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最大成员US-GAAP：循环信贷机制成员SWN：2022年循环信贷机制临时投资级别会员2022-08-042022-08-040000007332美国公认会计准则：信用额度成员US-GAAP：循环信贷机制成员US-GAAP：保证R成员的隔夜融资利率SWN：2022年循环信贷机制临时投资级别会员2022-08-042022-08-040000007332美国公认会计准则：信用额度成员美国公认会计准则：基准利率成员SRT: 最低成员US-GAAP：循环信贷机制成员SWN：2022年循环信贷机制临时投资级别会员2022-08-042022-08-040000007332美国公认会计准则：信用额度成员美国公认会计准则：基准利率成员SRT: 最大成员US-GAAP：循环信贷机制成员SWN：2022年循环信贷机制临时投资级别会员2022-08-042022-08-040000007332美国公认会计准则：信用额度成员SRT: 最大成员SWN: 2022 年循环信贷机构会员US-GAAP：循环信贷机制成员2022-08-040000007332美国公认会计准则：SeniorNotes会员SWN：将于 2025 年 1 月到期的 Fourpoint9.5% 优先票据成员2015-01-310000007332美国公认会计准则：SeniorNotes会员2015-01-012015-01-310000007332美国公认会计准则：SeniorNotes会员SWN：七点七分七五％的优先票据将于2027年10月到期会员2023-02-260000007332美国公认会计准则：SeniorNotes会员SWN：七点七分七五％的优先票据将于2027年10月到期会员2023-02-262023-02-260000007332美国公认会计准则：SeniorNotes会员SWN：由 CashOnHand Member 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授予的奖项20222023会员2024-06-300000007332US-GAAP：绩效股成员2023-12-310000007332SWN: LiabilityClassidedAwards会员2024-04-012024-06-300000007332SWN: LiabilityClassidedAwards会员2023-04-012023-06-300000007332SWN: LiabilityClassidedAwards会员2024-01-012024-06-300000007332SWN: LiabilityClassidedAwards会员2023-01-012023-06-300000007332SWN：负债分类限制性股票单位会员2018-01-012023-12-310000007332SWN：负债分类限制性股票单位会员2021-01-012021-12-310000007332SWN：负债分类限制性股票单位会员2023-12-310000007332SWN：负债分类限制性股票单位会员2024-01-012024-06-300000007332SWN：负债分类限制性股票单位会员2024-06-300000007332SWN：责任分类绩效单位成员2018-01-012023-12-310000007332SWN：责任分类绩效单位成员2020-01-012020-12-310000007332SWN：责任分类绩效单位成员2022-01-012022-06-300000007332SWN：责任分类绩效单位成员2021-01-012021-12-310000007332SWN：责任分类绩效单位成员2022-01-012022-12-310000007332SWN：责任分类绩效单位成员2023-01-012023-12-310000007332SWN：责任分类绩效单位成员2024-01-012024-06-300000007332SWN：责任分类绩效单位成员2024-06-300000007332SWN：责任分类绩效单位成员2023-12-310000007332SWN: 受限现金单位会员2024-04-012024-06-300000007332SWN: 受限现金单位会员2023-04-012023-06-300000007332SWN: 受限现金单位会员2024-01-012024-06-300000007332SWN: 受限现金单位会员2023-01-012023-06-300000007332SWN: 受限现金单位会员SWN: 授予的奖项20202022会员2021-01-012021-12-310000007332SWN: 受限现金单位会员SWN: 授予的奖励20232024会员2024-01-012024-06-300000007332SWN: 受限现金单位会员2024-06-300000007332SWN: 受限现金单位会员2023-12-310000007332SWN：勘探和生产可报告分段成员2024-04-012024-06-300000007332SWN：市场营销报告细分市场成员2024-04-012024-06-300000007332US-GAAP：企业非细分市场成员2024-04-012024-06-300000007332SWN：勘探和生产可报告分段成员US-GAAP：分段间消除成员2024-04-012024-06-300000007332US-GAAP：分段间消除成员SWN：市场营销报告细分市场成员2024-04-012024-06-300000007332US-GAAP：运营部门成员2024-04-012024-06-300000007332SWN：勘探和生产可报告分段成员US-GAAP：运营部门成员2024-06-300000007332US-GAAP：运营部门成员SWN：市场营销报告细分市场成员2024-06-300000007332US-GAAP：运营部门成员2024-06-300000007332US-GAAP：企业非细分市场成员2024-06-300000007332SWN：勘探和生产可报告分段成员2023-04-012023-06-300000007332SWN：市场营销报告细分市场成员2023-04-012023-06-300000007332US-GAAP：企业非细分市场成员2023-04-012023-06-300000007332SWN：勘探和生产可报告分段成员US-GAAP：分段间消除成员2023-04-012023-06-300000007332US-GAAP：分段间消除成员SWN：市场营销报告细分市场成员2023-04-012023-06-300000007332US-GAAP：运营部门成员2023-04-012023-06-300000007332SWN：勘探和生产可报告分段成员US-GAAP：运营部门成员2023-06-300000007332US-GAAP：运营部门成员SWN：市场营销报告细分市场成员2023-06-300000007332US-GAAP：运营部门成员2023-06-300000007332US-GAAP：企业非细分市场成员2023-06-300000007332SWN：勘探和生产可报告分段成员2024-01-012024-06-300000007332SWN：市场营销报告细分市场成员2024-01-012024-06-300000007332US-GAAP：企业非细分市场成员2024-01-012024-06-300000007332SWN：勘探和生产可报告分段成员US-GAAP：分段间消除成员2024-01-012024-06-300000007332US-GAAP：分段间消除成员SWN：市场营销报告细分市场成员2024-01-012024-06-300000007332US-GAAP：运营部门成员2024-01-012024-06-300000007332SWN：勘探和生产可报告分段成员2023-01-012023-06-300000007332SWN：市场营销报告细分市场成员2023-01-012023-06-300000007332US-GAAP：企业非细分市场成员2023-01-012023-06-300000007332SWN：勘探和生产可报告分段成员US-GAAP：分段间消除成员2023-01-012023-06-300000007332US-GAAP：分段间消除成员SWN：市场营销报告细分市场成员2023-01-012023-06-300000007332US-GAAP：运营部门成员2023-01-012023-06-30
目录
美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
表单 10-Q
（Mark One）
☒ 根据证券第 13 或 15 (d) 条提交的季度报告
1934 年《交易法》
在截至的季度期间 2024年6月30日
或者
☐ 根据证券第 13 或 15 (d) 条提交的过渡报告
1934 年《交易法》
在从 ________ 到 ________ 的过渡时期
委员会文件编号： 001-08246
Image1.jpg
西南能源公司
（注册人章程中规定的确切名称）
特拉华71-0205415
（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）
10000 能量驱动
春天， 德州77389
（主要行政办公室地址）（邮政编码）

(832) 796-1000
（注册人的电话号码，包括区号）
不适用
（如果自上次报告以来发生了变化，则以前的姓名、以前的地址和以前的财政年度）
根据该法第12（b）条注册的证券：
每个课程的标题交易符号注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.01美元SWN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☒ 不是 ☐
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 ☐
用勾号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”、“加速申报人”、“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☐非加速过滤器☐规模较小的申报公司☐新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订后的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的 ☐ 没有☒
注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：
班级截至 2024 年 7 月 30 日的未缴款项
普通股，面值0.01美元1,102,981,706

目录
西南能源公司
10-Q 表格的索引
截至2024年6月30日的季度期间
第一部分 — 财务信息
页面
  
第 1 项。
财务报表
4
合并运营报表
4
综合收益（亏损）合并报表
5
合并资产负债表
6
合并现金流量表
7
综合权益变动表
8
合并财务报表附注
9
 
注意事项 1。演示基础
9
 
注意事项 2.收入确认
10
 
注意事项 3.现金和现金等价物
12
 
注意事项 4.天然气和石油特性
12
 
注意事项 5.每股收益
12
 
注意事项 6.衍生品和风险管理
14
 
注意事项 7.从累计其他综合收益（亏损）中重新分类
19
 
注意事项 8。公允价值测量
20
 
注意事项 9。债务
22
 
注意 10。承诺和意外开支
25
注意 11。所得税
26
 
注释 12.长期激励薪酬
27
 
注意 13。区段信息
31
 
注释 14.新会计声明
33
第 2 项。
管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
33
运营结果
36
流动性和资本资源
44
第 3 项。
关于市场风险的定量和定性披露
48
第 4 项。
控制和程序
49
  
第二部分 — 其他信息
 
  
第 1 项。
法律诉讼
49
第 1A 项。
风险因素
49
第 2 项。
未注册的股权证券销售和所得款项的使用
50
第 3 项。
优先证券违约
50
第 4 项。
矿山安全披露
50
第 5 项。
其他信息
50
第 6 项。
展品
50

