3) | | (222) | | (68) | | (30) | | (24) | | (6) | | (128) |
| 2022年12月31日(D) | 1,004 | | 91 | | 375 | | — | | 1,470 | | 895 | | 295 | | 66 | | — | | 1,256 |
| 对先前估计数的修订 | 16 | | 18 | | 41 | | — | | 75 | | 10 | | 74 | | 8 | | — | | 92 |
| 扩展、发现和其他添加 | 65 | | 81 | | 38 | | — | | 184 | | 70 | | 92 | | 7 | | — | | 169 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 矿产品销售到位 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — |
| 制作(A) | (93) | | (5) | | (139) | | — | | (237) | | (79) | | (43) | | (25) | | — | | (147) |
| 于二零二三年十二月三十一日： | 992 | | 185 | | 315 | | — | | 1,492 | | 896 | | 418 | | 56 | | — | | 1,370 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净探明开发储量 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年1月1日 | 490 | | 36 | | 543 | | 165 | | 1,234 | | 484 | | 78 | | 94 | | 162 | | 818 |
| 2021年12月31日 | 568 | | 17 | | 394 | | 98 | | 1,077 | | 516 | | 68 | | 69 | | 116 | | 769 |
| 2022年12月31日 | 648 | | 37 | | 304 | | — | | 989 | | 541 | | 122 | | 54 | | — | | 717 |
| 2023年12月31日 | 656 | | 71 | | 288 | | — | | 1,015 | | 547 | | 213 | | 51 | | — | | 811 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 净探明未开发储量 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年1月1日 | 163 | | 47 | | 132 | | — | | 342 | | 188 | | 140 | | 24 | | — | | 352 |
| 2021年12月31日 | 367 | | 31 | | 131 | | — | | 529 | | 371 | | 145 | | 24 | | — | | 540 |
| 2022年12月31日 | 356 | | 54 | | 71 | | — | | 481 | | 354 | | 173 | | 12 | | — | | 539 |
| 2023年12月31日 | 336 | | 114 | | 27 | | — | | 477 | | 349 | | 205 | | 5 | | — | | 559 |
(a)2023年的天然气产量包括1700万mcf用于燃料（2022年：1400万mcf; 2021年：1900万mcf）。
(b)截至2023年12月31日，圭亚那天然气储量反映了Liza油田出售的天然气，以供应圭亚那政府建造和运营的300兆瓦陆上发电厂，以及将用于燃料的天然气。 圭亚那于二零二二年及二零二一年十二月三十一日的天然气储量反映将用作燃料的天然气。
(c)其他包括我们在利比亚(2022年11月出售)和丹麦(2021年8月出售)的权益。
(d)于二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日，将用作燃料的天然气占已探明总储量（按桶油当量基准计算）少于3%。
扩展、发现和其他增加（“增加”）
2023总新增量为1.69亿桶油当量，其中1500万桶油当量（500万桶原油，200万桶NGL和4800万mcf天然气）与已探明的已开发储量有关。 探明已开发储量的增加主要是由于在北达科他州和北马来盆地、马来西亚半岛近海的巴肯页岩区的钻探活动。 已探明的未开发储量增加了1.54亿桶油当量（1.17亿桶原油、1400万桶天然气和1.36亿百万立方英尺天然气），详见第98页。
2022总新增量为1.97亿桶油当量，其中1400万桶油当量（900万桶原油，300万桶NGL和1400万mcf天然气）与已探明的已开发储量有关。 已探明开发储量的增加主要来自北达科他州巴肯页岩区和圭亚那近海Stabroek区块的钻探活动。已探明的未开发储量增加了1.83亿桶油当量（1.46亿桶原油、1900万桶天然气和1.08亿立方英尺天然气），详见第98页。
2021: 总新增量为2.95亿桶油当量，其中2500万桶油当量（1400万桶原油，700万桶NGL和2400万mcf天然气）与已探明的已开发储量有关。 探明已开发储量的增加主要来自北达科他州巴肯页岩区的钻探活动。 新增探明未开发储量270
