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其他产品会员2024-01-012024-03-310001163165COP: 其他产品会员2023-01-012023-03-31警察:分段0001163165COP：阿拉斯加分部成员US-GAAP：运营部门成员2024-01-012024-03-310001163165COP：阿拉斯加分部成员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-03-310001163165警察：LowerFortyEight成员2024-01-012024-03-310001163165警察：LowerFortyEight成员2023-01-012023-03-310001163165US-GAAP：分段间消除成员警察：LowerFortyEight成员2024-01-012024-03-310001163165US-GAAP：分段间消除成员警察：LowerFortyEight成员2023-01-012023-03-310001163165警察：LowerFortyEight成员US-GAAP：运营部门成员2024-01-012024-03-310001163165警察：LowerFortyEight成员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-03-310001163165COP：加拿大运营部门成员2024-01-012024-03-310001163165COP：加拿大运营部门成员2023-01-012023-03-310001163165US-GAAP：分段间消除成员COP：加拿大运营部门成员2024-01-012024-03-310001163165US-GAAP：分段间消除成员COP：加拿大运营部门成员2023-01-012023-03-310001163165COP：加拿大运营部门成员US-GAAP：运营部门成员2024-01-012024-03-310001163165COP：加拿大运营部门成员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-03-310001163165COP：欧洲中东和北非成员US-GAAP：运营部门成员2024-01-012024-03-310001163165COP：欧洲中东和北非成员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-03-310001163165COP：亚太运营部门成员US-GAAP：运营部门成员2024-01-012024-03-310001163165COP：亚太运营部门成员US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-03-310001163165COP：公司与和解项目会员2024-01-012024-03-310001163165COP：公司与和解项目会员2023-01-012023-03-310001163165US-GAAP：运营部门成员2024-01-012024-03-310001163165US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-03-310001163165国家：美国2024-01-012024-03-310001163165国家：美国2023-01-012023-03-310001163165国家：加利福尼亚州2024-01-012024-03-310001163165国家：加利福尼亚州2023-01-012023-03-310001163165国家：中国2024-01-012024-03-310001163165国家：中国2023-01-012023-03-310001163165国家：ly2024-01-012024-03-310001163165国家：ly2023-01-012023-03-310001163165国家：我的2024-01-012024-03-310001163165国家：我的2023-01-012023-03-310001163165国家：没有2024-01-012024-03-310001163165国家：没有2023-01-012023-03-310001163165国家:GB2024-01-012024-03-310001163165国家:GB2023-01-012023-03-310001163165US-GAAP：非美国会员2024-01-012024-03-310001163165US-GAAP：非美国会员2023-01-012023-03-310001163165SRT：原油会员2024-01-012024-03-310001163165SRT：原油会员2023-01-012023-03-310001163165SRT：天然气储备会员2024-01-012024-03-310001163165SRT：天然气储备会员2023-01-012023-03-310001163165SRT：天然气液化合物储备会员2024-01-012024-03-310001163165SRT：天然气液化合物储备会员2023-01-012023-03-310001163165COP: 其他产品会员2024-01-012024-03-310001163165COP: 其他产品会员2023-01-012023-03-310001163165US-GAAP：运营部门成员COP：其他国际成员2024-01-012024-03-310001163165US-GAAP：运营部门成员COP：其他国际成员2023-01-012023-03-310001163165COP：阿拉斯加分部成员US-GAAP：运营部门成员2024-03-310001163165COP：阿拉斯加分部成员US-GAAP：运营部门成员2023-12-310001163165警察：LowerFortyEight成员US-GAAP：运营部门成员2024-03-310001163165警察：LowerFortyEight成员US-GAAP：运营部门成员2023-12-310001163165COP：加拿大运营部门成员US-GAAP：运营部门成员2024-03-310001163165COP：加拿大运营部门成员US-GAAP：运营部门成员2023-12-310001163165COP：欧洲中东和北非成员US-GAAP：运营部门成员2024-03-310001163165COP：欧洲中东和北非成员US-GAAP：运营部门成员2023-12-310001163165COP：亚太运营部门成员US-GAAP：运营部门成员2024-03-310001163165COP：亚太运营部门成员US-GAAP：运营部门成员2023-12-310001163165COP：公司与和解项目会员2024-03-310001163165COP：公司与和解项目会员2023-12-31 美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表单 10-Q
（Mark One）
| | | | | |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的季度报告 |
在截至的季度期间 2024 年 3 月 31 日
要么
| | | | | |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的过渡报告 |
在从 _________________ 到 _______________ 的过渡期内
委员会文件编号： 001-32395
康菲石油公司
（注册人的确切姓名如其章程所示）
| | | | | | | | | | | |
| 特拉华 | 01-0562944 | |
| （公司或组织的州或其他司法管辖区） | （美国国税局雇主识别号） | |
925 N. Eldridge Parkway, 休斯顿, TX77079
（主要行政办公室地址）（邮政编码）
281-293-1000
（注册人的电话号码，包括区号）
根据该法第12（b）条注册的证券：
| | | | | | | | |
每个班级的标题 | 交易符号 | 注册的每个交易所的名称 |
普通股，面值0.01美元 | COP | 纽约证券交易所 |
2029 年到期的 7% 债券 | CUSIP—718507BK1 | 纽约证券交易所 |
用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。 是的☒没有 ☐
用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或者在要求注册人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。 是的☒没有 ☐
用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报公司”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
大型加速过滤器☒加速文件管理器 ☐非加速文件管理器 ☐规模较小的申报公司 ☐
新兴成长型公司 ☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。 ☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的 ☐ 没有☒
注册人有 1,169,533,976截至2024年3月31日已发行的普通股，面值为0.01美元。
目录
| | | | | |
| 页面 |
常用缩写 | 1 |
| |
第一部分—财务信息 | |
| |
第 1 项。财务报表 | |
合并损益表 | 2 |
综合收益表 | 3 |
合并资产负债表 | 4 |
合并现金流量表 | 5 |
合并财务报表附注 | 6 |
| |
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析 | 27 |
| |
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露 | 49 |
| |
第 4 项。控制和程序 | 49 |
| |
第二部分—其他信息 | |
| |
第 1 项。法律诉讼 | 49 |
| |
第 1A 项。风险因素 | 49 |
| |
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用 | 50 |
| |
第 5 项。其他信息 | 50 |
| |
第 6 项。展品 | 51 |
| |
签名 | 52 |
常用缩写
本报告中可能常用以下特定行业、会计和其他术语及缩写。
| | | | | | | | | | | |
货币 | | 会计 | |
美元或美元 | 美元 | ARO | 资产退休义务 |
CAD | 加元 | ASC | 会计准则编纂 |
欧元 | 欧元 | ASU | 会计准则更新 |
英镑 诺克 | 英镑 挪威克朗 | DD&A | 折旧、损耗和摊销 |
| | FASB | 财务会计准则 板 |
计量单位 | | |
BBL | 桶 | FIFO | 先入先出 |
BCF | 十亿立方英尺 | G&A | 一般和行政 |
英国央行 | 每桶石油当量 | GAAP | 公认的会计原则 |
MBD | 每天数千桶 | |
MCF | 千立方英尺 | 后进先出 | 后进先出 |
MM | 百万 | NPNS | 正常购买正常销售 |
MMBOE | 百万桶石油当量 | PP&E | 财产、厂房和设备 |
MBOED | 每天千桶石油当量 | 竞争 | 可变利息实体 |
MMBOED | 百万桶石油当量 每天 | | |
MMBTU | 百万英制热单位 | 杂项 | |
MMCFD MTPA | 每天百万立方英尺 每年百万吨 | CERCLA | 联邦综合环境应对补偿和责任法 |
| | 死亡 | 多元化、公平和包容性 |
工业 | | 环保局 | 环境保护署 |
BLM | 土地管理局 | ESG | 环境、社会和治理 |
CBM | 煤层甲烷 | 欧盟 | 欧盟 |
CCS | 碳捕集和储存 | FERC | 联邦能源监管委员会 |
E&P | 勘探和生产 | |
喂养 | 前端工程和设计 | GHG | 温室气体 |
| 查找 | 最终的投资决定 | HSE | 健康、安全和环境 |
FPS | 浮动生产系统 | ICC | 国际商会 |
| FPSO | 浮动生产、储存和 | ICSID | 世界银行国际 |
| 卸载 | | 安置中心 |
G&G | 地质和地球物理 | | 投资争议 |
JOA | 联合运营协议 | 国税局 | 美国国税局 |
液化天然气 | 液化天然气 | 场外的 | 非处方药 |
液化天然气 | 液化天然气 | 纽约证券交易所 | 纽约证券交易所 |
欧佩克 | 石油组织 | 秒 | 美国证券交易所 |
| 出口国家 | | 佣金 |
PSC | 生产共享合同 | TSR | 股东总回报 |
PUD | 已探明的未开发储量 | 英国。 | 英国 |
下垂的 | 蒸汽辅助重力排水 | 美国 | 美利坚合众国 |
WCS | 加拿大西部精选 | VROC | 可变的现金回报率 |
WTI | 西德克萨斯中级 | | |
| | | |
| | | |
第一部分财务信息
第 1 项。财务报表
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
收入和其他收入 | | | | |
销售和其他营业收入 | $ | 13,848 | | 14,811 | | | |
关联公司收益权益 | 421 | | 499 | | | |
处置收益（亏损） | 93 | | 93 | | | |
其他收入 | 114 | | 114 | | | |
总收入和其他收入 | 14,476 | | 15,517 | | | |
成本和开支 | |
| | |
购买的大宗商品 | 5,334 | | 6,138 | | | |
生产和运营费用 | 2,015 | | 1,779 | | | |
销售、一般和管理费用 | 178 | | 159 | | | |
勘探费用 | 112 | | 138 | | | |
折旧、损耗和摊销 | 2,211 | | 1,942 | | | |
损伤 | — | | 1 | | | |
所得税以外的税收 | 555 | | 576 | | | |
贴现负债的增加 | 80 | | 68 | | | |
利息和债务支出 | 205 | | 188 | | | |
外币交易（收益）亏损 | (18) | | (44) | | | |
其他开支 | (4) | | 10 | | | |
总成本和支出 | 10,668 | | 10,955 | | | |
所得税前收入（亏损） | 3,808 | | 4,562 | | | |
所得税准备金（福利） | 1,257 | | 1,642 | | | |
| | | | |
| | | | |
净收益（亏损） | $ | 2,551 | | 2,920 | | | |
| | | | |
普通股每股净收益（亏损） （美元） | | | | |
| 基本 | $ | 2.16 | | 2.38 | | | |
| 稀释 | 2.15 | | 2.38 | | | |
已发行普通股的加权平均值 （以千计） | | | | |
| 基本 | 1,177,921 | | 1,220,228 | | | |
| 稀释 | 1,180,320 | | 1,223,355 | | | |
参见合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
净收益（亏损） | $ | 2,551 | | 2,920 | | | |
其他综合收益（亏损） | | | | |
固定福利计划 | | | | |
净收益（亏损）中包含的先前服务成本（信贷）摊销的重新分类调整 | (9) | | (9) | | | |
| 净变化 | (9) | | (9) | | | |
| | | | |
对净收益（亏损）中包含的净精算亏损（收益）摊销的重新分类调整 | 16 | | 23 | | | |
| 净变化 | 16 | | 23 | | | |
| | | | |
固定福利计划的所得税 | (2) | | (3) | | | |
扣除税后的固定福利计划 | 5 | | 11 | | | |
证券的未实现持有收益（亏损） | (4) | | 6 | | | |
| 净收益（亏损）中包含的（收益）损失的重新分类调整 | — | | (1) | | | |
证券未实现持有收益（亏损）的所得税 | 1 | | (1) | | | |
扣除税款的证券未实现持有收益（亏损） | (3) | | 4 | | | |
| | | | |
| | | | |
扣除税款的外币折算调整 | (230) | | (42) | | | |
| 套期保值活动的未实现收益（亏损） | (20) | | — | | | |
| 对冲活动未实现收益（亏损）征收的所得税 | 4 | | — | | | |
| 套期保值活动的未实现收益（亏损），扣除税款 | (16) | | — | | | |
其他综合收益（亏损），扣除税款 | (244) | | (27) | | | |
| | | | |
| | | | |
综合收益（亏损） | $ | 2,307 | | 2,893 | | | |
参见合并财务报表附注。
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 |
资产 |
|
|
现金和现金等价物 | $ | 5,574 | | 5,635 | |
短期投资 | 487 | | 971 | |
应收账款和票据（扣除美元备抵后的净额）4和 $3，分别是） | 5,444 | | 5,461 | |
应收账款和票据关联方 | 14 | | 13 | |
| | |
库存 | 1,443 | | 1,398 | |
预付费用和其他流动资产 | 759 | | 852 | |
流动资产总额 | 13,721 | | 14,330 | |
投资和长期应收账款 | 9,132 | | 9,130 | |
| | |
净财产、厂房和设备（扣除累计 DD&A 美元）75,697和 $74,361，分别是） | 69,907 | | 70,044 | |
其他资产 | 2,588 | | 2,420 | |
总资产 | $ | 95,348 | | 95,924 | |
| | |
负债 | |
|
应付账款 | $ | 5,101 | | 5,083 | |
应付账款关联方 | 37 | | 34 | |
短期债务 | 1,113 | | 1,074 | |
应计所得税和其他税款 | 2,116 | | 1,811 | |
员工福利义务 | 405 | | 774 | |
其他应计费用 | 1,391 | | 1,229 | |
流动负债总额 | 10,163 | | 10,005 | |
长期债务 | 17,304 | | 17,863 | |
资产报废债务和应计环境成本 | 7,141 | | 7,220 | |
递延所得税 | 8,776 | | 8,813 | |
员工福利义务 | 967 | | 1,009 | |
其他负债和递延贷项 | 1,672 | | 1,735 | |
负债总额 | 46,023 | | 46,645 | |
| | |
| 公平 | |
|
普通股（2,500,000,000授权股价为 $0.01面值） | | |
已发行 (2024—2,106,777,461股份；2023—2,103,772,516股份） | | |
面值 | 21 | | 21 | |
超过面值的资本 | 61,300 | | 61,303 | |
库存股（按成本计算：2024—937,243,485股份；2023—925,670,961股份） | (66,974) | | (65,640) | |
累计其他综合收益（亏损） | (5,917) | | (5,673) | |
留存收益 | 60,895 | | 59,268 | |
权益总额 | 49,325 | | 49,279 | |
负债和权益总额 | $ | 95,348 | | 95,924 | |
参见合并财务报表附注。
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 |
| 2024 | 2023 |
来自经营活动的现金流 | | |
净收益（亏损） | $ | 2,551 | | 2,920 | |
为将净收益（亏损）与经营活动提供的净现金进行对账而进行的调整 | | |
折旧、损耗和摊销 | 2,211 | | 1,942 | |
损伤 | — | | 1 | |
干井成本和租赁权益减值 | 19 | | 68 | |
贴现负债的增加 | 80 | | 68 | |
递延税 | 87 | | 324 | |
分红额大于（少于）股权关联公司的收入 | 308 | | 491 | |
处置（收益）亏损 | (93) | | (93) | |
| | |
其他 | (66) | | (35) | |
营运资金调整 | |
|
应收账款和票据减少（增加） | (76) | | 1,701 | |
库存减少（增加） | (55) | | (45) | |
预付费用和其他流动资产减少（增加） | 74 | | 255 | |
应付账款增加（减少） | (85) | | (1,266) | |
税收和其他应计金额的增加（减少） | 30 | | (928) | |
经营活动提供的净现金 | 4,985 | | 5,403 | |
来自投资活动的现金流 | |
|
资本支出和投资 | (2,916) | | (2,897) | |
与投资活动相关的营运资金变动 | 169 | | 208 | |
收购业务，扣除获得的现金 | 49 | | — | |
资产处置的收益 | 173 | | 188 | |
投资的净销售额（购买） | 405 | | 1,065 | |
| | |
其他 | (21) | | (12) | |
用于投资活动的净现金 | (2,141) | | (1,448) | |
来自融资活动的现金流 | | |
| | |
偿还债务 | (505) | | (43) | |
公司普通股的发行 | (61) | | (97) | |
回购公司普通股 | (1,325) | | (1,700) | |
已支付的股息 | (924) | | (1,488) | |
其他 | (10) | | 2 | |
用于融资活动的净现金 | (2,825) | | (3,326) | |
汇率变动对现金、现金等价物和限制性现金的影响 | (73) | | (104) | |
现金、现金等价物和限制性现金的净变化 | (54) | | 525 | |
期初现金、现金等价物和限制性现金 | 5,899 | | 6,694 | |
期末现金、现金等价物和限制性现金 | $ | 5,845 | | 7,219 | |
限制性现金 $271百万和美元264百万包含在”其他资产“我们分别截至2024年3月31日和2023年12月31日的合并资产负债表。
参见合并财务报表附注。
合并财务报表附注
注1 — 演示基础
本报告所列财务报表中列报的中期财务信息未经审计，管理层认为，这些信息包括公允列报康菲石油公司的合并财务状况、其经营业绩和现金流量所必需的所有已知应计和调整。除非另有披露，否则所有此类调整均为正常和经常性调整。本报告所包含的中期财务报表中对某些附注和其他信息进行了简要或省略。因此，这些财务报表应与我们的2023年10-K表年度报告中包含的合并财务报表和附注一起阅读。
注2—库存
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 |
原油和天然气 | $ | 723 | | 676 | |
材料和用品 | 720 | | 722 | |
库存总额 | $ | 1,443 | | 1,398 | |
| | |
按后进先出基础估值的库存 | $ | 437 | | 401 | |
附注3——收购和处置
收购苏尔蒙特
2023 年 10 月，我们完成了对剩余部分的收购 50加拿大TotalEnergies EP Ltd持有加拿大分部资产Surmont的百分比工作权益 全现金交易的最终对价为美元3.0按惯例调整后的十亿美元（加元 $4.1十亿）：
| | | | | |
| 对价的公允价值 | 数百万美元 |
| 已支付现金 | $ | 2,635 | |
| 或有考虑 | 320 | |
| 最后的考虑 | $ | 2,955 | |
或有对价安排要求向TotalEnergies EP Canada Ltd.支付额外的对价，最高可达 $0.4超过一亿加元 五年术语。或有付款代表美元2WCS 定价每超过 1 美元即可获得百万美元52本月每桶，但要视某些产量目标的实现而定。根据该安排，我们可以支付的未贴现金额最高为 $0.3十亿美元。收购之日或有对价的公允价值为 $320百万美元，并通过应用收入法估算。截至2024年3月31日，我们已经支付了美元12根据该安排，百万美元，反映在合并现金流量表融资活动部分的 “其他” 一行中。 参见注释 11.