1
目录
关于前瞻性陈述的警示性陈述
本10-Q表季度报告（“季度报告”）包括经修订的1933年《证券法》第27A条和经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）第21E条所指的某些可被视为前瞻性陈述的陈述。除历史事实陈述或当前财务信息陈述外，涉及未来应该或可能发生的活动、结果和其他事项的所有陈述，包括但不限于有关财务状况、业务战略、生产和储备增长以及我们未来运营的其他计划和目标的陈述，均为前瞻性陈述。尽管我们认为此类前瞻性陈述中表达的预期是基于合理的假设，但此类陈述并不能保证未来的表现。除非法律要求，否则我们没有义务也没有承诺公开更新或修改任何前瞻性陈述。
前瞻性陈述包括前一段中确定的项目、有关可能或假设的未来经营业绩的信息以及本季度报告中以 “预期”、“打算”、“计划”、“项目”、“估计”、“继续”、“潜力”、“应该”、“可能”、“将”、“目标”、“指导”、“展望”、“努力”、“预期” 等词语确定的其他陈述，” “相信”、“预测”、“预算”、“预测”、“目标”、“预测”、“模型”、“目标” 或类似词语。即使没有这些特定的措辞，陈述也可能是前瞻性的。
您不应过分依赖前瞻性陈述。它们受到已知和未知的风险、不确定性和其他因素的影响，这些因素可能会影响我们的运营、市场、产品、服务和价格，并导致我们的实际业绩、业绩或成就与前瞻性陈述所表达或暗示的任何未来业绩、业绩或成就存在重大差异。这些前瞻性陈述基于管理层当前的信念，基于当前可用的信息，对未来事件的结果和时间。除了与前瞻性陈述相关的任何假设和其他因素外，可能导致我们的实际业绩与任何前瞻性陈述中显示的结果存在重大差异的风险、不确定性和因素还包括但不限于：
•天然气、石油和液化天然气（“NGL”）市场状况和价格变化的时间和范围（包括区域基础差异）；
•我们为计划中的资本投资提供资金的能力；
•我们的信用评级变化或利率的不利变化；
•大宗商品价格下跌在多大程度上影响了我们偿还现有债务或为其再融资的能力；
•金融市场波动或其他全球经济因素的影响，包括液化天然气市场的任何未来发展；
•世界主要地区的地缘政治和商业状况；
•难以在我们的战略机会中适当分配资本和资源；
•我们在发现、开发、生产、替换和估算储量方面取得成功的时机和程度；
•我们维持租约的能力，如果没有建立生产或维持盈利能力，租约可能会到期；
•我们履行天然气交付承诺以及利用我们的公司运输承诺或从中获利的能力；
•我们实现合并和收购的预期收益的能力，包括拟议的合并（定义见下文）；
•我们有能力将我们的产品运送到最有利的市场或根本没有这种能力；
•人员以及第三方提供的产品和服务的可用性和成本；
•政府监管的影响，包括法律变更、获得和维持许可证的能力、遣散税或类似税的增加，以及与水力压裂或其他钻井和完井技术、气候和非处方衍生品有关的立法或法规；
•我们实现、达成或以其他方式实现有关环境、社会和治理事务的倡议、计划或抱负的能力；
•针对我们的任何重大诉讼或影响我们或我们行业的司法裁决的不利结果的影响；
•天气或停电的影响；
•竞争加剧；
•通货膨胀率；
•会计法规和关键会计政策的财务影响；
•替代燃料的比较成本；
2
目录
•信用风险与由于我们的交易对手不履行义务而造成的损失风险有关，包括因财务或银行业务失败而造成的损失风险；
•由于政府和社会为应对疫情或其他世界卫生事件而采取的行动，对我们的生产和以我们的生产为组成部分的产品的需求减少的影响；
•我们的套期保值策略和业绩；
•我们以令人满意的条件获得债务或股权融资的能力；
•与西南能源公司和切萨皮克能源公司（“切萨皮克”）之间的拟议交易（“拟议合并”）相关的风险，包括拟议合并可能无法按预期的条款和时间完成，或根本无法完成，包括按预期条款获得监管部门的批准；交易的任何预期收益无法实现或两家公司无法成功整合的可能性；中断的风险该交易产生的收益将损害西南航空的业务，包括当前的计划和运营以及管理层的时间和注意力将转移到与交易相关的问题上；拟议合并待决期间对我们的运营的限制、拟议合并的宣布或完成可能导致的潜在不利反应或业务关系变化；以及可能对西南航空或其董事提起的与拟议合并有关的潜在诉讼；以及
•我们已提交并可能向美国证券交易委员会（“SEC”）提交的报告中列出的任何其他因素。
如果出现上述或本季度报告中其他地方描述的一种或多种风险或不确定性，或者如果基本假设被证明不正确，我们的实际业绩和计划可能与任何前瞻性陈述中表达的结果和计划存在重大差异。我们明确表示不承担公开更新前瞻性陈述或任何前瞻性陈述中包含的任何信息的所有责任，因此我们不承担由此产生的潜在相关损害责任。
储量工程是估算地下天然气、石油和液化天然气储量的过程，无法精确测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量、对此类数据的解释以及储备工程师做出的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果可能证明修改先前作出的估计是合理的。如果意义重大，此类修订将改变任何进一步生产的时间表和我们的开发计划。因此，储量估计值可能与最终回收的天然气、石油和液化天然气的数量有很大差异。
本警示性陈述明确限制了归因于我们的所有前瞻性陈述。
3
目录
第一部分 — 财务信息
第 1 项。财务报表
西南能源公司及其子公司
合并运营报表
（未经审计）
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（以百万计，股份/每股金额除外）2024202320242023
营业收入：   
天然气销售$411 $551 $995 $1,696 
石油销售90 92 172 187 
液化天然气销售额158 153 332 354 
市场营销424 475 1,003 1,154 
其他— (2)(2)(4)
1,083 1,269 2500 3,387 
运营成本和支出：
营销采购433 481 1,021 1,148 
运营费用403 418 820 836 
一般和管理费用45 41 101 87 
与合并相关的费用10 — 19 — 
折旧、损耗和摊销226 328 488 641 
损伤631 — 2,724 — 
税收，所得税除外44 58 93 126 
1,792 1,326 5,266 2,838 
营业收入（亏损）(709)(57)(2,766)549 
利息支出：
债务利息61 60 120 123 
其他利息费用2 3 5 6 
利息资本化(26)(29)(53)(59)
37 34 72 70 
衍生品的收益（亏损）(35)317 91 1,718 
提前清偿债务造成的损失— — — (19)
其他损失，净额(3)— (2)(1)
所得税前收入（亏损）(784)226 (2,749)2,177 
所得税准备金（福利）：
当前— — — — 
已推迟(176)(5)(606)7 
(176)(5)(606)7 
净收益（亏损）$(608)$231 $(2,143)$2,170 
普通股每股收益（亏损）：
基本$(0.55)$0.21 $(1.94)$1.97 
稀释$(0.55)$0.21 $(1.94)$1.97 
加权平均已发行普通股：
基本1,102,737,261 1,101,167,082 1,102,281,059 1,100,725,127 
稀释1,102,737,261 1,102,724,782 1,102,281,059 1,102,487,313 

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。

4
目录
西南能源公司及其子公司
综合收益（亏损）合并报表
（未经审计）
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）2024202320242023
净收益（亏损）$(608)$231 $(2,143)$2,170 
养老金和其他退休后负债价值的变化：
先前服务成本和净收益的摊销，包括定期净养老金成本中包含的结算和削减收益
— — — 1 
期内产生的净精算收益（亏损）— — 2 (2)
可归因于养老金终止的净税收亏损— — — (14)
养老金和退休后负债价值的总变动— — 2 (15)
综合收益（亏损）$(608)$231 $(2,141)$2,155 

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
5
目录
西南能源公司及其子公司
合并资产负债表
（未经审计）
2024年6月30日2023 年 12 月 31 日
资产（单位：百万）
流动资产：  
现金和现金等价物$15 $21 
应收账款，净额544 680 
衍生资产363 614 
其他流动资产89 100 
流动资产总额1,011 1,415 
天然气和石油物业，使用全额成本法，包括 $1,892 截至 2024 年 6 月 30 日的百万美元和美元2,075 截至 2023 年 12 月 31 日，百万美元不包括在摊销范围内
38,737 37,772 
其他578 566 
减去：累计折旧、损耗和摊销(31,645)(28,425)
财产和设备总额，净额7,670 9,913 
经营租赁资产136 154 
长期衍生资产80 175 
递延所得税资产849 238 
其他长期资产104 96 
长期资产总额1,169 663 
总资产$9,850 $11,991 
负债和权益
流动负债：
长期债务的当前部分$389 $— 
应付账款1,170 1,384 
应付税款125 128 
应付利息77 77 
衍生负债89 79 
当期经营租赁负债42 44 
其他流动负债30 17 
流动负债总额1,922 1,729 
长期债务3,784 3,947 
长期经营租赁负债93 107 
长期衍生负债59 100 
其他长期负债227 220 
长期负债总额4,163 4,374 
承付款和或有开支（注10）
股权：
普通股，$0.01 面值； 2,500,000,000 已授权股份；已发行股份 1,164,596,399 截至 2024 年 6 月 30 日的股票以及 1,163,077,745 截至 2023 年 12 月 31 日的股票
12 12 
额外的实收资本7,206 7,188 
累计赤字(3,125)(982)
累计其他综合亏损(1)(3)
国库中的普通股，61,614,693 截至 2024 年 6 月 30 日和 2023 年 12 月 31 日的股票
(327)(327)
权益总额3,765 5,888 
负债和权益总额$9,850 $11,991 

