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年第三季度成员SM: opisNormal 但是我是 montbelvieunonTET会员2024-03-310000893538SM: opisNormal 但是我是 montbelvieunonTET会员SM: nglswapsContract 第四季度第 1 年度会员2024-03-310000893538SM: nglswapsContract 第 2 年度会员SM: opisNormal 但是我是 montbelvieunonTET会员2024-03-310000893538SM: nglswapsContract 第 3 年会员SM: opisNormal 但是我是 montbelvieunonTET会员2024-03-310000893538SM: nglswapsContracts第一年度第二季度会员SM: opisisobutaneMontBelvieunontet会员2024-03-312024-03-310000893538SM: nglswapsContract 第 1 年第三季度成员SM: opisisobutaneMontBelvieunontet会员2024-03-312024-03-310000893538SM: opisisobutaneMontBelvieunontet会员SM: nglswapsContract 第四季度第 1 年度会员2024-03-312024-03-310000893538SM: nglswapsContract 第 2 年度会员SM: opisisobutaneMontBelvieunontet会员2024-03-312024-03-310000893538SM: nglswapsContract 第 3 年会员SM: opisisobutaneMontBelvieunontet会员2024-03-312024-03-310000893538SM: nglswapsContracts第一年度第二季度会员SM: opisisobutaneMontBelvieunontet会员2024-03-310000893538SM: nglswapsContract 第 1 年第三季度成员SM: opisisobutaneMontBelvieunontet会员2024-03-310000893538SM: opisisobutaneMontBelvieunontet会员SM: nglswapsContract 第四季度第 1 年度会员2024-03-310000893538SM: nglswapsContract 第 2 年度会员SM: opisisobutaneMontBelvieunontet会员2024-03-310000893538SM: nglswapsContract 第 3 年会员SM: opisisobutaneMontBelvieunontet会员2024-03-310000893538SM: NYMEX OilCollarContract 第 1 年和第 2 年会员US-GAAP:后续活动成员2024-04-012024-05-020000893538SM: NYMEX OilCollarContract 第 1 年和第 2 年会员US-GAAP:后续活动成员2024-05-020000893538SM:纽约证券交易所石油日历月平均股价差异合约第一年会员US-GAAP:后续活动成员2024-04-012024-05-020000893538SM:纽约证券交易所石油日历月平均股价差异合约第一年会员US-GAAP:后续活动成员2024-05-020000893538sm: nymexHH 会员US-GAAP:后续活动成员SM: GascollarContract第三年会员2024-04-012024-05-020000893538sm: nymexHH 会员US-GAAP:后续活动成员SM: GascollarContract第三年会员2024-05-020000893538SM: GassWapsContract 第 3 年会员SM: IFWAHA成员US-GAAP:后续活动成员2024-04-012024-05-020000893538SM: GassWapsContract 第 3 年会员SM: IFWAHA成员US-GAAP:后续活动成员2024-05-020000893538US-GAAP:非指定成员2024-03-310000893538US-GAAP:非指定成员2023-12-310000893538US-GAAP:非指定成员US-GAAP:公允价值输入二级会员US-GAAP:公允价值计量常任成员2024-03-310000893538US-GAAP:非指定成员US-GAAP:公允价值输入二级会员US-GAAP:公允价值计量常任成员2023-12-310000893538SM: 石油合约成员2024-01-012024-03-310000893538SM: 石油合约成员2023-01-012023-03-310000893538SM: 天然气合同会员2024-01-012024-03-310000893538SM: 天然气合同会员2023-01-012023-03-310000893538SM: nglContracts会员2024-01-012024-03-310000893538SM: nglContracts会员2023-01-012023-03-310000893538US-GAAP:非指定成员US-GAAP:公允价值计量常任成员US-GAAP:公允价值输入 1 级会员2024-03-310000893538US-GAAP:非指定成员US-GAAP:公允价值输入三级会员US-GAAP:公允价值计量常任成员2024-03-310000893538US-GAAP:非指定成员US-GAAP:公允价值计量常任成员US-GAAP:公允价值输入 1 级会员2023-12-310000893538US-GAAP:非指定成员US-GAAP:公允价值输入三级会员US-GAAP:公允价值计量常任成员2023-12-31 美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表单10-Q
☑ 根据1934年《证券交易法》第13或15(d)条提交的季度报告
在截至的季度期间 2024 年 3 月 31 日
或者
☐ 根据1934年《证券交易法》第13或15(d)条提交的过渡报告
在从 ___________ 到 _________ 的过渡时期
委员会档案编号 001-31539
SM 能源公司公司
(注册人章程中规定的确切名称)
| | | | | | | | | | | | | | |
| 特拉华 | | 41-0518430 | |
| (公司或组织的州或其他司法管辖区) | | (美国国税局雇主识别号) | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 林肯街 1700 号,3200 套房, 丹佛, 科罗拉多州 | | 80203 | |
| (主要行政办公室地址) | | (邮政编码) | |
(303)861-8140
(注册人的电话号码,包括区号)
根据该法第12(b)条注册的证券:
| | | | | | | | | | | |
每个课程的标题 | 交易品种 | | 注册的每个交易所的名称 |
普通股,面值0.01美元 | 军士长 | | 纽约证券交易所 |
用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短时间内)提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告,以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。 是的☑ 不 ☐
用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内(或者在要求注册人提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据第 S-T 法规(本章第 232.405 节)第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。 是的☑ 不 ☐
用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报公司”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 大型加速文件管理器 | ☑ | | 加速过滤器 | ☐ | |
| | | | | | |
| 非加速文件管理器 | ☐ | | 规模较小的申报公司 | ☐ | |
| | | | | | |
| | | | 新兴成长型公司 | ☐ | |
| | | | | | |
如果是新兴成长型公司,请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13(a)条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。☐ |
用复选标记表明注册人是否为空壳公司(定义见《交易法》第12b-2条)。是的 ☐不是 ☑
注明截至最新可行日期,每类发行人普通股的已发行股票数量。
截至 2024 年 4 月 25 日,注册人已经 115,036,144 已发行普通股。
目录
| | | | | | | | | | | |
物品 | | | 页面 |
| 有关前瞻性陈述的警示信息 | 3 |
| | |
| 第一部分 | 4 |
| | | |
第 1 项。 | 财务报表(未经审计) | 4 |
| | | |
| 简明合并资产负债表 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日 | 4 |
| | | |
| 简明合并运营报表 截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 3 月 31 日的三个月 | 5 |
| | | |
| 简明综合收益表 截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 3 月 31 日的三个月 | 6 |
| | | |
| 股东权益简明合并报表 截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 3 月 31 日的三个月 | 7 |
| | | |
| 简明合并现金流量表 截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 3 月 31 日的三个月 | 8 |
| | | |
| 简明合并财务报表附注 | 9 |
| | | |
第 2 项。 | 管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析 | 19 |
| | | |
第 3 项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 33 |
| | | |
第 4 项。 | 控制和程序 | 33 |
| | | |
| 第二部分 | 34 |
| | | |
第 1 项。 | 法律诉讼 | 34 |
| | | |
第 1A 项。 | 风险因素 | 34 |
| | | |
第 2 项。 | 未注册的股权证券销售和所得款项的使用 | 34 |
| | | |
| | | |
| | | |
第 6 项。 | 展品 | 35 |
| | | |
| 签名 | 36 |
有关前瞻性陈述的警示信息
本10-Q表报告(“10-Q表格” 或 “本报告”)包含经修订的1933年《证券法》(“证券法”)第27A条和经修订的1934年《证券交易法》(“交易法”)第21E条所指的 “前瞻性陈述”。除历史事实陈述外,本报告中包含的所有陈述均为前瞻性陈述,这些陈述涉及与我们的财务状况、经营业绩、业务前景或未来将或可能发生的经济表现有关的活动、状况、事件或发展,或涉及管理层未来运营计划和目标。“预期”、“假设”、“相信”、“预算”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“打算”、“待定”、“计划”、“潜力”、“预测”、“寻求”、“目标”、“将” 以及类似的表述旨在识别前瞻性陈述。前瞻性陈述贯穿本报告,包括有关以下事项的陈述:
•未来运营的业务战略和其他计划和目标,包括业务扩张和增长或推迟资本投资的计划,与未来股息支付、债务赎回或股权回购有关的计划,资本市场活动,环境、社会和治理(“ESG”)的目标和举措,以及我们对未来财务状况或经营业绩的展望;
•未来资本支出的金额和性质,我们的资产对大宗商品价格下跌的抵御能力,以及为资本支出提供资金的流动性和资本资源的可用性;
•我们对未来原油、天然气和液化天然气价格(在本报告中也分别称为 “石油”、“天然气” 和 “液化天然气”)、油井成本、服务成本、生产成本以及一般和管理成本的展望,以及通货膨胀对每种成本的影响;
•石油和天然气产区和运输渠道中的武装冲突、政治不稳定或内乱,包括中东的不稳定、俄罗斯和乌克兰以及以色列和哈马斯之间的战争,以及对法律法规或实施经济或贸易制裁的相关潜在影响;
•根据我们的第七次修订和重述的信贷协议(“信贷协议”)对借款基础或贷款人总承诺的任何变动;
•现金流、流动性、利息和相关的还本付息费用、我们有效税率的变化以及我们未来偿还债务的能力;
•我们的钻探和完井活动以及其他勘探和开发活动,每项活动都可能受到供应链中断和通货膨胀、我们获得许可证和政府批准的能力以及我们、我们的联合开发伙伴和/或其他第三方运营商的计划的影响;
•可能或预期的收购和剥离,包括某些房产可能的剥离或分包、进场或联合开发;
•石油、天然气和液化天然气储量估算值以及与这些储量估算相关的未来净收入和未来净收入现值的估计,以及将已探明未开发储量转换为探明已开发储量的估计;
•我们预期的未来产量、已确定的钻探地点以及钻探前景、库存、项目和计划;以及
•其他类似事项,例如本报告第一部分第2项中管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析中讨论的问题。
我们的前瞻性陈述基于我们的经验以及我们对历史趋势、当前状况、预期未来发展以及我们认为在特定情况下适当的其他因素的看法所做的假设和分析。我们提醒您,前瞻性陈述并不能保证未来的表现,这些陈述受已知和未知的风险和不确定性的影响,这可能导致我们的实际业绩或业绩与前瞻性陈述所表达或暗示的任何未来业绩或业绩存在重大差异。可能导致我们的财务状况、经营业绩、业务前景或经济表现与预期不同的因素包括截至2023年12月31日止年度的10-K表年度报告(“2023年10-K表格”)第一部分第1A项 “风险因素” 部分中讨论的因素。
本报告中的前瞻性陈述仅代表截至本报告提交之时。尽管我们可能会不时自愿更新先前的前瞻性陈述,但除非适用的证券法要求,否则我们不承担任何这样做的承诺。
第一部分财务信息
第 1 项。财务报表
SM 能源公司及子公司
简明合并资产负债表(未经审计)
(以千计,共享数据除外)
| | | | | | | | | | | |
| 三月三十一日 2024 | | 十二月三十一日 2023 |
资产 | | | |
流动资产: | | | |
现金和现金等价物 | $ | 506,252 | | | $ | 616,164 | |
应收账款 | 241,731 | | | 231,165 | |
衍生资产 | 33,913 | | | 56,442 | |
预付费用和其他 | 11,149 | | | 12,668 | |
流动资产总额 | 793,045 | | | 916,439 | |
财产和设备(成功的努力方法): | | | |
经证实的石油和天然气特性 | 11,756,523 | | | 11,477,358 | |
累计损耗、折旧和摊销 | (6,994,005) | | | (6,830,253) | |
未经证实的石油和天然气财产,扣除估值补贴美元34,934 和 $35,362,分别地 | 335,755 | | | 335,620 | |
油井在建中 | 380,419 | | | 358,080 | |
| | | |
其他财产和设备,扣除累计折旧 $60,606 和 $59,669,分别地 | 34,905 | | | 35,615 | |
财产和设备总额,净额 | 5,513,597 | | | 5,376,420 | |
非流动资产: | | | |
衍生资产 | 7,198 | | | 8,672 | |
其他非流动资产 | 84,618 | | | 78,454 | |
非流动资产总额 | 91,816 | | | 87,126 | |
总资产 | $ | 6,398,458 | | | $ | 6,379,985 | |
负债和股东权益 | | | |
流动负债: | | | |
应付账款和应计费用 | $ | 496,361 | | | $ | 611,598 | |
| | | |
衍生负债 | 24,108 | | | 6,789 | |
其他流动负债 | 15,615 | | | 15,425 | |
流动负债总额 | 536,084 | | | 633,812 | |
非流动负债: | | | |
循环信贷额度 | — | | | — | |
优先票据,净额 | 1,576,115 | | | 1,575,334 | |
| | | |
| | | |
资产报废债务 | 124,085 | | | 118,774 | |
| | | |
递延所得税负债净额 | 397,296 | | | 369,903 | |
衍生负债 | 1,369 | | | 1,273 | |
其他非流动负债 | 65,258 | | | 65,039 | |
非流动负债总额 | 2,164,123 | | | 2,130,323 | |
| | | |
承付款和意外开支(附注6) | | | |
| | | |
股东权益: | | | |
普通股,$0.01 面值-授权: 200,000,000 股份;已发行和流通股票: 115,036,144 和 115,745,393 分别是股票 | 1,150 | | | 1,157 | |
额外的实收资本 | 1,536,929 | | | 1,565,021 | |