根据FASB ASC Topic 805，该交易使用收购方法作为业务合并入账，该方法要求收购的资产和负债以收购之日的公允价值计量。到2024年第一季度末，我们最终确定了收购价格对特定资产和负债的分配。它基于最终对价的公允价值以及长期资产和所有其他收购资产和承担的负债的公允价值确定结论。
石油和天然气资产的估值采用贴现现金流法，其中纳入了市场参与者和内部生成的价格假设、生产概况以及运营和开发成本假设。收购的其他资产和承担的负债（包括应收账款、应付账款以及大多数其他流动资产和流动负债）的公允价值由于其短期性质而被确定为等同于账面价值。美元的总对价3截至2023年10月4日收购之日，根据公允价值向可识别资产和负债分配了10亿美元。
| | | | | |
| 收购的可识别资产的确认金额和承担的负债 | 数百万美元 |
| 石油和天然气特性 | $ | 3,082 | |
| 资产报废债务 | (112) | |
| 其他 | (15) | |
| 可识别净资产总额 | $ | 2,955 | |
交易完成后，我们已经收购了大约$的已证明和未经证实的财产2.9十亿和美元0.2分别为十亿。
补充预定表（未经审计）
下表汇总了截至2023年3月31日的三个月期间未经审计的补充预计财务信息，就好像我们在2022年1月1日完成收购一样。
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 2023年3月31日 | | |
| 补充预定表（未经审计） | 正如报道的那样 | Surmont 专业版 | Pro Forma 组合 | | | | |
| 总收入和其他收入 | $ | 15,517 | | 603 | | 16,120 | | | | | |
| 所得税前收入（亏损） | 4,562 | | 70 | | 4,632 | | | | | |
| 净收益（亏损） | 2,920 | | 53 | | 2,973 | | | | | |
| | | | | | | |
| 每股收益（每股美元）： | | | | | | | |
| 基本净收益（亏损） | $ | 2.38 | | | 2.43 | | | | | |
| 摊薄后的净收益（亏损） | 2.38 | | | 2.42 | | | | | |
| | | | | | | |
未经审计的补充预计财务信息仅供参考，不一定代表交易于2022年1月1日完成后本应出现的经营业绩，也不一定代表合并后的实体未来的经营业绩。截至2023年3月31日的三个月期间未经审计的预计财务信息是将康菲石油公司的合并损益表与从TotalEnergies EP Canada Ltd收购的资产业绩相结合的结果。预计业绩不包括交易相关成本，也不包括交易预计带来的任何成本节省。预计结果包括主要与D&A相关的调整，DD&A基于生产单位法，由分配给石油和天然气物业的购买价格产生。我们认为估计和假设是合理的，并且交易的相对影响得到了正确反映。
附注4—投资和长期应收账款
澳大利亚太平洋液化天然气有限公司 (APLNG)
在澳大利亚，我们举办 47.5APLNG 的百分比股权。截至2024年3月31日，APLNG的未偿债务余额为美元4.5在先前进入的各种设施下有数十亿美元。这些设施的最后一笔本金和利息将于2030年9月到期。 参见注释 8。
截至2024年3月31日，我们对APLNG的权益法投资的账面价值约为美元5.2十亿。
亚瑟港液化天然气 (PALNG)
2023 年 3 月，我们收购了 30对PALNG的直接股权投资百分比，PALNG是一家开发大型液化天然气设施的合资企业。截至2024年3月31日，我们对PALNG的权益法投资的账面价值约为美元1.3十亿。
卡塔尔能源液化天然气
我们在卡塔尔的权益法投资包括以下内容：
•QatareNergy 液化天然气 N (3) (N3) —30与 QatareNergy 附属公司的合资企业百分比持股 (68.5百分比）和三井物产有限公司（1.5百分比）—从卡塔尔北油田生产和液化天然气，并出口液化天然气。
•QatareNergy 液化天然气 NFE (4) (NFE4) —25与 QatareNergy 子公司合资的百分比股权 (75百分比）——北油田东部液化天然气项目的参与者。
•QatareNergy 液化天然气 NFS (3) (NFS3) —25与 QatareNergy 子公司合资的百分比股权 (75百分比）——南方油田液化天然气项目的参与者。
截至2024年3月31日，我们在卡塔尔的股票法投资的账面价值约为美元1.1十亿。
附注5——债务
我们截至2024年3月31日的债务余额是 $18.4十亿美元，相比之下18.9截至 2023 年 12 月 31 日已达十亿. 2024 年 3 月，该公司退休 $461我们的百万本金 2.125到期票据百分比。
我们的循环信贷额度提供的总借款能力为 $5.5十亿，到期日为 2027 年 2 月。我们的循环信贷额度可用于直接银行借款，发行总额不超过美元的信用证500百万，或作为对我们商业票据计划的支持。循环信贷额度主要由金融机构联合发行，不包含任何重大不利变动条款或任何要求维持特定财务比率或信用评级的契约。该融资协议包含一项与未能支付美元其他债务的本金或利息有关的交叉违约条款200康菲石油公司或其任何合并子公司的数百万美元或更多。该贷款的金额在到期日之前无需重新确定。
信贷额度借款的利息可能高于担保隔夜融资利率（SOFR）。融资协议要求按可用但未使用的金额收取承诺费。如果我们现任董事或其批准的继任者不再是董事会的多数席位，则融资协议还包含提前解雇的权利。
循环信贷额度支持我们发放高达 $ 的能力5.5十亿张商业票据。商业票据通常仅限于90天的到期日，并包含在我们合并资产负债表上的短期债务中。由于没有未偿还的商业票据，也没有直接借款或信用证，我们可以获得美元5.5截至2024年3月31日和2023年12月31日，我们的循环信贷额度下的可用借贷能力为10亿美元。
我们对任何公司债务没有任何评级触发因素，这会导致自动违约，从而在信用评级下调时影响我们的流动性。如果我们的信用评级从目前的水平下调，可能会增加我们可用的公司债务成本，限制我们进入商业票据市场的机会。如果我们的信用评级下降到禁止我们进入商业票据市场的水平，我们仍然能够获得循环信贷额度下的资金。
2024 年 3 月 31 日，我们有 $283数百万份未偿还的特定浮动利率需求债券（VRDB），到期日为2035年。VRDB可在任何工作日由债券持有人选择兑换。如果它们被赎回，我们有能力和意图进行长期再融资；因此，VRDB包含在合并资产负债表的 “长期债务” 项目中。
附注6——权益变动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 | | |
| | | | |
| 普通股 | | | | | |
| 标准杆数 价值 | 资本进入 超过 标准杆数 | 财政部 股票 | Accum。其他 全面 收入（亏损） | 已保留 收益 | 总计 | | |
在截至2024年3月31日的三个月中 | | | | | | | | |
| 截至 2023 年 12 月 31 日的余额 | $ | 21 | | 61,303 | | (65,640) | | (5,673) | | 59,268 | | 49,279 | | | |
| 净收益（亏损） | | | | | 2,551 | | 2,551 | | | |
| 其他综合收益（亏损） | | | | (244) | | | (244) | | | |
| 已申报分红 | | | | | | | | |
普通 ($)0.58每股普通股） | | | | | (687) | | (687) | | | |
可变现金回报率 ($)0.20每股普通股） | | | | | (237) | | (237) | | | |
| 回购公司普通股 | | | (1,325) | | | | (1,325) | | | |
| 股票回购的消费税 | | | (9) | | | | (9) | | | |
| 根据福利计划分配 | | (3) | | | | | (3) | | | |
| | | | | | | | |
| 截至 2024 年 3 月 31 日的余额 | $ | 21 | | 61,300 | | (66,974) | | (5,917) | | 60,895 | | 49,325 | | | |
| | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| 数百万美元 |
| 普通股 | | | |
| 标准杆数 价值 | 资本进入 超过 标准杆数 | 财政部 股票 | Accum。其他 全面 收入（亏损） | 已保留 收益 | 总计 |
在截至2023年3月31日的三个月中 | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的余额 | $ | 21 | | 61,142 | | (60,189) | | (6,000) | | 53,029 | | 48,003 | |
| 净收益（亏损） | | | | | 2,920 | | 2,920 | |
| 其他综合收益（亏损） | | | | (27) | | | (27) | |
| 已申报分红 | | | | | | |
普通 ($)0.51每股普通股） | | | | | (625) | | (625) | |
可变现金回报率 ($)0.60每股普通股） | | | | | (731) | | (731) | |
| 回购公司普通股 | | | (1,700) | | | | (1,700) | |
| 股票回购的消费税 | | | (15) | | | | (15) | |
根据福利计划分配 | | (42) | | | | | (42) | |
| | | | | | |
截至 2023 年 3 月 31 日的余额 | $ | 21 | | 61,100 | | (61,904) | | (6,027) | | 54,593 | | 47,783 | |
| | | | | | |
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注7—悬浮井
截至2024年3月31日，悬浮井的资本化成本为美元163百万，减少了美元21自 2023 年 12 月 31 日起为百万美元。在2024年第一季度，经过进一步评估，我们确认的干井费用为美元18百万美元用于暂停在北海使用 PL782S 许可证发现的布斯塔油井。
注8——担保
截至2024年3月31日，我们对各种合同安排下的某些或有债务负有责任，如下所述。我们从一开始就承认我们作为新发行或修改后的担保人的债务的公允价值负债。除非下文注明负债的账面金额，否则我们尚未确认负债，因为该债务的公允价值并不重要。此外，除非另有说明，否则我们目前在担保下的表现不具有任何重大意义，并预计未来的业绩要么微不足道，要么发生的可能性很小。
APLNG 担保
截至2024年3月31日，我们的多项担保尚未兑现 47.5APLNG 的所有权百分比。以下是担保金的描述，其价值使用2024年3月的汇率计算：
•在2016年第三季度，我们发放了担保，以促进按比例从项目融资储备账户中提取资金。我们估计该担保的剩余期限为 七年。我们在该担保下的最大风险敞口约为 $210百万美元，如果项目融资贷款人对APLNG采取执法行动，则可能需要支付。截至2024年3月31日，该担保的账面价值约为美元14百万。
•在我们最初于2008年10月从Origin Energy Limited手中收购APLNG所有权的同时，我们同意向Origin Energy Limited偿还我们在现有或有负债中所占的份额，这些负债是对APLNG根据多项销售协议交付天然气的现有义务的担保。最终担保将于2041年第四季度到期。根据这些担保，我们对未来付款或批量交付费用的最大潜在责任估计为美元680百万 ($)1.1如果发生故意或鲁莽的违约行为，则为10亿美元），如果APLNG未能履行其在这些协议下的义务并且无法以其他方式减轻这些义务，则可以支付。未来的付款被认为不太可能，因为只有当APLNG没有足够的天然气来履行这些销售承诺，并且合资企业没有向APLNG提供必要的股权出资时，才会触发付款或批量交付成本。
•我们已经保证了APLNG在执行的与项目持续开发相关的某些其他合同方面的表现。担保的剩余条款为 13到 22年份或企业的生命周期。我们与这些担保相关的未来最高潜在付款金额约为 $480百万美元，如果APLNG不履行职责，将获得应付款。截至2024年3月31日，这些担保的账面价值约为美元34百万。
卡塔尔能源液化天然气担保
作为NFE4和NFS3的股东，我们已经为我们在某些财政和其他合资企业债务中的份额提供了担保。这些保证有近似值 30-期限为一年，没有上限。截至2024年3月31日，这些担保的账面价值约为美元14百万。
其他担保
我们还有其他担保，未来可能的最大付款金额总额约为 $620百万，主要包括对租赁办公楼剩余价值的担保和对公务飞机剩余价值的担保。这些担保的剩余条款为 一到 五年如果某些资产价值在租赁或合同期结束时低于担保金额，担保实体的业务状况恶化或由于担保方不履行合同条款，则应付款。在 2024 年 3 月 31 日，有 不与这些担保相关的账面价值。
赔偿
多年来，我们已签订协议，出售某些法律实体、合资企业和资产的所有权权益，从而获得符合条件的赔偿。这些协议包括税收和环境责任赔偿。截至2024年3月31日，这些赔偿义务的账面金额约为美元20百万。与环境问题有关的条款通常是无限期的，未来付款的最大金额通常是无限的。尽管未来付款可能超过记录的金额，但由于赔偿的性质，无法合理估计未来可能支付的最大金额。 参见注释 9 获取有关环境责任的更多信息。
附注9—意外开支、承诺和应计环境成本
已经对康菲石油公司提起了多起诉讼，涉及正常业务过程中产生的各种索赔。我们还可能被要求消除或减轻在各种活性和非活性场所放置、储存、处置或释放某些化学、矿物和石油物质对环境的影响。我们会定期评估是否需要对这些突发事件进行会计确认或披露。对于所有已知的突发事件（与所得税有关的突发事件除外），当损失可能发生且金额可以合理估计时，我们会累计负债。如果可以合理估计某个范围内的金额，并且该范围内的任何金额都不比任何其他金额更能估算，则应计该范围的下限。我们不会减少这些潜在保险或第三方追回的负债。如果适用，我们会累积应收账款以用于保险或其他第三方追偿。对于与所得税相关的突发事件，在维持税收状况不确定的情况下，我们使用累计概率加权应计亏损。
根据目前获得的信息，我们认为，与已知或有负债风险敞口相关的未来成本将超过当前应计额，这将对我们的合并财务报表产生重大不利影响，这是遥不可及的。当我们了解有关突发事件的新事实时，我们会重新评估我们在应计负债和其他潜在风险敞口方面的立场。对未来变化特别敏感的估计包括记录在案的环境修复、税收和法律事务的或有负债。由于清理成本的不确定性、可能需要采取的此类补救措施的时间和范围未知，以及根据其他责任方的比例确定我们的责任等因素，预计的未来环境修复成本可能会发生变化。随着事态的发展以及行政和诉讼过程中获得的其他信息，与税务和法律事务相关的未来估计成本可能会发生变化。