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
6
目录
-西南能源公司及子公司
合并现金流量表
（未经审计）
在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）20242023
来自经营活动的现金流：  
净收益（亏损）$(2,143)$2,170 
为将净收益（亏损）与经营活动提供的净现金进行对账而进行的调整：
折旧、损耗和摊销488 641 
债务发行成本的摊销4 4 
损伤2,724 — 
递延所得税(606)7 
未结算的衍生品（收益）亏损315 (1,631)
基于股票的薪酬12 5 
提前偿还债务造成的损失— 19 
其他4 2 
资产和负债的变化：
应收账款136 803 
应付账款(139)(363)
应付税款(3)(20)
应付利息— (5)
库存(1)(25)
其他资产和负债(4)(45)
经营活动提供的净现金787 1,562 
来自投资活动的现金流：
资本投资(980)(1,286)
出售财产和设备的收益4 123 
用于投资活动的净现金(976)(1,163)
来自融资活动的现金流：
偿还长期债务— (437)
循环信贷额度的付款(1,513)(1,946)
循环信贷额度下的借款1,738 2,006 
未清银行汇票变动(37)(43)
为预扣税款支付的现金(5)(4)
由（用于）融资活动提供的净现金183 (424)
现金和现金等价物减少(6)(25)
年初的现金和现金等价物21 50 
期末的现金和现金等价物$15 $25 

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
7
目录
西南能源公司及其子公司
权益变动合并报表
（未经审计）
普通股额外
付费
资本		累积的
赤字		累积其他
全面
收入（亏损）		国库普通股总计
股票
已发行		金额股票金额
（以百万计，股份金额除外）
截至2023年12月31日的余额1,163,077,745 $12 $7,188 $(982)$(3)61,614,693 $(327)$5,888 
综合损失：
净亏损———(1,535)———(1,535)
其他综合收入————2 ——2 
综合损失总额———————(1,533)
基于股票的薪酬——10 ————10 
受限单位归属2,108,403 —6 ————6 
预扣税——股票补偿(726,549)—(5)————(5)
截至 2024 年 3 月 31 日的余额1,164,459,599 $12 $7,199 $(2,517)$(1)61,614,693 $(327)$4,366 
综合损失：
净亏损———(608)———(608)
其他综合收入————————
综合损失总额———————(608)
基于股票的薪酬——7 ————7 
发行限制性股票136,800 ———————
受限单位归属————————
预扣税——股票补偿————————
截至 2024 年 6 月 30 日的余额1,164,596,399 $12 $7,206 $(3,125)$(1)61,614,693 $(327)$3,765 


普通股额外
付费
资本		累积的
赤字		累积其他
全面
收入（亏损）		国库普通股总计
股票
已发行		金额股票金额
（以百万计，股份金额除外）
截至2022年12月31日的余额1,161,545,588 $12 $7,172 $(2,539)$6 61,614,693 $(327)$4,324 
综合损失：
净收入———1,939 ———1,939 
其他综合损失————(15)——(15)
综合收入总额———————1,924 
基于股票的薪酬——2 ————2 
受限单位归属1,999,039 —8 ————8 
预扣税——股票补偿(662,163)—(4)————(4)
截至2023年3月31日的余额1,162,882,464 $12 $7,178 $(600)$(9)61,614,693 $(327)$6,254 
综合收入：
净收入———231 ———231 
其他综合收入————————
综合收入总额———————231 
基于股票的薪酬——4 ————4 
发行限制性股票188,382 ———————
限制性股票单位归属9,968 ———————
预扣税——股票补偿(3,069)———————
截至 2023 年 6 月 30 日的余额1,163,077,745 $12 $7,182 $(369)$(9)61,614,693 $(327)$6,489 

所附附附注是这些合并财务报表的组成部分。
8
目录
西南能源公司及其子公司
未经审计的合并财务报表附注
(1) 列报基础
操作性质
西南能源公司（包括其子公司，统称为 “西南” 或 “公司”）是一家从事天然气、石油和液化天然气开发、勘探和生产（“E&P”）的独立能源公司。该公司还专注于通过其营销业务（“营销”）创造和获取额外价值。西南航空通过子公司开展大部分业务，主要经营在 二 细分市场：勘探与生产和营销。
勘探与生产西南航空的主要业务是开发和生产天然气以及相关的液化天然气和石油，正在进行的业务侧重于开发位于宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州、俄亥俄州和路易斯安那州的非常规天然气和油藏。该公司在宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州和俄亥俄州（以下简称 “阿巴拉契亚”）的业务主要集中在马塞勒斯页岩、尤蒂卡和上泥盆纪非常规天然气和液体储层上。该公司在路易斯安那州的业务（以下简称 “海恩斯维尔”）主要集中在海恩斯维尔和波西尔天然气储层（“海恩斯维尔和波西尔页岩”）上。该公司还经营钻机并提供某些油田产品和服务，主要通过纵向整合为公司的勘探和生产业务提供服务。
市场营销。西南航空的营销活动抓住了主要在其勘探和生产业务中生产的天然气、石油和液化天然气的营销和运输所带来的机会。
演示基础
随附的合并财务报表是根据美国普遍接受的中期财务信息会计原则（“GAAP”）以及证券交易委员会的规则和条例编制的。本季度报告对通常包含在根据公认会计原则编制的财务报表中包含的与公司组织和脚注披露有关的某些信息进行了适当的简要或省略。
整合原则
本报告中所载的合并财务报表包括所有正常和经常性的重大调整，管理层认为，这些调整是公允列报本报告所列中期财务状况、经营业绩和现金流量所必需的。建议将这些合并财务报表与公司截至2023年12月31日止年度的10-k表年度报告（“2023年年度报告”）中包含的合并财务报表及其附注一起阅读。
公司的重要会计政策已由公司董事会（“董事会”）审计委员会审查和批准，摘要见公司2023年年度报告所含合并财务报表附注的附注1。
公司拟与切萨皮克能源公司合并
2024年1月10日，公司与切萨皮克能源公司、俄克拉荷马州的一家公司（“切萨皮克”）、特拉华州的一家公司Hulk Merger Sub, Inc.、切萨皮克新成立的全资子公司（“Merger Sub”）以及特拉华州有限责任公司、切萨皮克的全资子公司Hulk LLC Sub, LLC签订了合并协议和计划（“合并协议”）（“合并协议”）根据该协议，Merger Sub将与Merger Sub合并、公司和切萨皮克合并，“双方”），根据该协议，Merger Sub将与公司合并并入公司（“提议”合并”），该公司继续作为切萨皮克（“幸存的公司”）的全资子公司。拟议合并生效后（“生效时间”），幸存的公司将立即与LLC Sub合并并入LLC Sub，LLC Sub将继续作为幸存实体和切萨皮克的全资子公司。根据合并协议的条款，拟议合并完成后，西南股东将获得 0.0867 切萨皮克普通股换一股西南普通股。根据合并协议支付的对价可能会根据合并协议的规定进行调整。根据合并协议的条款，拟议合并中不会发行切萨皮克普通股的部分股份，西南普通股的持有人将获得现金来代替切萨皮克普通股的部分股份（如果有）。

2024年6月18日，公司和切萨皮克的股东在各自的特别股东大会上批准了拟议的合并。拟议合并的完成仍需满足或豁免
9
目录
惯例成交条件，包括联邦贸易委员会根据经修订的1976年《哈特-斯科特-罗迪诺反垄断改进法》（“HSR法”）发布补充信息和文件材料请求所规定的延长的等待期的到期或终止，以及双方与任何政府实体之间未达成协议或承诺不完成正在生效的拟议合并。公司和切萨皮克均在合并协议中做出了惯常陈述和保证。合并协议还包含公司和切萨皮克的惯常成交前契约，除某些例外情况外，包括与按照过去惯例按正常方式开展各自业务以及避免采取某些行动有关的契约，但合并协议明确允许或要求、法律要求或另一方书面同意的行动除外。合并协议规定，如果在某些情况下终止合并协议, 公司可能需要偿还切萨皮克的费用，最高可达 $55.6 百万美元或向切萨皮克支付等于 $ 的解雇费389 百万减去先前支付的任何费用。此外, 切萨皮克可能需要报销我们的费用，最高可达 $37.25 百万美元或向我们支付等于美元的解雇费260 百万减去先前支付的任何费用。

在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，公司支出约为 $10 百万和美元19 与拟议合并相关的费用分别为百万美元，主要由专业费用组成。

