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华盛顿特区，邮编：20549
表格10-K | | | | | |
| (标记一) |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止12月31日, 2023
或 | | | | | |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
| 由_至_的过渡期 |
佣金文件编号001-33999
北方石油天然气公司
(注册人章程中规定的准确名称) | | | | | |
| 特拉华州 | 95-3848122 |
(公司或组织的州或其他司法管辖区) | (国际税务局雇主身分证号码) |
贝克路4350号 – 400号套房, 明尼通卡, 明尼苏达州55343
(主要行政办公室的地址) (邮政编码)
952-476-9800
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券： | | | | | | | | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | | 交易代码 | | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，面值0.001美元 | | NOG | | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
打勾标明注册人是否为证券法第405条所界定的知名经验丰富的发行人是ý没有☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13条或第15条(D)提交报告。是的☐不是ý
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是ý没有☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是ý没有☐
通过勾选标记来确定注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型报告公司还是新兴成长型公司。 请参阅《交易法》第12 b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型报告公司”和“新兴成长型公司”的定义： | | |
大型加速文件服务器 ☒ 加速文件管理器升级☐ 非加速文件管理程序 |
小型上市公司 ☐ 新兴成长型公司：☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。¨
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是，☐不是ý
在注册人最近结束的第二财季的最后一个营业日，注册人的非关联公司持有的注册人有投票权和无投票权普通股的总市值(根据该日的收盘价)约为#美元。3.11000亿美元。
截至2024年2月21日，注册人拥有100,873,127已发行和已发行的普通股。
以引用方式并入的文件
与注册人2024年股东周年大会有关的最终委托书部分(“委托书”)以引用方式并入截至2023年12月31日止年度的本报告第III部分。
关于前瞻性陈述的警告性声明
我们包括以下讨论，以便让我们现有的和潜在的证券持有人普遍了解一些可能影响我们公司的风险和不确定性，并利用适用的联邦证券法为前瞻性陈述提供的“安全港”保护。
本公司管理层或代表本公司行事的人士可能会不时作出前瞻性陈述，向现有及潜在证券持有人通报本公司的情况。本报告所包括的有关本公司财务状况、业务策略、未来经营的管理计划及目标、行业状况、债务契约遵守情况、资本开支、生产、现金流、循环信贷安排下的借款基础(定义如下)、本公司支付或增加股本股息的意图或能力，以及减值的所有陈述，均为前瞻性陈述。前瞻性陈述通常伴随着诸如“估计”、“项目”、“预测”、“相信”、“预期”、“继续”、“预期”、“目标”、“可能”、“计划”、“打算”、“寻求”、“目标”、“将”、“应该”、“可能”等术语或短语，或表达未来事件或结果的不确定性的其他词语和类似表达。对实际或潜在的未来生产、销售、市场规模、合作、现金流和趋势或经营业绩进行考虑或作出假设的项目也构成此类前瞻性陈述。
前瞻性陈述涉及固有的风险和不确定性，以及可能导致实际结果与前瞻性陈述中陈述的结果大不相同的重要因素(其中许多因素不在我们公司的控制范围内)，包括以下内容：
•原油和天然气价格的变化，我们现有物业和待收购物业的钻探和完井活动的速度；
•基础设施限制和影响我们物业的相关因素；
•成本上涨或供应链中断；
•关于达科他州管道的持续不断的法律纠纷和可能的关闭；
•我们获得额外发展机会的能力、潜在的或待完成的收购交易、预计的资本效率节约以及收购交易产生的其他运营效率和协同效应、物业收购的整合和好处，或此类收购对公司现金状况和债务水平的影响；
•我们储量估计或其价值的变化；
•因收购和其他重大交易而中断我们公司的业务；
•国家和/或公司开展业务所在社区的一般经济或行业状况；
•利率环境、法规或监管要求的变化；
•证券市场状况；
•与我们的可转换票据(定义如下)相关的风险，包括可转换票据可能对我们的财务状况和流动性产生的潜在影响，潜在的稀释，以及可转换票据的条款可能推迟或阻止对我们公司的有益收购；
•与发行可转换票据同时进行的有上限催缴交易的潜在影响，包括交易对手风险；
•更加重视环境、社会和治理事项；
•我们完成任何未决收购交易的能力；
•与完成未决收购交易有关的其他风险和不确定性；
•我们筹集或获得资本的能力；
•网络事件可能对我们的业务、财务状况或经营结果产生重大不利影响；
•会计原则、政策或准则的变更；
•发生我们无法控制的事件，包括全球或国内健康危机、恐怖主义行为、政治或经济不稳定或石油和天然气生产区的武装冲突；
•影响我们的运营、产品和价格的其他经济、竞争、政府、监管和技术因素；以及
•本年度报告中在Form 10-K的“风险因素”项下讨论的其他因素，这些因素由提交给美国证券交易委员会备案的任何后续Form 10-Q更新。
我们的任何前瞻性陈述都是基于我们目前对未来事件的预期和假设。虽然我们的管理层认为这些预期和假设是合理的，但它们本身也受到重大商业、经济、竞争、监管和其他风险、意外事件和不确定性的影响，其中大部分难以预测，其中许多是我们无法控制的。因此，实际取得的结果可能与本报告中描述的预期结果大不相同
发言。前瞻性陈述仅在其发表之日起发表。你应仔细考虑“第1A项”中的陈述。风险因素“和本报告的其他章节，这些章节描述了可能导致我们的实际结果与前瞻性陈述中陈述的不同的因素。我们公司不承诺，也不特别不承担任何义务，更新任何前瞻性陈述，以反映此类陈述日期之后发生的事件或情况。
我们敦促读者不要过度依赖这些前瞻性声明，这些声明仅在本报告发布之日起发表。我们没有义务更新任何前瞻性声明，以反映本报告日期后可能发生的任何事件或情况，但适用法律或法规可能要求的情况除外。我们敦促读者仔细阅读和考虑我们在提交给美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)的报告中所作的各种披露，这些披露试图就可能影响我们业务、财务状况、经营业绩和现金流。如果这些风险或不确定性中的一个或多个成为现实，或者如果基本假设被证明是不正确的，我们的实际结果可能与预期或预测的结果大不相同。
术语表
除非本报告另有说明，天然气的体积是在储量所在的州或地理区域60华氏度的法定压力基础上公布的。原油和天然气当量是使用六立方英尺天然气与一桶原油、凝析油或天然气液体的比率来确定的。
下列定义应适用于本报告中使用的技术术语。
用来描述原油和天然气数量的术语：
“Bbl一个库存油罐桶，42美国加仑液体体积，这里指的是原油、凝析油或NGL。
“英国央行.“一桶油当量，是用于在可比原油当量基础上表示原油、NGL和天然气体积的标准惯例。在相对能量含量法下，用6.0mCf的天然气与1.0bbl的原油或NGL的比率来确定天然气当量。
“博伊德。” 每天一次。
“BTU或英制热量单位将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。
“Mbbl.“有一千桶原油、凝析油或NGL。
“MBOE.“一千波……
“麦克夫.“有一千立方英尺的天然气。
“百万桶.“100万桶原油、凝析油或NGL。
“Mmboe.“一百万波伊。
“MMBtu.“约100万英热单位。
“MMCF.“有100万立方英尺的天然气。
“NGL.“天然气液体。天然气中发现的碳氢化合物，可作为液化石油气和天然气汽油提取。
用来描述我们对油井和种植面积的兴趣的术语：
“海盆地球表面的一大片天然凹地，通常由水带来的沉淀物会在其中堆积。
“完成了。在处理钻井之后安装用于生产原油、天然气和/或天然气的永久设备的过程。
“传统的打法。这是一个据信有能力生产原油、天然气液化天然气和天然气的地区，分布在构造和地层圈闭中的离散聚集中。
“已开发的种植面积。由租用的英亩面积组成的间隔或可分配给生产井的面积。当从间隔单元中的初始井开始生产时，加密井间隔单位中包括的面积被归类为已开发面积。因此，增加加密井不会对公司的已开发面积数量产生任何影响。
“发展良好。在原油、天然气或天然气储集层的探明区域内钻至已知为开采已探明原油、天然气或天然气储量而生产的地层(岩层或地层)深处的井。
“差异化。“原油和天然气的基准价格，如NYMEX原油现货价格，与收到的井口价格之间的差额。
“干井.“被发现没有能力生产足够数量的碳氢化合物的油井，以致销售这种生产的收益超过生产费用和税收。
“探井。“为寻找新油田或在以前发现另一油气藏石油或天然气产量的油田中发现新油气藏而钻探的井。一般来说，探井是指不是开发井、延伸井、服务井或地层测试井的井。
“延伸井“延伸井是为了扩大已知储层的范围而钻成的井。
“字段.“指由一个或多个水库组成的区域，这些水库都集中在同一地质构造特征或地层条件上，或与之有关。该字段名称指的是表面积，虽然它可以同时指地表和地下的生产层。
“形成具有不同于附近岩石的明显特征的一层岩石。
“总英亩“或”总水井。“拥有营运权益的总英亩或水井(视属何情况而定)。
“由运营部持有。*石油和天然气租约中的一项条款，只要钻探作业仍在进行，就延长租约的规定期限。
“由生产部持有。*石油和天然气租约中的一项条款，该条款延长了租约的规定期限，只要该物业生产的原油、天然气和天然气的数量达到最低限度。
“水力压裂通过将流体的混合物泵入地层并破裂岩石，创造一条人工通道来提高油井产量的技术。作为这项技术的一部分，还可以向地层中注入沙子或其他材料，以保持通道畅通，以便流体或天然气可以更容易地流经地层。
“加密井。-在间隔单元中已经建立的生产井的既定间隔单元中钻出的后续井。在其上钻加密井的面积被认为是从在间隔单元中建立的初始生产井开始开发的。因此，增加加密井不会对公司的开发面积产生任何影响。
“净英亩。“*总英亩的所有权百分比。净英亩在总英亩中的零碎所有权营运权益之和等于1(例如，在一份占地640英亩的租约中，10%的营运权益相当于净英亩)。
“Net Well。“当总油井的部分所有权工作权益之和等于1时，被视为存在的油井。
“纽约商品交易所.“纽约商品交易所。
“欧佩克。石油输出国组织表示。
“高产井“被发现能够生产足够数量的碳氢化合物的油井，使其销售所得超过生产费用和税收。
“重新完成.“先处理已钻井的油井，然后安装生产原油、液化天然气或天然气的永久性设备，或在干井的情况下，向有关机构报告废弃情况。
“水库.“一种多孔、可渗透的地下地层，含有可开采的原油、NGL和/或天然气的自然积聚，被不透水的岩石或水屏障所限制，并与其他油层分开。
“服务很好。服务井是为了支持现有油田的生产而钻探或完成的。这类井的钻井有以下特殊目的：注气、注水、注汽、注气、盐水处理、注水、观察或注水供地燃烧。
“间距.“同一油层生产的油井之间的距离。油井间距通常以英亩为单位，例如40英亩，通常由监管机构确定。
“地层测试井。“地层测试井是一种钻探工作，以地质为导向，获取与特定地质条件有关的信息。这类油井通常是在没有完成碳氢化合物生产的意图的情况下钻探的。分类还包括被确定为岩心测试的测试和与油气勘探有关的所有类型的消耗性孔。如果未在已知区域钻探，则将地层测试归类为“探索型”；如果在已知区域钻探，则将其归类为“开发型”。
“非常规的游戏。这是一个据信有能力生产原油、NGL和/或天然气的地区，这些地区分布广泛，但需要最近开发的技术才能实现盈利。这些地区往往渗透率低，可能与源岩密切相关，就像原油和天然气页岩、致密原油、天然气砂岩和煤层气一样。
“未开发面积.“未钻探或完成油井的租赁面积，无论这些面积是否包含已探明储量，均可生产经济数量的原油、天然气和天然气。未开发的面积包括在间隔单元中建立生产井之前由作业人员持有的净英亩。
“单位.“将水库或油田的所有或基本上所有权益合并在一起，而不是单一区域，以提供开发和运营，而不考虑单独的财产权益。也指统一协议所涵盖的区域。
“井筒指在已完成的油井上用钻头钻出的用来生产天然气的井。也叫井或钻孔。
“西德克萨斯中质油或WTI。这是一种从西德克萨斯州的油田生产的轻质、甜蜜的石油混合物。
“工作利益“授予财产承租人勘探、生产和拥有原油、天然气、天然气或其他矿物的权利。作业权益所有人以现金、罚金或进账的方式承担勘探、开发和运营成本。
“修缮一下。“为恢复或增加产量而在生产井上进行的作业。
用于为我们的储备分配现值或对其进行分类的术语：
“已开发的油气储量“任何类型的石油和天然气储量，可通过现有设备和作业方法的现有油井回收，或所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小。
“可能的储量。对地学和工程数据的分析表明，与可能储量相比，可开采的额外储量的可能性较小。
“税前PV-10%或PV-10%。“根据美国证券交易委员会颁布的指导方针，在所得税前、没有价格或成本上升或降级的情况下，估计的未来净收入，每年以10%的利率贴现。
“可能的储量。对地学和工程数据的分析表明，与已探明储量相比，新增储量被开采的可能性较小，但与已探明储量一起，被开采的可能性几乎为零。
“已探明的已开发非生产储量(PDNP)。” 已探明的原油、天然气和天然气储量是在管道、关井后开发的，或者只有在安装了必要的设备后才能通过提高采收率来开采，或者在这样做的成本相对较低的情况下才能通过提高采收率来开采。关井储量预计将从(1)在估计时打开但尚未开始生产的完井段，(2)因市场状况或管道连接而关闭的井，或(3)由于机械原因而无法生产的井来回收。预计将从现有油井中需要额外完井工作或未来在开始生产之前重新完成的区域中回收管后储量。
“探明的已开发生产储量(PDP)。在现有设备和操作方法下，通过现有油井有望开采的储量。只有在试点项目测试或已安装的程序运行通过生产响应确认将实现更高采收率后，才将通过应用注液或其他改进的采油技术以补充自然力和一次采油机制而预期获得的额外原油、NGL和天然气包括在已探明的已开发储量中。
“已探明储量“在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计原油、天然气和天然气的数量，从某一特定日期起，从已知的储油层，在现有的经济条件、作业方法和政府条例下，可经济地生产的原油、天然气和天然气的数量，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。
(i) 被认为已探明的储集层区域包括：(A)通过钻探确定并受流体界面(如果有)限制的区域，以及(B)根据现有的地球科学和工程数据，可以合理确定地判断储集层的相邻未钻探部分与其连续并含有经济上可生产的原油、天然气和天然气的部分。
(Ii) 在没有关于流体接触的数据的情况下，油藏中已探明的数量受到油井渗透率中已知的最低碳氢化合物的限制，除非地球科学、工程或性能数据和可靠的技术能够合理确定地建立较低的接触。
(Iii) 如果钻井的直接观察已经确定了已知的最高石油海拔，并且存在伴生天然气盖层的潜力，只有当地球科学、工程或动态数据和可靠的技术合理确定地建立起较高的联系时，才可能在储层结构较高的部分分配已探明的石油储量。
(Iv) 在以下情况下，可通过应用改进的开采技术(包括但不限于流体注入)经济地生产的储量被列入已证实的分类：(A)试点项目在油藏区域的成功测试，其物性不比整个油藏更有利，在油藏或类似油藏中安装的程序的运行，或使用可靠技术的其他证据，证实了项目或方案所基于的工程分析的合理确定性；以及(B)项目已获得包括政府实体在内的所有必要各方和实体的批准进行开发。
(v) 现有的经济条件包括确定水库经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涉期间结束日期前12个月期间的平均值，确定为该期间内每个月的每月首日价格的未加权算术平均数，除非价格由合同安排确定，不包括基于未来条件的升级。
“已探明未开发的钻探地点。“*可在符合间距规则的情况下钻探开发井以回收已探明的未开发储量的地点。
“已探明未开发储量“或 “布丁.“未钻井面积上的新油井或开发需要相对较大支出的现有油井预计可回收的储量。未钻井面积上的储量仅限于那些在钻井时抵消合理确定产量的生产单元的钻井单位。只有在能够合理确定地证明现有生产地层存在生产连续性的情况下，才能声称其他未钻井单元的已探明储量。对已探明未开发储量的估计不会归因于任何考虑应用注液或其他改进开采技术的面积。除非该技术在该地区和在同一油层或类似油层的实际测试证明是有效的。
“预备队。“在某一特定日期，通过将开发项目应用于已知的堆积物，估计剩余的石油和天然气及相关物质预计在经济上是可生产的。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段，以及所有 实施该项目所需的许可证和融资。
“标准化测量“通过将年终价格应用于年终探明储量的估计未来产量而估计的贴现未来现金流量净额。未来现金流入减去根据期末成本估计的未来生产和开发成本，以确定税前现金流入。未来所得税(如果适用)是通过对石油和天然气资产税前现金流入超出我们税基的部分适用法定税率来计算的。未来所得税后的现金净流入使用10%的年贴现率进行贴现。
“未开发的油气储量。任何类型的石油和天然气储量，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成作业的现有油井中回收。
北方石油天然气公司
目录 | | | | | | | | |
| | | 页面 |
| 第一部分 |
第1项。 | 业务 | 2 |
第1A项。 | 风险因素 | 13 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 34 |
项目1C。 | 网络安全 | 34 |
第二项。 | 属性 | 35 |
第三项。 | 法律诉讼 | 45 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 45 |
| | | |
| 第II部 |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 46 |
第六项。 | [已保留] | 48 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 49 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 63 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | 64 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 65 |
第9A项。 | 控制和程序 | 65 |
项目9B。 | 其他信息 | 68 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 68 |
| | | |
| 第三部分 |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 68 |
第11项。 | 高管薪酬 | 69 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 69 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 70 |
第14项。 | 首席会计师费用及服务 | 70 |
| | | |
| 第IV部 |
第15项。 | 展品和财务报表附表 | 71 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 74 |
| | |
签名 | 75 |
财务报表索引 | F-1 |
北方石油天然气公司
表格10-K的年报
截至2023年12月31日的财政年度
第一部分
第1项。业务
概述
我们是一家独立的能源公司，从事美国石油和天然气资产的收购、勘探、开发和生产，主要是在威利斯顿盆地、二叠纪盆地和阿巴拉契亚盆地。我们相信，我们在北美一些领先的非常规石油和天然气资源公司的勘探面积的位置、规模和集中度为我们提供了钻探和开发机会，这些机会将带来重大的长期价值。我们目前报告的是一个可报告的部门。有关这一可报告部分的财务信息，请参阅“财务报表”和我们合并财务报表的附注。
我们的主要重点是投资于石油和天然气资产中非运营的少数开采和矿产权益，重点是美国境内三个主要盆地的核心领域。作为一家非运营商，我们能够通过参与大量总油井来分散我们的投资敞口，并通过与众多经验丰富的运营伙伴合作或寻求增值收购来进入更多项目领域。此外，由于我们通常可以选择在逐井的基础上参与，我们相信我们在资本支出的时间和金额方面增加了灵活性，因为我们没有关于最低钻探义务的各种合同安排的负担。此外，我们能够避免许多石油和天然气生产商产生的勘探和基础设施成本。
我们寻求通过战略性收购和与在我们核心地区开发和生产碳氢化合物方面拥有丰富经验的运营商合作来创造价值。我们有105多个经验丰富的运营合作伙伴，为收购提供技术见解和机会。在这些运营商中，没有一家运营商占我们2023年第四季度石油和天然气销售额的20%以上。
在2020年前，我们只专注于威利斯顿盆地的石油加权资产。从那时起，我们通过在二叠纪盆地和阿巴拉契亚盆地的收购，显著增长和多样化了我们的物业，同时也增加了我们在威利斯顿盆地的传统地位。有关我们最近收购的详情，请参阅我们财务报表的附注3。我们的收购活动是我们45%产量增长的重要驱动力，从2022年第四季度的每天78,854桶增加到2023年第四季度的114,363桶。
下表提供了截至2023年12月31日有关我们资产的某些信息的摘要，包括我们的第三方独立储备工程师Cawley，Gillesbie&Associates，Inc.(简称Cawley)审计的储量信息。
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| 截至2023年12月31日 |
| | 网络
英亩 | | 生产井 | | 日均产量(1) (每天英国央行) | | 已探明储量
（MBoe） | | 含油量百分比 | | 已探明开发百分比 |
| 毛收入 | | 网络 | |
| 威利斯顿盆地 | 180,642 | | | 7,981 | | | 643.7 | | | 52,413 | | | 142,700 | | | 70 | % | | 79 | % |
| 二叠纪盆地 | 36,576 | | | 1,387 | | | 207.6 | | | 50,601 | | | 119,069 | | | 59 | | | 66 | |
| 阿巴拉契亚盆地 | 55,034 | | | 397 | | | 100.3 | | | 11,349 | | | 77,926 | | | — | | | 57 | |
| 总计 | 272,251 | | | 9,765 | | | 951.6 | | | 114,363 | | | 339,695 | | | 50 | % | | 69 | % |
__________________
(1)代表截至2023年12月31日的三个月的平均日产量。
业务战略
我们的业务战略专注于增加我们的储量、产量和自由现金流，为我们的利益相关者创造长期价值，同时保持强劲的资产负债表。我们业务战略的关键要素包括：
•通过大量油井和多个盆地的非运营参与分散我们的风险作为非运营商，我们寻求通过参与大量油气井以及与多个盆地的多家运营商合作，分散我们的投资和运营风险。截至2023年12月31日，我们已经参与了9,765口总(951.6口净)生产井，每口总井的平均工作权益为9.7%，拥有超过105个经验丰富的运营伙伴。我们还相信，通过在多个盆地进行收购，我们可以进一步分散风险，专注于与美国主要盆地的顶级运营商进行顶级资产的增值收购。截至2023年12月31日的三个月，我们46%的产量来自威利斯顿盆地，44%来自二叠纪盆地，10%来自阿巴拉契亚盆地。
•通过寻求价值增值的收购来加速增长。我们致力于成为美国各种领先的石油和天然气页岩项目中非运营工作利益的天然整合和清算中心。我们的“地面游戏”收购战略是在我们的核心盆地建立强大的存在，并寻求以较大的油气井生产商和运营商通常寻求的连续面积头寸大幅折让的价格收购规模较小的额外租赁头寸，专注于近期钻探机会。这类收购一直是我们净增油井和产量增长的重要驱动力。我们打算继续这些活动，同时评估和追求规模更大的非运营资产包，我们认为这些资产包可以负责任地增加现有业务的产量、现金流和规模。
•建立和维护强大的资产负债表，并主动控制下行空间。我们通过审慎管理资产负债表，努力实现财务实力和灵活性。大宗商品价格的变化，以及各种投资和融资机会的时机，都会导致我们的杠杆随着时间的推移而发生变化。然而，我们管理业务的长期目标是将杠杆率保持在或接近我们1.0倍债务/调整后EBITDA的目标。
•系统性套期保值策略。鉴于大宗商品价格环境的波动性，我们采用了积极的大宗商品价格风险管理计划，以更好地在整个大宗商品价格周期内执行我们的业务计划。我们有一个滚动目标，对冲我们预期的未来18个月产量的60%或更多。
•股东回报。上述战略旨在建立一个多元化、低杠杆、产生现金的业务，为我们的投资者带来有意义的回报。我们以现金股息和证券回购的形式提供股东回报，并将寻求随着时间的推移增加股东回报。
行业经营环境
石油和天然气行业是一个受许多因素影响的全球市场，例如政府法规，特别是在贸易制裁、税收、能源、气候变化和环境领域的法规，地缘政治不稳定和武装冲突(包括俄罗斯和乌克兰之间以及中东地区)，亚洲和欧洲市场的需求，以及欧佩克成员国和其他石油出口国通过出口配额管理石油供应的程度。天然气价格通常由北美供需决定，也受到液化天然气进出口的影响。天气对天然气需求也有重大影响，因为它是主要的取暖来源。
石油和天然气价格一直在波动，我们预计可能会继续波动。较低的石油和天然气价格不仅会减少我们的收入，而且石油或天然气价格的持续下跌可能会影响计划中的资本支出以及我们可以经济地生产的石油和天然气储量。石油和天然气价格下跌还可能会减少我们在循环信贷安排下的借款基数，这是贷款人根据各种因素(包括我们已探明储量的抵押品价值)自行决定的。虽然较低的大宗商品价格可能会减少我们未来运营的净现金流，但我们预计将有足够的流动性来继续开发我们的石油和天然气资产。此外，我们还开展了一项积极的大宗商品对冲计划，旨在帮助稳定动荡的大宗商品定价环境，并在潜在的低迷时期保护现金流。
石油和天然气行业具有很强的周期性，油田公司、供应商和其他与该行业相关的公司对商品和服务的需求给行业内的经济稳定和定价结构带来了极大的压力。通常情况下，随着石油和天然气价格的上涨，所有相关成本也会上涨。相反，在一个衰退期
价格，相关的成本下降可能滞后，可能不会按比例向下调整。此外，持续的通货膨胀压力已经并可能导致货物、服务和人员成本的进一步增加。价格的重大变化会影响我们目前的收入来源、对未来储备的估计、银行贷款的借款基数计算、石油和天然气资产的减值评估以及买卖交易中的物业价值。持续的高通胀导致美国联邦储备委员会(Federal Reserve)在2022年3月至2023年12月期间将联邦基金利率提高了5.25%，以努力遏制商品和服务成本的通胀压力。虽然美国经济中的通胀压力已经开始消退，但我们继续受到联邦基金利率上升的影响，这可能会额外产生提高资金成本和抑制经济增长的影响。
发展
我们主要从事石油和天然气的勘探和生产，在比例的基础上与第三方一起参与在包括我们的面积在内的间隔单元中钻探和完成的油井的权益。此外，我们还收购油井中仅限于井筒的工作权益，在这些油井中，我们不持有无法或不愿参与特定油井提议的第三方的基本租赁权益。我们通常依赖钻井合作伙伴提出、批准和启动钻井。在开始钻井之前，我们的合作伙伴被要求向所有石油所有者提供在指定间隔单元内的天然气和矿产权益有机会参与钻井成本和油井收入的机会，只要它们在间隔单元内按比例分享此类权益。我们逐一评估每个钻探机会，并根据我们对最终可采石油和天然气的估计、预期的石油和天然气价格、运营商的专业知识、每个项目的完井成本以及其他因素，参与我们预期达到我们的回报门槛的油井。从历史上看，我们根据我们的工作利益参与了绝大多数向我们提出的油井。然而，油价下跌通常会减少我们收到的油井提案数量和我们选择参与的油井提案的比例。我们的土地和工程团队使用我们广泛的数据库来做出这些经济决策。考虑到我们巨大的占地面积和大量的油井参与，我们相信我们可以做出准确的经济钻探决策。
从历史上看，我们没有在内部管理我们的大宗商品营销活动。相反，我们的经营伙伴通常销售和销售从我们有利害关系的油井生产的石油和天然气。我们的经营伙伴根据他们与购买产品的各方谈判和维护的安排，协调将我们的石油和天然气生产从我们的油井运输到适当的管道或铁路运输设施。我们理解，我们的合作伙伴通常根据单独谈判的短期合同，以现行市场价格将我们的产品出售给各种买家。*尽管我们历史上一直依赖我们的经营伙伴进行这些活动，但我们未来可能会寻求将我们的一部分生产作为实物，并在内部管理此类生产的营销活动。我们产品的销售价格通常与石油或天然气的现货市场挂钩。我们石油产品的销售价格通常反映出相对于NYMEX基准价格的折扣。这一差额主要是指将石油从井口运往炼油厂的运输成本，并将根据管道、铁路和其他运输方式的可用性而波动。我们生产的天然气的销售价格可能反映出相对于NYMEX基准价格的折扣或溢价。使用我们的大宗商品对冲计划，我们不时签订金融对冲合同，以帮助降低定价风险和差价波动。
竞争
石油和天然气行业竞争激烈，我们与许多其他石油和天然气勘探和生产公司竞争，其中许多公司拥有比我们多得多的资源，而且可能能够为勘探前景和生产性石油和天然气资产支付更高的价格。我们更大或更一体化的竞争对手可能比我们更能承受现有联邦、州和地方法律法规的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。我们在未来发现储量和获得更多资产的能力取决于我们在这个竞争激烈的环境中评估和选择合适资产并完成交易的能力和资源。
市场营销和客户
从我们的物业中生产的石油和天然气的市场取决于许多因素，包括国内石油和天然气的生产和进口程度、管道和其他运输和储存设施的距离和容量、对石油和天然气的需求、竞争性燃料的营销以及州和联邦监管的影响。此外，石油和天然气行业还与其他行业在供应工业、商业和个人消费者的能源和燃料需求方面展开竞争。
我们的石油生产预计将以与现货石油市场挂钩的价格出售。我们的天然气生产预计将根据短期合同出售，并根据本月1日的指数价格或每日现货市场价格定价。我们依赖我们的运营伙伴来营销和销售我们的产品。我们的运营伙伴包括各种勘探和生产公司，从大型上市公司到小型私营公司。我们不相信失去任何一家运营商会对我们公司整体产生实质性的不利影响。
物业的标题
我们的石油和天然气资产受习惯特许权使用费和其他利益、负债下的留置权、经营协议的附带留置权、当期税收和其他负担的留置权的约束，包括其他矿产产权负担和限制。我们的循环信贷安排下的债务也以我们几乎所有资产的留置权为担保。我们不认为任何这些负担对我们财产的使用或我们的业务运营造成实质性干扰。
我们相信我们对我们的生产物业拥有令人满意的所有权或权利。按照石油和天然气行业的惯例，在收购未开发物业时对所有权进行最低限度的调查。*在大多数情况下，我们仅在收购生产物业或开始钻探作业之前调查所有权。
季节性
冬季天气条件和租赁条款可能会限制或暂时停止我们运营合作伙伴的钻探和生产活动以及其他石油和天然气作业。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟或暂时停止我们运营合作伙伴的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。这种季节性异常也可能对实现钻井目标构成挑战，并可能加剧春夏两个月对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺和成本增加，或者推迟或暂时停止我们运营伙伴的运营。
影响我们日常业务的主要协议
我们一般不拥有实物房地产，但我们的面积主要由租赁权益组成，符合租赁协议的条款和条款，这些条款赋予我们公司参与特定地理区域油井钻探和维护的权利。构成我们面积头寸的租赁安排通常使用石油和天然气行业多年来确立和使用的行业标准条款。我们的许多租赁是从在我们收购租赁权益之前获得原始租赁权益的其他方获得的。
一般来说，我们的租赁协议规定三至五年的期限。奖金和特许权使用费的谈判是基于与行业标准定价一致的个案基础上进行的。*一旦钻井并建立生产，适用间隔单位中的租赁面积被视为已开发面积，并由生产部门持有。只要租约由生产部门持有，为油井创建的钻井单元内的其他位置也可以在任何时间进行无时间限制的钻探。考虑到我们业务区域目前的钻探速度，我们认为租约到期问题不会对我们的面积状况产生实质性影响。
政府法规和环境问题
我们的运营受到各种规则、法规和限制的影响，这些规则、法规和限制影响着整个石油和天然气勘探和生产行业。
石油和天然气生产的监管
我们的石油和天然气勘探、生产和相关作业受到联邦、州、部落和地方当局和机构颁布的广泛规章制度的约束。例如，许多州要求获得钻井作业许可证、钻井保证书和有关作业的报告，并对石油和天然气的勘探和生产提出其他要求。许多州还制定了涉及保护事项的法规或条例，包括石油和天然气财产的统一或汇集、油井的位置、钻井和套管井的方法、钻井的地面使用和修复、钻井过程中使用的水的来源和处置。此外，拜登政府已经表示，它预计将实施更多的联邦法规，限制进入联邦土地和从联邦土地开采石油。这些规定的效果是限制我们可以从油井中生产的石油和天然气的数量，并限制油井或
我们可以钻探的地点。此外，许多州对其管辖范围内的石油、天然气和天然气液体的生产和销售征收生产或遣散税。如果不遵守任何此类规章制度，可能会受到重大处罚。石油和天然气行业的监管负担很可能会增加我们的经营成本，并可能影响我们的盈利能力。由于此类规章制度经常被修改或重新解释，我们无法预测遵守此类法律的未来成本或影响。我们可能需要大量支出来遵守政府法律法规，并可能对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。此外，可能会发生当前不可预见的环境事件，或可能发现过去不遵守环境法律或法规的情况。因此，我们无法预测合规的未来成本或影响。国会、各州、联邦能源管理委员会(“FERC”)和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何这样的提议何时或是否会生效。
对石油运输的监管
原油、凝析油和天然气液体的销售目前不受监管，是以协商价格进行的。然而，国会可以在未来重新制定价格管制。我们的原油销售受到可获得性、条款和运输成本的影响。通过公共运输管道运输石油也受到费率和准入监管。联邦能源研究委员会根据州际商法管理州际石油管道运输费率。一般来说，州际石油管道费率必须以成本为基础，尽管允许所有托运人同意的结算费率，以及在某些情况下可能允许基于市场的费率。自1995年1月1日起生效FERC实施了法规，为输油管道的运输费建立了一个指数系统(基于通货膨胀)，允许管道每年将运费提高到规定的上限，而不需要提交服务成本申请。FERC每五年审查一次指数水平是否适合行业成本的变化。2022年1月20日，FERC建立了一个新的五年期价格指数，从2021年7月1日开始。
州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内石油管道监管的基础以及对州内石油管道费率的监管和审查程度因州而异。只要有效的州际和州内费率同样适用于所有可比托运人，我们相信，对石油运输费率的监管不会影响我们的运营，与我们的竞争对手在任何方面都不会有实质性的差异。
此外，州际和州内公共输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放获取标准，共同承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的类似位置的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，准入通常受管道公布的关税中规定的有利于配给的条款管辖。因此，我们相信，与我们处境相似的竞争对手一样，我们总体上将能够获得石油管道运输服务。
天然气运输和销售管理办法
从历史上看，在州际商业中，天然气的运输和转售一直由FERC根据1938年的《天然气法案》、1978年的《天然气政策法案》以及根据这些法规发布的法规进行监管。在过去，联邦政府一直在监管天然气的销售价格。虽然天然气生产商目前可以按市场价格进行销售，但国会可以在未来重新制定价格管制。然而，州际运输服务仍然受到FERC的监管，包括在费率、服务条款和条件以及新建或废弃旧设施的授权方面。FERC对州际天然气运输的监管的一个主要目的是防止托运人之间的不适当歧视，因此我们预计FERC的监管不会以任何与类似竞争对手有实质性不同的方式影响我们的运营。
发生在FERC管辖传输服务上游的陆上收集服务由各州监管。尽管FERC规定了确定设施是执行非管辖收集功能还是管辖传输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是在个案的基础上进行的。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下，还包括非歧视性的要求。尽管这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。
州内的天然气运输和设施也受到州监管机构的监管，州内管道提供的某些运输服务也受到FERC的监管。州内天然气运输监管的基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。在某一特定州内的这种监管通常会影响到所有州内的天然气
在可比的基础上，我们相信，在我们运营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管，不会影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在任何重大差异。与对州际运输费率的监管一样，对州内运输费率的监管也会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。
环境问题
我们的业务和物业受到与环境保护有关的广泛和不断变化的联邦、州、部落和地方法律和法规的约束，包括材料的产生、储存、搬运、排放、运输和排放到环境中，以及与安全和健康相关的法律和法规。最近环境立法和监管的趋势总体上是朝着更严格的标准发展，这一趋势可能会继续下去。这些法律法规可以：
•要求在开始施工或钻探以及某些其他活动之前获得许可证或其他授权并采购财务保证；
•限制或禁止在荒野和其他保护区内的某些土地上进行建筑、钻探和其他活动；以及
•对我们的运营造成的污染施加重大责任。
我们运营所需的许可证可能会被颁发当局撤销、修改和续签。政府当局有权执行其法规，违反行为将受到罚款或禁令，或两者兼而有之。*管理层认为，我们基本上遵守了当前适用的环境法律和法规，并没有为满足现有环境要求而进行资本支出的实质性承诺。尽管如此，现有环境法律法规或其解释的变化可能会对我们公司以及整个石油和天然气行业产生重大影响。
《综合环境、反应、赔偿和责任法》(CERCLA)和类似的州法规对几类人规定了严格的、连带的和连带的责任，包括场地的现任和前任所有者和经营者，以及处置或安排处置在此类场地发现的危险物质的人。邻近的土地所有者和其他第三方就据称因释放到环境中的危险物质而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。联邦资源保护和回收法案(RCRA)和类似的州法规管理着“固体废物”和“危险废物”的处置，并授权对违反规定的人处以巨额罚款和处罚。尽管CERCLA目前将石油排除在其“危险物质”的定义之外，此外，尽管RCRA将某些油田废物归类为“非危险”，如果处理得当，此类勘探和生产废物将来可能会被重新归类为危险废物，从而使此类废物受到更严格的处理和处置要求。最近根据RCRA对该行业其他人提起的法规和诉讼涉及据称由注入油田废物引起的地震的责任。
《濒危物种法》旨在确保活动不危及濒危或受威胁的动物、鱼类和植物物种，也不破坏或改变这些物种的关键栖息地。根据《濒危物种法》，勘探和生产作业以及联邦机构的行动不得严重损害或危及物种或其栖息地。《濒危物种法》规定，对故意违反《濒危物种法》的行为处以刑事处罚。其他为动植物物种提供保护的法规可能适用于我们的业务，包括但不一定限于《鱼类和野生动物协调法》、《渔业保护和管理法》、候鸟条约法案和国家历史保护法案。尽管我们认为我们的运营基本上符合这些法规，但这些法规的任何变化或对濒危物种的任何重新分类都可能使我们的公司(直接或间接通过我们的运营合作伙伴)承担巨额费用来修改我们的运营，或者可能迫使我们完全停止某些运营。人们对受保护物种以外的与自然有关的问题也越来越感兴趣，例如一般的生物多样性，这可能同样需要我们或我们的客户产生成本或采取其他可能对我们的业务或运营产生不利影响的措施。
《清洁空气法》(CAA)控制石油和天然气生产以及天然气加工作业的空气排放，以及其他来源。CAA法规包括针对石油和天然气来源类别的新来源性能标准(“NSPS”)，以处理二氧化硫和挥发性有机化合物(“VOC”)的排放，以及一套单独的排放标准，以解决经常与石油和天然气生产和加工活动相关的有害空气污染物。
2021年11月，美国环境保护局(EPA)发布了一项拟议的规则，旨在修改和增加NSPS计划规则，称为OOOa子部分。拟议的规则将在OOOa分项下正式恢复对石油和天然气部门现有和经修改的设施的甲烷(温室气体)排放限制，并将首次在OOOb分项下管理现有的石油和天然气设施。此外，根据OOOC子部分，环保局提议的规则将要求各州实施符合或超过联邦建立的石油和天然气设施减排指导方针的计划。2022年11月，环保局发布了一项拟议规则，补充了2021年11月拟议的规则。其中，2022年11月的补充拟议规则取消了仅限小井口地点的排放监测豁免，并创建了一个新的第三方监测系统来标记大型排放事件，在拟议规则中被称为“超级排放者”。2023年12月，美国环保署宣布了一项最终规则，其中要求逐步停止新建油井的常规天然气燃烧(除一些例外情况外)，并在所有井场和压缩机站进行例行泄漏监测。值得注意的是，环保局将OOOOb和OOOc分部分的适用日期更新为2022年12月6日，这意味着根据州计划，在该日期之前建造的来源将被视为合规截止日期较晚的现有来源。最终的规定给各州以及希望监管现有来源的联邦部落两年时间来制定和提交减少现有来源甲烷排放的计划。OOOOc分部下的最终排放指南规定，自计划提交截止日期起三年内，现有污染源必须遵守。此外，各州和州集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，重点关注温室气体限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制排放等领域。
在国际层面上，联合国发起的《巴黎协定》要求签署国设定减少国内温室气体排放的自愿目标。虽然美国在2020年特朗普政府期间退出了《巴黎协定》，但总裁·拜登在2021年1月再次承诺美国遵守《巴黎协定》，并制定了到2030年将整个经济体的温室气体净排放量从2020年的水平减少至少30%的目标。
这些法规和建议，以及任何其他要求安装更先进的污染控制设备的新法规，都可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
1972年《联邦水污染控制法》或《清洁水法》对向美国水域排放产出水和其他污染物施加了限制和控制。要将污染物排放到州和联邦水域，以及在水域和湿地进行建设活动，必须获得许可。CWA和某些州法规禁止在没有个人或一般国家污染物排放消除系统排放许可的情况下，将产出水、沙子、钻井液、钻屑、沉积物和某些其他与石油和天然气行业有关的物质排放到某些沿海和近海水域。此外，CWA和类似的州法律要求从某些类型的设施排放暴雨径流的个人许可或一般许可下的覆盖范围。CWA管辖权取决于WOTUS的定义。2023年1月，美国环保署和美国陆军工程兵团(以下简称“军团”)发布了一项最终规则，该规则基于2015年前的定义，该定义在2020年被取代之前从未生效。另外，2023年5月，美国最高法院在萨克特诉环境保护局案联邦政府将湿地管辖权缩小到“传统通航水域”，以及与传统通航水域有“连续水面连接”或在其他方面无法区分的湿地或其他水域。2023年9月，环保局和军团发布了一项直接到最终的规则，该规则符合最高法院2023年5月的裁决。萨克特。然而，反对2023年9月最终规则的诉讼仍在进行中，关于2023年9月规则的未来实施和更广泛的CWA管辖权范围存在很大的不确定性。任何扩大到CWA管辖权的做法都可能影响进行石油和天然气业务的地区。一些州还维持着地下水保护计划，要求排放或可能影响地下水条件的操作获得许可。2021年，美国最高法院裁定，如果通过地下水添加污染物在功能上相当于从点源直接排放到可通航水域，则CWA需要排放许可证。成本可能与废水处理和/或制定和实施暴雨水污染预防计划有关。
《民航法》、《化学武器法》和类似的州法规规定了对未经授权排放石油和其他污染物的民事、刑事和行政处罚，并规定对这些排放负有责任的当事方对清理排放造成的任何环境损害的费用和排放造成的自然资源损害负有责任。
石油和天然气废物的地下注入受到《安全饮用水法》授权的地下注入控制程序的监管。注水井操作要求的主要目标是确保注入设备的机械完整性，并防止流体从注入区进入地下饮用水来源。我们感兴趣的几乎所有石油和天然气生产都是从非常规来源开发的，需要在完井过程中进行水力压裂。水力压裂包括在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以刺激天然气生产。修订《安全饮用水法》的立法，以废除水力压裂不受“地下注入”定义的限制
要求对水力压裂进行联邦许可和监管控制，以及要求披露压裂过程中使用的流体的化学成分的立法提案，这些都是在最近的几届国会会议上提出的，但没有获得通过。然而，美国环保局已经发布了关于允许在地下注水控制(UIC)计划下使用含有柴油的流体的水力压裂的指导方针，特别是将其作为“II类”UIC油井，并禁止将废水从陆上非常规石油和天然气开采设施排放到公有污水处理厂。
对水力压裂活动的审查仍在以其他方式进行。联邦政府继续研究水力压裂的潜在影响。在几个州，包括我们拥有房产的州，也提出或通过了对水力压裂的立法或监管限制。其他州的一些市政当局，包括科罗拉多州和德克萨斯州，也试图制定水力压裂禁令。我们无法预测是否会颁布任何其他立法，如果是的话，它的条款会是什么。如果通过在联邦或州一级通过新的法律和法规来要求额外的监管和许可水平，可能会导致延误、增加运营成本和流程禁令，这将对我们的收入和运营结果产生重大不利影响。
《国家环境政策法》确立了保护、维护和改善环境的国家环境政策和目标，并提供了在联邦机构内实施这些目标的程序。联邦机构的重大行动有可能对环境产生重大影响，需要根据《国家环境政策法》进行审查。我们的第三方运营伙伴的许多活动都在《国家环境政策法》的涵盖范围内。一些活动受到《国家环境政策法》的严格审查，这可能会导致延误和成本增加，这可能会对我们的收入和运营结果产生实质性的不利影响。其他活动被完全排除，这导致了较短的《国家环境政策法》审查过程。2021年10月，拜登政府提出了一项第一阶段规则，旨在撤销特朗普政府时期颁布的2020年《国家环境政策法》的变化。第一阶段规则是计划中的两项规则中的第一项，旨在取消2020年的规则，并于2022年4月敲定。第一阶段最终规则一般恢复了2020年规则之前生效的某些监管条款，影响了从石油和天然气租赁到公共和印度土地开发等各种项目的评估。此外，2023年9月，拜登政府宣布，联邦机构将被指示在机构预算、采购和其他机构决策中考虑温室气体的社会成本，包括酌情在根据《国家环境政策法》进行的环境审查中。
气候变化
在美国，到目前为止，尚未实施监管温室气体排放或直接对碳定价的全面联邦气候变化立法；然而，国际社会已经并将继续努力通过旨在解决全球气候变化问题的国际条约或议定书，拜登政府已表示愿意寻求新的气候变化立法、行政行动或其他监管举措，以限制温室气体排放。这些措施包括在2021年重新加入《巴黎协定》气候变化条约，发布几项应对气候变化的行政命令，美国甲烷减排行动计划，承诺到2030年将温室气体排放量在2005年的基础上减少50%-52%，以及参与全球甲烷承诺，这是一项旨在到2030年将全球甲烷排放量比2020年水平减少至少30%的协议。自26日正式推出以来这是自联合国缔约方会议(“缔约方会议”)以来，已有150多个国家加入这一承诺。在第27次缔约方会议上，总裁·拜登宣布了环保局关于减少现有油气来源甲烷排放的补充建议规则，并同意与欧盟和其他一些伙伴国家一起制定甲烷排放监测和报告标准，以帮助创造一个低甲烷强度天然气市场。在第二十八届缔约方会议上，成员国商定了第一份“全球清单”，呼吁各国为全球努力做出贡献，包括到2030年将可再生能源能力增加两倍，能效提高一倍；加快努力逐步淘汰有增无减的燃煤发电；逐步取消低效化石燃料补贴；以及在能源系统中逐步放弃化石燃料。
此外，2022年3月21日，美国证券交易委员会发布了关于加强和规范投资者气候相关强制性披露的拟议规则。拟议的规则将要求登记人在其登记声明和定期报告中列入某些与气候有关的披露，包括但不限于关于登记人对气候有关风险和相关风险管理进程的治理的信息；合理可能对登记人的业务、经营成果或财务状况产生实质性影响的与气候有关的风险及其对登记人的业务战略、模式和前景的实际和可能的气候相关影响；与气候有关的目标、目标和过渡计划(如果有)；在其经审计财务报表的附注中的某些与气候有关的财务报表指标；范围1和范围2温室气体排放；和范围3温室气体排放和强度，如果是实质性的，或者如果登记者已经设定了包括范围3温室气体排放的温室气体减排目标、目的或计划。虽然拟议规则的最终生效日期以及这些要求的最终形式和实质尚不清楚，最终范围和对我们业务的影响也不确定，但如果最终确定遵守拟议规则，可能会导致法律、会计和财务方面的增加
合规成本，使一些活动变得更加困难、耗时和昂贵，并给我们的人员、系统和资源带来压力。
此外，正在为此目的采取立法和监管举措。2022年8月签署成为法律的2022年通胀削减法案(IRA)为可再生能源倡议拨出了大量联邦资金，并有史以来第一次对某些石油和天然气来源和设施的温室气体排放征收费用。为了实施该计划，爱尔兰共和军要求在2024年前修订石油和天然气系统的温室气体报告条例(W分部)。2023年7月，美国环保局建议按照爱尔兰共和军的要求，扩大石油和天然气设施温室气体报告计划的范围。除其他事项外，拟议的规则将扩大受报告要求约束的排放事件，将“其他大型排放事件”包括在内，并将报告要求适用于某些新的污染源和行业。该规则预计将于2024年春季敲定，并于2025年1月1日生效，赶在2024年温室气体报告截止日期(2025年3月)之前生效。根据2024年甲烷排放和减少废物激励计划，超过年度甲烷排放门槛的费用将为每吨900美元，2025年将增加到1200美元，2026年将增加到1500美元。该法律的排放费和资金条款可能会增加石油和天然气行业的运营成本，并加速摆脱化石燃料的过渡，这反过来可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。美国国会还考虑了通过“总量管制和交易”计划控制温室气体排放的立法，几个州已经实施了减少温室气体排放的计划。此外，在美国最高法院裁定温室气体排放符合CAA对“空气污染物”的定义后，美国环保局通过了一些法规，其中包括对某些大型固定污染源的温室气体排放进行建筑和运营许可审查，要求对某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告，并与美国交通部一起，对在美国生产的运营车辆实施温室气体排放限制。环保局还在2023年12月敲定了旨在减少新的和现有石油和天然气来源甲烷排放的规则，2024年1月，拜登政府宣布暂时暂停向非自由贸易协定国家出口液化天然气的未决决定，直到能源部更新授权的基本分析，包括评估温室气体排放的影响。此外，许多州和地方领导人除了考虑或颁布要求披露气候相关信息的法律，并制定旨在通过总量管制和交易计划、碳税或鼓励使用可再生能源或替代低碳燃料来减少温室气体排放的计划外，还加强或表明了加强努力支持国际气候承诺和条约的意图。