环保
我们受国际、联邦、州和地方环境法律法规的约束，并根据管理层的最佳估计记录环境负债的应计额。这些估算基于当前可用事实、现有技术和当前颁布的法律法规，同时考虑了利益相关者和业务方面的考虑。在衡量环境责任时，我们还会考虑我们以前在修复受污染场地方面的经验、其他公司的清理经验以及美国环保局或其他组织发布的数据。我们在确定环境责任时会考虑未申诉的索赔，并在其可能和合理估计的时间内累计这些索赔。
尽管联邦机构通常对环境修复费用负有共同责任的人承担连带责任，其他地点也经常如此，但我们通常只是特定地点列出的众多公司中的一家。由于连带责任，我们可能负责与任何被指定为潜在责任方的场地相关的所有清理费用。迄今为止，我们成功地与其他财务状况良好的公司分担了清理费用。美国环保局或有关机构仍在对我们可能负责的许多地点进行调查。在实际清理之前，潜在的责任人通常会评估场地状况，分配责任并确定适当的补救措施。在某些情况下，我们可能不承担任何责任或可能达成责任和解。如果其他潜在责任方似乎无法在财务上承担相应的份额，则我们在估算我们的潜在负债时会考虑这种无能为力，并相应地调整应计额。由于过去的各种收购，我们承担了某些环境义务。其中一些环境义务可以通过其他人为我们的利益而提供的补偿来减轻，而有些补偿则受美元限额和时限的约束。
我们目前正在参与众多CERCLA和其他类似的州和国际场所的环境评估和清理工作。在对清理和其他成本的环境暴露进行评估后，我们对计划中的调查和补救活动按未打折的原则（在收购业务合并中收购的项目除外，我们以折扣方式记录）对未来可能产生成本且这些成本可以合理估算的场地进行应计利用。我们没有减少可能的保险赔偿金的应计金额。
对于美国和加拿大的补救活动，我们的合并资产负债表中包含的环境应计总额为美元1842024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日均为百万人。我们预计在未来将产生大量的此类支出 30年份。将来，我们可能会参与额外的环境评估、清理和程序。
诉讼和其他突发事件
我们面临各种诉讼和索赔，包括但不限于涉及石油和天然气特许权使用费和遣散税、天然气计量和估值方法、合同纠纷、环境损失、气候变化、人身伤害和财产损失的事项。我们在此类问题上的主要风险涉及据称对某些联邦、州和私人财产少缴的特许权使用费和税款、涉嫌环境污染的索赔以及历史运营和气候变化造成的损失。我们将继续在这些问题上大力捍卫自己。
我们的法律组织将其知识、经验和专业判断应用于我们案件的具体特点，采用诉讼管理流程来管理和监督针对我们的法律诉讼。我们的流程有助于对个别案例的潜在暴露进行早期评估和量化。这一流程还使我们能够跟踪那些已安排进行审判和/或调解的案件。根据专业判断和使用这些诉讼管理工具的经验以及有关我们所有案件当前进展的可用信息，我们的法律组织定期评估当前应计额的充足性，并确定是否需要调整现有应计额或建立新的应计额。
我们的或有负债来自于与融资安排无关的管道和加工公司的吞吐量协议。根据这些协议，我们可能需要通过预付款和罚款向任何此类公司提供额外资金，以支付与未使用的吞吐容量相关的费用。此外，截至2024年3月31日，我们的履约义务由信用证担保，金额为美元369百万份（以直接银行信用证的形式签发），涉及与正常商业行为有关的各种材料、用品、商业活动和服务的采购承诺。
2007年，康菲石油公司未能就委内瑞拉政府国有化法令规定的企业混合结构达成协议。结果，委内瑞拉的国家石油公司委内瑞拉石油公司（PDVSA）或其附属公司直接接管了康菲石油公司在Petrozuata和Hamaca重油企业以及海上科罗科罗开发项目中的权益的控制权。针对这次征用，康菲石油公司于2007年11月2日向ICSID提起了国际仲裁。2013年9月3日，ICSID仲裁法庭（“法庭”）裁定，委内瑞拉在2007年6月非法没收了康菲石油公司的重大石油投资。2017年1月17日，法庭再次确认了征用非法的决定。2019年3月，法庭一致命令委内瑞拉政府向康菲石油公司支付约美元8.7为2007年政府非法没收该公司在委内瑞拉的投资提供了10亿美元的补偿。2019年8月29日，法庭发布了一项裁决，对该裁决进行了更正，并将其减少了约美元227百万。该奖项现在为美元8.5十亿美元以上的利息。委内瑞拉政府寻求撤销该裁决，该裁决自动中止了该裁决的执行。2021年9月29日，ICSID废除委员会取消了暂缓执行该裁决的决定。撤销程序正在进行中。
2014年，康菲石油根据国际商会的规则，根据建立Petrozuata和Hamaca项目的合同，对PDVSA提起了单独的独立仲裁。国际刑事法院于2018年4月发布了一项裁决，认定PDVSA欠康菲石油公司约美元2根据他们的协议，有10亿美元用于项目征用和其他征用前财政措施。2018年8月，康菲石油与PDVSA达成和解，以追回ICC裁决的全部金额，外加整个付款期的利息，包括总额约为美元的初始付款500在一段时间内一百万 90自签署和解协议之日起的天数。结算的余额将在四年半的时间内按季度支付。根据和解协议，PDVSA将国际刑事法院的裁决视为不同司法管辖区的判决，康菲石油公司同意暂停其执法行动。康菲石油于2019年10月14日和11月12日向PDVSA发送了违约通知，迄今为止，PDVSA未能纠正其违约行为。结果，康菲石油公司恢复了执法行动。至今, 康菲石油公司已收到大约 $777百万与国际刑事法院的裁决有关。ConocoPhillips已确保和解协议以及为执行该协议而采取的任何行动符合所有适当的美国监管要求，包括与美国对委内瑞拉实施的任何适用制裁相关的要求。
2016年，康菲石油根据国际商会的规则，根据建立科罗科罗项目的合同，对PDVSA提起了单独的独立仲裁。2019年8月2日，国际刑事法院判给康菲石油公司约美元33根据Corocoro合同，利息超过百万美元。康菲石油公司正在寻求在各个司法管辖区承认和执行该裁决。ConocoPhillips已确保与该裁决相关的所有行动均符合所有适当的美国监管要求，包括与美国对委内瑞拉实施的任何适用制裁相关的要求。
从2017年开始，美国多个州/地区的政府和其他实体对包括康菲石油公司在内的石油和天然气公司提起诉讼，寻求补偿性赔偿和公平救济，以减轻所谓的气候变化影响。预计还将提起其他类似指控的诉讼。法律和事实问题是前所未有的，因此，索赔和所称损害赔偿的范围以及对公司财务状况的任何潜在影响都存在很大的不确定性。康菲石油公司认为，这些诉讼在事实和法律上都毫无根据，是应对与气候变化相关的挑战的不恰当工具，并将大力为此类诉讼辩护。
路易斯安那州的几个教区和路易斯安那州已根据路易斯安那州的《州和地方海岸资源管理法》（SLCRMA）对包括康菲石油公司在内的石油和天然气公司提起了多起诉讼，要求赔偿据称由历史石油和天然气业务造成的路易斯安那州海岸线的污染和侵蚀。康菲石油公司实体是以下方面的被告 22对这些诉讼进行有力的辩护，并将大力为之辩护。2022年10月17日，第五巡回法院确认将主要案件发回州法院重审，随后的重审请求被驳回。2023年2月27日，最高法院驳回了被告就第五巡回法院的裁决提出的移审申请。因此，联邦地区法院已向州法院发出了还押候审。由于原告的SLCRMA理论是前所未有的，因此这些索赔（范围和损害赔偿）存在不确定性，我们将继续评估我们在这些诉讼中的风险。
2020 年 10 月，安全和环境执法局 (BSEE) 命令包括康菲石油公司在内的外大陆架 (OCS) Lease P-0166 的前所有者退出租赁设施，包括位于加利福尼亚州卡平特里亚附近的两个海上平台。该命令是在OCS Lease P-0166 的现任所有者放弃租约并放弃租赁平台和设施之后发出的。BSEE向康菲石油公司下达订单的前提是其与菲利普斯石油公司的关系，菲利普斯石油公司是康菲石油公司的传统公司，该公司拥有历史悠久的财产 25本租约的百分比权益并运营了这些设施，但大约出售了其权益 30几年前。康菲石油公司继续评估其在此事上的风险敞口。
2021年7月，在美国德克萨斯州南区地方法院对康乔、康乔的某些高管以及作为康乔继任者的康菲石油公司提起了联邦证券集体诉讼。2021年10月21日，法院发布命令，任命犹他州退休系统和南加州建筑工人养老金信托基金为首席原告（首席原告）。2022年1月7日，首席原告提起合并申诉，指控Concho就其业务和运营作出重大虚假和误导性陈述，违反了联邦证券法，并寻求未指明的赔偿、律师费、费用、公平/禁令救济以及其他可能被认为适当的救济。被告于2022年3月8日提出动议，要求驳回合并申诉。2023年6月23日，法院驳回了被告对包括康乔/康菲石油公司在内的大多数被告提出的动议。我们认为诉讼中的指控毫无根据，正在大力为这起诉讼辩护。
在2021年冬季风暴乌里之后，康菲石油参与了与商业交易对手的未决争议，这些争议涉及其不可抗力通知的适当性。我们认为这些说法毫无根据，正在大力为其辩护。
附注10——衍生工具和金融工具
我们在各个市场使用期货、远期、掉期和期权来满足客户的需求，抓住市场机会并管理外汇货币风险。
大宗商品衍生工具
我们的大宗商品业务主要包括天然气、原油、沥青、液化天然气、液化天然气和电力。
大宗商品衍生工具在我们的合并资产负债表上按公允价值持有。如果这些余额有抵销权，则按净额列报。相关现金流作为经营活动记录在我们的合并现金流量表中。在我们的合并损益表中，如果与我们的实体业务直接相关，则按总额确认损益，如果用于交易，则按净额确认。与符合并指定为NPNS例外情况的合同相关的收益和亏损将在结算时予以确认。我们通常将此例外情况适用于符合条件的原油合约和某些天然气合约。我们不对大宗商品衍生品采用套期保值会计。
下表显示了合并资产负债表上不包括抵押品的大宗商品衍生品的公允价值总额：
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 |
| 资产 | | |
预付费用和其他流动资产 | $ | 600 | | 611 | |
其他资产 | 125 | | 113 | |
| 负债 | | |
其他应计费用 | 569 | | 567 | |
其他负债和递延贷项 | 104 | | 80 | |
下表列出了我们的合并损益表中包含的大宗商品衍生品的收益（亏损）：
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
| | | | |
销售和其他营业收入 | $ | 54 | | 28 | | | |
其他收入 | — | | 1 | | | |
购买的大宗商品 | (50) | | (72) | | | |
下表汇总了我们未偿还的大宗商品衍生品合约产生的净风险敞口：
| | | | | | | | |
| 未平仓头寸
长（短） |
| 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 |
| 大宗商品 | | |
| 天然气和电力（数十亿立方英尺当量） | | |
| 固定价格 | (14) | | (12) | |
| 基础 | (6) | | (2) | |
利率衍生工具
在截至2024年3月31日的三个月期间，我们确认的未实现亏损为美元20与我们在PALNG被指定为现金流对冲的利率互换中所占份额相关的其他综合收益为百万美元。
金融工具
我们根据对所管理的各种账户和货币池的现金预测来投资到期的金融工具。我们目前投资的金融工具类型包括：
•定期存款：在预定时间内向金融机构存放的计息存款。
•活期存款：存放在金融机构的计息存款。存入的资金可以在不另行通知的情况下提取。
•商业票据：公司、商业银行或政府机构发行的无抵押期票，以折扣价购买，到期时达到面值。
•美国政府或政府机构债务：美国政府或美国政府机构发行的证券。
•外国政府债务：外国政府发行的证券。
•公司债券：公司发行的无抵押债务证券。
•资产支持证券：抵押债务证券。
以下投资按成本加上应计利息计入我们的合并资产负债表，该表反映了截至2024年3月31日和2023年12月31日的剩余到期日：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 账面金额 |
| 现金和现金等价物 | 短期投资 | |
| 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 | 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 | | |
| 现金 | $ | 576 | | 474 | | | | | |
活期存款 | 1,553 | | 1,424 | | | | | |
定期存款 | | | | | | |
1 到 90 天 | 3,399 | | 3,713 | | 121 | | 511 | | | |
91 到 180 天 | | | | 22 | | | |
一年之内 | | | 3 | | 3 | | | |
美国政府的义务 | | | | | | |
1 到 90 天 | 38 | | 24 | | — | | — | | | |
| $ | 5,566 | | 5,635 | | 124 | | 536 | | | |
以下归类为可供出售的债务证券投资在截至2024年3月31日和2023年12月31日的合并资产负债表上按公允价值记账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 账面金额 |
| 现金和现金等价物 | 短期投资 | 投资和长期
应收款 |
| 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 | 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 | 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 |
| 主要安全类型 | | | | | | |
公司债券 | $ | — | | — | | 181 | | 201 | | 670 | | 606 | |
商业票据 | 8 | | — | | 98 | | 131 | | | |
| 美国政府的义务 | — | | — | | 75 | | 89 | | 172 | | 189 | |
美国政府机构的义务 | | | — | | 5 | | 7 | | 7 | |
外国政府的义务 | | | 7 | | 7 | | 4 | | 4 | |
资产支持证券 | | | 2 | | 2 | | 213 | | 183 | |
| $ | 8 | | — | | 363 | | 435 | | 1,066 | | 989 | |
现金和现金等价物以及短期投资的剩余到期日在一年之内。投资和长期应收账款的剩余到期日超过 一年通过 五年.