(2) 收入确认
与客户签订合同的收入
天然气和液体。当产品的控制权在指定的交付点移交给客户时，天然气、石油和液化天然气的销售就会得到认可。公司合同的定价条款主要与市场指数挂钩，并根据交付、产品质量和公司运营地区当前的供需状况等因素进行某些调整。根据公司的销售合同，每单位天然气、石油和液化天然气的交付构成了单独的履约义务，收入在履行义务完成时予以确认。公司的收入中没有重要的融资部分，因为付款条件通常在内 30 到 60 控制权移交的天数。此外，客户的对价直接对应于公司迄今为止完成的业绩给客户带来的价值。因此，公司以公司有权开具发票的金额确认收入，并且没有披露有关其剩余履约义务的信息。
该公司记录了其天然气和液体生产的收入，即其房地产销售的净收入利息。因此，对于超过公司净收入利息的交付，天然气和液体销售不予确认，而天然气和液体销售的交付量不予确认，而任何交付量不足的销售量均予以确认。
营销。该公司通常通过其营销子公司为其附属勘探和生产公司以及选择与公司进行营销的其他共同所有人销售天然气、石油和液化天然气。此外，公司还销售一些从第三方购买的产品。当产品的控制权在指定的交付点移交给客户时，天然气、石油和液化天然气销售的营销收入即予以确认。公司合约的定价条款主要与市场指数挂钩，并根据交付、产品质量和当前供需状况等因素进行某些调整。根据公司的营销合同，每单位天然气、石油和液化天然气的交付构成了单独的履约义务，收入在履行义务时予以确认。每月在天然气、石油和液化天然气交付时为客户开具发票并记录收入，付款条件通常在内 30 到 60 控制权移交的天数。此外，客户的对价直接对应于公司迄今为止完成的业绩给客户带来的价值。因此，公司以公司有权开具发票的金额确认收入，并且没有披露有关其剩余履约义务的信息。
10
目录
收入分类
该公司在扣除分部间收入后的合并运营报表中按产品对勘探和生产收入进行了细分。下表将合并运营报表中列报的营业收入与各分部的营业收入进行了对账：
（单位：百万）E&P市场营销分段间
收入		总计
截至 2024 年 6 月 30 日的三个月
天然气销售$395 $— $16 $411 
石油销售89 — 1 90 
液化天然气销售额158 — — 158 
市场营销— 1,057 (633)424 
总计$642 $1,057 $(616)$1,083 
（单位：百万）
截至2023年6月30日的三个月
天然气销售$535 $— $16 $551 
石油销售91 — 1 92 
液化天然气销售额153 — — 153 
市场营销— 1,231 (756)475 
其他 (1)
(2)— — (2)
总计$777 $1,231 $(739)$1,269 
（单位：百万）E&P市场营销分段间
收入		总计
截至2024年6月30日的六个月
天然气销售$966 $— $29 $995 
石油销售170 — 2 172 
液化天然气销售额332 — — 332 
市场营销— 2,434 (1,431)1,003 
其他 (1)
(2)— — (2)
总计$1,466 $2,434 $(1,400)$2500 
（单位：百万）
截至2023年6月30日的六个月
天然气销售$1,671 $— $25 $1,696 
石油销售185 — 2 187 
液化天然气销售额354 — — 354 
市场营销— 3,272 (2,118)1,154 
其他 (1)
(4)— — (4)
总计$2,206 $3,272 $(2,091)$3,387 
(1) 在截至2024年6月30日的六个月以及截至2023年6月30日的三个月和六个月中，其他勘探和生产收入主要包括与天然气和某些液化天然气相关的买方失衡造成的亏损。
相关的勘探和生产收入还按公司运营的核心领域（阿巴拉契亚和海恩斯维尔）进行地理分列以供分析。
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）2024202320242023
阿巴拉契亚$424 $468 $978 $1,391 
海恩斯维尔218 309 488 815 
总计$642 $777 $1,466 $2,206 
11
目录
与客户签订的合同应收账款
下表将公司与客户签订的合同中的应收账款与合并资产负债表上列报的合并应收账款进行了对账：
（单位：百万）2024年6月30日2023 年 12 月 31 日
与客户签订的合同产生的应收款$477 $622 
其他应收账款67 58 
应收账款总额$544 $680 
在截至2024年6月30日的六个月和截至2023年12月31日的年度中，从公司与客户签订的应收账款相关的可疑账款备抵中确认的金额都不大。该公司有 不 与其与客户签订的合同收入相关的合同资产或合同负债。
(3) 现金和现金等价物
下表汇总了截至2024年6月30日和2023年12月31日的现金及现金等价物：
（单位：百万）2024年6月30日2023 年 12 月 31 日
现金$1 $1 
有价证券 (1)
14 20 
总计$15 $21 
(1) 通常由政府稳定价值的货币市场基金组成。
(4)天然气和石油特性
该公司采用全额成本法来核算与开发、勘探和收购天然气和石油物业有关的成本。根据这种方法，所有此类成本（生产性和非生产性成本），包括工资、福利和其他直接归因于这些活动的内部成本，都将逐国资本化，并使用生产单位法在财产的估计寿命内摊销。这些资本化成本需要接受上限测试，该测试将扣除适用的递延税后的此类集合成本限制在折现后的已探明天然气、石油和液化天然气储量所产生的未来净收入的现值总和范围内 10%（标准化度量）。任何超过上限的成本均作为非现金支出注销。尽管天然气、石油和液化天然气价格的上涨随后可能会提高上限，但支出在未来可能无法逆转。使用全额成本法的公司必须使用上个月第一天的平均报价 12 月，包括指定用于套期保值的衍生品的影响，以计算其储备金的上限价值。该公司有 不 截至2024年6月30日指定用于对冲会计的对冲头寸。 用于计算储备金上限价值的价格如下：
2024年6月30日2023年6月30日
天然气（每百万英热单位）
$2.32 $4.76 
石油（每桶）
$79.00 $82.82 
液化天然气（每桶）
$21.55 $25.45 
使用上述平均报价，经市场差异调整后，截至2024年6月30日，该公司美国天然气和石油物业的账面净值超过了上限，导致减值美元631 百万。在2024年第一季度，该公司在美国天然气和石油物业的净账面价值超过上限约美元2,093 百万美元，并导致非现金上限测试减值。市场价格的下跌以及产量、储备水平、不包括摊销的成本评估、未来开发成本和生产成本的变化都可能导致公司天然气和石油资产未来的非现金上限测试减值。鉴于大宗商品价格在2023年和2024年期间的下跌，该公司预计，其资产的额外非现金减值可能会在2024年第三季度甚至更晚发生。
(5) 收益 每股
普通股每股基本收益的计算方法是将归属于普通股的净收益（亏损）除以报告期内已发行普通股的加权平均数。摊薄后的每股收益计算增加了已发行普通股的加权平均数：假设行使稀释性股票期权、未归属的普通股、限制性股票单位和绩效单位的未归属限制性股票的归属，本应流通的增量股份。反稀释影响是由于某些证券的转换、行使或或有发行而导致每股收益的增加或每股净亏损的减少。
12
目录
下表显示了截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月的每股收益的计算结果：
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（以百万计，股份/每股金额除外）2024202320242023
净收益（亏损）$(608)$231 $(2,143)$2,170 
普通股数量：
未偿还加权平均值1,102,737,261 1,101,167,082 1,102,281,059 1,100,725,127 
发行非归属限制性普通股的影响— 834,120 — 812,008 
发行非既得限制性单位的影响— 723,580 — 950,178 
加权平均值和未偿还的稀释金1,102,737,261 1,102,724,782 1,102,281,059 1,102,487,313 
普通股每股收益（亏损）
基本$(0.55)$0.21 $(1.94)$1.97 
稀释$(0.55)$0.21 $(1.94)$1.97 
下表列出了截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月的摊薄后每股收益计算中不包括的普通股等价物，因为它们本来会产生反稀释作用：
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
2024202320242023
未行使的股票期权— 820,138 229,819 843,100 
未归属的限制性普通股984,868 66,970 981,419 33,670 
受限单位2,212,995 1,403,519 3,557,404 2,191,937 
性能单位624,391 752,512 580,268 540,478 
总计3,822,254 3,043,139 5,348,910 3,609,185 

13
目录
(6) 衍生品和风险管理
该公司面临市场价格的波动以及天然气、石油和液化天然气的基差的影响，这影响了与销售这些大宗商品相关的现金流的可预测性。这些风险由公司使用某些衍生金融工具进行管理。截至2024年6月30日和2023年6月30日，该公司的衍生金融工具包括固定价格互换、双向无成本美元、三向无成本美元、基差互换和期权（看涨期权和看跌期权）。公司衍生金融工具的描述如下所示：
固定价格互换如果公司出售固定价格互换，则公司将获得该合约的固定价格，并向交易对手支付浮动市场价格。如果公司购买固定价格互换，则公司将获得该合约的浮动市场价格，并向交易对手支付固定价格。
 
双向无成本项圈包含固定底价（“买入看跌期权”）和基于指数价格的固定上限价格（“卖出看涨期权”）的安排，总的来说，没有净成本。在合约结算日，（1）如果指数价格高于上限价格，则公司向交易对手支付指数价格和上限价格之间的差额；（2）如果指数价格介于下限价格和上限价格之间，则任何一方均无需付款；（3）如果指数价格低于底价，公司将获得底价和指数价格之间的差额。
 
三向无成本项圈包含基于指数价格的已购买看跌期权、卖出看涨期权和卖出看跌期权的安排，这些指数价格总体上没有净成本。在合约结算日，（1）如果指数价格高于卖出看涨期权行使价，则公司向交易对手支付指数价格和卖出看涨期权行使价之间的差额；（2）如果指数价格介于买入的看跌期权行使价和卖出的看跌期权行使价之间，则任何一方均无需付款；（3）如果指数价格介于卖出看跌期权行使价和买入的看跌期权行使价之间，公司将收到买入的看跌期权行使价与指数价格之间的差额，以及 (4) 如果指数价格低于卖出的看跌期权行使价，公司将获得买入的看跌期权行使价与卖出的看跌期权行使价之间的差额。
 
基础互换保证指定交货点天然气价格差异的安排。如果公司出售基差互换，则如果价格差异大于合同的规定条款，则公司将从交易对手那里获得付款；如果价格差异小于合同的规定条款，则向交易对手付款。如果公司购买基差互换，则如果价格差异大于合同的规定条款，则公司向交易对手付款；如果价格差异小于合同的规定条款，则公司将从交易对手那里获得付款。
 