留存收益 | 2,162,771 | | | 2,052,279 | |
累计其他综合亏损 | (2,599) | | | (2,607) | |
股东权益总额 | 3,698,251 | | | 3,615,850 | |
负债和股东权益总额 | $ | 6,398,458 | | | $ | 6,379,985 | |
所附附附注是这些简明合并财务报表不可分割的一部分。
SM 能源公司及子公司
简明合并运营报表(未经审计)
(以千计,每股数据除外)
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 在已结束的三个月中 三月三十一日 |
| | | | | 2024 | | 2023 |
营业收入和其他收入: | | | | | | | |
石油、天然气和液化天然气生产收入 | | | | | $ | 559,596 | | | $ | 570,778 | |
| | | | | | | |
其他营业收入 | | | | | 274 | | | 2727 | |
总营业收入和其他收入 | | | | | 559,870 | | | 573,505 | |
运营费用: | | | | | | | |
石油、天然气和液化天然气生产费用 | | | | | 137,375 | | | 142,348 | |
损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加 | | | | | 166,188 | | | 154,189 | |
探索 | | | | | 18,581 | | | 18,428 | |
| | | | | | | |
一般和行政 | | | | | 30,178 | | | 27,669 | |
净衍生品(收益)亏损 | | | | | 28,145 | | | (51,329) | |
其他运营费用,净额 | | | | | 1,008 | | | 10,153 | |
运营费用总额 | | | | | 381,475 | | | 301,458 | |
运营收入 | | | | | 178,395 | | | 272,047 | |
利息支出 | | | | | (21,873) | | | (22,459) | |
利息收入 | | | | | 6,770 | | | 4,702 | |
| | | | | | | |
其他非运营费用 | | | | | (24) | | | (232) | |
所得税前收入 | | | | | 163,268 | | | 254,058 | |
所得税支出 | | | | | (32,069) | | | (55,506) | |
净收入 | | | | | $ | 131,199 | | | $ | 198,552 | |
| | | | | | | |
已发行基本加权平均普通股 | | | | | 115,642 | | | 121,671 | |
摊薄后的加权平均已发行普通股 | | | | | 116,456 | | | 122,294 | |
普通股每股基本净收益 | | | | | $ | 1.13 | | | $ | 1.63 | |
摊薄后的每股普通股净收益 | | | | | $ | 1.13 | | | $ | 1.62 | |
每股普通股申报的净股息 | | | | | $ | 0.18 | | | $ | 0.15 | |
所附附附注是这些简明合并财务报表不可分割的一部分。
SM 能源公司及子公司
综合收益简明合并报表(未经审计)
(以千计)
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 在已结束的三个月中 三月三十一日 |
| | | | | 2024 | | 2023 |
净收入 | | | | | $ | 131,199 | | | $ | 198,552 | |
扣除税款的其他综合收入: | | | | | | | |
养老金负债调整 | | | | | 8 | | | 13 | |
扣除税款的其他综合收益总额 | | | | | 8 | | | 13 | |
综合收入总额 | | | | | $ | 131,207 | | | $ | 198,565 | |
所附附附注是这些简明合并财务报表不可分割的一部分。
SM 能源公司及子公司
股东权益简明合并报表(未经审计)
(以千计,股票数据和每股股息除外)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 额外的实收资本 | | | | 累计其他综合亏损 | | 股东权益总额 |
| 普通股 | | | 留存收益 | | |
| 股票 | | 金额 | | | | |
余额,2023 年 12 月 31 日 | 115,745,393 | | | $ | 1,157 | | | $ | 1,565,021 | | | $ | 2,052,279 | | | $ | (2,607) | | | $ | 3,615,850 | |
净收入 | — | | | — | | | — | | | 131,199 | | | — | | | 131,199 | |
其他综合收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | 8 | | | 8 | |
申报的净现金分红,美元0.18 每股 | — | | | — | | | — | | | (20,707) | | | — | | | (20,707) | |
| | | | | | | | | | | |
在归属限制性股票单位后发行普通股,扣除用于预扣税的股份 | 1,147 | | | — | | | (22) | | | — | | | — | | | (22) | |
股票薪酬支出 | 1,839 | | | — | | | 5,018 | | | — | | | — | | | 5,018 | |
| | | | | | | | | | | |
根据股票回购计划购买股票 | (712,235) | | | (7) | | | (33,088) | | | — | | | — | | | (33,095) | |
余额,2024 年 3 月 31 日 | 115,036,144 | | | $ | 1,150 | | | $ | 1,536,929 | | | $ | 2,162,771 | | | $ | (2,599) | | | $ | 3,698,251 | |
| | | | | | | | | | | |
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| | | 额外的实收资本 | | | | 累计其他综合亏损 | | 股东权益总额 |
| 普通股 | | | 留存收益 | | |
| 股票 | | 金额 | | | | |
余额,2022 年 12 月 31 日 | 121,931,676 | | | $ | 1,219 | | | $ | 1,779,703 | | | $ | 1,308,558 | | | $ | (4,022) | | | $ | 3,085,458 | |
净收入 | — | | | — | | | — | | | 198,552 | | | — | | | 198,552 | |
其他综合收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | 13 | | | 13 | |
申报的净现金分红,美元0.15 每股 | — | | | — | | | — | | | (18,078) | | | — | | | (18,078) | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
股票薪酬支出 | — | | | — | | | 4,318 | | | — | | | — | | | 4,318 | |
| | | | | | | | | | | |
根据股票回购计划购买股票 | (1,413,758) | | | (14) | | | (40,454) | | | — | | | — | | | (40,468) | |
余额,2023 年 3 月 31 日 | 120,517,918 | | | $ | 1,205 | | | $ | 1,743,567 | | | $ | 1,489,032 | | | $ | (4,009) | | | $ | 3,229,795 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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所附附附注是这些简明合并财务报表不可分割的一部分。
SM 能源公司及子公司
简明合并现金流量表(未经审计)
(以千计)
| | | | | | | | | | | |
| 在截至3月31日的三个月中, |
| 2024 | | 2023 |
来自经营活动的现金流: | | | |
净收入 | $ | 131,199 | | | $ | 198,552 | |
为使净收入与经营活动提供的净现金保持一致而进行的调整: | | |
| | | |
损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加 | 166,188 | | | 154,189 | |
| | | |
| | | |
股票薪酬支出 | 5,018 | | | 4,318 | |
净衍生品(收益)亏损 | 28,145 | | | (51,329) | |
净衍生品结算收益 | 13,274 | | | 5,076 | |
递延融资成本的摊销 | 1,371 | | | 1,371 | |
| | | |
递延所得税 | 27,391 | | | 49,968 | |
其他,净额 | 1,102 | | | (4,295) | |
营运资金的净变动 | (97,688) | | | (26,216) | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
经营活动提供的净现金 | 276,000 | | | 331,634 | |
| | | |
来自投资活动的现金流: | | | |
| | | |
资本支出 | (332,365) | | | (240,712) | |
| | | |
其他,净额 | 77 | | | 307 | |
用于投资活动的净现金 | (332,288) | | | (240,405) | |
| | | |
来自融资活动的现金流: | | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
回购普通股 | (32,768) | | | (40,068) | |
已支付的股息 | (20,834) | | | (18,290) | |
发行股票奖励后的净股结算 | (22) | | | — | |
| | | |
用于融资活动的净现金 | (53,624) | | | (58,358) | |
| | | |
现金、现金等价物和限制性现金的净变化 | (109,912) | | | 32,871 | |
期初的现金、现金等价物和限制性现金 | 616,164 | | | 444,998 | |
期末现金、现金等价物和限制性现金 | $ | 506,252 | | | $ | 477,869 | |
| | | |
额外现金流信息补充表: | | |
经营活动: | | | |
为利息支付的现金,扣除资本化利息 | $ | (32,986) | | | $ | (33,882) | |
所得税退还(已支付)的净现金 | $ | 3,292 | | | $ | (50) | |
投资活动: | | | |
应计资本支出变动 | $ | (26,569) | | | $ | 66,873 | |
| | | |
| | | |
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所附附附注是这些简明合并财务报表不可分割的一部分。
SM 能源公司及子公司
简明合并财务报表附注(未经审计)
附注1-重要会计政策摘要
操作描述
SM Energy Company及其合并子公司(“SM Energy” 或 “公司”)是一家独立的能源公司,在德克萨斯州从事石油、天然气和液化天然气的收购、勘探、开发和生产。
演示基础
随附的未经审计的简明合并财务报表包括公司的账目,是根据美国普遍接受的中期财务信息会计原则(“GAAP”)、10-Q表季度报告说明和S-X条例编制的。这些财务报表不包括GAAP要求的年度财务报表的所有信息和附注。但是,除此处披露的内容外,2023年10-K表中包含的合并财务报表附注中披露的信息没有重大变化。管理层认为,包括公允列报临时财务信息所必需的正常经常性调整在内的所有调整均已包括在内。所列期间的经营业绩不一定代表全年的预期业绩。在编制公司未经审计的简明合并财务报表方面,公司对2024年3月31日资产负债表日之后以及提交本报告期间的事件进行了评估。此外,某些前期金额已重新分类,以符合所附未经审计的简明合并财务报表中本期的列报方式。
重要会计政策
公司遵循的重要会计政策载于2023年10-K表中的附注1——重要会计政策摘要,并辅以本报告中未经审计的简明合并财务报表附注。这些未经审计的简明合并财务报表应与2023年10-K表一起阅读。
最近发布的会计指南
会计准则更新。2023年11月,财务会计准则委员会(“FASB”)发布了第2023-07号会计准则更新(“ASU”),《分部报告》(主题280):对应报告的分部披露的改进(“亚利桑那州立大学2023-07”)。发布ASU 2023-07的目的是改善对公共实体应申报细分市场的披露,并提供有关应申报细分市场的支出的其他更详细的信息。亚利桑那州立大学2023-07对2023年12月15日之后开始的财政年度以及2024年12月15日之后开始的财政年度内的过渡期有效,允许提前采用。该指导将追溯适用于财务报表中列报的所有前期。该公司在本亚利桑那州立大学的范围内,预计将在2024年12月31日采用亚利桑那州立大学2023-07和相关指导方针。预计采用亚利桑那州立大学2023-07不会对公司的合并财务报表或相关披露产生重大影响。
2023年12月,财务会计准则委员会发布了亚利桑那州立大学第2023-09号《所得税(主题740):所得税披露的改进》(“亚利桑那州立大学2023-09”)。发布亚利桑那州立大学2023-09年的目的是改善与税率对账和已缴所得税相关的披露。亚利桑那州立大学 2023-09 年在 2024 年 12 月 15 日之后开始的年度内有效,允许提前采用。该指南应在前瞻性基础上适用,但允许追溯适用。该公司属于该亚利桑那州立大学的范围,预计将在2025年1月1日前瞻性地采用亚利桑那州立大学2023-09年。预计2023-09年度亚利桑那州立大学的采用不会对公司的合并财务报表或相关披露产生重大影响。
美国证券交易委员会加强和标准化气候相关披露的最终规则。2024年3月6日,美国证券交易委员会(“SEC”)通过了最终规则,要求注册人在注册声明和年度报告中披露某些与气候相关的信息。2024年4月4日,美国证券交易委员会发布命令,在完成对质疑最终规则的请愿书的司法审查之前,暂停执行最终规则。该命令没有修改最终规则所设想的合规日期,该规则适用于从公司截至2025年12月31日财年的10-K表年度报告开始的财政年度。该公司目前正在评估最终规则对其财务报表和相关披露的潜在影响。
截至2024年3月31日,在提交本报告期间,尚未发布或通过其他适用于公司的会计指导方针,这将对公司未经审计的简明合并财务报表和相关披露产生重大影响。
附注2-与客户签订合同的收入
该公司确认其出售米德兰盆地和南德克萨斯州资产中已生产的石油、天然气和液化天然气的收入份额。随附的未经审计的简明合并运营报表(“随附的运营报表”)中列报的石油、天然气和液化天然气生产收入反映了与客户签订的合同产生的收入。
下表按产品类型列出了公司每个运营区域的石油、天然气和液化天然气生产收入:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 米德兰盆地 | | 南德克萨斯州 | | 总计 |
| 三个月已结束 三月三十一日 | | 三个月已结束 三月三十一日 | | 三个月已结束 三月三十一日 |
| 2024 | | 2023 | | 2024 | | 2023 | | 2024 | | 2023 |
| | | | | | | | | | | |
| (以千计) |
石油生产收入 | $ | 332,191 | | $ | 320,135 | | $ | 108,703 | | $ | 100,703 | | $ | 440,894 | | $ | 420,838 |
天然气生产收入 | 40,538 | | 49,789 | | 27,306 | | 43,942 | | 67,844 | | 93,731 |
液化天然气产量收入 | 84 | | 177 | | 50,774 | | 56,032 | | 50,858 | | 56,209 |
总计 | $ | 372,813 | | $ | 370,101 | | $ | 186,783 | | $ | 200,677 | | $ | 559,596 | | $ | 570,778 |
相对百分比 | 67 | % | | 65 | % | | 33 | % | | 35 | % | | 100 | % | | 100 | % |
公司在产品的保管权和所有权(“控制权”)移交给购买者时确认石油、天然气和液化天然气的生产收入,这可能因适用的合同条款而异。控制权的移交决定了随附的运营报表中运输、收集、加工和其他后期制作费用(“费用和其他扣除额”)的列报。公司在控制权移交之前产生的费用和其他扣除额记录在随附的运营报表中的石油、天然气和液化天然气生产费用项中。当控制权在井口或井口附近转移时,销售以井口市场价格为基础,该价格可能会受到控制权转让后购买者产生的费用和其他扣除的影响。