下表汇总了归类为可供出售的债务证券投资的摊销成本基础和公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 摊销成本基础 | 公允价值 |
| 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 | 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 |
| 主要安全类型 | | | | |
公司债券 | $ | 852 | | 806 | | 851 | | 807 | |
商业票据 | 106 | | 131 | | 106 | | 131 | |
美国政府的义务 | 249 | | 278 | | 247 | | 278 | |
美国政府机构的义务 | 7 | | 12 | | 7 | | 12 | |
外国政府的义务 | 11 | | 11 | | 11 | | 11 | |
资产支持证券 | 215 | | 184 | | 215 | | 185 | |
| $ | 1,440 | | 1,422 | | 1,437 | | 1,424 | |
截至2024年3月31日，归类为可供出售的债务证券的未实现亏损总额为美元5百万。截至2023年12月31日，归类为可供出售的债务证券的未实现收益总额和净收益为美元5百万。 没有信贷损失备抵已记录在处于未实现亏损状况的债务证券投资上。
在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月期间，归类为可供出售的债务证券投资的销售和赎回收益为美元222百万和美元300分别为百万。这些销售和赎回收益中包含的已实现收益和亏损总额可以忽略不计。出售和赎回证券的成本是使用特定的识别方法确定的。
信用风险
可能受到信用风险集中影响的金融工具主要包括现金等价物、短期投资、债务证券长期投资、场外衍生品合约和贸易应收账款。我们的现金等价物和短期投资投资于高质量的商业票据、政府货币市场基金、美国政府和政府机构债务、主要国际银行和金融机构的定期存款、高质量的公司债券、外国政府债务和资产支持证券。我们在债务证券方面的长期投资是投资于高质量的公司债券、资产支持证券、美国政府和政府机构债务以及外国政府债务。
我们的场外衍生品合约（例如远期、掉期和期权）的信用风险来自交易对手。个人交易对手的风险敞口在预先确定的信用额度内进行管理，包括在适当时使用现金看涨利润，从而降低重大不良的风险。我们还使用信用风险可以忽略不计的期货、掉期和期权合约，因为这些交易主要由交易所清算所清算，在结算前必须遵守强制性保证金要求；但是，我们面临这些交易所经纪商的信用风险，包括每日追加保证金所产生的应收账款以及为满足初始保证金要求而存入的现金。
我们的贸易应收账款主要来自我们的石油业务，反映了广泛的国内和国际客户群，这限制了我们面临信用风险集中的风险。这些应收款中的大多数付款条件为 30天或更短，我们会持续监控这种风险和交易对手的信誉。我们可能需要抵押品来限制损失风险，包括信用证、预付款和担保债券，以及与向我们买入和卖出的交易对手签订主净额结算安排，以降低信用风险，因为这些协议允许将我们所欠或欠他人的金额与应付给我们的金额相抵消。
我们的某些衍生工具包含规定，如果衍生品风险敞口超过门槛金额，则要求我们提供抵押品。我们有固定门槛金额的合同和其他门槛金额可变的合同，这些合同视我们的信用评级而定。可变门槛金额通常会随着信用评级的降低而下降，而如果我们低于投资等级，可变门槛金额和固定门槛金额通常会恢复为零。现金是所有合约的主要抵押品；但是，许多合约也允许我们将信用证作为抵押品，例如通过纽约商品交易所管理的交易。
截至2024年3月31日和2023年12月31日处于负债状况的所有具有此类信用风险相关或有特征的衍生工具的总公允价值为美元163百万和美元181分别为百万。对于这些仪器， 不抵押品已于 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日发布。如果我们的信用评级在2024年3月31日下调至投资等级以下，我们将被要求公布美元139数百万美元的额外抵押品，包括现金或信用证。
附注11—公允价值计量
我们按公允价值持有部分资产和负债，这些资产和负债在报告日使用退出价格（即出售资产或为转移负债而支付的价格）进行计量，并根据公允价值层次结构下估值投入的质量进行披露。
资产或负债的分类以对其公允价值具有重要意义的最低投入水平为基础。当从不可观察的投入得出的公允价值对整体公允价值无关紧要或有确证的市场数据可用时，最初被归类为3级的投资随后被报告为2级。如果不再有确凿的市场数据，最初报告为2级的资产和负债随后被报告为3级。在截至2024年3月31日的三个月期间，以及截至2023年12月31日的年度中，没有向或移出第三级的实质性转移。
定期公允价值计量
定期按公允价值报告的金融资产和负债包括我们对归类为可供出售的债务证券的投资、大宗商品衍生品以及与收购苏尔蒙特相关的或有对价安排。 参见注释 3。
•一级衍生资产和负债主要代表交易所交易的期货和期权，这些期货和期权使用标的交易所提供的未经调整的价格进行估值。一级金融资产还包括我们对归类为可供出售债务证券的美国政府债券的投资，这些债务使用交易所价格进行估值。
•二级衍生资产和负债主要代表场外互换、期权和远期买卖合约，这些合约使用调整后的交易所价格、经纪商或定价服务公司提供的价格进行估值，这些价格均得到市场数据的证实。二级金融资产还包括我们对归类为可供出售的债务证券的投资，包括对公司债券、商业票据、资产支持证券、美国政府机构债务和外国政府债务的投资，这些债务使用经纪商或定价服务公司提供的经市场数据证实的定价进行估值。
•三级衍生资产和负债包括场外互换、期权和远期买卖合约，其中很大一部分的公允价值是根据不容易获得的基础市场数据计算得出的。衍生价值使用行业标准方法，这些方法可以考虑各种大宗商品之间的历史关系、模拟市场价格、时间价值、波动率因素和其他相关经济指标。使用这些投入可以得出管理层对公允价值的最佳估计。3级大宗商品衍生品活动并非在所有报告期内都很重要。
•第三级负债包括未来向TotalEnergies EP Canada Ltd.支付的与收购剩余债务有关的季度或有付款的公允价值 50苏尔蒙特的工作权益百分比已于 2023 年完成。或有对价包括总付款，最高约为 $0.4超过一亿加元 五年任期于2028年第四季度结束。或有付款代表美元2每超过一美元，WCS 平均定价超过 $ 即获得百万美元52每桶。这些条款包括与未实现某些生产目标相关的调整。在 2024 年第一季度，我们支付了大约 $12根据该安排，向加拿大TotalEnergies EP Ltd.捐赠了百万美元。这些付款在合并现金流量表融资活动部分的 “其他” 行中确认。截至2024年3月31日，剩余或有对价的公允价值是使用收益法计算的，主要基于对外定价服务公司和我们的内部价格展望（不可观察的输入）以及与主要市场参与者使用的贴现率（可观察的输入）相结合的估计大宗商品价格前景。截至2024年3月31日，其他不可观察的投入对公允价值的影响并不显著。
下表汇总了总金融资产和负债的公允价值层次结构（即，如果存在按公允价值核算的经常性大宗商品衍生品的抵销权，则未经调整）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 2024年3月31日 | | 2023年12月31日 |
| 第 1 级 | 第 2 级 | 第 3 级 | 总计 | | 第 1 级 | 第 2 级 | 第 3 级 | 总计 |
| 资产 | | | | | | | | | |
对债务证券的投资 | $ | 248 | | 1,189 | | — | | 1,437 | | | 278 | | 1,146 | | — | | 1,424 | |
商品衍生品 | 338 | | 314 | | 73 | | 725 | | | 308 | | 301 | | 115 | | 724 | |
总资产 | $ | 586 | | 1,503 | | 73 | | 2,162 | | | 586 | | 1,447 | | 115 | | 2,148 | |
| | | | | | | | | |
| 负债 | | | | | | | | | |
| 商品衍生品 | $ | 371 | | 280 | | 22 | | 673 | | | 350 | | 283 | | 14 | | 647 | |
| 或有考虑 | — | | — | | 305 | | 305 | | | — | | — | | 312 | | 312 | |
负债总额 | $ | 371 | | 280 | | 327 | | 978 | | | 350 | | 283 | | 326 | | 959 | |
第三级公允价值衡量中使用的重大不可观测输入的范围和算术平均值如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 公允价值
（数百万
美元） | 估价
技术 | 无法观察
输入 | 范围 （算术平均值） |
| 或有考虑因素——苏尔蒙特，截至： | | | | |
2024 年 3 月 31 日 | $ | 305 | | 折扣现金流 | 大宗商品价格展望*（美元/英国央行） | $61.13 - $69.70 ($64.48) |
2023 年 12 月 31 日 | 312 | | $45.48 - $63.04 ($57.45) |
*大宗商品价格展望基于外部定价服务公司的展望和我们的内部展望的组合。
下表汇总了我们的合并资产负债表中列出的受抵销权约束的大宗商品衍生品余额。当存在合法的抵销权时，我们选择在财务报表中抵消与同一交易对手执行的多种衍生工具的公允价值金额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| | | 受抵销权约束的金额 |
| 格罗斯 金额 已认可 | 金额不是 视乎而定 抵消权 | 格罗斯 金额 | 格罗斯 金额 抵消 | 网 金额 已提交 | 现金 抵押品 | 网 金额 |
| 2024年3月31日 | | | | | | | |
| 资产 | $ | 725 | | 41 | | 684 | | 411 | | 273 | | 2 | | 271 | |
| 负债 | 673 | | 37 | | 636 | | 411 | | 225 | | 39 | | 186 | |
| | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | | | | | | |
| 资产 | $ | 724 | | 39 | | 685 | | 375 | | 310 | | 4 | | 306 | |
| 负债 | 647 | | 34 | | 613 | | 375 | | 238 | | 47 | | 191 | |
截至2024年3月31日和2023年12月31日，我们在合并资产负债表上没有列报任何我们有权抵销的总金额。
金融工具报告的公允价值
我们使用以下方法和假设来估算金融工具的公允价值：
•现金和现金等价物以及短期投资：资产负债表上报告的账面金额近似于公允价值。对于那些被归类为可供出售债务证券的投资，资产负债表上报告的账面金额为公允价值。
•应收账款和票据（包括长期和关联方）：资产负债表上报告的账面金额接近公允价值。
•归类为可供出售的债务证券的投资：公允价值层次结构中归类为第一级的债务证券投资的公允价值是使用交易所价格来衡量的。在公允价值层次结构中归类为二级的债务证券投资的公允价值是使用经纪商或定价服务公司提供的经市场数据证实的定价来衡量的。 参见注释 10.
•应付账款（包括关联方）和浮动利率债务：资产负债表上报告的应付账款和浮动利率债务的账面金额接近公允价值。
•固定利率债务：固定利率债务的估计公允价值是使用定价服务提供的价格来衡量的，该价格得到市场数据的证实；因此，这些负债在公允价值层次结构中被归类为二级。
•商业票据：我们的商业票据工具的账面金额接近公允价值，在资产负债表上以短期债务的形式报告。
下表汇总了金融工具的净公允价值（即在存在商品衍生品抵销权的情况下进行调整）：
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 账面金额 | | 公允价值 |
| 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 | | 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 |
| 金融资产 | | | | | |
商品衍生品 | 312 | | 345 | | | 312 | | 345 | |
对债务证券的投资 | 1,437 | | 1,424 | | | 1,437 | | 1,424 | |
| | | | | |
| 金融负债 | | | | | |
债务总额，不包括融资租赁 | 17,339 | | 17,808 | | | 17,789 | | 18,621 | |
商品衍生品 | 223 | | 225 | | | 223 | | 225 | |
附注12—累计其他综合收益（亏损）
合并资产负债表中权益部分的累计其他综合收益（亏损）包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 固定福利 计划 | 未实现的持仓收益/（亏损） 证券 | 国外 货币 翻译 | 套期保值活动的未实现收益/（亏损） | 累积的 其他 全面 收入/（损失） |
| 2023年12月31日 | $ | (393) | | 2 | | (5,344) | | 62 | | (5,673) | |
其他综合收益（亏损） | 5 | | (3) | | (230) | | (16) | | (244) | |
| 2024年3月31日 | $ | (388) | | (1) | | (5,574) | | 46 | | (5,917) | |
下表汇总了累计其他综合收益（亏损）和净收益（亏损）的重新分类：
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
固定福利计划* | $ | 5 | | 11 | | | |
*上述金额包含在净定期福利成本的计算中，并扣除税收支出 $2百万和美元3截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月期间分别为百万美元。 参见注释 14。
附注13—现金流信息
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| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 |
| 2024 | 2023 |
现金支付 | | |
利息 | $ | 254 | | 209 | |
所得税 | 707 | | 1,062 | |
| | |
| 投资的净销售额（购买） | | |
购买的短期投资 | $ | (118) | | (269) | |
出售的短期投资 | 673 | | 1,513 | |
购买的长期投资 | (199) | | (210) | |
出售的长期投资 | 49 | | 31 | |
| $ | 405 | | 1,065 | |
附注14—员工福利计划
养老金和退休后计划 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 养老金福利 | | 其他好处 |
| 2024 | | 2023 | | 2024 | | 2023 |
| 美国 | | 国际。 | | 美国 | | 国际。 | | | | |
定期净福利成本的组成部分 | | | | | | | | | | | |
截至3月31日的三个月 | | | | | | | | | | | |
服务成本 | $ | 12 | | | 10 | | | 13 | | | 10 | | | — | | | — | |
利息成本 | 19 | | | 29 | | | 19 | | | 28 | | | 1 | | | 1 | |
计划资产的预期回报率 | (16) | | | (41) | | | (15) | | | (37) | | | | | |
先前服务抵免的摊销 | — | | | — | | | — | | | — | | | (9) | | | (9) | |
已确认的净精算亏损（收益） | 2 | | | 14 | | | 3 | | | 17 | | | — | | | (1) | |
定居点 | — | | | — | | | 4 | | | — | | | | | |
定期福利净成本 | $ | 17 | | | 12 | | | 24 | | | 18 | | | (8) | | | (9) | |
| | | | | | | | | | | |
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除服务成本部分外，净定期福利成本的组成部分包含在合并损益表的 “其他支出” 栏目中。
附注15——关联方交易
我们的关联方主要包括权益法投资和某些有利于员工的信托。
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| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
与股权关联公司的重大交易 | | | | |
营业收入和其他收入 | $ | 17 | | 21 | | | |
| | | | |
运营费用和销售、一般和管理费用 | 55 | | 78 | | | |
| | | | |
附注16—销售和其他营业收入
与客户签订合同的收入
下表进一步细分了我们的合并销售额和其他营业收入：
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
与客户签订合同的收入 | $ | 12,307 | | 11,964 | | | |
| 来自ASC主题606范围之外的合同的收入 | | | | |
符合衍生品定义的实物合约 | 1,565 | | 3,127 | | | |
金融衍生合约 | (24) | | (280) | | | |
合并销售额和其他营业收入 | $ | 13,848 | | 14,811 | | | |
来自ASC主题606范围之外的合约收入主要与按市场价格计算的实物天然气合约有关，这些合约符合ASC主题815 “衍生品和套期保值” 所列衍生品的资格，我们没有为此选择NPNS。合同条款或确认这些合同收入的政策与ASC主题606范围内的合同条款或政策没有显著差异。以下收入分列是与以下内容一起提供的 附注18—分部披露和相关信息：
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
按细分市场划分的来自ASC主题606范围之外的合同收入 | | | | |
低于 48 | $ | 1,259 | | 2,508 | | | |
| 加拿大 | 217 | | 567 | | | |
欧洲、中东和北非 | 89 | | 52 | | | |
符合衍生品定义的实物合约 | $ | 1,565 | | 3,127 | | | |
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
按产品分列的ASC主题606范围之外的合同收入 | | | | |