百万桶油当量（1.57亿桶原油，6600万桶NGL和2.85亿百万立方英尺天然气），并在第98页进一步详细讨论。
对先前估计数的修订
2023: *对以前已探明储量估计的总修正净增9200万boe，其中对已探明开发储量的修正净增8000万boe(4500万桶原油、2400万桶NGL和6400万mcf天然气)。在美国，Bakken对已探明开发储量的净正修正为1300万boe，包括1900万boe的正修正和600万boe的负价格修正。正面修订主要是由于天然气产量估计增加所带动的业绩，部分被石油产量减少所抵销，包括更新的收缩和产量因数(55%)，以及额外天然气产量的捕获(45%)。在圭亚那，对已探明开发储量6600万boe的净正修订主要与Liza油田有关，这是由于注水(60%)、油井动态(30%)和其他积极修订(10%)提高了采收率，主要是天然气消费量增加。与已探明的未开发储量相关的修订将在第98页进一步详细讨论。
2022: 对先前已探明储量估计的修订总额为净减少1,300万桶，其中经修订的已探明开发储量净增加2,000万桶(2,000万桶天然气和8,200万立方米天然气被减少1,400万桶原油所抵销)。在美国，Bakken对已探明已开发储量的净正修正为1700万boe，涉及额外的天然气产量(50%)，主要是由于天然气产量估计增加(30%)以及大宗商品价格上涨(20%)部分抵消了天然气产量估计的增加。在圭亚那，对已探明已开发储量的净正修订总计200万boe，这是由于基于业绩的采收率增加和其他积极修订(700万boe)，部分抵消了大宗商品价格上涨对产量分享合同中的应得分配的影响(500万boe)。与已探明的未开发储量相关的修订将在第98页进一步详细讨论。
2021: 对先前已探明储量估计的修订合共净增5,300万boe，其中经修订的已探明开发储量合共增加7,300万boe(3,100万桶原油、2,700万桶NGL及8,800万mcf天然气)。在美国，Bakken对已探明开发储量的净正修订为6,800万boe，原因是大宗商品价格上升(3,900万boe)及油井产能改善(3,200万boe)，但其他300万boe的负修订则部分抵销。在墨西哥湾，已探明已开发储量的正面修正为1000万boe，其中包括500万boe的正面价格修正和500万boe的其他修正，主要改善了油井性能。于马来西亚及JDA，已探明已开发储量的净负修订为600万boe，原因是大宗商品价格上升对JDA的产量分成合约中的权益分配(50%)及北马来盆地及JDA的表现(50%)产生影响。与已探明的未开发储量相关的修订将在第98页进一步详细讨论。
原地矿产销售(“资产销售”)
2022: 资产出售与剥离我们在利比亚Waha特许权的工作权益有关。
2021: 资产出售涉及剥离我们在丹麦的工作权益以及我们在巴肯小刀和墨菲溪地区的面积权益。
已探明未开发储量
以下是该公司已探明的未开发储量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美联航
州政府 | | 圭亚那 | | 马来西亚和
JDA | | | | 总计 |
| | | | | | | | | |
| | (百万boe) |
| 净探明未开发储量 | | | | | | | | | |
| 2021年1月1日 | 188 | | 140 | | 24 | | | | 352 |
| 对先前估计数的修订 | (16) | | (4) | | — | | | | (20) |
| 扩展、发现和其他添加 | 257 | | 9 | | 4 | | | | 270 |
| 转入已探明开发储量 | (19) | | — | | (4) | | | | (23) |
| 矿产品销售到位 | (39) | | — | | — | | | | (39) |
| 2021年12月31日 | 371 | | 145 | | 24 | | | | 540 |
| 对先前估计数的修订 | (35) | | 5 | | (3) | | | | (33) |
| 扩展、发现和其他添加 | 81 | | 102 | | — | | | | 183 |
| 转入已探明开发储量 | (63) | | (79) | | (9) | | | | (151) |
| 2022年12月31日 | 354 | | 173 | | 12 | | | | 539 |
| 对先前估计数的修订 | (1) | | 8 | | 5 | | | | 12 |
| 扩展、发现和其他添加 | 61 | | 92 | | 1 | | | | 154 |
| 转入已探明开发储量 | (65) | | (68) | | (13) | | | | (146) |
| | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | 349 | | 205 | | 5 | | | | 559 |
扩展、发现和其他增加（“增加”）
2023: 在美国，计划在未来五年内钻探的新井在北达科他州巴肯页岩区增加了6100万桶油当量。 在圭亚那，由于批准了Uaru油田开发（6300万桶油当量），扩大了Yellowtail和Payara油田的探明面积（1900万桶油当量）以及批准了天然气能源项目（1000万桶油当量），增加了9200万桶油当量。