收入在履行义务的当月入账。但是,会收到碳氢化合物购买者的结算报表和相关的现金对价 30 到 90 生产后的几天。因此,公司必须估算交付给客户的产量以及产品销售最终将获得的报酬。在收到付款之前,应付给公司的预计收入将记录在随附的未经审计的简明合并资产负债表(“随附的资产负债表”)的应收账款项中。截至2024年3月31日和2023年12月31日,随附资产负债表中与客户签订的合同的应收账款余额为美元184.2百万和美元175.3分别为百万。为了估算与客户签订的合同产生的应收账款,公司使用对其财产、历史业绩、合同安排、指数定价、质量和运输差异以及其他因素的了解作为这些估算的基础。产品销售估算金额与实际金额之间的差额记录在收到购买者付款的当月中。从生产到履行义务之间的时间间隔通常少于一天,因此 不 报告期结束时重大未履行或部分未履行的履约义务。
附注3-股权
股票回购计划
公司当前的股票回购计划授权公司最多回购 $500.0 其普通股的总价值为百万美元 2024年12月31日 (“股票回购计划”)。股票回购计划允许公司不时通过公开市场交易、私下谈判交易或其他方式回购其普通股,但须遵守信贷协议和优先票据契约的某些条款,如附注5——长期债务中所定义。有关公司股票回购计划的更多信息,请参阅2023年10-K表格中的注释3——股权。
下表显示了截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月内公司股票回购计划下的活动:
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 在已结束的三个月中 三月三十一日 |
| | | | | 2024 | | 2023 |
| | | | | | | |
| | | | | (以千计,每股数据除外) |
回购的普通股 (1) | | | | | 712 | | | 1,414 | |
每股加权平均价格 (2) | | | | | $ | 45.99 | | | $ | 28.32 | |
回购普通股的成本 (2) (3) | | | | | $ | 32,753 | | | $ | 40,040 | |
______________________________
(1) 所有回购的公司普通股在回购时均已报废。
(2) 金额不包括消费税、佣金和费用。
(3) 由于四舍五入,金额可能无法计算。
自2022年股票回购计划启动以来,公司已回购并随后大约退休 9.0 公司已发行普通股的百万股,成本为美元317.9百万,不包括消费税、佣金和费用。截至2024年3月31日,美元182.1仍有100万股可供通过以下方式回购公司的已发行普通股 2024年12月31日,根据股票回购计划。
附注 4-所得税
所得税准备金包括以下内容:
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 在已结束的三个月中 三月三十一日 |
| | | | | 2024 | | 2023 |
| | | | | | | |
| | | | | (以千计) |
所得税支出的当期部分: | | | | | | | |
联邦 | | | | | $ | (4,254) | | $ | (4,998) |
州 | | | | | (424) | | (540) |
所得税支出的递延部分 | | | | | (27,391) | | (49,968) |
所得税支出 | | | | | $ | (32,069) | | $ | (55,506) |
| | | | | | | |
有效税率 | | | | | 19.6 | % | | 21.8 | % |
所得税支出或福利不同于对所得税前的收入或损失适用法定美国联邦所得税税率计算的金额。这些差异主要涉及联邦税收抵免、州所得税、估值补贴的变化、超额税收优惠和股票薪酬奖励的不足、对受保个人薪酬的税收减免限制、其他较小的永久差异的累积影响,也可能反映出颁布期间颁布的税率变更对公司递延所得税净资产和负债余额的累积影响。季度有效税率和由此产生的所得税支出或收益也可能受到预测净收益或亏损的比例效应以及对上表中每个时期估值补贴的相关影响的影响。
公司于2023年完成了为期多年的研发(“研发”)信用研究,这使公司的有效税率在2023年第三和第四季度均得到了有利的调整,并减少了公司的纳税义务。由于符合条件的研发活动和预期的信贷申请,预计将在2024年继续对公司的有效税率进行有利调整。
公司遵守有关不确定税收状况的权威会计指导。公司申报的未确认税收优惠的全部金额如果得到确认,将影响其有效税率。该公司预计,2024年记录的未确认税收优惠不会发生重大变化,除非与公司2024年研发信贷申请相关的任何潜在变化。
在2020年之前的所有年份中,公司通常不再接受税务机关的美国联邦或州所得税审查。
附注5-长期债务
信贷协议
公司的信贷协议规定了优先担保循环信贷额度,最高贷款额度为 $3.0十亿。截至2024年3月31日,信贷协议下的借款基础和贷款人承诺总额为美元2.5十亿和美元1.25分别为十亿。2024年3月31日之后,完成了半年度借款基础的重新确定,这重申了公司的借款基础和贷款机构按现有金额作出的总承诺。下一个预定借款基础的重新确定日期是2024年10月1日。信贷协议计划于 (a) 中较早者到期 2027年8月2日 (“规定到期日”),或 (b) 公司任何未偿还优先票据到期日前91天(定义见下文),前提是在该日或之前,相应的优先票据尚未偿还、交换、回购、再融资或以其他方式全额赎回,如果再融资或交换,则预定到期日不早于规定到期日后的至少180天日期。
与循环信贷额度相关的利息和承诺费是根据信贷协议中规定的借款基础利用率网格累积的,如2023年10-K表中的附注5——长期债务所示。根据公司的选择,信贷协议下的借款可以采用有担保隔夜融资利率(“SOFR”)、替代基准利率(“ABR”)或Swingline贷款的形式。SOFR贷款按SOFR加上利用率网格中的适用利润率累计利息,ABR和Swingline贷款按市场浮动利率累计利息,外加利用率网格中的适用利润。承付费根据贷款人总承诺金额的未使用部分按使用率网格中的费率累计。
下表列出了截至2024年4月25日、2024年3月31日和2023年12月31日信贷协议下的未清余额、未偿信用证总额和可用借款能力:
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至 2024 年 4 月 25 日 | | 截至 2024 年 3 月 31 日 | | 截至 2023 年 12 月 31 日 |
| | | | | |
| (以千计) |
循环信贷额度 (1) | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
信用证 (2) | 2500 | | | 2500 | | | 2500 | |
可用借款容量 | 1,247,500 | | | 1,247,500 | | | 1,247,500 | |
贷款人承诺总金额 | $ | 1250,000 | | | $ | 1250,000 | | | $ | 1250,000 | |
______________________________
(1) 归属于循环信贷额度的未摊销递延融资成本作为其他非流动资产细列项目的组成部分列报于随附的资产负债表中,总额为美元7.9百万和美元8.5截至 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日,分别为 100 万。这些费用将在循环信贷额度的期限内以直线方式摊销。
(2) 未清信用证按美元兑美元计算减少循环信贷额度下的可用金额。
高级票据
截至2024年3月31日和2023年12月31日,公司的优先票据是随附资产负债表上的净列项目,包括以下内容(统称为 “优先票据”):
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至 2024 年 3 月 31 日 | | 截至 2023 年 12 月 31 日 |
| 本金金额 | | 未摊销的递延融资成本 | | 本金,净额 | | 本金金额 | | 未摊销的递延融资成本 | | 本金,净额 |
| | | | | | | | | | | |
| (以千计) |
5.6252025 年到期的优先票据百分比 | $ | 349,118 | | | $ | 738 | | | $ | 348,380 | | | $ | 349,118 | | | $ | 896 | | | $ | 348,222 | |
6.752026 年到期的优先票据百分比 | 419,235 | | | 1,693 | | | 417,542 | | | 419,235 | | | 1,868 | | 417,367 | |
6.6252027 年到期的优先票据百分比 | 416,791 | | | 2,201 | | | 414,590 | | | 416,791 | | | 2,395 | | 414,396 | |
6.52028 年到期的优先票据百分比 | 40 万 | | | 4,397 | | | 395,603 | | | 40 万 | | | 4,651 | | 395,349 | |
总计 | $ | 1,585,144 | | | $ | 9,029 | | | $ | 1,576,115 | | | $ | 1,585,144 | | | $ | 9,810 | | | $ | 1,575,334 | |
优先票据是无抵押的优先债券,其支付权与公司所有现有和未来的无抵押优先债务相同,是未来任何次级债务的优先偿付权。公司可以在优先票据到期前按赎回价格赎回部分或全部优先票据,赎回价格可能包括溢价以及优先票据契约中所述的应计和未付利息。
盟约
公司受信贷协议和优先票据契约下的某些财务和非财务契约的约束,这些契约除其他条款外,限制了公司承担额外债务、进行包括分红在内的限制性付款、出售资产、设立债务担保留置权、与关联公司进行交易、进行某些投资或与其他实体合并或合并的能力。 截至2024年3月31日,通过提交本报告,公司遵守了所有财务和非财务契约。
资本化利息
截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的资本化利息成本总额为美元6.1百万和美元5.5分别为百万。公司资本化的利息金额通常会根据借款金额、公司的资本计划以及与正在进行的资本项目相关的成本的时间和金额而波动。资本化利息成本包含在产生的总成本中。
附注6-承付款和意外开支
承诺
除了下文讨论的项目外,通过提交本报告,承诺没有发生与2023年10-K表格中披露的有重大差异的变化。
钻机服务合同。在截至2024年3月31日的三个月中,该公司签订了新的钻机合同。截至2024年3月31日,该公司的钻机承诺总额为美元31.3合同条款将持续到2025年第一季度,为100万英镑。如果所有钻机合同自2024年3月31日起终止,公司将避免部分合同服务承诺;但是,公司将被要求支付美元19.6百万美元的提前解雇费。 没有 在截至2024年3月31日的三个月中,公司产生了提前解雇罚款或备用费,该公司预计在2024年剩余时间内不会因其钻机合同受到实质性处罚。
钻探和完井承诺。在截至2024年3月31日的三个月中,公司签订了一项协议,其中包括某些现有租约的最低钻探和完井面积要求。如果到2026年3月31日仍未满足这些最低要求,则公司将被要求根据钻探和完成的实际镜头与最低要求之间的差额支付违约金。截至2024年3月31日,违约金可能介于 零 最大值为 $96.0百万,最大风险敞口假设在2026年3月31日之前没有额外的开发活动。截至本报告提交之日,公司预计将履行本协议规定的义务。
突发事件
公司面临正常业务过程中产生的诉讼和索赔。当负债可能发生且金额可以合理估计时,公司应计此类项目。管理层认为,截至本报告提交之时,任何未决诉讼和索赔的预期结果预计不会对公司的经营业绩、财务状况或现金流产生重大影响。
附注7——衍生金融工具
现行石油、天然气和液化天然气衍生品合约摘要
公司定期签订大宗商品衍生合约,以减轻其对石油、天然气和液化天然气价格波动和位置差异的部分敞口,以及对现金流的相关影响。公司签订的所有大宗商品衍生合约均用于交易以外的目的。该公司的大宗商品衍生品合约包括石油和天然气生产的价格互换和美元兑安排,以及液化天然气生产的价格互换安排。在典型的大宗商品互换协议中,如果商定的第三方公布的指数价格(“指数价格”)低于掉期价格,则公司将获得指数价格与商定的掉期价格之间的差额。如果指数价格高于掉期价格,则公司支付差额。对于项圈安排,如果指数价格低于底价,公司将获得商定的指数价格与底价之间的差额。如果指数价格高于上限价格,则公司支付商定的上限价格和指数价格之间的差额。如果指数价格介于下限和上限价格之间,则不会支付或收到任何款项。
该公司已签订固定价格石油和天然气基础互换,以减少某些行业基准价格与公司产品销售的实际实物定价点之间存在的不利定价差异的风险。截至2024年3月31日,该公司签订了基差互换合约,其价格差异固定:
•NYMEX WTI和阿格斯中质米德兰分公司(“WTI Midland”)出售其米德兰盆地的部分石油产量,其销售合同以西德兰中质原油价格结算;
•NYMEX WTI和阿格斯WTI休斯敦麦哲伦东休斯敦码头(“WTI休斯敦MEH”)收购其南德克萨斯州部分石油产量,销售合同以休斯敦西德克萨斯中质原油价格结算;
•NYMEX Henry Hub(“HH”)和 Inside FERC Houston Ship Channel(“IF HSC”)收购其南德克萨斯州部分天然气产量,销售合同以IF HSC价格结算;以及
•NYMEX HH和Inside FERC West Texas(“IF Waha”)的部分米德兰盆地天然气产量,其销售合同以IF Waha的价格结算。
该公司还签订了石油互换合约,以修复纽约商品交易所日历月平均值与实物原油交割月份(“滚动差价”)之间的定价差异,在该月中,公司支付周期性可变滚动差异并获得加权平均固定价格差额。加权平均固定价格差异表示掉期合约所涵盖的名义交易量的交割月价格的净增加(减少)金额。
截至2024年3月31日,该公司截至2026年第四季度的未偿还大宗商品衍生品合约如下表所示:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 合同期限 | | | | | | |
| | 2024 年第二季度 | | 2024 年第三季度 | | 2024 年第四季度 | | 2025 | | 2026 | | | | | | |
石油衍生品(以MBBL为单位的交易量和以每桶美元计的价格): | | | | |
互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
纽约商品交易所 WTI 交易量 | | — | | | — | | | 780 | | | 323 | | | — | | | | | | | |
加权平均合约价格 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 73.24 | | | $ | 75.00 | | | $ | — | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
项圈 | | | | | | | | | | | | | | | | |
纽约商品交易所 WTI 交易量 | | 1,846 | | | 2,003 | | | 900 | | | 323 | | | — | | | | | | | |
加权平均底价 | | $ | 67.46 | | | $ | 68.27 | | | $ | 69.85 | | | $ | 68.00 | | | $ | — | | | | | | | |
加权平均上限价格 | | $ | 85.53 | | | $ | 83.10 | | | $ | 78.53 | | | $ | 79.93 | | | $ | — | | | | | | | |
基础互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
WTI 米德兰-纽约商品交易所 WTI 交易量 | | 1,193 | | | 1,235 | | | 1,230 | | | 2748 | | | — | | | | | | | |
加权平均合约价格 | | $ | 1.21 | | | $ | 1.21 | | | $ | 1.21 | | | $ | 1.15 | | | $ | — | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
休斯顿 WTI MEH-NYMEX WTI 交易量 | | 293 | | | 332 | | | 309 | | | 1,413 | | | 816 | | | | | | | |
加权平均合约价格 | | $ | 1.82 | | | $ | 1.82 | | | $ | 1.82 | | | $ | 1.90 | | | $ | 2.10 | | | | | | | |
滚动差价互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
纽约商品交易所 WTI 交易量 | | 1,792 | | | 1,964 | | | 1,877 | | | — | | | — | | | | | | | |
加权平均合约价格 | | $ | 0.57 | | | $ | 0.57 | | | $ | 0.57 | | | $ | — | | | $ | — | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
天然气衍生品(以英热单位计算的交易量和以每百万英热单位美元计算的价格): | | | | |
互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
纽约商品交易所 HH 交易量 | | 4,186 | | | 2,923 | | | 1,569 | | | 5,891 | | | — | | | | | | | |
加权平均合约价格 | | $ | 3.17 | | | $ | 3.18 | | | $ | 3.03 | | | $ | 4.20 | | | $ | — | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
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项圈 | | | | | | | | | | | | | | | | |
纽约商品交易所 HH 交易量 | | 4,432 | | | 4,612 | | | 7,328 | | | 25,434 | | | — | | | | | | | |