2014年，科罗拉多州是美国第一个通过规则控制石油和天然气设施甲烷排放的州。2016年，美国环保局修订和扩大了NSPS，也被称为OOOOa子部分，纳入了限制来自新的、改造和改造的石油和天然气来源的甲烷排放的最终规则。甲烷是一种温室气体。此前，已经存在的NSPS对VOCs进行了监管，控制VOCs也具有控制甲烷的效果，因为天然气泄漏会排放这两种化合物。然而，通过明确将甲烷作为一种单独的空气污染物进行监管，2016年的法规成为提议监管现有石油和天然气设施排放的法定前提。2021年，总裁·拜登发布了13990号行政命令，保护公众健康和环境，恢复科学，以应对气候危机。为了推进这一环境目标，2021年11月，美国环保署提出了监管石油和天然气行业甲烷排放的规则，首次包括减少某些上游和中游现有石油和天然气来源的排放，这些来源分别属于OOOOa和OOOOb。这些法规还扩大了控制，以减少甲烷排放，例如加强泄漏检测和修复条款。2022年11月，美国环保局发布了一项拟议的规则，对2021年11月的拟议规则进行补充，取消了对仅限小井口的地点的排放监测豁免，并创建了一个新的第三方监测计划来标记大型排放事件。2023年12月，美国环保署宣布了一项最终规则，其中要求逐步停止新建油井的常规天然气燃烧(除一些例外情况外)，并在所有井场和压缩机站进行例行泄漏监测。值得注意的是，环保局将某些分部分OOOOb和OOOOc的适用日期更新为2022年12月6日，这意味着根据州计划，在该日期之前建造的来源将被视为合规截止日期较晚的现有来源。最终的规定给各州以及希望监管现有来源的联邦部落两年时间来制定和提交减少现有来源甲烷排放的计划。OOOOc分部下的最终排放指南规定，自计划提交截止日期起三年内，现有污染源必须遵守。管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)和内政部继续侧重于监管举措，以控制上游和中游设备的甲烷排放。如果这些法规或举措保持不变，并且我们的第三方运营伙伴被要求进一步控制甲烷排放，这种控制可能会影响我们的业务。
此外，根据CAA规则，我们的第三方运营伙伴必须报告他们的温室气体排放。由于对温室气体排放的监管继续演变，可能会出现进一步的监管、立法和司法发展。这些发展可能会影响这些温室气体倡议将如何影响我们。此外，尽管美国最高法院在2011年的裁决中美国电力公司诉康涅狄格州关于关于温室气体排放的索赔，联邦公害普通法被《民法典》取代，法院没有解决是否对温室气体排放源提出侵权索赔的问题。
声称财产损害的温室气体排放可以根据州普通法进行。因此，此类索赔仍存在一些诉讼风险。由于温室气体排放监管的不确定性和其他相关风险，我们无法预测相关发展对我们的财务影响。
人力资本资源
截至2023年12月31日，我们拥有38名全职员工。我们可能会酌情增聘人员。我们也可能使用独立顾问和承包商的服务来执行各种专业服务。
我们致力于吸引、培养和留住最优秀的人才，并花费大量时间和资源来促进我们劳动力的专业发展和保障。我们的基本理念是，人是我们最宝贵的资产，因为每一个为我们工作的人都有潜力影响我们的成功。我们相信，员工选择在公司工作的部分原因是我们的敬业文化、有竞争力的薪酬和福利以及职业发展机会。为了吸引和留住最优秀的人才，我们为员工提供全面的全面奖励计划。除了有竞争力的薪酬外，我们还提供短期和长期激励性薪酬；与公司匹配的401(K)缴费；公司支付的健康、牙科和视力保险、短期和长期残疾保险和人寿保险的保费；以及公司支持的健康储蓄账户和灵活的支出账户。我们提供许多额外的计划来支持我们员工的健康，包括我们行政办公室的现场健身中心和灵活的带薪休假和休假政策。
我们认识到投资于员工职业发展的重要性，并致力于确保所有员工为他们日常工作的各个方面做好准备。我们有一个多年轮换的分析师培养计划，以确保我们正在招聘和开发新的人才，并提供跨职能的接触和学习经验。该计划旨在培养一批经过内部培训的未来领导者，他们对我们的系统、流程和运营有全面的看法。我们还支持员工通过适当的外部教育计划寻求进一步的专业发展，并为各种延长的教育学习机会提供学费报销福利。
我们致力于提供一个没有歧视和骚扰的工作环境，在这个环境中，所有人都得到尊重和尊严，能够充分贡献，并拥有平等的机会。我们重视并努力平等对待所有员工、顾问、供应商、承包商、服务提供商和业务合作伙伴。我们禁止基于法律禁止的任何理由的歧视或骚扰。我们致力于为所有员工保持平等机会的雇佣做法，并为所有员工提供安全和高效的工作环境。我们的政策和做法旨在支持思想、视角、性取向、性别、性别认同和表达、种族、民族、文化和专业经验等多样性。
办公地点
我们的行政办公室位于明尼苏达州55343明尼通卡400套房贝克路4350号。我们的办公空间由24,641平方英尺的租赁空间组成。我们相信我们现有的办公空间足以满足我们的需求，如有必要可以获得额外的办公空间。
组织背景
2018年5月9日，我们向明尼苏达州州务卿提交了转换条款，并向特拉华州州务卿提交了转换证书，将我们的注册管辖权从明尼苏达州更改为特拉华州(重新注册)。我们的股东在2018年5月8日举行的特别会议上批准了重新注册。在重新注册时，代表明尼苏达公司普通股的每张已发行股票被视为代表我们公司普通股的相同数量和类别的股票，而不需要其持有人采取任何行动。自2018年5月9日起，我们股东的权利开始受到特拉华州公司法(DGCL)和我们的特拉华州公司注册证书和章程的管辖。
可用信息-向证券持有人报告
我们的网站是www.noginc.com。我们在以电子方式向美国证券交易委员会提交这些材料或向其提供这些材料后，在合理可行的范围内尽快在本网站上免费提供我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、当前8-K表格报告、委托书和对这些报告的修改。提交给美国证券交易委员会的电子申报文件也可以在美国证券交易委员会互联网站www.sec.gov上查阅。
我们还在我们的网站上发布了我们的章程、审计委员会宪章、薪酬委员会宪章、治理、提名和ESG委员会宪章、执行委员会宪章、收购委员会宪章、公司治理准则、商业行为和道德准则、内幕交易政策和追回政策，以及所有相关的公司联系信息。
在某些情况下，我们可能会在我们的公司网站www.noginc.com或我们的投资者关系网站上发布信息，如演示材料和新闻稿，以加快公众获取有关公司的信息，而不是向美国证券交易委员会提交首次披露信息的文件。在允许的情况下，我们预计将继续这样做，而不会通过提交给美国证券交易委员会的文件披露这些信息。
在本年度报告的10-K表格中包括互联网地址的情况下，我们仅将这些互联网地址作为非活动文本参考。除非在本年度报告中以Form 10-K作为参考，否则这些网站上的信息不属于本报告的一部分。
第1A项。风险因素
除了这份Form 10-K年度报告中包含的其他信息外，在评估我们的业务和未来前景时，还应考虑以下风险因素。请注意，我们目前不知道的或目前被认为不重要的其他风险也可能对我们的业务和运营产生负面影响。如果下列任何事件或情况实际发生，我们的业务、财务状况或经营结果可能会受到影响，我们普通股的交易价格可能会下降。
风险因素摘要
我们认为，与我们的业务相关的风险，以及与我们的股权或债务证券投资相关的风险，属于以下类别：
•与我们的业务以及石油、天然气和天然气行业相关的风险
◦作为石油和天然气的生产国，我们的主要业务运营存在许多固有的风险。这些风险不一定是我们独有的。相反，我们行业的大多数参与者至少在一定程度上接触过这些风险，并与这些风险有关：钻井和完井作业；储量估计；收集、加工、营销和运输；天气和季节性，包括气候变化的实际影响；对冲和大宗商品价格衍生品；以及信息技术和网络安全。
◦鉴于我们的主要收入来源是石油、天然气和NGL的销售，我们最重大的风险之一是大宗商品市场以及石油、天然气和NGL的价格，这些价格往往是不稳定的。
◦作为非运营商，我们只参与了由第三方运营的油井，因此我们的业务成功广泛依赖于第三方。
◦我们的收购战略使我们面临与过去和未来潜在收购相关的评估、整合和增长相关的风险。
•与融资和债务有关的风险
◦我们的业务是资本密集型的。整个市场的压力，或我们的具体财务状况--无论是由于大宗商品价格低迷、我们的杠杆、我们的信用评级或其他原因--都可能使我们难以获得开展业务所需的资金。
◦我们现有和未来的债务义务带有与流动性、运营和财务限制、偿债义务以及相关事项相关的风险。
◦有上限的看涨期权交易可能会影响可转换票据和我们的普通股的价值。
◦我们面临交易对手履约风险，涉及上限通话交易。
◦可转换票据可能会对我们报告的财务业绩产生重大影响。
◦可转换票据的条件转换功能如果被触发，可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
•与法律、监管和环境事务有关的风险
◦我们和/或我们油井的第三方运营商在进行运营时必须遵守许多环境、能源、金融、房地产和其他法规，否则，我们可能面临罚款、处罚、调查、诉讼或其他法律程序。
◦公众对石油和天然气行业的负面看法、未来的气候变化立法或法规、消费者对石油和天然气替代品的需求增加，或其他与气候相关的过渡风险，可能会对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响。
•与我们普通股相关的风险
◦我们的资本结构，以及我们的公司证书、公司章程和特拉华州法律，使我们的股东面临所有权稀释、市值损失和其他风险。
◦未来任何股息的支付将由我们的董事会酌情决定，并将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、负债水平、适用于股息支付的法律和合同限制以及其他考虑因素。投资者可能会被迫在价格上涨后出售普通股，这可能永远不会发生，作为实现投资回报的唯一途径。
我们将在下面更详细地描述这些风险和其他风险。
与我们的业务以及石油、天然气和天然气行业相关的风险
石油和天然气价格波动很大。石油和天然气价格的持续下跌已经对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生了不利影响，而且未来可能会产生不利影响。
石油和天然气市场波动很大，我们无法预测未来的石油和天然气价格。近年来，石油和天然气价格大幅波动，包括快速下跌和材料下跌的时期。我们收到的石油和天然气生产价格对我们的产量、收入、现金流、盈利能力、储备预订量和获得资本的机会有很大影响。尽管我们寻求通过对我们预期产量的一部分进行对冲的衍生品安排来缓解大宗商品价格的波动和潜在跌幅，但这只是为了缓解(而不是消除)这些风险，而且此类活动本身也有风险。
我们收到的产品价格和生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括但不限于以下因素：
•全球石油和天然气供需变化；
•石油输出国组织和俄罗斯等其他主要产油国在油价和产量水平方面的行动，包括宣布这些水平可能发生的变化；
•影响全球石油和天然气供需的世界和区域经济、政治和社会条件，可能是由战争、恐怖主义、政治动荡或卫生流行病等各种风险驱动的；
•进口国外石油、天然气的价格和数量；
•资本和大宗商品市场的不确定性以及石油和天然气生产商获得资本的能力；
•投资界更加重视石油和天然气行业的可持续性做法；
•产油国的政治和经济条件，包括禁运或影响其他石油生产活动；
•爆发军事敌对行动，包括俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突，这种冲突继续对欧洲大陆或全球石油和天然气市场造成破坏稳定的影响，以及以色列和周边地区持续的冲突；
•全球石油和天然气勘探、生产活动和库存水平；
•美国能源政策的变化；
•天气状况、与全球气候变化影响有关的慢性和急性气候事件以及疾病暴发；
•影响能源消耗的技术进步;
•作为向低碳经济过渡的一部分，开发、开发和市场接受替代能源；
•国内和外国政府的税收、关税和/或条例；
•石油和天然气管道及其他运输设施的接近程度和能力；
•竞争对手在专属市场地区供应的石油和天然气的价格和供应情况；以及
•替代燃料的价格和可获得性。
这些因素和能源市场的波动性使得预测石油和天然气价格变得极其困难。石油或天然气价格大幅或持续下跌，例如2020年出现的显著而迅速的下跌，已导致并可能导致我们已探明的石油和天然气资产未来出现减值，并可能对我们未来的业务、财务状况、经营业绩、流动性或为计划中的资本支出融资的能力产生重大不利影响。如果从生产中获得的商品价格不足以为计划的资本支出提供资金，我们可能会被要求削减支出或借入或发行额外股本来弥补任何此类缺口。较低的石油和天然气价格可能会限制我们遵守循环信贷安排(或其他债务工具)下的契约的能力，和/或限制我们根据该工具获得借款的能力，这取决于许多因素，包括我们已探明储量的价值。
钻探和生产石油、天然气和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的财务状况或运营结果产生不利影响。
我们的运营商的钻探活动面临着许多风险，包括他们无法发现具有商业价值的储集层的风险。石油或天然气的钻探可能是不经济的，不仅是从干井钻探，而且从不能产生足够收入以实现商业可行性的生产性油井进行钻探也是不经济的。此外，由于其他因素，我们的运营商可能会减少、推迟或取消在我们种植面积上的钻探和生产作业，包括：
•石油或天然气价格下跌；
•基础设施限制，例如2019年威利斯顿盆地经历的天然气收集和加工限制；
•设备、材料和服务成本高、短缺或延误；
•突发作业事件、管道破裂或泄漏、恶劣天气条件、设施故障或所有权问题；
•遵守环境和其他政府要求；
•关于水力压裂的法规、限制、暂停和禁令；
•异常或意想不到的地质构造；
•石油、天然气或井液泄漏、管道或油罐破裂、有毒气体排放等环境危害；
•火灾、井喷、弹坑和爆炸；
•无法控制的石油、天然气或井液流动；以及
•管道运力削减。
除了导致钻井和生产作业的削减、延误和取消外，许多此类事件还可能造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染、环境污染、油井损失和监管处罚。我们通常为我们的业务所产生的各种损失和责任提供保险；但是，我们不能获得针对所有业务风险的保险。此外，如果我们认为可用保险的成本相对于所呈现的感知风险过高，我们可能选择不购买保险。因此，由于无法投保或未投保的风险或超出现有保险范围的金额，可能会发生损失。如果发生未完全投保的事件，可能会对我们的业务活动、财务状况和运营结果产生重大不利影响。
由于之前石油和天然气价格的下跌，我们过去对我们的石油和天然气资产进行了重大减记。我们未来可能需要对我们的石油和天然气资产进行进一步的减记。
2020年，我们被要求减记某些石油和天然气资产的账面价值，未来可能还需要进一步减记。根据全成本会计方法，资本化的石油和天然气资产成本减去累计损耗和递延所得税后的净额，不得超过已探明石油和天然气储量的估计未来净收入的现值，以10%的折扣加上不受公允价值影响的未探明资产的成本(不考虑公允价值估计)，或未探明资产的估计公允价值(如果较低)。资本化成本应超过这一上限。减损将被确认。根据未来大宗商品价格水平，用于上限计算的过去12个月平均价格可能会下降，这可能导致我们的石油和天然气资产未来进一步减记。除大宗商品价格外，我们的生产率、已探明储量水平、未来开发成本、未评估物业的转让和其他因素将决定我们未来期间的实际上限测试计算和减值分析。
我们估计的储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储备估计或基本假设中的任何重大错误，都会对我们的储备数量和现值造成重大影响。
确定从不同地层中可开采的石油和天然气的数量涉及到极大的复杂性和不确定性。没有人能以准确的方式衡量石油或天然气的地下储量。石油和天然气储量工程需要对石油和/或天然气的地下储量进行主观估计，并对未来石油和天然气价格、生产水平以及运营、勘探和开发成本做出假设。我们的一些储量估计是在没有长期生产历史的好处下做出的，比基于漫长生产历史的估计更不可靠。因此，已探明储量的估计数量和对未来生产率的预测以及开发支出的时间可能被证明是不准确的。
我们经常在管理业务和准备提交给贷款人和投资者的报告时对石油和天然气储量进行估计，在某些情况下，包括由我们的内部储备工程师和专业人员准备的估计，这些估计没有经过独立储备工程公司的审查或审计。我们使用各种假设来进行这些储量估计，包括对石油和天然气价格、开发时间表、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可用性的假设。其中一些假设本身就是主观的，我们储量估计的准确性在一定程度上取决于我们管理团队的能力。储量工程师和其他顾问需要做出准确的假设。但实际数字与这些假设的任何重大差异都可能极大地影响我们对储量的估计，可归因于任何特定资产组的石油、天然气和NGL的经济可采数量，基于开采风险的储量分类，以及对未来净现金流的估计。随着时间的推移，我们储量估计所依据的假设发生了大量变化，导致我们最终回收的石油、天然气和NGL的实际数量与我们的储量估计不同。任何重大差异都可能导致我们最终回收的石油、天然气和NGL的实际数量与我们的储量估计不同。
对本10-K表格年度报告、我们向美国证券交易委员会提交的后续报告或其他公司材料中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。
我们未来的成功取决于我们有能力取代我们运营商生产的储量。
由于石油和天然气资产的产量通常会随着储量的枯竭而下降，因此我们未来的成功取决于我们在经济上发现或获得并生产更多石油和天然气储量的能力。除非我们获得更多包含已探明储量的资产，进行成功的勘探和开发活动，或者通过工程研究确定更多的管后区或二次采油储量，否则我们的已探明储量将随着储量的生产而下降。我们增加了大量净油井和仅通过井筒收购的产量，在这些油井中，我们不持有使我们有权参与未来油井的潜在租赁权益。因此，未来的石油和天然气生产高度依赖于我们在获得或找到经济上可开采的额外储量方面的成功程度。我们不能向您保证，我们将能够以可接受的成本找到或获得并开发额外的储量。
我们可能会收购大量未探明的资产来推进我们的开发努力。我们的开发和勘探钻探和生产活动面临许多风险，包括不会发现具有商业价值的油气藏的风险。我们寻求获得已探明和生产的资产以及未开发的面积，我们相信这些资产将随着时间的推移增强增长潜力并增加我们的收入。然而，我们不能向您保证，所有这些资产都将包含经济上可行的储量，或者我们不会放弃我们的初始投资。此外，我们不能向您保证，我们获得的未探明储量或未开发的面积将获得有利可图的开发，在我们的物业上钻探的新油井将具有生产力，或者我们将收回在我们的物业和储量上的全部或任何部分投资。
我们已探明储量的未来净现金流量的现值不一定与我们估计已探明储量的当前市场价值相同。
我们根据特定的定价和成本假设从我们的已探明储量中估计折现的未来现金流量净额。然而，我们的石油和天然气资产未来的实际净现金流将受到以下因素的影响：我们的石油和天然气套期保值合同的数量、定价和持续时间；我们收到的石油、天然气和NGL的实际价格；我们生产石油、天然气和NGL的实际运营成本；我们资本支出的金额和时机；实际生产的金额和时间；以及政府法规或税收的变化。此外，基于不时生效的利率和与我们或石油和天然气行业相关的风险，我们在计算贴现未来净现金流时使用的10%贴现率可能不是最合适的贴现率。这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们的储量数量和现值产生重大影响，从而可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生不利影响。
我们的业务依赖于第三方运输和加工设施以及第三方拥有的其他资产。
我国石油和天然气的可销售性在一定程度上取决于管道系统、加工设施、石油卡车运输车队和第三方拥有的铁路运输资产的可用性、邻近程度和能力。这些系统和设施上缺乏可用容量，无论是由于按比例分配、需求增长超过容量增长、物理损坏、计划维护、法律或其他原因，如因法律挑战而暂停服务(见下文关于达科他州管道的情况)，都可能导致成本大幅增加、已实现商品价格下降、生产井关闭或我们物业的开发计划延迟或中断。最近，我们经历了重大的延迟和减产，以及已实现的天然气价格下降，我们认为这在一定程度上是由于威利斯顿盆地的天然气收集和加工限制。这些情况和类似情况产生的负面影响可能会持续很长一段时间。在许多情况下，经营者只得到有限的通知，说明这些情况将于何时发生及其持续时间。此外，我们的油井可能在有限程度上得到服务的地点钻探，如果有的话，也可以通过收集和运输管道进行服务，这些管道可能具有也可能没有足够的能力来运输该地区所有油井的产量。因此，我们依赖第三方石油卡车运输，将我们的很大一部分产品运输到第三方运输管道、铁路装载设施和其他市场接入点。此外，对管道运输石油和天然气的安全和安保的担忧可能会导致公众反对管道发展和PHMSA加强对管道的监管，从而降低通过管道运输我们产品的能力。
达科他州管道(“DAPL”)是从威利斯顿盆地输送原油的一条主要管道，目前正在遭受可能威胁其持续运营的诉讼(“DAPL诉讼”)。2020年7月，一家联邦地区法院下令关闭DAPL，等待环境影响声明(EIS)的完成，以确定
DAPL对密苏里河和Standing Rock Soux保留地的饮用水供应构成威胁。这项临时关闭令于2020年8月被美国上诉法院推翻。DAPL目前仍在运营，而美国陆军工程兵团(USACE)正在进行《环境影响报告书》，该报告于2023年9月以草稿形式发布，并在2023年12月中旬之前公开征求公众意见。最终的《环境影响报告书》公布的日期还不得而知。在《环境影响报告书》完成后，除非美国最高法院推翻下级法院实施《环境影响报告书》的命令，否则美国SACE将决定是否授予DAPL跨越密苏里河的地役权或关闭管道。此外，《环境影响报告书》和/或美国南共体的地役权决定可能随后在法庭上受到质疑。因此，关闭仍然是可能的，并且不能保证DAPL在完成EIS和/或DAPL诉讼后将被允许继续运营。收集系统或管道能力的任何重大削减，或无法获得足够的第三方卡车或铁路能力，都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
本公司若干未开发的租赁面积将受未来数年到期的租约约束，除非已建立生产或在包含该面积的单位上开始运营，或租约续期。
我们的很大一部分土地目前不是由生产或运营持有的。除非建立付费数量的生产，或者在包含这些租约的单位在其期限内开始运营，否则租约将到期。如果我们的租约到期，我们无法续订租约，我们将失去参与相关物业开发的权利。这些地区的钻探计划通常由第三方运营商酌情决定，并可能基于我们无法控制的各种因素而发生变化，例如：资金、设备、服务和人员的可用性和成本；季节性条件；监管和第三方批准；石油、天然气和天然气价格；所有权工作的结果；收集系统和其他运输限制；钻井成本和结果；以及生产成本。截至2023年12月31日，我们估计尚未开发的租约净英亩数为8,442英亩，可能在2024年到期，净英亩数为5896英亩，可能在2026年到期，净英亩数为1,595英亩，可能在2027年到期，净英亩数为1,746英亩，净英亩数为7,571英亩，可能在2028年及以后到期。
季节性天气条件对运营商在我们物业所在的一些地区进行钻探活动的能力产生了不利影响。
季节性天气条件可能会限制我们一些作业区的钻探和生产活动以及其他作业，因此，我们物业的很大一部分钻探工作通常在夏季和秋季进行。这些季节性限制可能会对实现钻井目标构成挑战，并在夏季和秋季加剧对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺，增加成本或推迟运营。此外，由于春季融化造成的泥泞条件，许多市政当局对通往工作地点的铺设道路实施重量限制。这可能会限制进入工作地点的机会，以及运营商维修这些地区油井的能力。
我们受到气候变化带来的物理风险的影响，这可能会对我们的业务和运营结果产生负面影响。
大多数科学家得出结论，地球大气中温室气体浓度的增加可能会对天气条件产生重大的物理影响，如风暴、极端温度、干旱和洪水等气候现象的频率和严重性增加。如果发生任何此类影响，它们可能会对石油和天然气产品的需求产生不利影响或延迟，或者导致我们或我们的第三方运营商在准备或应对气候事件本身的影响时产生巨额成本，而气候事件本身可能没有完全投保。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程度。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，这可能会以各种方式影响我们的业务，包括损坏我们物业的运营商设施或增加保险费。对我们的第三方运营商的潜在不利影响还可能包括他们的生产活动和供应链中断。这些影响中的任何一个都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
作为一家非运营商，我们的成功运营在很大程度上依赖于第三方，这可能会对我们的运营结果产生实质性的不利影响。
我们只参与由第三方经营的油井。我们业务经营的成功取决于钻探活动的时机和我们第三方运营商的成功。*如果我们的运营商在与我们的租赁权益相关的开发、开采、生产和勘探活动中不成功，或无法或不愿履行，我们的财务状况和经营业绩将受到重大不利影响。
这些风险在大宗商品价格较低的环境中加剧，这可能会给我们的运营商带来重大挑战。我们运营商面临的挑战和风险可能与我们相似或更大，包括他们偿还债务的能力，继续遵守他们的债务工具，并在必要时获得额外资本。*大宗商品价格和/或其他条件过去已经发生过，未来可能导致石油和天然气运营商申请破产。如果我们任何资产的运营商破产，如果我们任何物业的运营商未能充分开展运营或运营商违反适用的协议，可能会减少我们的生产和收入，并导致我们对政府当局、运营商的供应商和供应商以及与运营商或另一破产所有者共同拥有的石油和天然气租约下的特许权使用费所有者承担责任。最后，如果另一家非运营商因破产或其他原因未能支付其应承担的成本份额，我们物业的运营商可能有权要求我们支付违约方按比例分摊的成本。
我们的运营商将根据他们的运营做出决定(受他们对其他工作权益所有者的合同和法律义务的约束)，这可能不符合我们的最佳利益。我们可能没有能力对运营商的运营决策施加影响，包括资本支出预算以及钻井地点和时间表的设置。对我们运营商的依赖可能会阻碍我们在这些地区实现目标回报。我们运营商的开发活动的成功和时机将主要取决于许多我们无法控制的因素，包括石油和天然气价格以及其他总体影响行业运营环境的因素；资本支出的时机和金额；他们的专业知识和财务资源；钻井的其他参与者的批准；技术的选择；以及储量的产量(如果有的话)。
如果我们的一个或多个运营伙伴无法履行对我们的义务，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们对信用风险的主要敞口是通过出售我们的石油和天然气生产产生的应收账款，经营伙伴代表我们向能源营销公司、炼油厂及其附属公司进行营销。由于我们的石油和天然气应收账款集中在有限的经营伙伴手中，我们面临信用风险。这种集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能会受到经济和其他条件变化的类似影响。低大宗商品价格环境可能会给我们的经营伙伴带来压力，这可能会增加这种风险。我们的经营伙伴无法或不能履行对我们的义务，或者他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
持续或恶化的通胀问题以及货币政策的相关变化已导致并可能导致我们的商品、服务和人员成本进一步上升，这反过来又导致我们的资本支出和运营成本上升。
自2021年以来，通胀一直是美国持续关注的问题。持续的通胀压力已经并可能导致商品、服务和人员成本的进一步增加，这反过来又导致我们的资本支出和运营成本上升。持续的高通胀导致美国联邦储备委员会(Federal Reserve)在2022年3月至2023年12月期间将联邦基金利率提高了5.25%，以努力遏制商品和服务成本的通胀压力。虽然美国经济中的通胀压力已经开始消退，但我们继续受到联邦基金利率上升的影响，这可能会额外产生提高资金成本和抑制经济增长的影响，这两种影响中的任何一种(或两者的组合)都可能损害我们业务的财务和经营业绩。如果通胀居高不下，我们的运营成本可能会进一步上升。
随着活动水平的波动或大宗商品价格的上涨，我们可能会经历一段时间的成本上升。这些上涨可能会降低我们的盈利能力、现金流和按计划完成开发活动的能力。
大宗商品价格或其他因素的上涨可能会导致我们业务领域的开发活动和投资增加，这可能会增加对设备、劳动力和供应的竞争和成本。经验丰富的钻探人员和设备、劳动力或供应的短缺或成本增加可能会限制我们的运营伙伴进行预期或预期运营的能力。此外，石油和天然气行业的资本和运营成本在大宗商品价格上涨期间普遍上升，因为生产商寻求增加产量，以利用大宗商品价格上涨的机会。在成本通胀超过大宗商品价格通胀的情况下，我们的盈利和现金流以及我们运营商按计划和预算完成开发活动的能力可能会受到负面影响。新油井钻探的任何延迟或钻探成本的大幅增加都可能减少我们的收入和现金流。
我们已探明的未开发储量的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并可能需要更高水平的资本支出。因此，我们的未开发储量可能最终无法开发或生产。
截至2023年12月31日，我们估计的已探明净储量中约31%被归类为已探明未开发储量。这些储量的开发可能需要比我们目前预期更长的时间和更高的资本支出水平。如果我们的储量开发延迟或钻探和开发此类储量的成本增加，将降低我们估计的已探明未开发储量的PV-10价值和此类储量的未来净收入估计，并可能导致一些项目变得不经济。此外，储量开发的延迟可能导致我们不得不将已探明储量重新归类为未探明储量。
我们的收购策略将使我们承受与评估物业的固有不确定性相关的若干风险，而我们对该等物业的资料有限。
我们打算继续通过收购部分扩大我们的业务。我们收购物业的决定将部分取决于对从生产报告和工程研究、地球物理和地质分析以及地震和其他信息获得的数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的，并受到不同解释的影响。此外，我们对收购物业的审查本身就是不完整的，因为对每项收购涉及的个别物业进行深入审查通常在经济上是不可行的。即使对记录和物业进行详细审查也不一定会揭示现有或潜在的问题，也不会允许我们充分熟悉这些物业以充分评估其缺陷和潜力。通常不对被收购的财产进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到环境问题，如地下污染。任何收购都涉及其他潜在风险，其中包括：
•我们关于储量、未来产量、收入和成本的假设的正确性；
•通过使用我们运营或借款能力的很大一部分现金来为收购提供资金，导致我们的流动性下降；
•如果我们产生额外的债务来为收购融资，我们的利息支出或财务杠杆将显着增加；
•同意在收购中支付的任何或有对价的最终价值；
•如果我们以股权作为收购的对价或为收购融资，对股东的稀释；
•承担未知的责任、损失或费用，而我们没有得到赔偿或我们的赔偿不足；
•无法雇用、培训或留住合格人员来管理和运营我们不断增长的业务和资产；以及
•与任何潜在的特许权使用费所有者或土地所有者索赔或纠纷相关的成本增加或收入减少，或与收购相关的其他诉讼。
我们可能无法成功地将最近收购的资产或我们未来可能收购的任何资产整合到我们的业务中，也无法实现此类收购的预期好处。
我们能否从最近或未来的收购中获得预期的收益，部分取决于我们能否将收购的资产有效地整合到我们现有的业务中。我们可能无法成功地完成这一整合过程。成功收购生产型物业需要对几个因素进行评估，包括：
•可采储量；
•未来石油和天然气价格及其适当的差异；
•产品运往市场的可得性和成本；
•钻井设备和技术人员的可获得性和费用；
•开发和运营成本，包括获得水以及潜在的环境和其他责任；以及
•监管、许可和类似事项。
这些评估的准确性本质上是不确定的。关于这些评估，我们对我们认为与行业惯例大体一致的主题属性进行了审查。审查是基于我们对历史产量数据的分析，关于资本支出和预期产量下降的假设，而没有经过独立石油工程公司的审查。此类审查中使用的数据通常由卖方提供或从公开来源获得。我们的审核可能不会揭示所有现有或潜在的问题，或允许我们全面评估所有收购物业的不足之处和潜在的可采储量，而在独立石油工程公司或吾等进一步审核该等数据后，与收购物业相关的储量和产量可能会有重大差异。不会总是对每一口井都进行检查，即使进行了检查，也不一定能观察到环境问题。即使发现了问题，卖家也可能不愿意或无法
针对所有或部分潜在缺陷提供有效的合同保护。我们通常无权获得环境责任的合同赔偿，并按“原样”收购财产，与我们最近收购的资产相关的某些负债一样，我们只有权获得某些环境责任的赔偿。整合过程可能会受到延迟或情况变化的影响，我们不能保证我们最近收购的资产将按照我们的预期表现，也不能保证我们关于整合或因此类收购而节省的成本的预期将成为现实。
如果我们不有效地管理我们扩大的业务，我们未来的业绩将受到影响。
由于我们最近的收购，我们的业务规模和地理足迹都有所增加。我们未来的成功将在一定程度上取决于我们管理这一扩大业务的能力，这可能对管理构成重大挑战，包括与管理和监测新业务和盆地有关的挑战，以及相关增加的成本和复杂性。由于我们业务规模的扩大，我们还可能面临政府当局更严格的审查。我们不能保证我们会成功，也不能保证我们会实现目前从我们最近的收购中预期的收益。
失去我们管理团队中的任何成员，他们的知识、与行业参与者的关系、领导力和我们所依赖的技术专业知识都可能削弱我们进行运营的能力，并损害我们执行业务计划的能力。
我们的成功在很大程度上取决于我们管理团队成员的持续贡献，他们的知识、与行业参与者的关系、领导力和技术专长将是难以替代的。尤其是，我们成功收购更多物业、增加我们的储量、参与钻探机会以及确定和达成商业安排的能力，取决于与行业参与者发展和保持密切的工作关系。此外，我们在竞争激烈的环境中选择和评估合适的物业以及完成交易的能力取决于我们的管理团队在行业内的知识和专业知识。为了继续发展我们的业务，我们依靠我们的管理团队在行业中的知识和专业技能，并将利用我们的管理团队与行业参与者的关系来建立战略关系。我们管理团队的成员可能随时终止他们在我们公司的雇佣关系。如果我们失去管理团队成员，我们可能无法取代他们拥有的知识或关系，我们执行我们商业计划的能力可能会受到实质性的损害。
我们租赁权益的所有权缺失可能会对我们的财务状况产生重大影响。
我们通常不会在获得石油和天然气租约或石油和天然气租约或其他已开发权利的不可分割权益之前产生所有权审查的费用。如果对物业所有权历史的审查显示，错误地从不是所需矿产权益所有者的人手中购买了石油或天然气租约或其他开发权利，我们的权益将大幅贬值或被消灭。在这种情况下，为这种石油或天然气租赁或租赁或其他已开发权利支付的金额可能会损失。一般来说，我们的做法是不会产生聘请律师来审查待收购矿产权益的所有权的费用。相反，我们通常依赖于石油和天然气租赁经纪人或地主的判断，他们在试图获得特定矿产权益的租约或其他开发权利之前，在适当的政府或县办事员办公室进行实地工作，检查记录。
然而，在钻探油井或天然气井之前，石油和天然气行业的正常做法是，担任油井运营商的个人或公司对拟钻油井或天然气井的间隔单位进行初步所有权审查，以确保油井所有权不存在明显缺陷。通常，由于这种检查的结果，必须进行某些治疗性工作，以纠正所有权适销性方面的缺陷，例如获得继承权的宣誓书或安排管理遗产。这种治疗性工作需要费用，尽管初步所有权意见中确定的所有权存在缺陷，运营商仍可能选择继续开发油井。此外，所有权问题可能会在稍后的日期出现，而这些问题最初在任何所有权审查或审查中都没有发现。上述任何一项或多项可能要求我们逆转之前确认的收入，并可能对我们的现金流和运营结果产生潜在的负面影响。我们未能获得租赁权的完美所有权可能会对我们目前的产量和储量以及我们未来提高产量和储量的能力产生不利影响。
我们在竞争激烈的行业开展业务。
石油和天然气行业竞争激烈。我们面对竞争的主要范畴包括：收购其他公司出售的资产；获得用于融资和运营的资本(债务和股权)
我们的目标是：由我们的运营商购买、租赁、租用、包租或以其他方式采购可能稀缺的设备；以及雇用合格和经验丰富的熟练管理人员以及石油和天然气专业人员。
我们市场的竞争十分激烈，主要取决于市场竞争对手的数目、他们的财政资源、他们的地质、地球物理、工程和管理专业知识和能力的程度、他们的定价政策、他们按时和按预算开发物业的能力、他们选择、获得和开发储量的能力，以及他们与有关当局建立和维持关系的能力。
我们的竞争对手还包括那些拥有更多技术、物质和财政资源的实体。最后，以前没有投资石油和天然气的公司和某些私募股权公司可能会选择收购储量，以建立稳固的供应，或者只是作为一种投资。任何这样的公司也会增加市场竞争，这可能会直接影响我们。如果我们在与其他公司的竞争中失败，我们的业务、运营结果、财务状况或前景可能会受到实质性的不利影响。
我们的衍生品活动可能会对我们的现金流、运营结果和财务状况产生不利影响。
为了实现更可预测的现金流并减少我们对石油和天然气价格不利波动的风险敞口，我们为预期产量的一部分签订了衍生品工具合同，其中可能包括掉期、套圈、看跌期权和其他结构。根据适用的会计原则，我们必须按公允市场价值记录我们的衍生品，它们作为资产或负债计入我们的资产负债表，并在我们的损益表中计入衍生品的收益(损失)净额。因此，我们的收益可能会因我们的衍生品工具公允市场价值的变化而大幅波动。此外，虽然我们的衍生品交易旨在缓解石油和天然气价格波动的影响，但如果石油和天然气价格大幅上涨，超过对冲设定的价格，我们的衍生品交易可能会限制我们的潜在收益，增加我们的潜在损失。
我们未来的实际产量可能显著高于或低于我们签订该期间衍生合约时的估计。如果实际产量高于我们的估计，我们将面临比预期更大的大宗商品价格敞口。如果实际生产量低于受我们的衍生金融工具约束的名义金额，我们可能被迫满足我们的全部或部分衍生品交易，而没有我们出售基础实物商品的现金流的好处，导致我们的流动性大幅减少。由于这些因素，我们的对冲活动在降低现金流的波动性方面可能不像我们预期的那样有效，在某些情况下可能实际上增加我们现金流的波动性。此外，此类交易可能使我们在某些情况下面临亏损风险，包括我们的衍生品合同的交易对手无法履行合同规定的义务；我们的产量低于预期；或者我们生产的交货点与衍生品安排中假设的交货点之间的价差扩大。
退役成本是未知的，可能是巨大的。计划外成本可能会转移其他项目的资源。
我们可能要负责与封堵、废弃和回收我们用于生产石油和天然气储备的油井、管道和其他设施相关的成本。废弃和回收这些设施以及与之相关的成本通常被称为退役。我们为与我们的油井相关的退役成本承担责任，但没有为我们的任何财产的这些潜在成本建立任何现金储备账户。如果我们的财产在经济上耗尽之前需要退役，或者如果我们对退役成本的估计超过了在任何特定时间剩余的储量价值来支付此类退役成本，我们可能不得不从其他来源获得资金来满足这些成本。使用其他资金来满足此类退役成本可能会削弱我们将资本投资集中在我们业务的其他领域的能力。
我们依赖计算机和电信系统，系统故障或网络安全攻击可能会严重扰乱我们的业务运营。
我们已与第三方就与我们的业务相关的硬件、软件、电信和其他信息技术服务达成协议。此外，我们已经开发或可能开发专有软件系统、管理技术和其他信息技术，其中包含从第三方获得许可的软件。我们或这些第三方可能会受到网络安全攻击、计算机病毒或恶意软件的干扰，或者第三方服务提供商可能会导致我们的数据被破坏。我们相信，我们与我们的相关供应商保持着良好的关系，并保持足够的防病毒和恶意软件软件和控制；然而，我们与第三方就我们的计算和通信基础设施所做的任何安排的任何中断，或我们的信息系统的任何其他中断或破坏，都可能导致数据损坏、通信中断、敏感或机密信息丢失，或以其他方式严重扰乱我们的业务运营。虽然我们使用各种程序和控制来监控这些
尽管安全威胁和减少我们面临这种威胁的风险很大，但不能保证这些程序和控制措施足以防止安全威胁成为现实。此外，我们在业务运营中直接或间接依赖的各种第三方资源(如管道和其他基础设施)可能会受到完全不受我们控制的网络攻击或类似事件的中断或破坏，任何此类事件都可能严重扰乱我们的业务运营和/或对我们的运营结果产生重大不利影响。据我们所知，我们没有经历过与网络攻击有关的任何重大损失；然而，不能保证我们未来不会遭受重大损失。
我们的业务受到与气候相关的过渡风险的影响，包括不断变化的气候变化立法、节油措施、技术进步以及市场对石油和天然气行业看法的负面转变，可能导致运营费用和资本成本增加、财务风险以及对石油和天然气需求的潜在减少。
应对气候变化的影响继续在美国和国际上引起相当大的关注，包括监管机构、立法者、各种行业的公司、金融市场参与者和其他利益攸关方。这一重点，加上消费者和工业/商业行为、偏好和态度在能源、石油产品的产生和消费以及使用石油产品制造或由石油产品制造或提供动力的产品方面的变化，从长远来看，可能导致(I)制定与气候变化有关的法规、政策和倡议(在政府、监管机构、公司和/或投资者社区层面)，包括替代能源要求、新的燃料消耗标准、节能和减排措施以及负责任的能源开发；(Ii)在能源的产生、传输、储存和消耗方面的技术进步(例如：风能、太阳能和氢能发电、智能电网技术和电池技术，提高效率)以及(Iii)替代能源的供应增加，消费者和工业/商业对替代能源的需求增加，以及用替代能源制造或由替代能源提供动力的产品(例如：电动汽车、可再生住宅和商业电源)。
气候变化立法和监管举措可能来自各种来源，包括国际、国家、区域和州各级政府和相关行政机构，寻求监测、限制或管制二氧化碳和甲烷等温室气体的现有排放，以及限制或消除未来的排放。因此，我们的业务和运营以及我们的运营伙伴的业务和运营都受到与石油和天然气服务和产品以及温室气体排放相关的行政、监管、政治和财务风险的影响。任何与气候变化相关的立法或监管计划都可能增加我们的成本，需要大量的资本、合规、运营和维护成本，并减少对石油和天然气产品和服务的需求。见下文题为“风险因素”的进一步讨论。通过限制或与温室气体排放有关的气候变化立法或条例，可能会导致运营成本增加，对我们生产的石油和天然气的需求减少。”
燃料节约措施、替代燃料需求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃料经济性和能源发电设备的技术进步以及替代能源竞争力的提高可能会减少对石油和天然气的需求。此外，替代能源(如电动汽车、风能、太阳能、地热、潮汐、燃料电池和生物燃料)竞争力的提高可能会减少对石油和天然气的需求，从而减少我们的收入。这些发展还可能对我们物业运营商所依赖的必要第三方服务和设施的可用性产生不利影响，或影响我们的经营伙伴获得原材料的市场价格，从而可能对我们成功实施业务战略的能力产生不利影响。
此外，投资界的某些群体最近对投资石油和天然气行业表示了负面情绪。与气候变化有关的事态发展尤其可能导致对传统石油和天然气行业的负面看法，进而导致与勘探和生产活动有关的声誉风险。例如，近年来一直在努力影响投资界，包括投资顾问、保险公司和某些主权财富、养老和捐赠基金以及其他团体，方法是推动撤资化石燃料股票，并向贷款人施压，要求其限制资金和保险承保人，将承保范围限制在从事化石燃料储备开采的公司。金融机构未来可能会选择将部分或全部投资转移到与化石燃料无关的行业。还有一种风险是，金融机构可能被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。一些投资者，包括某些养老基金、大学捐赠基金和家族基金会，出于社会和环境考虑，宣布了减少或取消其在石油和天然气部门投资的政策。随着石油和天然气价格的持续波动，以及利率可能在短期内上升，增加了借贷成本，某些投资者强调，资本效率和盈利带来的自由现金流是能源公司，特别是页岩生产商的关键驱动因素。
这也可能导致潜在发展项目的可用资金减少，进一步影响我们未来的财务业绩。
对气候变化的日益关注还可能导致额外的政府调查、针对我们的私人诉讼、运营延误或限制、运营成本增加以及额外的监管负担。例如，针对能源行业的某些公司声称，根据联邦和/或州普通法，石油和天然气业务的温室气体排放构成公共滋扰，或声称这些公司意识到气候变化的不利影响已有一段时间，但未能向其投资者或客户充分披露这种影响。因此，私人或公共实体可能寻求执行针对我们的环境法律和法规，并可能要求我们承担人身伤害、财产损失或其他责任。虽然我们的业务不是任何此类诉讼的一方，但我们可能会在提出类似指控的诉讼中被点名。在任何此类情况下，不利的裁决都可能严重影响我们的运营，并可能对我们的财务状况产生不利影响。此外，政府当局在发放许可证的时间和范围方面拥有相当大的自由裁量权，公众可以参与许可证发放过程，包括通过干预法院。公众对气候变化或其他环境问题的负面看法可能会导致我们的运营伙伴开展业务所需的许可被扣留、推迟或因限制我们开展业务的能力的要求而变得沉重。
最终，任何与气候变化相关的立法、监管计划、技术进步或社会压力都可能增加我们的运营和合规成本，减少对石油和天然气服务和产品的需求，加上投资者情绪的变化，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。此外，如果我们不能在市场预期的时间框架内达到预期的资本效率或自由现金流水平，我们的股票价格可能会受到不利影响。
在环境、社会和治理(“ESG”)问题上，更严格的审查和不断变化的利益相关者预期可能会影响我们的业务，并使我们面临更多风险。
近年来，所有行业的公司都面临着与其ESG和可持续发展实践相关的利益相关者越来越多的审查。未能实施我们的ESG战略或实现我们设定的可持续发展目标的失败或看法(无论是否有效)可能会损害我们的声誉，导致我们的投资者或其他利益相关者对我们的公司失去信心，并对我们的运营产生负面影响。不能保证我们将能够实现与我们的ESG战略相关的任何已宣布的目标、倡议、承诺或目标，因为关于这些目标的声明反映了我们当前的计划和愿望，不能保证我们能够在我们宣布的时间表内实现这些目标，或者根本不能保证实现这些目标。我们可能会基于成本、时间或其他考虑因素自行决定实施或完成我们的某些ESG目标、计划、政策或程序是不可行或不实际的。我们继续努力研究、建立、完成和准确报告我们的ESG战略的执行情况，包括任何ESG目标，也可能会产生额外的运营风险和费用，并使我们面临声誉、法律和其他风险。此外，虽然我们不时就ESG事宜创建和发布自愿披露，但该等自愿披露中的一些陈述可能基于假设预期和假设，这些假设和假设可能代表或不代表当前或实际风险或事件，或预期风险或事件的预测，包括相关成本。这种期望和假设必然是不确定的，可能容易出错或受到误解，因为所涉及的时间很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一办法。上述任何情况的发生都可能对我们的业务和财务状况产生重大不利影响。
此外，我们的业务和增长机会要求我们与各种关键利益相关者保持牢固的关系，包括我们的股东、员工、供应商、客户、当地社区和其他人。我们可能会面临来自利益相关者的压力，他们中的许多人越来越关注气候变化，要求我们优先考虑可持续能源做法，减少我们的碳足迹，促进可持续发展，同时保持一家成功运营的上市公司。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，从而影响我们的品牌和声誉。这种信心的侵蚀可能会通过减少需求和增长机会、项目延误、增加法律行动和监管监督、不利的新闻报道和其他不利的公开声明、难以招聘和留住顶尖人才、难以及时以可接受的条件从政府和监管机构获得必要的批准和许可，以及难以获得投资者和获得资本的困难来对我们的业务产生负面影响。
此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决策提供信息，因此不利的ESG评级可能会对我们的股价以及我们获得资金的机会和成本产生负面影响。
与融资和债务有关的风险
循环信贷安排下我们的借款基础的任何大幅减少都将对我们的流动性产生负面影响，并可能对我们的业务和财务业绩产生不利影响。
我们的循环信贷安排下的可用性取决于借款基数，计划每半年(4月1日和10月1日)和其他可选借款基数的重新确定，其中包括基于确保循环信贷安排的石油和天然气资产的预计收入和资产价值。循环信贷安排下的贷款人可以单方面调整借款基数和循环信贷安排下允许未偿还的借款。减少我们对石油、天然气和天然气储量的估计可能会导致我们在这些方面的借款基数减少。这也可能是由其他因素引起的，包括但不限于大宗商品价格或产量下降；无法钻探或钻探结果不利；原油、液化天然气和天然气储备工程的变化；运营和/或资本成本增加；或其他影响贷款人放贷能力或意愿的因素(包括可能与我们公司无关的因素)。我们借款基础的任何大幅减少都可能导致现有和/或未来债务工具的违约，对我们的流动性和为我们的运营提供资金的能力造成负面影响，从而可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。此外，如果我们的循环信贷安排下的未偿还借款因任何此类重新确定而超过借款基数，我们可能会被要求偿还超出的部分。如果我们没有足够的资金，而且我们无法安排新的融资，我们可能不得不出售大量资产或采取其他行动来解决问题。任何此类出售或其他行动都可能对我们的业务和财务业绩产生实质性的不利影响。
我们的循环信贷安排和其他管理债务的协议包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
我们的循环信贷安排、管理2028年到期的8.125优先票据的契约“2028年到期的高级票据”(“2028年到期的高级票据”)，以及管理2031年到期的8.750优先票据的契约“2031年到期的票据契约”(“2031年到期的高级票据”，以及2028年到期的高级票据，“高级票据”)，以及我们未来产生的任何债务可能包含一些限制性契诺，这些契约将对我们施加重大的经营和财务限制，包括对我们的能力的限制，除其他事项外：宣布或支付任何股息或对我们的股权进行任何其他分配，购买或赎回我们的股权，或购买或赎回某些债务；进行贷款或某些投资；进行某些收购和投资；产生或担保额外债务或发行某些类型的股权证券；产生留置权；转让或出售资产；创建子公司；合并、合并或转让我们的全部或几乎所有资产；以及与我们的联属公司进行交易。此外，循环信贷安排要求我们遵守某些金融契约和其他契约。由于这些公约，我们的经营方式可能受到限制，我们可能无法从事有利的商业活动，也可能无法为未来的运营或资本需求提供资金。
我们遵守某些公约和限制的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响。如果市场或其他经济状况恶化，我们遵守这些公约的能力可能会受到损害。未能遵守我们的循环信贷安排的契诺、比率或测试或任何其他债务，可能会导致我们的循环信贷安排或我们的其他债务出现违约，如果不予以补救或豁免，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。如果循环信贷安排项下的违约事件发生且仍未治愈，贷款人将不会被要求借给我们任何额外的金额；可以选择宣布所有未偿还的借款以及应计和未付的利息和费用是到期和应支付的；可能有能力要求我们动用所有可用的现金来偿还这些借款；并可能阻止我们根据其他协议偿还债务。
我们的循环信贷安排下的违约或加速事件可能会导致违约事件，以及其他现有或未来债务的加速。相反，任何其他现有或未来债务下的违约事件或加速可能导致我们的循环信贷安排下的违约事件和加速。此外，我们在循环信贷安排下的债务以我们几乎所有资产的完善留置权和担保权益为抵押，如果我们在该机制下违约，贷款人可以寻求取消我们资产的抵押品赎回权。
我们可能无法产生足够的现金流来偿还债务。