2022: 在美国，北达科他州巴肯页岩区计划在未来五年内钻探的新井增加了7900万桶油当量。 在圭亚那，由于批准了Yellowtail油田开发（9400万桶油当量）和Payara油田探明面积的扩大（800万桶油当量），增加了1.02亿桶油当量。
2021: 在美国，来自北达科他州巴肯页岩区的新增量为2.57亿桶油当量，这是由于经济状况改善、计划增加钻井活动和开发计划优化导致的额外未开发井位置。 在圭亚那，增加900万桶油当量与Liza二期油气接触面加深有关。 在马来西亚和JDA，增加是由于额外的计划钻井。
对先前估计数的修订
2023: 在美国，100万桶油当量的净负储备修正主要来自巴肯，其中包括与五年开发计划之外的油井有关的1200万桶油当量的净减少，部分被主要与业绩和所有权权益更新有关的1100万桶油当量的净正修正所抵消。 在圭亚那，净储备修正为800万桶油当量，主要是由于原油价格下跌对产量分成合同中的权利分配产生影响。 在马来西亚和JDA，500万桶油当量的净正修正主要与纳入最新钻探结果有关。
2022: 在美国，3500万桶油当量的净负储备修正主要来自巴肯，其中包括与五年开发计划之外的油井有关的2600万桶油当量的净减少，以及主要与业绩和所有权权益更新有关的900万桶油当量的其他负修正。 在圭亚那，净正储备修正为500万桶油当量，其中包括净增加1 300万桶油当量，主要是由于根据业绩提高采收率，部分被与原油价格上涨对产量分成合同中的权利分配的影响有关的800万桶油当量的负修正所抵消。
2021: 在美国，1600万桶油当量的净负储量修正主要来自巴肯，其中包括8800万桶油当量的减少，主要与五年开发计划之外的油井有关，主要基于钻井位置的优化和其他800万桶油当量的净负修正，部分被与价格上涨有关的8000万桶油当量的正修正所抵消。 在圭亚那，储备净负修正为400万桶油当量，其中包括因原油价格上涨对生产分成合同中的权利分配产生影响而负修正的1 600万桶油当量，以及因消费天然气减少而负修正的300万桶油当量。 圭亚那的1500万桶油当量的正修正是由于与水和天然气注入有关的采收率提高。
转拨至已探明开发储量（“转拨”）
2023: 圭亚那已探明的未开发储量的转移总额为6800万boe，主要与2023年11月Payara油田开发启动生产(6100万boe)和钻探活动(700万boe)有关。在美国，Bakken的钻探活动导致了6500万boe的转移。2023年的移交与2022年12月31日用于确定已探明储量的开发计划一致，我们计划在未来继续在巴肯运营四个钻井平台。在马来西亚和JDA，钻探活动导致了1300万boe的转移。
2022: 圭亚那已探明的未开发储量的转移总额为7900万boe，主要与2022年2月Liza二期开发项目投产有关。在美国，由于钻探活动，巴肯地区的石油输入量为5900万桶，墨西哥湾的石油输入量为400万桶。2022年在美国的转移与2021年12月31日用于确定探明储量的开发计划是一致的。在巴肯，我们在2022年7月增加了第四个钻井平台，我们计划未来运营四个钻井平台。在马来西亚和JDA，900万boe的转移是钻探活动造成的y.
2021: 钻探活动产生的已探明未开发储量的转移包括巴肯地区的1900万桶和JDA的400万桶。2021年的转移与2020年12月31日用于确定探明储量的开发计划是一致的。
2023年，将已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量的资本支出为21.98亿美元(2022年：17.8亿美元；2021年：1.9亿美元)。
截至2023年12月31日，已探明储量超过五年未开发的项目总计400万boe，或不到总已探明储量的1%，主要与马来西亚半岛近海马来盆地北部的多阶段海上开发有关。
生产分成合同
该公司的已探明储量包括与政府或当局签订的与长期协议有关的原油和天然气储量，在这些协议中，公司拥有生产的合法权利或在生产中拥有收入利益。此外，公司在这些生产分享安排下的业务包括圭亚那、马来西亚和JDA。截至2023年12月31日止三个年度的已探明储量，以及于2023年、2022年及2021年从这些产量分享合约生产及接收的产量，载于第95页及第96页的已探明储量表内。由于产量分享合同价格变化的权利影响而进行的修订使2023年已探明储量增加了1000万boe(2022年：减少1400万boe；2021年：减少1700万boe)。
与探明油气储量相关的未来现金流量折现标准化计量
未来净现金流量的计算方法是，根据年终成本和现有经济假设，将用于确定年末储量估计数(根据合同安排提供的价格变化进行调整)的规定石油和天然气销售价格应用于已探明石油和天然气储量的估计未来产量，减去估计的未来开发成本(包括未来放弃支出)和未来生产成本。未来所得税支出的计算方法是将适当的年终法定税率应用于税前净现金流量。以及计入与该公司已探明石油和天然气储量相关的税收减免和税收抵免的影响。未来净现金流量按规定的10%进行贴现。