加权平均底价 | | $ | 3.69 | | | $ | 3.68 | | | $ | 3.38 | | | $ | 3.23 | | | $ | — | | | | | | | |
加权平均上限价格 | | $ | 4.00 | | | $ | 4.21 | | | $ | 4.97 | | | $ | 4.67 | | | $ | — | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
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基础互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
IF WAHA-NYMEX HH 交易量 | | 5,285 | | | 5,344 | | | 5,240 | | | 20,501 | | | — | | | | | | | |
加权平均合约价格 | | $ | (1.09) | | | $ | (0.99) | | | $ | (0.73) | | | $ | (0.66) | | | $ | — | | | | | | | |
IF HSC-NYMEX HH 交易量 | | 3,310 | | | 3,426 | | | 5,750 | | | 946 | | | — | | | | | | | |
加权平均合约价格 | | $ | (0.34) | | | $ | (0.30) | | | $ | (0.38) | | | $ | 0.0025 | | | $ | — | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
液化天然气衍生品(以 MBL 为单位的交易量和以每桶美元计算的价格): | | | | |
互换 | | | | | | | | | | | | | | | | |
OPIS 丙烷蒙特贝尔维尤非测试卷 | | 387 | | | 404 | | | 434 | | | 396 | | | — | | | | | | | |
加权平均合约价格 | | $ | 31.90 | | | $ | 31.87 | | | $ | 31.85 | | | $ | 32.86 | | | $ | — | | | | | | | |
OPIS 普通丁烷 Mont Belvieu 非测试体积 | | 44 | | | 46 | | | 49 | | | 45 | | | — | | | | | | | |
加权平均合约价格 | | $ | 39.48 | | | $ | 39.48 | | | $ | 39.48 | | | $ | 39.48 | | | $ | — | | | | | | | |
OPIS 异丁烷蒙特贝尔维尤非测试卷 | | 24 | | | 25 | | | 28 | | | 25 | | | — | | | | | | | |
加权平均合约价格 | | $ | 41.58 | | | $ | 41.58 | | | $ | 41.58 | | | $ | 41.58 | | | $ | — | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
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2024 年 3 月 31 日之后签订的大宗商品衍生合约
2024年3月31日之后,通过提交本报告,公司签订了以下大宗商品衍生品合约:
•纽约商品交易所(NYMEX)从2024年第四季度到2025年第二季度的西德克萨斯中质原油合约总额为 1.0 按加权平均底价计算的石油产量为mmbbL71.77 每桶,加权平均上限价格为美元82.74 每桶;
•纽约商品交易所 2024 年第二至第四季度的西德克萨斯中质原油差价掉期合约总额为 1.8 按加权平均合约价格计算的石油产量为mmbbL1.02 每桶;
•纽约商品交易所 2026 年的 HH 项圈合约总额为 13,438 bBtU 的天然气产量,加权平均底价为美元3.25 每百万英热单位和加权平均上限价格为美元4.90 每百万英热单位;以及
•IF Waha交换2026年第一、第三和第四季度的合约总额为 1,548 按加权平均合约价格计算的天然气产量为bBtU3.26 每 mmBtu。
衍生资产和负债公允价值
公司的大宗商品衍生品按公允价值计量,并作为衍生资产和负债包含在随附的资产负债表中,符合 “正常购买正常销售” 例外情况的衍生工具除外。公司未将其大宗商品衍生品合约指定为对冲工具。截至2024年3月31日和2023年12月31日,大宗商品衍生品合约的公允价值为净资产为美元15.6百万和美元57.1分别是百万。
下表按类别详细列出了随附资产负债表中记录的大宗商品衍生品合约的公允价值:
| | | | | | | | | | | |
| 截至 2024 年 3 月 31 日 | | 截至 2023 年 12 月 31 日 |
| | | |
| (以千计) |
衍生资产: | | | |
流动资产 | $ | 33,913 | | | $ | 56,442 | |
非流动资产 | 7,198 | | | 8,672 | |
衍生资产总额 | $ | 41,111 | | | $ | 65,114 | |
衍生负债: | | | |
流动负债 | $ | 24,108 | | | $ | 6,789 | |
非流动负债 | 1,369 | | | 1,273 | |
衍生负债总额 | $ | 25,477 | | | $ | 8,062 | |
衍生资产和负债的抵消
截至2024年3月31日和2023年12月31日,公司持有的所有衍生工具均受与各金融机构的总净额结算安排的约束。一般而言,公司协议条款规定,对于在同一日期以相同货币结算的交易,由双方选择抵消公司与交易对手之间的应付或应收款项。公司的协议还规定,如果提前终止,交易对手有权抵消根据该协议以及与同一交易对手达成的任何其他协议所欠或应付的款项。 公司的会计政策不得抵消 这些头寸在其附带的资产负债表中。
下表提供了随附资产负债表中反映的总资产负债与主净额结算安排对公司大宗商品衍生品合约公允价值的潜在影响之间的对账:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至的衍生资产 | | 截至的衍生负债 |
| 3月31日 2024 | | 2023年12月31日 | | 3月31日 2024 | | 2023年12月31日 |
| | | | | | | |
| (以千计) |
随附资产负债表中列报的总金额 | $ | 41,111 | | | $ | 65,114 | | | $ | (25,477) | | | $ | (8,062) | |
所附资产负债表中未抵消的金额 | (21,519) | | | (7,362) | | | 21,519 | | | 7,362 | |
净额 | $ | 19,592 | | | $ | 57,752 | | | $ | (3,958) | | | $ | (700) | |
下表分别汇总了净衍生品结算收益的大宗商品组成部分以及随附的未经审计的简明合并现金流量表(“随附的现金流量表”)和随附的运营报表中列示的净衍生品(收益)亏损项目:
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 在已结束的三个月中 三月三十一日 |
| | | | | 2024 | | 2023 |
| | | | | | | |
| | | | | (以千计) |
净衍生品结算(收益)亏损: | | | | | | | |
石油合约 | | | | | $ | (2,525) | | | $ | 6,226 | |
天然气合同 | | | | | (12,220) | | | (11,302) | |
液化天然气合约 | | | | | 1,471 | | | — | |
衍生品结算净收益总额 | | | | | $ | (13,274) | | | $ | (5,076) | |
| | | | | | | |
净衍生品(收益)亏损: | | | | | | | |
石油合约 | | | | | $ | 37,099 | | | $ | (29,167) | |
天然气合同 | | | | | (14,828) | | | (20,778) | |
液化天然气合约 | | | | | 5,874 | | | (1,384) | |
净衍生品(收益)损失总额 | | | | | $ | 28,145 | | | $ | (51,329) | |
与信贷相关的应急功能
截至2024年3月31日,公司的所有衍生品交易对手均为公司信贷协议贷款集团的成员。公司不与不属于贷款集团的交易对手签订衍生合约。根据信贷协议,公司必须为价值至少等于的资产提供抵押留置权 85 根据信贷协议的定义,在最新储量报告中评估的公司已探明的石油和天然气财产中PV-9总量的百分比。信贷协议下的抵押品为债务提供担保,也为公司的衍生协议义务提供担保。
附注 8-公允价值测量
公司对所有按公允价值计量的资产和负债均遵循公允价值计量会计指导。该指南将公允价值定义为在计量之日,在市场参与者之间的有序交易中,出售资产或为转移负债而支付的价格(退出价格)。市场或可观察的输入是首选的价值来源,其次是基于假设交易的假设假设,而没有市场投入。对这些资产和负债进行分组的公允价值层次结构基于以下输入的显著性水平:
•级别 1 — 相同资产或负债在活跃市场的报价
•第 2 级 — 活跃市场中类似资产或负债的报价、非活跃市场中相同或相似工具的报价,以及输入可观测或重要价值驱动因素可观察到的模型推导的估值
•级别 3 — 估值模型的重要输入不可观察
下表列出了公司资产和负债清单,这些资产和负债在随附的资产负债表中按公允价值计量,并归入公允价值层次结构:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至 2024 年 3 月 31 日 | | 截至 2023 年 12 月 31 日 |
| 第 1 级 | | 第 2 级 | | 第 3 级 | | 第 1 级 | | 第 2 级 | | 第 3 级 |
| | | | | | | | | | | |
| (以千计) |
资产: | | | | | | | | | | | |
衍生品 (1) | $ | — | | | $ | 41,111 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 65,114 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | |
负债: | | | | | | | | | | | |
衍生品 (1) | $ | — | | | $ | 25,477 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 8,062 | | | $ | — | |
__________________________________________
(1) 这是一种定期按公允价值计量的金融资产或负债。
金融和非金融资产和负债均根据对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平归入上述公允价值层次结构中。以下是对公司使用的估值方法的描述,以及根据上述公允价值层次结构对此类工具进行的一般分类。
衍生品
该公司使用二级输入来衡量石油、天然气和液化天然气大宗商品衍生工具的公允价值。公允价值基于插值数据。公司根据远期大宗商品价格曲线、交易对手的信用评级、公司的信用评级和货币的时间价值得出内部估值估计。然后将这些估值与相应交易对手的按市值计价的报表进行比较。经过深思熟虑的因素可以得出估计的退出价格,管理层认为该价格为衍生工具的估值提供了一种合理而一致的方法。管理层不认为公司使用的商品衍生工具复杂、结构化或流动性不足。石油、天然气和液化天然气大宗商品衍生品市场非常活跃。有关公司衍生工具的更多信息,请参阅附注7——衍生金融工具。
长期债务
下表反映了公司优先票据债务的公允价值,该债务根据二级市场报价使用一级投入来衡量。截至2024年3月31日或2023年12月31日,这些票据未按公允价值在随附的资产负债表上列报,因为它们是按账面价值记账的,扣除任何未摊销的递延融资成本。有关更多信息,请参阅附注5-长期债务。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至 2024 年 3 月 31 日 | | 截至 2023 年 12 月 31 日 |
| 本金金额 | | 公允价值 | | 本金金额 | | 公允价值 |
| | | | | | | |
| (以千计) |
5.6252025 年到期的优先票据百分比 | $ | 349,118 | | | $ | 348,025 | | | $ | 349,118 | | | $ | 348,189 | |
6.752026 年到期的优先票据百分比 | $ | 419,235 | | | $ | 419,491 | | | $ | 419,235 | | | $ | 420,660 | |
6.6252027 年到期的优先票据百分比 | $ | 416,791 | | | $ | 417,458 | | | $ | 416,791 | | | $ | 416,549 | |
6.52028 年到期的优先票据百分比 | $ | 40 万 | | | $ | 402,644 | | | $ | 40 万 | | | $ | 401,372 | |
附注9——每股收益
普通股每股基本净收益或亏损的计算方法是将普通股股东可获得的净收益或亏损除以相应时期内已发行普通股的基本加权平均数。普通股摊薄后的净收益或亏损的计算方法是,普通股股东可获得的净收益或亏损除以已发行普通股的摊薄后的加权平均数,其中包括潜在的稀释性证券的影响。在此计算中,潜在的稀释性证券主要包括非既得限制性股票单位(“RSU” 或 “RSU”)和或有绩效股票单位(“PSU” 或 “PSU”),它们是使用库存股方法衡量的。有关这些潜在稀释性证券的更多详细信息,请参阅2023年10-K表格中的附注9——每股收益和附注10——薪酬计划。
下表列出了每股普通股基本净收益和摊薄后净收益的计算方法:
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 在已结束的三个月中 三月三十一日 | | |
| 2024 | | 2023 | | | | |
| | | | | | | |
| (以千计,每股数据除外) |
净收入 | $ | 131,199 | | | $ | 198,552 | | | | | |
| | | | | | | |
已发行基本加权平均普通股 | 115,642 | | 121,671 | | | | |
非既得限制性股票单位、应急PSU和其他股权的稀释作用 | 814 | | 623 | | | | |
摊薄后的加权平均已发行普通股 | 116,456 | | 122,294 | | | | |
| | | | | | | |
普通股每股基本净收益 | $ | 1.13 | | | $ | 1.63 | | | | | |
摊薄后的每股普通股净收益 | $ | 1.13 | | | $ | 1.62 | | | | | |
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
以下讨论包括前瞻性陈述。有关此类陈述的重要信息,请参阅本报告的 “前瞻性陈述警示信息” 部分。在接下来的讨论中,我们将解释截至2024年3月31日的三个月与截至2023年12月31日的三个月(“连续季度” 或 “按顺序”)之间的变化,以及截至2024年3月31日的三个月与截至2023年3月31日的三个月(“年初至今”)之间的年初至今(“YTD”)的变化(“2024年年初至今同比2023年”)。
公司概述
一般概述
我们的目标是通过负责任地生产能源供应来改善人们的生活,为国内能源安全和繁荣做出贡献,并对我们生活和工作的社区产生积极影响。我们的长期愿景和战略是通过维护和优化我们的高质量资产组合、产生现金流和维持强劲的资产负债表,为所有利益相关者持续增加价值,成为顶级资产的主要运营商。我们的团队通过优先考虑安全、技术创新和自然资源管理来执行这一战略,所有这些都是我们企业文化不可或缺的一部分。我们的短期目标包括专注于持续的卓越运营,以及通过我们的股票回购计划和固定股息支付继续为股东带来回报。
我们的资产组合由位于西德克萨斯州米德兰盆地和南德克萨斯州小牛盆地的高质量资产组成,我们认为这些资产能够在当前的宏观经济环境中产生丰厚的回报,并提供抵御大宗商品价格风险和波动的能力。我们寻求通过严格的资本支出、战略收购以及持续开发和优化现有资产来实现回报最大化并增加顶级资产的价值。我们认为,我们的高质量资产有助于采用可持续的方法来优先考虑运营执行、维持强劲的资产负债表、产生现金流、向股东返还资本以及保持财务灵活性。
我们致力于卓越的安全、健康和环境管理;支持多元化和蓬勃发展的员工团队的专业发展;通过投资和联系我们生活和工作的社区,与利益相关者建立和维持伙伴关系;并透明地报告我们在这些领域的进展。除其他外,董事会的环境、社会和治理委员会监督我们 ESG 政策、计划和举措的有效性,监控和应对新出现的趋势、问题和相关风险,并与管理层一起向董事会报告此类事宜。进一步表明我们对可持续运营和环境管理的承诺,长期激励计划下的高管和符合条件的员工的薪酬以及短期激励计划下所有员工的薪酬都是根据某些全公司绩效指标计算的,这些指标包括关键的财务、运营、环境、健康和安全措施。
我们受到全球大宗商品和金融市场的影响,这些市场仍面临更高的不确定性和波动性。尽管通货膨胀继续影响我们业务的某些方面,但与2023年相比,其影响程度在2024年第一季度有所下降。石油输出国组织(“欧佩克”)和其他非欧佩克产油国(统称为 “欧佩克+”)之间持续的石油减产协议、中东的不稳定、与俄罗斯和乌克兰以及以色列和哈马斯之间的战争相关的经济和贸易制裁、美国联邦储备银行的货币政策、航运渠道的限制和中断以及全球储存石油库存的变化推动了大宗商品价格的波动,助长了供应情况连锁中断以及利率的波动,并可能对特定行业产生进一步的影响,这可能需要我们调整业务计划。更多详情,请参阅 2023 年 10-K 表格第一部分第 1A 项中的 “风险因素” 部分。尽管持续存在不确定性,但我们预计将最大限度地提高我们高质量资产基础的价值,保持强劲的运营业绩和财务稳定。我们仍然专注于通过产生现金流向股东返还资本。