期权（看涨期权和看跌期权）公司购买和出售期权以换取溢价。如果公司购买看涨期权，则公司将从交易对手那里获得结算时市场价格超过看涨期权行使价的部分（如果有），但是如果市场价格低于看涨期权的行使价，则任何一方均无需付款。如果公司出售看涨期权，则公司在结算时向交易对手支付市场价格超过看涨期权行使价的部分（如果有），但是如果市场价格低于看涨期权的行使价，则任何一方均无需付款。如果公司购买看跌期权，则公司将从交易对手那里获得结算时行使价超过看跌期权市场价格的部分（如果有），但是如果市场价格高于看跌期权的行使价，则任何一方均无需付款。如果公司出售看跌期权，则公司在结算时向交易对手支付行使价超过看跌期权市场价格的部分（如果有），但是如果市场价格高于看跌期权的行使价，则任何一方均无需付款。
公司为其在交易时认为具有信誉的衍生工具选择交易对手，并在适用的情况下积极监控这些交易对手的信用评级和信用违约掉期利率。但是，无法保证交易对手能够履行其对公司的义务。公司按总额列报其衍生头寸，不扣除资产和负债头寸的净值。
14
目录
下表提供了有关公司金融工具的信息，这些工具对大宗商品价格变化很敏感，用于保护公司的风险敞口。以下所有金融工具均未指定用于对冲会计处理。这些表格显示了截至2024年6月30日按预期到期日的名义金额、加权平均合约价格和公允价值：
生产财务保护
 每百万英热单位的加权平均价格 
交易量 (Bcf)
互换卖出看跌买入的看跌已售通话基差
公允价值为
2024 年 6 月 30 日
（单位：百万）
天然气       
2024       
固定价格互换267 $3.60 $—$—$—$—$195 
双向无成本项圈22 ——3.07 3.53 —7 
三向无成本项圈42 —2.50 3.25 4.24 —17 
总计331 $219 
2025
固定价格互换110 $3.58 $—$—$—$—$11 
双向无成本项圈73 ——3.50 5.40 —30 
三向无成本项圈161 —2.59 3.66 5.88 —64 
总计344 $105 
基础互换
202460 $—$—$—$—$(0.71)$13 
20259 ————(0.64)3 
总计69 $16 
15
目录

音量
(mbbls)
每桶加权平均行使价
公允价值为
2024 年 6 月 30 日
（单位：百万）
互换卖出看跌买入的看跌已售通话
石油
2024
固定价格互换580 $71.50 $—$—$—$(5)
双向无成本项圈184 ——70.00 88.56 — 
三向无成本项圈534 —56.72 66.72 88.26 — 
总计1,298 $(5)
2025
固定价格互换41 $77.66 $—$—$—$— 
三向无成本项圈1,324 —58.96 68.96 92.73 (1)
总计1,365 $(1)
2026
三向无成本项圈225 —60.00 70.00 83.32 — 
乙烷
2024
固定价格互换4,085 $9.77 $—$—$—$6 
2025
固定价格互换3,650 $10.36 $—$—$—$(2)
丙烷   
2024   
固定价格互换3,119 $31.25 $—$—$—$(13)
2025
固定价格互换2,071 $30.73 $—$—$—$(4)
普通丁烷
2024
固定价格互换718 $39.42 $—$—$—$(2)
2025
固定价格互换548 $35.28 $—$—$—$(1)
天然汽油
2024
固定价格互换810 $61.45 $—$—$—$(4)
2025
固定价格互换821 $56.89 $—$—$—$(5)
其他衍生合约
音量
(Bcf)
每百万英热单位的加权平均行使价
公允价值为
2024 年 6 月 30 日
（单位：百万）
看涨期权—天然气（净额）
202437 $6.00 $(1)
202573 7.00 (3)
202673 7.00 (10)
总计183 $(14)
截至2024年6月30日，公司金融工具的净公允价值为美元295 百万资产。有关公司对其衍生品头寸的公允价值衡量的更多详情，请参阅附注8。
截至2024年6月30日，公司没有指定用于对冲会计处理的头寸。未指定用于套期会计处理或不符合套期会计要求的衍生品的收益和损失将被记录在案
16
目录
作为合并运营报表中衍生品收益（亏损）的一部分。因此，经营报表中衍生品的收益（亏损）部分反映了已结算和未结算衍生品的收益和亏损。公司的已实现大宗商品价格计算中仅包含已结算的收益和亏损。
截至2024年6月30日和2023年12月31日，与衍生金融工具相关的资产负债表分类汇总如下：
衍生资产    
公允价值
（单位：百万）资产负债表分类2024年6月30日 2023 年 12 月 31 日
未被指定为对冲工具的衍生品： 
固定价格互换-天然气衍生资产$227 $466 
固定价格互换 — 石油衍生资产— 1 
固定价格互换 — 乙烷衍生资产7 9 
固定价格互换 — 丙烷衍生资产— 12 
固定价格掉期——普通丁烷衍生资产— 1 
固定价格互换 — 天然汽油衍生资产— 2 
双向无成本项圈 — 天然气衍生资产31 36 
双向无成本项圈 — 石油衍生资产— 3 
三向无成本项圈 — 天然气衍生资产81 62 
三向无成本项圈 — 石油衍生资产3 1 
基础互换 — 天然气衍生资产14 14 
看跌期权——天然气衍生资产— 8 
固定价格互换-天然气其他长期资产5 — 
双向无成本项圈 — 天然气其他长期资产18 46 
三向无成本项圈 — 天然气其他长期资产48 116 
三向无成本项圈 — 石油其他长期资产6 10 
基础互换 — 天然气其他长期资产3 4 
衍生资产总额 $443 $791 
衍生负债   
公允价值
（单位：百万）资产负债表分类2024年6月30日2023 年 12 月 31 日
未被指定为对冲工具的衍生品： 
固定价格互换-天然气衍生负债$19 $18 
固定价格互换 — 石油衍生负债5 2 
固定价格互换 — 乙烷衍生负债1 — 
固定价格互换 — 丙烷衍生负债16 1 
固定价格掉期——普通丁烷衍生负债3 — 
固定价格互换 — 天然汽油衍生负债7 — 
双向无成本项圈 — 天然气衍生负债6 14 
双向无成本项圈 — 石油衍生负债— 1 
三向无成本项圈 — 天然气衍生负债26 27 
三向无成本项圈 — 石油衍生负债3 1 
基础互换 — 天然气衍生负债1 6 
看涨期权——天然气衍生负债2 1 
看跌期权——天然气衍生负债— 8 
固定价格互换-天然气长期衍生负债7 — 
固定价格互换 — 乙烷长期衍生负债2 — 
固定价格互换 — 丙烷长期衍生负债1 — 
固定价格互换 — 天然汽油长期衍生负债2 — 
双向无成本项圈 — 天然气长期衍生负债6 15 
三向无成本项圈 — 天然气长期衍生负债22 60 
三向无成本项圈 — 石油长期衍生负债7 8 
看涨期权——天然气长期衍生负债12 17 
衍生负债总额 $148 $179 
17
目录
净衍生品头寸
2024年6月30日2023 年 12 月 31 日
（单位：百万）
净流动衍生资产$274 $536 
净长期衍生资产21 76 
非绩效风险调整— (2)
衍生资产净总额$295 $610 