2023年用于贴现未来净现金流的价格为WTI每桶78.10美元(2022年：94.13美元；2021年：66.34美元)和布伦特原油每桶82.51美元(2022年：97.98美元；2021年：68.92美元)，不包括大宗商品对冲的影响。纽约商品交易所2023年使用的天然气价格为每mcf 2.75美元(2022年：6.44美元；2021年：3.68美元。石油销售价格过去曾大幅波动，未来也可能大幅波动。因此，披露未来净现金流时使用的销售价格可能不能代表未来的销售价格。贴现的未来净现金流量估计不包括勘探费用、利息费用或公司一般和行政费用。由于已探明储量的变化、实际税前现金流与历史时期预测的税前现金流的差异等因素，与该公司已探明石油和天然气储量有关的税收扣除、抵免和津贴的金额可能每年都会发生变化。以及与在公司所得税申报表中扣除标准化计量计算中未考虑的勘探费用、利息费用以及公司一般和行政费用有关的对年终结转税属性的影响。如果使用其他假设，未来的现金流量净额估计可能会有很大不同。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | | 总计 | | 美联航
州政府 | | 圭亚那 | | 马来西亚和
JDA | | 其他(A) |
| | | | | | | | | | |
| | | (单位：百万) |
| 2023 | | | | | | | | | | |
| 未来收入 | | $ | 68,167 | | | $ | 33,514 | | | $ | 32,691 | | | $ | 1,962 | | | $ | — | |
| 更少： | | | | | | | | | | |
| 未来生产成本 | | 20,607 | | | 14,083 | | | 5,750 | | | 774 | | | — | |
| 未来开发成本 | | 13,324 | | | 5,866 | | | 7,096 | | | 362 | | | — | |
| 未来所得税费用 | | 7,373 | | | 2,953 | | | 4,299 | | | 121 | | | — | |
| | 41,304 | | | 22,902 | | | 17,145 | | | 1,257 | | | — | |
| 未来净现金流 | | 26,863 | | | 10,612 | | | 15,546 | | | 705 | | | — | |
| 减：按年利率10%折扣 | | 12,130 | | | 6,254 | | | 5,817 | | | 59 | | | — | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | | $ | 14,733 | | | $ | 4,358 | | | $ | 9,729 | | | $ | 646 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | |
| 2022 | | | | | | | | | | |
| 未来收入 | | $ | 80,822 | | | $ | 50,373 | | | $ | 28,060 | | | $ | 2,389 | | | $ | — | |
| 更少： | | | | | | | | | | |
| 未来生产成本 | | 19,640 | | | 14,141 | | | 4,687 | | | 812 | | | — | |
| 未来开发成本 | | 11,088 | | | 5,186 | | | 5,430 | | | 472 | | | — | |
| 未来所得税费用 | | 11,795 | | | 7,308 | | | 4,307 | | | 180 | | | — | |
| | 42,523 | | | 26,635 | | | 14,424 | | | 1,464 | | | — | |
| 未来净现金流 | | 38,299 | | | 23,738 | | | 13,636 | | | 925 | | | — | |
| 减：按年利率10%折扣 | | 17,382 | | | 12,677 | | | 4,589 | | | 116 | | | — | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | | $ | 20,917 | | | $ | 11,061 | | | $ | 9,047 | | | $ | 809 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | |
| 2021 | | | | | | | | | | |
| 未来收入 | | $ | 55,788 | | | $ | 32,054 | | | $ | 13,940 | | | $ | 2,759 | | | $ | 7,035 | |
| 更少： | | | | | | | | | | |
| 未来生产成本 | | 15,553 | | | 11,246 | | | 3,043 | | | 910 | | | 354 | |
| 未来开发成本 | | 8,122 | | | 4,342 | | | 3,063 | | | 543 | | | 174 | |
| 未来所得税费用 | | 11,257 | | | 3,625 | | | 1,516 | | | 151 | | | 5,965 | |
| | 34,932 | | | 19,213 | | | 7,622 | | | 1,604 | | | 6,493 | |
| 未来净现金流 | | 20,856 | | | 12,841 | | | 6,318 | | | 1,155 | | | 542 | |