由于我们行业的周期性，我们预计我们的收益和现金流每年都会有很大的变化。因此，我们在某些时期可以偿还的债务金额在其他时期可能不适合我们。此外，我们未来的现金流可能不足以满足我们的债务义务和承诺。任何不足都可能对我们的业务产生负面影响。一系列经济、竞争、商业和行业因素将影响我们未来的财务状况
许多这些因素，如石油和天然气价格、我们行业和全球经济的经济和金融状况或我们竞争对手的竞争举措，都不是我们所能控制的。
然而，我们不能向您保证，如有必要，实施替代融资计划将使我们能够履行债务。我们无法产生足够的现金流来偿还债务，或获得替代融资，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和前景产生实质性的不利影响。
2023年8月1日，我们的董事会宣布我们普通股的现金股息为每股0.38美元。股息于2023年10月31日支付给截至2023年9月28日收盘时登记在册的股东。2023年10月30日，我们的董事会宣布我们普通股的现金股息为每股0.40美元。股息于2024年1月31日支付给截至2023年12月28日收盘时登记在册的股东。2024年2月5日，我们的董事会宣布我们普通股的现金股息为每股0.40美元。红利将于2024年4月30日支付给截至2024年3月28日收盘时登记在册的股东。然而，我们不能向您保证，我们将在未来支付当前金额的股息或根本不支付股息。未来有关我们股息政策的任何决定将取决于各种因素，包括我们的财务状况、收益、法律要求、我们的一般流动资金需求，以及我们董事会认为相关的其他因素。我们宣布并向股东支付股息的能力受到某些法律、法规和政策的约束，包括最低资本金要求，作为特拉华州的一家公司，我们受到DGCL关于股息的某些限制。最后，我们向股东支付股息的能力可能会受到我们目前加入的任何债务协议中的契约的限制，包括我们的循环信贷安排和高级票据契约，或者未来可能签订的契约。如果结果是，我们无法支付股息，投资者可能会被迫在价格升值后出售他们的普通股，这可能永远不会发生，作为实现投资回报的唯一途径。
我们的浮动利率负债使我们面临利率风险，这可能导致我们的偿债义务显著增加。
我们的循环信贷安排下的借款以浮动利率计息，使我们面临利率风险。如果利率上升，我们无法有效对冲利率风险，即使借款金额保持不变，我们在浮动利率债务上的偿债义务也会增加，我们的净收益和可用于偿还债务的现金将减少。
我们可能会招致更多的债务。这可能会进一步加剧与我们巨额债务相关的风险。
受某些限制的限制，我们未来可能会产生大量额外的债务，包括根据我们的循环信贷安排、高级票据契约和任何未来的债务协议。*如果在我们目前的债务水平上增加新的债务，我们现在面临的相关风险可能会增加。例如，我们的负债水平可能会阻止我们从事本来可能对我们有利的交易或进行理想的资本支出。这可能会使我们相对于其他杠杆较低的竞争对手处于竞争劣势，这些竞争对手有更多现金流可用于运营。此外，额外的债务可能会使我们更难履行现有的财政义务。
我们的业务计划需要大量资本支出，我们可能无法以优惠条件或根本无法获得这些支出。
我们的勘探、开发和收购活动需要大量资本支出。从历史上看，我们通过运营现金流、我们信贷安排下的借款、债务发行和股票发行来为我们的资本支出提供资金。我们的循环信贷安排下的现金储备、运营现金和借款可能不足以为我们的持续运营和业务计划和目标提供资金。我们可能需要额外的资本，如果需要，我们可能无法获得此类资本。如果我们获得资本的途径由于众多因素而受到限制，这些因素可能包括石油和天然气价格下跌导致运营现金流减少，或者产量减少或信贷和资本市场恶化，我们将降低开发物业、更换储备和实现业务计划和目标的能力。我们可能无法在我们的循环信贷安排下产生额外的债务、发行债务或股权、从事资产出售或以可接受的条款或根本无法获得其他融资方法。如果我们能够从融资活动中筹集到的资本，连同我们从运营中获得的现金，不足以满足我们的资本要求，我们可能无法实施我们的业务计划，并可能被要求缩减我们的业务，以不具吸引力的价格出售资产或以不具吸引力的条款获得融资，其中任何一项都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
有上限的看涨期权交易可能会影响可转换票据和我们的普通股的价值。
关于2029年到期的3.625%可转换优先票据(“可转换票据”)的定价，我们与期权交易对手订立了与该等票据相关的私下协商的上限看涨期权交易。根据惯例的调整，与可转换票据有关的上限看涨期权交易包括最初作为该等票据基础的普通股的股份数量。有上限的赎回交易一般可减少任何可换股票据转换时对我们普通股的潜在摊薄，及/或抵销吾等须支付超过已转换票据本金的任何潜在现金付款(视乎情况而定)，而有关减持及/或抵销须受上限规限。
期权对手方及/或其各自联营公司可于可换股票据到期前于二级市场交易中订立或解除与本公司普通股有关的各种衍生工具及/或买入或出售本公司普通股或其他证券，以调整其对冲头寸(并可能在与该等票据转换有关的任何观察期内这样做)。这项活动还可能导致或避免我们的普通股或可转换票据的市场价格上升或下降，这可能会影响持有人转换其可转换票据的能力，如果活动发生在转换后或与转换可转换票据有关的任何观察期内，它可能会影响持有人在转换该等票据时将收到的对价的金额和价值。
这些交易和活动对我们普通股或可转换票据市场价格的潜在影响(如果有的话)将部分取决于市场情况，目前无法确定。
我们受制于被封顶的通话交易的交易对手风险，被封顶的通话可能无法按计划运作。
我们对期权交易对手信用风险的敞口将不会有任何抵押品担保。全球经济状况不时导致许多金融机构实际或被认为倒闭或出现财务困难。我们的风险敞口将取决于许多因素，但一般来说，我们风险敞口的增加将与市场价格的上涨或我们普通股的波动性相关。此外，在期权对手方违约或其他未能履行或终止义务时，我们可以
遭受不利的税收后果和比我们目前预期的普通股更多的稀释。我们不能对任何期权交易对手的财务稳定性或生存能力提供任何保证。
此外，有上限的呼叫交易很复杂，可能不会按计划运行。例如，如果发生某些公司或其他交易，上限呼叫交易的条款可能会受到调整、修改或在某些情况下重新谈判。因此，如果我们因未来的交易或可能对上限催缴交易的运作产生不利影响的意外事态发展而要求我们调整其条款，则这些交易可能无法按我们的预期进行。
可转换票据可能会对我们报告的财务业绩产生重大影响。
由于可转换票据的债务发行成本摊销，我们将被要求在本期和未来期间记录更多的非现金利息支出。我们将在财务业绩中报告较低的净收益(或更大的净亏损)，因为美国公认会计原则(“GAAP”)要求利息包括当期债务发行成本的摊销和工具的息票利息，这可能对我们报告的或未来的财务业绩、我们普通股的市场价格和可转换票据的交易价格产生不利影响。
此外，由于我们有能力在转换时支付或交付相当于债务本金金额的现金和超过本金金额的普通股来结算可转换票据，因此，转换可转换票据时可发行的股份采用IF转换法入账，因此，除非可转换票据的转换价值超过其本金金额，否则不包括在计算稀释后每股收益中。此外，在IF-转换法下，稀释份额的计算假定最大稀释影响。我们不能确定我们将能够继续证明以现金结算可转换票据的能力，或者会计准则将继续允许使用IF-转换方法。如果我们无法使用IF-转换法来核算转换可转换票据时可发行的股份，我们的稀释后每股收益可能会受到不利影响。
可转换票据的有条件转换功能如被触发，可能会对我们的财务状况和流动资金产生不利影响。
一旦可转换票据的条件转换功能被触发，可转换票据的持有人将有权根据其选择在指定期间内的任何时间转换该等票据。如果一个或多个持有人选择转换其可转换票据，我们将被要求通过支付现金来结算该等可转换票据的任何已转换本金，这可能会对我们的流动资金产生不利影响。此外，即使持有人不选择转换他们的可转换票据，根据适用的会计规则，我们可能需要将可转换票据的全部或部分未偿还本金重新归类为流动负债而不是长期负债，这将导致我们的营运资本净额大幅减少。
管理可转换票据的契约中的条款可能会推迟或阻止对我们的有利收购。
管理可转换票据的契约中的某些条款可能会使第三方试图收购我们变得更加困难或成本更高。例如，如果接管构成了根本变化，那么票据持有人将有权要求我们以现金回购他们的票据。此外，如果接管构成了彻底的根本性变化，那么我们可能会被要求暂时提高转化率。在任何一种情况下，以及在其他情况下，我们在票据和契约下的义务可能会增加收购我们的成本，或者以其他方式阻止第三方收购我们或撤换现有管理层，包括在票据持有人或我们普通股持有人可能认为有利的交易中。.
与法律和监管事项有关的风险
现任总统政府通过行政部门和/或与国会协调行动，已经下令或提议，并可能制定额外的规则和法规，限制我们在未来获得联邦租约的能力，和/或实施更繁琐的许可和其他代价高昂的环境、健康和安全要求。
由于经济、环境保护或其他政策原因，法律、法规和政策指令的通过可能会限制石油和天然气的勘探和开发钻探，这对我们造成了影响。例如，2021年1月，总裁·拜登签署了一项行政命令，指示美国内政部在完成对联邦政府现有石油和天然气租赁和许可计划的全面审查之前，暂停在联邦土地和水域上新的石油和天然气租赁。2021年6月，一家联邦地区法院禁止能源部执行暂停和恢复租赁的规定，但须受某些限制。2022年8月，美国上诉法院撤销并驳回了联邦地区法院阻止暂停新的石油和天然气租赁的决定，此后不久，联邦地区法院责令能源部在13个质疑暂停的州实施暂停。有关租赁的诉讼仍在进行中。此外，2023年7月，DOI宣布了一项拟议的规则，以修订陆上联邦石油和天然气租赁计划的过时财务条款，包括保证金要求、特许权使用费和最低出价，最终规则预计将于2024年4月出台。因此，很难预测这些地区是否以及何时可能可用于未来的勘探活动。此外，2021年11月，美国环保局提出了一项新规则，将对石油和天然气行业的新来源和改进源实施更严格的甲烷排放标准，并首次监管石油和天然气行业的现有来源。2022年11月，环保局发布了补充2021年11月拟议规则的拟议规则。其中，2022年11月的补充拟议规则取消了仅限小井口地点的排放监测豁免，并创建了一个新的第三方监测计划，以标记大型排放事件，在拟议规则中被称为“超级排放者”。2023年12月，美国环保署宣布了一项最终规则，其中要求逐步停止新建油井的常规天然气燃烧(除一些例外情况外)，并在所有井场和压缩机站进行例行泄漏监测。此外，2021年9月，总裁·拜登公开宣布了全球甲烷承诺，这是一项国际公约，旨在到2030年将全球甲烷排放量减少到2020年水平的至少30%。除其他努力外，这些努力旨在支持拜登政府提出的应对气候变化的目标。国会可能采取的行动包括实施与许可有关的更严格的法律和法规，限制温室气体排放，增加对退役责任的财务保证和担保要求，以及碳税。这些行政、行政或国会行动中的任何一项都可能通过限制可供开发的土地和/或获得此类开发所需的许可证，或通过强加额外且昂贵的环境、健康和安全要求，对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
我们使用净营业亏损结转来抵销未来应税收入的能力可能会受到一定的限制。
我们有净营业亏损(“NOL”)结转，我们可以用来抵消美国联邦所得税用途的应税收入。一般而言，根据经修订的1986年《国内税法》(以下简称IRC)第382条，公司如发生“所有权变更”，可在使用其NOL抵销未来应纳税所得额方面受到限制。我们在2018年经历了一次“所有权变更”，因此，我们现有的NOL结转的使用受到第382节的限制，这些限制通常是通过将所有权变更时我们的股票价值乘以IRC第382节定义的适用长期免税率来确定的。见我们财务报表附注10。未来我们股票所有权的变化，其中一些不在我们的控制范围内，可能会导致根据IRC第382条的额外所有权变化。
由于未来的立法，目前可用于天然气和石油勘探和开发的某些美国联邦所得税减免可能会被取消。
不时有人提出立法，如果成为法律，将对美国税法进行重大修改，包括目前石油和天然气公司可用的某些关键的美国联邦所得税条款。这些法律变化包括但不限于：(I)取消天然气和石油资产的百分比损耗津贴，(Ii)取消目前对无形钻探和开发费用的扣除，以及(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。尽管这些条款在最近的联邦税收立法(如爱尔兰共和军)中基本没有变化，但国会可以考虑并可能包括这些提案中的部分或全部，作为未来税制改革立法的一部分。此外，任何其他税收改革立法的其他更一般的特征，包括改变成本回收规则，可能也会改变石油和天然气公司的税收。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会在未来的立法中生效，如果通过，任何此类变化将在多长时间内生效。由于这些提案或美国联邦所得税法的任何类似变化而导致的任何立法的通过可能
取消或推迟目前可用于石油和天然气开发的某些税收减免或增加成本，任何此类变化都可能对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生不利影响。
颁布新的或增加的遣散税和天然气生产影响费可能会对我们在马塞勒斯页岩地层中的资产产生负面影响。
影响我们在马塞卢斯页岩层资产运营的税收法律、规则和法规可能会发生变化。例如，宾夕法尼亚州州长在过去的立法会议上曾提议立法，对开采自然资源(包括马塞卢斯页岩地层生产的天然气)征收州遣散税，以取代现有的州影响税，或在现有州影响税的基础上额外征收。宾夕法尼亚州的立法机构到目前为止还没有推进州长的任何遣散税提案；然而，遣散税立法可能会在未来的立法会议上继续提出。任何此类增税或变化都可能对我们的收益、现金流和财务状况产生不利影响，因为它与这些资产有关。
实际税率的意外变化或因审查我们的收入或其他纳税申报单而产生的不利结果可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们受到美国联邦、州和地方税务当局的征税。我们未来的实际税率可能会受到多个因素的波动或不利影响，包括递延税项资产和负债的估值变化、任何税务估值免税额的预期发放时间和金额，或税务法律、法规或其解释的变化。此外，我们可能会接受美国联邦、州和地方税务当局对我们的所得税、销售税和其他交易税的审计。这些审计的结果可能会对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
适用税法和法规的变化可能会导致我们产生更多的行政和合规成本以及额外的所得税负担，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。
我们要缴纳各种复杂和不断变化的美国联邦和州所得税。美国联邦、州和地方税收法律、政策、法规、规则、法规或条例的实施、解释、更改、修改或适用可能对我们不利，在每种情况下都可能具有追溯力。例如，2022年8月16日，《降低通胀法案》(IRA)签署成为联邦法律。爱尔兰共和军推出了一项新的公司替代最低税(CAMT)，这是一种基于财务报表收入的最低税，适用于“适用的公司”。CAMT从2023年开始的纳税年度有效。本公司在2023年不受CAMT的限制，但一旦我们达到适用的财务报表收入门槛(我们预计不会早于2025年)，CAMT规则可能会增加税务合规的复杂性和不确定性，并导致额外的行政成本和所得税负债。
如果我们回购股票，可能会对我们征收新的1%的美国联邦消费税。
2022年8月16日，爱尔兰共和军签署成为联邦法律。除其他事项外，爱尔兰共和军规定，对上市国内(即美国)股票的某些回购(包括赎回)征收新的美国联邦1%的消费税。在2022年12月31日之后发生的外国上市公司及其某些国内子公司。消费税是对回购公司本身征收的，而不是对向其回购股票的股东征收的。消费税的数额通常是回购时回购的股票公平市场价值的1%。然而，在计算消费税时，回购公司获准在同一课税年度内将若干新股发行的公平市值与股份回购的公平市值进行净值比较。此外，某些例外适用于消费税。2022年12月27日，美国财政部(“财政部”)发布了一份通知，表示打算公布有关消费税适用的拟议法规(“通知”)。为了向纳税人提供临时指导，该通知描述了纳税人在拟议条例公布之前一般有权依赖的某些规则。
消费税将导致我们手头可用现金的减少，这可能会对我们的业务和运营产生负面影响。
我们的业务涉及通过铁路销售和运输原油，这涉及脱轨风险、事故和与清理和损坏相关的责任，以及可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响的潜在法规变化。
我们的部分原油生产通过铁路运输到市场中心。在北美，运输原油的火车脱轨，导致各种监管机构和行业组织，以及联邦、州和市政府，将注意力集中在通过铁路运输易燃液体上。现有法律法规的任何变化或新法律法规的颁布，包括铁路行业的任何自愿措施，都可能导致对用于运输原油的油罐车的设计、建造或运营提出新的要求，这可能会增加我们的业务成本，并限制我们在全美各地的市场中心以优惠价格运输和销售我们的原油的能力，其后果可能对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生实质性的不利影响。此外，涉及我们已经出售或正在运输的原油的任何原油脱轨都可能导致针对我们的索赔，可能涉及巨额债务。
我们的衍生产品活动使我们面临潜在的监管风险。.
联邦贸易委员会、FERC和商品期货交易委员会(“CFTC”)有法定权力监控实物和期货能源大宗商品市场的某些部分。这些机构已经实施了广泛的法规，禁止欺诈和操纵此类市场。*对于我们从事的与石油、天然气、NGL或其他能源大宗商品有关的衍生品活动，我们必须遵守这些机构执行的与市场相关的法规。如果不遵守这些法规的解释和执行，可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
立法和监管的发展可能会对我们利用衍生工具减少商品价格、利率和其他与我们业务相关的风险的影响的能力产生不利影响.
《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》(下称《多德-弗兰克法案》)包含多项措施，旨在提高场外衍生品市场的透明度和稳定性，防止过度投机。这些规则可能会影响我们可能持有的头寸的大小，以及交易对手与我们进行交易的能力或意愿，从而潜在地增加交易成本。此外，这些变化可能会大大减少我们获得衍生品机会的机会，这可能会对大宗商品价格低迷时期的收入或现金流产生不利影响。
CFTC还指定某些利率掉期和信用违约掉期进行强制清算，相关规则还将要求我们在涉及衍生品活动时遵守清算和交易执行要求，或采取措施以获得此类要求的豁免。尽管我们相信我们有资格获得最终用户豁免，不受为降低其商业风险而订立的掉期的强制性结算要求的约束，但对其他市场参与者（如掉期交易商）适用强制性结算和交易执行要求可能会改变我们使用的掉期的成本和可用性。如果我们的掉期不符合商业最终用户例外的条件，或者如果进入未清算掉期的成本变得过高，我们可能需要清算此类交易。该等规则及任何额外规例对我们业务的最终影响尚不确定。
《多德-弗兰克法案》和相关监管要求对我们业务的全面影响要等到监管规定全面实施，衍生品合约市场调整后才能知晓。此外，拜登政府可能会通过《多德-弗兰克法案》或颁布新的立法，扩大对场外衍生品市场和参与该市场的实体的监管。根据《多德-弗兰克法案》(Dodd-Frank Act)发布的法规(包括根据该法案实施的任何进一步法规)和任何新法规也可能要求我们的衍生品工具的某些交易对手将其部分衍生品活动剥离给一个独立的实体，该实体的信誉可能不如当前的交易对手。该等法规或会大幅增加衍生工具合约的成本(包括互换记录及报告要求，以及透过要求提供抵押品而可能对我们的可用流动资金造成不利影响)、大幅改变衍生工具合约的条款、减少衍生工具的供应以防范我们遇到的风险、降低我们将现有衍生工具合约货币化或重组的能力，以及增加我们对信誉较差交易对手的风险敞口。我们维持着与大宗商品价格风险相关的积极对冲计划。
这样的立法和法规可能会减少我们交易对手的交易头寸和做市活动。如果我们因法律法规或衍生品市场的任何变化而减少对衍生品的使用，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测，这可能会对我们计划资本支出和为资本支出提供资金或偿还债务的能力产生不利影响。最后，《多德-弗兰克法案》在一定程度上是为了降低石油和天然气价格的波动性，一些议员将其归因于与石油和天然气相关的衍生品和大宗商品工具的投机性交易。因此，如果立法和法规的结果是降低大宗商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们的业务、我们的财务状况和我们的运营结果产生实质性的不利影响。
我们的业务受到复杂的联邦、州、地方和其他法律和法规的约束，这可能会对开展业务的成本、方式或可行性产生不利影响。
我们的运营利益由我们的第三方运营伙伴运营，在联邦、州、部落和地方各级受到广泛监管。环境和其他政府法律法规增加了规划、设计、钻探、安装、运营和废弃油气井的成本。根据这些法律法规，我们公司(直接或间接通过我们的运营合作伙伴)还可能对人身伤害、财产和自然资源损害和其他损害负责。如果不遵守这些法律和法规，我们可能会暂停或终止我们的业务，并受到行政、民事和刑事处罚。此外，近年来，公众对环境保护的兴趣有所增加，环保组织反对某些钻探项目，并取得了一些成功。
我们开展业务的监管环境的一部分，在某些情况下，包括在开始钻探和生产活动之前获得环境评估、环境影响研究和/或开发计划的法律要求。此外，我们的活动受到有关保护做法和相关权利保护的规定的约束。这些规定影响我们的业务，限制我们可能生产和销售的天然气数量。我们参与的钻探计划中固有的一个主要风险是，我们的运营商需要从州和地方当局获得钻探许可。在获得监管批准或钻探许可方面的拖延，未能获得钻井许可证或以不合理的条件或成本获得许可证可能会对我们的物业开发产生实质性的不利影响。此外，石油和天然气监管环境可能会发生变化，可能会大幅增加遵守这些法律和法规的财务和管理成本，从而对我们的盈利能力产生不利影响。*目前，我们无法预测这种增长对我们的运营结果的影响。此外，我们可能会处于行业中较大公司的竞争劣势，这些公司可以将这些额外成本分摊到更多的油井和更多的运营人员中。
不遵守联邦、州和地方环境法律和法规可能会导致重大处罚，并对我们的业务产生不利影响。
石油和天然气业务的所有阶段都可能带来环境风险和危害，并受到各种联邦、州和市政法律法规的约束。除其他事项外，环境法律和法规限制和禁止石油和天然气作业产生的各种物质的泄漏、释放或排放，并要求油井和设施地点的运营、维护、废弃和回收达到适用监管机构的满意程度。由于处理石油碳氢化合物和废物、与我们业务相关的空气排放和废水排放以及历史运营和废物处理做法，存在招致重大环境成本和责任的风险。如果不遵守这些法律和法规，可能会导致行政、民事和刑事处罚的评估，以及我们的租约的损失，调查或补救义务的产生和强制执行禁令救济。
环境立法正在演变，我们预计可能会导致更严格的标准和执法，更大的罚款和责任，并可能增加资本支出和运营成本。*石油、天然气或其他污染物排放到空气、土壤或水中可能会导致对政府和第三方的责任，并可能要求我们承担补救排放的费用，无论我们是否对排放或污染负责，也无论我们的运营合作伙伴在进行排放时是否符合行业以前的标准。此外，对人员的损害索赔，我们的财产或自然资源可能是由于运营对我们财产的环境和其他影响而产生的。新的或更严格的环境法律法规应用于我们的业务可能会导致我们削减生产或增加我们生产、开发或勘探活动的成本。
与水力压裂相关的联邦和州立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的操作限制或延误。
水力压裂涉及在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产。水力压裂被我们的第三方合作伙伴广泛使用。水力压裂过程通常由国家石油和天然气委员会监管。有关水力压裂的任何联邦或州立法或法规变更都可能导致我们产生大量合规成本或导致运营延迟，而我们或我们的第三方运营合作伙伴未能遵守的任何后果可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
此外，针对最近在地下处置井附近发生的地震事件所引起的关切，这些处置井被用于注入回流和产出水或石油和天然气活动产生的某些其他油田流体(所谓的“诱发地震活动”)，一些州的监管机构已经或正在考虑在准许生产水处置井或以其他方式评估地震活动与这类井的使用之间的任何关系方面提出额外要求。各国可不时制定和执行计划，指示发生地震事件的某些油井限制或暂停处置油井作业。这些进展可能会导致对我们的运营商使用注水井来处理回流和产出水以及某些其他油田流体的额外监管和限制。加强对诱发地震活动的监管和关注也可能导致对利用注水井处理废物的石油和天然气活动的更大反对和诉讼。在这些悬而未决或受到威胁的立法或法规最终敲定和实施之前，无法估计它们对我们业务的影响。
上述风险中的任何一项都可能削弱我们管理业务的能力，并对我们的运营、现金流和财务状况产生重大不利影响。
通过限制或与温室气体排放有关的气候变化立法或条例，可能会导致运营成本增加，对我们生产的石油和天然气的需求减少。
对可能施加的温室气体排放限制，或采用和实施要求报告温室气体排放或其他与气候有关的信息的法规，或以其他方式寻求限制我们的运营伙伴的温室气体排放(包括碳定价计划)，可能会对我们的业务和石油和天然气行业产生不利影响，包括限制我们执行业务战略的能力，需要额外的资本，合规，运营成本，增加石油和天然气产品和服务的成本，减少对石油和天然气产品和服务的需求，减少我们进入金融市场的机会，或创造更大的政府调查或诉讼的可能性。例如，通过立法或监管计划来减少温室气体排放可能需要我们产生更高的运营成本，如购买和运营排放控制系统的成本，获得排放限额或遵守新的监管要求的成本。这样的监管举措可能会刺激对不依赖燃烧化石燃料的替代能源的需求。可能通过的应对气候变化的立法或法规也可能影响我们产品的市场，使我们的产品或多或少比竞争对手的能源更受欢迎。在某种程度上，我们的产品正在与温室气体排放量更高的能源竞争，随着对温室气体排放的更严格限制，我们的产品将在市场上变得更受欢迎。在某种程度上，我们的产品正在与温室气体排放较低的能源(如太阳能和风能)竞争，随着对温室气体排放的更严格限制，我们的产品在市场上将变得不那么受欢迎。目前，我们无法肯定地预测这些可能性将如何影响我们的业务。任何适用于发电厂或炼油厂的温室气体排放立法或监管计划也可能增加我们生产的石油和天然气的消费成本，并可能减少对它们的需求。因此，减少温室气体排放或应对气候变化的立法和监管计划可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
此外，美国证券交易委员会在2022年3月发布了一项拟议规则，将要求某些上市公司广泛披露与气候相关的数据、风险和机会，包括财务影响、有形和过渡风险、相关治理和战略以及温室气体排放。部分由于拟议规则的最终生效日期以及这些要求的最终形式和实质内容尚不清楚，我们无法预测实施成本或规则制定造成的任何潜在不利影响。如果这项规则制定按提议最终敲定，我们可能会招致与气候相关风险的评估和披露相关的成本增加。此外，加强气候披露要求可能会加速某些利益攸关方和贷款人限制或寻求对其在某些碳密集型部门的投资提出更严格条件的趋势。关于与温室气体和气候变化有关的法律和条例的进一步讨论，见“项目1.企业--政府管制和环境事项”和“--气候变化”。
为了避免受《投资公司法》的约束，我们依据修订后的《1940年投资公司法》及其下的规则和条例(下称《投资公司法》)对“投资公司”的定义进行了例外处理。
为了避免受《投资公司条例》的约束，我们在《投资公司条例》的“投资公司”一词的定义中采用了一个例外情况。在一定程度上，我们的业务或资产的性质在未来发生变化，而我们没有资格获得另一种资产
在ICA下的豁免或例外情况下，我们可能被要求注册为“投资公司”，并受到其下的法规的约束，这将限制我们的业务运营，并要求我们花费大量资源来遵守这些法规。如果监管机构确定我们不符合我们目前所依赖的ICA的例外，我们可能被视为违反了ICA，其后果预计将是严重的。
与我们普通股相关的风险
未来可能会出售或发行我们的普通股，包括与我们的激励计划、收购或其他相关的发行，这将稀释股东的所有权利益，并可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们的公司注册证书授权我们发行1.35亿股普通股，其中截至2023年12月31日已发行和发行的普通股为100,761,148股。我们未来可能发行的任何普通股，包括可转换为或可交换的证券，或代表接受普通股或实质类似证券的权利的证券，可能会稀释我们股东的所有权利益。此外，根据我们修订和重新发布的2018年股权激励计划或我们未来可能采用的其他股权激励计划，或与收购或其他相关的其他股权激励计划，未来发行普通股也将稀释我们股东持有的股权百分比。我们普通股的市场价格可能会因为在市场上大量出售或发行我们的普通股或类似证券或认为可能发生此类出售或发行而下降。
我们的公司证书、章程和特拉华州法律包含的条款可能具有延迟或阻止控制权变更的效果，并可能对我们股本的市场价格产生不利影响。
我们的公司证书授权我们的董事会发行优先股，而不需要我们的股东进一步投票或采取任何行动。我们普通股持有者的权利将受制于未来可能发行的任何优先股持有者的权利。优先股的发行可能会推迟、阻止或阻止控制权的变化，并可能对我们股票的投票权或经济价值产生不利影响。此外，我们的公司注册证书和章程中的一些条款可能会使第三方更难获得对我们的控制权，即使控制权的变更对我们的股东有利，其中包括对我们的股东召开特别会议的能力的限制，对我们的股东通过书面同意采取行动的能力的限制，以及关于股东提议和董事会选举提名的提前通知条款，这些条款将在股东会议上采取行动。特拉华州法律一般禁止我们与任何“利益股东”进行任何商业合并，这通常意味着，持有我们15%或更多股份的股东在自该股东成为利益股东之日起三年内不能收购我们，除非满足各种条件。
未来可供出售或其他发行的股票可能会降低我们普通股的市场价格。
我们的董事会有权在不采取行动或股东投票的情况下，发行我们授权但未发行的全部或部分普通股，或发行可转换为普通股的优先股。未来，我们可能会发行证券，为收购筹集现金，作为收购的对价，偿还债务，为资本支出或一般公司费用提供资金，与行使股票期权有关，或履行我们激励计划下的义务。我们也可以通过现金、我们的优先股和我们的普通股或仅使用我们的普通股的组合来获得其他公司的权益。我们也可以发行证券，包括我们的优先股，这些证券可以转换为我们的普通股，可以交换，或者代表着接受我们的普通股的权利。任何这些事件的发生或在转换我们的可转换票据或行使我们的未偿还认股权证时发行普通股，可能会稀释您在我们公司的所有权权益，减少我们的每股收益，并对我们的普通股价格产生不利影响。
我们普通股的投资者可能被要求只关注股票升值，以获得他们在我们的投资回报。
未来的任何股息支付将由我们的董事会酌情决定，并将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、负债水平、适用于股息支付的法律和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。管理我们债务的文书中包含的契约限制了股息的支付。投资者可能会被迫在价格上涨后出售普通股，这可能永远不会发生，作为实现投资回报的唯一途径。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目1C。网络安全
我们有一个网络安全计划来识别、监控和缓解网络安全风险。该安全计划包括信息安全和事件响应的正式角色和责任，并由我们的IT指导委员会监督，该委员会由主要高管和员工组成，并由我们的第三方网络安全供应商提供指导。我们的企业风险管理计划将网络安全风险与其他公司风险一起考虑，并咨询主题专家以收集识别网络安全风险、评估其性质和严重性以及确定缓解措施和评估这些缓解措施对剩余风险的影响所需的信息。除了持续的网络监测外，信息技术指导委员会还参与网络安全专家的季度更新，其中包括这些专家关于识别新的网络风险和威胁、报告的漏洞、攻击媒介的趋势分析以及监测风险缓解活动的报告。
管理层至少每年向审计委员会提供一次网络安全计划简报，并在情况需要时更频繁地进行简报。这些简报包括对网络风险的评估、威胁格局、任何事件的最新情况，以及NOG在网络安全风险缓解和治理方面的投资报告。
我们有正式的IT安全政策，以提供对信息安全的适当治理，包括更改管理和修补、多因素身份验证、数据备份、安全监控、移动设备管理和资产管理的控制要求。管理层对安全控制进行年度测试，并向审计委员会报告结果。此外，管理层制定了正式的事件应对计划，并与网络安全运营供应商签订了合同，对我们的基础设施和系统进行全天候监控/管理。事件响应计划涉及事件的生命周期，包括识别、响应和恢复，该计划至少每年进行一次测试。此外，我们还提供保险，针对网络安全事件可能造成的损失提供保护。
管理层维护第三方清单并完成年度第三方网络风险评估。 此外，员工还参加强制性的年度网络培训，管理层进行例行社会工程测试，以监测员工对网络风险的意识，并培训员工如何识别潜在网络安全风险。
在过去的两年里，我们没有经历任何重大网络安全漏洞事件。 有关我们网络安全风险的更多信息，请参阅“第1A项。风险因素-我们依赖计算机和电信系统，系统故障或网络安全攻击可能会严重扰乱我们的业务运营。”
第二项。属性
估计净探明储量
下表汇总了我们基于本公司编制的截至2023年12月31日的年度报告并经我们的第三方独立储量工程师Cawley审计的2023年12月31日的估计已探明储量净额。在编制报告时，本公司根据美国证券交易委员会适用于从事石油和天然气生产活动的公司的规则和规定对代表我们所有已探明储量的财产进行了评估。下表所列的我们估计的已探明净储量不包括可能或可能的储量，也不以任何方式包括或反映我们的商品衍生品。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 | | |
| | 已探明储量
(MBOE)(1) | | 的百分比
总计 | | 已探明储量
(MBOE)(2) | | 的百分比
总计 | | | | |
| 美国证券交易委员会已探明储量： | | | | | | | | | | | |
| 开发 | 234,861 | | | 69 | % | | 214,602 | | | 65 | % | | | | |
| 未开发 | 104,833 | | | 31 | % | | 116,207 | | | 35 | % | | | | |
| 已证明的属性总数 | 339,694 | | | 100 | % | | 330,809 | | | 100 | % | | | | |
___________________
(1)上表显示了截至2023年12月31日的石油和天然气储量，假设实际价格不变，分别为每桶石油75.51美元和每立方米天然气3.1美元。根据美国证券交易委员会的指导方针，这些价格是指在本报告所述期间终了之前的12个月期间内每个月初的每桶石油平均价格和每立方米天然气平均价格，经过调整以反映适用的运输和质量差异。
(2)上表显示了截至2022年12月31日的石油和天然气储量，假设实际价格不变，分别为每桶石油91.95美元和每立方米天然气7.43美元。根据美国证券交易委员会的指导方针，这些价格是指本报告所述期间终了前12个月期间每个月初每桶石油和每立方米天然气的平均价格，经过调整以反映适用的运输和质量差异。
截至2023年12月31日的估计净探明储量为339,694 MBOe，较2022年12月31日的估计净探明储量330,809 MBOE增加3%。增加的主要原因是我们2023年收购的影响，以及与2022年相比，2023年的活动水平更高。2023年开发活动的增加导致我们的资本支出增加，以及我们2023年探明储量估计中反映的未开发钻探地点的数量增加。由于更高的活动水平和我们2023年的收购，已探明的未开发井的数量从2022年的138.2口净井增加到2023年的146.0口净井。
下表按储量类别列出了截至2023年12月31日估计探明储量的摘要信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 美国证券交易委员会定价探明储量(1) |
| | | 储备量 | | PV-10(3) |
| 储备类别 | | 油
（兆字节） | | 天然气
(MMcf) | | 总计 （MBoe）(2) | | % | | 金额
(单位：千) | | % |
| PDP属性 | | 118,634 | | | 662,079 | | | 228,981 | | | 67 | % | | $ | 3,899,733 | | | 78 | % |
| PDNP属性 | | 3,230 | | | 15,899 | | | 5,880 | | | 2 | % | | 113,577 | | | 2 | % |
| PUD属性 | | 48,477 | | | 338,138 | | | 104,833 | | | 31 | % | | 990,772 | | | 20 | % |
| 总计 | | 170,341 | | | 1,016,116 | | | 339,694 | | | 100 | % | | $ | 5,004,082 | | | 100 | % |
_____ ___________
(1)美国证券交易委员会已探明储量定价表高于截至2023年12月31日的石油和天然气储量以及相关贴现未来净现金流的价值，该表基于每桶石油78.22美元和每MMbtu天然气2.64美元的平均价格。根据美国证券交易委员会的指导方针，这些价格代表在报告期间结束前12个月的每个月初每桶石油和每MMbtu天然气的平均价格。以及截至2023年12月31日的平均结果价格，经过调整以反映适用的运输和质量差异后的结果。每桶石油75.51美元，每立方英尺天然气3.10美元。
(2)BOE是根据每桶石油一BOE和每6,000立方英尺(即6,000立方英尺)天然气一BOE的换算比率来计算的。
(3)税前现值10%，或PV-10，可被视为美国证券交易委员会定义的非公认会计准则财务指标，并从贴现未来现金流量的标准化指标派生，这是公认会计准则最直接的可比性指标。见下文“PV-10与标准化测量的对账”。
上表假设价格和成本以每年10%的贴现率折现，未来不会升级，不会影响与财产无关的费用，如一般和行政费用、债务偿还和折旧、损耗和摊销或联邦所得税。上表中的信息不会对我们的大宗商品衍生品产生任何影响或反映。
将PV-10与标准化测量进行协调
PV-10源自对未来净现金流量贴现的标准化计量，这是公认会计准则对已探明储量使用美国证券交易委员会定价计算得出的最直接的可比财务计量。PV-10等于在适用日期扣除未来所得税前的贴现未来净现金流的标准化指标，折现率为10%。我们认为，PV-10的列报对投资者来说是相关和有用的，因为它在考虑未来的公司所得税之前展示了可归因于我们估计的已探明净储量的贴现未来现金流量，而且它是评估我们的石油和天然气资产的相对货币意义的有用指标。此外，投资者可以利用这一衡量标准作为比较我们的储备与其他公司的相对规模和价值的基础。此外，公认会计准则不提供已探明储量以外的储量或使用美国证券交易委员会价格以外的价格计算的储量的估计未来现金流净额。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。然而，PV-10并不是未来净现金流贴现的标准化衡量标准的替代品。我们的PV-10衡量标准和未来净现金流贴现的标准化衡量标准并不能代表我们石油和天然气储量的公允价值。
下表将截至2023年12月31日的美国证券交易委员会已探明储量的税前PV10%价值与贴现未来净现金流的标准化衡量标准进行了核对。
| | | | | |
美国证券交易委员会定价探明储量 (单位：千) |
| 标准化度量对账 |
| 预计未来净收入的税前现值(税前现值为10%) | $ | 5,004,082 | |
未来所得税，以10%的折扣(1) | (847,845) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 4,156,237 | |
____________
(1)在计算未来所得税现金流量时，使用营业净亏损和税收抵免结转可实现的预期税收收益。由于可用净营业亏损结转和我们资产于2023年12月31日的剩余计税基础，我们未来的所得税大幅减少。
估计已探明储量的数量是固有的不确定性，包括许多我们无法控制的风险因素。储量工程是一个主观过程，估计无法以准确方式测量的石油和天然气的地下储量。因此，对已探明储量的估计可能会因估计储量的工程师而有所不同。此外，我们的石油和天然气的实际实现价格不太可能对用于计算已探明储量的定价参数进行平均。因此，石油和天然气的数量以及最终从我们的资产中回收的这些商品的价值将与储量估计有所不同。
有关我们已探明储量的额外讨论载于本报告稍后所载财务报表的“补充石油及天然气资料-未经审核”标题下。
已探明未开发储量
截至2023年12月31日，我们已探明的未开发储量约为104.8 Mboe，而截至2022年12月31日的已探明未开发储量为116.2 Mboe。对2023年已探明未开发储量变化的对账如下：
| | | | | |
| | Mmboe |
| 2022年12月31日已探明未开发储量估算 | 116.2 | |
| 通过钻井转化为已探明开发 | (27.9) | |
| 从扩展和发现添加 | 24.6 | |
| 就地购买矿产资源 | 23.4 | |
| 删除为期5年的规则 | (24.9) | |
| |
| |
| |
| 修订版本 | (6.6) | |
| 2023年12月31日已探明未开发储量估算 | 104.8 | |
我们未来的开发钻井计划包括在2028年底之前钻探约146.0口已探明的未开发净井，估计成本为12亿美元。我们的钻井开发计划要求在2024年期间钻探90口已探明未开发的净井(包括2023年12月31日的55.8净井泥浆，但由于考利的内部指导方针要求将总成本的50%以上归类为已开发)，2025年期间净井19.4口，2026年期间净井18.7口，2027年期间净井11.6口。2028年期间净井5.4万口，净井总数146.0口。由于我们2023年的收购和开发活动的增加，我们已探明的未开发地点从2022年12月31日的138.2口净井增加到2023年12月31日的146.0口净井。我们预计，随着在我们的种植面积下钻探更多的油井，我们已探明的未开发储量将继续转换为已探明的已开发生产储量。所有包含我们剩余的已探明未开发储量的地点预计将在根据我们的发展计划最初记录的五年内钻探。
截至2023年12月31日，我们已探明的未开发储量的PV-10价值相当于我们总已探明储量的PV-10价值的20%。尽管我们2023年的新增产量超过了我们的5年平均发展计划，但存在许多不确定性。这些储量的开发取决于许多因素，包括但不限于：财务目标，如在现金流内钻探或减少债务，钻探义务井，拟议钻探项目的令人满意的回报率，以及运营商在我们持有租赁权的地区的钻探活动水平。
2023年期间，我们的资本支出比2022年增加了31%。由于我们总探明储量的78%由生产井支持，我们相信我们将有足够的现金流和足够的流动性来执行我们的开发计划。
于2023年12月31日，我们在已探明未开发储量的开发方面总共花费了327.8百万美元，这导致截至2022年12月31日的已探明未开发储量转换为截至2023年12月31日的已探明已开发储量。2023年已探明已开发物业的新增还包括2022年12月31日未登记的先前未开发地点的转换所产生的12.4百万桶已探明未开发储量(2023年12月31日产生的相关开发成本为2.428亿美元)。此外，截至2023年12月31日，我们已探明的未开发储量包括已开始钻探活动但由于Cawley的内部准则而仍被归类为未开发储量的净井的58.6MBoe(相关开发成本于2023年12月31日发生的相关开发成本为1.757亿美元)。
2023年，由于我们的开发活动，我们还增加了24.6百万桶已探明的未开发储量。我们从我们的收购中额外增加了23.4MBoe。与2022年底相比，2023年底美国证券交易委员会规定的大宗商品价格(经运输、质量和基差调整后)每桶石油低16.44美元，天然气每立方英尺低4.33美元。此外，我们有6.6MBoe的负面修订，主要是由于前面提到的较低的定价。由于美国证券交易委员会规定的5年规则，我们还清除了2490万桶已探明的未开发储量。
按价格划分的已探明储量敏感度情景
美国证券交易委员会披露规则允许进行可选储量敏感度分析，例如石油和天然气储量对价格波动的敏感度。我们已选择将使用美国证券交易委员会定价计算的已探明储量(“2023年美国证券交易委员会案例”)与一个替代定价案例进行比较，后者使用的统一定价方案石油为每桶70美元，天然气为每桶3美元(“70美元扁平案例”)。敏感性案例未经第三方审计。在这一敏感情景中，除大宗商品价格假设外，所有运营成本假设和其他因素都与2023年美国证券交易委员会案保持不变。然而，与2023年美国证券交易委员会的情况相比，敏感情景中定价的变化确实导致了未来在70美元的平坦情况下经济的钻探地点更少。因此，70美元的扁平案例包含的已探明未开发净井比2023年美国证券交易委员会案例中包含的146.0个已探明未开发净井少7.9%。这种敏感性只是为了展示不断变化的大宗商品价格可能对估计的已探明储量和PV-10产生的影响，并不能保证这一结果将会实现。下表显示了我们使用2023年美国证券交易委员会案例与70美元扁平案例的已探明储量。
| | | | | | | | | | | |
| | 价格案例 |
| | 2023年美国证券交易委员会案(1) | | 70美元的扁平套装(2) |
| 净探明储量(2023年12月31日) | | | |
| 石油(MBbl) | | | |
| 开发 | 121,865 | | | 118,877 | |
| 未开发 | 48,477 | | | 45,874 | |
| 总计 | 170,342 | | | 164,751 | |
| 天然气(MMCF) | | | |
| 开发 | 677,978 | | | 686,780 | |
| 未开发 | 338,138 | | | 333,651 | |
| 总计 | 1,016,116 | | | 1,020,431 | |
| 总探明储量(MBOE) | 339,694 | | | 334,823 | |
| | | |
税前PV10%(单位：千)(3) | $ | 5,004,082 | | | $ | 4,438,111 | |
_________________
(1)代表基于美国证券交易委员会规定的定价的储量。在公布的未升级的12个月算术平均值中，公布的价格经过运输和质量差异调整，得出石油价格为每桶75.51美元，天然气价格为每立方英尺3.1美元。在油井的整个生命周期内，这些生产成本保持不变。
(2)价格基于石油每桶70.00美元和天然气每桶3.00美元，然后根据运输和质量差异进行调整，得出石油每桶67.38美元和天然气每立方米3.42美元的价格。
(3)税前PV10%，或PV-10，可被视为非GAAP财务指标。有关我们2023年美国证券交易委员会案例中的PV-10已证明储量与标准化衡量标准的对账，请参阅上面的“PV-10与标准化衡量标准的对账”。对于基于美国证券交易委员会价格以外的探明储量PV-10，美国公认会计准则并未规定相应的衡量标准。因此，对于我们来说，基于替代定价方案来调节我们已探明储量的PV-10是不可行的。
独立石油工程师
我们使用了独立储量工程公司Cawley作为我们的第三方工程公司。选择Cawley是由我们的审计委员会批准的。Cawley是一家储层评估咨询公司，为全美各地的各种客户评估石油和天然气属性，并独立认证石油储量数量。Cawley拥有丰富的审计和计算其他公司储量的经验，因此，我们相信Cawley有足够的经验来适当审计我们的储量。Cawley使用专有技术，Cawley是一家德克萨斯州注册工程公司(F-693)。我们在Cawley的主要联系人是托德·布鲁克，总裁。布鲁克先生是德克萨斯州注册专业工程师(执照编号83462)。他也是石油工程师协会的成员。
根据美国证券交易委员会的适用要求，我们对已探明净储量和未来净收入的估计是在储量估计日期之前的12个月内每个月的月初使用平均价格进行的，并在物业的整个生命周期内保持不变(除非合同中明确规定逐步增加)。
由Cawley审计的公司报告中所述的物业储量是通过业绩方法或类比来估计的。通常，生产井和/或油藏的可归属储量是通过业绩方法来估计的，例如利用历史生产数据外推的下降曲线分析。我们报告中包括的未生产和未开发储量的储量是通过类比来估计的。对储量、未来产量和可用于物业的收入的估计是使用经济软件包Aries for Windows来编制的，这是哈里伯顿公司的一个受版权保护的程序。
为了估计经济上可开采的石油和天然气储量以及相关的未来现金流净额，我们考虑了许多因素和假设，包括但不限于从地质、地球物理和工程数据中得出的无法直接测量的油藏参数的使用、基于当前成本和美国证券交易委员会定价要求的经济标准以及对未来产量的预测。根据《美国证券交易委员会》210.4-10(A)(22)(V)和(26)条，探明储量必须根据现有经济条件，包括截至报告生效日期确定油藏经济产能的价格和成本，证明在经济上是可行的。关于我们拥有的财产权益、已检查油井的生产和试井、运营油井或租赁的正常直接成本、运输和/或加工费、生产税、重新完成和开发成本以及产品价格，这些成本都是基于“美国证券交易委员会”法规、地质图、测井、岩心分析和压力测量。
公司报告中的储量数据仅代表估计，不应被解读为准确的数量。这些数据可能实际回收，也可能不回收，如果回收，实际收入和成本可能多于或少于估计金额。此外，储量估计可能会因未来的运营而增加或减少。
油藏工程是估计地下石油和天然气储量的主观过程，这些储量不能以准确的方式测量。在估计石油和天然气储量及其估计值时，存在许多固有的不确定性，包括许多我们无法控制的因素。任何储量估计的准确性都是现有数据质量以及工程和地质解释和判断的函数。因此，不同工程师的估计可能会有所不同，包括我们使用的那些工程师。此外，对储量的估计可能会根据实际产量、未来开发和勘探活动的结果、当前的石油和天然气价格、运营成本和其他因素进行修订。因此，修订可能是实质性的。因此，储量估计往往与最终回收的石油和天然气数量不同，并且高度依赖于它们所基于的假设的准确性。我们的已探明净储量估计包括在我们提交给美国证券交易委员会的文件中，没有提交给任何其他联邦机构，也没有包括在报告中。风险因素--我们估计的储备是基于许多可能被证明是不准确的假设。“这些储备估计或潜在假设中的任何重大不准确都将对我们储备的数量和现值产生重大影响。”
储量估算过程的内部控制
我们聘请了一个内部储备工程部，由首席技术官领导，负责监督我们储量估计的准备工作。我们的执行内部储备工程师拥有蒙大拿理工大学的石油工程学士学位，在储集层方面拥有超过18年的石油和天然气经验，并拥有为大型独立公司工作的项目和收购经验。此外，我们利用第三方油藏工程公司作为我们100%储量基础的独立储量审计师。
•将租赁业务报表和修缮授权支出的历史费用与我们准备金数据库中输入的业务成本进行比较；
•对照我们的油井所有权制度，审查我们储量数据库中的工作利益和净收入利益；
•审查历史已实现价格以及与我们储备数据库中使用的差额相比的指标价差额；
•由我们的运营团队准备的最新资本成本审查；
•由我们的内部油藏工程师按井和按地区审查内部储量估计；
•讨论内部油藏工程师和执行管理层之间的材料储备差异；以及
•由执行管理层审查准备金报告的初步副本。
生产、价格和生产费用历史记录
下表列出了有关本公司石油和天然气产量、已实现价格和生产成本的信息。有关价格计算的更多信息，请参阅“项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中的信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净产量： | | | | | |
| 石油(Bbl) | 22,012,986 | | | 16,090,072 | | | 12,288,358 | |
| 天然气和天然气(MCF) | 84,341,858 | | | 68,829,142 | | | 44,073,941 | |
| 总计(BOE) | 36,069,962 | | | 27,561,596 | | | 19,634,015 | |
| | | | | |
| 每天的油量(Bbl) | 60,310 | | | 44,082 | | | 33,667 | |