业务领域
我们的米德兰盆地资产包括位于西德克萨斯州二叠纪盆地(“米德兰盆地”)的约110,000英亩净土地。在2024年第一季度,我们的钻探和完井活动侧重于RockStar和Sweetie Peck资产的开发优化,以及克朗代克资产的划定和开发。我们在米德兰盆地的地理位置为包括Spraberry和Wolfcamp地层在内的多个石油富集区间提供了大量的未来开发机会。
我们在南德克萨斯州的资产包括位于德克萨斯州迪米特县和韦伯县(“南德克萨斯州”)的约 155,000 英亩净土地。在2024年第一季度,我们的业务重点是开发和进一步划定奥斯汀查克地层,以及奥斯汀查尔克地层和伊格尔福特页岩地层的生产。我们在南德克萨斯州马弗里克盆地的重叠面积覆盖了西部的伊格尔福特页岩和奥斯汀查克地层的很大一部分,包括石油、天然气凝析油和干气窗的面积,其气体成分适合用于液化天然气开采处理。
2024 年第一季度概述和 2024 年剩余时间展望
在2024年第一季度,我们继续通过股票回购计划和固定的季度股息来实现向股东持续返还资本的目标,方法是回购并随后以3,280万美元的成本退回约70万股已发行普通股,不包括消费税、佣金和费用,并支付每股0.18美元的季度股息,总额为2,080万美元。有关我们的股票回购计划的更多讨论,请参阅本报告第一部分第1项中的注释3-股权。
财务和运营业绩。截至2024年3月31日的三个月,平均日当量净产量连续下降了5%,至145.1MBOE,其中包括我们在南德克萨斯州的资产下降了8%,由于油井完工的时机,米德兰盆地资产下降了3%。
在净衍生品结算之前,每个英国央行的已实现价格(“已实现价格” 或 “已实现价格”)连续保持不变。在2024年第一季度,石油和天然气基准价格下降,液化天然气基准价格上涨。这些变化导致石油和天然气已实现价格连续季度分别下降2%和12%,但被液化天然气已实现价格上涨5%所抵消。
由于平均每日净当量产量下降,石油、天然气和液化天然气产量从截至2023年12月31日的三个月的6.069亿美元下降了8%,至2024年3月31日的三个月的5.596亿美元。截至2024年3月31日的三个月,石油、天然气和液化天然气生产费用为每英国央行10.41美元,环比增长7%,这主要是由于每个英国央行的从价税支出和每个英国央行的租赁运营费用(“LOE”)的增加,但部分被每个英国央行的生产税支出的减少所抵消。
在截至2024年3月31日和2023年12月31日的三个月,我们分别录得2,810万美元的衍生品净亏损和8,050万美元的净衍生品收益。这些金额中包括截至2024年3月31日和2023年12月31日的三个月,分别为1,330万美元和650万美元的净衍生品结算收益。
在截至2024年3月31日的三个月中,运营和财务活动产生了以下结果:
•经营活动提供的净现金为2.760亿美元,而截至2023年12月31日的三个月为4.765亿美元。
•净收益为1.312亿美元,摊薄每股收益为1.13美元,而截至2023年12月31日的三个月,净收益为2.471亿美元,摊薄每股收益为2.12美元。
•调整后的息税折旧摊销前利润(非公认会计准则财务指标)为4.090亿美元,而截至2023年12月31日的三个月为4.451亿美元。请参阅下面的非公认会计准则财务指标标题,以了解更多讨论以及我们对调整后息税折旧摊销前利润的定义以及与经营活动提供的净收益和净现金的对账。
有关更多讨论,请参阅下文的精选生产和财务信息概述,包括截至2024年3月31日的三个月,以及截至2024年3月31日的三个月与2023年3月31日的三个月之间的财务业绩和趋势的趋势和比较。
业务活动。我们预计,不包括收购,2024年的资本计划总额将在11.4亿美元至11.8亿美元之间。这反映了我们最初的预期有所下降,这主要是由于资本效率和成本低于预期。我们的资本计划仍然侧重于米德兰盆地和南德克萨斯州资产中高度经济的石油开发项目。在2024年,我们预计将通过运用我们在地球科学和开发优化方面的优势,继续专注于战略库存置换和增长。请参阅下面的流动性和资本资源概述,讨论我们预计如何为2024年资本计划的剩余部分提供资金。
在我们的米德兰盆地项目中,我们运营了四台钻机和两名完井人员,在2024年第一季度钻探了19口总井(净钻17口),完成了16口总井(净钻11口)井。平均每日当量净产量连续下降了3%,至74.5 MBOE。在截至2024年3月31日的三个月中,产生的成本总额为1.824亿美元,占我们该期间产生的总成本的57%。我们预计,在2024年的剩余时间里,将运营四台钻机和一到两名完井人员,重点是在我们的RockStar、Sweetie Peck和Klondike资产内开发地层。
在我们的南德克萨斯项目中,我们运营了两台钻机和一名完井人员,在2024年第一季度钻探了12口总井(净钻12口),并完成了16口总井(净钻16口)井。平均每日当量净产量连续下降了8%,至70.6 MBOE。在截至2024年3月31日的三个月中,产生的费用总额为1.29亿美元,占我们该期间产生的总成本的40%。我们预计将在2024年剩余时间内运营两台钻机,平均有一名完井人员,主要专注于开发奥斯汀查尔克地层。
下表汇总了截至2024年3月31日的三个月中,我们已钻探但未完成的油井数量以及我们运营计划的本年度钻探和完井活动的季度变化:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 米德兰盆地 | | 南德克萨斯州 (1) | | 总计 |
| 格罗斯 | | 网 | | 格罗斯 | | 网 | | 格罗斯 | | 网 |
截至 2023 年 12 月 31 日,油井已钻探但尚未完工 | 39 | | | 29 | | | 37 | | | 37 | | | 76 | | | 66 | |
钻井了 | 19 | | | 17 | | | 12 | | | 12 | | | 31 | | | 29 | |
油井完工 | (16) | | | (11) | | | (16) | | | (16) | | | (32) | | | (27) | |
| | | | | | | | | | | |
2024 年 3 月 31 日,油井已钻探但尚未完工 | 42 | | | 35 | | | 33 | | | 33 | | | 75 | | | 68 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | |
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(1)截至2023年12月31日,已钻探但尚未完工的油井数量包括九口总油井(净油井九口),这些油井未包括在截至2023年12月31日的五年开发计划中,其中八口位于伊格尔福特页岩中。
产生的成本。截至2024年3月31日的三个月,石油和天然气物业收购、勘探和开发活动中产生的成本,无论是资本化还是支出成本,总额为3.202亿美元,主要来自我们的米德兰盆地和南德克萨斯州计划,如上述 “业务活动” 所述。
生产结果。下表按产品类型列出了本报告所述期间我们每种资产的净产量:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在已结束的三个月中 |
| 2024 年 3 月 31 日 | | 2023年12月31日 | | | | 2023 年 3 月 31 日 |
米德兰盆地净产量: | | | | | | | |
石油 (mmbbL) | 4.4 | | | 4.6 | | | | | 4.2 | |
天然气 (Bcf) | 14.5 | | | 15.2 | | | | | 14.5 | |
NGL (mmbBL) | — | | | — | | | | | — | |
等效 (MMBOE) | 6.8 | | | 7.1 | | | | | 6.7 | |
平均每日净等值量(每天 MBOE) | 74.5 | | | 77.0 | | | | | 74.0 | |
相对百分比 | 51 | % | | 50 | % | | | | 51 | % |
| | | | | | | |
南德克萨斯净产量: | | | | | | | |
石油 (mmbbL) | 1.4 | | | 1.5 | | | | | 1.4 | |
天然气 (Bcf) | 16.7 | | | 18.3 | | | | | 17.8 | |
NGL (mmbBL) | 2.2 | | | 2.5 | | | | | 2.1 | |
等效 (MMBOE) | 6.4 | | | 7.0 | | | | | 6.5 | |
平均每日净等值量(每天 MBOE) | 70.6 | | | 76.4 | | | | | 72.5 | |
相对百分比 | 49 | % | | 50 | % | | | | 49 | % |
| | | | | | | |
总净产量: | | | | | | | |
石油 (mmbbL) | 5.8 | | | 6.1 | | | | | 5.7 | |
天然气 (Bcf) | 31.1 | | | 33.5 | | | | | 32.2 | |
NGL (mmbBL) | 2.2 | | | 2.5 | | | | | 2.1 | |
等效 (MMBOE) | 13.2 | | | 14.1 | | | | | 13.2 | |
平均每日净等值量(每天 MBOE) | 145.1 | | | 153.5 | | | | | 146.4 | |
| | | | | | | |
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注意:由于四舍五入,金额可能无法计算。
有关生产的讨论,请参阅下文的部分生产和财务信息概述,包括截至2024年3月31日的三个月,以及截至2024年3月31日的三个月与2023年3月31日的三个月之间的趋势和财务业绩与趋势的比较。
石油、天然气和液化天然气价格
我们的财务状况和经营业绩受到石油、天然气和液化天然气生产价格的重大影响,价格可能会急剧波动。当我们在下文提及已实现的石油、天然气和液化天然气价格时,披露的价格代表在衍生品净结算生效之前相应时期的平均价格。虽然纽约商品交易所的石油和天然气报价以及OPIS NGL的报价通常用作我们行业内部比较的基础,但我们收到的价格受这些产品的质量、能源含量、位置和运输差异以及合同定价基准的影响。
下表汇总了截至2024年3月31日、2023年12月31日和2023年3月31日的三个月的大宗商品价格数据以及净衍生品结算的影响:
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在已结束的三个月中 |
| 2024 年 3 月 31 日 | | 2023年12月31日 | | 2023 年 3 月 31 日 |
石油(每桶): | | | | | |
纽约商品交易所合约月平均价格 | $ | 76.96 | | | $ | 78.32 | | | $ | 76.13 | |
已实现价格 | $ | 76.09 | | | $ | 77.41 | | | $ | 74.31 | |
石油净衍生品结算的影响 | $ | 0.44 | | | $ | (1.11) | | | $ | (1.10) | |
煤气: | | | | | |
纽约商品交易所每月平均结算价格(每百万英热单位) | $ | 2.24 | | | $ | 2.88 | | | $ | 3.42 | |
已实现价格(每立方英尺) | $ | 2.18 | | | $ | 2.47 | | | $ | 2.91 | |
天然气净衍生品结算的影响(每立方英尺) | $ | 0.39 | | | $ | 0.35 | | | $ | 0.35 | |
液化天然气(每桶): | | | | | |
OPIS 平均价格 (1) | $ | 29.28 | | | $ | 26.89 | | | $ | 30.95 | |
已实现价格 | $ | 22.94 | | | $ | 21.92 | | | $ | 26.24 | |
NGL 净衍生品结算的影响 | $ | (0.66) | | | $ | 0.65 | | | $ | — | |
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(1) 每桶液化天然气的平均OPIS价格,无论是历史价格还是不含数据,均假设复合桶装产品组合为42%的乙烷、28%的丙烷、6%的异丁烷、11%的普通丁烷和13%的天然汽油。该产品组合代表行业标准复合桶,不一定代表我们用于液化天然气生产的产品组合。已实现的价格反映了我们的实际产品组合。
鉴于全球金融市场的不确定性、欧佩克+的产量、全球航运渠道的限制和中断、中东的不稳定、与俄罗斯和乌克兰以及以色列和哈马斯战争相关的经济和贸易制裁、全球储存石油库存的变化以及这些问题对全球大宗商品市场的潜在影响,我们预计石油、天然气和液化天然气的基准价格在可预见的将来将保持波动,我们无法合理预测时机或将来可能产生任何影响这可能会导致,其中可能包括进一步的通货膨胀、供应链中断、利率波动以及特定行业的影响。除了全球大宗商品的供需基本面外,石油、天然气和液化天然气的价格还受到世界各地区实际或感知的地缘政治风险以及美元与其他货币相比相对走强的影响。我们在当地销售点的已实现价格也可能受到基础设施容量或运营区域及其他地区中断的影响。我们预计,2024年第二和第三季度米德兰盆地天然气生产的已实现价格将受到剩余管道容量限制的影响;但是,我们的大宗商品衍生品合约将减轻对已实现价格的任何负面影响,下文将对此进行讨论。
下表汇总了截至2024年4月25日和2024年3月31日纽约商品交易所西德克萨斯中质原油、纽约商品交易所亨利枢纽天然气和OPIS液化天然气的12个月带材价格:
| | | | | | | | | | | |
| 截至 2024 年 4 月 25 日 | | 截至 2024 年 3 月 31 日 |
纽约商品交易所 WTI 石油(每桶) | $ | 80.03 | | | $ | 79.72 | |
纽约商品交易所亨利枢纽天然气(每百万英热单位) | $ | 2.82 | | | $ | 2.66 | |
OPIS 液化天然气(每桶) | $ | 28.51 | | | $ | 29.00 | |
我们使用金融衍生工具作为我们金融风险管理计划的一部分。我们对衍生品的使用制定了金融风险管理政策,有关签订大宗商品衍生品合约的决定由某些高级执行官和财务人员组成的金融风险管理委员会监督。我们根据资产负债表上的债务金额、我们现有的资本承诺和长期债务水平以及批准的交易对手提供的条款和期货价格,就衍生品涵盖的预期产量做出决定。根据我们目前的大宗商品衍生品合约,我们认为我们已经部分减少了风险敞口
初级商品价格的波动和短期内的基础差异。我们将无成本的美元用于部分衍生品使我们能够参与石油和天然气价格的部分上涨,同时还设定了价格下限,在该价格下限之下,我们免受价格进一步下跌的影响。有关我们的石油、天然气和液化天然气衍生品的更多信息,请参阅本报告第一部分第1项中的附注7——衍生金融工具,以及下文《流动性和资本资源概览》中的大宗商品价格风险。
经营财务业绩和其他比较数据
下表提供了截至2024年3月31日的三个月以及前三个季度的部分生产和财务信息的信息:
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在已结束的三个月中 |
| 三月三十一日 | | 十二月三十一日 | | 九月三十日 | | 6月30日 |
| 2024 | | 2023 | | 2023 | | 2023 |
| | | | | | | |
| (单位:百万) |
净产量 (MMBOE) | 13.2 | | | 14.1 | | | 14.1 | | | 14.1 | |
石油、天然气和液化天然气生产收入 | $ | 559.6 | | | $ | 606.9 | | | $ | 639.7 | | | $ | 546.6 | |
石油、天然气和液化天然气生产费用 | $ | 137.4 | | | $ | 137.3 | | | $ | 138.3 | | | $ | 145.6 | |
损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加 | $ | 166.2 | | | $ | 189.1 | | | $ | 189.4 | | | $ | 157.8 | |
探索 | $ | 18.6 | | | $ | 15.8 | | | $ | 10.2 | | | $ | 15.0 | |
一般和行政 | $ | 30.2 | | | $ | 36.6 | | | $ | 29.3 | | | $ | 27.5 | |
净收入 | $ | 131.2 | | | $ | 247.1 | | | $ | 222.3 | | | $ | 149.9 | |
选定的绩效指标
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在已结束的三个月中 |
| 三月三十一日 | | 十二月三十一日 | | 九月三十日 | | 6月30日 |
| 2024 | | 2023 | | 2023 | | 2023 |
平均每日当量净产量(MBOE 每天) | 145.1 | | | 153.5 | | | 153.7 | | | 154.4 | |
租赁运营费用(每个英国央行) | $ | 5.54 | | | $ | 5.31 | | | $ | 5.08 | | | $ | 4.98 | |
运输成本(每个 BOE) | $ | 2.07 | | | $ | 2.08 | | | $ | 2.07 | | | $ | 2.89 | |
生产税占石油、天然气和液化天然气生产收入的百分比 | 4.5 | % | | 4.6 | % | | 4.3 | % | | 4.3 | % |
从价税支出(按英国央行计算) | $ | 0.89 | | | $ | 0.37 | | | $ | 0.70 | | | $ | 0.83 | |
损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加(按英国央行计算) | $ | 12.59 | | | $ | 13.39 | | | $ | 13.39 | | | $ | 11.23 | |