| 减：按年利率10%折扣 | | 9,603 | | | 7,073 | | | 2,091 | | | 193 | | | 246 | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | | $ | 11,253 | | | $ | 5,768 | | | $ | 4,227 | | | $ | 962 | | | $ | 296 | |
(a)其他包括我们在利比亚的权益(2022年11月出售)。
与探明油气储量相关的未来现金流量折现标准化计量的变化
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | |
| | | (单位：百万) |
| 1月1日贴现未来净现金流量的标准化计量 | | $ | 20,917 | | | $ | 11,253 | | | $ | 3,585 | |
| 年内的转变： | | | | | | |
| 年内生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | | (4,821) | | | (5,342) | | | (3,282) | |
| 年内产生的发展成本 | | 3,684 | | | 2,231 | | | 1,437 | |
| 价格和生产成本的净变动 | | (13,815) | | | 11,649 | | | 11,321 | |
| 估计未来发展费用的净变化 | | (2,039) | | | (2,156) | | | (1,695) | |
| 石油和天然气储量的扩展和发现(包括提高采收率)，相关成本较低 | | 3,202 | | | 5,655 | | | 2,419 | |
| 对以往油气储量估计的修正 | | 2,510 | | | (188) | | | 461 | |
| 所得税前的矿产净购买量(销售量) | | — | | | (3,099) | | | (196) | |
| 折扣的增加 | | 2,716 | | | 1,338 | | | 578 | |
| 所得税净变动 | | 2,425 | | | (450) | | | (3,477) | |
| 对未来生产和其他变化的速度或时间的修订 | | (46) | | | 26 | | | 102 | |
| 总计 | | (6,184) | | | 9,664 | | | 7,668 | |
| 12月31日贴现未来净现金流量的标准化计量 | | $ | 14,733 | | | $ | 20,917 | | | $ | 11,253 | |
第九项：与会计人员在会计和财务披露方面的变更和分歧
没有。
项目9A.管理控制和程序
根据他们对公司截至2023年12月31日的披露控制和程序(如交易法规则13a-15(E)和15d-15(E)中定义的)的评估，首席执行官John B.Hess和首席财务官John P.P.Rielly得出结论，这些披露控制和程序自2023年12月31日起有效。
在截至2023年12月31日的季度，规则13a-15或15d-15所要求的评估中确定的财务报告内部控制没有发生变化，这对财务报告的内部控制产生了重大影响，或有合理的可能对财务报告的内部控制产生重大影响。
管理层关于财务报告内部控制的报告和关于公司财务报告内部控制的认证报告载于项目8.财务报表和补充数据这份10-K表格的年度报告。
项目9B--其他资料
在截至2023年12月31日的三个月内，无我们的董事或高级管理人员(定义见交易法第16a-1(F)条)采用或终止了“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K法规第408(A)项中定义。
项目9C：披露妨碍检查的外国司法管辖区
不适用。
第III部
项目10. 董事、行政人员及企业管治
有关我们高管的信息，请参阅本年度报告的第一部分Form 10-K。本项目所需的其他信息通过参考本公司为2024年股东年会所作的最终委托书纳入本报告。
本公司已通过适用于本公司董事、高级管理人员(包括本公司主要行政人员及财务总监)及员工的《商业行为及道德守则》。*本《商业行为及道德守则》可于本公司的网站查阅。*如本公司修订或放弃本《商业行为及道德守则》中与S-K规例第406(B)项所列举的道德定义守则的任何元素有关的任何条文，我们打算在本公司的网站www.hess.com上披露。
项目11. 高管薪酬
与高管薪酬有关的信息通过参考公司2024年年度股东大会的最终委托书并入本文。
项目12. 某些受益所有人的担保所有权以及管理和相关股东事宜
与某些实益所有者和管理层的担保所有权有关的信息在此并入，参考本公司2024年股东年度会议的最终委托书。
请参阅中的股权薪酬计划第五项登记人普通股的市场、相关股东事项和发行人购买股权证券获取有关根据股权补偿计划授权发行的证券的信息。
第13项：建立某些关系和关联交易，以及董事独立性
与这一项目有关的信息通过参考本公司2024年年度股东大会的最终委托书并入本文。
第14项：主要会计费和服务
与这一项目有关的信息通过参考本公司2024年年度股东大会的最终委托书并入本文。
第IV部
项目15.所有展品、财务报表附表
(A)以下文件是本年报10-K表格的一部分：
一、二、财务报表及财务报表明细表
作为本年度报告10-K表的一部分提交的财务报表列于所附的财务报表索引和附表中。项目8.财务报表和补充数据.