| 每天的mcf | 231,074 | | | 188,573 | | | 120,751 | |
| 总计(Boe)/天 | 98,822 | | | 75,511 | | | 53,792 | |
| | | | | |
| 平均售价： | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 74.78 | | | $ | 91.65 | | | $ | 62.94 | |
| 已结算石油衍生品损失对平均价格（每桶）的影响 | (0.90) | | | (21.48) | | | (10.19) | |
| 已结算石油衍生品的石油净值（每桶） | 73.88 | | | 70.17 | | | 52.75 | |
| | | | | |
| 天然气和液化天然气（每Mcf） | 2.98 | | | 7.43 | | | 4.57 | |
| 已结算天然气衍生品的收益（损失）对平均价格（每Mcf）的影响 | 0.92 | | | (1.60) | | | (0.92) | |
| 天然气和NGL扣除已结算天然气衍生品（按Mcf） | 3.90 | | | 5.83 | | | 3.65 | |
| | | | | |
| 按英国央行计算的实际价格，不包括结算的大宗商品衍生品 | 52.61 | | | 72.05 | | | 49.66 | |
| 已结算大宗商品衍生品的收益（损失）对平均价格（每英国央行）的影响 | 1.61 | | | (16.52) | | | (6.37) | |
| 按英国央行计算的实际价格，包括结算的大宗商品衍生品 | 54.22 | | | 55.53 | | | 43.29 | |
| | | | | |
| 平均成本： | | | | | |
| 生产费用（每个Boe） | $ | 9.62 | | | $ | 9.46 | | | $ | 8.70 | |
下表列出了截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度以及每个业务流域的总生产业绩。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净产量： | | | | | |
| 石油(Bbl) | | | | | |
| 威利斯顿盆地 | 12,746,957 | | 11,651,938 | | 11,683,218 |
| 二叠纪盆地 | 9,266,029 | | 4,438,134 | | 605,140 |
| 阿巴拉契亚盆地 | — | | — | | — |
| 总计 | 22,012,986 | | 16,090,072 | | 12,288,358 |
| 天然气和天然气(MCF) | | | | | |
| 威利斯顿盆地 | 31,102,642 | | 27,027,761 | | 23,186,806 |
| 二叠纪盆地 | 28,594,041 | | 14,255,738 | | 1,111,673 |
| 阿巴拉契亚盆地 | 24,645,175 | | 27,545,643 | | 19,775,462 |
| 总计 | 84,341,858 | | 68,829,142 | | 44,073,941 |
| 原油当量（Boe） | | | | | |
| 威利斯顿盆地 | 17,930,730 | | 16,156,565 | | 15,547,686 |
| 二叠纪盆地 | 14,031,702 | | 6,814,090 | | 790,419 |
| 阿巴拉契亚盆地 | 4,107,529 | | 4,590,941 | | 3,295,910 |
| 总计 | 36,069,961 | | 27,561,596 | | 19,634,015 |
钻探和开发活动
下表列出了截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度钻探的总井数和净生产井数和非生产井数。 钻探井数是指本财年内任何时候完成的井数，无论钻探何时开始。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 毛收入 | | 网络(1) | | 毛收入 | | 网络(1) | | 毛收入 | | 网络(1) |
| 勘探井： | | | | | | | | | | | |
| 油 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 天然气 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 非生产 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 开发井： | | | | | | | | | | | |
| 油 | 803 | | | 76.1 | | | 550 | | | 55.9 | | | 354 | | | 33.6 | |
| 天然气 | 16 | | | 0.5 | | | 7 | | | 0.9 | | | 8 | | | 2.2 | |
| 非生产 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 总生产勘探和开发井 | 819 | | | 76.6 | | | 557 | | | 56.8 | | | 362 | | | 35.8 | |
______________
(1)2023年、2022年和2021年的净井总数不包括收购时已在生产的额外80.4口、66.4口和169.4口净井。
下表总结了2023年、2022年和2021年12月31日美国境内按地理区域划分的累计总产量和净产量石油和天然气田。 根据主要生产流程，井分为油井或天然气田。 我们在威利斯顿盆地和二叠纪盆地的所有油井都被归类为油井，尽管它们也生产天然气和凝析油。 我们在阿巴拉契亚盆地的所有油井都被归类为天然气田。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 威利斯顿盆地 | 7,981 | | | 643.7 | | | 7,487 | | | 608.0 | | | 6,996 | | | 571.7 | |
| 二叠纪盆地 | 1,387 | | | 207.6 | | | 818 | | | 92.8 | | | 83 | | | 11.6 | |
| 阿巴拉契亚盆地 | 397 | | | 100.3 | | | 367 | | | 98.5 | | | 357 | | | 97.5 | |
| 总计 | 9,765 | | | 951.6 | | | 8,672 | | | 799.3 | | | 7,436 | | | 680.8 | |
截至2023年12月31日，我们还有512口总井（净井66.5口）在建井，这意味着已经进行钻凿并正在钻探、完工或等待完工的井。
租赁物业
截至2023年12月31日，我们的主要资产包括位于美国的约272，251英亩净英亩土地。 下表总结了截至2023年12月31日我们按地理区域划分的估计总面积和净开发面积和未开发面积。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 已开发种植面积 | | 未开发面积 | | 总种植面积 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 威利斯顿盆地 | 889,133 | | 166,567 | | 72,862 | | 14,074 | | 961,995 | | 180,641 |
| 二叠纪盆地 | 169,788 | | 30,513 | | 25,599 | | 6,063 | | 195,387 | | 36,576 |
| 阿巴拉契亚盆地 | 195,910 | | 46,473 | | 45,986 | | 8,561 | | 241,896 | | 55,034 |
| 共计： | 1,254,831 | | 243,553 | | 144,447 | | 28,698 | | 1,399,278 | | 272,251 |
截至2023年12月31日，我们约89%的总面积已开发。我们所有已探明的储量都位于美国。
最近的收购
我们通常以逐个租约的方式评估受近期钻探活动影响的面积，因为我们认为，如果开发时间足够明确，那么每份租约对主题间隔单位的贡献是在这个基础上进行最佳评估的。与这种方法一致的是，我们收购的很大一部分面积涉及我们在逐个租约的基础上选择的物业，用于参与预计在不久的将来被挖出的油井，然后主题租约被汇总在一起，与转让人完成一次成交。因此，我们通常认为从经纪人那里获得的每一份面积转让，地主及其他各方为方便起见，将多项独立收购合并为一宗交易，并与共同转让人达成协议。然而，在某些情况下，收购可能涉及转让人在没有逐个租赁的基础上进行谈判而以单一方案提交的更多租约。*在该等情况下，我们仍会逐个租约审阅每份租约，以确保整体方案符合我们的收购准则及钻探预期。关于我们最近的收购活动，请参阅我们财务报表的附注3。
种植面积到期
作为一家非运营商，如果运营商没有在我们的租约约定的条款内开始开发业务，我们将受到租约到期的影响。下表汇总的所有未开发英亩的租约将在各自的主要期限结束时到期，除非我们续签现有租约，从英亩土地建立商业生产，或行使某些其他“节约条款”。此外，我们的租约通常规定，如果钻探作业已经开始，租约不会在主要期限结束时到期。虽然我们通常希望在适用的租约期限到期之前，从我们的大部分英亩土地建立生产，我们不能保证我们能做到这一点。我们的净英亩面积将在2024年至2028年之间及之后到期，其大致到期时间如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 到期的种植面积 |
| 截至的年度 | | 毛收入 | | 网络 |
| | | | |
| 2024年12月31日 | | 42,286 | | 8,442 |
| 2025年12月31日 | | 23,876 | | 5,896 |
| 2026年12月31日 | | 9,178 | | 1,595 |
| 2027年12月31日 | | 20,784 | | 1,746 |
| 2028年12月31日及其后 | | 19,162 | | 7,571 |
| 总计 | | 115,286 | | 25,250 | |
在2023年，我们有约5,173英亩的租约到期。2023年的租约到期带来了520万美元的成本。我们相信，到期的英亩面积对我们的资本部署并不重要。截至2023年12月31日，我们估计，我们已探明的未开发储量中，只有不到1%可归因于租赁到期后计划钻探的地点。
未经证明的属性
所有未被归类为已探明物业的物业均被视为未探明物业，因此，与此类物业相关的成本不会被耗尽。*一旦物业被归类为已探明物业，所有相关的面积和钻井成本都将被耗尽。
我们每年评估所有被归类为未探明财产的项目，或如果存在某些情况，更频繁地评估是否可能减值或减值。评估包括以下因素，其中包括：钻探意向、剩余租赁期、地质和地球物理评估、钻探结果和活动、已探明储量的分配，以及如果已探明储量被转让，则开发的经济可行性。在这些因素表明减值的任何时期内，该财产迄今产生的累计钻探成本和全部或部分相关租赁成本被转移到全部成本池中，然后进行耗尽和摊销。
我们相信，我们的大部分未探明成本将在未来五年内通过勘探和开发活动来证明与我们的面积相关的储量，通过损害我们可以进一步勘探或开发之前将到期的面积，或者通过确定不会发生进一步的勘探和开发活动，来消耗我们的大部分未探明成本。所有其他资产将受到消耗的时间将取决于未来钻探活动的时机和我们储量的划定。
石油和天然气性质的枯竭
我们的消耗费用是由许多因素驱动的，包括开发生产储量所涉及的某些勘探成本、产量水平以及对已探明储量数量和未来开发成本的估计。下表列出了我们在2023年、2022年和2021年的消耗费用。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (以千为单位，按Boe数据除外) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 石油和天然气性质的枯竭 | $ | 482,306 | | | $ | 248,252 | | | $ | 138,759 | |
| 损耗费用(每桶) | 13.37 | | | 9.01 | | | 7.07 | |
研究与开发
根据我们的运营计划，我们预计不会进行任何重大的研究和开发。
交付承诺
对于我们在阿巴拉契亚盆地的资产，我们已签约同意向某些第三方输送固定数量的天然气，我们寻求用现有储量的产量来实现这一目标。如果我们不能履行这些坚定的承诺，我们将受到欠款的影响。作为非运营商，我们对新油井的钻探控制有限，在这方面主要依赖我们的第三方运营合作伙伴。下表汇总了截至2023年12月31日我们的净承诺总额。
| | | | | |
| (单位：bcf) | 承诺量 |
| 2024 | 18.4 | |
| 2025 | 3.2 | |
| |
| 总计 | 21.6 | |
第三项。法律诉讼
我们公司在正常业务过程中不时受到诉讼索赔以及政府和监管程序的影响。
第四项。煤矿安全信息披露
没有。
第II部
第五项。注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券
市场信息
我们的普通股在纽约证券交易所的交易代码为“NOG”。2024年2月21日，我们普通股的收盘价为每股34.89美元。
对比图
本年度报告中此10-K表格第5项中的以下信息不被视为“征求材料”或已在美国证券交易委员会“存档”，或不受1934年证券交易法(“交易法”)第14A或14C条或交易法第18条所规定的责任的约束，并且不被视为通过引用方式纳入1933年证券法(修订本)或交易法下的任何申报文件，除非我们通过引用明确将其纳入此类申报文件中。
因为我们认为新指数是更合适的比较指数，所以在2023年，我们选择将我们的累计股东总回报与SPDR S油气勘探与生产ETF(“XOP”)进行比较，而不是与纽约证交所Arca石油指数(“Arca Index”)进行比较。如果一家公司选择了与上一会计年度不同的指数进行比较，该公司的股票表现必须与新选择的指数和上一财年使用的指数进行比较。
下图比较了我们普通股自2018年12月31日以来60个月的累计总股东回报，以及同期标准普尔500指数、XOP指数和Arca指数的累计总回报。这张图表跟踪了从2018年12月31日到2023年12月31日，对我们普通股和每个指数的100美元投资(包括所有股息的再投资)的表现。
下表列出了用于生成前述图表的总回报。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12/31/2018 | | 12/31/2019 | | 12/31/2020 | | 12/31/2021 | | 12/31/2022 | | 12/31/2023 |
| 北方石油天然气公司 | 100.00 | | | 103.54 | | | 38.76 | | | 91.75 | | | 141.67 | | | 177.68 | |
| 标准普尔500指数 | 100.00 | | | 131.49 | | | 155.68 | | | 200.37 | | | 164.08 | | | 207.21 | |
| SPDR S&P油气勘探与生产ETF | 100.00 | | | 90.56 | | | 57.59 | | | 96.03 | | | 139.60 | | | 144.57 | |
| 纽约证交所Arca石油指数 | 100.00 | | | 119.15 | | | 82.22 | | | 106.64 | | | 150.11 | | | 164.57 | |
此图中包含的股价表现并不一定预示着未来的股价表现。
持有者
截至2024年2月21日，我们有100,873,127股我们的普通股流通股，由大约183名登记在册的股东持有。记录持有人的数量与我们普通股的受益所有者数量不一定有任何关系。
最近出售的未注册证券
均不适用，但公司以前在Form 10-Q季度报告或当前Form 8-K报告中列入的范围除外。
股利政策
2021年5月6日，我们的董事会宣布了我们的第一次普通股现金股息，金额为每股0.03美元。股息于2021年7月30日支付给截至2021年6月30日收盘时登记在册的股东。随后，我们的董事会通过2023年10月30日宣布的每股0.40美元的现金股息，并于2024年1月31日向截至2023年12月28日收盘登记在册的股东宣布并逐步支付更高的季度现金股息。最近，在2024年2月5日，我们的董事会宣布我们普通股的现金股息，金额为每股0.40美元，于2024年4月30日支付给截至2024年3月28日收盘时登记在册的股东。在宣布最新的股息声明时，我们确认了我们打算每年制定一次股息政策，目前预计在整个2024年保持每股0.40美元的季度股息。
支付任何未来股息的决定完全由我们的董事会酌情决定，并须得到董事会的批准。本公司董事会对任何此类股息的决定，包括记录日期、支付日期和实际股息金额，将取决于我们的盈利能力和财务状况、合同限制、适用法律施加的限制，以及董事会认为在做出该决定时相关的其他因素。此外，我们的循环信贷安排和高级票据契约中包含的契诺限制了我们普通股的现金股息支付(见我们财务报表的附注4)。
发行人购买股票证券
下表列出了在截至2023年12月31日的季度内，由或代表公司或任何“关联买家”(根据交易法第10b-18(A)(3)条的定义)购买我们的普通股的信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期间 | | 购买的股份总数(%1) | | 每股平均支付价格 | | 作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数 | | 根据计划或计划可能尚未购买的股票的大约美元价值(2) |
| 2023年10月1日至2023年10月31日 | | — | | | $ | — | | | — | | | 8750万美元 |
| 2023年11月1日至2023年11月30日 | | — | | | — | | | — | | | 8750万 |
| 2023年12月1日至2023年12月31日 | | — | | | — | | | — | | | 8750万 |
| 总计 | | — | | | $ | — | | | — | | | 8750万美元 |
__________________________________
(1)在公开宣布的计划或计划之外购买的任何股票，都是指为履行与授予限制性股票奖励相关的预扣税款义务而交出的股票。
(2)2022年5月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，公司立即宣布了一项股票回购计划，以收购我们高达1.5亿美元的已发行普通股。股票回购计划允许公司不时在公开市场、大宗交易和谈判交易中回购其股票。
第六项。[已保留]
第7项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
以下讨论应与我们的财务报表以及本报告其他部分的财务报表附注一并阅读。见项目7，“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”，载于#年报。表格10-K以讨论和分析截至2021年12月31日的年度经营业绩。
高管概述
我们的主要战略是投资于石油和天然气资产中未运营的少数开采和矿产权益，重点放在美国境内的主要盆地。使用这一战略，截至2023年12月31日，我们已经参与了9,765口总产量井(951.6口净产量)。截至2023年12月31日，我们已租赁了约272,251英亩净地，其中约89%已开发，全部位于美国。
我们2023年全年的平均日产量为98,822桶/天，2023年第四季度为114,363桶/天(约60%为石油)。这是自2022年以来的显著增长，这在很大程度上是由我们在2022年和2023年的大规模收购活动推动的，如我们财务报表附注3所述。
在2023年期间，我们增加了76.6口新的净油井，加上收购时已经在生产的80.4口净油井。2023年底，我们有66.5口净油井在处理中。
截至2023年12月31日的年度，我们的财务和经营业绩包括：
•总产量为每天98,822桶，比2022年增长31%
•运营现金流为12亿美元，与2022年相比增长27%
•年末探明储量339.7 MBoe，较2022年底增加3%.
•通过2023年完成的超过10亿美元的大规模补充性收购，实现了业务增长和多元化
•我们的季度普通股股息增长了33%，从2022年第四季度的每股0.30美元增加到2023年第四季度的每股0.40美元
我们的收入来源
我们的收入来自出售石油、天然气和从我们的物业生产的NGL。这些收入是产量、销售时的现行市场价格、石油质量、Btu含量和市场运输成本的函数。我们使用衍生品工具来对冲我们石油和天然气产量中相当大但不同的部分的未来销售价格。我们预计我们的衍生品活动将帮助我们实现更可预测的现金流，并减少我们对价格下行波动的风险敞口。过去和未来，衍生品工具的使用已经做到了阻止我们实现价格上涨的全部好处，但也减轻了价格下跌的影响。
我们成本结构的主要组成部分
•大宗商品价差我们的石油井口价格与NYMEX WTI基准价格之间的价差主要是由通过火车、管道或卡车将石油运输到炼油厂的成本推动的。我们的天然气和NGL井口价格与NYMEX Henry Hub基准价格之间的差价主要是由收集和运输成本推动的。
•商品衍生品的净收益(亏损)。我们利用商品衍生金融工具减少我们对石油和天然气价格波动的风险敞口。商品衍生工具的收益(亏损)净额包括(I)期内结算商品衍生工具的现金收益和亏损，以及(Ii)期末未偿还商品衍生工具产生的非现金按市值计价的收益和亏损。
•制作费用。生产费用是将石油和天然气开采出来并运往市场的日常成本，加上维护我们的生产资产所产生的日常成本。此类成本还包括
与我们的石油和天然气资产有关的外勤人员薪酬、海水处理、水电费、维护、维修和服务费用。
•生产税。石油和天然气生产税是根据以市场价(而不是套期保值价格)销售的产品收入的一定比例，或按联邦、州或地方税务当局制定的固定税率缴纳的。我们寻求充分利用我们各个税收管辖区的所有抵免和豁免。总体而言，我们缴纳的生产税与石油和天然气收入的变化相关。
•折旧、损耗、摊销和增值。折旧、耗尽、摊销和增值包括为获得、勘探和开发石油和天然气资产而产生的资本化成本的系统费用。作为一家全成本公司，我们将与我们的开发和收购工作相关的所有成本资本化，并使用生产单位法将这些成本分配到每个生产单位。增值费用与我们的资产报废债务的时间流逝有关。
•一般和行政费用。*一般和行政费用包括管理费用，包括公司员工的工资和福利、维护我们总部的成本、管理我们收购和开发业务的成本、特许经营税、审计和其他专业费用以及法律合规。
•利息支出。我们通过借款为我们的营运资本要求、资本支出和收购提供部分资金。因此，我们产生的利息支出受到利率波动和我们融资决策的影响。我们将适用借款支付的利息的一部分资本化到我们未经证实的成本池中。我们将未资本化到未经证实的成本池中的利息支出、递延融资成本和债券溢价的摊销(包括发起和修改费用)、承诺费和年度代理费用作为利息支出。
•减值费用。根据完全成本会计方法，该公司必须每季度进行一次上限测试。该测试确定已探明石油和天然气资产的账面价值的上限。如果账面净值，包括相关递延税项，超过上限，则需要非现金减值费用。
•所得税支出。我们的税收条款既包括联邦税，也包括州税。我们根据公认会计原则下的所得税会计记录我们的联邦所得税，这导致递延税项资产和负债因账面账面金额和资产和负债的计税基础之间的暂时性差异而产生的预期未来税收后果而确认。递延税项资产和负债是根据制定的税率计量的，该税率预计适用于预计收回或结转这些临时差额和结转的年度的应税收入。*税率变化对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。如果相关的税收优惠很可能不会实现，则减少递延税项资产。
精选影响我们经营业绩的因素
我们的收入、运营现金流和未来增长在很大程度上取决于：
•我们的经营伙伴的钻探和生产活动的时机和成功程度；
•石油、天然气和天然气的价格和供需情况；
•我们参与的油井的石油和天然气产量；
•我们用来减少受商品价格波动影响的衍生工具的公允价值的变化；
•我们有能力继续发现和获得高质量的种植面积和钻探机会；以及
•我们的运营费用水平。
除了影响我们行业公司的一般因素外，我们在威利斯顿、二叠纪和阿巴拉契亚盆地的几乎所有种植面积和油井的位置使我们的经营业绩受到这些地区特有的因素的影响。这些因素包括天气对钻探、生产和运输活动的潜在不利影响，特别是
冬季和春季，以及基础设施限制、运输能力、监管事项和其他可能具体影响其中一个或多个地区的因素。
我们石油产品的销售价格通常反映出相对于NYMEX基准价的折扣。我们天然气生产的销售价格可能反映出相对于NYMEX基准价的折扣或溢价。因此，我们的经营结果也受到适用基准和我们生产的销售价格之间的差价变化的影响。2023年我们与NYMEX基准油价的差额为每桶2.83美元，而2022年为每桶2.73美元。我们2023年的已实现天然气净价格为每立方米2.98美元，相对于Henry Hub的平均定价实现了112%，而2022年的实现天然气净价格为每立方米7.43美元，相对于Henry Hub的平均定价实现了113%。我们石油和天然气价格变现的波动是由于几个因素，如按盆地定价、收集和运输成本、运输方法、相对于产量水平的外卖能力、区域存储能力、季节性炼油厂维护暂时抑制需求，以及就天然气变现而言，天然气价格。
影响我们经营业绩的另一个重要因素是钻井成本。钻井成本可能差异很大，部分原因是大宗商品价格的波动可能会对钻井活动水平产生重大影响。通常，油价上涨导致钻井活动增加，钻井和完井服务的需求增加推高了这些成本。较低的油价通常产生相反的影响。此外，成本的个别组成部分可能会因众多因素而有所不同，例如水平侧向的长度、压裂刺激阶段的数量以及支撑剂的类型和数量。自2021年以来，我们观察到由于各种因素，如大宗商品价格上涨、劳动力短缺、供应链中断等因素，钻井和其他运营成本面临通胀压力。在2023年期间，我们选择参与的油井的加权平均总支出授权(AFE)成本为950万美元，而我们在2022年选择参与的油井的加权平均总支出授权成本为800万美元。
市况
我们生产的石油和天然气的价格在很大程度上是市场供求的函数。由于我们的石油和天然气收入在很大程度上倾向于石油，我们受到油价变化的影响比天然气价格的变化更大。从产量来看，全球范围内的供应，特别是美国境内的石油产量，欧佩克设定的生产配额，以及美元的强势，都可以显著影响油价。从历史上看，大宗商品价格一直是波动的，我们预计这种波动将在未来持续。影响未来石油供应平衡的主要因素是全球对石油的需求，以及国内石油产量的增长。
我们生产的各种天然气、NGL和石油的价格对我们的收入和现金流有重大影响。下表列出了截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度纽约商品交易所石油和天然气的平均价格。
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| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 | | |
纽约商品交易所平均价格(1) | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 77.61 | | | $ | 94.38 | | | |
| 天然气(按MCF计算) | 2.66 | | | 6.56 | | | |
________________________
(1)基于NYMEX的平均收盘价。
2023年，纽约商品交易所的平均价格为每桶77.61美元，比2022年低18%。2023年，在反映结算石油衍生品之前，我们的平均实现油价为每桶74.78美元。反映结算石油衍生工具后，我们于2023年的平均已实现石油价格为每桶73.88美元，较2022年高出5%，这是由于2023年结算石油衍生产品的亏损较2022年大幅减少，但被NYMEX平均价格下降及油价差价上升部分抵销。
2023年，纽约商品交易所天然气的平均价格为每立方米2.66美元，比2022年下降了59%。2023年，在反映结算天然气衍生品之前，我们的平均实现天然气价格为每立方米2.98美元。我们在反映结算天然气衍生产品后的平均实现天然气价格在2023年为每立方米3.90美元，比2022年低33%，这是由于NYMEX的平均价格较低，但与2022年的亏损相比，2023年结算天然气衍生产品的收益部分抵消了这一影响。
我们签订了衍生品合约，以对冲部分未来石油和天然气预期产量的大宗商品价格风险。有关截至2023年12月31日我们未来期间未平仓大宗商品价格衍生品合约的摘要，请参阅下文第7A项中的“关于市场风险的定量和定性披露--大宗商品价格风险”。另见本公司财务报表附注12。
2023年和2022年的运营结果
下表列出了所示期间的选定经营数据。所有生产量和平均销售价格是根据所示有关期间的应计会计数据得出的。
| | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | |
| 净产量： | | | | | |
| 石油(Bbl) | 22,012,986 | | | 16,090,072 | | | |
| 天然气和天然气(MCF) | 84,341,858 | | | 68,829,142 | | | |
| 总计(BOE) | 36,069,962 | | | 27,561,596 | | | |
| | | | | |
| 净销售额(单位：千)： | | | | | |
| 石油销售 | $ | 1,646,096 | | | $ | 1,474,610 | | | |
| 天然气和天然气销售 | 251,683 | | | 511,188 | | | |
| 结算商品衍生品的损益 | 57,919 | | | (455,450) | | | |
| 未结算大宗商品衍生品的收益 | 201,331 | | | 40,187 | | | |
| 其他收入 | 9,230 | | | — | | | |
| 总收入 | 2,166,259 | | | 1,570,535 | | | |
| | | | | |
| 平均售价： | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 74.78 | | | $ | 91.65 | | | |
| 已结算石油衍生品损失对平均价格（每桶）的影响 | (0.90) | | | (21.48) | | | |
| 已结算石油衍生品的石油净值（每桶） | 73.88 | | | 70.17 | | | |
| | | | | |
| 天然气和液化天然气（每Mcf） | 2.98 | | | 7.43 | | | |
| 已结算天然气衍生品的收益（损失）对平均价格（每Mcf）的影响 | 0.92 | | | (1.60) | | | |
| 天然气和NGL扣除已结算天然气衍生品（按Mcf） | 3.90 | | | 5.83 | | | |
| | | | | |
| 按英国央行计算的实际价格，不包括结算的大宗商品衍生品 | 52.61 | | | 72.05 | | | |
| 已结算大宗商品衍生品的收益（损失）对平均价格（每英国央行）的影响 | 1.61 | | | (16.52) | | | |
| 按英国央行计算的实际价格，包括结算的大宗商品衍生品 | 54.22 | | | 55.53 | | | |
| | | | | |
| 运营费用（单位：千）： | | | | | |
| 生产费用 | $ | 347,006 | | | $ | 260,676 | | | |
| 生产税 | 160,118 | | | 158,194 | | | |
| 一般和行政费用 | 46,801 | | | 47,201 | | | |
| 耗尽、折旧、摊销和增值 | 486,024 | | | 251,272 | | | |
| 其他费用 | 4,448 | | | — | | | |
| | | | | |
| 成本和费用（每个Boe）： | | | | | |
| 生产费用 | $ | 9.62 | | | $ | 9.46 | | | |
| 生产税 | 4.44 | | | 5.74 | | | |
| 一般和行政费用 | 1.30 | | | 1.71 | | | |
| 耗尽、折旧、摊销和增值 | 13.47 | | | 9.12 | | | |
| | | | | |
| 期末净生产井数 | 951.6 | | | 799.3 | | | |
石油和天然气销售
我们的收入每年都不同，主要是由于已实现商品价格和产量的变化。2023年，我们的石油、天然气和天然气销售额(不包括已结算商品衍生品的影响)较2022年下降4%，原因是已实现价格下降27%(不包括已结算商品衍生品的影响)，部分被产量增长31%所抵消。与2022年相比，2023年的平均实现价格较低，这是由于纽约商品交易所石油和天然气的平均价格较低，以及与2022年相比，2023年的平均油价差略有扩大。2023年的平均油价差为每桶2.83美元，而2022年为每桶2.73美元。
我们在新油井投产时通过钻井成功增加产量，并通过收购增加产量，这被我们现有油井石油和天然气产量的自然下降所抵消。我们在2022年和2023年的大量收购活动(见我们的财务报表附注3)推动2023年的产量水平比2022年增加了31%。此外，与2022年相比，2023年我们增加的净油井数量(不包括收购)比2022年增加了35%，这是由于我们不断增长的有机种植面积和对我们物业的开发。
我们过去两年的生产情况如下表所示：
| | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | |
| 生产： | | | | | |
| 石油(Bbl) | 22,012,986 | | | 16,090,072 | | | |
| 天然气和天然气(MCF) | 84,341,858 | | | 68,829,142 | | | |
总计(BOE)(1) | 36,069,962 | | | 27,561,596 | | | |
| | | | | |
| 日均产量： | | | | | |
| 石油(Bbl) | 60,310 | | | 44,082 | | | |
| 天然气和天然气(MCF) | 231,074 | | | 188,573 | | | |
总计(BOE)(1) | 98,822 | | | 75,511 | | | |
__________________________________
(1)根据石油和天然气的近似相对能量含量，天然气和天然气以一桶等于6Mcf的速率转换为BOE，这并不一定表明石油和天然气价格的关系。
商品衍生工具
本公司订立商品衍生工具以管理可归因于未来石油及天然气生产的价格风险。撇除商品衍生工具的收益(亏损)，我们于2023年的净收益(亏损)为2.593亿美元，而于2022年则为亏损4.153亿美元。商品衍生工具的收益(亏损)净额包括(I)期内已结算商品衍生工具的现金收益及亏损，及(Ii)期末未偿还商品衍生工具产生的未结算损益。
2023年，我们实现了5790万美元的结算商品衍生品收益，而2022年为亏损4.554亿美元。结算衍生品收益增加的主要原因是，与2022年相比，2023年纽约商品交易所的平均油价大幅下降。纽约商品交易所2023年的平均油价为每桶77.61美元，而2022年的平均价格为每桶94.38美元。在2023年期间，我们的衍生品和解包括810万桶石油掉期，平均结算价为每桶75.19美元，我们还有630万桶石油套期保值。在2022年期间，我们结算的大宗商品衍生品包括1090万桶石油，平均结算价为每桶62.52美元。2023年我们的平均实现价格(包括所有大宗商品衍生品现金结算)为每BOE 54.22美元，而2022年为每BOE 55.53美元。2023年，结算商品衍生品的收益(亏损)使我们的每股BOE平均实现价格增加了1.61美元，2022年我们的平均每股BOE实现价格减少了16.52美元。2023年和2022年，根据我们的衍生品合约对冲的石油产量百分比分别为65%和68%。
2023年未结算的大宗商品衍生品损益为2.013亿美元，而2022年的损益为4020万美元。我们的衍生品不是指定用于对冲会计，而是使用按市值计价的会计方法，即确认衍生品工具公允价值变化的损益
立即计入收益。按市值计价的会计处理会造成我们收入的波动，因为未结算衍生品的损益包括在总收入中，而不包括在相应资产负债表中累积的其他全面收益中。随着大宗商品价格的上涨或下跌，这种变化将对我们的大宗商品衍生品的市值产生相反的影响。我们未结算商品衍生品的任何收益预计将被未来较低的井口收入所抵消，而任何损失预计将被基于结算日价值的未来更高的井口收入所抵消。我们的所有衍生合约均按其公允价值入账，净负债为3,620万美元，较截至2022年12月31日录得的2.365亿美元净负债增加2.03亿美元。2023年12月31日的净负债较2022年12月31日的净负债减少，主要原因是自2022年12月31日以来远期商品价格相对于我们未平仓商品衍生合约价格的变动。我们的未平仓商品衍生合约摘要见“第7A项”。关于市场风险的定量和定性披露--商品价格风险。
生产费用
2023年的生产费用为3.47亿美元，而2022年为2.607亿美元。按单位计算，由于服务和维护成本以及修井费用增加，生产费用增加了2%，从2022年的每桶9.46美元增加到2023年的每桶9.62美元，但这部分被我们生产结构变化导致的加工成本下降所抵消。按绝对美元计算，2023年我们的生产费用比2022年增加33%，主要是由于生产量增加了31%，单位成本增加了2%。
生产税费
我们根据已实现的石油和天然气销售来缴纳生产税。2023年的生产税为1.601亿美元，而2022年为1.582亿美元。这一增长是由于产量增加和石油减产百分比增加，但被显著降低的实现价格和我们地理生产结构的变化所抵消。2023年和2022年，我们的生产税分别占石油和天然气销售的8.4%和8.0%。我们的平均生产税率每年的波动主要是由于我们的石油销售额占我们的石油和天然气总销售额的百分比的变化，以及我们按盆地划分的产量组合。石油销售的税率高于天然气销售。
一般和行政费用
2023年的一般和行政费用为4680万美元，而2022年为4720万美元。2023年与2022年相比减少的主要原因是，采购成本减少了530万美元，但专业费用增加了250万美元，补偿费用增加了120万美元，部分抵消了这一减少额。
耗尽、折旧、摊销和增值
2023年的损耗、折旧、摊销和增值(DD&A)为4.86亿美元，而2022年为2.513亿美元。与2022年相比，2023年DD&A费用的总体增长是由于产量水平增加了31%，每个BOE的损耗率增加了48%。与2022年相比，2023年每个BOE的损耗率增加，主要是由于2022年和2023年完成了几项规模较大的收购(见我们财务报表附注3)，我们的可耗竭基础大幅增加。下表汇总了2023年和2022年每个BOE的DD&A费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| | 2023 | | 2022 | | 变化 | | 更改百分比 | | | | | | | | |
| 耗尽 | $ | 13.37 | | | $ | 9.01 | | | $ | 4.36 | | | 48 | % | | | | | | | | |
| 折旧、摊销和增值 | 0.10 | | | 0.11 | | | (0.01) | | | (9) | % | | | | | | | | |
| DD&A费用总额 | $ | 13.47 | | | $ | 9.12 | | | $ | 4.35 | | | 48 | % | | | | | | | | |
利息支出
2023年扣除资本化利息的净利息支出为1.357亿美元，而2022年为8030万美元。与2022年相比，2023年利息支出增加的主要原因是债务水平上升，以及2023年未偿债务的加权平均利率高于2022年。
或有对价收益(损失)
**我们因某些石油和天然气资产收购而产生或有对价负债。在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，由于这些负债的公允价值变化，我们分别录得1010万美元的或有对价收益，而不是190万美元的收益。截至2023年12月31日，没有未清偿的或有对价负债。
所得税费用
在2023年，我们记录了与联邦和州所得税相关的所得税支出7780万美元，这是由于我们在此期间释放了大部分估值津贴。在2022年期间，我们记录了与州所得税相关的所得税支出310万美元，因为公司对其递延税项资产保持了全额估值津贴。2023年的有效税率为7.8%，而2022年的有效税率为0.4%。出现差异主要是由于我们发放了全额估值准备，并在2023年记录了递延税项负债。
流动性与资本资源
概述
截至本报告日期，我们的流动性和资本资源的主要来源是内部产生的运营现金流、股权和债务融资收益、信贷工具借款和大宗商品衍生工具的现金结算。*我们的资本主要用于收购、开发和运营我们的石油和天然气资产、大宗商品衍生工具的现金结算和股东回报。我们不断监测潜在的资本来源，以寻找机会提高流动性或以其他方式改善我们的财务状况。
2023年5月，我们发行了2031年到期的本金总额为5.0亿美元的高级债券，所得资金主要用于为现有债务进行再融资，并用于一般企业用途。
2023年5月，在扣除承销折扣后，我们以每股29.40美元的价格完成了7,647,500股普通股的承销公开发行。在扣除承销折扣和佣金后，此次发行的净收益约为2.247亿美元，这些折扣和佣金主要用于支付从特拉华州Forge Energy II公司收购特拉华州盆地资产的现金对价。2023年10月，在扣除承销折扣后，我们以每股38.88美元的价格完成了7,475,000股普通股的承销公开发行。在扣除主要用于偿还现有债务和一般公司用途的承销折扣和佣金后，此次发行的净收益约为2.906亿美元。
在2023年期间，我们回购并注销了(I)287,751股普通股，总代价为800万美元；(Ii)2028年到期的高级票据本金总额为1910万美元，总代价为1840万美元，外加应计和未付利息。
我们完成了超过10亿美元的大规模补充性收购，这些收购在2023年完成(见我们财务报表的附注3)。我们通过债务和股权融资、信贷工具借款和内部产生的运营现金流为这些收购提供资金。
截至2023年12月31日，我们的未偿债务包括循环信贷安排下的1.61亿美元借款，2028年到期的优先票据本金总额7.051亿美元，可转换票据本金总额5.0亿美元，以及2031年到期的优先票据本金总额5.0亿美元。截至2023年12月31日，我们的总流动资金为10.972亿美元，其中包括循环信贷安排下承诺的10.89亿美元借款和手头820万美元的现金。
我们经营活动的现金流变化的主要来源之一是大宗商品价格的波动。2023年和2022年，石油分别占我们石油和天然气总销售额的87%和74%。因此，我们的运营现金流对油价波动的敏感度高于对天然气和天然气价格波动的敏感度。*我们寻求保持
一个强大的对冲计划，以缓解大宗商品价格相对于我们预期产量的一部分的波动。在截至2023年和2022年的年度内，我们分别对约65%和68%的原油产量进行了对冲。关于截至2023年12月31日我们的未平仓商品掉期合约的摘要，见“项目7A”。关于市场风险的定量和定性披露“。
凭借我们手头的现金、运营现金流以及我们循环信贷机制下的借款能力，我们相信我们将有足够的现金流和流动性为至少未来12个月以及基于当前预期的可预见未来的预算资本支出和运营支出提供资金。然而，我们可能会寻求额外的资本和流动性。然而，我们不能向您保证，任何额外的资本将以优惠的条件提供给我们，或者根本不会。
我们最近的资本承诺是为石油和天然气资产的收购和开发提供资金。我们预计将通过运营现金流和循环信贷安排下的可用借款能力为我们的短期资本需求和营运资本需求提供资金。*如果我们的现金流低于预期水平，我们的资本支出可能会减少。*由于现有油井和天然气井的产量随着时间的推移而下降，用于钻探和完成新油井和天然气井的资本支出的减少可能会导致未来石油和天然气产量水平下降。
营运资金
由于大宗商品定价和生产量、应收账款的收取、与我们开发和生产运营相关的支出以及我们未偿还衍生品工具的影响，我们的营运资本余额会出现波动。截至2023年12月31日，我们的营运资本盈余为1.236亿美元，而2022年12月31日为赤字2450万美元。与2022年12月31日相比，2023年12月31日的流动资产增加了1.889亿美元，流动负债增加了4080万美元。
与2022年相比，2023年流动资产增加1.889亿美元，主要是由于生产水平提高，应收账款增加9920万美元，以及由于商品价格变化导致公允价值变化，衍生工具增加4040万美元。
与2022年相比，2023年流动负债增加4 080万美元，主要是由于发展活动增加，应付账款和应计负债增加9030万美元，应计利息增加190万美元。商品价格变动导致衍生工具减少4,160万美元，以及与收购活动有关的或有对价负债减少1,010万美元，部分抵销了上述增加(见财务报表附注3)。
现金流
来自运营的现金流主要受到产量和大宗商品价格的影响，扣除我们衍生品合同结算的影响，以及营运资本的变化。任何临时现金需求都由手头现金、运营现金流或循环信贷安排下的借款提供资金。我们通常进行大宗商品衍生品交易，涵盖未来12至24个月我们预期的未来石油和天然气产量的相当大但各不相同的部分。见“项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。
我们截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度现金流如下：
| | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | |
| 经营活动提供的净现金 | $ | 1,183,321 | | | $ | 928,418 | | | |
| 用于投资活动的现金净额 | (1,862,346) | | | (1,402,777) | | | |
| 融资活动提供的现金净额 | 684,692 | | | 467,367 | | | |
| 现金净变化 | $ | 5,667 | | | $ | (6,992) | | | |
经营活动的现金流
2023年经营活动提供的净现金为11.833亿美元，而2022年为9.284亿美元。这一增长是由产量水平同比增长31%和我们的已实现油价在
结算衍生工具的影响，但因生产费用增加而被部分抵销。业务活动提供的现金净额也受到周转资金变动或现金收入和支出时间的影响。截至2023年12月31日的一年中，营运资本和其他项目的变化(反映在我们的现金流量表中)为赤字1.061亿美元，而2022年为赤字6240万美元。
投资活动产生的现金流
在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，我们用于投资活动的现金流分别为18.623亿美元和14.028亿美元，这主要是由于我们用于钻探、开发和收购成本的资本支出。2023年用于投资活动的现金同比增长主要归因于我们2023年的收购。此外，投资活动中使用的现金流包括一笔1710万美元的收购保证金，用于2023年底尚未完成的收购。在2023年和2022年期间，我们分别增加了76.6口和56.8口净油井的产量，不包括收购中已经在生产的油井。
我们在投资活动中使用的现金流反映了实际的现金支出，这可能比产生相关成本时滞后几个月。因此，我们的实际现金支出并不总是反映当前的开发活动水平。例如，在截至2023年12月31日的一年中，我们为石油和天然气资产产生的资本化成本(如钻井和完井成本、收购和其他资本支出)的资本化成本(例如钻井和完井成本、收购和其他资本支出)为19.259亿美元，而这方面的实际现金支出为18.611亿美元。
开发和收购活动是可自由支配的。我们定期监测我们的资本支出，根据预计的大宗商品价格、现金流和回报，向上或向下调整金额，并在项目之间进行调整。我们在截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度用于开发和采购活动的现金支出汇总如下表：
| | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：百万) | 2023 | | 2022 | | |
| 钻探和开发资本支出 | $ | 809.8 | | | $ | 392.5 | | | |
| 石油和天然气属性的获取 | 1,047.7 | | | 958.8 | | | |
| 其他资本支出 | 3.6 | | | 4.0 | | | |
| 总计 | $ | 1,861.1 | | | $ | 1,355.2 | | | |
融资活动产生的现金流
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，融资活动提供的现金净额分别为6.847亿美元和4.674亿美元。2023年融资活动提供的现金主要涉及发行2031年到期的优先票据4.928亿美元和发行普通股5.147亿美元，但被普通股回购800万美元、2028年到期高级票据回购1840万美元和循环信贷安排净偿还1.58亿美元部分抵消。此外，我们在2023年支付了1.239亿美元的普通股股息，并花费了1190万美元与债务融资交易相关的费用。
2022年融资活动提供的现金主要与我们的循环信贷安排项下的2.64亿美元净预付款和发行4.83亿美元的可转换票据有关，但被我们6.500系列A系列累积可转换优先股(“A系列优先股”)的8,120万美元回购、普通股回购5,450万美元、2028年到期的高级票据回购2,490万美元以及与发行我们的可转换票据相关的上限看涨回购3,610万美元部分抵消。此外，我们在2022年分别支付了5160万美元的普通股股息和2170万美元的优先股股息，并花费了740万美元与债务融资交易相关的费用。
循环信贷安排
我们已与作为行政代理的富国银行及不时与之有关的贷款人订立循环信贷安排(“循环信贷安排”)。循环信贷融资以借款基础为限，借款基数的最高贷款额将分配给我们的石油和天然气资产的已探明储量。截至2023年12月31日，循环信贷安排的借款基数为18亿美元，选定的承诺额为12.5亿美元，该安排下的未偿还借款为1.61亿美元，剩余10.89亿美元的可用承诺借款能力。有关循环信贷安排的进一步详情，请参阅本公司财务报表附注4。
优先债券将于2028年到期
截至2023年12月31日，我们有705.1美元的未偿还本金总额，其中8.125%的优先债券将于2028年到期。有关2028年到期的高级票据的进一步细节，请参阅我们的财务报表附注4。
2029年到期的可换股票据
截至2023年12月31日，我们的可转换票据本金总额为500.0美元。有关可转换票据的进一步详情，请参阅我们的财务报表附注4。
优先债券将于2031年到期
截至2023年12月31日，我们有500.0美元的未偿还本金总额，其中8.750%的优先债券将于2031年到期。有关2031年到期的高级票据的进一步细节，请参阅我们的财务报表附注4。
A系列优先股
2022年11月，我们全面行使了对A系列优先股的强制转换权。A系列优先股的所有流通股于2022年11月15日自动转换为普通股。截至2023年12月31日，我们拥有广告无外景发行A系列优先股的股份。有关A系列优先股和强制转换的更多细节，请参阅我们财务报表的附注5。
已知的合同债务和其他债务；计划资本支出
合同义务和其他义务。我们在债务协议中有合同承诺，包括支付利息和偿还本金。见我们财务报表附注4。我们有合同承诺，可能要求我们在未来结算我们的商品衍生品合同时付款。见本公司财务报表附注12。我们对2021年4月收购阿巴拉契亚盆地天然气资产时承担的某些资产有坚定的承诺。见上文“第2项--财产--交付承诺”。我们未来有义务放弃我们的石油和天然气资产。见我们财务报表附注9。关于所有这些项目，除了我们在债务协议下的承诺外，我们不能准确地确定此类付款的金额和/或时间。