一般和行政(根据英国央行) | $ | 2.29 | | | $ | 2.60 | | | $ | 2.07 | | | $ | 1.96 | |
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注意:由于四舍五入,金额可能无法计算。
部分生产和财务信息概述,包括趋势
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | 在已结束的三个月中 | | 截至三个月之间的金额变化 | | 截至三个月之间的百分比变化 |
| | | | | | 2024 年 3 月 31 日 | | 2023年12月31日 | | 2023 年 3 月 31 日 | | 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日 | | 2024 年和 2023 年 3 月 31 日 | | 2024 年 3 月 31 日和 2023 年 12 月 31 日 | | 2024 年和 2023 年 3 月 31 日 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
净产量:(1) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
石油 (mmbbL) | | | | | | | | | 5.8 | | | 6.1 | | | 5.7 | | | (0.3) | | | 0.1 | | | (5) | % | | 2 | % |
天然气 (Bcf) | | | | | | | | | 31.1 | | | 33.5 | | | 32.2 | | | (2.4) | | | (1.1) | | | (7) | % | | (3) | % |
NGL (mmbBL) | | | | | | | | | 2.2 | | | 2.5 | | | 2.1 | | | (0.2) | | | 0.1 | | | (10) | % | | 3 | % |
等效 (MMBOE) | | | | | | | | | 13.2 | | | 14.1 | | | 13.2 | | | (0.9) | | | — | | | (6) | % | | — | % |
平均日净产量:(1) | | | | | | | | |
石油(每天 mbl) | | | | | | | | | 63.7 | | | 66.0 | | | 62.9 | | | (2.4) | | | 0.7 | | | (4) | % | | 1 | % |
煤气(每天 mmcf) | | | | | | | | | 342.3 | | | 364.1 | | | 358.1 | | | (21.8) | | | (15.9) | | | (6) | % | | (4) | % |
液化天然气(每天 mbL) | | | | | | | | | 24.4 | | | 26.7 | | | 23.8 | | | (2.4) | | | 0.6 | | | (9) | % | | 2 | % |
等值(每天 MBOE) | | | | | | | | | 145.1 | | | 153.5 | | | 146.4 | | | (8.4) | | | (1.3) | | | (5) | % | | (1) | % |
石油、天然气和液化天然气生产收入(百万美元):(1) | | | | | | | | |
石油生产收入 | | | | | | | | | $ | 440.9 | | | $ | 470.3 | | | $ | 420.8 | | | $ | (29.4) | | | $ | 20.1 | | | (6) | % | | 5 | % |
天然气生产收入 | | | | | | | | | 67.8 | | | 82.6 | | | 93.7 | | | (14.8) | | | (25.9) | | | (18) | % | | (28) | % |
液化天然气产量收入 | | | | | | | | | 50.9 | | | 53.9 | | | 56.2 | | | (3.1) | | | (5.3) | | | (6) | % | | (10) | % |
石油、天然气和液化天然气生产总收入 | | | | | | | | | $ | 559.6 | | | $ | 606.9 | | | $ | 570.8 | | | $ | (47.3) | | | $ | (11.2) | | | (8) | % | | (2) | % |
石油、天然气和液化天然气生产费用(百万美元):(1) | | | | | | | | |
租赁运营费用 | | | | | | | | | $ | 73.1 | | | $ | 74.9 | | | $ | 68.0 | | | $ | (1.8) | | | $ | 5.1 | | | (2) | % | | 7 | % |
运输成本 | | | | | | | | | 27.3 | | | 29.4 | | | 37.0 | | | (2.1) | | | (9.7) | | | (7) | % | | (26) | % |
生产税 | | | | | | | | | 25.1 | | | 27.8 | | | 26.7 | | | (2.6) | | | (1.5) | | | (9) | % | | (6) | % |
从价税支出 | | | | | | | | | 11.8 | | | 5.3 | | | 10.6 | | | 6.5 | | | 1.2 | | | 124 | % | | 11 | % |
石油、天然气和液化天然气生产费用总额 | | | | | | | | | $ | 137.4 | | | $ | 137.3 | | | $ | 142.3 | | | $ | — | | | $ | (5.0) | | | — | % | | (3) | % |
已实现价格: | | | | | | | | |
石油(每桶) | | | | | | | | | $ | 76.09 | | | $ | 77.41 | | | $ | 74.31 | | | $ | (1.32) | | | $ | 1.78 | | | (2) | % | | 2 | % |
天然气(每立方英尺) | | | | | | | | | $ | 2.18 | | | $ | 2.47 | | | $ | 2.91 | | | $ | (0.29) | | | $ | (0.73) | | | (12) | % | | (25) | % |
液化天然气(每桶) | | | | | | | | | $ | 22.94 | | | $ | 21.92 | | | $ | 26.24 | | | $ | 1.02 | | | $ | (3.30) | | | 5 | % | | (13) | % |
根据英国央行的数据 | | | | | | | | | $ | 42.39 | | | $ | 42.99 | | | $ | 43.31 | | | $ | (0.60) | | | $ | (0.92) | | | (1) | % | | (2) | % |
根据英国央行的数据:(1) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
石油、天然气和液化天然气生产费用: | | | | | | | | | | | | |
租赁运营费用 | | | | | | | | | $ | 5.54 | | | $ | 5.31 | | | $ | 5.16 | | | $ | 0.23 | | | $ | 0.38 | | | 4 | % | | 7 | % |
运输成本 | | | | | | | | | 2.07 | | | 2.08 | | | 2.81 | | | (0.01) | | | (0.74) | | | — | % | | (26) | % |
生产税 | | | | | | | | | 1.90 | | | 1.97 | | | 2.02 | | | (0.07) | | | (0.12) | | | (4) | % | | (6) | % |
从价税支出 | | | | | | | | | 0.89 | | | 0.37 | | | 0.81 | | | 0.52 | | | 0.08 | | | 141 | % | | 10 | % |
石油、天然气和液化天然气生产费用总额 (1) | | | | | | | | | $ | 10.41 | | | $ | 9.73 | | | $ | 10.80 | | | $ | 0.68 | | | $ | (0.39) | | | 7 | % | | (4) | % |
损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加 | | | | | | | | | $ | 12.59 | | | $ | 13.39 | | | $ | 11.70 | | | $ | (0.80) | | | $ | 0.89 | | | (6) | % | | 8 | % |
一般和行政 | | | | | | | | | $ | 2.29 | | | $ | 2.60 | | | $ | 2.10 | | | $ | (0.31) | | | $ | 0.19 | | | (12) | % | | 9 | % |
净衍生品结算收益 (2) | | | | | | | | | $ | 1.01 | | | $ | 0.46 | | | $ | 0.39 | | | $ | 0.55 | | | $ | 0.62 | | | 120 | % | | 159 | % |
每股收益信息(以千计,每股数据除外):(3) | | | | | | | | |
已发行基本加权平均普通股 | | | | | | | | | 115,642 | | | 115,971 | | | 121,671 | | | (329) | | | (6,029) | | | — | % | | (5) | % |
摊薄后的加权平均已发行普通股 | | | | | | | | | 116,456 | | | 116,587 | | | 122,294 | | | (131) | | | (5,838) | | | — | % | | (5) | % |
普通股每股基本净收益 | | | | | | | | | $ | 1.13 | | | $ | 2.13 | | | $ | 1.63 | | | $ | (1.00) | | | $ | (0.50) | | | (47) | % | | (31) | % |
摊薄后的每股普通股净收益 | | | | | | | | | $ | 1.13 | | | $ | 2.12 | | | $ | 1.62 | | | $ | (0.99) | | | $ | (0.49) | | | (47) | % | | (30) | % |
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(1) 由于四舍五入,金额和百分比变化可能无法计算。
(2) 截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月的净衍生品结算包含在随附的运营报表中的净衍生品(收益)亏损项目中。
(3) 更多讨论请参阅本报告第一部分第1项中的附注9——每股收益。
截至2024年3月31日的三个月,平均日当量净产量连续下降了5%,其中包括我们在南德克萨斯州的资产减少了8%,由于油井完工的时机,米德兰盆地资产下降了3%。与2023年年初至今相比,2024年年初至今的平均每日当量净产量保持平稳。
我们在每个英国央行的基础上提供某些信息,以评估我们相对于同行的表现,并确定和衡量我们认为可能需要进一步分析和讨论的趋势。
按英国央行计算,我们的已实现价格环比下降0.60美元,这主要是由于石油和天然气基准价格的下跌;2024年至今年初至今比2023年年初至今下降0.92美元,这主要是由于天然气和液化天然气基准价格的下跌。在截至2024年3月31日、2023年12月31日和2023年3月31日的三个月中,我们确认的大宗商品衍生品合约结算净收益分别为每英国央行1.01美元、英国央行0.46美元和每英国央行0.39美元。
与2023年年初至今相比,英国央行的每股LOE连续增长了4%,2024年年初至今增长了7%。连续的季度增长是由于平均每日净当量产量下降以及我们的生产结构从南德克萨斯州的资产略有转移到单位运营成本较高的米德兰盆地资产。2024 年年初至今 2023 年同期的增长主要是由劳动力成本的增加推动的。对于2024年全年,我们预计,与2023年相比,按英国央行计算的LOE将增加,这主要是由于劳动力成本以及与米德兰盆地和南德克萨斯州资产相关的某些其他运营成本的预期增加。我们预计每个英国央行的LOE会出现波动,这是由于总产量的变化,整体生产结构的变化,修理项目的时间和行业活动,所有这些都会影响总LOE。
由于南德克萨斯州的长期合同将于2023年6月30日到期,按英国央行计算,按英国央行计算,运输成本环比2023年年初至今下降了26%。总的来说,我们预计总运输成本将随着我们在南德克萨斯州资产的天然气和液化天然气产量变化而波动,而我们的大部分运输成本来自南德克萨斯州。由于先前讨论的南德克萨斯州长期合同到期,我们预计,2024年全年的运输成本将与2023年相比有所下降。
按英国央行计算,每个英国央行的生产税支出环比下降了4%,2024年年初至今比2023年年初至今下降了6%,这主要是由于每个英国央行的已实现总价格下降所致。截至2024年3月31日、2023年12月31日和2023年3月31日的三个月,我们的总生产税率分别为4.5%、4.6%和4.7%。我们通常预计,按绝对值和按英国央行计算,生产税支出将与石油、天然气和液化天然气的生产收入相关。产品组合、生产地点以及鼓励石油和天然气开发的激励措施也可能影响我们确认的生产税支出金额。
按每个英国央行计算,从价税支出连续增长了141%,因为在截至2023年12月31日的三个月中记录的从价税支出反映了财产税减免法案的积极影响,该法案规定在2023年提供一次性福利。由于我们生产地产的评估价值发生变化,按英国央行计算,2024年年初至今的从价税支出比2023年年初至今增加了10%。我们预计,随着生产地产估值的变化,从价税支出的波动将从价税支出在每个英国央行和绝对基础上出现波动,而这通常是由大宗商品价格的波动推动的。
按英国央行计算,每个英国央行的损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加(“DD&A”)支出连续下降了6%,这主要是由于2023年底估计的净探明储量增加导致我们的DD&A率下降。由于通货膨胀以及我们的米德兰盆地资产活动增加(DD&A)比我们在南德克萨斯州的资产高于我们在南德克萨斯州的资产的活动增加导致的生产结构略有变化,按英国央行计算,2024年年初至今,每个英国央行的DD&A支出比2023年年初至今增长了8%。我们的DD&A率的波动是由于我们的生产结构的变化、我们估计的净探明储备总量的变化、资本配置的变化、减值、收购和剥离活动以及账面成本融资和与第三方的共享安排的变化。对于2024年全年,我们预计,与2023年相比,每个英国央行的DD&A支出将保持不变,DD&A支出绝对值将略有增加,这主要是由于预计的产量增加。
按英国央行计算,一般和管理(“G&A”)支出环比下降了12%,这主要是由于薪酬支出减少。由于通货膨胀导致薪酬支出增加,英国央行2024年年初至今的并购支出比2023年年初至今增长了9%。对于2024年全年,我们预计,英国央行的并购支出将保持相对稳定,绝对并购支出将与2023年相比增加,这主要是由于通货膨胀导致薪酬支出增加。
有关运营支出的更多讨论,请参阅下文的截至2024年3月31日和2023年12月31日的三个月,以及截至2024年3月31日的三个月与2023年3月31日的财务业绩和趋势比较。
截至2024年3月31日和2023年12月31日的三个月,以及截至2024年3月31日的三个月与2023年3月31日的三个月之间的财务业绩和趋势比较
平均每日当量净产量、石油、天然气和液化天然气生产收入以及石油、天然气和液化天然气生产费用
连续的季度变化。下表显示了截至2024年3月31日的三个月至2023年12月31日之间,我们按地区划分的平均每日当量净产量、石油、天然气和液化天然气产量收入以及石油、天然气和液化天然气生产支出的变化:
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| 平均净当量产量 减少 | | 石油、天然气和液化天然气 生产收入 减少 | | 石油、天然气和液化天然气 制作费用 增加(减少) |
| (每天 MBOE) | | (单位:百万) | | (单位:百万) |
米德兰盆地 | (2.6) | | | | | $ | (25.6) | | | | | $ | 1.2 | | | |
南德克萨斯州 | (5.8) | | | | | (21.7) | | | | | (1.2) | | | |
总计 | (8.4) | | | | | $ | (47.3) | | | | | $ | — | | | |
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注意:由于四舍五入,金额可能无法计算。
平均每日当量净产量下降了5%,其中包括我们在南德克萨斯州的资产减少了8%,米德兰盆地的资产减少了3%。英国央行的总已实现价格保持不变。由于平均每日净当量产量下降,石油、天然气和液化天然气产量下降了8%。石油、天然气和液化天然气的生产支出保持不变,因为从价税支出的增加被生产税支出、运输成本和LOE的减少所抵消。
2024 年年初至今 2023 年同期的变化。下表显示了截至2024年3月31日至2023年3月31日的三个月期间,我们按地区划分的平均每日当量净产量、石油、天然气和液化天然气产量收入以及石油、天然气和液化天然气生产支出的变化:
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| 平均净当量产量增加(减少) | | 石油、天然气和液化天然气 生产收入 增加(减少) | | 石油、天然气和液化天然气 制作费用 增加(减少) |
| (每天 MBOE) | | (单位:百万) | | (单位:百万) |