美国证券交易委员会规则要求的、未包括在本年度报告的10-K表格中的所有其他财务报表明细表均被省略，原因是这些明细表不适用或所需信息包含在项目8.财务报表和补充数据.
3.展览的展品
根据表格10-K第15(B)项要求提交的展品列于随函提交的展品索引中，该展品索引通过引用并入本文。
| | | | | | | | |
2(1)† | | 2023年10月22日，雪佛龙公司、扬基合并子公司之间的合并协议和计划。和赫斯公司 |
3(1) | | 经重述的注册人注册证书，包括2006年5月3日的修订，通过引用注册人表格10-Q的附件3（1）纳入截至2006年6月30日的三个月。 |
3(2) | | 2013年5月22日的注册人注册证书修订证书，通过引用2013年5月22日提交的注册人表格8-K的附件3（1）合并。 |
3(3) | | 注册人注册证书修订证书，2014年5月12日生效，通过引用注册人于2014年5月13日提交的表格8-K的附件3（1）合并。 |
3(4) | | 注册人的8.00%系列A强制性可转换优先股的消除证明，通过引用注册人截至2019年12月31日的表格10-K的附件3（4）并入。 |
3(5) | | Hess Corporation的章程（2020年5月6日修订生效）通过引用注册人表格10-Q的附件3（1）纳入截至2020年3月31日的三个月。 |
3(6) | | Hess Corporation章程修正案（自2023年10月22日起生效），通过引用注册人于2023年10月23日提交的表格8-K的附件3（1）并入。 |
4(1) | | Hess Corporation、其附属公司、其贷款方与JPMorgan Chase Bank，N.A.于2022年7月14日订立的信贷协议，作为行政代理人，通过引用注册人于2022年7月15日提交的表格8-K的附件10（1）。 |
4(2) | | 注册人与大通曼哈顿银行（作为受托人）于1999年10月1日签订的契约，通过引用注册人表格10-Q的附件4（1）纳入截至1999年9月30日的三个月。 |
4(3) | | 第一份补充契约，日期为1999年10月1日，注册人与作为受托人的大通曼哈顿银行之间，关于注册人的73/8% 2009年到期的票据和77/8% 2029年到期的票据，通过引用注册人表格10-Q的附件4（2），截至1999年9月30日的三个月。 |
4(4) | | 2001年8月8日的招股说明书补充文件，对2001年7月27日的招股说明书进行补充，涉及注册人2004年到期的5.30%票据、2006年到期的5.90%票据、2011年到期的6.65%票据和2031年到期的7.30%票据，根据2001年8月9日修订的《1933年证券法》第424（b）（2）条规定，注册人提交的招股说明书作为参考。 |
4(5) | | 2002年2月28日发行的招股说明书补充文件，对2001年7月27日发行的招股说明书进行补充，涉及注册人2033年到期的7.125%票据，通过引用注册人根据1933年证券法（经修订）第424（b）（4）条于2002年3月1日提交的招股说明书。 |
4(6) | | 2006年3月1日，注册人与作为JP Morgan Chase Bank，N.A.继任者的纽约梅隆银行签订契约，作为受托人，包括注释格式，通过引用并入2006年3月1日提交的注册人表格S-3ASR的附件4。 |
4(7) | | 2040年到期的6.00%票据格式，通过引用注册人于2009年12月15日提交的表格8-K的附件4（1）合并。 |
4(8) | | 2041年到期的5.60%票据格式，通过引用注册人于2010年8月12日提交的表格8-K的附件4（1）合并。 |
4(9) | | 2024年到期的3.50%票据格式，通过引用注册人于2014年6月25日提交的表格8-K的附件4（3）合并。 |
4(10) | | 2027年到期的4.30%票据格式，通过引用注册人于2016年9月28日提交的表格8-K的附件4（1）合并。 |
| | | | | | | | |
4(11) | | 2047年到期的5.80%票据格式，通过引用注册人于2016年9月28日提交的表格8-K的附件4（2）合并。 |
4(12) | | 根据1934年《证券交易法》第12节登记的Hess公司证券描述，通过引用注册人表格10-K附件4(12)并入，截至2019年12月31日的年度。 定义注册人及其合并子公司长期债务持有人权利的其他文书不会提交，因为根据每个此类文书授权的证券总额不超过注册人及其子公司在合并基础上总资产的10%。注册人同意应要求向美国证券交易委员会提供定义注册人及其子公司长期债务持有人权利的任何文书的副本。 |
10(1)* | | 年度现金奖励计划说明，引用注册人于2023年3月1日提交的表格8-K第5.02项。 |
10(2)* | | 财务咨询计划说明参考注册人表格10-K附件10(6)并入，截至2004年12月31日的财政年度。 |
10(3)* | | Hess Corporation储蓄和股票分红计划，通过参考注册人10-K表格附件10(7)合并而成，截至2006年12月31日的财政年度。 |