计划资本支出。2024年，我们预算的计划资本支出总额约为8.25亿至9亿美元，包括开发支出和我们较小的日常收购活动，我们将其称为“地面游戏”收购活动。截至2023年12月31日，我们已产生2.36亿美元的资本支出，这些支出已包括在应付账款和应计负债中，我们估计，我们承诺额外支付约3.93亿美元的开发资本支出，这些支出尚未发生在我们选择参与的油井中。我们预计计划的资本支出将来自运营产生的现金，如果需要，还将根据我们的循环信贷安排借款。上述不包括较大规模的收购，这些收购通常不包括在我们的年度资本支出预算中。另见下文“资本要求”。
股本和债务证券回购。2022年5月，公司董事会批准了一项股票回购计划，收购至多1.5亿美元的公司已发行普通股。股票回购计划允许公司不时在公开市场、大宗交易和谈判交易中回购其股票。在截至2023年12月31日的年度内，公司根据股票回购计划回购了287,751股普通股，总成本为800万美元。在截至2023年12月31日的年度内，本公司还回购并注销了2028年在公开市场交易中到期的高级债券本金总额1910万美元，现金总额为1840万美元，外加应计利息。该公司未来可能会从事类似的交易。
资本支出的数额、时间和分配在很大程度上是可自由支配的，可能会根据各种因素发生变化。如果石油、天然气和天然气价格下降到我们可以接受的水平以下，或者成本上升到我们可以接受的水平以上，我们可能会选择将一部分预算资本支出推迟到晚些时候，以实现流动性来源和使用之间的理想平衡，并优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的资本项目。我们还可能大幅增加资本支出，以利用我们认为有吸引力的机会。我们将仔细监控并可能调整我们预计的资本支出，以应对钻井活动的成功或失败、价格变化、融资和合资机会、钻井和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻井平台的可用性、
服务成本的波动、合同义务、内部产生的现金流和我们控制之外的其他因素。关于不断变化的价格和市场状况对我们财务状况的影响的更多信息，请参阅项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。
资本要求
开发和收购活动是可自由支配的，在短期内，我们预计这类活动将维持在我们可以通过手头现金、内部现金流和循环信贷机制下的借款来筹集资金的水平。如果资本需求超过了我们循环信贷机制下的内部现金流和借款能力，我们可能会从资本市场寻求额外的融资来满足这些要求。我们定期监控我们的资本支出，根据大宗商品价格、现金流和预计回报，向上或向下调整金额，并调整项目之间的金额。此外，我们的义务可能会因收购而发生变化资产剥离和持续增长。我们未来在扩大已探明储量和产量方面的成功可能取决于我们获得外部资本来源的能力。*如果我们的循环信贷安排下的内部产生的现金流和借款能力不可用或不足，我们可能会发行额外的股权或债务，为资本支出、进行收购、延长到期日或偿还债务提供资金。
未来12个月我们的现金债务的清偿情况
有了我们的循环信贷安排和我们来自运营的现金流，我们相信我们将有足够的资本来满足我们在未来12个月以及根据当前预期在可预见的未来的钻探承诺、预期的一般和行政费用以及其他现金需求。尽管如此，任何战略性的资产收购或钻探活动的增加可能会导致我们寻求额外的资本。我们也可以选择寻求额外的资本，而不是根据管理层的酌情决定和当前的市场状况，利用我们的循环信贷安排或其他债务工具为加速或继续钻探提供资金。我们将在任何潜在的收购机会出现时进行评估。不能保证我们将以优惠的条件获得任何额外的资本，或者根本不能。
通货膨胀和定价的影响
石油和天然气行业具有很强的周期性，油田公司、供应商和其他与该行业相关的公司对商品和服务的需求对该行业的经济稳定性和定价结构造成了极大的压力。通常，随着石油和天然气价格的上涨，所有相关成本也会上升。相反，在价格下降的时期，相关成本的下降可能会滞后，可能不会按比例下调。价格的重大变化也会影响我们目前的收入来源、未来储量的估计、银行贷款的借款基数计算、石油和天然气资产的减值评估。以及买卖交易中的物业价值。价格的重大变化可能会影响石油和天然气公司的价值，以及它们筹集资本、借款和留住人员的能力。根据目前的情况和预期，我们没有为2024年每口井的钻井和完井以及其他相关成本与2023年相比发生任何重大变化进行预算。
关键会计估计
会计政策的制定和一致应用是根据美国公认会计原则(GAAP)准确和公平地列报我们的财务报表，以及确保遵守适用的财务报告法律和法规的重要组成部分。虽然在制定会计和财务报告政策时很少有其他方法或规则可供选择，但适当的应用往往涉及对一组给定的事实和情况以及一系列复杂的决定作出重大判断。
预算的使用
根据公认会计原则编制财务报表时，管理层须作出估计和假设，以影响我们于财务报表日期报告的资产和负债额、或有资产和负债的披露，以及报告期内报告的收入和开支。我们对已探明的石油和天然气储量、未来开发成本、与某些石油和天然气收入和支出相关的估计以及衍生工具的公允价值的估计对我们的财务报表最为关键。
石油和天然气储量
我们对石油和天然气资产的折旧、损耗和摊销费用以及确认的减值的确定高度依赖于对可归因于我们资产的已探明石油和天然气储量的估计。我们对已探明储量的估计是基于石油和天然气的地质和天然气储量。
工程数据证明，在现有的经济和运营条件下，未来几年可以从已知的油藏中开采。任何储量估计的准确性都取决于可用数据的质量、工程和地质解释和判断。例如，我们必须估计未来运营成本、生产税和开发成本的数额和时机，所有这些实际上都可能与实际结果大不相同。此外，由于石油和天然气的价格和成本水平每年都在变化，生产我们储量的经济性可能会发生变化，因此对已探明储量的估计也可能会发生变化。这些假设中的任何重大差异都可能对我们储备的估计数量和价值、我们储备的未来现金流以及我们已探明的未开发储备的未来发展产生重大影响。
有关我们已探明石油和天然气储量的未来净现金流现值的信息仅为估计，不应被解释为我们财产的估计石油和天然气储量的当前市场价值。此类信息包括对前一年估计中我们的财产所应占的某些储量估计的修订。这些修订反映了后续活动、所涉及财产的生产历史以及因石油和天然气价格变化而对该等财产的预计经济寿命进行的任何调整。
截至2023年12月31日，我们的第三方独立储量工程师Cawley，Gillesbie&Associates，Inc.对我们估计的已探明储量及其相关的税前未来现金流进行了100%的审计。我方已探明储量的估算是根据美国证券交易委员会发布的规则编制的。在我们的外部石油工程师执行独立储量审计时，我们向他们提供以下信息供他们审核：(1)技术支持数据，(2)地质和工程支持信息的技术分析，(3)经济和生产数据，以及(4)我们的油井所有权利益。
石油和天然气的性质
我们用来核算石油和天然气投资的会计方法决定了哪些成本被资本化，以及这些成本最终如何与收入和支出相匹配。
我们使用完全成本法来核算我们的石油和天然气投资，而不是成功努力法，因为我们认为它更准确地反映了我们勘探和开发石油和天然气储量计划的潜在经济状况。全成本法的理念是，干井和其他未能增加储量的支出是石油和天然气勘探业务的内在要素。因此，在全额成本法下，与石油和天然气储备的获取、开发和勘探有关的所有成本都被资本化。该等资本化金额包括未探明物业的成本、与收购、开发及勘探活动直接相关的内部成本、资产报废成本、可直接归因于物业的地质及地球物理成本及资本化权益。尽管其中一些成本最终不会导致额外的储量，但它们是一个项目的一部分，我们预计成功油井的好处将超过任何不成功油井的成本。全成本法不同于对石油和天然气投资进行会计处理的成功努力法。这两种方法的主要区别是如何处理勘探干井成本。这些成本一般在确定不存在可计量储量时按成功努力法计入费用。地质和地球物理成本也按照成功努力法进行了费用计算。根据全成本法，在确定已探明储量之前，干井成本以及地质和地球物理成本都被初始资本化，并归类为未探明的财产。如果没有发现已探明储量，这些成本将与全部成本池中的所有成本一起摊销。
除未探明成本外的资本化金额使用单位产量法进行损耗。单位产量的损耗费用是我们的未摊销历史成本和估计的未来开发成本与我们已探明储量的总和。对碳氢化合物储量的估计依赖于专业判断和对不能精确确定的因素的使用。后续的储量估计与报告的储量估计值大不相同，将改变在未来报告期确认的损耗费用。在截至2023年12月31日的年度，我们的单位产量平均损耗费用将每桶13.37美元。
如果我们全部成本池中的资本化成本(扣除折旧、损耗和摊销及相关递延税项后的净额)超过我们已探明石油和天然气储量未来估计净现金流的现值(使用10%的贴现率并基于12个月/美国证券交易委员会石油和天然气价格)与未探明资产相关的资本化成本之和，我们将拥有资本化上限减值。此类成本将作为石油和天然气资产账面价值的减少计入运营。当石油和天然气价格低迷时，我们被要求减记石油和天然气资产账面价值的风险增加，即使低价是暂时的。此外，如果我们经历糟糕的钻探结果，或者如果我们遇到困难，可能会发生资本化的上限减值费用
对我们已探明储量的估计大幅减少。资本化上限减值是指不影响现金流，但确实影响营业收入和股东权益的收益减少。一旦确认，对石油和天然气资产的资本化上限减值费用在以后无法逆转。当石油和天然气价格低迷，或者如果我们的估计已探明储量大幅下调，我们经历上限测试减值的风险增加。
于2023年12月31日，吾等采用反映美国证券交易委员会指引所规定的2023年‘S月度平均价格的价格进行减值审核。’截至2023年12月31日、2023年或2022年12月31日止年度，吾等并无记录任何完整成本减值支出。如果低价环境再次出现，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的价值。此外，如果对已探明储量的估计大幅减少或对未来开发成本的估计大幅增加，可能会发生资本化的上限减值费用。有关我们的储量估计假设的讨论，请参阅“第2项.财产”。
衍生工具活动
我们不时使用衍生品工具来管理主要由石油和天然气价格波动引起的市场风险。我们可能会定期签订衍生品合约，包括价格掉期、上限和下限，这些合约要求根据固定数量的石油或天然气的固定价格和可变价格之间的差额向交易对手付款(或从交易对手那里获得收入)，而不交换标的数量。这些金融工具的名义金额基于现有油井的预期产量。我们还可能使用交易所交易的期货合约和期权合约来对冲未来石油的交割价格。
所有衍生品头寸在资产负债表中按公允价值列账，并在每个期末按市价计价。所有已结算衍生品的已实现损益以及按市价计价的损益被汇总并记录为衍生品工具的损益，在经营报表上净额，而不是作为累计其他全面收益或其他收益(费用)的组成部分。衍生工具产生的现金流量报告为经营活动的现金流量。有关衍生工具合约的说明，请参阅本公司财务报表附注12。
最近发布或采用的会计公告
有关最近发布或通过的会计声明的讨论，请参阅财务报表附注--附注2.重大会计政策。
表外安排
我们目前没有任何表外安排对我们的财务状况、财务状况的变化、收入或支出、经营结果、流动性、资本支出或对投资者至关重要的资本资源产生或可能产生当前或未来的影响。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
我们的石油和天然气产品的价格对我们的收入、盈利能力、获得资本的途径和未来的增长率有很大的影响。石油和天然气是大宗商品，因此，它们的价格会因供需和其他因素相对较小的变化而受到较大波动的影响。但从历史上看，石油和天然气市场一直是动荡的，我们相信这些市场未来可能会继续波动。我们的产品价格取决于许多我们无法控制的因素。我们的收入通常会随着石油或天然气价格的增减而增加或减少。但对我们收入的确切影响是无法确定的，因为与生产和销售石油相关的各种费用也随着油价的增加和减少而增加和减少。有关石油和天然气价格从2023年美国证券交易委员会案例更改为70美元扁平案例将如何减少我们的已探明储量数量及其PV-10价值的估计，请参阅“项目2.属性-按价格划分的已探明储量敏感性情景”。
我们签订衍生品合约，通过减少对大宗商品价格波动的敞口来实现更可预测的现金流。所有衍生品头寸在资产负债表上按公允价值列账，并在每个期间结束时按市价计价。所有已结算衍生品的已实现损益以及按市值计价的损益都将汇总并记录为衍生品工具的损益，净额计入营业报表，而不是作为其他全面收益或其他收入(费用)的组成部分。
我们通常使用衍生品来对我们预期的未来生产中相当大但不同的部分进行经济对冲。根据我们的衍生品合同，应向交易对手支付的任何款项都来自出售我们生产的收益。然而，生产收入滞后于向交易对手付款。任何临时现金需求都来自运营现金或我们循环信贷安排下的借款。
下表按财季汇总了截至2023年12月31日的未平仓原油衍生品合约。
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| 原油合约 |
| | 掉期(1) | | 领子 |
| 结算期 | | 音量(Bbls) | | 加权平均价格
(美元/桶) | | 音量上限（Bbls） | | 音量下限（Bbls） | | 加权平均最高价格
(美元/桶) | | 加权平均底价
(美元/桶) |
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| 2024: | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | | 2,130,923 | | | $ | 75.30 | | | 2,423,147 | | | 1,771,928 | | | $ | 84.43 | | | $ | 70.32 | |
| Q2 | | 2,047,737 | | | 74.55 | | | 2,424,137 | | | 1,782,017 | | | 84.06 | | | 69.90 | |
| Q3 | | 2,081,096 | | | 73.88 | | | 1,196,056 | | | 1,044,256 | | | 80.90 | | | 69.49 | |
| Q4 | | 1,699,109 | | | 72.46 | | | 1,045,749 | | | 871,800 | | | 81.73 | | | 69.10 | |
| 2025: | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | | 567,749 | | | $ | 71.99 | | | 413,286 | | | 314,849 | | | $ | 79.20 | | | $ | 67.84 | |
| Q2 | | 554,133 | | | 72.15 | | | 273,171 | | | 199,233 | | | 75.49 | | | 67.63 | |
| Q3 | | 552,394 | | | 71.75 | | | 234,994 | | | 161,970 | | | 75.76 | | | 67.88 | |
| Q4 | | 548,911 | | | 71.75 | | | 208,511 | | | 135,487 | | | 76.87 | | | 67.63 | |
| 2026: | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | | 263,726 | | | $ | 69.05 | | | 43,226 | | | 39,289 | | | $ | 70.25 | | | $ | 62.50 | |
| Q2 | | 266,657 | | | 68.98 | | | 43,707 | | | 39,727 | | | 70.25 | | | 62.50 | |
| Q3 | | 269,587 | | | 68.91 | | | 44,187 | | | 40,163 | | | 70.25 | | | 62.50 | |
| Q4 | | 269,587 | | | 68.83 | | | 44,187 | | | 40,163 | | | 70.25 | | | 62.50 | |
| | | | | | | | | | | | |
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(1)该表不包括受掉期和看涨期权影响的交易量，这些交易量是我们签订的原油衍生品合同，可能会根据交易对手的选择增加我们的掉期交易量。该表也不包括
基差互换。有关我们的商品衍生品的更多详细信息，包括未包含在上表中的掉期和看涨期权，请参阅我们的财务报表注释12。
下表按财政季度总结了截至2023年12月31日我们的未平仓天然气衍生品合约。
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| 天然气合同 |
| | 掉期(1) | | 领子 |
| 合同期 | | 卷
（MMBTU） | | 加权平均价格
（$/MMBTU） | | 音量上限
（MMBTU） | | 音量地板
（MMBTU） | | 加权平均最高价格
（$/MMBTU） | | 加权平均底价
（$/MMBTU） |
| | | | | | | | | | | | |
| 2024: | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | | 10,816,616 | | | $ | 3.57 | | | 4,725,000 | | | 4,725,000 | | | $ | 5.21 | | | $ | 3.29 | |
| Q2 | | 10,870,805 | | | 3.45 | | | 5,062,500 | | | 5,062,500 | | | 4.50 | | | 3.05 | |
| Q3 | | 10,860,457 | | | 3.49 | | | 5,520,000 | | | 5,520,000 | | | 4.74 | | | 3.06 | |
| Q4 | | 7,722,909 | | | 3.49 | | | 6,336,586 | | | 6,336,586 | | | 5.15 | | | 3.10 | |
| 2025: | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | | 1,485,000 | | | $ | 3.61 | | | 7,416,417 | | | 7,416,417 | | | $ | 5.54 | | | $ | 3.16 | |
| Q2 | | 915,000 | | | 3.60 | | | 6,931,297 | | | 6,931,297 | | | 5.22 | | | 3.16 | |
| Q3 | | 920,000 | | | 3.60 | | | 6,567,569 | | | 6,567,569 | | | 5.28 | | | 3.16 | |
| Q4 | | 765,000 | | | 3.52 | | | 5,778,723 | | | 5,778,723 | | | 5.44 | | | 3.15 | |
| 2026: | | | | | | | | | | | | |
| Q1 | | 450,000 | | | $ | 3.20 | | | 4,048,249 | | | 4,048,249 | | | $ | 5.66 | | | $ | 3.13 | |
| Q2 | | 455,000 | | | 3.20 | | | 4,184,706 | | | 4,184,706 | | | 5.66 | | | 3.13 | |
| Q3 | | 460,000 | | | 3.20 | | | 4,184,706 | | | 4,184,706 | | | 5.66 | | | 3.13 | |
| Q4 | | 460,000 | | | 3.20 | | | 2,774,642 | | | 2,774,642 | | | 5.66 | | | 3.13 | |
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(1)此表不包括受掉期及认购期权约束的交易量，该等交易量为我们订立的天然气衍生合约，可应交易对手的选择增加我们的掉期交易量。该表也不包括基差互换。有关我们的商品衍生工具的进一步详情，请参阅我们的财务报表附注12，包括上表未包括的看涨期权及基差互换。
利率风险
截至2023年12月31日，我们的长期债务由包含固定利率和浮动利率的借款组成。我们的高级票据和可转换票据按固定利率计入现金利息。我们的循环信贷工具利率是一种浮动利率选项，由我们在基础协议确定的参数内指定(见我们财务报表的附注4)。
本公司可不时利用利率互换，将部分浮动利率债务有效地转换为固定利率债务。截至2023年12月31日，我们没有利率互换。
利率的变化可能会影响运营结果和现金流。2023年12月31日，我们的浮动利率债务的短期利率每增加1%，我们的年利息支出就会增加约160万美元。
第八项。财务报表和补充数据
本项目所需的财务报表和补充财务资料载于紧随F-1页《财务报表索引》之后的各页。
第九项。会计与财务信息披露的变更与分歧
没有。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估
我们维持着一套披露控制和程序体系，旨在确保在我们的交易所法案报告中需要披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告，并且这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于所需披露的决定。
截至2023年12月31日，我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，已经根据交易法下的规则13a-15(B)对我们的披露控制和程序(如交易法规则13a-15(E)和15d-15(E)所定义)的设计和运行的有效性进行了评估。根据评估的日期，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，要求披露的信息在指定的期限内被记录、处理、汇总和报告，并被累积并传达给管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官。以便及时决定需要披露的重要信息，这些信息必须包括在我们的定期美国证券交易委员会报告中。基于上述，我们的管理层决定，我们的披露控制和程序自2023年12月31日起生效。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年12月31日的季度内，本公司对财务报告的内部控制(根据《交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)规则的定义)没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
管理层财务报告内部控制年度报告
本公司管理层负责建立和维持对交易法第13a-15(F)和15d-15(F)条所界定的财务报告进行充分的内部控制。本公司对财务报告的内部控制是由公司主要高管和主要财务官设计或在其监督下设计的程序，并由董事会、管理层和其他人员实施，以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公司财务报表提供合理保证。本公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映本公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，以记录必要的交易，以便根据公认会计原则编制财务报表，并且发行人的收入和支出仅根据发行人管理层和董事的授权进行；以及(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的公司资产收购、使用或处置提供合理保证。
所有内部控制系统，无论设计得多么好，都有其固有的局限性。因此，即使是那些被确定为有效的系统，也只能就财务报表的编制和列报提供合理的保证。o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，对未来期间的任何有效性评估的预测都有这样的风险，即由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者遵守政策或程序的程度可能恶化。
管理层评估了截至2023年12月31日公司财务报告内部控制的有效性。在进行评估时，管理层使用了特雷德韦委员会赞助组织委员会(COSO)在《内部控制-综合框架(2013)》中提出的标准。
根据我们在《内部控制-综合框架》框架下的评估，管理层得出结论，公司对财务报告的内部控制于2023年12月31日生效。
本公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制有效性已由独立注册会计师事务所德勤会计师事务所审计，正如其报告中所述。
独立注册会计师事务所报告
致北方石油天然气公司的股东和董事会。
财务报告内部控制之我见
我们审计了北方石油天然气股份有限公司(“本公司”)截至2023年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。我们认为，截至2023年12月31日，本公司在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由COSO发布。
我们还根据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日止年度的财务报表，我们于2024年2月23日发布的报告对这些财务报表发表了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的管理层财务报告内部控制年度报告中。我们的责任是根据我们的审计，对公司财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/德勤律师事务所
明尼苏达州明尼阿波利斯
2024年2月23日
项目9B。其他信息
(A)没有。
（b） 截至2023年12月31日止季度，公司无董事或高级管理人员 通过或已终止“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K条例第408(A)项中定义。
在截至2023年12月31日的季度内，本公司并未采纳或终止S-K法规第408(A)项中定义的“规则10b5-1交易安排”。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
本第III部分要求的某些信息通过引用纳入我们为将于2024年召开的股东年度会议而编制的最终委托书中，我们打算在2023年12月31日之后120天内根据第14A条向美国证券交易委员会提交该委托书。除了通过引用委托书而特别纳入本Form 10-K年度报告的部分外，委托书的任何其他部分都不被视为作为本Form 10-K年度报告的一部分提交。
项目10.董事、高管与公司治理
委托书中出现在标题“提案1：董事选举”、“公司治理”和“拖欠第16(A)条报告”下的信息在此引用作为参考。
我们已经通过了适用于我们的首席执行官、首席财务官和执行类似职能的人员的商业行为和道德准则。我们的网站www.noginc.com上有一份副本。我们打算根据美国证券交易委员会和纽约证券交易所的规则在我们的网站上公布对我们的商业行为和道德准则的任何修改或豁免。
关于我们的执行官员的信息
我们的行政人员、他们的年龄和现任职位如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 年龄 | | 职位 |
| 尼古拉斯·奥格雷迪 | | 45 | | 首席执行官 |
| 查德·艾伦 | | 42 | | 首席财务官 |
| 亚当·迪拉姆 | | 40 | | 总裁 |
| 埃里克·龙斯洛 | | 46 | | 首席法务官兼秘书 |
| 詹姆斯·埃文斯 | | 40 | | 首席技术官 |
尼古拉斯·奥格雷迪自2020年1月以来一直担任我们的首席执行官。在此之前，他于2018年6月至2019年9月担任我们的首席财务官，并于2019年9月至2019年12月担任我们的首席财务官&总裁。奥格雷迪拥有近20年的金融经验，既是一名投资银行家，也是一名主要投资者。奥格雷迪的职业生涯始于美国银行的自然资源投资银行部。后来进入对冲基金行业，他在海桥资本管理公司(Highbridge Capital Management)等公司工作。在加入我们公司之前，他于2014年9月至2018年5月在哈德逊湾资本管理公司担任高级信用分析师和投资组合经理，专注于与能源相关的股票、公共信贷、私人和直接投资。此前，他于2013年11月至2014年6月在Bluecrest Capital Management担任投资组合经理，并于2012年4月至2013年10月在Sigma Capital Management担任投资组合经理。奥格雷迪先生拥有鲍登学院的历史和经济学学士学位。
查德·艾伦自2020年1月以来一直担任我们的首席财务官。在此之前，他于2016年8月至2019年12月担任我们的首席会计官，在此之前，他曾担任公司的公司财务总监
自2013年8月加入NOG以来。艾伦曾在2018年1-5月担任该公司的临时首席财务官。在加入本公司之前，Allen先生于2010至2013年间在均富律师事务所从事审计业务，并于2004至2010年间在RSM US LLP(前身为McGladrey&Pullen，LLP)从事审计业务。艾伦先生拥有明尼苏达州立大学曼卡托分校的会计学学士学位，是一名注册会计师。
亚当·迪拉姆总裁自2021年12月以来一直担任我们的首席运营官，在此之前，他自2020年1月起担任我们的首席运营官。在此之前，他自2018年6月起担任公司执行副总裁总裁-土地及运营部，在此之前，他自2013年起担任公司土地及运营部高级副总裁，并自2009年起担任公司其他各种职务。在加入我们公司之前，Dirlam先生曾在霍尼韦尔国际公司担任过各种财务和会计职务。迪拉姆先生拥有圣托马斯大学的学士学位和明尼苏达大学卡尔森管理学院的硕士学位。
埃里克·龙斯洛自2020年1月以来一直担任我们的首席法务官兼秘书。在此之前，他于2011年10月至2019年12月担任我们的总法律顾问兼秘书，并于2013年1月至2019年12月担任我们的常务副总裁。在加入我们的公司之前，Romslo先生在我们的外部法律顾问Faegre Drinker Bdle&Reath LLP(前身为Faegre&Benson LLP)的明尼阿波利斯办事处从事法律工作，从2005年到2011年，他是公司集团的成员。在加入Faegre之前，Romslo先生在Fry，Frank，Harris，Shriver&Jacobson LLP的纽约市办事处从事法律工作。Romslo先生拥有圣奥拉夫学院的学士学位和纽约大学法学院的法律学位。
詹姆斯·埃文斯自2023年4月以来一直担任我们的首席技术官。在此之前，他自2021年2月起担任我们的常务副总裁兼总工程师，自2020年1月起担任我们的工程部高级副总裁，自2018年6月起担任工程部的总裁副经理，在此之前，他自2015年起担任公司的油藏工程经理。埃文斯先生的职业生涯始于卡博特石油天然气公司的油藏工程师，在加入我们公司之前，他还曾在Cornerstone Natural Resources和Fidelity Explore工作过。埃文斯先生拥有蒙大拿理工大学的石油工程学士学位。
项目11. 高管薪酬
在委托书中，出现在“高管薪酬”和“薪酬委员会报告”标题下的信息，以及在“公司治理”标题下有关薪酬委员会连锁和内部参与的信息，在此并入作为参考。
项目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
根据股权补偿计划获授权发行的证券
下表提供了截至2023年12月31日根据我们的股权补偿计划可发行的普通股的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 计划类别 | | 在行使尚未行使的期权、认股权证及权利时须发行的证券数目 | | 未偿还期权、权证和权利的加权平均行权价 | | 根据股权补偿计划剩余可供未来发行的证券数量 |
| 证券持有人批准的股权补偿计划 | | | | | | |
| | | | | | |
| 修订及重列2018年股权激励计划 | | 138,629 | | (1) | | — | | | 2,866,087 |
| 未经证券持有人批准的股权补偿计划 | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | | 138,629 | | | $ | — | | | 2,866,087 | |
_____________
(1)代表根据本公司经修订及重订的2018年股权激励计划(“2018计划”)授予的基于业绩的限制性股票单位(“RSU”)可发行的股份，假设在下列条款下取得最大表现
RSU。该数字不包括根据2018年计划发行以结算增值权(“特别提款权”)的潜在可发行股份，因为该等奖励并非以证券面值，以及为结算特别提款权而可能发行的证券数目未知。有关这些奖励的更多信息，请参阅我们财务报表的附注6。
委托书中“某些受益所有人和管理层的担保所有权”标题下出现的信息通过引用并入本文。
第13项。某些关系和相关交易，以及董事的独立性
委托书中“某些关系和相关交易”和“公司治理”标题下的信息在此并入作为参考。
第14项。首席会计师费用及服务
委托声明中“注册会计师费用”和“审计委员会的预批准政策和程序”标题下的信息通过引用并入本文。
第四部分
第15项。展品和财务报表附表
(a) 作为本报告一部分提交的文件：
| | | | | |
| 2 | | 财务报表明细表 所有附表都被省略，因为它们要么不适用，要么不是必需的，或者其中要求的资料出现在合并财务报表或附注中。
|
(b) 展品：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | 描述 | | 参考 |
2.1 | | 北方石油天然气公司之间的买卖协议Veritas TM Resources，LLC、Veritas Permian Resources，LLC、Veritas Lone Star Resources，LLC和Veritas MOC Resources，LLC，日期：2021年11月16日 | | 参考注册人于2021年11月16日向SEC提交的8-K表格当前报告的附件2.1合并 |
2.2 | | 北方石油天然气公司之间的买卖协议Midland-Petro DC Partners，LLC和Collegiate Midstream LLC，日期为2022年10月18日 | | 参考注册人于2022年10月19日向SEC提交的8-K表格当前报告的附件2.1合并 |
2.3 | | 北方石油天然气公司，Midland-Petro D.C.Partners，LLC和Colciate Midstream LLC之间的采购和销售协议第一修正案，日期为2022年12月13日 | | 通过引用附件2.2并入注册人于2023年1月9日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告 |
2.4 | | 北方石油天然气公司，Midland-Petro D.C.Partners，LLC和Colciate Midstream LLC之间的采购和销售协议的第二修正案，日期为2023年1月5日 | | 通过引用附件2.3并入注册人于2023年1月9日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告 |
2.5 | | 收购与合作协议，日期为2023年6月14日，由Earthstone Energy Holdings，LLC和Northern Oil and Gas，Inc.签署。 | | 注册人于2023年6月16日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件2.1 |
3.1 | | 2018年8月24日重述的北方石油天然气公司注册证书 | | 通过引用附件3.1并入注册人于2018年8月27日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告 |
3.2 | | 2020年9月18日北方石油天然气股份有限公司重新注册证书的修订证书 | | 通过引用附件3.1并入注册人于2020年9月24日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告 |
3.3 | | 修订和重新制定北方石油天然气公司章程。 | | 注册人于2023年1月20日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件3.1 |
4.1 | | 北方石油天然气股份有限公司股本说明 | | 随函存档 |
4.2 | | 北方石油天然气公司和作为受托人的全国协会威尔明顿信托公司之间的契约，日期为2021年2月18日(包括2028年到期的8.125%优先票据) | | 注册人于2021年2月23日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件4.1 |
4.3 | | 第一份补充契约，日期为2021年11月15日，由北方石油天然气公司和全国协会威尔明顿信托公司作为受托人 | | 通过引用附件4.2并入注册人于2021年11月15日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告 |
4.4 | | 北方石油天然气公司和作为受托人的全国协会威尔明顿信托公司之间的契约，日期为2022年10月14日(包括2029年到期的3.625%可转换优先票据的形式) | | 注册人于2022年10月17日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件4.1 |
4.5 | | 北方石油天然气公司和作为受托人的全国协会威尔明顿信托公司之间的契约，日期为2023年5月15日(包括2031年到期的8.750%优先票据) | | 注册人于2023年5月19日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件4.1 |
| | | | | | | | | | | | | | |
4.6 | | 修订和重新签署的认股权证，日期为2023年12月2日，由北方石油天然气公司和Riverview Group，LLC共同购买普通股 | | 随函存档 |
10.1 | | 北方石油天然气公司和巴赫拉姆·阿克拉迪之间于2017年7月21日签署的信函协议 | | 通过引用附件10.1并入注册人于2017年7月24日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告 |
10.2 | | 北方石油天然气公司及其持有人之间的注册权协议，日期为2018年5月15日 | | 通过引用附件10.2并入注册人于2018年5月18日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告 |
10.3 | | 2018年9月17日，Pivotal Wiliston盆地，LP，Pivotal Wiliston盆地II，LP和北方石油和天然气公司之间的注册权协议。 | | 通过引用附件10.1并入注册人于2018年9月18日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告 |
10.4 | | 注册权协议，日期为2018年10月1日，由WR运营有限责任公司和北方石油天然气公司签署。 | | 通过引用附件10.2并入注册人于2018年10月1日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告 |
10.5* | | 修订和重新签署的雇佣协议，日期为2023年12月29日，北方石油天然气公司与尼古拉斯·奥格雷迪 | | 注册人于2024年1月5日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.1 |
10.6* | | 第二次修订和重新签署的雇佣协议，日期为2023年12月29日，北方石油天然气公司与Adam Dirlam | | 注册人于2024年1月5日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.2 |
10.7* | | 第二次修订和重新签署的雇佣协议，日期为2023年12月29日，北方石油天然气公司与埃里克·罗姆斯洛之间的协议 | | 注册人于2024年1月5日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.3 |
10.8* | | 2023年12月29日，北方石油天然气公司与查德·艾伦之间的第二次修订和重新签署的雇佣协议 | | 注册人于2024年1月5日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.4 |
10.9* | | 2023年12月29日，北方石油天然气公司和詹姆斯·埃文斯之间的第二次修订和重新签署的雇佣协议 | | 注册人于2024年1月5日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.5 |
10.10* | | 北方石油天然气股份有限公司和Mike·凯利之间的分离和释放协议，日期为2022年7月13日 | | 注册人于2022年7月13日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.1 |
10.11* | | 北方石油天然气股份有限公司修订并重申2018年股权激励计划 | | 通过引用附件99.1并入注册人于2023年5月26日提交给美国证券交易委员会的8-K表格当前报告中 |
10.12* | | 北方石油天然气股份有限公司2018年股权激励计划限制性股票奖励协议格式(基于时间的单触发) | | 引用附件10.34并入注册人于2019年3月18日提交给美国证券交易委员会的10-K表格年度报告 |
10.13* | | 北方石油天然气股份有限公司2018年股权激励计划限制性股票奖励协议格式(基于时间的双触发) | | 引用附件10.35并入注册人于2019年3月18日向美国证券交易委员会提交的Form 10-K年度报告 |
10.14* | | 北方石油天然气股份有限公司2018年股权激励计划限制性股票奖励协议(绩效员工)格式 | | 引用附件10.36并入注册人于2019年3月18日提交给美国证券交易委员会的10-K表格年度报告 |
10.15* | | 北方石油天然气股份有限公司2018年股权激励计划限制性股票奖励协议(绩效董事)格式 | | 引用附件10.37并入注册人于2019年3月18日提交给美国证券交易委员会的10-K表格年度报告 |
10.16* | | 北方石油天然气股份有限公司2018年股权激励计划2022年绩效股权奖励协议格式 | | 引用附件10.23并入注册人于2023年2月24日向美国证券交易委员会提交的10-K表格年度报告 |
10.17* | | 北方石油天然气股份有限公司2018年股权激励计划绩效限制性单位奖励协议(相对TSR)格式 | | 随函存档 |
10.18* | | 北方石油天然气股份有限公司2018年股权激励计划绩效限制性单位奖励协议(复合年化TSR)格式 | | 随函存档 |
| | | | | | | | | | | | | | |
10.19* | | 北方石油天然气股份有限公司2018年股权激励计划绩效奖励协议格式 | | 随函存档 |
10.20* | | 北方石油天然气股份有限公司2018年股权激励计划修订重订限时限售股票奖励协议格式 | | 随函存档 |
10.21 | | 登记权协议，日期为2021年4月1日，由北方石油天然气公司和信实马塞卢斯有限责任公司签署 | | 注册人于2021年4月6日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.1 |
10.22 | | 第三次修订和重新签署的信贷协议，日期为2022年6月7日，由北方石油天然气公司、富国银行、国家协会作为行政代理和抵押品代理，以及贷款人不时签署 | | 注册人于2022年6月8日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.1 |
10.23 | | 2022年11月10日，北方石油天然气公司、作为行政代理的富国银行、国家协会和贷款方之间的第三次修订和重新签署的信贷协议的第一修正案 | | 注册人于2022年11月14日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.1 |
10.24 | | 2023年8月2日，北方石油天然气公司、作为行政代理的富国银行、国家协会和贷款方之间的第三次修订和重新签署的信贷协议的第二修正案 | | 注册人于2023年8月4日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.1 |
10.25 | | 已设置上限的呼叫确认表格 | | 注册人于2022年10月17日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.2 |
10.26 | | 注册权协议，日期为2022年1月27日，由北方石油天然气公司与Veritas Permian II，LLC和Veritas MOC Holdings，LLC之间签署 | | 注册人于2022年1月31日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告中引用了附件10.1 |
23.1 | | 独立注册会计师事务所德勤会计师事务所同意 | | 随函存档 |
23.2 | | Cawley，Gillesbie&Associates，Inc.同意。 | | 随函存档 |
24.1 | | 授权书 | | 随函存档 |
31.1 | | 根据根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条通过的1934年证券交易法第13 a-14（a）条或15 d-14（a）对首席执行官进行认证 | | 随函存档 |
31.2 | | 根据根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条通过的1934年证券交易法第13 a-14（a）条或15 d-14（a）对首席财务官进行认证 | | 随函存档 |
32.1 | | 根据U.S.C. 18对首席执行官和首席财务官进行认证 根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的第1350条 | | 随函存档 |
97 | | 北方石油天然气公司追回政策 | | 随函存档 |
99.1 | | Cawley，Gillespie & Associates的报告 | | 随函存档 |
| 101.INS | | XBRL实例文档 | | 随函存档 |
| 101.SCH | | XBRL分类扩展架构文档 | | 随函存档 |
| 101.CAL | | XBRL分类扩展计算链接库文档 | | 随函存档 |
| 101.DEF | | XBRL分类扩展定义Linkbase文档 | | 随函存档 |
| 101.LAB | | XBRL分类扩展标签Linkbase文档 | | 随函存档 |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 101.PRE | | XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档 | | 随函存档 |
| 104 | | 北方石油天然气公司的封面页截至2022年12月31日的年度10-K表格年度报告，格式为Inline BEP | | 随函存档 |
* 管理合同或补偿计划或安排需要作为本报告的附件提交。
第16项。表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
北方石油天然气公司 | | | | | | | | | | | | | | |
| 日期： | 2024年2月23日 | | 发信人： | /s/尼古拉斯·奥格雷迪 |
| | | | Nicholas O ' Grady，首席执行官;首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由下列人员以登记人的身份在下列日期签署：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
| | | | | |
| /s/尼古拉斯·奥格雷迪 | | 首席执行官、首席执行官 | | 2024年2月23日 |
| 尼古拉斯·奥格雷迪 | | | | |
| | | | |
| /s/查德·艾伦 | | 首席财务官、首席财务会计官 | | 2024年2月23日 |
| 查德·艾伦 | | | | |
| | | | | |
| * | | 董事 | | 2024年2月23日 |
| 巴赫拉姆·阿克拉迪 | | | | |
| | | | | |
| * | | 董事 | | 2024年2月23日 |
| 丽莎·布罗米利 | | | | |
| | | | | |
| * | | 董事 | | 2024年2月23日 |
| 厄尼·伊斯利 | | | | |
| | | | | |
| * | | 董事 | | 2024年2月23日 |
| 迈克尔·弗朗茨 | | | | |
| | | | | |
| * | | 董事 | | 2024年2月23日 |
| 威廉·金布尔 | | | | |
| | | | |
| * | | 董事 | | 2024年2月23日 |
| 杰克·金 | | | | |
| | | | |
| * | | 董事 | | 2024年2月23日 |
| 斯图尔特·拉舍尔 | | | | |
| | | | |
| * | | 董事 | | 2024年2月23日 |
| 詹妮弗·波梅兰茨 | | | | |
| | | | |
| | | | |
* 尼古拉斯·奥格雷迪（Nicholas O ' Grady）特此代表注册人的上述每位董事根据这些人正式签署的授权书签署本文件。
|
| | | | | |
| 通过/s/尼古拉斯·奥格雷迪 尼古拉斯·奥格雷迪 事实律师 |
北方石油天然气公司
财务报表索引
| | | | | | | | |
| | 页面 |
| | | |
独立注册会计师事务所德勤会计师事务所报告(PCAOB ID号34) | F- | 2 |
| 截至2023年12月31日和2022年12月31日的资产负债表 | F- | 4 |
| 截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度经营报表 | F- | 5 |
| 截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度现金流量表 | F- | 6 |
| 截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度股东权益（亏损）表 | F- | 7 |
| 财务报表附注 | F- | 8 |
独立注册会计师事务所报告
致北方石油天然气公司的股东和董事会。
对财务报表的几点看法