米德兰盆地 | 0.5 | | | | | $ | 2.7 | | | | | $ | 3.4 | | | |
南德克萨斯州 | (1.9) | | | | | (13.9) | | | | | (8.4) | | | |
总计 | (1.3) | | | | | $ | (11.2) | | | | | $ | (5.0) | | | |
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注意:由于四舍五入,金额可能无法计算。
平均日当量净产量保持不变,因为我们在南德克萨斯州资产的下降3%被米德兰盆地资产增长1%所部分抵消。英国央行的总已实现价格略有下降,再加上日均当量净产量持平,导致石油、天然气和液化天然气生产收入保持不变。石油、天然气和液化天然气生产费用下降了3%,这主要是由于运输成本的下降,但部分被LOE的增加所抵消。
有关其他讨论,包括每个英国央行的趋势讨论,请参阅上述精选生产和财务信息概述,包括趋势。
损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加
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| 在已结束的三个月中 | |
| 2024 年 3 月 31 日 | | 2023年12月31日 | | 2023 年 3 月 31 日 | | | |
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| (单位:百万) |
损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加 | $ | 166.2 | | | $ | 189.1 | | | $ | 154.2 | | | | |
与2023年年初至今,DD&A费用连续下降了12%,2024年年初至今增长了8%。连续的季度下降主要是由我们的DD&A率的下降以及平均每日净当量产量的下降所推动的。2024 年年初至今 2023 年同比增长的原因是通货膨胀以及我们的活动增加导致的生产结构略有变化
米德兰盆地资产,这些资产的DD&A率高于我们在南德克萨斯州的资产。请参阅上述精选生产和财务信息概述,包括趋势,了解按每个英国央行计算的DD&A支出。
探索
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| 在已结束的三个月中 | | |
| 2024 年 3 月 31 日 | | 2023年12月31日 | | 2023 年 3 月 31 日 | | | | |
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| (单位:百万) |
地质、地球物理和其他费用 | $ | 11.0 | | | $ | 5.7 | | | $ | 10.6 | | | | | |
开销 | 7.6 | | | 10.1 | | | 7.8 | | | | | |
总计 | $ | 18.6 | | | $ | 15.8 | | | $ | 18.4 | | | | | |
勘探费用连续增长了17%,这主要是由于与一项公认的非商业性开支相关的费用,但部分被勘探管理费用的减少所抵消。与2023年年初至今相比,2024年年初至今的勘探费用保持平稳。勘探费用会根据我们在勘探区域内进行的实际地质和地球物理研究、产生的勘探性干孔费用以及分配的管理费用金额的变化而波动。
一般和行政
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| 在已结束的三个月中 | | |
| 2024 年 3 月 31 日 | | 2023年12月31日 | | 2023 年 3 月 31 日 | | | | |
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| (单位:百万) |
一般和行政 | $ | 30.2 | | | $ | 36.6 | | | $ | 27.7 | | | | | |
并购支出连续下降了18%,这主要是由于薪酬支出减少。截至2023年12月31日的三个月中记录的并购支出反映了公司全年业绩与年初设定的目标相比薪酬支出的增加。2024年年初至今,并购支出比2023年年初至今增长了9%,这主要是由于通货膨胀导致薪酬支出增加。请参阅上面的 “精选生产和财务信息概述,包括趋势” 部分,以讨论按每个英国央行计算的并购费用。
净衍生品(收益)亏损
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| 在已结束的三个月中 | | |
| 2024 年 3 月 31 日 | | 2023年12月31日 | | 2023 年 3 月 31 日 | | | | |
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| (单位:百万) |
净衍生品(收益)亏损 | $ | 28.1 | | | $ | (80.5) | | | $ | (51.3) | | | | | |
净衍生品(收益)亏损是公允价值变动的结果,该变化与我们未偿还的衍生品合约所依据的大宗商品的远期价格曲线波动以及衍生品头寸的月度现金结算有关。我们预计,以我们的衍生品合约价格衡量,基准大宗商品价格的上涨将导致净衍生品损失,而基准大宗商品价格的下跌将带来净衍生品收益。更多讨论请参阅本报告第一部分第1项中的附注7——衍生金融工具。
利息支出
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| 在已结束的三个月中 | | |
| 2024 年 3 月 31 日 | | 2023年12月31日 | | 2023 年 3 月 31 日 | | | | |
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| (单位:百万) |
利息支出 | $ | (21.9) | | | $ | (23.9) | | | $ | (22.5) | | | | | |
利息支出连续下降了9%,与2023年年初至今相比,2024年年初至今下降了3%,这主要是由我们的油井开发时机所导致的资本利息增加所致。总利息支出可能因循环信贷额度下的借款时间和金额而异。有关更多讨论,请参阅下文的流动性和资本资源概述以及本报告第一部分第1项中的附注5-长期债务。
所得税支出
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| 在已结束的三个月中 | | |
| 2024 年 3 月 31 日 | | 2023年12月31日 | | 2023 年 3 月 31 日 | | | | |
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| (以百万计,税率除外) |
所得税支出 | $ | (32.1) | | | $ | (44.7) | | | $ | (55.5) | | | | | |
有效税率 | 19.6 | % | | 15.3 | % | | 21.8 | % | | | | |
由于在截至2023年12月31日的三个月中申请的研发抵免的积极影响高于截至2024年3月31日的三个月,我们的有效税率连续上升。我们2024年年初至今的有效税率比2023年年初至今有所下降,这主要是由于2024年预期的合格研发信贷申请将带来收益。
列出的每个时期的税率还反映了州所得税的比例影响、对某些受保个人薪酬的支出限额以及其他微小差异的累积影响。根据目前的预测,我们估计,在使用部分研发抵免后,2024年全年所得税支出中将有1,500万至2,500万美元为流动支出。有关更多讨论,请参阅本报告第一部分第1项中的注释4——所得税。
联邦所得税法的修改或为提高公司税率以及取消或减少某些石油和天然气行业减免额而颁布的拟议立法可能会对我们的有效税率和当前的税收支出产生重大影响。2022年的《通货膨胀削减法》对2022年12月31日之后的纳税年度生效,规定对纳税年度之前的任何三年平均调整后财务报表收入超过10亿美元的公司征收15%的公司替代性最低税(“CAMT”)。有关更多讨论,请参阅下面的流动性和资本资源概述以及我们 2023 年 10-K 表格第 1 部分第 1A 项中的 “风险因素” 部分。
流动性和资本资源概述
基于当前的大宗商品价格环境,我们认为我们有足够的流动性和资本资源来执行我们的业务计划,同时继续履行我们当前的财务义务。我们将继续管理钻探和完井服务承诺的期限和水平,以保持活动水平和资本支出的灵活性。
现金来源
在截至2024年3月31日的三个月中,我们用经营活动产生的现金流和手头现金为资本支出和资本回报计划提供了资金,我们预计这种情况将持续到2024年的剩余时间。但是,我们也可以使用循环信贷额度下的借款,或通过新的债务或股票发行或其他融资来源筹集资金。如果我们通过发行股票或可转换债务证券筹集更多资金,我们当前股东的所有权百分比可能会被稀释,而这些新发行的证券的权利、优惠或特权可能优先于某些现有股东和债券持有人的权利、优惠或特权。此外,我们可能会与第三方签订某些勘探或开发计划的账面成本和分摊安排。我们的信用评级会影响额外资金的可用性和借款成本。未来信用评级的任何下调都可能使我们更难或更昂贵地借入额外资金。我们所有的流动性来源都可能受到整体经济状况、不可抗力事件、大宗商品价格波动、运营成本、利率变化、税法变化和产量的影响,所有这些都会影响我们和我们的行业。
尽管作为财务风险管理计划的一部分,我们可以通过使用大宗商品衍生合约来影响石油、天然气和液化天然气销售的已实现收入额,但我们无法控制石油、天然气或液化天然气的市场价格。如果石油、天然气或液化天然气价格大幅上涨超过商品衍生品合约确定的价格,则大宗商品衍生品合约可能会限制我们的石油、天然气和液化天然气销售价格。有关我们目前存在的大宗商品衍生合约以及这些合约结算时间的更多信息,请参阅本报告第一部分第1项中的附注7——衍生金融工具。
信贷协议
我们的信贷协议规定了优先担保循环信贷额度,最高贷款额度为30亿美元。截至2024年3月31日,我们的信贷协议下的借款基础和贷款人承诺总额分别为25亿美元和12.5亿美元。借款基础需要定期每半年重新确定一次,这会考虑我们最新的储备报告中反映的已探明石油和天然气资产的价值,以及大宗商品衍生品合约的价值,每份合约均由我们的贷款集团确定。2024年3月31日之后,完成了半年度借款基础的重新确定,这重申了我们的借款基础和贷款人按现有金额作出的总承诺。下一个预定借款基础的重新确定日期是2024年10月1日。参与信贷协议的个人银行所占贷款总额的比例均不超过贷款人承诺总额的10%。我们必须遵守信贷协议条款下的某些财务和非财务契约。截至2024年3月31日,在提交本报告之前,我们遵守了信贷协议下的所有财务和非财务契约。更多讨论和演示文稿请参阅本报告第一部分第1项中的注释5-长期债务
截至2024年4月25日、2024年3月31日和2023年12月31日信贷协议下的未偿余额、信用证总额和可用借款能力。
在截至2024年3月31日的三个月中,或2023年的任何时候,我们都没有循环信贷额度借款。我们的经营活动提供的现金流、资产剥离所得的收益、资本市场活动,包括公开市场债务回购、债务赎回、偿还预定债务到期日、其他融资活动以及包括收购在内的资本支出,都影响我们在循环信贷额度下的借款金额。
加权平均利率和加权平均借款利率
我们的加权平均利率包括已付和应计利息、信贷协议下总承诺金额中未使用部分的费用、信用证费用以及递延融资成本的非现金摊销。我们的加权平均借款利率仅包括已付和应计利息。
下表列出了本报告所述期间我们的加权平均利率和加权平均借款利率:
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| 在已结束的三个月中 |
| 2024 年 3 月 31 日 | | 2023年12月31日 | | | | 2023 年 3 月 31 日 |
加权平均利率 | 7.1 | % | | 7.0 | % | | | | 7.2 | % |
加权平均借款利率 | 6.4 | % | | 6.4 | % | | | | 6.5 | % |
与2023年年初至今,我们的加权平均利率和加权平均借款利率均保持不变,2024年年初至今。我们预计,与2023年相比,2024年全年我们的加权平均利率和加权平均借款利率将保持相对平稳。
我们的加权平均利率和加权平均借款利率受长期债务发行和赎回的发生和时间以及循环信贷额度的平均未偿余额的影响。此外,我们的加权平均利率受贷款机构承诺总额中未使用部分支付的费用的影响。
现金的用途
我们使用现金开发、勘探和收购石油和天然气物业;用于支付运营和一般及管理成本、所得税、债务债务,包括利息和提前还款或赎回、分红,以及根据股票回购计划回购已发行普通股的回购。开发、勘探和收购石油和天然气资产的支出是我们资本资源的主要用途。在截至2024年3月31日的三个月中,我们在资本支出上花费了3.324亿美元。该金额与截至2024年3月31日的三个月中发生的3.202亿美元的成本不同,因为所产生的成本是应计金额,其中还包括资产报废义务、地质和地球物理支出、石油和天然气资产的收购以及勘探管理费用。
我们未来资本支出的金额和分配将取决于许多因素,包括我们来自运营、投资和融资活动的现金流、我们执行发展计划的能力、通货膨胀以及我们完成的收购的数量和规模。此外,石油、天然气和液化天然气价格对投资机会、资本可用性、税法和其他监管变化的影响以及我们勘探和开发活动的时间和结果可能会导致未来发展的资金需求发生变化。我们会定期审查我们的资本支出预算和指导方针,以根据当前和预计的现金流、收购和剥离活动、债务要求和其他因素评估是否需要进行变革。不包括收购,我们预计2024年的资本计划总额将在11.4亿美元至11.8亿美元之间,我们预计将通过运营现金流提供资金。这反映了我们最初的预期有所下降,这主要是由于资本效率和成本低于预期。
我们可能会不时通过交易所其他证券或将两者结合的方式回购普通股,或回购或赎回全部或部分未偿债务证券以换取现金。此类回购或赎回可以在公开市场交易、私下谈判的交易、根据合同条款的要约或其他方式进行。任何此类回购或赎回将取决于我们的业务战略、当前的市场状况、我们的流动性要求、合同限制或契约、对证券法的遵守情况以及其他因素。任何此类交易所涉及的金额都可能很大。
在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中,我们分别回购并退回了70万股和140万股普通股,成本分别为3,280万美元和4,000万美元,其中不包括消费税、佣金和费用。截至2024年3月31日,根据股票回购计划,截至2024年12月31日,仍有1.821亿美元可用于回购我们的普通股。更多讨论请参阅本报告第一部分第1项中的注释3——股权。
在截至2024年3月31日和2023年3月31日的三个月中,我们分别向股东支付了2,080万美元和1,830万美元的股息。我们目前打算在可预见的将来继续向股东派发股息,但须视我们的未来收益、财务状况、信贷协议下的契约和管理每系列未偿还优先票据的契约以及其他可能出现的因素而定。未来股息的支付和金额仍由董事会自行决定。
联邦所得税法,特别是CAMT的变化,可能会提高我们的企业所得税税率,并可能取消或减少目前的税收减免。尽管CAMT目前不适用于我们,但随着时间的推移,它和其他可能的未来立法可能会减少我们通过运营活动提供的净现金,这可能会导致可用资金的减少。有关更多讨论,请参阅上文截至2024年3月31日的三个月与2023年12月31日的三个月以及截至2024年3月31日的三个月与2023年3月31日的财务业绩和趋势比较。
截至2024年3月31日的三个月至2023年3月31日的三个月之间的现金流变化分析
下表显示了截至2024年3月31日的三个月至2023年期间我们的运营、投资和融资活动的现金流变化。每张表格之后的分析应与本报告第一部分第1项中随附的现金流量表一起阅读。
运营活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至3月31日的三个月中, | | 期间之间的金额变化 | | |
| 2024 | | 2023 | | |
| | | | | | | |
| (单位:百万) | | |
经营活动提供的净现金 | $ | 276.0 | | | $ | 331.6 | | | $ | (55.6) | | | |
在截至2024年3月31日的三个月中,经营活动提供的净现金与2023年同期相比有所下降,这主要是由于扣除运输成本和生产税后,石油、天然气和液化天然气生产收入减少了4,680万美元,支付的并购费用现金增加了1750万美元,但已结算衍生品交易的现金减少了3,130万美元,部分抵消了这一点。经营活动提供的净现金也受到营运资金变动以及现金收支时间的影响。
投资活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至3月31日的三个月中, | | 期间之间的金额变化 | | |
| 2024 | | 2023 | | |
| | | | | | | |
| (单位:百万) | | |
用于投资活动的净现金 | $ | (332.3) | | | $ | (240.4) | | | $ | (91.9) | | | |
由于资本支出增加了9,170万美元,截至2024年3月31日的三个月中,用于投资活动的净现金与2023年同期相比有所增加。在截至2024年3月31日的三个月中,用于投资活动的净现金由经营活动提供的净现金和手头现金提供资金。
融资活动
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在截至3月31日的三个月中, | | 期间之间的金额变化 | | |
| 2024 | | 2023 | | |
| | | | | | | |
| (单位:百万) | | |
用于融资活动的净现金 | $ | (53.6) | | | $ | (58.4) | | | $ | 4.8 | | | |
截至2024年3月31日的三个月,用于融资活动的净现金主要涉及根据股票回购计划回购并随后退回70万股普通股所支付的3,280万美元现金,包括佣金和费用,以及支付给股东的2,080万美元股息。
截至2023年3月31日的三个月,用于融资活动的净现金涉及根据股票回购计划回购并随后偿还140万股普通股所支付的4,010万美元现金,包括佣金和费用,以及支付给股东的1,830万美元股息。