原油 | $ | — | | 47 | | | |
天然气 | 1,199 | | 2,725 | | | |
其他 | 366 | | 355 | | | |
符合衍生品定义的实物合约 | $ | 1,565 | | 3,127 | | | |
实用权宜之计
通常，我们的大宗商品销售合同期限不到12个月；但是，在某些特定情况下，可能会延长到油田寿命的尽头。我们的长期商品销售合同使用交货时的现行市场价格，根据这些合同，每项履约义务（即商品交付）的基于市场的可变对价分配给合同中每项完全未履行的履约义务。因此，我们应用了ASC Topic 606中允许的实际权宜之计，没有透露分配给履约义务的交易价格总额，也没有透露截至报告期末我们预计何时确认未兑现（或部分未满足）的收入。
应收账款和合同负债
与客户签订的合同应收账款
截至2024年3月31日，我们合并资产负债表上的 “应收账款和票据” 项目包括美元的贸易应收账款4,415与美元相比，百万美元4,414截至2023年12月31日，为百万美元，其中包括与ASC主题606范围内的客户签订的合同，以及与ASC主题606范围之外的客户签订的合同。我们通常会在交货后的 30 天或更短时间（取决于发票的条款）内收到付款。不属于ASC主题606范围的收入主要涉及按市场价格计算的实物天然气销售合同，我们不选择NPNS，因此在ASC主题815下被视为衍生品。与选择NPNS的贸易应收账款相比，与根据未选择NPNS的合同出售的天然气相关的贸易应收账款的客户性质或信贷质量几乎没有区别。
与客户签订的合同负债
我们已经签订了某些协议，根据这些协议，我们将我们的专有技术（包括优化的Cascade® 工艺技术）许可给客户，以最大限度地提高液化天然气工厂的效率。这些协议通常规定在液化天然气厂的施工阶段和施工阶段之后支付里程碑式的款项。这些付款与我们在合同下的履约义务没有直接关系，并记作递延收入，在客户能够享受使用适用许可技术的权利时予以确认。截至2024年3月31日的三个月期间确认的收入为 非实质的. 没有收入是在截至2023年3月31日的三个月期间确认的。我们预计将确认未清的合同负债美元27截至2024年3月31日，2026年、2028年和2029年的收入为百万美元。
附注17—每股收益
下表显示了普通股股东可获得的净收益（亏损）以及基本和摊薄后每股收益的计算结果。在下表所示的时期内，根据两类方法计算的摊薄后每股收益更具稀释性。
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元
（每股金额除外） |
| 三个月已结束
3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
| 每股基本收益 | | | | |
| | | | |
| 净收益（亏损） | $ | 2,551 | | 2,920 | | |
| 减去：股息和未分配收益 | | | | |
| 分配给参与证券 | 9 | 11 | | |
| 普通股股东可获得的净收益（亏损） | $ | 2,542 | | 2,909 | | |
| 已发行普通股的加权平均值（单位：百万股） | 1,178 | 1,220 | | |
| | | | |
| 普通股每股净收益（亏损） | $ | 2.16 | | 2.38 | | |
| | | | |
| 摊薄后的每股收益 | | | | |
| | | | |
| 普通股股东可获得的净收益（亏损） | $ | 2,542 | | 2,909 | | |
| 已发行普通股的加权平均值（单位：百万股） | 1,178 | 1,220 | | |
| 添加：期权和未归属期权的稀释影响 | | | | |
| 未参与的 RSU/PSU（以百万计） | 2 | 3 | | |
| 加权平均摊薄后已发行股份（单位：百万股） | 1,180 | 1,223 | | |
| | | | |
| 普通股每股净收益（亏损） | $ | 2.15 | | 2.38 | | |
附注18——分部披露和相关信息
我们在全球范围内勘探、生产、运输和销售原油、沥青、天然气、液化天然气和液化天然气。我们通过以下方式管理运营 六运营细分市场，主要由地理区域定义：阿拉斯加；下48区；加拿大；欧洲、中东和北非；亚太地区；和其他国际。
企业和其他代表与运营部门不直接相关的收入和成本，例如大多数利息收入和支出；某些债务交易的影响；合并税收调整；公司管理费用和某些技术活动，包括许可收入；以及未实现的股权证券持有收益或亏损。所有现金和现金等价物以及短期投资都包含在 “公司和其他” 中。
我们评估业绩并根据净收益（亏损）分配资源。细分市场间的销售价格接近市场。
按运营部门分析业绩 | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
销售和其他营业收入 | | | | |
| | | | |
| | | | |
阿拉斯加 | $ | 1,670 | | 1,735 | | | |
低于 48 | 9,309 | | 10,049 | | | |
分段间淘汰 | (1) | | (4) | | | |
低于 48 | 9,308 | | 10,045 | | | |
加拿大 | 1,444 | | 1,183 | | | |
分段间淘汰 | (508) | | (340) | | | |
加拿大 | 936 | | 843 | | | |
欧洲、中东和北非 | 1,457 | | 1,702 | | | |
亚太地区 | 474 | | 464 | | | |
| | | | |
企业和其他 | 3 | | 22 | | | |
合并销售额和其他营业收入 | $ | 13,848 | | 14,811 | | | |
| | | | |
按地理位置划分的销售和其他营业收入(1) | | | |
美国 | $ | 10,980 | | 11,802 | | | |
| | | | |
加拿大 | 936 | | 843 | | | |
中国 | 213 | | 202 | | | |
| | | | |
| 利比亚 | 500 | | 370 | | | |
马来西亚 | 261 | | 261 | | | |
挪威 | 624 | | 651 | | | |
英国。 | 333 | | 681 | | | |
其他国外 | 1 | | 1 | | | |
全球合并 | $ | 13,848 | | 14,811 | | | |
| | | | |
按产品划分的销售和其他营业收入 | | | | |
原油 | $ | 9,563 | | 8,904 | | | |
天然气 | 1,882 | | 4,412 | | | |
液化天然气 | 680 | | 695 | | | |
其他(2) | 1,723 | | 800 | | | |
按产品划分的合并销售额和其他营业收入 | $ | 13,848 | | 14,811 | | | |
(1)根据销售业务的地点，销售和其他营业收入可归因于各个国家。
(2)包括沥青和电力。
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束 3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
| 净收益（亏损） | | | | |
阿拉斯加 | $ | 346 | | 416 | | | |
低于 48 | 1,381 | | 1,852 | | | |
| 加拿大 | 180 | | 6 | | | |
欧洲、中东和北非 | 304 | | 365 | | | |
亚太地区 | 512 | | 522 | | | |
其他国际 | (1) | | 1 | | | |
企业和其他 | (171) | | (242) | | | |
合并净收益（亏损） | $ | 2,551 | | 2,920 | | | |
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 |
| 总资产 | | |
阿拉斯加 | $ | 16,701 | | 16,174 | |
低于 48 | 42,586 | | 42,415 | |
| 加拿大 | 10,028 | | 10,277 | |
欧洲、中东和北非 | 8,021 | | 8,396 | |
亚太地区 | 8,530 | | 8,903 | |
| | |
企业和其他 | 9,482 | | 9,759 | |
合并总资产 | $ | 95,348 | | 95,924 | |
附注19—所得税
我们在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月期间的有效税率为 33.0百分比和 36.0分别是百分比。截至2024年3月31日的三个月期间有效税率的变化主要是由于对马来西亚税收优惠的认可（如下所述），以及我们在税收管辖区之间的收入结构发生了变化。
在 2024 年第一季度，我们录得了 $76与马来西亚J和G区块的深水投资税收优惠相关的百万税收优惠
该公司正在多个司法管辖区进行所得税审计。负责这些审计的政府机构经常要求增加时间来完成审计，我们通常会批准这些审计，相反，有时会以不可预见的方式结束审计。在接下来的十二个月内，我们的审计期可能会结束，这可能会对我们未确认的税收优惠总额产生重大影响。此类变化的金额无法估计，但与我们未确认的税收优惠总额相比，可能会很大。
附注20——新会计准则
2023年11月，财务会计准则委员会发布了亚利桑那州立大学第2023-07号 “对应申报分部披露的改进”，根据主题280 “分部报告”，对当前分部披露要求进行了改进。修正案并未改变我们确定运营部门的方式。通过后，披露方面的改进将追溯应用于之前提交的时期。亚利桑那州立大学对2023年12月15日之后开始的财政年度以及2024年12月15日之后的财政年度内的过渡期有效，允许提前采用。我们目前正在评估采用该ASU的影响。
2023年12月，财务会计准则委员会发布了亚利桑那州立大学第2023-09号 “所得税披露的改进”，加强了主题740 “所得税” 中的披露要求。这些增强措施将仅影响我们的财务报表披露，并将在允许追溯应用的前提下适用。亚利桑那州立大学自2024年12月15日之后的年度有效期内，允许提前采用。我们目前正在评估采用该亚利桑那州立大学的影响.
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
管理层的讨论与分析是公司对其财务业绩以及可能影响未来业绩的重大趋势的分析。它应与财务报表和附注一起阅读。它包含前瞻性陈述，包括但不限于与公司计划、战略、目标、期望和意图有关的陈述，这些陈述是根据1995年《私人证券诉讼改革法》的 “安全港” 条款作出的。“雄心”、“预测”、“相信”、“预算”、“继续”、“可以”、“努力”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“目标”、“展望”、“计划”、“潜力”、“预测”、“寻求”、“应该”、“目标”、“目标”、“展望”、“潜力”、“预测”、“寻求”、“应该”、“目标”、“目标”、“前景”、“计划”、“潜力”、“预测”、“寻求”、“应该”、“目标”、“目标”、“目标”、“前景”、“计划”、“潜力” 将”、“将” 和类似的表述表示前瞻性陈述。除非联邦证券法要求，否则公司不承诺更新、修改或更正任何前瞻性信息。提醒读者，此类前瞻性陈述应与公司的披露内容一起阅读，标题是：“1995年《私人证券诉讼改革法》'安全港'条款之目的的警示声明”，开头为页 47.
管理层讨论和分析中使用的 “收益” 和 “亏损” 是指净收益（亏损）。
商业环境和执行概述
根据产量和储量，康菲石油公司是世界领先的勘探和生产公司之一，业务和活动遍及13个国家。我们多样化、低成本的供应组合包括北美资源丰富的非常规矿区；北美、欧洲、非洲和亚洲的常规资产；全球液化天然气开发；加拿大的油砂；以及全球勘探前景清单。截至2024年3月31日，我们总部位于德克萨斯州休斯敦，在全球雇用了约1万名员工，总资产为950亿美元。
概述
在康菲石油公司，我们预计大宗商品价格将继续呈周期性和波动性，我们认为，勘探与生产行业成功的业务战略必须在较低的价格环境中保持弹性，同时在价格上涨期间保持上行空间。因此，我们未进行套期保值，继续致力于遵守我们严格的投资框架，并持续监测市场基本面，包括与地缘政治紧张局势和冲突、OPEC Plus供应最新情况、全球对我们产品的需求、石油和天然气库存水平、政府政策、通货膨胀和供应链中断相关的影响。
全球能源行业的宏观环境，包括能源转型，继续演变。我们相信，康菲石油将继续发挥至关重要的作用，实现三个目标：负责任地满足能源转型路径需求，提供有竞争力的资本回报，专注于实现我们的净零运营排放目标。我们称之为我们的三重使命，它代表了我们为利益相关者创造长期价值的承诺。
我们的三重使命和基本原则指导我们的差异化价值主张，通过价格周期为股东提供有竞争力的回报。我们的基本原则包括保持资产负债表实力、提供同行领先的分配、进行严格的投资以及表现出负责任和可靠的ESG表现。
5月，我们通过三级资本回报框架再次确认了2024年计划向股东返还至少90亿美元的资本。我们还宣布第二季度普通股息为每股0.58美元，VROC支付每股0.20美元。
在运营方面，我们仍然专注于安全执行业务，同时推进关键战略举措。在去年年底 FID 之后的第一个主要冬季施工季节，Willow 的项目活动继续增加。在下48区，我们继续执行我们的计划，重点是运营和资本效率。在国际上，加拿大、挪威和中国的项目在2023年底实现首次产量后，随着这些项目通过增加在线油井继续增加，我们看到了产量增长。同样在2024年3月，我们将合作伙伴运营的挪威海德龙油田的许可证延长至2045年。
2024年第一季度的产量为1902百万桶当量，比去年同期增加了1.1亿桶当量。在根据已完成收购和处置的影响进行调整后，第一季度 2024年的产量比去年同期增长了43百万英镑，增长了2％。
2024 年第一季度的产量为经营活动带来了 50 亿美元的现金。我们还通过股票回购向股东返还了13亿美元，通过普通股息和VROC向股东返还了9亿美元。在本季度末，我们的现金、现金等价物、限制性现金和短期投资总额为63亿美元，长期债务证券投资为11亿美元。
同样在2024年第一季度，我们以资本支出和投资的形式向该业务再投资了29亿美元，其中一半以上的支出与Lower 48细分市场的灵活、短周期的非常规业务有关，我们的产品可以进入国内和出口市场。
商业环境
大宗商品价格是影响我们的盈利能力和相关股东资本回报率的最重要因素。可能影响世界能源市场和大宗商品价格的动态包括但不限于全球经济健康、内乱、全球流行病、军事冲突、欧佩克+和其他主要产油国采取的行动、环境法、税收法规、政府政策以及与天气相关的干扰造成的全球经济健康、供需中断或对此的担忧。我们的战略是通过实现支撑我们价值主张的财务、运营和ESG优先事项，通过价格周期创造价值。
我们的收益和运营现金流通常与原油和天然气的价格水平相关，这些价格水平受公司外部因素的影响，我们无法控制这些因素。下图描绘了WTI原油、布伦特原油和Henry Hub天然气的平均基准价格的趋势：
布伦特原油价格在2024年第一季度平均为每桶83.24美元，与2023年第一季度的每桶81.27美元相比上涨了2％。库欣的西德中质原油价格在2024年第一季度平均为每桶76.96美元，与2023年第一季度的每桶76.13美元相比增长了1％。2024年第一季度的油价受到全球石油需求增长、欧佩克+成员国的自愿减产以及影响贸易流动的地缘政治风险的支撑。
亨利枢纽天然气价格在2024年第一季度平均为每百万英热单位2.25美元，与2023年第一季度的每百万英热单位3.44美元相比下降了35％。由于温和的冬季天气导致北美天然气储量过高，Henry Hub价格下跌。
2024年第一季度，我们的已实现沥青价格平均为每桶44.30美元，与2023年第一季度的每桶29.49美元相比增长了50％。2024年第一季度的增长是由WCS差异的缩小所推动的，这是亚洲重油需求的改善以及更有利的销售组合以及铁路销售比例降低所致。我们将通过改善稀释剂回收装置的运行以及混合和运输策略，继续优化沥青价格的实现。
2024年第一季度，我们的总平均已实现价格为每英国央行56.60美元，而2023年第一季度的平均已实现价格为每英国央行60.86美元。
主要运营和财务摘要
2024年第一季度的重要项目和最近的公告包括以下内容：
•公司总产量为1,902百万桶/日元；
•在 Lower 48 中生产了 1,046 个 MBOED，包括来自二叠纪的 736 个 MBOED、来自 Eagle Ford 的 197 个 MBOED 和来自 Bakken 的 96 个 MBOED；
•在阿拉斯加的Willow成功完成了第一个重要的冬季施工季节，并推进了美国和卡塔尔液化天然气项目的开发；
•近期国际项目初创公司的持续发展，包括加拿大的Surmont Pad 267、挪威的几家海底回购以及中国的渤海4B期；
•继公司在加拿大的中央处理设施第二阶段启动后，Montney开发计划取得了进展，该资产的产量创下了纪录；
•4月，澳大利亚太平洋液化天然气有限公司实现了第1,000次液化天然气货物出口里程碑；
•通过三级框架向股东分配22亿美元，其中包括通过股票回购分配的13亿美元以及通过普通股息和VROC分配的9亿美元；
•到期时退休债务为5亿美元；以及
•本季度末，现金、现金等价物、限制性现金和短期投资为63亿美元，长期债务证券投资为11亿美元。
外表
制作
2024年第二季度的产量预计为1.91至1.95百万桶当量。
所有全年指导项目保持不变。
运营结果
除非另有说明，否则对截至2024年3月31日的三个月期间的合并业绩的讨论以与2023年同期的比较为基础。
合并业绩
公司按业务分部划分的净收益（亏损）摘要如下：
| | | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束
3 月 31 日 | | |
| 2024 | 2023 | | | |
阿拉斯加 | $ | 346 | | 416 | | | | |
低于 48 | 1,381 | | 1,852 | | | | |
加拿大 | 180 | | 6 | | | | |
欧洲、中东和北非 | 304 | | 365 | | | | |
亚太地区 | 512 | | 522 | | | | |
其他国际 | (1) | | 1 | | | | |
企业和其他 | (171) | | (242) | | | | |
净收益（亏损） | $ | 2,551 | | 2,920 | | | | |
2024年第一季度的净收益（亏损）减少了3.69亿美元。第一季度收益受到以下因素的负面影响：
•已实现的天然气和液化天然气大宗商品价格降低。
•较低的商业性能和时机。
•由于我们收购了Surmont的额外营运权益，该收购于2023年10月结束，因此我们的分部利率上升以及主要在加拿大分部的销量增加，因此DD&A费用增加。 参见注释 3。
•生产和运营费用的增加主要是由我们收购苏尔蒙特额外营运权益相关的产量增加所致，以及租赁运营费用增加和约5,500万美元的油井工作活动以及约4,400万美元的运输相关费用增加导致Lower 48和阿拉斯加板块的支出增加。 参见注释 3。
•液化天然气销售价格的下跌，反映在关联公司的股本收益中。
收入减少的抵消措施包括：
•销量的增加主要是由我们在加拿大细分市场的Surmont收购所推动的。 参见注释 3。
•已实现的沥青和原油价格上涨。
•2024年第一季度录得7600万澳元的税收优惠，与马来西亚J和G区块的深水投资税收优惠有关。 参见注释 19.