我们审计了北方石油天然气股份有限公司(“本公司”)截至2023年12月31日和2022年12月31日的资产负债表、截至2023年12月31日的三个年度的相关经营报表、股东权益(亏损)和现金流量以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，这些财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司截至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，符合美国公认的会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据下列标准审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告和我们2024年2月23日的报告，对公司财务报告的内部控制表达了无保留意见。
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在对财务报表进行当期审计时产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计委员会，并且(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、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
已探明的石油和天然气性质--石油和天然气储量--见财务报表附注2
关键审计事项说明
该公司采用全成本法核算原油和天然气业务。因此，公司已探明的石油和天然气资产采用基于产量和已探明储量估计的生产单位法耗尽，并通过每季度进行上限测试来评估减值。上限测试涉及将净资本化成本与该公司石油和天然气资产估计未来净现金流量的现值之和进行比较。对公司石油和天然气储量以及相关未来现金流量净额的估计需要管理层做出重大估计和假设，因为作为非运营商，公司对与五年发展计划相关的未来产量的时间安排的可见性有限。本公司的石油和天然气储量及相关的未来现金流量净额由其第三方独立储备工程师审计。这些估计、假设或工程数据的变化涉及可能对损耗计算和已探明石油和天然气属性减值评估产生重大影响的判断。
由于非运营商对未来产量的可见性有限，管理层对五年发展计划内所需的估计和假设做出了重大判断，执行审计程序以评估公司的石油和天然气储量以及相关的未来现金流量净额，需要审计师高度的判断和更大的努力。
如何在审计中处理关键审计事项
我们的审计程序涉及管理层对石油和天然气储量以及与五年发展计划有关的未来现金流量净额的重大判断和假设，其中包括：
•我们测试了与公司估计石油和天然气储量以及相关的未来现金流量净额相关的控制措施的操作有效性。
•我们评估了与管理层的五年发展计划相关的未来生产量的合理性，方法是将以下各项进行比较：
–历史上已探明的未开发石油和天然气储量转变为已探明的已开发石油和天然气储量。
–与管理层和董事会进行内部沟通。
–支出的授权和批准。
–关于石油和天然气资产运营商开发已探明未开发储量的能力的外部信息，考虑到运营商从公开可获得的信息中获得的当前和预测流动性、运营商在本公司持有租赁权益的地区的钻探活动水平，以及钻探和完成井组所需的时间长度。
•我们通过完成与历史产量的回顾比较，评估了公司对未来产量的估计。
•我们评估了公司负责准备储量估计、假设和工程数据的工程师以及受聘审计管理层石油和天然气储量数量的第三方独立储量工程公司的经验、资质和客观性。
/s/ 德勤律师事务所
明尼苏达州明尼阿波利斯
2024年2月23日
自2018年以来，我们一直担任本公司的审计师。
北方石油天然气公司
资产负债表 | | | | | | | | | | | |
| (以千为单位，面值和共享数据除外) | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 资产 | | | |
| 流动资产： | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 8,195 | | | $ | 2,528 | |
| 应收账款净额 | 370,531 | | | 271,336 | |
| 向运营商预付款 | 49,210 | | | 8,976 | |
| 预付费用和其他 | 2,489 | | | 2,014 | |
| 衍生工具 | 75,733 | | | 35,293 | |
| 应收所得税 | 3,249 | | | 338 | |
| 流动资产总额 | 509,407 | | | 320,485 | |
| | | |
| 财产和设备： | | | |
| 石油和天然气资产，全成本会计法 | | | |
| 证明了 | 8,428,518 | | | 6,492,683 | |
| 未经证实 | 36,785 | | | 41,565 | |
| 其他财产和设备 | 8,069 | | | 6,858 | |
| 总资产和设备 | 8,473,372 | | | 6,541,106 | |
| 减-累计折旧、消耗和减损 | (4,541,808) | | | (4,058,180) | |
| 财产和设备合计(净额) | 3,931,563 | | | 2,482,926 | |
| | | |
| 衍生工具 | 10,725 | | | 12,547 | |
| | | |
| 收购押金 | 17,094 | | | 43,000 | |
| 其他非流动资产，净 | 15,466 | | | 16,220 | |
| | | |
| 总资产 | $ | 4,484,255 | | | $ | 2,875,178 | |
| | | |
| 负债与股东权益 | | | |
| 流动负债： | | | |
| 应付帐款 | $ | 192,672 | | | $ | 128,582 | |
| 应计负债 | 147,943 | | | 121,737 | |
| | | |
| 应计利息 | 26,219 | | | 24,347 | |
| | | |
| 衍生工具 | 16,797 | | | 58,418 | |
| | | |
| 或有对价 | — | | | 10,107 | |
| 其他流动负债 | 2,130 | | | 1,781 | |
| | | |
| | | |
| 流动负债总额 | 385,761 | | | 344,972 | |
| | | |
| 长期债务，净额 | 1,835,554 | | | 1,525,413 | |
| | | |
| 衍生工具 | 105,831 | | | 225,905 | |
| | | |
| | | |
| 递延税项负债 | 68,488 | | | — | |
| 资产报废债务 | 38,203 | | | 31,582 | |
| 其他非流动负债 | 2,741 | | | 2,045 | |
| | | |
| 总负债 | $ | 2,436,578 | | | $ | 2,129,917 | |
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| 承付款和或有事项 | | | |
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| 股东权益 | | | |
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普通股，面值$0.001; 135,000,000授权的； 100,761,148截至2023年12月31日已发行股票 85,165,807截至2022年12月31日已发行股票 | 503 | | | 487 | |
| 额外实收资本 | 2,124,963 | | | 1,745,532 | |
| 留存赤字 | (77,790) | | | (1,000,759) | |
| 股东权益总额 | 2,047,676 | | | 745,260 | |
| 负债总额和股东权益 | $ | 4,484,255 | | | $ | 2,875,178 | |
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附注是这些财务报表不可分割的一部分。
北方石油天然气公司
营运说明书
截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| (以千为单位，不包括每股和每股数据) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 收入 | | | | | |
| 油气销售 | $ | 1,897,779 | | | $ | 1,985,798 | | | $ | 975,089 | |
| 商品衍生品净收益（损失） | 259,250 | | | (415,262) | | | (478,193) | |
| 其他收入 | 9,230 | | | — | | | 3 | |
| 总收入 | 2,166,259 | | | 1,570,535 | | | 496,899 | |
| | | | | |
| 运营费用 | | | | | |
| 生产费用 | 347,006 | | | 260,676 | | | 170,817 | |
| 生产税 | 160,118 | | | 158,194 | | | 76,954 | |
| 一般和行政费用 | 46,801 | | | 47,201 | | | 30,341 | |
| 耗尽、折旧、摊销和增值 | 486,024 | | | 251,272 | | | 140,828 | |
| | | | | |
| 其他费用 | 4,448 | | | — | | | — | |
| | | | | |
| 总运营费用 | 1,044,397 | | | 717,343 | | | 418,940 | |
| | | | | |
| 营业收入 | 1,121,862 | | | 853,192 | | | 77,959 | |
| | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | |
| 扣除资本化后的利息支出 | (135,664) | | | (80,331) | | | (59,020) | |
| | | | | |
| 利率衍生品净收益（损失） | (1,017) | | | 993 | | | 1,043 | |
| 消除债务的收益（损失），净 | 659 | | | 810 | | | (13,087) | |
| | | | | |
| 或有对价收益(损失) | 10,107 | | | 1,859 | | | (292) | |
| | | | | |
| 其他收入(费用) | 4,795 | | | (185) | | | (9) | |
| 其他收入(费用)合计 | (121,120) | | | (76,854) | | | (71,365) | |
| | | | | |
| 所得税前收入 | 1,000,742 | | | 776,338 | | | 6,594 | |
| | | | | |
| 所得税费用 | 77,773 | | | 3,101 | | | 233 | |
| | | | | |
| 净收入 | $ | 922,969 | | | $ | 773,237 | | | $ | 6,361 | |
| | | | | |
| 累计优先股股息 | — | | | (9,803) | | | (14,761) | |
| | | | | |
| 优先股回购溢价 | — | | | (35,731) | | | — | |
| | | | | |
| 普通股股东应占净收益(亏损) | $ | 922,969 | | | $ | 727,703 | | | $ | (8,400) | |
| | | | | |
| 每股普通股净利润（损失）-基本 | $ | 10.09 | | | $ | 9.26 | | | $ | (0.13) | |
| 每股普通股净利润（损失）-稀释 | $ | 10.03 | | | $ | 8.92 | | | $ | (0.13) | |
| 加权平均已发行普通股-基本 | 91,483,687 | | | 78,557,216 | | | 62,989,543 | |
| 加权平均已发行普通股-稀释 | 92,060,947 | | | 86,675,365 | | | 62,989,543 | |
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附注是这些财务报表不可分割的一部分。
北方石油天然气公司
现金流量表
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
| 净收入 | $ | 922,969 | | | $ | 773,237 | | | $ | 6,361 | |
| 将净收入调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | |
| 耗尽、折旧、摊销和增值 | 486,024 | | | 251,272 | | | 140,828 | |
| 债务发行成本摊销 | 8,096 | | | 4,975 | | | 3,764 | |
| | | | | |
| （收益）消除债务损失 | (659) | | | (810) | | | 13,087 | |
| 长期债务债券溢价摊销 | (1,475) | | | (2,125) | | | (413) | |
| 其他财产和设备销售损失 | — | | | 185 | | | 17 | |
| 递延所得税 | 76,858 | | | (571) | | | 233 | |
| 衍生工具未实现（收益）损失 | (200,314) | | | (41,180) | | | 311,328 | |
| | | | | |
| | | | | |
| （收益）或有对价损失 | (10,107) | | | (1,859) | | | 292 | |
| | | | | |
| 基于股份的薪酬费用 | 5,660 | | | 5,656 | | | 3,621 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他 | 2,404 | | | 2,038 | | | 3,162 | |
| 流动资金和其他项目的变化： | | | | | |
| 应收账款净额 | (101,317) | | | (74,904) | | | (122,160) | |
| 预付及其他费用 | (474) | | | (720) | | | (1,999) | |
| 应付帐款 | (15,236) | | | (338) | | | 14,091 | |
| 应计负债 | 9,154 | | | 9,955 | | | 12,318 | |
| 应计利息 | 1,738 | | | 3,607 | | | 11,937 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 经营活动提供的净现金 | 1,183,321 | | | 928,418 | | | 396,467 | |
| | | | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 石油和天然气资产的收购和资本支出 | (1,844,040) | | | (1,355,197) | | | (593,228) | |
| 收购押金 | (17,094) | | | (43,000) | | | (40,650) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 购买其他财产和设备 | (1,212) | | | (4,579) | | | (556) | |
| 用于投资活动的净现金 | (1,862,346) | | | (1,402,777) | | | (634,434) | |
| | | | | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | |
| 循环信贷便利预付款 | 998,224 | | | 1,260,000 | | | 554,000 | |
| 循环信贷安排的还款 | (1,156,224) | | | (996,000) | | | (1,031,000) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 购买上限电话 | — | | | (36,100) | | | — | |
| 发行可转换票据 | — | | | 482,971 | | | — | |
| 偿还第二笔留票 | — | | | — | | | (295,918) | |
| 偿还优先无担保期票 | — | | | — | | | (130,000) | |
| 发行高级债券 | 492,840 | | | — | | | 763,500 | |
| | | | | |
| 回购优先票据 | (18,436) | | | (24,907) | | | — | |
| 已支付的债务发行成本 | (11,896) | | | (7,388) | | | (17,611) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 普通股发行 | 514,749 | | | — | | | 438,077 | |
| 已支付普通股股息 | (123,945) | | | (51,602) | | | (4,938) | |
| 普通股回购 | (8,004) | | | (54,502) | | | — | |
| | | | | |
| 优先股回购 | — | | | (81,236) | | | — | |
| 已支付的优先股股息 | — | | | (21,664) | | | (29,212) | |
| 限制性股票返还-税务义务 | (2,616) | | | (2,206) | | | (839) | |
| 融资活动提供的现金净额 | 684,692 | | | 467,367 | | | 246,059 | |
| | | | | |
| 现金及现金等价物净增(减) | 5,667 | | | (6,992) | | | 8,092 | |
| 现金和现金等值物-期末 | 2,528 | | | 9,519 | | | 1,428 | |
| 现金和现金等值物-期末 | $ | 8,195 | | | $ | 2,528 | | | $ | 9,519 | |
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附注是这些财务报表不可分割的一部分。
北方石油天然气公司
股东权益（亏损）表
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：千，共享数据除外) | 普通股 | | 优先股 | | 额外实收 | | 保留
收益 | | 股东合计
权益 |
| | 股票 | | 金额 | | 股票 | | 金额 | | 资本 | | (赤字) | | (赤字) |
| | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 45,908,779 | | | $ | 448 | | | 2,218,732 | | | $ | 2 | | | $ | 1,556,602 | | | $ | (1,780,357) | | | $ | (223,304) | |
| 普通股发行 | 339,653 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 限制性股票没收 | (14,355) | | | — | | | — | | | — | | | 1 | | | — | | | 1 | |
| 基于份额的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 3,903 | | | — | | | 3,903 | |
| 限制性股票返还-税务义务 | (60,611) | | | — | | | — | | | — | | | (839) | | | — | | | (839) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 股权发行，扣除发行成本 | 31,125,000 | | | 31 | | | — | | | — | | | 438,045 | | | — | | | 438,077 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 发行普通股证 | — | | | — | | | — | | | — | | | 30,512 | | | — | | | 30,512 | |
| 或有考虑和解 | 43,455 | | | — | | | — | | | — | | | 785 | | | — | | | 785 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 优先股分红 | — | | | — | | | — | | | — | | | (29,212) | | | — | | | (29,212) | |
| 宣布的普通股股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (11,149) | | | — | | | (11,149) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 6,361 | | | 6,361 | |
| 2021年12月31日 | 77,341,921 | | | $ | 479 | | | 2,218,732 | | | $ | 2 | | | $ | 1,988,649 | | | $ | (1,773,996) | | | $ | 215,135 | |
| 普通股发行 | 125,789 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 限制性股票没收 | (2,615) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 基于份额的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 5,873 | | | — | | | 5,873 | |
| 限制性股票返还-税务义务 | (89,620) | | | — | | | — | | | — | | | (2,206) | | | — | | | (2,206) | |
| 发行普通股令-收购石油和天然气资产 | — | | | — | | | — | | | — | | | 17,870 | | | — | | | 17,870 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 首选转换 | 7,376,739 | | | 7 | | | (1,643,732) | | | (2) | | | (6) | | | — | | | — | |
| 普通股回购 | (1,909,097) | | | (2) | | | — | | | — | | | (54,500) | | | — | | | (54,502) | |
| 购买上限通话 | — | | | — | | | — | | | — | | | (36,100) | | | — | | | (36,100) | |
| 优先股回购 | — | | | — | | | (575,000) | | | (1) | | | (81,236) | | | — | | | (81,236) | |
| 优先股分红 | — | | | — | | | — | | | — | | | (21,664) | | | — | | | (21,664) | |
| 普通股令状交换协议-信实令状 | 2,322,690 | | | 2 | | | — | | | — | | | (2) | | | — | | | — | |
| 宣布的普通股股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (71,148) | | | — | | | (71,148) | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 773,237 | | | 773,237 | |
| 2022年12月31日 | 85,165,807 | | | $ | 487 | | | — | | | $ | — | | | $ | 1,745,532 | | | $ | (1,000,759) | | | $ | 745,260 | |
| 普通股发行 | 468,268 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 基于份额的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 5,994 | | | — | | | 5,994 | |
| 股票发行，扣除发行成本 | 15,122,500 | | | 15 | | | — | | | — | | | 514,734 | | | — | | | 514,749 | |
| 限制性股票返还-税务义务 | (98,052) | | | — | | | — | | | — | | | (2,616) | | | — | | | (2,616) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 普通股回购 | (287,751) | | | — | | | — | | | — | | | (8,004) | | | — | | | (8,004) | |
| 限制性股票没收 | (13,404) | | | — | | | — | | | — | | | (54) | | | | | (54) | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 普通股认股权证交换协议-Veritas认股权证 | 403,780 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 与已设置上限的呼叫相关的递延税款 | — | | | — | | | — | | | — | | | 8,370 | | | — | | | 8,370 | |
| 宣布的普通股股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (138,992) | | | — | | | (138,992) | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 922,969 | | | 922,969 | |
| 2023年12月31日 | 100,761,148 | | | $ | 503 | | | — | | | $ | — | | | $ | 2,124,963 | | | $ | (77,790) | | | $ | 2,047,676 | |
___________
附注是这些财务报表不可分割的一部分。
财务报表附注
2023年12月31日
注1*业务的组织和性质
北方石油天然气公司是特拉华州的一家独立能源公司，主要在威利斯顿盆地、二叠纪盆地和阿巴拉契亚盆地从事石油和天然气资产的收购、勘探、开发和生产。该公司的普通股在纽约证券交易所上市交易，代码为“NOG”。
该公司的主要业务是在美国开展业务的原油和天然气勘探、开发和生产。该公司的主要战略是投资于石油和天然气资产中非运营的少数开采和矿产权益，重点放在美国境内的三个主要盆地。
附注2：1。重大会计政策
这些财务报表是根据美国公认会计原则(“公认会计原则”)编制的。*在编制截至2023年12月31日止年度的财务报表时，本公司已对截至本申报日期的后续事件进行评估，并确定(I)截至本申报日期并无任何后续事件需要在财务报表中确认，及(Ii)将有关后续事件的披露包括在附注14中。
预算的使用
根据公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响在财务报表之日报告的资产和负债额、或有资产和负债的披露以及报告期内报告的收入和支出。
最重要的估计涉及已探明的原油和天然气储量，其中包括作为非运营商对未来开发计划的有限控制、与某些原油和天然气收入和支出有关的估计、衍生工具的公允价值、或有对价的公允价值、收购日期收购资产和承担的负债的公允价值、原油和天然气资产的减值、资产报废债务和递延所得税。
管理层的估计和假设是基于历史数据和对未来市场状况的考虑。鉴于任何预测所固有的不确定性，实际结果可能与所用的估计和假设不同，情况可能会发生变化，这可能会对财务报表中报告的金额产生重大影响。
重新分类
现金流量表中的某些上期结余已重新分类，以符合本年度的列报方式。这种重新分类对以前报告的净收入(亏损)、现金流量或股东权益(赤字)没有影响。
现金和现金等价物
本公司将利率风险不大且原始到期日在三个月或以下的高流动性投资视为现金等价物。现金等价物主要由计息银行账户组成。*公司的现金头寸代表支票账户和货币市场账户中持有的资产。现金和现金等价物一般按日或周提供，流动性高。
应收帐款
应收账款按毛数计提，不贴现。公司定期审查所有账龄应收账款是否可收回，并在必要时为个人余额建立备抵。预计不会在未来12个月内收回的应收账款计入其他非流动资产，净额计入资产负债表。
坏账准备为#美元。4.0百万美元和美元4.9分别截至2023年、2023年和2022年12月31日。
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，公司包括应收账款#美元。2.4百万美元和美元3.2分别为其他非流动资产，由于其长期性质而净额。
向运营商预付款
该公司与其他工作利益合作伙伴一起参与原油和天然气井的钻探。*由于原油和天然气钻探活动的资本密集性质，负责进行钻探作业的工作利益伙伴可要求其他工作利益伙伴就其分摊的成本预付款项。*公司预计，该等预付款将由工作利益合作伙伴用于支付其在年内钻探业务份额的共同利息账单90自预付款之日起的天数。
其他财产和设备
非原油和天然气属性的财产和设备按成本入账，并在其估计使用年限内使用直线折旧。三至七年了更换、更新和改善的支出被资本化。维护和维修在发生时计入运营。对除原油和天然气资产以外的长期资产进行减值评估，以确定当前情况和市场状况是否表明账面价值可能无法收回。*公司拥有不是T确认非原油和天然气长期资产的任何减值损失。
石油和天然气属性
本公司采用全成本法核算原油及天然气业务，将所有与勘探及开发原油及天然气资产有关的成本资本化至单一成本中心(“全成本池”)。该等成本包括土地收购成本、地质及地球物理费用、非生产资产的账面费用、与收购直接相关的钻探成本及勘探活动。资本化的内部成本直接归因于收购、勘探及开发活动，但不包括与生产、一般公司管理费用或类似活动有关的成本。与生产及一般公司活动有关的其他成本在所发生的期间支出。2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的资本化成本摘要如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 将某些工资和其他内部成本资本化 | $ | 1,036 | | | $ | 1,045 | | | $ | 1,353 | |
| 资本化利息成本 | 2,999 | | | 3,365 | | | 1,103 | |
| 总计 | $ | 4,036 | | | $ | 4,410 | | | $ | 2,456 | |
截至2023年12月31日，公司在美国的威利斯顿盆地、二叠纪盆地和阿巴拉契亚盆地持有租赁权和其他油气权益。
物业销售所得收益一般将计入全部成本池，不确认损益，除非此类出售将显著改变资本化成本与可归因于这些成本的已探明储量之间的关系。重大变更通常涉及出售25于截至2023年、2023年、2022年及2021年12月31日止年度，并无物业销售导致重大变动。
根据完全成本会计方法，公司必须每季度进行一次上限测试。当测试确定已探明油气资产的账面净值上限时，净资本化成本限于未摊销成本净额中扣除递延所得税的较低者，或成本中心上限。对于已探明的石油和天然气资产，净余额为#美元。3.9截至2023年12月31日。成本中心上限的定义是：(A)估计未来净收入的总和，折现为10(B)未摊销的财产的成本(如有)；(C)未经证实的财产的成本或市场价值中的较低者，(C)未摊销的财产的成本或未经证实的财产的市值中的较低者。包括石油和天然气资产的账面和计税基础之间的差额的相关递延税项。如果包括相关递延税项的账面净值超过上限，则需要减值或非现金减记。
《公司》做到了不是在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，不存在任何上限测试减值。减值费用会影响公司报告的净收入，但不会减少公司的现金流。
本公司根据产量和已探明储量的估计，采用单位产量法计算石油和天然气资产的损耗准备。未经证实的成本和相关的持有成本被排除在损耗基数之外，直到与这些成本相关的财产被视为已证实或已减值。下表列出了本报告所述期间该公司已探明的石油和天然气资产的损耗量和每售出BOE的损耗量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 已探明石油和天然气性质的枯竭 | $ | 482,306 | | | $ | 248,252 | | | $ | 138,759 | |
| 每生产一次京东方的消耗 | $ | 13.37 | | | $ | 9.01 | | | $ | 7.07 | |
本公司相信，其大部分未探明成本将于未来五年内通过勘探及开发活动探明与英亩有关的储量、减损在本公司可进一步勘探或开发前将到期的英亩或确定不会进行进一步勘探及开发活动而耗尽。所有其他资产耗尽的时间将取决于未来钻探活动的时间和其储量的划定。
与减值未探明物业相关的资本化成本，包括已到期或被认为不经济的租约，以及与已探明储量的物业相关的资本化成本，加上估计的未来开发成本和资产报废成本，均计入损耗计算。衰减率是在每个期末通过将该期间的总产量乘以衰减率来计算的。衰减率是通过在期初将总的未摊销成本基数加上未来的开发成本除以当量的已探明净储量来确定的。未探明财产的成本从耗竭基础中扣留，直到它们被开发或以其他方式转移到全部成本池中。当已探明储量被分配或财产被认为减值时，财产的成本或减值金额被加到受耗尽和全部成本上限计算的成本中。*截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，未经探明的财产为$5.2百万，$8.7百万美元，以及$3.0分别有100万人受损。
资产报废债务
在清偿债务或出售油井时，债务解除。这些负债额可能会因资产寿命的变化、估计的遗弃成本或法律或法定补救要求而发生变化。
企业合并
该公司使用收购方法对其符合业务资格的收购进行会计处理。根据收购法，收购的资产和承担的负债按其公允价值确认和计量。使用公允价值会计需要使用重大判断，因为一些交易组成部分不具有易于确定的公允价值。收购价格超过分配给收购资产和承担的负债的公允价值净值的部分，确认为商誉。相反，如果收购资产的公允价值超过收购价格，包括承担的负债，超出的部分立即在收益中确认为讨价还价购买收益。
金融工具
公司的金融工具包括现金和现金等价物、应收账款、应付账款、商品衍生资产和负债、或有对价和长期债务。由于现金及现金等价物、应收账款及应付账款具有高度流动性或短期性质，其账面值接近公允价值。公司衍生工具资产和负债的公允价值基于第三方行业标准定价模型，使用的是合同条款和价格，以及在工具的整个期限内在活跃市场上基本上可以观察到的假设和投入，包括远期油价曲线、贴现率、波动性因素和信用风险调整。本公司或有对价负债的公允价值由第三方估值专家使用蒙特卡罗模拟(包括可观察到的市场数据)确定。
与本公司循环信贷融资项下未偿还借款相关的长期债务账面值接近公允价值，因为借款按浮动利率计息。本公司高级票据及可换股票据(见下文附注4)的账面值未必接近公允价值，因为账面值是扣除未摊销溢价及债务发行成本后的净额，而优先票据及可换股票据按固定利率计息。有关其他讨论，请参阅附注11。
发债成本
与我们的高级票据和可转换票据相关的债务发行成本从资产负债表中的长期债务账面金额中扣除，并在相关债务的期限内使用实际利息法摊销至利息支出。与循环信贷安排相关的债务发行成本包括在其他非流动资产中，并在协议期限内按直线摊销为利息支出。
债务保费
与本公司优先票据相关的债务溢价在资产负债表中作为长期债务的账面金额计入，并在相关票据的期限内采用实际利息法摊销为利息支出。
收入确认
该公司的收入主要来自其在石油和天然气生产销售中的权益。该公司在履行其履约义务期间确认其在原油和天然气销售中的权益所产生的收入。当客户获得对产品的控制权时，当公司不再有与销售有关的履行义务时，当交易价格已确定时，以及当可能可收回时，履行义务即被履行。石油和天然气的销售是根据油井的第三方运营商与客户谈判达成的合同进行的，其中通常包括可变对价，该对价基于与当地指数和当月交货量挂钩的定价。该公司从石油和天然气生产的销售中获得付款，付款期限为交货后1至3个月。在每个月末履行义务得到履行时，可以合理估计可变对价，并将客户应收款项计入应收账款，计入资产负债表净额。公司的估计收入和实际付款之间的差异是在收到付款的那个月记录的，然而，差异一直很大，而且很小。因此，变量考虑不受限制。
本公司不披露其与客户签订的合同中未履行的履约义务的价值，因为它适用于实际豁免，该豁免适用于被确认为产品控制权转移给客户的可变对价。由于每单位产品代表一项单独的履约义务，未来成交量完全未得到满足，因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
该公司的石油通常按照我们行业中常见的合同条款在交货点销售。该公司生产的天然气由油井运营商在商定的交货点根据有限数量的合同类型交付给各种买家，这些合同类型在我们的行业中也很常见。无论合同类型如何，这些合同的条款都会按照规定的价格向油井运营商补偿石油和天然气的价值，然后油井运营商将就其在出售的石油和天然气价值中的份额向公司支付款项。
如果本公司的油井运营商出售的数量超过其在相关物业的剩余储量份额，则计入相当于本公司份额的井口不平衡负债。
该公司的分类收入有两个主要来源：石油销售和天然气销售以及天然气销售。该公司几乎所有的石油和天然气销售都来自美国的三个地理区域：威利斯顿盆地(北达科他州和蒙大拿州)、二叠纪盆地(新墨西哥州和得克萨斯州)和阿巴拉契亚盆地(宾夕法尼亚州和俄亥俄州)。下表列出了该公司截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度的石油收入、天然气收入和天然气收入按盆地分列的情况。
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| | 截至2023年12月31日的12个月 |
| (单位：千) | 威利斯顿 | | 二叠纪 | | 阿巴拉契亚 | | 总计 |
| 石油收入 | $ | 925,852 | | | $ | 720,245 | | | $ | — | | | $ | 1,646,096 | |
| 天然气和液化天然气收入 | 114,497 | | | 101,386 | | | 35,800 | | | 251,682 | |
| 总计 | $ | 1,040,348 | | | $ | 821,631 | | | $ | 35,800 | | | $ | 1,897,779 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日的12个月 |
| (单位：千) | 威利斯顿 | | 二叠纪 | | 阿巴拉契亚 | | 总计 |
| 石油收入 | $ | 1,058,878 | | | $ | 415,732 | | | $ | — | | | $ | 1,474,610 | |
| 天然气和液化天然气收入 | 260,462 | | | 116,034 | | | 134,692 | | | 511,188 | |
| 总计 | $ | 1,319,340 | | | $ | 531,766 | | | $ | 134,692 | | | $ | 1,985,798 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2021年12月31日的12个月 |
| (单位：千) | 威利斯顿 | | 二叠纪 | | 阿巴拉契亚 | | 总计 |
| 石油收入 | $ | 730,982 | | | $ | 42,488 | | | $ | — | | | $ | 773,470 | |
| 天然气和液化天然气收入 | 141,425 | | | 7,386 | | | 52,808 | | | 201,619 | |
| 总计 | $ | 872,408 | | | $ | 49,874 | | | $ | 52,808 | | | $ | 975,089 | |
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市场、信用风险和其他风险的集中度
本公司未来原油及天然气业务的业绩将受到原油及天然气市场价格的影响。未来原油及天然气产品能否有现成的市场供应将取决于本公司无法控制的众多因素，包括天气、进口、竞争燃料的销售、原油及天然气管道及其他运输设施的邻近及运力、原油、天然气及液体产品的供应过剩或供应不足、监管环境、经济环境及其他地区性及政治事件，这些因素均不能确切预测。
本公司经营原油及天然气行业的勘探、开发及生产行业。本公司的应收账款包括透过油井第三方营运商间接欠其原油及天然气生产买家的款项。虽然若干该等客户以及油井第三方营运商受整体经济或其特定类别原油或天然气行业周期性衰退的影响，但本公司相信，因该等经济波动而导致的信贷相关亏损水平并不重要。
作为非运营商，该公司100%的油井由第三方运营伙伴运营。因此，该公司高度依赖这些第三方运营商的成功。若他们未能成功进行与本公司租赁权益有关的勘探、开发及生产活动，或不能或不愿履行，则本公司的财务状况及经营业绩可能会受到不利影响。这些风险在大宗商品价格较低的环境下加剧，这可能会给这些第三方运营商带来重大挑战。公司的第三方运营商将做出与其运营相关的决策，这些决策可能不符合公司的最佳利益，而公司可能几乎没有能力对其第三方运营商的运营决策施加影响。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度中，公司前四大运营商组成38%, 39%和50分别占石油和天然气销售总额的%。
该公司面临集中风险，因为其几乎所有的石油和天然气收入都来自有限数量的地理业务区域。因此，公司面临的风险不成比例地影响到威利斯顿盆地(北达科他州和蒙大拿州)、二叠纪盆地(新墨西哥州和德克萨斯州)和阿巴拉契亚盆地(宾夕法尼亚州和俄亥俄州)的一个或多个地区。
本公司管理和控制市场和交易对手的信用风险。在正常业务过程中，存在信用风险的金融工具不需要抵押品。可能使本公司面临信用风险的金融工具主要包括现金余额和衍生金融工具。该公司在银行存款账户中保留现金和现金等价物，有时可能会超过联邦保险的限额。该公司并未因该等投资而蒙受任何重大亏损。公司试图将信用风险额度限制在任何一家金融机构
机构或公司。本公司认为其交易对手的信用质量普遍较高。在正常业务过程中，管理层认为信用风险较高的交易对手可能需要信用证或家长担保。
基于股票的薪酬
本公司记录与股票薪酬公允价值相关的费用。对于完全既得股票和限制性股票授予，公司根据授予日的估计公允价值计算基于股票的薪酬支出。在根据市场情况确定基于业绩的股票奖励的公允价值时，公司使用独立第三方准备的蒙特卡洛模拟。对于股票期权，公司使用Black-Scholes期权估值模型来计算授予日的基于股票的薪酬。期权定价模型要求输入高度主观的假设。包括预期价格波动。这些假设的变化可能会对公允价值估计产生重大影响。
库存股
库存股按成本计入，其中包括增加的直接交易成本，并在收购时因股份回购计划下的股份回购或扣留股票以满足员工选举时因其基于股票的奖励的限制失效而产生的员工预扣税义务而报废。
所得税
本公司的所得税支出、递延税项资产和递延税项负债反映了管理层对预计将支付的当前和未来税款的最佳评估。*本公司估计每个中期报告期间整个会计年度的预期有效税率，并使用该估计税率在本年度迄今的基础上计提所得税。*本公司唯一的征税司法管辖区是美国和我们开展业务的美国各州。
递延所得税产生于资产和负债的计税基础与其在财务报表中报告的金额之间的暂时差异，这将导致未来的应税或可扣除金额。在评估公司收回递延税项资产的能力时，公司会考虑所有可用的正面和负面证据，包括递延税项负债的预定冲销、预计的未来应纳税所得额、税务筹划策略和最近经营的结果。在预测未来应纳税所得额时，该公司从历史业绩开始，纳入了对未来州和联邦税前营业收入数额的假设，这些假设对不会产生税收后果的项目进行了调整。对未来应纳税收入的假设需要做出重大判断，并与公司用来管理基本业务的计划和估计一致。
如果递延税项资产的部分或全部收益“更有可能”无法实现，会计准则要求考虑递延税项资产的估值备抵。在评估是否需要为公司的递延税项资产计提估值准备时，一项重要的积极证据被考虑为近年来的累计账面收入。 该公司历史上一直处于累计账面亏损状态，这主要是由前几个时期的全成本上限测试减值推动的。此外，截至2023年12月31日，公司有一项递延税项净负债(在计入估值津贴之前)，并估计递延税项负债将转回并产生可用来实现递延税项资产的应税收入。 该公司还考虑了负面证据，包括公司的收入、盈利能力和未来增长取决于石油和天然气的当前和未来价格，而石油和天然气的价格仍然不稳定。根据考虑的所有因素，管理层于2023年12月31日公布了针对公司的联邦和大部分州递延税项资产的估值津贴。因此，本公司于2023年、2023年及2022年12月31日若干递延税项资产的估值拨备为$1.9百万美元和美元156.3分别为100万美元。
衍生工具与价格风险管理
本公司使用衍生工具管理原油及天然气商品价格波动所导致的市场风险。*本公司订立衍生合约，包括价格掉期、上限及下限，要求在不交换标的数量的情况下，根据固定数量的适用商品的固定价格与变动价格之间的差额向交易对手付款(或向交易对手收取款项)。这些金融工具的名义金额基于现有油井的预期产量。*本公司亦可使用交易所交易期货合约及期权合约来对冲未来商品的交割价格。
本公司确认衍生工具为资产负债表中的资产或负债，按公允价值计量，并于每个期间期末按市价计价。任何已结算衍生工具的已实现损益，以及按市价计值的损益，均汇总并记入衍生工具的损益，计入经营报表的净额。有关本公司订立的衍生工具合约的说明，请参阅附注12。
员工福利计划
该公司发起了一项401(K)固定缴费计划，以使几乎所有员工在受雇之日受益。该计划允许符合条件的员工缴纳最高可达100%的年度补偿，不得超过联邦政府规定的年度限额。员工是100%在收到时归属于雇主的供款。
每股普通股净收益(亏损)
每股基本收益(“EPS”)的计算方法是将普通股股东应占净收益(亏损)除以当期已发行普通股的加权平均数(分母)。稀释每股收益的计算方法是将普通股股东应占净收益(亏损)除以每个期间的普通股和潜在流通股(如果稀释)的加权平均数。潜在普通股包括行使购股权或认股权证及归属限制性股票奖励时可发行的股份，以及A系列优先股(定义见下文)或可转换票据(见附注4)转换后可发行的股份。潜在已发行普通股的数量使用库存股或折算后的方法计算。
在公司报告普通股股东可获得的净利润的报告期内，反稀释股票通常由平均未确认股票补偿费用高于平均股价的限制性股票组成。在公司出现净亏损的报告期内，反稀释股票包括在公司有净利润的情况下具有稀释作用的股票数量加上在公司有净利润的情况下具有反稀释作用的普通股等效数量的影响。
限制性股票奖励不包括在基本加权平均已发行普通股的计算中，直到它们被授予为止。对于根据业绩和/或市场状况授予的限制性股票奖励，包含在稀释加权平均已发行普通股中的或有可发行普通股数量是基于假设结果将是稀释的，根据安排条款将可发行的普通股数量(如果有的话)。
补充现金流信息
以下是公司截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的补充现金流信息：
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| 十二月三十一日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 补充现金项目： | | | | | |
| 期内支付的利息，扣除资本化金额后的现金 | $ | 128,943 | | | $ | 74,933 | | | $ | 46,951 | |
| 在此期间支付的所得税现金 | 3,826 | | | 3,672 | | | — | |
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| 非现金投资活动： | | | | | |
| 石油和天然气资产资本支出计入应付账款和应计负债 | 236,314 | | | 163,059 | | | 111,897 | |
| 资本化资产报废债务 | 5,413 | | | 3,917 | | | 6,950 | |
| 或有对价 | — | | | 11,966 | | | 785 | |
| 按油气性质资本化的薪酬 | 280 | | | 218 | | | 282 | |
| 发行普通股令-收购石油和天然气资产 | — | | | 17,870 | | | 30,512 | |
| 收购石油和天然气资产产生的应计负债 | 5,168 | | | — | | | — | |
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| 应付账款中包括的其他财产和设备 | — | | | — | | | 578 | |
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| 非现金融资活动： | | | | | |
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| 已宣布但未支付的普通股股息 | 40,496 | | | 19,546 | | | 6,210 | |
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| 优先股交易所普通股发行 | — | | | 36,627 | | | — | |
| 发行普通股令-收购石油和天然气资产 | — | | | 17,870 | | | — | |
| 发行普通股换取认股权证 | 13,328 | | | 76,904 | | | — | |
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通过和最近发布的会计公告
财务会计准则委员会(“FASB”)不时发布新的会计声明，并于指定生效日期起由本公司采纳。如果不讨论，管理层认为最近发布的尚未生效的准则的影响不会对公司采用后的财务报表产生实质性影响。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09所得税(主题740)：所得税披露的改进，要求公司披露税率调节、已支付所得税和其他所得税相关金额的分类司法和分类信息。本指南在2024年12月15日之后的年度期间有效，并允许提前采用。此次采用预计将增强公司在综合财务报表中的附注。该公司目前正在评估新准则将对其财务报表和相关披露产生的影响。