下表汇总了公司衍生工具对截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月合并经营报表的税前影响：

收益中确认的衍生品未结算收益（亏损）
合并运营报表未结算衍生品收益（亏损）分类在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
衍生工具2024202320242023
（单位：百万）
固定价格互换-天然气衍生品的收益（亏损）$(280)$(24)$(242)$937 
固定价格互换 — 石油衍生品的收益（亏损）4 10 (4)22 
固定价格互换 — 乙烷衍生品的收益（亏损）(6)(9)(5)— 
固定价格互换 — 丙烷衍生品的收益（亏损）1 28 (28)29 
固定价格掉期——普通丁烷衍生品的收益（亏损）(1)6 (4)7 
固定价格互换 — 天然汽油衍生品的收益（亏损）— 6 (11)7 
双向无成本项圈 — 天然气衍生品的收益（亏损）(20)(11)(16)230 
双向无成本项圈 — 石油衍生品的收益（亏损）1 1 (2)1 
三向无成本项圈 — 天然气衍生品的收益（亏损）(11)27 (10)290 
三向无成本项圈 — 石油衍生品的收益（亏损）— 9 (3)21 
基础互换 — 天然气衍生品的收益（亏损）25 98 4 68 
看涨期权——天然气衍生品的收益（亏损）1 (34)4 27 
卖出看跌期权——天然气衍生品的收益（亏损）— 1 8 (5)
已购买的看跌期权——天然气衍生品的收益（亏损）— (1)(8)1 
未结算衍生品的总收益（亏损）$(286)$107 $(317)$1,635 
18
目录
收益中确认的衍生品的结算收益（亏损）(1)
合并运营报表衍生品收益（亏损）分类，已结算在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
衍生工具2024202320242023
（单位：百万）
固定价格互换-天然气衍生品的收益（亏损）$232 $160 $372 $115 
固定价格互换 — 石油衍生品的收益（亏损）(4)(3)(8)(7)
固定价格互换 — 乙烷衍生品的收益（亏损）4 5 7 6 
固定价格互换 — 丙烷衍生品的收益（亏损）— 11 (2)12 
固定价格掉期——普通丁烷衍生品的收益（亏损）1 1 — 1 
固定价格互换 — 天然汽油衍生品的收益（亏损）(2)1 (3)1 
双向无成本项圈 — 天然气衍生品的收益（亏损）13 31 22 31 
三向无成本项圈 — 天然气衍生品的收益（亏损）13 17 29 (16)
三向无成本项圈 — 石油衍生品的收益（亏损）— (6)— (13)
基础互换 — 天然气衍生品的收益（亏损）(7)(7)(11)(36)
看涨期权——天然气衍生品的收益（亏损）— — — (7)
卖出看跌期权——天然气衍生品的收益（亏损）— — (10)— 
已购买的看跌期权——天然气衍生品的收益（亏损）— — 10 — 
已结算衍生品的总收益$250 $210 $406 $87 
衍生品的总收益（亏损）(2)
$(35)$317 $91 $1,718 
(1) 公司将结算的衍生品的收益（亏损）计算为期内结算头寸的损益之和。
(2) 衍生品的总收益（亏损）包括美元的非绩效风险调整1 截至2024年6月30日的三个月，收益为百万美元，以及美元2百万的收益和美元4在截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中，损失分别为百万美元。
收益中确认的衍生品总收益（亏损）
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
2024202320242023
（单位：百万）
未结算衍生品的总收益（亏损）$(286)$107 $(317)$1,635 
已结算衍生品的总收益250 210 406 87 
非绩效风险调整1 — 2 (4)
衍生品的总收益（亏损）$(35)$317 $91 $1,718 
(7) 从累计其他综合收益（亏损）中重新分类
下表详细列出了截至2024年6月30日的六个月中累计其他综合收益（亏损）的组成部分：
（单位：百万）其他退休后外币总计
2023 年 12 月 31 日的期初余额$11 $(14)$(3)
重新分类前的其他综合收入— — — 
从其他综合收益中重新分类的金额 (1)
2 — 2 
本期其他综合收益净额2 — 2 
2024 年 6 月 30 日的期末余额$13 $(14)$(1)
(1)包括一美元2 与另一个退休后计划相关的百万精算收益。
19
目录
(8)公允价值测量
截至2024年6月30日和2023年12月31日，公司金融工具的账面金额和估计公允价值如下：
2024年6月30日 2023 年 12 月 31 日
（单位：百万）携带
金额		公平
价值		携带
金额		公平
价值
现金和现金等价物$15 $15 $21 $21 
2022年循环信贷额度将于2027年4月到期
445 445 220 220 
高级笔记 (1)
3,743 3,598 3,743 3,626 
衍生工具，净额295 295 610 610 
(1) 不包括未摊销的债务发行成本和债务折扣。
公允价值层次结构优先考虑用于衡量公允价值的估值技术的输入。如下表所示，该层次结构由三个主要级别组成：
1级估值——包括活跃市场中相同资产和负债的未经调整的报价，优先级最高。
二级估值——包括用于计算公允市场价值的报价市场信息。
第 3 级估值-由内部估计值组成，优先级最低。
合并资产负债表上现金和现金等价物，包括有价证券、应收账款、其他流动资产、应付账款和其他流动负债，由于其短期性质，其账面价值接近公允价值。对于债务和衍生工具，使用以下方法和假设来估算公允价值：
债务：公司优先票据的公允价值基于公司公开交易债务的市场价值，该市场价值根据公司优先票据的市场价格确定。公司优先票据的公允价值被视为一级衡量标准，因为这些票据在市场上交易活跃。在使用范围内，公司2022年信贷额度（定义见下文附注9）下的借款的账面价值接近公允价值，因为利率是可变的，反映了市场利率。该公司认为其2022年信贷额度的公允价值是公允价值层次结构的一级衡量标准。
衍生工具：公司根据定价模型衡量其衍生工具的公允价值，该定价模型利用基于市场的投入，包括但不限于标的头寸的合同价格、当前市场价格、天然气和液体远期曲线、每个未平仓头寸相似期限的贴现率、波动性因素和非业绩风险。不良行为风险考虑公司的信用状况对衍生负债公允价值的影响以及交易对手信用状况对衍生资产公允价值的影响。该模型的两个输入均基于已公布的信用违约掉期利率和每个未偿还的衍生品头寸的期限。截至2024年6月30日和2023年12月31日，该公司的净衍生品头寸为净资产。截至2023年12月31日，不良行为风险对公司净衍生品头寸公允价值的影响导致净资产减少了美元2 百万。
该公司已根据用于确定其公允价值的数据将其衍生工具分为多个等级。该公司的固定价格互换（二级）是使用第三方贴现现金流计算得出的，使用纽约商品交易所（“NYMEX”）天然气和石油衍生品期货指数以及乙烷和丙烷衍生物的石油价格信息服务（“OPIS”）。
公司的看涨期权和看跌期权、双向无成本美元和三向无成本美元（二级）的估值使用Black-Scholes模型，这是一种行业标准期权估值模型，该模型考虑了合约条款（包括到期日）和市场参数，包括纽约商品交易所和OPIS期货指数的假设、利率、波动率和信用价值。Black-Scholes模型的输入，包括波动率输入，均从第三方定价来源获得，并按月对最重要的输入进行独立验证。波动性的增加（减少）将分别导致公允价值计量的增加（减少）。
公司的基础互换（二级）是根据远期大宗商品价格曲线使用第三方计算得出的。
20
目录
经常性按公允价值计量的资产和负债汇总如下：
2024年6月30日
使用以下方法进行公允价值测量： 
（单位：百万）活跃市场的报价（第 1 级）重要的其他可观测输入（级别 2）大量不可观察的输入（级别 3）按公允价值计算的资产（负债）
资产  
固定价格互换$— $239 $— $239 
双向无成本项圈— 49 — 49 
三向无成本项圈— 138 — 138 
基础互换— 17 — 17 
负债
固定价格互换— (63)— (63)
双向无成本项圈— (12)— (12)
三向无成本项圈— (58)— (58)
基础互换— (1)— (1)
看涨期权— (14)— (14)
总计$— $295 $— $295 

2023 年 12 月 31 日
使用以下方法进行公允价值测量： 
（单位：百万）活跃市场的报价（第 1 级）重要的其他可观测输入（级别 2）大量不可观察的输入（级别 3）按公允价值计算的资产（负债）
资产   
固定价格互换$— $491 $— $491 
双向无成本项圈— 85 — 85 
三向无成本项圈— 189 — 189 
基础互换— 18 — 18 
买入看跌期权-天然气— 8 — 8 
负债
固定价格互换— (21)— (21)
双向无成本项圈— (30)— (30)
三向无成本项圈— (96)— (96)
基础互换— (6)— (6)
看涨期权— (18)— (18)
看跌期权— (8)— (8)
总计 (1)
$— $612 $— $612 
(1) 不包括资产公允价值的净减额 $2 百万与估计的不履约风险有关。