查看 “区段结果”有关其他信息的部分。
损益表分析
除非另有说明，否则损益表分析中的所有结果均为税前。
销售和其他营业收入减少了9.63亿美元，主要是由于已实现的天然气和液化天然气价格下降，但部分被我们收购加拿大分部Surmont的额外营运权益以及已实现沥青和原油价格的上涨所导致的销售量增加所抵消。参见注释 3。
关联公司收益权益减少了7800万美元，这是由于液化天然气价格下跌推动的收益减少.
购买的大宗商品减少了8.04亿美元，主要是由于天然气价格的下跌被所有大宗商品购买量的增加部分抵消。
生产和运营费用增加了2.36亿美元，这是由于我们收购了加拿大分部苏尔蒙特的额外营运权益，以及租赁运营费用增加和约5500万加元的油井作业活动增加以及约4,400万加元的运输相关费用增加导致产量增加。参见注释 3。
DD&A 费用增加了2.69亿美元，这主要是由于我们各细分市场的利率上升，以及收购苏尔蒙特的额外营运权益导致加拿大分部的销量增加。参见注释 3。
参见附注19——所得税 获取有关我们的信息 所得税准备金（福利）和有效税率。
运营统计数据摘要
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| 三个月已结束
3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
| 平均净产量 | | | | |
| 原油 (MBD) | | | | |
合并运营 | 928 | | 926 | | | |
股票关联公司 | 16 | | 11 | | | |
原油总量 | 944 | | 937 | | | |
| | | | |
| 液化天然气 (MBD) | | | | |
合并运营 | 271 | | 264 | | | |
股票关联公司 | 8 | | 7 | | | |
液化天然气总量 | 279 | | 271 | | | |
| | | | |
沥青 (MBD) | 129 | | 69 | | | |
| | | | |
| 天然气 (MMCFD) | | | | |
合并运营 | 2,035 | | 1,922 | | | |
股票关联公司 | 1,267 | | 1,166 | | | |
天然气总量 | 3,302 | | 3,088 | | | |
| | | | |
总产量（MBOED） | 1,902 | | 1,792 | | | |
| | | | | | | | | | |
| 每单位美元 |
平均销售价格 | | | | |
原油（每桶） | | | | |
合并运营 | $ | 78.67 | | 77.60 | | | |
股票关联公司 | 76.94 | | 80.97 | | | |
原油总量 | 78.64 | | 77.65 | | | |
| | | | |
液化天然气（每桶） | | | | |
| 合并运营 | 23.35 | | 24.97 | | | |
股票关联公司 | 52.09 | | 57.71 | | | |
液化天然气总量 | 24.25 | | 25.84 | | | |
| | | | |
沥青（每桶） | 44.30 | | 29.49 | | | |
| | | | |
天然气（每立方英尺） | | | | |
| 合并运营 | 2.91 | | 5.65 | | | |
股票关联公司 | 8.26 | | 9.95 | | | |
天然气总量 | 5.02 | | 7.30 | | | |
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
勘探费用 | | | | |
一般行政、地质和地球物理 租金等 | $ | 93 | | 70 | | | |
租赁权减值 | — | | 19 | | | |
干洞 | 19 | | 49 | | | |
| $ | 112 | | 138 | | | |
我们在全球范围内勘探、生产、运输和销售原油、沥青、天然气、液化天然气和液化天然气。截至2024年3月31日，我们的业务在美国、挪威、加拿大、澳大利亚、中国、马来西亚、卡塔尔和利比亚生产。
2024年第一季度的总产量为1902百万桶当量，增长了110百万桶当量，增长了6％。产量增长包括：
•下48区、阿拉斯加、澳大利亚、加拿大、中国、利比亚和挪威的新油井在线。
•我们对 Surmont 的收购已于 2023 年 10 月完成。
产量增长被正常的油田下降部分抵消。
在根据已完成收购和处置的影响进行调整后，第一季度 2024年的产量比去年同期增长了43百万英镑，增长了2％。
分部业绩
除非另有说明，否则对截至2024年3月31日的三个月期间的分部业绩的讨论以与2023年同期的比较为基础，并以税后为准。
阿拉斯加
| | | | | | | | | | |
| 三个月已结束
3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
净收益（亏损） (百万美元) | $ | 346 | | 416 | | | |
| | | | |
平均净产量 | | | | |
原油 (MBD) | 180 | | 179 | | | |
液化天然气 (MBD) | 14 | | 18 | | | |
天然气 (MMCFD) | 42 | | 42 | | | |
总产量 （MBOED） | 201 | | 204 | | | |
| | | | |
平均销售价格 | | | | |
原油（每桶美元） | $ | 83.59 | | 82.22 | | | |
天然气（每立方英尺美元） | 3.91 | | 4.58 | | | |
阿拉斯加分部主要勘探、生产、运输和销售原油、液化天然气和天然气。截至2024年3月31日，阿拉斯加贡献了我们合并液体产量的15％和合并天然气产量的2％。
净收益（亏损）
阿拉斯加的收入在2024年第一季度减少了7,000万美元。收入下降包括：
•由于利率上升，DD&A支出增加，这主要是由于年底准备金向下修订。
•生产和运营费用增加的主要原因是1300万美元的油井工作活动增加，以及1,100万美元的运输相关成本增加。
•勘探费用增加的主要原因是地震工作增加了2600万美元。
抵消收益下降的主要原因是2023年第一季度缺少干井支出。
制作
2024 年第一季度的平均产量下降了 3 MBOED。产量下降主要是由于油田的正常衰退。
产量下降被在线新油井以及西北坡和大库帕鲁克地区资产业绩改善所部分抵消。
低于 48
| | | | | | | | | | |
| 三个月已结束
3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
净收益（亏损）(百万美元) | $ | 1,381 | | 1,852 | | | |
| | | | |
| 平均净产量 | | | | |
原油 (MBD) | 553 | | 561 | | | |
液化天然气 (MBD) | 247 | | 239 | | | |
天然气 (MMCFD) | 1,479 | | 1,418 | | | |
总产量（MBOED） | 1,046 | | 1,036 | | | |
| | | | |
平均销售价格 | | | | |
原油（每桶美元） | $ | 75.51 | | 74.36 | | | |
液化天然气（每桶美元） | 22.67 | | 24.58 | | | |
天然气（每立方英尺美元） | 1.57 | | 2.92 | | | |
Lower 48 分部包括位于美国下48州的业务以及墨西哥湾的生产地产。截至2024年3月31日，Lower 48占我们合并液体产量的60％和合并天然气产量的73％。
净收益（亏损）
下48指数的收益在2024年第一季度减少了4.71亿美元。收入下降包括：
•降低已实现的天然气和液化天然气价格。
•较低的商业性能和时机。
•生产和运营费用增加的主要原因是租赁运营费用增加了3,600万美元，运输相关成本增加了3,100万美元。
•DD&A费用增加主要是由于资本增加导致利率上升。
抵消收益下降的主要原因是天然气和液化天然气销售量的增加。
制作
2024 年第一季度的平均产量增长了 10 MBOED。产量的增加主要是由于我们在特拉华盆地、伊格尔福德、米德兰盆地和巴肯的开发项目开采了新的油井。
产量增长被正常的油田下降部分抵消。
加拿大
| | | | | | | | | | |
| 三个月已结束
3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
净收益（亏损）(百万美元) | $ | 180 | | 6 | | | |
| | | | |
平均净产量 | | | | |
原油 (MBD) | 18 | | 6 | | | |
液化天然气 (MBD) | 6 | | 3 | | | |
沥青 (MBD) | 129 | | 69 | | | |
天然气 (MMCFD) | 100 | | 64 | | | |
总产量（MBOED） | 170 | | 89 | | | |
| | | | |
平均销售价格 | | | | |
原油（每桶美元） | $ | 64.40 | | 65.07 | | | |
液化天然气（每桶美元） | 35.47 | | 29.02 | | | |
沥青（每桶美元） | 44.30 | | 29.49 | | | |
天然气（每立方英尺美元）* | 1.01 | | 4.64 | | | |
*平均销售价格包括未使用的运输成本。
我们在加拿大的业务包括艾伯塔省的苏尔蒙特油砂开发项目和不列颠哥伦比亚省的蒙特尼非常规油田。截至2024年3月31日，加拿大贡献了我们合并液体产量的12％和合并天然气产量的5％。
净收益（亏损）
加拿大的收入在2024年第一季度增加了1.74亿美元。收入的增加包括：
•销量的增加主要与我们在苏尔蒙特的收购有关，该收购于2023年10月完成。 参见注释 3。
•更高的已实现沥青价格。
收入增长的抵消措施包括：
•生产和运营费用增加的主要原因是我们在苏尔蒙特的工作兴趣增加，产量增加。 参见注释 3。
•DD&A费用增加至5100万美元，这主要是由于我们收购苏尔蒙特后产量增加，但部分被苏尔蒙特的较低利率所抵消。
制作
2024年第一季度的平均产量增长了81百万桶当量。产量的增加包括：
•由于我们对苏尔蒙特的工作兴趣增加，产量增加。 参见注释 3。
•新油井在蒙特尼和苏尔蒙特上线。
产量增长被正常的油田下降部分抵消。
欧洲、中东和北非
| | | | | | | | | | |
| 三个月已结束
3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
净收益（亏损）(百万美元) | $ | 304 | | 365 | | | |
| | | | |
合并运营 | | | | |
| 平均净产量 | | | | |
原油 (MBD) | 118 | | 117 | | | |
液化天然气 (MBD) | 4 | | 4 | | | |
天然气 (MMCFD) | 358 | | 342 | | | |
总产量（MBOED） | 182 | | 178 | | | |
| | | | |
平均销售价格 |
| | | |
原油（每桶美元） | $ | 84.83 | | 83.52 | | | |
液化天然气（每桶美元） | 46.32 | | 47.91 | | | |
天然气（每立方英尺美元） | 8.81 | | 17.18 | | | |
生产和销售价格不包括股权关联公司。参见 运营统计数据摘要用于股权附属公司总额。
欧洲、中东和北非分部主要包括位于挪威北海和挪威海段、卡塔尔、利比亚的业务以及英国的商业和码头业务。截至2024年3月31日，我们的欧洲、中东和北非业务贡献了合并液体产量的9％和合并天然气产量的17％。
净收益（亏损）
2024年第一季度，来自欧洲、中东和北非的收入减少了6,100万美元。收入下降包括：
•已实现的天然气价格降低。
•外汇收益减少约1900万美元，这与美元和欧元兑挪威克朗走强有关。
收入下降的抵消主要是由销售量的增加所推动的。
合并产量
2024年第一季度的平均合并产量增长了4百万桶当量。产量的增加主要是由于在网上开采了新油井以及挪威和利比亚的业绩改善。
产量增长被正常的油田下降部分抵消。
探索活动
2024年第一季度，我们在税前收取了1,800万美元的干井费用，用于根据2019年钻探的 PL782S 许可证暂停勘探的布斯塔油井。
亚太地区
| | | | | | | | | | |
| 三个月已结束
3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
净收益（亏损）(百万美元) | $ | 512 | | 522 | | | |
| | | | |
合并运营 | | | | |
平均净产量 | | | | |
| 原油 (MBD) | 59 | | 63 | | | |
天然气 (MMCFD) | 56 | | 56 | | | |
总产量（MBOED） | 68 | | 72 | | | |
| | | | |
平均销售价格 | | | | |
原油（每桶美元） | $ | 85.05 | | 83.50 | | | |
天然气（每立方英尺美元） | 3.68 | | 4.30 | | | |
生产和销售价格不包括股权关联公司。参见 运营统计数据摘要用于股权附属公司总额。
亚太分部在中国、马来西亚、澳大利亚开展业务，在中国、新加坡和日本开展商业业务。截至2024年3月31日，亚太地区贡献了我们合并液体产量的4％和合并天然气产量的3％。
净收益（亏损）
2024年第一季度，亚太地区的收益减少了1000万美元。收益下降主要是由液化天然气销售价格下跌导致股票附属公司的收益减少所致。
对收益下降的抵消主要是由与马来西亚J和G区块深水投资税收优惠相关的7,600万美元税收优惠所致。 参见注释 19.