10(4)* | | 登记人和John P.Rielly于2001年5月17日就Rielly先生参与Hess Corporation养老金恢复计划达成的函件协议，该协议通过引用注册人10-K表格附件10(18)在截至2002年12月31日的财政年度并入。 |
10(5)* | | 修订并重新修订了2008年长期激励计划，通过引用注册人于2015年5月12日提交的表格8-K的附件10(1)并入。 |
10(6)* | | 注册人2008年长期激励计划下的奖励表格，通过参考注册人截至2009年12月31日的财政年度注册人表格10-K附件10(14)并入。 |
10(7)* | | 修订及重订控制权变更终止利益协议表格，日期为二零零九年五月二十九日，以注册人截至二零零九年六月三十日止三个月的注册人表格10-Q附件10(1)并入。注册人与John B.Hess订立了一份大致相同的协议(只是签署人有所不同)。 |
10(8)* | | 注册人与John P.Rielly于二零零九年五月二十九日订立经修订及重订的控制权变更终止利益协议，该协议参考注册人截至二零零九年十二月三十一日止财政年度10-K表格附件10(17)而加入。注册人与其他行政人员(包括获提名的行政人员，Barbara Lowery-Yilmaz及John B.Hess除外)订立了实质相同的协议(仅签署人有所不同)。 |
10(9)* | | 注册人与Barbara Lowery-Yilmaz于二零一五年八月三日订立的控制权终止利益协议变更表格，该协议以注册人表格10-Q附件10(2)的方式合并，截至2021年6月30日止三个月。登记人和其他高级官员之间签订了基本上相同的协定(只是签署方不同)。 |
10(10)* | | 注册人与格雷戈里·P·希尔之间关于希尔先生的薪酬和其他雇用条款的协议，通过参考2009年1月7日提交的注册人表格8-K第5.02项并入。 |
10(11)* | | 注册人和Timothy B.Goodell之间关于Goodell先生的薪酬和其他雇用条件的协议，通过参考注册人截至2009年12月31日的财政年度10-K表格附件10(20)并入。 |
10(12)* | | 注册人递延补偿计划，日期为1999年12月1日，以引用注册人表格10-K附件10(16)的方式并入，截至1999年12月31日的财政年度。 |
10(13)* | | Hess Corporation 2017长期激励计划，通过引用注册人于2017年6月13日提交的8-K表格附件10(1)并入。 |
10(14)* | | 参考注册人表格10-Q附件10(1)纳入的2017年长期激励计划下截至2020年3月31日止三个月的限制性股票奖励协议表格。 |
10(15)* | | 参考注册人表格10-Q附件10(2)并入的2017年长期激励计划下截至2020年3月31日止三个月的股票期权奖励协议表格。 |
10(16)* | | 参考注册人表格10-Q的附件10(1)并入的2017年长期激励计划下的2021年业绩奖励协议表格，截至2021年3月31日的三个月。 |
10(17)* | | Hess Corporation 2017长期激励计划的第1号修正案，引用注册人表格8-K的附件10(1)，于2021年6月3日提交。 |
10(18)* | | 参考注册人表格10-Q附件10(1)并入的2017年长期激励计划下截至2022年3月31日止三个月的表现奖励协议表格。 |
10(19)* | | 参考注册人表格10-Q附件10(1)并入的2017年长期激励计划下截至2023年3月31日止三个月的表现奖励协议表格。 |
10(20) | | 投票和支持协议，日期为2023年10月22日，由雪佛龙公司、赫斯公司和约翰·B·赫斯通过引用2023年10月23日提交的注册人表格8-K的附件10(1)合并而成。 |
| | | | | | | | |
21 | | 注册人的子公司。 |
23(1) | | 独立注册会计师事务所安永律师事务所的同意书，日期为2024年2月26日。 |
23(2) | | DeGolyer和MacNaughton于2024年2月26日的同意书。 |
24 | | 授权书(载于本年报10-K表格的签署页)。 |
31(1) | | 规则13a-14(A)(17CFR 240.13a-14(A))或规则15d-14(A)(17CFR 240.15d-14(A))要求的认证。 |
31(2) | | 规则13a-14(A)(17CFR 240.13a-14(A))或规则15d-14(A)(17CFR 240.15d-14(A))要求的认证。 |
32(1)# | | 规则13a-14(B)(17CFR 240.13a-14(B))或规则15d-14(B)(17CFR 240.15d-14(B))和美国法典第18章第63章第1350节(美国法典第18章，第1350节)所要求的认证。 |
32(2)# | | 规则13a-14(B)(17CFR 240.13a-14(B))或规则15d-14(B)(17CFR 240.15d-14(B))和美国法典第18章第63章第1350节(美国法典第18章，第1350节)所要求的认证。 |
97* | | 注册人的补偿追回政策。 |
99(1) | | 独立石油工程咨询公司DeGolyer和MacNaughton于2024年2月7日提交的关于截至2023年12月31日对注册人拥有的某些财产进行已探明储量审计的信函报告。 |