21
目录
(9) 债务
截至2024年6月30日和2023年12月31日，债务组成部分包括以下内容：
2024年6月30日
（单位：百万）债务工具未摊销的发行费用未摊销的债务溢价/折扣总计
长期债务的当前部分：
4.952025年1月到期的优先票据百分比 (1)
$389 $— $— $389 
长期债务的流动部分总额$389 $— $— $389 
长期债务：
可变利率 (7.182024 年 6 月 30 日的百分比）
2022年循环信贷额度，2027年4月到期
$445 $— 
(2)
$— $445 
8.3752028年9月到期的优先票据百分比
304 (3)— 301 
5.3752029年2月到期的优先票据百分比
700 (4)17 713 
5.3752030年3月到期的优先票据百分比
1,200 (12)— 1,188 
4.752032年2月到期的优先票据百分比
1,150 (13)— 1,137 
长期债务总额$3,799 $(32)$17 $3,784 
债务总额$4,188 $(32)$17 $4,173 
2023 年 12 月 31 日
（单位：百万）债务工具未摊销的发行费用未摊销的债务溢价/折扣总计
可变利率 (7.20百分比（截至2023年12月31日）2022年循环信贷额度，2027年4月到期
$220 $— 
(2)
$— $220 
4.952025年1月到期的优先票据百分比 (1)
389 — — 389 
8.3752028年9月到期的优先票据百分比
304 (3)— 301 
5.3752029年2月到期的优先票据百分比
700 (5)18 713 
5.3752030年3月到期的优先票据百分比
1,200 (13)— 1,187 
4.752032年2月到期的优先票据百分比
1,150 (13)— 1,137 
债务总额$3,963 $(34)$18 $3,947 
(1) 自2018年7月起，利率为 6.202025年票据的百分比，反映了自发行以来公司债券评级的净下调。2020年4月7日，标准普尔将公司的债券评级下调至Bb-，其效果是将2025年票据的利率提高至 6.452020年7月23日利息支付到期日之后的百分比。2021年1月，以更高的利率向债券持有人支付了第一笔息票。2021年9月1日，标准普尔将公司的债券评级上调至Bb，2022年1月6日，标普进一步将公司的债券评级上调至BB+，这使2025年票据的利率降至 5.95% 从 2022 年 1 月之后支付的优惠券付款开始。2022年5月31日，穆迪将公司的债券评级上调至Ba1，这使2025年票据的利率从 5.95% 到 5.702022年7月之后支付的优惠券付款的百分比。
(2) 截至2024年6月30日和2023年12月31日，未摊销的发行费用为美元13 百万和美元15 与2022年信贷额度（定义见下文）相关的百万美元在合并资产负债表上分别被归类为其他长期资产。
以下是截至2024年6月30日按年度分列的计划债务到期日摘要：
（单位：百万）
2024$— 
2025389 
2026— 
2027445 
2028304 
此后3,050 
$4,188 
22
目录
信贷设施
2022年信贷额度
2022年4月8日，公司签订了经修订和重述的信贷协议，该协议取代了其先前的信贷额度，经修订的到期日为2027年4月（“2022年信贷额度”）。截至2024年6月30日，2022年信贷额度的总最大循环信贷额度和借款基础为美元3.5 十亿然后当选 五年 美元的循环承诺2.0 十亿（“五年期”）。借款基础每年至少需要重新确定两次，通常在4月和10月，并由公司及其子公司拥有的几乎所有资产担保。2024年3月29日，该公司的借款基础被重申为美元3.5 十亿美元，五年期拨款重定为美元2.0 十亿，到期日为2027年4月8日。
自2022年8月4日起，公司选择暂时将2022年信贷额度下的承诺增加美元500 百万美元（“短期拨款”）作为临时营运资本流动性资源。该公司在短期贷款下没有借款，该批款已于2023年4月30日到期，也没有续期。
公司可能会以贷款和信用证的形式使用2022年的信贷额度。根据贷款是有担保隔夜融资利率（“SOFR”）贷款还是替代基准利率贷款，2022年信贷额度五年期贷款的利率会有所不同。定期SOFR贷款的利息按定期SOFR加上适用的利率计算 1.75% 到 2.75百分比基于公司对2022年信贷额度五年期的使用情况，外加 0.10% 信用利差调整。基准利率贷款的年利率为基准利率，其利率等于以下两项中最大值：（i）最优惠利率；（ii）联邦基金有效利率加上 0.50%；以及 (iii) 一个月利息期的调整后定期SOFR利率加上 1.00%，加上适用的利润率，范围为 0.75% 到 1.75%，取决于所用承诺的百分比。2022年信贷额度五年期下未使用承诺金额的承诺费介于 0.375% 到 0.50%，取决于所用承诺的百分比。
2022年信贷额度包含惯例陈述、担保和承诺，其中包括：
•禁止承担债务，但允许的例外情况除外；
•限制在资产上设定留置权，但允许的例外情况除外；
•对合并和资产处置的限制；
•限制所得款项的使用、投资、申报分红、回购次级债务、与关联公司交易或主要业务变更；以及
•从截至2022年3月31日的财政季度开始，维持以下财务契约：
1.最小电流比不小于 1.00 至1.00，其中流动比率定义为公司的合并流动资产（包括信贷协议下的未使用承付款，但不包括非现金衍生资产）占合并流动负债（不包括非现金衍生债务和长期债务的当前到期日）。
2.与截至2022年3月31日或之后的前四个财政季度相比，最大总净杠杆率不大于， 4.00 到 1.00。总净杠杆率定义为总负债减去手头现金（不超过两者中较低者） 10信用额度的百分比或 $150 百万）除以过去连续四个季度的合并息税折旧摊销前利润。根据管理公司2022年信贷额度的信贷协议的定义，合并息税折旧摊销前利润不包括利息支出、折旧、损耗和摊销、所得税、减值带来的任何非现金影响、某些非现金对冲活动、股票薪酬支出、资产销售的非现金收益或损失、未摊销的发行成本、未摊销的债务折扣和某些重组成本的影响。
2022年信贷额度包含常见的违约事件，其中包括未能遵守上述财务契约、不支付本金、利息或费用、违反契约、陈述和担保不准确、破产和破产事件、重大判断和重大债务的交叉违约等。如果违约事件发生并持续下去，则2022年信贷额度下的所有未偿金额都可能变成
23
目录
立即到期并付款。截至2024年6月30日，公司在所有重大方面都遵守了信贷协议的所有条款。
目前，该公司拥有的每家美国国内子公司 100其股权的百分比为2022年的信贷额度提供担保。根据优先票据契约的要求，成为2022年信贷额度担保人的每家子公司也成为公司每张优先票据的担保人。
该设施的某些功能取决于西南航空是否获得了以下任何评级：
•标普的无抵押长期债务信用评级（“指数债务评级”）为bBb-或更高；
•穆迪的指数债务评级为Baa3或更高；或
•惠誉的指数债务评级为bBb-或更高（前述均为 “投资等级评级”）。
在获得标准普尔或穆迪的投资等级评级并向行政代理人提供认证（从该时间开始的期限为 “中期投资评级期”）以及其他变更后，将发生以下情况：
•担保人可能会被解除担保；
•该融资机制下的抵押品将被释放；
•该设施将不再受借款基础的约束；以及
•某些所有权和抵押品相关契约将不再适用。
在中期投资评级期内，公司将被要求遵守现有的财务契约以及净现值的PV-9覆盖率，折现率为 9每年占探明储备金中预期未来净收入的百分比，占公司截至该日总负债总额的百分比 1.50 到 1.00（“PV-9 覆盖率”）。此外，在中期投资等级期或投资等级期（定义见下文），定期SOFR贷款的利息将按定期SOFR加上适用的利率计算 1.25% 到 1.875％，取决于公司的指数债务评级（定义见2022年信贷额度），外加额外的 0.10% 信用利差调整。基准利率贷款的利息将按上述基准利率加上适用利率计算 0.25% 到 0.875％，取决于公司的指数债务评级。在中期投资等级期或投资等级期（定义见下文），该融资机制下未使用承诺金额的承诺费将介于 0.15% 到 0.275％，取决于公司的指数债务评级。
中期投资评级期将结束，该融资机制将恢复到中期投资评级期之前的特征，包括由担保人提供担保，由抵押品担保，受借款基础的约束，适用的利润率和承诺费根据所用承诺的百分比确定，以及仅限于遵守杠杆率和流动比率财务契约，但不包括PV-9覆盖率（如果在临时投资等级期间实现了以下两点）时期：
•穆迪的指数债务评级为Ba2或以下；以及
•标准普尔指数债务评级为Bb或更低。
在获得标普、穆迪或惠誉的两个投资等级评级（此后的期限为 “投资评级期”）后，某些限制性契约就会失效或变得更加宽松。在投资评级期内，杠杆比率和流动比率财务契约以及PV-9覆盖率将不再有效，公司将被要求遵守总负债与资本化比率，即公司总负债与总负债加上股东权益之和的比率，不超过 65%.
截至 2024 年 6 月 30 日，该公司已经 不 未结信用证和 $445 2022年信贷额度下未偿还的借款数百万美元。该公司目前预计不会被要求根据其现有合同提供更多数量的信用证。
高级票据
2015年1月，公司完成了美元的公开发行1.0 其本金总额为十亿美元 4.952025年到期的优先票据百分比（“2025年票据”）。2025年票据的利率是根据穆迪和标准普尔的公共债券评级确定的。两家评级机构下调2025年票据的评级都会使利息成本增加 25 每个降级和升级的基点将利息成本降低了 25 在接下来的半年期债券利息支付中，每次升级级别的基点积分不超过规定的票面利率。自2018年7月起，2025年票据的利率为 6.20％，反映了公司债券评级自发行以来的净下调。2020年4月7日，标准普尔下调了公司债券的评级
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评级为Bb-，其效果是将2025年票据的利率提高至 6.452020年7月23日利息支付到期日之后的百分比。2021年1月，以更高的利率向2025年票据债券持有人支付了第一笔息票。2021年9月1日，标准普尔将公司的债券评级上调至Bb，2022年1月6日，标普进一步将公司的债券评级上调至BB+，这使2025年票据的利率降至 5.95% 从 2022 年 1 月之后支付的优惠券付款开始。2022年5月31日，穆迪将公司的债券评级上调至Ba1，这使2025年票据的利率从 5.95% 到 5.702022年7月之后支付的优惠券付款的百分比。
2023 年 2 月 26 日，公司兑现了其全部股份 7.752027年10月到期的优先票据（“2027年票据”）的百分比，赎回价格等于 103.875本金的百分比加上应计和未付利息 $13 百万美元，总付款额为 $450 百万。公司认可了一美元19 清偿债务造成的损失为百万美元，其中包括注销美元3 百万美元的相关未摊销债务折扣和债务发行成本。公司使用约美元为2027年票据的赎回提供了资金316 百万手头现金，大约 $134 2022年信贷额度下的数百万笔借款。
(10) 承付款和意外开支
运营承诺和意外开支
截至2024年6月30日，公司根据公司运输和收集协议承担的需求和类似费用的合同义务总额约为美元，以保证天然气和液体管道和集水系统的接入能力8.9 十亿，美元1.2 其中10亿美元与未来管道的接入能力和仍需要监管部门批准和额外施工工作的基础设施项目有关。截至2024年6月30日，该公司的担保义务还高达美元944 总金额中的一百万。截至2024年6月30日，不可取消的公司运输和集运协议下的未来付款如下：
按期到期的付款
（单位：百万）总计小于 1
年		1 到 3 年3 到 5 年5 到 8 年大于 8
年份
目前正在使用的基础架构$7,745 $1,003 $1,946 $1,638 $1,597 $1,561 
待监管部门批准和/或施工 (1)
1,160 66 172 186 272 464 
运输费用总额$8,905 $1,069 $2,118 $1,824 $1,869 $2,025 
            