合并产量
2024年第一季度的平均合并产量下降了4MBOED。产量下降主要是由于油田的正常衰退。
中国的渤海湾开发活动部分抵消了产量的下降。
其他国际
| | | | | | | | | | |
| | | | |
| 三个月已结束
3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
净收益（亏损） (百万美元) | $ | (1) | | 1 | | | |
其他国际部分包括与先前在其他国家的业务相关的活动。
企业和其他
| | | | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束
3 月 31 日 | |
| 2024 | 2023 | | |
| 净收益（亏损） | | | | |
净利息支出 | $ | (93) | | (90) | | | |
公司一般和管理费用 | (105) | | (90) | | | |
科技 | (24) | | 6 | | | |
其他收入（支出） | 51 | | (68) | | | |
| $ | (171) | | (242) | | | |
净利息支出包括利息和融资费用，扣除利息收入和资本化利息。
公司并购费用包括薪酬计划和员工成本。2024年第一季度，公司并购支出增加了1500万美元，这主要是由于与某些薪酬计划相关的按市值调整所致。
技术包括我们对低碳和其他新技术或业务的投资以及许可收入。其他新技术或业务及许可活动侧重于常规油藏和致密油藏、页岩气、油砂、提高石油采收率以及液化天然气。
其他收入（支出）或 “其他” 包括某些合并税收相关项目、外币交易损益、与不再运营的场地相关的环境成本、与运营部门无直接关系的其他成本、提前偿还债务的收益/亏损、股权证券的持有收益或亏损以及养老金结算费用。在2024年第一季度，“其他” 增加了1.19亿美元，这主要是由于2023年第一季度没有合并税收调整，以及2024年第一季度与股票薪酬相关的税收优惠有所增加。
资本资源和流动性
财务指标
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 3 月 31 日
2024 | 12 月 31 日
2023 |
| 现金和现金等价物 | $ | 5,574 | | 5,635 | |
| 短期投资 | 487 | | 971 | |
| 债务总额 | 18,417 | | 18,937 | |
| 权益总额 | 49,325 | | 49,279 | |
| 总债务占资本的百分比* | 27 | % | 28 | |
| 浮动利率债务占总债务的百分比 | 2 | % | 2 | |
*资本包括总债务和总权益。
为了满足我们的短期和长期流动性需求，我们寻求各种资金来源，包括经营活动产生的现金、我们的商业票据和信贷额度计划以及我们使用现成注册声明出售证券的能力。在2024年的前三个月，我们可用现金的主要用途是29亿美元用于支持我们持续的资本支出和投资计划，13亿美元用于回购普通股，9亿美元用于支付普通股息和VROC，5亿美元用于在到期时偿还债务。
截至2024年3月31日，我们的总流动性为116亿美元，包括56亿美元的现金及现金等价物、5亿美元的短期投资以及55亿美元信贷额度下的可用借贷能力。此外，我们在债务证券方面有11亿美元的长期投资。我们买了即使是当前的现金余额和经营活动产生的现金，加上下文 “资本重大变化” 部分所述的外部资金来源，也足以满足我们在t方面的资金需求短期和长期，包括我们的资本支出计划、收购、股息支付和债务义务。
资本的重大变化
运营活动
2024年前三个月，经营活动提供的现金为50亿美元，而2023年同期为54亿美元。下降的主要原因是已实现的天然气价格下降，但部分被沥青价格上涨和产量的增加所抵消。
我们的短期和长期运营现金流高度依赖于原油、沥青、天然气、液化天然气和液化天然气的价格。从历史上看，我们行业的价格和利润率一直波动不定，是由我们无法控制的市场条件推动的。如果没有其他缓解因素，随着这些价格和利润率的波动，我们预计我们的运营现金流将发生相应的变化。
产量水平以及产品和地点组合会影响我们的现金流。未来的产量受到许多不确定性的影响，包括波动的原油和天然气价格环境，这可能会影响投资决策；价格变动对产量分成和可变特许权使用费合同的影响；油田的收购和处置；油田产量下降率；新技术；运营效率；启动和重大周转的时机；政治不稳定；全球疫情的影响；与天气相关的干扰；以及通过探索成功增加探明储量和他们的及时和具有成本效益的开发。尽管我们积极管理这些因素，但生产水平可能会导致现金流的波动，尽管这种变异通常不如大宗商品价格造成的波动那么大。
为了维持或增加我们的产量，我们必须继续增加我们已探明的储备基础。请参阅 “资本支出和投资” 部分。
投资活动
在2024年的前三个月，我们在资本支出和投资上投资了29亿美元。目前，我们的2024年运营计划资本支出预计在110亿美元至115亿美元之间。我们2023年的资本支出和投资为112亿美元。请参阅 “资本支出和投资” 部分。
在2024年的前三个月，我们在液化天然气项目上投资了3亿美元，包括亚瑟港液化控股有限责任公司（PALNG）、卡塔尔能源液化天然气NFE（4）（NFE4）和卡塔尔能源液化天然气NFS（3）（NFS3）。
作为现金投资策略的一部分，我们将投资短期和长期投资，其主要目标是保护本金，维持流动性并提供收益率和总回报。这些投资包括定期存款、商业票据和归类为可供出售的债务证券。为支持我们的运营计划和提供应对短期价格波动的灵活性的短期需求资金投资于到期日少于一年的高流动性工具。我们认为可用于在长期价格下跌中保持弹性和抓住给定运营计划之外的机会的资金可以投资于到期日超过一年的工具。
2024年前三个月的投资活动包括4.05亿美元的投资净销售额。我们的短期投资净销售额为5.55亿美元，长期投资的净购买量为1.5亿美元. 参见注释 13。
融资活动
我们的循环信贷额度总额为55亿美元，到期日为2027年2月。该信贷额度可用于直接银行借款，发行总额不超过5亿美元的信用证，或作为对我们商业票据计划的支持。由于没有未偿还的商业票据，也没有直接借款或信用证，截至2024年3月31日，我们在循环信贷额度下获得了55亿美元的可用借款能力。
截至2024年3月31日，我们的债务余额为184亿美元，而截至2023年12月31日为189亿美元。截至2024年3月31日，目前的债务部分，包括融资租赁的未来付款，为11亿美元。2024年3月，公司在到期时偿还了2.125％的票据本金4.61亿美元。预计将使用当前的现金余额和经营活动提供的现金来偿还债务。
2024年3月，穆迪确认了我们的长期信用评级，包括如下。我们目前对长期债务的信用评级为：
•惠誉：前景为 “稳定” 的 “A”
•标准普尔：前景为 “稳定” 的 “A-”
•穆迪： "A2"用一个 "稳定"展望
参见注释 5 了解有关债务和循环信贷额度的更多信息。
我们的某些与项目相关的合同、商业合约和衍生工具包含要求我们提供抵押品的条款。这些合同和工具中有许多允许我们以现金或信用证作为抵押品。截至2024年3月31日和2023年12月31日，我们的直接银行信用证分别为3.69亿美元和3.4亿美元，这为与正常业务行为相关的各种购买承诺相关的履约义务提供了担保。如果信用评级下调，我们可能需要发布额外的信用证。
书架登记
我们向美国证券交易委员会存档了一份通用货架注册声明，根据该声明，我们能够发行和出售不确定数量的各种类型的债务和股权证券。
资本要求
有关我们的资本支出和投资的信息，请参阅 “资本支出和投资” 部分。
我们相信通过我们目前的三级资本回报框架为股东创造价值。该框架旨在提供诱人的、不断增长的普通股息、全权的VROC支付和全周期股票回购。VROC为履行我们的承诺提供了灵活的工具，即在大宗商品价格明显高于我们的计划价格区间期间，从经营活动中返还超过30％的现金。我们预计2024年的总资本回报率至少为90亿美元。
在2024年的前三个月，我们支付了每股0.58美元的普通股息和每股0.20美元的VROC付款。在2023年的前三个月，我们支付了每股0.51美元的普通股息和每股0.70美元的VROC付款。
2024年5月，我们宣布向2024年5月13日的登记股东派发每股0.58美元的普通股息和每股0.20美元的VROC支付，将于2024年6月3日支付。
2016年底，我们启动了当前的股票回购计划。截至2022年10月，我们已宣布总共授权回购高达450亿美元的普通股。回购由管理层自行决定，以现行价格进行，但须视市场状况和其他因素而定。截至2024年3月31日，自我们当前计划启动以来，股票回购总额为3.95亿股和301亿美元。在截至2024年3月31日的三个月中，我们回购了1160万股股票，成本为13亿美元。
参见第一部分—第1A项—风险因素— “我们执行资本回报计划的能力受某些考虑因素的约束” 在我们的 2023 年 10-K 表年度报告中。
资本支出和投资
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束
3 月 31 日 |
| 2024 | 2023 |
| 阿拉斯加 | $ | 720 | | 406 | |
| 低于 48 | 1,616 | | 1,704 | |
| 加拿大 | 152 | | 136 | |
| 欧洲、中东和北非 | 219 | | 209 | |
| 亚太地区 | 45 | | 63 | |
| | |
| 企业和其他 | 164 | | 379 | |
| 资本支出和投资 | $ | 2,916 | | 2,897 | |
在2024年的前三个月，资本支出和投资为关键运营活动和收购提供了支持，主要是：
•阿拉斯加的评估和开发活动与西北坡有关，包括Willow，以及大库帕鲁克地区的开发活动。
•下48区的开发活动，主要集中在特拉华盆地、伊格尔福德、米德兰盆地和巴肯。
•蒙特尼的评估和开发活动以及加拿大苏尔蒙特的开发和优化。
•挪威各资产的开发活动。
•继续在马来西亚和中国开展开发活动。
•对 PALNG、NFE4 和 NFS3 的投资。
我们的2024年运营计划资本支出指导目前预计为110亿美元至115亿美元。2023年，我们的运营计划资本为112亿美元。
担保人汇总财务信息
我们的债权人集团、康菲石油公司、康菲石油公司和伯灵顿资源有限责任公司就公开持有的债务证券提供了各种交叉担保。康菲石油公司由康菲石油公司100％持有。伯灵顿资源有限责任公司由康菲石油公司100％持有。康菲石油和/或康菲石油公司已为伯灵顿资源有限责任公司公开持有的债务证券的付款义务提供了全额和无条件的担保。同样，康菲石油公司为康菲石油公司对其公开持有的债务证券的付款义务提供了充分和无条件的担保。此外，康菲石油公司为康菲石油公司对其公开持有的债务证券的付款义务提供了充分和无条件的担保。所有担保均为连带担保。
下表汇总了债务人集团的财务信息，定义如下：
•债务人集团将反映由康菲石油公司、康菲石油公司和伯灵顿资源有限责任公司组成的担保人和发行人。
•汇总财务信息的余额反映了为取消集体担保人和担保证券发行人之间的投资和交易而进行的合并调整。
•非义务子公司不包括在演示文稿中。
反映债务人和非义务子公司之间活动的交易和余额如下所示：
损益表数据汇总
| | | | | |
| 数百万美元 |
| 三个月已结束
2024年3月31日 |
收入和其他收入 | $ | 9,190 | |
所得税前收入（亏损）* | 2,462 | |
| |
净收益（亏损） | 2,551 | |
*包括与非义务子公司交易的大约19亿美元购买的大宗商品支出。
资产负债表数据汇总
| | | | | | | | |
| 数百万美元 |
| 3月31日
2024 | 十二月三十一日
2023 |
流动资产 | $ | 6,236 | | 8,008 | |
非义务子公司应付的款项，当前 | 1,443 | | 1,565 | |
非流动资产 | 94,794 | | 91,155 | |
非义务子公司应付的款项，非流动 | 9,550 | | 8,936 | |
流动负债 | 7,938 | | 7,337 | |
应付给非义务子公司的款项，当前 | 4,643 | | 3,990 | |
非流动负债 | 50,232 | | 49,105 | |
应付给非义务子公司的款项，非流动 | 32,859 | | 31,241 | |
突发事件
我们受正常业务过程中出现的法律诉讼、索赔和责任的约束。当与法律索赔相关的损失被认为可能发生且金额可以合理估计时，我们会累积与法律索赔相关的损失。 参见注释 9.