利率风险
由于循环信贷额度的任何未清余额都采用浮动利率,我们面临市场和信用风险。我们的信贷协议允许我们在不超过六个月的时间内固定循环信贷额度全部或部分本金余额的利率。在利率固定的范围内,利率变化将影响循环信贷额度的公允价值,但不会影响经营业绩或现金流。相反,对于循环信贷额度中浮动利率的部分,利率变动不会影响公允价值,但会影响未来的经营业绩和现金流。利率的变化不会影响我们为固定利率优先票据支付的利息金额,但会影响其公允价值。截至2024年3月31日,我们未偿还的固定利率债务本金总额为16亿美元,我们没有未偿还的浮动利率债务。有关我们优先票据公允价值的更多讨论,请参阅本报告第一部分第1项中的注8——公允价值衡量。
由于美国联邦储备委员会目前的货币政策,短期利率可能比预期更长的时间内保持较高的水平,这可能会增加资金的成本并影响我们的借贷能力。
大宗商品价格风险
我们获得的石油、天然气和液化天然气生产价格直接影响我们的收入、盈利能力、资本渠道、向股东返还资本的能力以及未来的增长率。石油、天然气和液化天然气的价格会受到不可预测的波动,这些波动通常是我们无法控制的,包括与更广泛的宏观经济环境相关的供需变化、对采集系统、加工设施、管道和其他运输系统的限制以及与天气相关的事件。石油、天然气和液化天然气市场一直动荡不定,尤其是在过去的十年中,并且仍然受到高度的不确定性和波动性的影响,这些不确定性和波动性与欧佩克+的产量、全球航运渠道的限制和中断、中东的不稳定、与俄罗斯和乌克兰以及以色列和哈马斯之间的战争相关的经济和贸易制裁以及这些问题对全球大宗商品和金融市场的潜在影响。这些情况导致了通货膨胀、供应链中断和利率波动,并可能对特定行业产生进一步的影响,可能需要我们调整业务计划。我们获得的产品已实现价格还取决于许多通常是我们无法控制的因素。根据我们截至2024年3月31日的三个月的产量,我们的平均已实现石油、天然气和液化天然气价格下降10%将使我们的石油、天然气和液化天然气生产收入分别减少约4,410万美元、680万美元和510万美元。如果大宗商品价格下跌10%,那么我们截至2024年3月31日的三个月的净衍生品结算将抵消石油、天然气和液化天然气生产收入的下降约1190万美元。
我们签订大宗商品衍生合约是为了降低大宗商品价格波动的风险。我们的大宗商品衍生品合约的公允价值在很大程度上取决于对相关价格指数远期曲线的估计。截至2024年3月31日,与我们的石油、天然气和液化天然气大宗商品衍生工具相关的远期曲线增加或减少10%,将使我们对这些产品的净衍生品头寸分别增加约3440万美元、640万美元和660万美元。
资产负债表外安排
我们没有参与过与未合并实体或金融合作伙伴关系建立关系的交易,例如通常被称为结构性融资或特殊目的实体(“SPE”)的实体,这些实体本来是为了促进资产负债表外安排或其他合同范围狭窄或有限的目的而设立的。
我们对交易进行评估,以确定是否存在任何可变利益实体。如果我们确定我们是可变利息实体的主要受益人,则该实体将合并到我们的合并财务报表中。在截至2024年3月31日的三个月中,或通过提交本报告,我们没有参与任何未合并的特殊目的实体交易。
关键会计估计
有关我们的会计估算的讨论,请参阅我们的2023年10-K表格第二部分第7项中的相应部分以及第二部分第8项中包含的附注1-重要会计政策摘要。
会计事项
有关新的权威会计指导的信息,请参阅本报告第一部分第1项中的附注1——重要会计政策摘要。
非公认会计准则财务指标
调整后的息税折旧摊销前利息达克斯表示扣除利息支出、利息收入、所得税、损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加支出、勘探费用、财产放弃和资产报废前的净收益(亏损)
减值支出、以股票为基础的非现金薪酬支出、扣除结算后的衍生损益、资产剥离的损益、清偿债务的损益以及某些其他项目。调整后的息税折旧摊销前利润不包括我们认为会影响经营业绩可比性的某些项目,并且可以排除通常属于非经常性质或无法合理估计时间和/或金额的项目。调整后的息税折旧摊销前利润率是一项非公认会计准则指标,我们认为它作为一项业绩衡量标准,为投资者和分析师提供了有用的额外信息,用于分析我们内部筹集资金用于勘探、开发、收购和偿还债务的能力。根据我们的信贷协议,我们还受基于调整后息税折旧摊销前利润率的财务契约的约束,如2023年10-K表中的附注5——长期债务中所述。此外,调整后的息税折旧摊销前利润率被专业研究分析师和其他人广泛用于石油和天然气勘探和生产行业公司的估值、比较和投资建议,许多投资者使用行业研究分析师发表的研究来做出投资决策。不应孤立地考虑调整后的息税折旧摊销前利润,也不得将其作为净收益(亏损)、运营收益(亏损)、经营活动提供的净现金或根据公认会计原则制定的其他盈利能力或流动性指标的替代品。由于调整后的息税折旧摊销前利润不包括影响净收益(亏损)的部分但不是所有项目,并且可能因公司而异,因此调整后的息税折旧摊销前利润率金额可能无法与其他公司的类似指标相提并论。我们的循环信贷额度为我们提供了重要的流动性来源。根据我们的信贷协议的条款,如果我们未能遵守信贷协议中规定的融资债务总额与调整后的息税折旧摊销前利润的最大允许比率的契约,我们将违约,这将使我们无法在循环信贷额度下借款,因此将严重限制我们的重要流动性来源。此外,如果我们在循环信贷额度下违约,并且无法从贷款人那里获得对该违约的豁免,则该贷款和管理我们每个系列未偿还优先票据的契约下的贷款人将有权对违约行使所有补救措施。
下表提供了本报告所述期间我们的净收益(GAAP)和经营活动提供的净现金(GAAP)与调整后息税折旧摊销前利润(非公认会计准则)的对账情况:
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| 在已结束的三个月中 | | |
| 3月31日 2024 | | 2023年12月31日 | | 3月31日 2023 | | | | | |
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| (以千计) |
净收益(GAAP) | $ | 131,199 | | | $ | 247,111 | | | $ | 198,552 | | | | | | |
利息支出 | 21,873 | | | 23,917 | | | 22,459 | | | | | | |
利息收入 | (6,770) | | | (6,052) | | | (4,702) | | | | | | |
所得税支出 | 32,069 | | | 44,703 | | | 55,506 | | | | | | |
损耗、折旧、摊销和资产报废义务负债增加 | 166,188 | | | 189,107 | | | 154,189 | | | | | | |
探索 (1) | 17,456 | | | 14,721 | | | 17,477 | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
股票薪酬支出 | 5,018 | | | 5,731 | | | 4,318 | | | | | | |
净衍生品(收益)亏损 | 28,145 | | | (80,506) | | | (51,329) | | | | | | |
净衍生品结算收益 | 13,274 | | | 6,523 | | | 5,076 | | | | | | |
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其他,净额 | 597 | | | (128) | | | (152) | | | | | | |
调整后的息税折旧摊销前利润(非公认会计准则) | 409,049 | | | 445,127 | | | 401,394 | | | | | | |
利息支出 | (21,873) | | | (23,917) | | | (22,459) | | | | | | |
利息收入 | 6,770 | | | 6,052 | | | 4,702 | | | | | | |
所得税支出 | (32,069) | | | (44,703) | | | (55,506) | | | | | | |
探索 (1) (2) | (9,539) | | | (14,901) | |
| (8,181) | | | | | | |
递延融资成本的摊销 | 1,371 | | | 1,372 | | | 1,371 | | | | | | |
递延所得税 | 27,391 | | | 45,085 | | | 49,968 | | | | | | |
其他,净额 | (7,412) | | | 9,622 | | | (13,439) | | | | | | |
营运资金的净变动 | (97,688) | | | 52,778 | | | (26,216) | | | | | | |
经营活动提供的净现金(GAAP) | $ | 276,000 | | | $ | 476,515 | | | $ | 331,634 | | | | | | |
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(1) 股票薪酬支出是所附运营报表中勘探费用以及一般和管理费用细列项目的一部分。因此,上述对账中显示的勘探细列项目将与随附的运营报表中记入勘探费用的股票薪酬支出部分的金额有所不同。
(2) 在截至2024年3月31日的三个月中,金额不包括主要与一项公认的非商业支出相关的某些资本支出。在截至2023年12月31日的三个月中,金额不包括非重大非现金调整。在截至2023年3月31日的三个月中,金额不包括某些资本支出,这些支出主要与在钻探阶段遇到技术问题的一口油井的勘探活动失败有关。
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
本项目要求的信息在上文第2项中的利率风险和大宗商品价格风险标题下提供,以及本报告第一部分第1项中标题为 “现行石油、天然气和液化天然气衍生品合约摘要——衍生金融工具” 的部分提供,并以引用方式纳入此处。另请参阅我们2023年10-K表格第二部分第7项中管理层关于财务状况和经营业绩的讨论和分析中的利率风险和大宗商品价格风险下的信息。
第 4 项。控制和程序
评估披露控制和程序
我们维护披露控制和程序体系,旨在合理地确保在美国证券交易委员会规则和表格规定的时限内记录、处理、汇总和报告美国证券交易委员会报告中要求披露的信息,并合理地确保收集此类信息并将其传达给我们的管理层,包括酌情我们的首席执行官(首席首席执行官)和首席财务官(首席财务官),以便及时就所需做出决定披露。
我们的管理层,包括首席执行官和首席财务官,预计我们的披露控制和程序(定义见交易法第13a-15(e)条和第15d-15(e)条)(“披露控制”)不会防止所有错误和所有欺诈行为。控制系统,无论构思和操作多么周密,都只能为控制系统的目标得到满足提供合理而非绝对的保证。此外,控制系统的设计必须反映资源限制这一事实,并且必须考虑控制的效益与其成本的关系。由于所有控制系统固有的局限性,任何控制措施评估都无法绝对保证我们公司内部的所有控制问题和欺诈事件(如果有)都已被发现。这些固有的局限性包括这样的现实,即决策中的判断可能是错误的,而崩溃可能是由于简单的错误或错误造成的。此外,可以通过某些人的个人行为、两人或更多人的串通或管理层推翻控制来规避控制。任何控制系统的设计也部分基于对未来事件可能性的某些假设,因此无法保证任何设计在未来所有潜在条件下都能成功实现其既定目标。由于具有成本效益的控制系统固有的局限性,由于错误或欺诈而导致的错误陈述可能会发生而无法被发现。我们会监控我们的披露控制措施并在必要时进行修改;我们在这方面的意图是,将根据系统变化和条件的允许对披露控制进行修改。
截至本报告所涉期末,对我们的披露控制设计和运营的有效性进行了评估。该评估是在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下进行的。根据该评估,我们的首席执行官兼首席财务官得出结论,我们的披露控制在合理的保证水平上是有效的。
财务报告内部控制的变化
2024年第一季度没有任何对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
第二部分。其他信息
第 1 项。法律诉讼
有时,我们可能会参与与我们在正常业务过程中因业务和运营而产生的索赔有关的诉讼。截至本报告提交之时,尚未对我们提起任何我们认为个人或集体可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响的法律诉讼。
第 1A 项。风险因素
正如我们之前在2023年10-K表格中披露的那样,风险因素没有重大变化。
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用
下表提供了有关我们和任何关联购买者(定义见《交易法》第10b-18(a)(3)条)在截至2024年3月31日的三个月内购买我们普通股的信息,普通股是我们根据《交易法》第12条注册的唯一股权证券:
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发行人购买股权证券和关联公司购买 |
时期 | 购买的股票总数 (1) | 每股支付的加权平均价格 | 作为公开宣布计划的一部分购买的股票总数 (2) | 该计划下可能购买的股票的最大数量或大概美元价值 (截至期末日期)(2) |
01/01/2024-01/31/2024 | 609 | | $ | 35.68 | | — | | $ | 214,854,687 | |
02/01/2024-02/29/2024 | 26,942 | | $ | 42.88 | | 26,942 | | $ | 213,699,355 | |
03/01/2024-03/31/2024 | 685,293 | | $ | 46.11 | | 685,293 | | $ | 182,101,195 | |
总计: | 712,844 | | $ | 45.98 | | 712,235 | | |
_________________________
(1) 我们在2024年第一季度购买的609股股票将抵消根据股票计划授予的奖励协议条款发行的已发行股票基础RSU交付时产生的预扣税款。
(2) 我们的股票回购计划授权我们在2024年12月31日之前回购总价值高达5亿美元的普通股,允许我们不时通过公开市场交易、私下谈判交易或根据联邦证券法以其他方式回购我们的股票,但须遵守我们的信贷协议和优先票据契约的某些条款。根据股票回购计划回购股票的时间以及数量和价值由公司的某些授权官员自行决定,并取决于多种因素,包括我们普通股的市场价格、总体市场和经济状况以及适用的法律要求。董事会授权回购的股票价值不要求我们回购此类股票或保证回购此类股票,并且股票回购计划可以随时暂停、修改或终止,恕不另行通知。无法保证我们回购任何特定数量或美元价值的股票。在截至2024年3月31日的三个月中,我们根据股票回购计划回购并随后退回了712,235股普通股,加权平均股价为45.99美元,总成本为3,280万美元,不包括消费税、佣金和费用。
根据我们的信贷协议和优先票据的条款,我们向股东支付的现金分红和回购普通股均受某些契约的约束。根据我们目前的表现,如果董事会宣布分红,我们预计这些契约中的任何一项都不会限制我们在可预见的将来可能的普通股回购或按当前利率支付的股息。
第 6 项。展品
以下证物已归档或提供或以引用方式纳入本报告:
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展品编号 | 描述 |
3.1 | 经修订至2010年6月1日的SM Energy公司注册证书(作为注册人截至2010年6月30日的季度10-Q表季度报告的附录3.1提交,并以引用方式纳入此处) |
3.2 | 经修订至2010年6月1日的SM Energy Company公司重述公司注册证书修订证书,日期为2023年5月25日(作为注册人于2023年5月30日提交的8-K表最新报告的附录3.1提交,并以引用方式纳入此处) |
3.3 | 经修订和重述的SM Energy Company章程,自2017年2月21日起生效(作为注册人截至2016年12月31日年度的10-K表年度报告的附录3.2提交,并以引用方式纳入此处) |
31.1* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席执行官进行认证 |
31.2* | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官进行认证 |
32.1** | 根据 2002 年《萨班斯-奥克斯利法案》第 906 条通过的《美国法典》第 18 章第 1350 条进行认证 |
101.INS | 内联 XBRL 实例文档-该实例文档不出现在交互式数据文件中,因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中。 |
101.SCH* | 内联 XBRL 架构文档 |
101.CAL* | 内联 XBRL 计算链接库文档 |
101.LAB* | 内联 XBRL 标签 Linkbase 文档 |
101.PRE* | 内联 XBRL 演示链接库文档 |
101.DEF* | 内联 XBRL 分类法扩展定义链接库文档 |
104 | 封面交互式数据文件(格式为 Inline XBRL 并包含在附录 101.INS 中) |
_________________________
签名
根据1934年《证券交易法》的要求,注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | |
| SM 能源公司 |
| | |
2024年5月3日 | 作者: | /s/ 赫伯特 S. 沃格尔 |
| | 赫伯特·沃格尔 |
| | 总裁兼首席执行官 |
| | (首席执行官) |
| | |
2024年5月3日 | 作者: | /s/ A. WADE PURSELL |
| | 答:韦德·珀塞尔 |
| | 执行副总裁兼首席财务官 |
| | (首席财务官) |
| | |
2024年5月3日 | 作者: | /s/ 帕特里克·莱特尔 |
| | 帕特里克·A·莱特尔 |
| | 副总裁-首席会计官兼财务总监 |
| | (首席会计官) |