2023年11月，FASB发布了ASU 2023-07分部报告(主题280)：对可报告分部披露的改进，要求公司扩大分部披露的广度和频率，以包括有关重大分部费用、首席运营决策者(CODM)和其他项目的额外信息，并要求每年进行临时披露。本指南在2023年12月15日之后的年度期间有效，并允许提前采用。该公司目前正在评估新准则将对其财务报表和相关披露产生的影响。
2023年10月，美国财务会计准则委员会发布了ASU2023-06编撰修正案，以回应美国证券交易委员会的披露更新和简化倡议，该修正案修订了公认会计准则，包括了目前美国证券交易委员会要求的14项披露要求
S-X条例或S-K条例每一修正案自美国证券交易委员会从美国证券交易委员会S-X条例或S-K条例取消相关披露要求之日起生效。该公司目前正在评估新准则将对其财务报表和相关披露产生的影响。
附注3：1、2、3、3、3、5、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、9、9、9、9、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、原油和天然气性质
公司原油和天然气资产的账面价值包括所有收购成本(包括现金支出和股票对价价值)、钻井成本和其他相关资本化成本。这些收购被计入购买，因此，从收购结束之日起，运营结果包括在随附的运营报表中。所承担的收购资产和负债按收购时的估计公允价值入账。
2023年收购
于2023年期间，本公司完成了以下较大的补充性收购(每项收购的定义及描述如下)：收购MPDC、收购Forge及收购Novo(统称为“2023年补充性收购”)。
2023年期间，除了2023年的螺栓收购外，该公司还通过一些规模较小的独立交易收购了石油和天然气资产，总金额为1美元。277.91000万美元。
MPDC收购
本公司于2023年1月5日完成对Midland Petro D.Partners，LLC及Colciate Midstream LLC(统称为“MPDC”)若干油气物业、权益及相关资产的收购(“MPDC收购”)，自2022年8月1日起生效。在交易结束时，该公司收购了一家39.958在MPDC的工作权益百分比四-二叠纪米德兰盆地的单位开发项目，其中包括收集与该项目相关的资产的兴趣。
成交时的总对价为$319.91.2亿美元现金。由于惯常的结账后调整，该公司已探明的石油和天然气资产和总对价减少了#美元。8.2成交后的1000万美元。
从2023年1月5日至2023年12月31日的收购期间的运营结果约为$157.030万美元的收入和102.3700万美元的运营收入。该公司产生了$3.5与收购相关的交易成本，包括在公司经营报表中的一般和行政费用。下表反映了截至收购结束日的净资产和负债的公允价值：
| | | | | | | | |
| | (单位：千) |
| 净资产公允价值： | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | | $ | 320,395 | |
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| 收购的总资产 | | 320,395 | |
| 资产报废债务 | | (451) | |
| 取得的净资产 | | $ | 319,944 | |
| | |
| 为净资产支付的代价的公允价值： | | |
| 现金对价 | | $ | 319,944 | |
| 转让对价的公允价值总额 | | $ | 319,944 | |
伪造收购
2023年6月30日，公司完成了对特拉华州Forge Energy II LLC(“Forge”)二叠纪特拉华盆地资产的收购(“Forge收购”)，自2023年3月1日起生效。在交易结束时，该公司收购了一家30Forge与Vital Energy，Inc.出售的资产中%未分割股份无关联第三方，收购另一方 70%并成为资产的运营者。
收盘时的总对价（净归公司）为美元167.9 百万现金。 由于惯常的收盘后调整，该公司将其已证实的石油和天然气资产和总对价减少了美元0.7成交后的1000万美元。
从2023年6月30日（截止日期）到2023年12月31日，收购的运营业绩约为美元46.030万美元的收入和29.3700万美元的运营收入。该公司产生了$2.3与收购相关的交易成本，包括在公司经营报表中的一般和行政费用。下表反映了截至收购结束日的净资产和负债的公允价值：
| | | | | | | | |
| | (单位：千) |
| 净资产公允价值： | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | | $ | 164,925 | |
| 未探明的石油和天然气性质 | | 3,892 | |
| 收购的总资产 | | 168,817 | |
| 资产报废债务 | | (889) | |
| 取得的净资产 | | $ | 167,928 | |
| | |
| 为净资产支付的代价的公允价值： | | |
| 现金对价 | | $ | 167,928 | |
| 转让对价的公允价值总额 | | $ | 167,928 | |
Novo收购
2023年8月15日，该公司完成了对Novo Oil & Gas Holdings，LLC（“Novo”）某些Permian Delaware Basin资产的收购（“Novo收购”），自2023年5月1日起生效。收盘时，该公司收购了一家 33.33Novo出售给无关联第三方Earthstone Energy Holdings，LLC（“Earthstone”）的资产中%未分割股份，Earthstone保留另一方 66.67%并成为收购资产的运营商。
收盘时的总对价（净归公司）为美元468.41.2亿美元现金。由于惯常的结账后调整，该公司已探明的石油和天然气资产和总对价减少了#美元。1.2成交后的1000万美元。
从2023年8月15日截止日期到2023年12月31日，收购的运营业绩约为美元78.530万美元的收入和40.9700万美元的运营收入。该公司产生了$4.6与收购相关的交易成本，包括在公司经营报表中的一般和行政费用。下表反映了截至收购结束日的净资产和负债的公允价值：
| | | | | | | | |
| | (单位：千) |
| 净资产公允价值： | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | | $ | 474,417 | |
| | |
| 收购的总资产 | | 474,417 | |
| 资产报废债务 | | (813) | |
| 应计负债 | | (5,168) | |
| 取得的净资产 | | $ | 468,436 | |
| | |
| 为净资产支付的代价的公允价值： | | |
| 现金对价 | | $ | 468,436 | |
| 转让对价的公允价值总额 | | $ | 468,436 | |
2022年收购
在2022年期间，公司完成了以下更大的补充性收购(每一项都定义和描述如下)：Veritas收购、Incline收购、Variable收购、Alpha收购和特拉华州收购(统称为2022年螺栓收购)。
2022年期间，除了2022年的螺栓收购外，该公司还通过多项规模较小的独立交易收购了石油和天然气资产，总金额为1美元。100.01000万美元。
Veritas收购
2022年1月27日，公司从Veritas TM Resources，LLC，Veritas Permian Resources，LLC，Veritas Lone Star Resources，LLC和Veritas MOC Resources，LLC完成了对二叠纪盆地某些未运营的油气资产、权益和相关资产的收购，自2021年10月1日起生效(“Veritas收购”)。
总代价为$。408.82000万美元，其中包括$390.92000万美元的现金和认股权证1,939,998本公司普通股，面值$0.001每股，行使价相当于$28.30每股。这些认股权证的总估计公允价值为#美元。17.91000万美元。由于惯常的关闭后调整，该公司将其已探明的石油和天然气资产和总对价进一步减少#美元。3.1成交后的1000万美元。
此次收购从2022年1月27日完成至2022年12月31日的经营结果约为美元。244.130万美元的收入和168.0 运营收入百万。 公司发生美元7.3 与收购相关的数百万交易成本，包括在公司运营报表中的一般和行政费用中。 下表反映了截至收购日净资产和负债的公允价值：
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| | (单位：千) |
| 净资产公允价值： | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | | $ | 383,755 | |
| 未探明的石油和天然气性质 | | 26,262 | |
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| 收购的总资产 | | 410,017 | |
| 资产报废债务 | | (1,219) | |
| 取得的净资产 | | $ | 408,798 | |
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| 为净资产支付的代价的公允价值： | | |
| 现金对价 | | $ | 390,928 | |
发行普通股证（1.9 百万股，价值美元28.30每股) | | 17,870 | |
| 转让对价的公允价值总额 | | $ | 408,798 | |
倾斜收购
2022年8月15日，该公司完成从Incline Bakken，LLC收购威利斯顿盆地的某些非运营石油和天然气财产、权益和相关资产，自2022年4月1日起生效（“Incline收购”）。
成交时的总对价为$159.82000万美元，其中包括美元158.02000万美元现金和美元1.8 价值百万，归因于潜在的额外或有对价（下文将更详细地描述）。 由于惯常的收盘后调整，该公司将其已证实的石油和天然气资产和总对价减少了美元7.5成交后的1000万美元。
从2022年8月15日截止日期到2022年12月31日，收购的运营业绩约为美元25.330万美元的收入和17.0 运营收入百万。 公司发生美元1.1 与收购相关的数百万交易成本，包括在公司运营报表中的一般和行政费用中。 下表反映了截至收购结束日的净资产和负债的公允价值：
| | | | | | | | |
| | (单位：千) |
| 净资产公允价值： | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | | $ | 160,155 | |
| | |
| | |
| 收购的总资产 | | 160,155 | |
| 资产报废债务 | | (319) | |
| 取得的净资产 | | $ | 159,836 | |
| | |
| 为净资产支付的代价的公允价值： | | |
| 现金对价 | | $ | 157,977 | |
| 或有对价 | | 1,850 | |
| 转让对价的公允价值总额 | | $ | 159,827 | |
与倾斜收购相关的潜在额外对价产生的或有对价负债按其公允价值确认。卖家有潜力赚取高达美元5.0额外的现金对价取决于2022年底NYMEX WTI石油的定价。这一或有对价没有赚取，截至2022年12月31日没有剩余负债。
至关重要的收购
2022年10月3日，该公司完成了从VITAL Energy，Inc.(前身为Laredo Petroleum，Inc.)手中收购二叠纪米德兰盆地某些未运营的石油和天然气资产、权益及相关资产，自2022年8月1日起生效(“VITAL收购”)。
成交时的总对价为$110.1百万现金。由于惯常的结账后调整，该公司已探明的石油和天然气资产和总对价减少了#美元。6.0成交后的百万美元。
从2022年10月3日完成收购至2022年12月31日的经营结果约为美元。9.4百万美元的收入和6.8来自运营的百万美元的收入。该公司产生了$0.8与收购相关的交易成本，包括在公司经营报表中的一般和行政费用。下表反映了截至收购结束日的净资产和负债的公允价值：
| | | | | | | | |
| | (单位：千) |
| 净资产公允价值： | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | | $ | 110,258 | |
| | |
| 收购的总资产 | | 110,258 | |
| 资产报废债务 | | (187) | |
| 取得的净资产 | | $ | 110,071 | |
| | |
| 为净资产支付的代价的公允价值： | | |
| 现金对价 | | $ | 110,071 | |
| | |
| 转让对价的公允价值总额 | | $ | 110,071 | |
Alpha收购
2022年12月1日，该公司完成从Alpha Energy Partners收购位于二叠纪特拉华盆地的某些非运营石油和天然气财产、权益和相关资产，自2022年9月1日起生效（“Alpha收购”）。
成交时的总对价为$164.02000万美元，其中包括美元153.92000万美元现金和美元10.1 价值百万，归因于潜在的额外或有对价（下文将更详细地描述）。由于通常的收盘后调整，公司可能会在收盘后调整其已证实的石油和天然气资产以及总对价。
从2022年12月1日截止日期到2022年12月31日，收购的运营业绩约为美元2.630万美元的收入和1.5 运营收入百万。 公司发生美元1.3 与收购相关的数百万交易成本，包括在公司运营报表中的一般和行政费用中。 下表反映了截至收购结束日的净资产和负债的公允价值：
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| | (单位：千) |
| 净资产公允价值： | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | | $ | 164,300 | |
| | |
| 收购的总资产 | | 164,300 | |
| 资产报废债务 | | (278) | |
| 取得的净资产 | | $ | 164,023 | |
| | |
| 为净资产支付的代价的公允价值： | | |
| 现金对价 | | $ | 153,916 | |
| 或有对价 | | 10,107 | |
| 转让对价的公允价值总额 | | $ | 164,023 | |
与Alpha收购相关的潜在额外对价产生的或有对价负债按其公允价值确认。卖家有可能赚取额外的现金对价，这取决于2023年前六个月NYMEX WTI石油的平均定价。这一数额将以滑动比例尺从零如果定价低于$，则额外考虑75.00每桶，最高可达$22.5如果这样的定价至少为$1,000,000额外对价87.85每桶。这一或有对价没有赚取，截至2023年12月31日没有剩余的关联负债。收购日期潜在额外对价的公允价值，总计为$10.1在本公司的资产负债表中计入或有对价负债。负债的公允价值变动记录在公司经营报表的其他收入(费用)中。
收购特拉华州
2022年12月16日，公司从私人卖方手中完成了对特拉华盆地若干未运营的油气资产、权益及相关资产的收购，自2022年11月1日起生效(“特拉华收购”)。
成交时的总对价为$131.61.2亿美元现金。由于惯常的关闭后调整，该公司已探明的石油和天然气资产和总对价增加了#美元。0.1成交后的1000万美元。
从2022年12月16日完成至2022年12月31日的收购期间的运营结果约为$1.230万美元的收入和0.7 运营收入百万。 公司发生美元1.3 与收购相关的数百万交易成本，包括在公司运营报表中的一般和行政费用中。 下表反映了截至收购结束日的净资产和负债的公允价值：
| | | | | | | | |
| | (单位：千) |
| 净资产公允价值： | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | | $ | 131,773 | |
| | |
| | |
| 收购的总资产 | | 131,773 | |
| 资产报废债务 | | (155) | |
| 取得的净资产 | | $ | 131,618 | |
| | |
| 为净资产支付的代价的公允价值： | | |
| 现金对价 | | $ | 131,618 | |
| | |
| 转让对价的公允价值总额 | | $ | 131,618 | |
备考资料
以下汇总的截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的未经审计的形式运营报表信息假设2023年Bolt-on收购和2022年Bolt-on收购均于2022年1月1日发生。 该公司编制了以下未经审计的暂定财务业绩摘要，仅用于比较目的。 汇总的未经审计的备考信息可能无法表明如果公司截至2022年1月1日完成收购将会发生的结果，也无法表明未来将会实现的结果。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：千) | | 2023 | | 2022 |
| 总收入 | | $ | 2,474,121 | | | $ | 2,376,913 | |
| 净收入 | | $ | 1,177,068 | | | $ | 1,414,369 | |
资产剥离
公司可能会不时撤资资产。 此外，公司可能会与运营商进行租赁权益交易，以平衡间隔单位的工作利益，以促进和鼓励公司面积的更快开发。
未经证明的属性
未经证实的未摊销财产包括大约25,880净英亩和27,663分别于2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日的未开发租赁权益净英亩。本公司相信，其大部分未探明成本将在未来五年内耗尽，方法是通过勘探和开发活动证明与面积相关的储量，通过损害在公司可以进一步勘探或开发之前到期的面积，或通过确定不会发生进一步的勘探和开发活动。所有其他物业将受到耗尽的时间将取决于未来钻探活动的时机和储量的划定。
未探明资产的排除成本按年累计。这些成本在钻井成本发生时或在成本评估和被视为减值并转移到完整成本池时反映在完整的成本池中。公司预计这些排除的成本将包括在下一年的损耗计算中五年。该公司无法预测未来对损耗率的影响。以下是按发生的年份列出的在2023年12月31日排除的资本化成本的摘要。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 前几年 |
| 物业收购 | $ | 2,064 | | | $ | 12,865 | | | $ | 12,097 | | | $ | 9,759 | |
| 发展 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | $ | 2,064 | | | $ | 12,865 | | | $ | 12,097 | | | $ | 9,759 | |
该公司历来通过直接从矿主、地主或租赁经纪人手中购买个别或小批租约来收购未经探明的物业，这些租约历来不受特定钻探项目的限制，并通过
在特定运营商控制的特定项目区域购买租赁套餐。公司通常以平头为基础参与钻探活动，在建议钻探油井时选择是否逐口参与每口油井。
本公司每年评估所有被归类为未探明财产的项目，或在某些情况下，更频繁地评估是否可能减值或减值。评估包括以下因素，其中包括：钻探意向、剩余租赁期、地质和地球物理评估、钻探结果和活动、已探明储量的分配，以及如果已探明储量被转让，则开发的经济可行性。在该等因素表明减值的任何期间内，该等财产迄今产生的累计成本和所有或部分相关租赁成本将转移至全部成本池，然后进行耗尽和摊销。
附注4：1。长期债务
该公司的长期债务包括以下内容：
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| 2023年12月31日 |
| (单位：千) | 本金余额 | | 未摊销净溢价（折扣） | | 债务发行成本，净 | | 长期债务，净额 |
| 循环信贷安排(1) | $ | 161,000 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 161,000 | |
| 优先债券将于2028年到期 | 705,108 | | | 8,376 | | | (9,366) | | | 704,117 | |
| 2029年到期的可换股票据 | 500,000 | | | — | | | (14,214) | | | 485,786 | |
| 优先债券将于2031年到期 | 500,000 | | | (6,600) | | | (8,749) | | | 484,651 | |
| 总计 | $ | 1,866,108 | | | $ | 1,776 | | | $ | (32,330) | | | $ | 1,835,554 | |
| | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 本金余额 | | 未分配的净溢价 | | 债务发行成本，净 | | 长期债务，净额 |
| 循环信贷安排(1) | $ | 319,000 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 319,000 | |
| 优先债券将于2028年到期 | 724,235 | | | 10,682 | | | (11,946) | | | 722,972 | |
| 2029年到期的可换股票据 | 500,000 | | | — | | | (16,558) | | | 483,442 | |
| 总计 | $ | 1,543,235 | | | $ | 10,682 | | | $ | (28,504) | | | $ | 1,525,413 | |
_______________
(1)与公司循环信贷安排有关的债务发行成本为#美元10.6百万美元和美元10.9截至2022年12月31日、2023年和2022年，100万美元计入资产负债表中的“其他非流动资产，净额”。
循环信贷安排
于2022年6月7日，本公司与作为行政代理及抵押品代理(“代理”)的富国银行协会及不时与贷款人订立的第三份经修订及重新订立的信贷协议(经修订、修订或补充至本申请日期，称为“循环信贷安排”)，修订及重述本公司于2019年11月22日订立的先前循环信贷安排。循环信贷安排定于2027年6月7日到期。
循环信贷安排由循环贷款及信用证组成，并受借款基础所规限，借款基数的最高贷款额将分配给本公司及其附属公司(如有)的油气资产的已探明储量。截至2023年12月31日，借款基数为1美元。1.8亿美元，当选承诺总额为#亿美元1.251000亿美元。本公司在循环信贷安排下的借款可获得性以借款基数及选定承诺额中较小者为准。借款基数将在4月1日和10月1日左右每半年重新确定一次，在预定的重新确定之间，公司和代理人(根据持有至少三分之二的承诺和循环信贷安排下的未偿还贷款的贷款人的指示)每个人都可以获得一个临时的“通配符”重新确定。取得石油和天然气财产的合计价值超过5%的借款基数，本公司可要求额外重新厘定。预定的重新确定是基于
12月31日或6月30日(视情况而定)，在公司总工程师的监督下编写储量报告，如果是12月31日的储量报告，则由认可的石油工程师(代理人合理接受)审计。本公司有权寻求对定期贷款的承诺，此类定期贷款(如果获得)的上限至少为(I)借款基数减去选择的总承诺额减去当时未偿还的定期贷款本金，(Ii)选择的总承诺额减去当时未偿还的本金，以及(Iii)$500.01000万美元。 该等定期贷款须受循环信贷安排的若干其他条款所规限。
根据本公司的选择，循环信贷安排下的借款应按基本利率或SOFR加适用保证金计息。基本利率贷款的年利率等于以下最大值：(1)代理银行的最优惠利率；(2)联邦基金实际利率加50基点；及(Iii)调整后的SOFR利率，为期一个月加1个月100基点。基本利率贷款的适用保证金范围为125至225基点，SOFR贷款的适用保证金范围为225至325基点，在每种情况下，取决于所使用的借款基数的百分比。
循环信贷安排载有负面契诺，限制本公司支付股息、招致额外债务、出售资产、订立若干衍生工具合约、改变其业务或营运性质、合并、合并或作出若干类型投资的能力。此外，循环信贷安排要求公司遵守以下财务契约：(I)截至确定日期，净债务总额与EBITDAX的比率(循环信贷安排中的定义)不得超过3.50流动比率(定义为综合流动资产，包括总承诺额的未使用金额，但不包括财务会计准则编纂(“ASC”)主题815，衍生工具和对冲(“ASC 815”)下的非现金资产，除以综合流动负债，不包括ASC 815项下的流动负债、循环信贷安排项下的流动到期日和任何长期债务的现期到期日)1.00至1.00。截至2023年12月31日，本公司遵守了这些财务契约。
在发生某些违约事件(如循环信贷安排所界定)时，本公司在循环信贷安排下的债务可加速履行，但须受惯常宽限期及补救期间的规限。该等违约事件包括此类融资协议的惯常事件，包括但不限于付款违约、陈述及保证不准确、未能履行正面或负面契诺、本公司或其附属公司的其他债务违约、与判决有关的违约及控制权变更(定义见循环信贷安排)。
本公司在循环信贷机制下的债务以不少于90与确定借款基数所包括的石油和天然气资产相关的已探明储量价值的%。此外，本公司订立了一项以担保方代理人为受益人的担保及抵押品协议，根据该协议，本公司在循环信贷安排下的债务以本公司几乎所有资产的优先担保权益作抵押。
优先债券将于2028年到期
2021年2月18日，本公司与作为受托人的全国协会威尔明顿信托签订了一份契约(“2028年票据契约”)，据此，本公司发行了$550.0本金总额为百万元8.1252028年到期的优先无抵押票据百分比(“原2028年票据”)。2021年11月15日，该公司额外发行了1美元200.0本金总额为百万美元8.1252028年到期的优先票据百分比(“额外的2028年票据”，与原来的2028年票据一起，称为“2028年到期的优先票据”)。2028年到期的优先债券所得款项主要用于为现有债务进行再融资，并用于一般企业用途。
在2023年期间，公司回购并停用了$19.1公开市场交易将于2028年到期的高级债券本金总额为百万元18.4百万现金，外加应计利息。在2022年间，公司回购并停用了$25.8公开市场交易将于2028年到期的高级债券本金总额为百万元24.9百万现金，外加应计利息。
到期的高级债券将於二零二八年三月一日期满。利息每半年支付一次，于每年3月1日和9月1日付给在紧接有关付息日之前的2月15日和8月15日登记在册的持有人，息率为8.125年利率。2024年3月1日前，公司可赎回全部或部分2028年到期的优先债券，赎回价格相当于1002028年到期的优先债券本金的百分比，另加适用的整体溢价和赎回日的应计及未付利息。于2024年3月1日或之后，公司可赎回全部或部分于2028年到期的优先债券，赎回价格(以本金的百分比表示)相等于
104.063从2024年3月1日开始的12个月期间，102.031自2025年3月1日开始的12个月期间的100自2026年3月1日起，另加截至赎回日的应计及未付利息。
如果发生控制权变更触发事件(如2028年票据契约中所定义)，则2028年到期的优先票据的每位持有人可要求公司以相当于以下价格的价格现金回购该持有人2028年到期的全部或部分优先票据101购回的2028年到期的高级债券本金总额的%，加上回购至(但不包括)购买日期的2028年到期的优先债券的任何应计未付利息(受有关记录日期的记录持有人有权收取于购买日期或之前的相关利息支付日到期的利息)。
《2028年票据契约》载有契约，其中包括限制本公司及其受限制附属公司(如有)：(I)产生或担保额外债务或发行某些类型的优先股的能力；(Ii)支付有关股权的股息或分派，或赎回、回购或注销股本证券或次级债务；(Iii)转让或出售某些资产；(Iv)进行投资；(V)设立留置权以担保债务；(Vi)订立协议，限制任何非担保人附属公司向本公司派息或支付其他款项；(Vii)与另一人合并或合并，或向另一人出售本公司几乎所有资产；(Viii)与联属公司进行交易；及(Ix)创建不受限制的附属公司。这些公约受到一些重要的例外情况和限制，如果2028年到期的高级债券达到穆迪投资者服务公司或S全球评级公司的投资级评级，其中许多公约将被终止。
《2028年票据契约》载有惯常的违约事件，包括但不限于：(I)违约30本公司或其若干附属公司(如有的话)未能履行2028年到期的优先票据或2028年到期的债券契约所载的若干义务、契诺或协议，但须受若干通知及宽限期规限；(Iv)本公司或其任何受限制附属公司未能在任何适用的宽限期内偿还债务，或如该等债务总额超过$，则加速任何该等债务。35.0(V)本公司或其属重要附属公司的任何受限制附属公司(定义见《2028年票据契约》)未能支付合共超过$的最终不可上诉判决35.01000万美元，判决未支付、解除或滞留一段时间60(Vi)除2028年票据契约所允许者外，2028年到期的优先票据的任何担保在任何司法程序中被裁定为不可强制执行或无效、或因任何理由不再具有十足效力及效力，或被担保人(定义见2028年票据契约)拒绝或否定；及(Vii)2028年票据契约所述有关本公司及其属重要附属公司的受限制附属公司的若干破产或无力偿债事件。
2029年到期的可换股票据
2022年10月14日，本公司与作为受托人的全国威尔明顿信托协会签订了一份契约(“可转换票据契约”)，据此，本公司发行了$500.0本金总额为3,000,000元3.6252029年到期的可转换优先票据百分比(“可转换票据”)。可换股票据所得款项用于对现有债务进行再融资以及用于其他一般公司用途。可转换票据将于2029年4月15日到期，除非提前回购、赎回或转换。可转换票据的应计利息利率为3.625年息%，每半年支付一次，在每年的4月15日和10月15日拖欠。
在2028年10月16日之前，票据持有人只有在发生某些事件时才有权转换其可转换票据。自2028年10月16日起及之后，票据持有人可随时选择转换其可转换票据，直至紧接到期日前第二个预定交易日的交易结束为止。该公司将有权选择完全以现金或以现金和普通股的组合来结算转换。然而，在转换任何可转换票据时，转换价值将在一段时间内确定40交易日，将以现金支付，最少可转换票据的本金金额将被转换。初始兑换率为每1,000美元可转换票据本金持有26.3104股普通股，相当于初始转换价格约为1,000美元。38.01每股普通股。在发生某些事件时，换算率和换股价格会受到惯例的反稀释和其他调整的影响。截至2023年12月31日，转换率为每1,000美元可转换票据本金26.5253股普通股，相当于约1,000美元的转换价格。37.70每股普通股。此外，如果发生某些构成“完全根本性改变”的公司事件(如可转换票据契约所界定)，则在某些情况下，转换率将在特定的一段时间内增加。
可转换票据可于任何时间及不时于2026年4月15日或之后及在2026年4月15日或之前由公司选择赎回全部或部分(受若干限制规限)40在紧接到期日之前的预定交易日，现金赎回价格相等于将赎回的可转换票据的本金，另加应计
以及到赎回日(但不包括赎回日)的未付利息，但前提是公司普通股的最后一次报告售价超过每股售价130转换价格的百分比(I)每项至少20交易日，不论是否连续30(I)截至紧接本公司发出有关赎回通知日期前一个交易日的连续交易日；及(Ii)紧接本公司发出有关赎回通知日期前一个交易日。此外，赎回任何可转换票据将构成相对于该可转换票据的完全根本性变化，在这种情况下，如果该可转换票据在被要求赎回后进行转换，则适用于该可转换票据的转换比率在某些情况下将会增加。
如果发生构成“根本性变化”(定义见可转换票据契约)的某些公司事件，则在某些现金合并的有限例外情况下，票据持有人可要求公司以现金回购价格回购其可转换票据，回购价格等于待回购的可转换票据的本金金额，外加截至(但不包括)基本变化回购日期的应计和未付利息(如有)。根本性变化的定义包括涉及本公司的某些业务合并交易和与本公司普通股有关的某些退市事件。
可转换票据具有与发生“违约事件”(定义见可转换票据契约)有关的惯常条款，包括：(I)可转换票据的某些付款违约(如可转换票据的利息出现违约，则须受30(Ii)本公司未能在指定期间内根据可转换票据契约发出若干通知；(Iii)本公司未能遵守可转换票据契约中有关本公司有能力在一次或一系列交易中合并或合并，或出售、租赁或以其他方式转让本公司及本公司日后可能组成或收购的任何附属公司的全部或实质全部资产的能力的若干契诺；(Iv)公司在可转换票据契约或可转换票据下的若干其他义务或协议方面的失责，而该失责并未在60(V)本公司或本公司日后可能组成或收购的任何附属公司就所借款项至少$$的债务所发生的某些违约50.01000万美元；。(Vi)作出某些判决，判本公司或其任何附属公司支付至少$。50.01000万美元，而此类判决未获支付、解除或留在60(Vii)涉及本公司或本公司未来可能成立或收购的任何重要附属公司的若干破产、无力偿债及重组事件。
如果发生涉及本公司的破产、无力偿债或重组事件的违约事件(而不仅仅是本公司未来可能成立或收购的任何重要子公司)，则所有未偿还可转换票据的本金金额和所有应计及未付利息将立即到期并应支付，而无需任何人采取任何进一步行动或发出任何通知。如果任何其他违约事件发生并仍在继续，则受托人通过通知本公司或至少25本公司及受托人可向本公司及受托人发出通知，宣布当时所有未偿还可换股票据的本金金额及所有应计及未付利息即时到期及应付。然而，尽管如上所述，本公司可选择，对于因本公司未能遵守可转换票据契约中的某些报告契诺而发生的违约事件，唯一的补救办法是票据持有人有权获得最高可转换票据的特别利息365按指定年利率计算的天数，每年不超过0.25第一期可转换票据本金的百分比180天数及其后按指明的年利率计算，每年不超过0.50可转换票据本金金额的%。
有上限的呼叫交易
于2022年10月，就上述可换股票据发售事宜，本公司与若干可换股票据的初始购买者及/或其各自的联属公司及/或其他金融机构订立私下磋商的封顶催缴交易(“封顶催缴交易”)。该公司支付了$36.1总对价1,000,000美元，以达成上限催缴交易。经与适用于可换股票据的换股比率大致相若的反摊薄调整后，有上限的赎回交易涵盖最初以可换股票据为基础的普通股股份数目。一般情况下，设定上限的催缴交易预期可减少任何转换可换股票据时对普通股的潜在摊薄及/或抵销本公司须支付超过该等已转换可换股票据本金的任何潜在现金付款(视属何情况而定)，而有关减少及/或抵销须受上限规限。有上限的看涨交易的上限价格最初约为1美元。52.17每股普通股，这代表着溢价75比上次报告的普通股售价$29.81于2022年10月11日每股，并须根据上限催缴交易条款作出若干惯常调整。截至2023年12月31日，受限制的看涨交易的上限价格约为$51.74每股普通股。
优先债券将于2031年到期
于2023年5月15日，本公司与作为受托人的全国协会威尔明顿信托订立了一份契约(“2031年票据契约”，并连同2028年票据契约，即“高级票据契约”)，据此本公司发行$500.0本公司本金总额为2,000,000,000美元8.7502031年到期的优先票据百分比(“2031年到期的高级票据”，连同2028年到期的高级票据，统称为“高级票据”)。2031年到期的优先债券所得款项主要用于为现有债务进行再融资，以及用于一般企业用途。
到期的高级债券将於二零三一年六月十五日期满。利息每半年支付一次，自2023年12月15日起，每半年付息一次，付给在紧接相关付息日之前的6月1日和12月1日登记在册的持有人，息率为8.750年利率。在2026年6月15日之前，公司最多可以赎回352031年到期的优先债券本金总额的百分比10或多于 60天数通知，赎回价格为108.7502031年到期的优先债券本金的百分比，另加截至赎回日的应计及未付利息(但须受在有关记录日期的纪录持有人收取于赎回日或之前的付息日到期的利息的权利规限)，款额不超过本公司一次或多于一次的股权发售所得的现金净额，但(I)至少65根据2031年债券契约(包括任何额外债券(定义见2031年债券契约)，但不包括本公司及其附属公司持有的2031年到期优先债券(定义见2031年债券契约))，根据2031年债券契约发行的2031年到期优先债券本金总额的百分比)在紧接赎回后仍未偿还(除非所有2031年到期的优先债券基本上同时赎回)及(Ii)赎回时间180每一次股权发行结束之日的天数。此外，于2026年6月15日前，本公司可于任何一次或多次赎回全部或部分于2031年到期的优先债券，赎回时间不得少于10或多于 60天内通知，赎回价格相当于1002031年到期的优先债券本金的%，另加适用的补足溢价及截至赎回日(但不包括赎回日)的应计及未付利息(但须受于有关纪录日期的纪录持有人收取于赎回日或之前的付息日到期的利息的权利规限)。
于2026年6月15日或之后，本公司可赎回全部或部分于2031年到期的优先债券，赎回价格(以本金的百分比表示)相等于104.375从2026年6月15日开始的12个月期间，102.188自2027年6月15日开始的12个月期间的100从2028年6月15日开始，加上到赎回日为止的应计和未付利息。
如果发生控制权变更触发事件(如2031年票据契约所定义)，则2031年到期的优先票据的每一持有人可要求公司以相当于以下价格的价格现金回购该持有人2031年到期的全部或任何部分优先票据101购回的2031年到期的高级债券本金总额的%，加上回购至但不包括购买日期的2031年到期的高级债券的任何应计未付利息(受有关记录日期的记录持有人有权收取于购买日期或之前的相关利息支付日到期的利息)。
《2031年票据契约》载有契约，其中包括限制本公司及其受限制附属公司(如有)的能力，以：(I)产生或担保额外债务或发行某些类别的优先股；(Ii)支付有关股权的股息或分派，或赎回、回购或注销股本证券或次级债务；(Iii)转让或出售某些资产；(Iv)进行投资；(V)设立留置权以保证负债；(Vi)订立协议，限制任何非担保人附属公司向本公司派息或支付其他款项；(Vii)与另一人合并或合并，或向另一人出售本公司几乎所有资产；(Viii)与联属公司进行交易；及(Ix)创建不受限制的附属公司。这些公约受到一些重要的例外情况和限制，如果2031年到期的高级债券达到穆迪投资者服务公司或S全球评级公司的投资级评级，其中许多公约将被终止。
2031年债券契约载有惯常的违约事件，包括但不限于：(I)在2031年到期的优先债券利息到期时违约30天；(Ii)在2031年到期的优先债券的本金或溢价(如有的话)到期时违约；(Iii)公司或其某些附属公司(如有)未能履行2031年到期的优先债券或2031年债券契约所载的某些义务、契诺或协议，但须受某些通知和宽限期的规限；(Iv)公司或其任何受限制附属公司未能在任何适用的宽限期内偿还债务，或如债务总额超过$，则加速偿还任何该等债务35.0(V)本公司或其属重要附属公司的任何受限制附属公司(定义见《2031年票据契约》)未能支付合共超过$的最终不可上诉判决35.01000万美元，判决未支付、解除或滞留一段时间60(Vi)除2031年票据契约所允许者外，2031年到期的优先票据的任何担保在任何司法程序中被裁定为不可强制执行或无效，或因任何理由停止完全有效，或被担保人拒绝或否定(定义见2031年票据契约)；及(Vii)
《2031年票据契约》所述的破产或无力偿债涉及本公司及其作为重要附属公司的受限制附属公司。
附注5：1。普通股和优先股
普通股
该公司有权发行最多135,000,000普通股，面值$0.001每股。截至2023年、2023年和2022年12月31日，公司拥有100,761,148和85,165,807已发行普通股和已发行普通股。
优先股
该公司有权发行最多5,000,000优先股，面值$0.001每股股份，并享有本公司董事会不时厘定的指定、投票权及其他权利及优惠。截至2023年、2023年和2022年12月31日，公司拥有零已发行和已发行的优先股的股份。
转换
于2022年11月8日，本公司全面行使其强制转股权利(“强制转股权利”)6.500%A系列永久累积可转换优先股(“A系列优先股”)将该等A系列优先股转换为本公司普通股。A系列优先股流通股于2022年11月15日(“强制转股日”)自动转换为普通股。A系列优先股持有人已收到4.4878普通股和现金支付#美元6.3337于强制转换日期转换的A系列优先股每股股份。在强制转换日期，1,643,732A系列优先股的流通股转换为合计7,376,739普通股。现金支付代替了普通股的零碎股份。因此，截至2023年12月31日和2022年12月31日，A系列优先股没有剩余的流通股。
2023年活动
普通股
在截至2023年12月31日的年度内，98,052公司的某些员工交出了普通股，以支付与其限制性股票奖励相关的税收义务。这些股票的总价值约为$2.61000万美元，这是基于股票被交出当天的市场价格。
2023年3月，本公司发布403,780普通股，以换取公司在Veritas收购完成时最初发行的部分认股权证的退回和注销，而在紧接其注销之前，可行使的认股权证总额约为824,602普通股，行使价为$27.4946每股。
2023年5月，公司完成了承销的公开发行7,647,500其普通股的价格为$29.40扣除承销折扣后的每股收益。此次发行带来的净收益约为#美元。224.7在扣除承保折扣和佣金后，为3.6亿美元。
2023年10月，公司完成了承销的公开发行7,475,000其普通股的价格为$38.88扣除承销折扣后的每股收益。此次发行带来的净收益约为#美元。290.6在扣除承保折扣和佣金后，为3.6亿美元。
分红
2023年2月，公司董事会宣布了公司普通股的现金股息，金额为#美元0.34每股。股息于2023年4月28日支付给截至2023年3月30日收盘时登记在册的股东。
2023年5月，公司董事会宣布了公司普通股的现金股息，金额为#美元0.37每股。股息于2023年7月31日支付给截至2023年6月29日收盘时登记在册的股东。
2023年8月，公司董事会宣布了公司普通股的现金股息，金额为#美元0.38每股。股息于2023年10月31日支付给截至2023年9月28日收盘时登记在册的股东。
2023年10月，公司董事会宣布了公司普通股的现金股息，金额为#美元0.40每股。股息于2024年1月31日支付给截至2023年12月28日收盘时登记在册的股东。
2024年2月5日，公司董事会宣布了公司普通股的现金股息，金额为#美元0.40每股。红利将于2024年4月30日支付给截至2024年3月28日收盘时登记在册的股东。
在截至2023年12月31日及2022年12月31日的年度内，本公司支付零及$21.7分别为A系列优先股的总股息。
股票回购计划
2022年5月，公司董事会批准了一项股票回购计划，收购金额最高可达150.0股票回购计划允许公司不定期在公开市场、大宗交易和谈判交易中回购其股份。
于截至2023年12月31日止年度内，本公司回购287,751股票回购计划下的普通股，总成本为#美元。8.0百万美元。于截至2022年12月31日止年度内，本公司回购1,909,097股票回购计划下的普通股，总成本为#美元。54.5百万美元。
公司关于股份回购的会计政策是从普通股中扣除其面值，并将任何超出面值的成本反映为从额外的实收资本中扣除。所有回购的股份都包括在公司的授权但未发行的股份池中。
附注6：3。基于股票的薪酬和认股权证
基于股票的薪酬
本公司维持经修订及重订的2018年股权激励计划(“2018计划”)，以向员工、董事及其他合资格人士提供股权奖励。截至2023年12月31日，有3,004,716根据2018年计划，可用于未来奖励或和解奖励的股票。
该公司确认在必要的服务期内预计将授予的股票薪酬的公允价值，作为扣除资本化金额后的收益费用。该公司的基于股票的补偿奖励作为股权工具入账，并包括在经营报表的“一般和行政费用”项目中。该公司将直接参与收购石油和天然气资产的员工的部分股票薪酬计入全部成本池。资本化的股票补偿列入资产负债表中“石油和天然气财产”项目。
根据2018年计划发布的文件摘要如下：
本公司以限制性股票奖励(“RSA”)、限制性股票单位(“RSU”)及股份增值奖励(“SARS”)形式发行以股份为基础的奖励，并受各种归属条件规限，作为对公司高管、雇员及董事的补偿。通常情况下，发给雇员和行政人员的RSA只包含服务条件，通常授予三或四年。通常，RSU和SARS既包含服务条件，也包含市场条件。市场状况可以是绝对股东总回报(“TSR”)、公司在同类公司中的TSR排名或公司在规定业绩期间的市值增长。承授人须继续受雇至履约期结束，才可获授予该等RSU和SARS。 向董事发出的RSA通常立即或通过一年，但须持续服务，并须同时符合任何表现及/或市场条件。
对于受服务和/或业绩归属条件限制的奖励，授予日期的公允价值是根据公司普通股在该日期的收盘价确定的。仅受服务条件限制的奖励的股票补偿费用在服务期内以直线方式确认。如果有可能达到绩效条件，受服务和绩效条件约束的奖励的基于股票的薪酬支出将按等级确认。 本公司对根据这些计划发放的奖励的没收进行会计处理，因为它们发生在确定基于股票的补偿费用时。
对于受市场条件制约的奖励，授予日的公允价值使用蒙特卡洛估值模型进行估计。本公司确认受市场归属条件约束的奖励的基于股票的补偿支出，无论这些条件是否可能实现，如果实际没有发生归属，则任何此类奖励的基于股票的补偿支出不会冲销。蒙特卡罗模型基于股票价格路径的随机预测，必须重复多次才能获得概率评估。预期波动率是根据公司普通股的历史波动率和隐含波动率计算的，无风险利率是基于到期日与三-年份归属期间。
基于服务的RSA
在2023年、2022年和2021年，468,268, 125,789和339,653根据2018年股权计划，高管、员工和董事分别授予了基于服务的RSA的股份。 基于服务的RSA的加权平均授予日公允价值为美元35.19每股，$26.34每股及$16.45截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的每股收益。
下表反映了截至2023年12月31日止年度未完成的基于服务的RSA及其相关活动：
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| 服务型奖项 | | | | | | |
| 股份数量 | | 加权平均授予日期公允价值 | | | | | | | | | | | | |
| 在2022年12月31日未偿还 | 316,333 | | | $ | 16.39 | | | | | | | | | | | | | |
| 已授予的股份 | 468,268 | | | 35.19 | | | | | | | | | | | | | |
| 被没收的股份 | (13,404) | | | 19.06 | | | | | | | | | | | | | |
| 已归属股份 | (273,475) | | | 10.16 | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的未偿还债务 | 497,722 | | | $ | 27.45 | | | | | | | | | | | | | |
在2023年12月31日，有$11.3未确认的赔偿支出总额中有1.3亿与未授权的RSA有关。这一成本预计将在加权平均期间内确认1.8好几年了。截至2023年、2023年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司归属的限制性股票奖励的公允价值总额为6.2百万，$4.6百万美元和美元1.8分别为100万美元。
表现平等奖
2022年4月，公司根据其2022年高管薪酬计划向某些高管授予绩效股权奖励。奖励受制于市况，市况是基于本公司与定义的同业集团在基于上一次奖励的股东总回报方面的比较20与2021年同期相比，2022年的交易日(“2022年TSR奖”)。根据公司相对于定义的同级组的TSR，获奖者的总体收入可在零及$2.4以奖励的形式预计将以公司普通股的限制性股票形式结算，并以服务为基础的归属结束三年。2023年1月，本公司发布74,220为解决这些奖励而发行的普通股限制性股票，以服务为基础的归属三年。股票包含在上表中。
2023年12月，公司以RSU的形式授予绩效股权奖励，这些奖励取决于达到绝对TSR或将公司的TSR与基于最后一个定义的同行组进行比较20与2022年同期相比，2025年的交易日(“2023年TSR奖”)。在授权日作为目标金额发放的RSU数量为83,710。根据公司的股票表现，受赠人在2025年12月31日履约期结束后有权获得的普通股数量可以从零至166目标金额的%。这些奖励的授予日公允价值从$35.73每股减至$52.41每股。截至该年度为止
2023年12月31日，与这些赔偿相关的补偿费用无关紧要。截至2023年12月31日，未确认的补偿费用为3.71000万美元，将在剩余的业绩期间摊销。
下表反映了截至2023年12月31日的年度未完成的2023年TSR奖及其相关活动：
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| 2023年TSR大奖 | | | | | | |
| 单位数 | | 加权平均授予日期公允价值 | | | | | | | | | | | | |
| 在2022年12月31日未偿还 | — | | | $ | — | | | | | | | | | | | | | |
| 已批出单位 | 83,710 | | | 44.49 | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 被没收的单位 | — | | | — | | | | | | | | | | | | | |
| 归属单位 | — | | | — | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的未偿还债务 | 83,710 | | | $ | 44.49 | | | | | | | | | | | | | |
于2023年12月，本公司亦以增值权(“非典型肺炎”)的形式授予业绩股权奖励，该等奖励须以按年计算的经调整市值增值率为依据。202027年的交易日与2022年同期的交易日(“2023年SARS大奖”)相比。最终支付金额为美元，可由公司选择以现金、股票或两者的组合进行结算。该公司计划通过发行一些普通股来解决2023年SARS奖的问题，该普通股的数量等于派息额除以往绩20-截至2027年最后一个交易日的日平均价格。于2023年，本公司发行SARS，总授权日公允价值为$6.01000万美元。在截至2023年12月31日的一年中，与这些奖励相关的补偿费用微不足道。截至2023年12月31日，这些赔偿的未确认补偿支出为$6.01000万美元，将在剩余的业绩期间摊销。
本公司使用上述蒙特卡罗模拟模型估计(I)2022年TSR奖及2023年TSR奖的公允价值，其依据是本公司的绝对TSR及TSR相对于定义同业组别的预期结果；及(Ii)SARS的公允价值乃根据本公司市值增值率的预期结果而厘定。蒙特卡罗模型使用的假设如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2022 | 2023 |
| TSR大奖 | TSR大奖 | 非典颁奖典礼 |
| 无风险利率 | 1.69 | % | 4.23 | % | 3.92 | % |
| 股息率 | 2.40 | % | — | % | 4.30 | % |
| 预期波动率 | 56.94 | % | 56.40 | % | 72.30 | % |
| 公司在授权日的收盘价 | $ | 24.98 | | $ | 37.07 | | $ | 37.07 | |
认股权证
2022年1月，作为收购Veritas的一部分，公司发行了普通股认股权证作为购买代价。这些认股权证使持有者有权购买1,939,998公司普通股，行使价相当于$28.30 每股(受某些反稀释调整的影响)，总公允价值为$17.9发行时为2.5亿欧元，一般可从2022年4月27日至2029年1月27日行使。认股权证在发行时的公允价值是利用期权定价模型确定的，该模型使用了公司普通股在发行日的市场价值，行使价格为#美元。28.30，隐含波动率为60%，无风险利率为2.14%，隐含股息率为3.00%.