法律和税务事务
我们面临各种诉讼和索赔，包括但不限于涉及石油和天然气特许权使用费和遣散税、天然气计量和估值方法、合同纠纷、环境损失、气候变化、人身伤害和财产损失的事项。我们在此类问题上的主要风险涉及据称对某些联邦、州和私人财产少缴的特许权使用费和税款、涉嫌环境污染的索赔以及历史运营和气候变化造成的损失。我们将继续在这些问题上大力捍卫自己。
我们的法律组织将其知识、经验和专业判断应用于我们案件的具体特点，采用诉讼管理流程来管理和监督针对我们的法律诉讼。我们的流程有助于对个别案例的潜在暴露进行早期评估和量化。这一流程还使我们能够跟踪那些已安排进行审判和/或调解的案件。根据专业判断和使用这些诉讼管理工具的经验以及有关我们所有案件当前进展的可用信息，我们的法律组织定期评估当前应计额的充足性，并确定是否需要调整现有应计额或建立新的应计额。
环保
与行业中的其他公司一样，我们受众多的国际、联邦、州和地方环境法律法规的约束。有关这些环境法律法规中最重要的讨论，包括具有相关补救义务的法律法规，请参阅我们《2023年10-K表年度报告》第56—58页管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析中的 “环境” 部分。
我们偶尔会收到美国环保局和州环境机构提出的提供信息或潜在责任通知的请求，声称我们是CERCLA或同等州法规规定的潜在责任方。有时，我们也会成为这些机构或私人当事方提起的费用回收诉讼的当事方。这些请求、通知和诉讼声称可能要为各种场地的补救费用承担责任，这些场地通常不归我们所有，但据称含有可归因于我们过去运营的废物。截至2024年3月31日，根据CERCLA和类似的州法律，我们在美国有15个地点被确定为潜在责任方。
对于美国和加拿大的补救活动，我们的合并资产负债表包括截至2024年3月31日和2023年12月31日的环境应计总额为1.84亿美元。我们预计在未来30年内将产生大量的此类支出。
尽管有上述任何规定，与其他从事类似业务的公司一样，环境成本和责任是我们业务和产品中固有的问题，无法保证不会产生材料成本和负债。但是，我们目前预计不会因为遵守现行环境法律法规而对我们的经营业绩或财务状况产生任何重大不利影响。
参见我们的2023年10-K表年度报告中的第一部分——第1A项——风险因素—— “由于我们遵守现有和未来的环境法律法规，我们预计将继续产生大量的资本支出和运营成本”，以及注意事项 9 获取有关环境诉讼的信息。
气候变化
政治和社会对全球气候变化问题的持续关注促成了以减少温室气体或甲烷排放为重点的各州、国家和国际法律法规的拟定或颁布。这些拟议或颁布的法律适用于或可能适用于我们有利益或将来可能有利益的国家。该领域的法律在不断发展，尽管无法准确估计实施时间表或我们未来与实施相关的合规成本，但此类法律如果颁布，可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大影响。有关影响或可能影响我们运营的立法和可能的监管前提示例，请参阅《2023年10-K表年度报告》第58-59页管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析中的 “气候变化” 部分。
公司对气候相关风险的回应
2020年，我们采用了与巴黎一致的气候相关风险框架，目标是到2050年将我们的运营（范围1和2）排放量减少到净零。我们的气候风险战略的目标是管理与气候相关的风险，优化机会，使公司有能力应对关键不确定性的变化，包括世界各地的政府政策、减排技术、替代能源技术和消费者趋势的变化。该战略列出了我们在投资组合构成、减排、目标和激励措施、与排放相关的技术开发以及与气候相关的政策和金融部门参与方面的选择。
我们的气候风险战略的一个重要组成部分是净零能源转型计划（“计划”）。该计划概述了我们打算如何通过执行我们的三重使命在能源转型中发挥有价值的作用，即：可靠和负责任地满足能源转型路径需求，提供有竞争力的资本回报，并专注于实现我们的净零运营排放目标。该计划还概述了我们打算如何运用我们的战略能力和资源，以经济上可行、负责任和可行的方式，平衡利益相关者的利益，应对气候变化带来的挑战。
该计划的关键要素包括：
•保持战略灵活性
◦建立以低供应成本和低温室气体强度为重点的弹性资产组合，以满足过渡路径的能源需求。
◦承诺通过使用包括碳成本在内的全额供应成本作为资本配置的基础，来遵守资本纪律。
•减少范围 1 和 2 的排放
◦设定我们拥有所有权和控制权的排放目标，目标是到2050年成为范围1和范围2排放的净零排放公司。
•解决范围 3 排放问题
◦倡导精心设计的全经济范围的碳价格，并参与制定其他政策和立法以解决最终用途的排放。
◦与我们的供应商合作，在温室气体减排方面达成一致。
•为有序过渡做出贡献
◦建立有吸引力的液化天然气投资组合。
◦评估对新兴能源转型和低碳技术的潜在投资。
我们的计划不包括范围 3（最终用途）排放目标。我们认识到，必须减少最终用途的排放，以实现全球气候目标。但是，我们认为，通过范围3目标对北美和欧洲上游石油和天然气生产商实施的供应方限制将对气候目标适得其反。在缺乏满足全球需求的政策措施以及技术和政策的形式和速度尚待确定的情况下，制定和实现范围3的目标将需要将生产转移到其他全球运营商，这些运营商制定了不那么雄心勃勃的目标或没有减少自身运营排放的目标，或者没有任何其他管理气候相关风险的雄心壮志或计划，这可能会削弱能源安全和可负担性，削弱全球气候变化目标。这就是为什么我们一直在倡导精心设计的全经济范围的碳价格方面发挥重要作用，并参与制定其他政策或立法，以解决高碳强度能源使用造成的最终用途排放。我们还将政策宣传范围扩大到碳定价以外，将监管行动包括在内，例如支持甲烷的直接监管。
为了支持解决我们的范围 1 和范围 2 排放，我们在2023年在几个关键领域取得了进展：
•继续完善我们与巴黎一致的气候风险战略。
•将我们的温室气体排放强度减排目标从2016年的运营总排放量和净股权排放量基准提高到2030年的50-60％。
•在石油和天然气甲烷伙伴关系2.0计划中实现了金标准路径。
•实施了我们新的2030年近零甲烷排放强度目标，即每个英国央行约1.5千克二氧化碳当量或产气的0.15％。
我们的减排努力和净零目标得到了我们的多学科低碳技术组织的支持。 参见第一部分——第1A项——风险因素—— “与全球气候变化相关的现有和未来的法律、法规和内部举措，例如限制温室气体排放，可能会影响或限制我们的业务计划，导致巨额支出，促进能源的替代用途或减少对我们产品的需求，” 以及 “投资者和社会对应对全球气候变化的更广泛关注和努力可能会限制谁可以与我们做生意或我们进入金融市场的机会，并可能使我们受到诉讼，” 在我们的 2023 年 10-K 表年度报告中，以及注意事项 9获取有关气候变化诉讼的信息。
关于1995年《私人证券诉讼改革法》中 “安全港” 条款的警示声明
本报告包括1933年《证券法》第27A条和1934年《证券交易法》第21E条所指的前瞻性陈述。除本报告中包含或以引用方式纳入的历史事实陈述以外的所有陈述，包括但不限于有关我们未来财务状况、业务战略、预算、预计收入、预计成本和计划以及未来运营管理目标的陈述，均为前瞻性陈述。本报告中包含的前瞻性陈述的示例包括我们的预期产量增长和总体商业环境展望、我们的预期资本预算和资本支出以及有关未来分红的讨论。您通常可以通过以下词语来识别我们的前瞻性陈述 “雄心”、“预测”、“相信”、“预算”、“继续”、“可能”、“努力”、“估计”、“预期”、“打算”、“目标”、“指导”、“可能”、“目标”、“展望”、“计划”、“潜力”、“预测”、“寻求”、“应该”、“目标”、“前景”、“潜力”、“预测”、“寻求”、“应该”、“目标”、“前景”、“潜力”、“预测”、“应该”、“目标”、“意愿”、“目标”、“愿望”” “会”和类似的表情。
我们的前瞻性陈述基于我们当前对我们自己和我们经营的行业的预期、估计和预测。我们提醒您，这些陈述并不能保证未来的表现，因为它们所涉及的假设虽然是出于诚意做出的，但可能会被证明是不正确的，并且涉及我们无法预测的风险和不确定性。此外，我们的许多前瞻性陈述都是基于对未来事件的假设，这些假设可能被证明是不准确的。因此，我们的实际结果和业绩可能与我们在前瞻性陈述中表达或预测的结果存在重大差异。任何差异都可能由各种因素和不确定性造成，包括但不限于以下因素：
•原油、沥青、天然气、液化天然气和液化天然气价格的波动，包括这些价格相对于历史或未来预期水平的长期下跌。
•影响石油和天然气的需求、供应、价格、差异或其他市场条件的全球和区域变化，包括任何持续的军事冲突造成的变化，包括乌克兰和中东的冲突，以及全球对此类冲突的反应；设施和基础设施的安全威胁；公共卫生危机；来自欧佩克和其他生产国可能实施的原油生产配额或其他行动；或由此产生的公司或第三方行动以此作为回应变化。
•原油、沥青、天然气、液化天然气和液化天然气价格大幅下跌的影响，可能导致确认我们的长期资产、租赁权和非合并股权投资的减值费用。
•流动性不足或其他因素（例如本文所述因素）可能影响我们回购股票以及申报和支付固定或可变股息的能力。
•在实现现有和未来石油和天然气开发的预期储量或产量水平方面可能出现故障或延误，包括运营危险、钻探风险以及预测储量和储层性能时固有的不确定性。
•储备替代率的降低，无论是由于大宗商品价格的大幅下跌还是其他原因。
•勘探性钻探活动不成功或无法获得勘探面积。
•建造、改造或运营勘探和生产设施的成本、通货膨胀压力或技术要求的意外变化。
•解决环境问题的立法和监管举措，包括应对全球气候变化影响或进一步监管水力压裂、甲烷排放、燃烧、水处理或液化天然气出口的举措。
•现有或未来的环境法规和法规，包括限制或减少温室气体排放的国际协议和国家或区域立法和监管措施，实施的重大运营或投资变化。
•大量投资、开发或使用竞争能源或替代能源，包括根据现有或未来的环境规章和条例。
•社会对气候变化的更广泛关注和努力的影响可能会影响我们获得资本和保险的机会。
•在实现我们当前或未来的低碳战略方面可能出现的失败或延误，包括我们无法开发新技术。
•公共卫生危机的影响，包括流行病（如 COVID-19）和流行病，以及任何相关的公司或政府政策或行动。
•我们的原油、沥青、天然气、液化天然气和液化天然气缺乏充足和可靠的运输或中断。
•无法及时获得或维持许可证，包括建筑、钻探和/或开发所需的许可证，或者无法支付维持遵守任何必要许可证或适用法律或法规所需的资本支出。
•未能及时（如果有）或按预算完成已宣布和未来的勘探与生产和液化天然气开发的最终协议和可行性研究，也未能完成其施工。
•由于事故、特殊天气事件、供应链中断、内乱、政治事件、战争、恐怖主义、网络安全威胁和信息技术故障、限制或中断，我们的运营可能中断或中断以及由此产生的任何后果。
•国际货币状况的变化和外币汇率的波动。
•国际贸易关系的变化，包括对原油、沥青、天然气、液化天然气、液化天然气、碳以及我们业务运营中使用的任何材料或产品（例如铝和钢）实施的贸易限制或关税，包括因任何持续的军事冲突（包括乌克兰和中东的冲突）而实施的任何制裁。
•根据现有和未来的环境法规和诉讼，补救行动（包括拆除和填海义务）的责任。
•诉讼产生的责任，包括与Concho Resources Inc. 的交易直接或间接相关的诉讼，或者我们未能遵守适用的法律法规。
•国内和国际总体经济和政治动态，包括武装敌对行动；资产征用；政府有关原油、沥青、天然气、液化天然气、液化天然气、液化天然气和碳定价的政策变化，包括施加价格上限；监管或税收；以及其他政治、经济或外交事态发展，包括乌克兰和中东冲突。
•商品期货市场的波动。
•适用于我们业务的税收和其他法律、法规（包括替代能源规定）或特许权使用费规则的变化。
•石油和天然气勘探与生产行业的竞争和整合，包括人员和设备的竞争。
•对我们获得资本的任何限制或资本成本的增加，包括由于流动性不足或国内或国际金融市场或投资情绪的不确定性所致，包括由于社会对气候变化的关注和努力的增加。
•我们无法执行或延迟完成我们选择进行的任何资产处置或收购。
•对于待处理或未来的资产处置或收购，可能无法获得或延迟获得任何必要的监管批准，或者此类批准可能需要修改交易条款或我们剩余业务的运营。
•由于待处理或未来的资产处置或收购，包括转移管理时间和注意力，我们的运营可能会中断。
•我们无法按照我们目前预期的方式和时间框架（如果有的话）使用任何待处理的资产处置或我们选择在未来进行的任何资产处置的净收益。
•我们合资企业的运营和融资。
•我们的客户和其他合同对手履行对我们的义务的能力，包括我们在委内瑞拉政府或PDVSA到期时收取款项的能力。
•我们无法实现预期的成本节省和资本支出的削减。
•我们产品的存储容量不足，以及随之而来的削减，无论是自愿的还是非自愿的，都是缓解这种物理限制所必需的。
•我们可能无法留住和雇用关键人员。
•我们普通股长期价值的不确定性。
•这些因素通常描述在 第一部分——第 1A 项在我们的2023年10-K表年度报告以及我们向美国证券交易委员会提交的其他文件中描述的任何其他风险中。
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
截至2024年3月31日的三个月，有关市场风险的信息与我们在2023年10-K表年度报告中第7A项下讨论的信息没有重大区别。
第 4 项。控制和程序
我们维持披露控制和程序，旨在确保在根据经修订的1934年《证券交易法》（以下简称 “该法”）提交或提交的报告中需要披露的信息，在SEC规则和表格规定的期限内记录、处理、汇总和报告，并收集此类信息并酌情传达给管理层，包括我们的主要高管和主要财务官，以便及时就所需的披露做出决定。2024年3月31日，在管理层的参与下，我们的董事长兼首席执行官（首席执行官）以及我们的执行副总裁兼首席财务官（首席财务官）根据该法第13a-15（b）条对康菲石油公司的披露控制和程序（定义见该法第13a-15（e）条）进行了评估。根据该评估，我们的董事长兼首席执行官以及执行副总裁兼首席财务官得出结论，截至2024年3月31日，我们的披露控制和程序正在有效运作。
2023年第三季度，我们开始在多年内实施更新的全球企业资源规划系统 (ERP)。因此，我们对业务流程和信息系统进行了相应的更改，并在必要时更新了对财务报告的适用内部控制。随着ERP系统分阶段实施的进展，我们预计将继续修改或更改某些流程和程序，这可能会导致我们对财务报告的内部控制的进一步变化。
在本报告所涉期间，根据该法第13a-15（f）条的规定，我们对财务报告的内部控制没有其他对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
第二部分。其他信息
第 1 项。法律诉讼
康菲石油选择使用100万美元的门槛来披露政府机构为当事方时根据联邦、州或地方环境法提起的某些诉讼。康菲石油公司认为，在此门槛下的诉讼对康菲石油公司的业务和财务状况无关紧要。适用这一门槛，截至2024年3月31日的季度没有此类诉讼需要披露。 参见注释 9获取有关其他法律和行政程序的信息。
第 1A 项。风险因素
与我们在2023年10-K表年度报告第1A项中披露的风险因素相比，没有实质性变化。
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用
发行人购买股票证券
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| 数百万美元 |
时期 | 的总数 股份 已购买* | 支付的平均价格 每股 | 的总数 以以下方式购买的股票 公开的一部分 已宣布的计划或 程式 | 近似美元 股票的价值 可能还会被购买 根据计划或 程式 |
| 2024 年 1 月 1 日至 31 日 | 1,732,172 | | $ | 111.55 | | 1,732,172 | | $ | 15,997 | |
| 2024 年 2 月 1 日至 29 日 | 3,841,551 | | 111.51 | | 3,841,551 | | 15,569 | |
| 2024 年 3 月 1 日至 31 日 | 5,998,801 | | 117.25 | | 5,998,801 | | 14,866 | |
| 11,572,524 | | | 11,572,524 | | |
*没有向公司员工回购与公司基础广泛的员工激励计划相关的普通股。
2016年底，我们启动了当前的股票回购计划。截至2022年10月，我们已宣布总共授权回购高达450亿美元的普通股。截至2024年3月31日，我们已经回购了301亿美元的股票。回购由管理层自行决定，以现行价格进行，但须视市场状况和其他因素而定。除非受适用的法律要求的限制，否则可以随时增加、减少或停止回购，恕不另行通知。根据该计划回购的股票作为库存股持有。 参见第一部分—第1A项—风险因素— “我们执行资本回报计划的能力受某些考虑因素的约束” 在我们的 2023 年 10-K 表年度报告中。
第 5 项。其他信息
内幕交易安排
在截至2024年3月31日的三个月期间，公司没有高级管理人员或董事 采用要么 终止任何第10b5-1条交易安排或非规则10b5-1交易安排。
第 6 项。展品
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| 10.1* | 作为康菲石油公司2023年综合股票和绩效激励计划下于2024年2月13日批准的康菲石油公司绩效份额计划的一部分，第24期业绩分成单位奖励条款和条件表格。 |
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| 10.2* | 执行限制性股票单位奖励条款和条件表格，作为康菲石油公司执行限制性股票单位计划的一部分，该计划于2024年2月13日根据康菲石油公司2023年综合股票和绩效激励计划授予。 |
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| 10.3* | 根据康菲石油公司2023年综合股票和绩效激励计划授予的2024年留任奖励条款和条件表格。 |
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| 10.4* | 根据康菲石油公司2023年综合股票和绩效激励计划授予的2024年激励奖励条款和条件表格。 |
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31.1* | 根据1934年《证券交易法》第13a-14（a）条对首席执行官进行认证。 |
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31.2* | 根据1934年《证券交易法》第13a-14（a）条对首席财务官进行认证。 |
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32** | 根据《美国法典》第 18 章第 1350 条进行认证。 |
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| 101.INS* | 内联 XBRL 实例文档。 |
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| 101.SCH* | 内联 XBRL 架构文档。 |
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| 101.CAL* | 行内 XBRL 计算链接库文档。 |
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| 101.LAB* | 内联 XBRL 标签 Linkbase 文档。 |
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| 101.PRE* | 内联 XBRL 演示链接库文档。 |
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| 101.DEF* | 内联 XBRL 定义链接库文档。 |
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| 104* | 封面交互式数据文件（格式为 Inline XBRL，包含在附录 101 中）。 |
* 随函提交。
**随函提供。
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
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| 康菲石油公司 |
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| /s/ 克里斯托弗·P·德尔克 |
| 克里斯托弗·P·德尔克 |
| 副总裁、主计长 |
| 兼总税务顾问 |
| 2024年5月2日 | |