101(INS) | | 内联XBRL实例文档 |
101(SCH) | | 内联XBRL架构文档 |
101(CAL) | | 内联XBRL计算链接库文档 |
101(实验) | | 内联XBRL标签Linkbase文档 |
101(之前) | | 内联XBRL演示文稿Linkbase文档 |
101(DEF) | | 内联XBRL定义Linkbase文档 |
| 104 | | 该公司截至2023年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的封面已采用内联XBRL格式。 |
*这些展品与行政人员薪酬计划和安排有关。
根据S-K法规第601(A)(5)项，†附表已被省略。
#随函提供。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式安排本报告于2024年2月26日由经其正式授权的以下签署人代表其签署。
| | | | | | | | | | | |
赫斯公司 (注册人) | |
| | | |
| 通过 | | /S/ JOhn公关IELLY | |
| | | (约翰·P·里利)
常务副秘书长总裁和
首席财务官 | |
授权委托书
以下签名的每个人构成并任命John B.Hess、Timothy B.Goodell和John P.Rielly或他们中的任何一个，他或她的真实和合法的事实代理人和代理人，有充分的替代和再代理的权力，以他或她的名义、位置和替代，以任何和所有的身份，签署对Form 10-K年度报告的任何和所有修订，并将该表格及其所有证物以及与该表格相关的其他文件提交给证券交易委员会，授予上述事实代理人和代理人，以及他们各自，完全有权作出及执行在有关处所内及周围所需及必须作出的每项作为及事情，与其本人可能或将亲自作出的完全及所有意图及目的相同，并在此批准及确认所有上述事实代理人及代理人或他们中的任何一人，或他们的一名或多名替代者，可根据本条例合法地作出或导致作出任何作为及事情。
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下注册人以登记人的身份在指定日期签署。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
| | | |
| /记者S/约翰·B·赫斯 | | 董事和
首席执行官
(首席行政主任) | | 2024年2月26日 |
| 约翰·B·赫斯 | | |
| | | |
| 撰稿S/撰稿詹姆斯·H·奎格利 | | 董事和
董事会主席 | | 2024年2月26日 |
| 詹姆斯·H·奎格利 | | |
| | | |
| /S/美国特伦斯·J·切奇 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 特伦斯·J·切奇 | | |
| | | |
| 作者：小伦纳德·S·科尔曼 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 小伦纳德·S·科尔曼。 | | |
| | | |
| /撰稿S/首席执行官丽莎·格拉奇 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 丽莎·格拉奇 | | |
| | | | |
| /S/伊迪丝·E·霍利迪 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 伊迪丝·E·霍利迪 | | |
| | | | | |
| /作者S/马克·S·利普舒尔茨 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 马克·S·利普舒尔茨 | | |
| | | | | |
| 作者：雷蒙德·J·麦奎尔 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 雷蒙德·J·麦奎尔 | | |
| | | | | |
| /s/ David McManus | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 大卫·麦克马纳斯 | | |
| | | |
| /s/ Dr. Kevin O. Meyers | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| Kevin O. Meyers | | |
| | | | |
| Karyn F.奥弗尔门 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 卡林·F·奥夫尔曼 | | |
| | | |
| 作者/ John P. Rielly | | 常务副总裁兼首席执行官
财务总监
(首席财务会计官) | | 2024年2月26日 |
| 约翰·P·里利 | | |
| | | |
| 威廉·G. Schrader | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 威廉·G·施雷德 | | |