2023年3月，本公司发布403,780普通股，以换取公司在Veritas收购完成时最初发行的部分认股权证的退回和注销，而在紧接其注销之前，可行使的认股权证总额约为824,602普通股，行使价为$27.4946每股公司和持有人均未在交易中支付任何现金对价。
下表反映了截至2023年12月31日止年度的未偿认购证及其相关活动：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 认股权证 |
| | | | | 手令的数目 | | 加权平均行权价 |
| 在2022年12月31日未偿还 | | | | | 1,996,829 | | | $ | 27.49 | |
| 已发布 | | | | | — | | | — | |
| 普通股股息的反稀释调整 | | | | | 51,736 | | | 27.05 | |
| 已锻炼 | | | | | — | | | — | |
| 取消 | | | | | (824,602) | | | 27.49 | |
| 过期 | | | | | — | | | — | |
| 截至2023年12月31日的未偿还债务 | | | | | 1,223,963 | | | $ | 26.33 | |
附注7：1、2、3、3、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、8、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、6、8、9、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、11、关联方交易
优先股回购
2022年2月期间，公司成立并关闭 三单独的股票回购协议，该公司回购了总计 71,894公司A系列优先股的股份，按双方相同的财务条件，总购买价约为$9.51.2亿美元现金。在总金额中，21,894股票从TRT控股公司的附属公司回购，价格为$2.91.2亿美元现金。二本公司的部分董事受雇于TRT Holdings，Inc.，在本段所述的交易发生时，TRT Holdings，Inc.及其联营公司实益拥有我们已发行普通股的10%以上。
本公司的审计委员会负责审批所有涉及关联方的交易。
附注8：3。承付款和或有事项
诉讼
本公司从事正常业务过程中附带的各种诉讼。由于该等法律程序的性质，该等法律程序涉及固有的不确定因素，包括但不限于法院裁决、受影响各方之间的谈判及政府干预。根据本公司所掌握的资料及与法律顾问的讨论，本公司认为，与其业务相关的各项法律行动及索偿的结果不会对本公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。然而，该等事宜受许多不确定因素影响，任何事项的结果均无法有保证地预测。
该公司在北达科他州某些原油和天然气租约中的权益，在贝特霍德堡保留区范围内密苏里河河床下的矿产所有权方面存在持续的争议。持续的争议发生在北达科他州和三个附属部落之间，这两个部落都声称在保留区范围内的大片河床上租赁矿业权。如果正在进行的纠纷导致最终判决对公司利益不利，公司将被要求撤销约#美元2.4自2013年第一季度以来根据本公司在所涉原油和天然气租赁中的据称权益而应计的收入(扣除应计税项净额)为100万欧元。由于这场所有权纠纷的长期性，美元2.4应收账款中的100万美元计入资产负债表中的“其他非流动资产净额”。本公司完全维持其在原油和天然气租赁中的权益的有效性。
交付承诺
截至2023年12月31日，本公司拥有与本公司阿巴拉契亚盆地资产相关的某些协议，这些协议要求本公司向某些第三方提供固定数量的天然气，我们寻求用现有储量的产品来履行这一要求。如果我们不能履行这些坚定的承诺，我们将受到欠款的影响。
截至2023年12月31日，这些数量承诺协议下的可评估未来承诺如下：
| | | | | |
| (单位：bcf) | 承诺量 |
| 2024 | 18.4 | |
| 2025 | 3.2 | |
| 总计 | 21.6 |
本公司确认在根据协议发生的交付不足期间的任何欠款，并已产生相关责任。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度，本公司支付的欠款总额为$8.9百万，$8.5百万美元和美元0.7分别为2.5亿美元和2.5亿美元。这些金额在公司的营业报表中确认为营业费用。无法准确估计未来可能发生的任何此类欠款的数额和时间。
附注9：1。资产报废债务
本公司有与未来封存和放弃已探明的财产和相关设施相关的资产报废义务。-最初，资产报废义务的负债的公允价值记录在发生资产报废义务的期间，并相应增加相关长期资产的账面价值。负债在每个期间增加到其现值，资本化成本在相关资产的使用年限内折旧。如果负债的清偿金额不是记录的金额，确认对全部成本池的调整。本公司没有为清偿资产报废义务而受到法律限制的资产。
公允价值计算中包含许多假设和判断，包括最终报废成本、通胀因素、经信贷调整的无风险贴现率、报废时间以及法律、法规、环境和政治环境的变化。如果未来对这些假设的修订影响现有ARO的现值，则对石油和天然气资产余额进行相应的调整。例如，当公司分析实际的封堵和废弃信息时，公司可能会修订对当前成本的估计、成本的假设年通胀和/或其油井的假设生产寿命。
下表汇总了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日止年度录得的资产报废债务交易。
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 |
| 期初资产报废债务 | $ | 33,082 | | | $ | 28,012 | |
| 在该期间内购入的负债 | 2,203 | | | 2,158 | |
| 在此期间发生的负债 | 2,191 | | | 1,014 | |
| | | |
| 预算的修订 | 1,019 | | | 276 | |
| 资产报废债务折价的增加 | 2,395 | | | 1,980 | |
| 期内结清的负债 | (1,001) | | | (359) | |
| 终止资产报废义务 | $ | 39,889 | | | $ | 33,082 | |
注10：10：所得税
所得税按资产负债法核算。递延税项资产及负债就可归因于现有资产及负债的账面金额与其各自税基之间的差额及营业亏损及税项抵免结转之间的差额而产生的未来税务后果予以确认。根据这一方法，递延税项资产和负债使用制定的税率计量，该税率预计将适用于预计收回或结算这些临时差额的年度的应纳税所得额。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收益(亏损)中确认。
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日的年度所得税拨备(优惠)包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| *(单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 当前 | | | | | |
| 联邦制 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 状态 | 915 | | | 3,101 | | | 233 | |
| 延期 | | | | | |
| 联邦制 | 209,168 | | | 164,453 | | | 130 | |
| 状态 | 22,035 | | | 20,627 | | | (3,984) | |
| 评税免税额 | (154,345) | | | (185,080) | | | 3,854 | |
| 总税额 | $ | 77,773 | | | $ | 3,101 | | | $ | 233 | |
以下是截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度报告的所得税优惠金额与对税前收入(亏损)适用法定税率所产生的所得税费用金额的对账。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| *(单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 税前和NOL前收益(亏损) | $ | 1,000,742 | | | $ | 776,338 | | | $ | 6,594 | |
| 联邦法定利率 | 21.00 | % | | 21.00 | % | | 21.00 | % |
| 按联邦法定税率计算的税款 | 210,156 | | | 163,031 | | | 1,385 | |
| 州税(福利)，扣除联邦税净额 | 24,769 | | | 20,270 | | | (3,752) | |
| 递延税金调整 | (3,527) | | | 3,532 | | | (1,488) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 烫发差异 | 720 | | | 1,347 | | | 234 | |
| 评税免税额 | (154,345) | | | (185,080) | | | 3,854 | |
| 上报税费 | $ | 77,773 | | | $ | 3,101 | | | $ | 233 | |
若确定相关税项优惠更有可能无法实现，则设立估值拨备以减少递延税项资产。管理层按季度根据递延税项资产的预期变现能力评估估值拨备的需要及充分性，并于必要时调整该等拨备的金额。在2023年期间，在评估本公司的递延税项净资产是否更有可能通过未来净收益实现时，管理层考虑了所有可用的正面和负面证据，包括(I)其盈利历史，(Ii)其未来对现有暂时性差异的逆转，包括从递延税项负债中收回未来应纳税所得额的能力，(Iii)预计的未来收入和经营业绩，以及(Iv)其使用税务筹划策略的能力。根据所有现有证据，管理层认定除与本公司某些国家净营业亏损有关的递延税项资产外，更有可能实现递延税项净资产。 本公司于2023年12月31日及2022年12月31日的估值津贴为$1.91000万美元和300万美元156.3分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
截至2023年12月31日，公司有净营业亏损结转，用于联邦所得税目的为$573.02000万美元，这是扣除IRC第382条限制后的净额，州NOL结转总额为$712.91000万美元。 国家NOL结转的确定取决于分摊百分比、州所得税税率和州法律，这些因素每年都会发生变化，因此可能会影响与此类结转相关的递延税项资产的金额。 如果不加以利用，所有联邦净运营亏损将从2031年到2037年到期，但美元除外。326.72000万联邦净营业亏损，有无限的寿命。 如果不利用，所有州净运营亏损将从2023年到2043年到期，但美元除外。193.7的国家净营业亏损，这些亏损的寿命不确定。
公司递延税项资产(负债)的重要组成部分如下：
| | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 |
| 净营业亏损(NOL)和税收抵免结转 | $ | 146,039 | | | $ | 134,103 | |
| 基于份额的薪酬 | 864 | | | 901 | |
| 应计利息 | 1,006 | | | 1,019 | |
| 坏账准备 | 927 | | | 1,143 | |
| 原油和天然气性质及其他性质 | (278,993) | | | (43,415) | |
| 利息结转 | 43,328 | | | 10,050 | |
| 衍生工具 | 8,386 | | | 52,891 | |
| 其他 | 11,836 | | | (424) | |
| 计提减值准备前递延税项净资产(负债)合计 | (66,607) | | | 156,269 | |
| | | |
| 评税免税额 | (1,881) | | | (156,269) | |
| | | |
| 递延税项净资产(负债)合计 | $ | (68,488) | | | $ | — | |
只有在税务机关审查后更有可能维持的税务职位才会确认税收优惠。确认的金额被计量为最终和解时可能实现的超过50%的最大利益金额。未确认的税收优惠是指在公司的纳税申报单中声称的不符合这些确认和衡量标准的税收优惠。本公司对未确认的税收优惠不承担任何责任。
本公司的政策是在所得税支出中确认与未确认的税收优惠相关的潜在利息和罚款。在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，公司做到了不是Idon‘在其经营报表中不承认任何利息或罚款，不是R它在2023年12月31日和2022年12月31日的资产负债表中是否有任何与未确认福利有关的利息或罚款。
2023年、2022年、2021年和2020纳税年度仍然可以进行联邦所得税审查，也可以接受公司所在的其他主要税务管辖区的审查。 此外，2011-2023年的NOL可能会在未来使用此类NOL时进行调整。
附注11：3公允价值
公允价值是指在计量日，在市场参与者之间的有序交易中，在资产的本金或最有利的市场上，为转移资产或负债而收到的或支付的交换价格(退出价格)。用于衡量公允价值的估值技术必须最大限度地使用可观察到的投入，并最大限度地减少使用不可见投入。本公司使用基于三个投入的公允价值层次结构，其中前两个被认为是可见的，最后一个被认为是不可见的，可用于计量公允价值的如下：
第1级-相同资产或负债在活跃市场的报价。
第2级-第1级以外可直接或间接观察到的投入，例如类似资产或负债的报价；非活跃市场的报价；或基本上整个资产或负债的可观测或可观测的市场数据证实的其他投入。
第3级-由很少或没有市场活动支持的不可观察输入数据，且对资产或负债的公允价值具有重大意义。
金融资产负债
根据要求，金融资产和负债根据对公允价值计量重要的最低投入水平进行整体分类。公司对特定投入重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层次结构水平中的位置。 以下是
在公允价值层次内按级别列出的表公司截至2023年12月31日和2022年12月31日按公允价值经常性会计的金融资产和负债。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按公允价值计量 |
| 2023年12月31日使用 |
| (单位：千) | 相同资产在活跃市场的报价
(负债)
(1级) | | 重要的其他可观察到的投入
(2级) | | 无法观察到的重要输入
(3级) |
| 商品衍生品--流动资产 | $ | — | | | $ | 75,733 | | | $ | — | |
| 商品衍生品-非流动资产 | — | | | 10,725 | | | — | |
| 商品衍生品-流动负债 | — | | | (16,797) | | | — | |
| 商品衍生品-非流动负债 | — | | | (105,831) | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | $ | — | | | $ | (36,169) | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按公允价值计量 |
| 2022年12月31日使用 |
(单位：千) | 相同资产在活跃市场的报价
(负债)
(1级) | | 重要的其他可观察到的投入
(2级) | | 无法观察到的重要输入
(3级) |
| 商品衍生品--流动资产 | $ | — | | | $ | 34,276 | | | $ | — | |
| 商品衍生品-非流动资产 | — | | | 12,547 | | | — | |
| 商品衍生品-流动负债 | — | | | (58,418) | | | — | |
| 商品衍生品-非流动负债 | — | | | (225,905) | | | — | |
| 利率衍生品-非流动资产 | — | | | 1,017 | | | — | |
| 或有考虑-流动负债 | — | | | (10,107) | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 总计 | $ | — | | | $ | (246,590) | | | $ | — | |
在公司发布截至2022年12月31日及截至12月31日期间的财务报表后，公司在公允价值脚注披露的列报中发现了一个重大错误，即“或有对价-流动负债”项被不当地列报为正值而不是负值。因此，在上表所列“或有对价--流动负债”一栏内，本公司更正了截至2022年12月31日该表的项目金额和总额。管理层从定量和定性两个角度评估了这一错误的重要性，并得出结论认为，这一错误对上一期间并不重要。该错误不影响资产负债表、经营表、现金流量表或股东权益表。
商品衍生品。上表所列二级工具包括商品衍生工具(见附注12)。本公司商品衍生工具的公允价值乃根据未来价格、波动率及到期日等因素厘定。交易对手陈述用于厘定商品衍生工具的价值，并使用各种方法及重大可见资料进行审核及核实。*评估本公司及交易对手的不履行风险。*商品衍生合约的公允价值反映于资产负债表。当期衍生资产及负债金额代表预期于其后十二个月结算的公允价值。
利率衍生品。上表所列二级工具包括利率衍生工具(见附注12)。*本公司利率衍生工具的公允价值乃根据合约名义金额、活跃的市场报价利息收益率曲线及到期时间等厘定。交易对手陈述被用来确定利率衍生工具的价值，并使用各种方法和重要的可观察到的输入进行审查和证实。
评估。*利率衍生合约的公允价值反映于资产负债表。*当期衍生资产及负债金额代表预期于其后十二个月结算的公允价值。
或有对价。上表所列该等二级票据包括本公司可能因收购Alpha而须支付的或有对价负债(见附注3)。这些负债的公允价值是使用可观察的市场数据(NYMEX WTI远期价格曲线)和蒙特卡洛模拟模型估计的。收购日期的公允价值计入公司资产负债表的或有对价负债内。负债的公允价值变动记录在公司经营报表的其他收入(费用)中。
其他金融工具的公允价值
由于现金等价物、应收账款及应付账款具有高度流动性或短期性质，其账面值接近公允价值。
长期债务在资产负债表中没有按公允价值列报，因为它是按账面价值、扣除未摊销债务发行成本和未摊销溢价(见附注4)入账的。735.1百万，$508.8百万美元和美元587.5分别为2023年12月31日的100万。这些公允价值基于代表二级投入的市场报价。
循环信贷安排没有活跃的市场。循环信贷融资的记录价值接近其公允价值，因为其浮动利率结构基于SOFR利差、担保权益和本公司的借款基础使用率。循环信贷安排的公允价值计量代表第2级投入。
非金融资产和负债
本公司根据FASB ASC主题410“资产报废和环境义务”的规定估计资产报废债务。按公允价值对ARO的初始计量采用贴现现金流技术，并基于与石油和天然气资产相关的未来报废成本的内部估计。鉴于投入的不可观测性，包括封堵成本和备用寿命，对ARO负债的初始计量被视为使用3级投入。截至2023年12月31日止年度发生和收购的ARO约为$4.4百万美元。
作为收购Veritas的一部分，该公司发行了普通股认股权证作为购买代价。发行的普通股认股权证授予持有人购买的权利1,939,998公司普通股，行使价相当于$28.30每股(受某些调整)，一般可从2022年4月27日至2029年1月27日行使。有关这些认股权证的更多信息，请参见附注6。普通权证对价的公允价值是利用期权定价模型确定的。这些非经常性公允价值计量主要使用可观察到的或可被可观察到的市场数据证实的投入(第2级投入)来确定。
本公司按照采购法核算石油、天然气资产的收购。因此，本公司对收购净资产进行评估，并确认在估计收购日期收购的可识别资产的金额和承担的负债的公允价值，而与收购相关的交易成本则计入已发生的费用。本公司在估计收购资产及承担负债的公允价值时会作出各种假设。最重要的假设涉及石油和天然气资产的估计公允价值。这些物业的公允价值是使用折现现金流模型来衡量的，该模型将未来的现金流转换为单一的贴现金额。这些假设代表公允价值层次结构下的第三级投入。关于本公司在截至2023年12月31日的年度内收购石油和天然气资产的额外讨论以及对估值的重大投入的讨论，请参阅附注3。
尽管本公司认为用于估计公允价值的方法与其他市场参与者使用的方法一致，但使用其他方法或假设可能会导致对公允价值的不同估计。有几个不是截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的1级、2级或3级投入之间的金融资产或负债转移。
附注12：00。衍生工具与价格风险管理
本公司利用各种商品价格衍生工具以(I)减少价格波动对其生产及销售的原油及天然气商品的影响，(Ii)降低商品价格风险及(Iii)提供基本现金流量，以确保其至少有部分资本开支。此外，公司还不时利用利率互换来减少公司可变利率债务的利率变化带来的风险。
所有衍生工具均在本公司的资产负债表中记录为按其公允价值计量的资产或负债(见附注11)。本公司并无为会计目的指定任何衍生工具作为对冲，亦没有为投机交易目的订立该等工具。若衍生工具不符合对冲资格或未被指定为对冲，公允价值的变动在公司的经营报表中确认为衍生工具的损益。按市价计价的损益代表尚未结算的衍生品的公允价值变动。*只有当衍生品合同下的实际结算导致向交易对手支付或从交易对手收取款项时，公司的现金流才会受到影响。这些现金结算代表公司在呈报期间的衍生工具的累计损益，不包括为收购或修改已结算的衍生工具而支付的成本的收回。
本公司与若干交易对手就个别衍生工具订立总净额结算协议，因此流动资产及负债计入资产负债表，而非流动资产及负债则计入与该等交易对手订立的合约的资产负债表。
商品衍生工具
下表列出了本报告所列期间商品衍生工具的结算和未平仓商品衍生工具的未结算损益，并记入我们财务报表的收入部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | Year ended December 31, |
| (单位：千) | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 结算衍生品收到(支付)的现金 | | $ | 57,919 | | | $ | (455,450) | | | $ | (165,823) | |
| 衍生品的非现金按市值计价损益 | | 201,331 | | | 40,187 | | | (312,370) | |
| 商品衍生品净收益（损失） | | $ | 259,250 | | | $ | (415,262) | | | $ | (478,193) | |
下表总结了截至2023年12月31日在所示结算期内截至2023年12月31日签订的商品衍生品的未平仓商品衍生品头寸：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | | | |
| 石油： | | | | | | | | | | | |
| WTI NYMEX -互换： | | | | | | | | | | | |
| 卷（BBL） | 7,958,865 | | | 2,223,187 | | | 1,069,557 | | | — | | | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 74.13 | | | $ | 71.91 | | | $ | 68.94 | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
WTI NYMEX -掉期(1)(2): | | | | | | | | | | | |
| 卷（BBL） | — | | | 1,426,075 | | | 3,052,495 | | | — | | | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | — | | | $ | 66.41 | | | $ | 65.01 | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
WTI NYMEX -看涨期权(1)(2): | | | | | | | | | | | |
| 卷（BBL） | 1,806,210 | | | 5,096,640 | | | 3,102,500 | | | 2,190,000 | | | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 71.57 | | | $ | 75.96 | | | $ | 72.59 | | | $ | 80.00 | | | | | |
| WTI NYMEX -看跌期权： | | | | | | | | | | | |
| 卷（BBL） | 136,500 | | | — | | | — | | | — | | | | | |
| 加权平均价格（美元/桶） | $ | 75.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
| WTI NYMEX -衣领： | | | | | | | | | | | |
| 衣领推入量（BBL） | 5,470,001 | | | 811,539 | | | 159,342 | | | — | | | | | |
| 衣领呼叫量（BBL） | 7,089,089 | | | 1,129,962 | | | 175,307 | | | | | | | |
| 加权平均底价（BBL） | $ | 69.83 | | | $ | 67.76 | | | $ | 62.50 | | | $ | — | | | | | |
| 加权平均最高价格（BBL） | $ | 83.31 | | | $ | 77.16 | | | $ | 70.25 | | | $ | — | | | | | |
| Argus American原油WTI Midland至WTI NYMEX -基差互换： | | | | | | | | | | | |
| 卷（BBL） | 6,211,786 | | | 4,106,276 | | | 2,094,291 | | | — | | | | | |
| 加权平均差异（$/BBL） | $ | 1.15 | | | $ | 1.04 | | | $ | 1.06 | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 天然气： | | | | | | | | | | | |
| Henry Hub NYMEX -互换： | | | | | | | | | | | |
| 音量（MMBtu） | 38,440,787 | | | 2,260,000 | | | — | | | — | | | | | |
| 加权平均价格（$/MMBtu） | $ | 3.52 | | | $ | 3.90 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
| Henry Hub NYMEX -掉期： | | | | | | | | | | | |
| 音量（MMBtu） | — | | | 7,300,000 | | | — | | | — | | | | | |
| 加权平均价格（$/MMBtu） | $ | — | | | $ | 3.88 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
| 哇哈互换： | | | | | | | | | | | |
| 音量（MMBtu） | 1,830,000 | | | 1,825,000 | | | 1,825,000 | | | — | | | | | |
| 加权平均价格（$/MMBtu） | $ | 3.20 | | | $ | 3.20 | | | $ | 3.20 | | | $ | — | | | | | |
| Waha Inside FERC到Henry Hub -基础互换： | | | | | | | | | | | |
| 音量（MMBtu） | 19,032,000 | | | 16,728,000 | | | 10,950,000 | | | — | | | | | |
| 加权平均差（$/MMBtu） | $ | (0.80) | | | $ | (0.86) | | | $ | (0.78) | | | $ | — | | | | | |
| Henry Hub NYMEX -看涨期权： | | | | | | | | | | | |
| 音量（MMBtu） | 6,158,050 | | | 12,207,700 | | | — | | | — | | | | | |
| 加权平均价格（$/MMBtu） | $ | 3.85 | | | $ | 3.73 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | |
| Henry Hub NYMEX--领子： | | | | | | | | | | | |
| 领口放量(MMBtu) | 21,644,086 | | | 26,694,006 | | | 15,192,303 | | | — | | | | | |
| 项圈呼叫量(MMBtu) | 21,644,086 | | | 26,694,006 | | | 15,192,303 | | | — | | | | | |
| 加权平均底价(美元/MMBtu) | $ | 3.12 | | | $ | 3.16 | | | $ | 3.13 | | | $ | — | | | | | |
| 加权平均最高限价(美元/MMBtu) | $ | 4.91 | | | $ | 5.37 | | | $ | 5.66 | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| NE-TETCO M2基础掉期： | | | | | | | | | | | |
| 音量（MMBtu） | 15,550,000 | | | 3,650,000 | | | 1,825,000 | | | — | | | | | |
| 加权平均差（$/MMBtu） | $ | (0.99) | | | $ | (1.01) | | | $ | (1.14) | | | $ | — | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
______________
(1)掉期是一种衍生品合约，它允许交易对手选择将某些衍生品合约延长更长的期限。看涨期权是本公司出售的衍生合约，给予交易对手行使某些衍生合约的选择权。此表中反映为互换和看涨期权的成交量和价格只有在适用的交易对手行使期权的情况下才有效。
(2)2028年，NOG已经366,000BBL未平仓看涨期权合约加权平均价为1美元80.00每个Bbl。
利率衍生工具
有时，公司使用利率互换将其浮动利率债务的一部分有效地转换为固定利率债务。截至2023年12月31日，本公司无利率互换。这些衍生工具的结算在经营报表中被确认为利息支出的组成部分。这些衍生工具的按市价计价部分在未结算利率衍生工具的收益(亏损)中确认，净额在经营报表中确认。
有关衍生工具的其他信息
下表列出了公司在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的未偿还衍生金融工具的毛数和分类。*当某些金额与相同的交易对手在财务报表中净额列报并符合总净值安排时，可以在财务报表中按净额列报：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：千) | | 十二月三十一日，
估计公允价值 |
| 商品类型 | | 资产负债表位置 | | 2023 | | 2022 |
| 衍生资产： | | | | |
| 商品价格互换合同 | | 流动资产 | | $ | 61,323 | | | $ | 30,513 | |
| 商品基差互换合同 | | 流动资产 | | 4,487 | | | 5,620 | |
| | | | | | |
| 商品价格领合同 | | 流动资产 | | 36,619 | | | 40,652 | |
| 商品价格看涨期权合同 | | 流动资产 | | 17,964 | | | — | |
| 商品价格看跌期权合同 | | 流动资产 | | 664 | | | — | |
| 利率互换合约 | | 流动资产 | | — | | | 1,017 | |
| 商品价格互换合同 | | 非流动资产 | | 16,621 | | | 11,490 | |
| 商品基差互换合同 | | 非流动资产 | | 1,874 | | | 547 | |
| | | | | | |
| 商品价格领合同 | | 非流动资产 | | 26,841 | | | 29,538 | |
| 商品价格看涨期权合同 | | 非流动资产 | | 3,635 | | | — | |
| | | | | | |
| 衍生工具资产总额 | | | | $ | 170,029 | | | $ | 119,377 | |
| | | | | | |
| 衍生负债： | | | | | | |
| 商品价格互换合同 | | 流动负债 | | $ | (8,079) | | | $ | (53,386) | |
| 商品基差互换合同 | | 流动负债 | | (6,796) | | | (4,407) | |
| 大宗商品价格互换合同 | | 流动负债 | | (1,496) | | | — | |
| | | | | | |
| 商品价格领合同 | | 流动负债 | | (14,370) | | | (29,218) | |
| 商品价格看涨期权合同 | | 流动负债 | | (31,380) | | | (13,916) | |
| 商品价格互换合同 | | 非流动负债 | | (2,288) | | | (8,343) | |
| 商品基差互换合同 | | 非流动负债 | | (8,922) | | | (3,071) | |
| 商品价格领合同 | | 非流动负债 | | (18,849) | | | (33,210) | |
| | | | | | |
| 商品价格看涨期权合同 | | 非流动负债 | | (78,123) | | | (132,794) | |
| 大宗商品价格互换合同 | | 非流动负债 | | (35,896) | | | (77,515) | |
| 衍生负债总额 | | | | $ | (206,198) | | | $ | (355,860) | |
使用衍生品交易涉及交易对手无法满足此类交易的财务条款的风险。 当公司与其交易对手达成净额结算安排，规定将应付账款与独立衍生工具的应收账款抵消时，这些资产和负债在资产负债表中进行净额结算。下表提供了总资产和负债与资产负债表中反映的金额之间的对账。 截至资产负债表日，所列金额不包括衍生结算应收账款和应付账款。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日的估计公允价值 |
| (单位：千) | 已确认资产(负债)总额 | | 总金额抵消
资产负债表 | | 资产负债表中列出的资产（负债）净金额 |
| 衍生资产的抵消： | | |
| 流动资产 | $ | 121,057 | | | $ | (45,324) | | | $ | 75,733 | |
| 非流动资产 | 48,971 | | | (38,246) | | | 10,725 | |
| 衍生工具资产总额 | $ | 170,029 | | | $ | (83,570) | | | $ | 86,459 | |
| | | | | |
| 衍生品负债的抵消： | | |
| 流动负债 | $ | (62,120) | | | $ | 45,324 | | | $ | (16,797) | |
| 非流动负债 | (144,077) | | | 38,246 | | | (105,831) | |
| 衍生负债总额 | $ | (206,198) | | | $ | 83,570 | | | $ | (122,628) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日的估计公允价值 |
| (单位：千) | 已确认资产(负债)总额 | | 总金额抵消
资产负债表 | | 资产负债表中列出的资产（负债）净金额 |
| 衍生资产的抵消： | | |
| 流动资产 | $ | 77,802 | | | $ | (42,509) | | | $ | 35,293 | |
| 非流动资产 | 41,575 | | | (29,028) | | | 12,547 | |
| 衍生工具资产总额 | $ | 119,377 | | | $ | (71,537) | | | $ | 47,840 | |
| | | | | |
| 衍生品负债的抵消： | | |
| 流动负债 | $ | (100,927) | | | $ | 42,509 | | | $ | (58,418) | |
| 非流动负债 | (254,933) | | | 29,028 | | | (225,905) | |
| 衍生负债总额 | $ | (355,860) | | | $ | 71,537 | | | $ | (284,324) | |
该公司所有未偿衍生工具均由国际掉期交易商协会主协议（“ISDA”）涵盖，该协议与也是该公司循环信贷机制下贷方的各方签订。 该公司在衍生工具下的义务根据循环信贷融资进行担保，截至2023年12月31日，该公司尚未提供额外抵押品。 ISDA可规定，由于某些情况（例如交叉违约），交易对手可要求立即结算ISDA项下所有未偿还的衍生工具。 有关2023年和2022年12月31日处于净负债状态的所有衍生工具的总公允价值，请参阅附注11。
附注13 每股收益
用于计算截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日止年度基本每股收益和稀释每股收益的分子和分母对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (以千为单位，不包括每股和每股数据) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净收入 | $ | 922,969 | | | $ | 773,237 | | | $ | 6,361 | |
减去：优先股的累计股息 | — | | | 9,803 | | | 14,761 | |
| 减去：优先股回购溢价 | — | | | 35,731 | | | — | |
| 普通股应占净收益(亏损) | $ | 922,969 | | | $ | 727,703 | | | $ | (8,400) | |
| | | | | |
| 加权平均未偿还普通股： | | | | | |
| 加权平均已发行普通股-基本 | 91,483,687 | | | 78,557,216 | | | 62,989,543 | |
| 附加：限制性股票、优先股、可转换票据和普通股认股权证的稀释效应 | 577,260 | | | 8,118,149 | | | — | |
| 加权平均已发行普通股-稀释 | 92,060,947 | | | 86,675,365 | | | 62,989,543 | |
| | | | | |
| 每股普通股净利润（损失）： | | | | | |
| 基本信息 | $ | 10.09 | | | $ | 9.26 | | | $ | (0.13) | |
| 稀释 | $ | 10.03 | | | $ | 8.92 | | | $ | (0.13) | |
于截至2021年12月31日止年度，本公司的潜在摊薄证券，包括限制性股票及可转换优先股，已被剔除于每股摊薄净亏损的计算范围内，因为此举将减少每股净亏损。因此，用于计算普通股股东应占基本净亏损和稀释后每股净亏损的已发行普通股加权平均数是相同的。
下列证券已被排除在已发行的稀释加权平均普通股的计算范围之外，因为纳入这些证券将产生反稀释效果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 限制性股票奖 | — | | | — | | | 150,011 | |
| 可转换票据 | — | | | — | | | — | |
| A系列优先股(如果已转换) | — | | | — | | | 9,758,871 | |
| 认股权证 | — | | | — | | | 468,325 | |
| 总计 | — | | | — | | | 10,377,207 | |
附注14：30。后续事件
2024年1月，该公司完成了从一家私人卖家手中收购特拉华州盆地的某些石油和天然气资产、权益和相关资产，自2023年11月1日起生效。成交时支付给卖方的总对价包括107,657普通股和美元147.0百万美元现金，其中一部分资金来自17.12023年11月签署时支付了100万押金。现金结账对价仍须按惯例在结账后作出调整。
石油和天然气补充资料
(未经审计)
石油和天然气勘探与生产活动
石油和天然气销售反映出售或转让的净产量的市场价格，并对特许权使用费、净利润利息和其他合同条款进行适当调整。生产费用包括运营和维护生产井和相关设备所产生的提升成本，包括运营劳动力、维修和维护、材料、供应和燃料消耗等成本。生产税包括生产税和遣散费。原油和天然气资产的损耗是指在收购、勘探和开发活动中发生的资本化成本。经营结果不包括利息支出和公司一般金额。公司原油和天然气生产活动的经营结果在公司的相关损益表中提供。
已发生的成本和资本化成本
下表重点介绍了原油和天然气收购、勘探和开发活动产生的成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| *(单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 本年度发生的费用： | | | | | |
| 已证实的财产收购和其他 | $ | 1,288,437 | | | $ | 1,036,412 | | | $ | 434,519 | |
| 未经证实的财产取得 | 3,414 | | | $ | 51,097 | | | $ | 19,358 | |
| 发展 | 639,203 | | | 386,972 | | | 202,325 | |
| 总计 | $ | 1,931,054 | | | $ | 1,474,482 | | | $ | 656,202 | |
未探明资产的排除成本按年累计。这些成本在钻井成本发生或成本评估和被视为减值时反映在完整的成本池中。公司预计这些排除的成本将包括在未来五年的损耗计算中。本公司无法预测未来对损耗率的影响。以下是按发生的年份列出的截至2023年12月31日不计入损耗的资本化成本的摘要。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 前几年 |
| 物业收购 | $ | 2,064 | | | $ | 12,865 | | | $ | 12,097 | | | $ | 9,759 | |
| 发展 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总计 | $ | 2,064 | | | $ | 12,865 | | | $ | 12,097 | | | $ | 9,759 | |
石油和天然气储量及相关财务数据
有关公司原油和天然气生产活动的信息见下表。储量数量以及有关未来产量和贴现现金流的某些信息由公司确定，并由我们的第三方独立储备工程师Cawley，Gillesbie&Associates，Inc.审计。
石油和天然气储量数据
下表列出了该公司对其已探明原油和天然气储量的估计。该公司强调，储量是近似值，预计会随着获得更多信息而发生变化。油藏工程是估计无法准确测量的原油和天然气地下储量的主观过程，任何储量估计的准确性都是可用数据质量以及工程和地质解释和判断的函数。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (单位：千) | 天然气
(Mcf) | | 油
（BBLS） | | 教委会 |
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| | | | | |
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| | | | | |
| | | | | |
| 截至2020年12月31日已证实的已开发和未开发储量 | 159,641 | | | 96,025 | | | 122,632 | |
| | | | | |
| 对先前估计数的修订 | 89,115 | | | 19,914 | | | 34,766 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 32,432 | | | 12,759 | | | 18,164 | |
| 就地购买矿产资源 | 700,610 | | | 14,985 | | | 131,753 | |
| 生产 | (44,074) | | | (12,288) | | | (19,634) | |
| | | | | |
| 截至2021年12月31日探明的已开发储量和未开发储量 | 937,724 | | | 131,395 | | | 287,682 | |
| | | | | |
| 对先前估计数的修订 | (14,678) | | | (2,787) | | | (5,233) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 54,431 | | | 22,563 | | | 31,635 | |
| 就地购买矿产资源 | 99,760 | | | 27,660 | | | 44,286 | |
| 生产 | (68,829) | | | (16,090) | | | (27,562) | |
| | | | | |
| 截至2022年12月31日探明的已开发储量和未开发储量 | 1,008,407 | | | 162,741 | | | 330,808 | |
| | | | | |
| 对先前估计数的修订 | (166,121) | | | (33,954) | | | (61,641) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 67,796 | | | 28,123 | | | 39,422 | |
| 就地购买矿产资源 | 190,376 | | | 35,446 | | | 67,176 | |
| 生产 | (84,342) | | | (22,013) | | | (36,070) | |
| | | | | |
| 截至2023年12月31日探明的已开发储量和未开发储量 | 1,016,116 | | | 170,342 | | | 339,695 | |
| | | | | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| | | | | |
| 2021年12月31日 | 498,558 | | | 87,505 | | | 170,598 | |
| 2022年12月31日 | 611,856 | | | 112,626 | | | 214,602 | |
| 2023年12月31日 | 677,979 | | | 121,865 | | | 234,861 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| | | | | |
| 2021年12月31日 | 439,165 | | | 43,890 | | | 117,084 | |
| 2022年12月31日 | 396,551 | | | 50,115 | | | 116,207 | |
| 2023年12月31日 | 338,138 | | | 48,477 | | | 104,833 | |
探明储量是指原油和天然气的估计数量，地质和工程数据显示，在现有的经济和运营条件下，未来几年可以合理确定地从已知的油藏中开采这些储量。已探明的已开发储量是指可通过现有设备和操作方法通过现有油井进行开采的已探明储量。已探明的未开发储量包括对其可采收率有高度信心的储量，并计划在未来五年内钻探。
截至2023年12月31日的年度已探明储量的显著变化包括：
•扩展和发现。2023年，总的扩展和发现39.4Mmboe主要归因于成功的钻探作业以及已探明的未开发地点的增加。这些扩展和发现包括14.8成功钻井作业的结果是Mboe和24.6Mmboe是由于其他已探明的未开发地点。
•就地购买矿物。2023年，取代矿产的总购买量67.2Mmboe主要归因于收购石油和天然气资产(见附注3)。
•对先前估计数的修订。2023年，对先前估计数的修订使已探明和未开发储量净减少#61.6嗯，好吧。这些修订中包括28.3原油和天然气价格走低导致的下行调整，a2.7由于运营成本增加，Mboe下调，a3.9将公司于2023年12月31日的储量估计与2022年12月31日的储量估计进行比较时，可归因于油井表现的MMPOE下调26.7与移除与5年期规则相关的未开发钻探地点相关的下调调整以及其他调整。
截至2022年12月31日的年度已探明储量的显著变化包括：
•扩展和发现。2022年，总的扩展和发现31.6Mmboe主要归因于成功的钻探作业以及已探明的未开发地点的增加。这些扩展和发现包括13.3成功钻井作业的结果是Mboe和18.3Mmboe是由于其他已探明的未开发地点。
•就地购买矿物。2022年，取代矿产的总购买量44.3Mmboe主要归因于收购石油和天然气资产(见附注3)。
•对先前估计数的修订。2022年，对先前估计数的修订使已探明和未开发储量净减少#5.2嗯，好吧。这些修订中包括10.2原油和天然气价格上涨导致的上调幅度，a1.0由于运营成本增加和14.4与移除与5年期规则相关的未开发钻探地点相关的下调调整以及其他调整。
截至2021年12月31日的年度已探明储量的显著变化包括：
•扩展和发现。2021年，总的扩展和发现18.2Mmboe主要归因于成功的钻探作业以及已探明的未开发地点的增加。这些扩展和发现包括4.9成功钻井作业的结果是Mboe和13.3Mmboe是由于其他已探明的未开发地点。
•就地购买矿物。2021年，取代矿产的总购买量131.8Mmboe主要归因于收购石油和天然气资产(见附注3)。
•对先前估计数的修订。2021年，对先前估计数的修订使已探明和未开发储量净增34.8嗯，好吧。这些修订中包括50.2原油和天然气价格上涨导致的上调幅度，a1.1将公司于2021年12月31日的储量估计与2020年12月31日的储量估计进行比较时，可归因于油井业绩的Mmboe下调14.2与移除与5年期规则相关的未开发钻探地点相关的下调调整以及其他调整。
未来现金净流入贴现及其变动的标准化计量
下表提供了与已探明原油和天然气储量相关的未来现金流量贴现标准化计量，与已探明原油和天然气相关的未来现金流量贴现标准化计量变动是根据ASC 932的规定编制的采掘活动--石油和天然气。未来现金流入是通过将过去12个月的原油和天然气平均价格与估计的未来产量相结合来计算的。未来生产和开发成本的计算方法是根据年终成本和假设现有经济状况的持续，估计年末开发和生产已探明原油和天然气储量将产生的支出。未来所得税支出是通过对与已探明原油和天然气储量有关的未来税前现金流量适用适当的年终税率，减去所涉财产的计税基础以及与原油和天然气生产活动有关的税收抵免和亏损结转来计算的。未来净现金流量按每年10%的比率贴现，以得出贴现未来现金流量的标准化衡量标准。未来的实际现金流入可能有很大差异，标准化衡量标准并不一定代表公司原油和天然气储备的公允价值。结算本公司资产报废债务的所有估计未来成本已计入我们对所列每个期间的标准化计量的计算中。
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| | 十二月三十一日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 未来现金流入 | $ | 16,008,048 | | | $ | 22,452,776 | | | $ | 11,339,861 | |
| 未来生产成本 | (6,627,373) | | | (6,820,784) | | | (4,213,186) | |
| 日后开发成本 | (1,358,405) | | | (1,145,225) | | | (932,480) | |
| 未来所得税支出 | (1,380,854) | | | (2,764,111) | | | (947,303) | |
| 未来净现金流入 | $ | 6,641,417 | | | $ | 11,722,656 | | | $ | 5,246,892 | |
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| 预计现金流量的时间安排每年有10%的折扣 | (2,485,180) | | | (5,285,758) | | | (2,356,783) | |
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| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 4,156,237 | | | $ | 6,436,898 | | | $ | 2,890,109 | |
对十二个月的平均价格进行了调整，以反映适用的运输和质量差异，以得出用于估计公司储备的实现销售价格。 其他液体的价格包含在天然气中。 公司储量估算价格如下：
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| 天然气 麦克夫 | | 油 Bbl |
| 2023年12月31日 | $ | 3.10 | | | $ | 75.51 | |
| 2022年12月31日 | $ | 7.43 | | | $ | 91.95 | |
| 2021年12月31日 | $ | 3.37 | | | $ | 62.25 | |
利用净营业亏损和税收抵免结转实现的预期税收利益用于计算未来所得税现金流量。 由于2023年12月31日可用的净营业亏损结转及其资产的剩余税基，公司未来所得税大幅减少。
以每年10%的利率对未来现金流量进行贴现的标准计量的变化如下：
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| | 十二月三十一日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期初 | $ | 6,436,898 | | | $ | 2,890,109 | | | $ | 712,011 | |
| 生产的石油和天然气的销售，扣除生产成本 | (1,390,656) | | | (1,566,927) | | | (727,317) | |
| 扩展和发现 | 683,258 | | | 888,067 | | | 258,399 | |
之前估计的期内发生的开发成本 | 327,768 | | | 147,439 | | | 85,526 | |
| 价格和生产成本净变化 | (3,241,176) | | | 3,424,794 | | | 1,366,197 | |
| 未来开发成本的变化 | (237,627) | | | 141,884 | | | (103,806) | |
| 数量和时间估计的修订 | (1,061,840) | | | (134,880) | | | 607,774 | |
| 折扣的增加 | 790,216 | | | 334,109 | | | 71,254 | |
| 所得税变化 | 617,405 | | | (1,014,277) | | | (450,455) | |
| 就地购买矿产资源 | 1,200,155 | | | 1,157,060 | | | 940,910 | |
| 其他 | 31,835 | | | 169,521 | | | 129,615 | |
| 期末 | $ | 4,156,237 | | | $ | 6,436,898 | | | $ | 2,890,109 | |