(1) 基于截至2024年6月30日的预计上线日期。
环境风险
公司受与环境保护有关的法律法规的约束。当可能发生负债且金额可以合理估计时，将计入非资本性质的环境和清洁相关成本。管理层认为，未来的任何补救措施或其他与合规相关的成本都不会对公司的财务状况、经营业绩或现金流产生实质性影响。
诉讼
公司面临各种诉讼、索赔和诉讼，其中大多数是在正常业务过程中发生的，例如涉嫌违反合同、特许权使用费计算错误、就业问题、交通事故、污染、污染、侵占他人财产或滋扰。当责任既可能又可以合理估计金额时，公司应计诉讼、索赔和诉讼费用。截至2024年6月30日，公司目前没有任何与诉讼事务（包括下文讨论的案件）相关的应计金额。对于任何非应计事项，目前无法合理估计任何额外损失的金额或损失范围，但是，根据索赔的性质，管理层认为，当前的诉讼、索赔和诉讼，无论是个人还是总体而言，在考虑保险之后，不太可能对公司的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响其中的结果变得可以合理估计。其中许多问题还处于初期阶段，因此指控和损害理论尚未得到充分发展，都存在固有的不确定性；因此，管理层的观点将来可能会改变。
科比诉讼
2021年9月1日，公司完成了与英迪格自然资源有限责任公司（“Indigo”）的合并，Indigo的现有诉讼由此受理。
2018 年 6 月 12 日，一系列 51 个人和实体对提起诉讼 十五 包括Indigo在内的石油和天然气公司的被告在路易斯安那州法院提起诉讼，要求赔偿位于路易斯安那州德索托教区的某些土地上的当前和历史勘探和生产活动。声称拥有有争议财产的原告断言
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目录
Indigo的行为以及当前其他进行勘探和生产活动的运营商的行为，加上前运营商不当封堵和放弃传统油井，对其财产造成了环境污染。除其他外，原告辩称，被告的行为导致天然气和油田污染物迁移到德索托教区某些部分下方的卡里佐-威尔科克斯含水层系统。原告以侵权行为、违约行为和违反《路易斯安那州民事和矿业法》为由提出索赔，他们寻求禁令救济和金钱赔偿，包括惩罚性赔偿。
2018年9月13日，Indigo和其他被告针对原告就此事提出的请愿提出了各种例外情况。自首次提交以来，已经提交了补充请愿书，将其他个人和实体合并为该案的原告。2020年9月29日，原告提交了第四份补充和修正申请，以回应法院的裁决，即原告的主张含糊不当，没有以合理的具体方式确定被告涉嫌的不当行为。Indigo和其他大多数被告对原告的第四次修正请愿书提出了几项例外情况，该请愿书质疑原告指控的充分性，并要求驳回某些索赔。2021年2月18日，原告提交了第五份补充和修正申请，旨在增加部分原告的索赔。2021年10月11日，提交了第六份补充请愿书，旨在将公司列为公司反对的诉讼的当事方。原告后来提交了第七和第八份补充请愿书，点名了其他被告。2024年7月23日，双方敲定了解决原告索赔的和解协议，该协议没有对公司的合并财务报表产生重大影响。
路易斯安那州自然保护办公室（“保护”）目前正在对德索托教区卡里佐-威尔科克斯含水层系统的局部区域中存在的天然气进行监管调查，该公司正在与保护局合作和协调该调查。保护事项编号为 EMER18-003。
该公司目前预计此事不会对其财务状况、经营业绩、现金流或流动性产生重大影响。
赔偿
公司已向各种第三方提供了某些赔偿，包括与资产和实体处置、证券发行和其他融资有关的赔偿。就资产处置而言，这些赔偿通常与处置之日存在的争议、诉讼或税务问题有关。该公司在出售资产时同样会获得对未来事务的赔偿，尽管无法保证买方有能力履行这些义务。就股票发行而言，这些赔偿通常涉及向承销商提出的与发行有关的索赔。尚未确认与这些赔偿有关的重大负债。
(11)所得税
该公司的有效税率约为 22截至2024年6月30日的三个月和六个月的百分比以及 (2)% 和 0截至2023年6月30日的三个月和六个月分别为百分比。截至2023年6月30日的三个月和六个月的有效税率主要是由于公司在2023年第一和第二季度部分发放了针对美国递延所得税资产的估值补贴。当递延所得税资产的部分或全部收益很可能无法实现时，即确认递延所得税资产的估值补贴，包括净营业亏损（“NOL”）。为了评估这种可能性，公司使用对未来应纳税所得额的估计和判断，并考虑产生此类应纳税所得额的司法管辖区的税收后果，以确定是否需要估值补贴。此类证据可能包括当前的财务状况、实际和预测的经营业绩、递延所得税负债的逆转和税收筹划策略以及石油和天然气行业当前和预测的商业经济学。
在截至2022年12月31日的年度中，公司维持了递延所得税资产的全额估值补贴，其结论是，考虑到所有可用证据（正面和负面证据），递延所得税资产很可能无法变现。考虑的一个重要客观负面证据是截至2022年12月31日的三年期间产生的累计税前亏损，主要是由于2020年确认的已探明石油和天然气财产的减值所致。截至2023年第一季度，公司保持了三年的累计盈利水平。基于该因素和其他积极证据，例如预测收入，公司得出结论：$512 其数百万的联邦和州递延所得税资产更有可能变现，并在2023年全年发放了这部分估值补贴。因此，在截至2023年6月30日的六个月中，公司确认了美元504与记录其税收准备金相关的百万美元递延所得税支出，部分被美元抵消497数百万的税收优惠可归因于估值补贴的发放。剩余的估值补贴是在2023年随后的几个季度中发放的。公司预计将保持 $ 的估值补贴52 百万美元与其不再运营的司法管辖区的NOL以及其联邦和州递延所得税资产（例如资本）的部分有关
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损失和利息结转，由于适用第 382 条规定的限制以及此类属性的适用顺序，损失和利息结转可能会在完全使用之前到期。
由于2021年9月发行了与Indigo合并相关的普通股，公司发生了累积所有权变更，因此，根据《美国国税法》第382条，公司在收购前的净资产的年度限额约为美元48 百万。所有权变更和由此产生的年度限额将导致 NOL 或其他可用的税收属性到期。截至 2024 年 6 月 30 日，该公司拥有大约 $4 十亿美元的联邦 NOL 结转额，其中大约 $3 十亿美元在 2035 年至 2037 年之间到期，美元为1 十亿人有无限期的结转寿命。该公司目前估计约为 $2 这些联邦净资产中有10亿将在能够使用之前到期，因此，公司的资产负债表上没有为这些NOL赋予任何价值。如果随后由于公司普通股的未来交易而发生所有权变更，则公司对剩余美国税收属性的使用可能会受到进一步限制。
2022年通货膨胀降低法（“IRA”）于2022年8月16日颁布，可能会影响美国对某些大公司征税的方式。IRA对2022年12月31日之后的纳税年度某些大公司（通常，在合并财务报表中报告的平均调整后税前净收入至少为10亿美元的公司）的 “调整后财务报表收入” 征收15％的替代性最低税。该公司在2023年没有受到替代性最低税的影响，预计在2024年不会受到该替代性最低税的影响。公司将继续监测IRA的更新及其对公司合并财务报表的影响。
(12) 长期激励性薪酬
公司的长期激励薪酬计划包括股票奖励（其价值直接或间接来自公司的普通股价格）和固定金额但须达到年度绩效门槛的现金奖励。
股票薪酬
根据公认会计原则，公司的股票薪酬被归类为股权奖励或负债奖励。股票分类奖励的公允价值在授予之日确定，并在奖励的归属期内按直线分摊为一般和管理费用。这笔一般和管理费用的一部分资本化为天然气和石油财产，包括在财产和设备中。负债分类奖励的公允价值从授予之日起每季度确定一次，直至最终归属。负债分类奖励公允价值的变化记入裁决归属期内的一般和管理费用以及资本化支出。通常，授予员工和董事的股票期权按比例归属 三年 自拨款之日起并到期 10 自授予之日起的几年。但是，该公司自2017年以来一直没有授予股票期权。公司向员工和董事发行限制性股票和限制性股票单位的股票，这些股票通常归属 三年。
根据西南能源公司2022年激励计划（“2022年计划”）授予的限制性股票、限制性股票单位和股票期权在死亡、残疾或退休时立即归属（最低限额为 三年 服务）。如果没有为假设先前根据2022年计划授予的奖励作出 “控制权变更”（定义见2022年计划），或者没有将此类奖励取代新奖励，则（i）未偿还的基于时间的奖励将全部归属，并且（ii）每项基于业绩的杰出奖励将根据该奖励所依据的普通股数量或有资格获得的奖励所依据的现金金额归属背心根据演出期间的表现而定，包括当天在内控制权的变更，根据控制权变更前的执行期内经过的天数按比例分配。在控制权变更后假设或取代奖励的情况下，如果公司无缘无故解雇参与者，或者参与者在控制权变更后的12个月内因 “正当理由”（均按2022年计划中的定义）辞职，则（i）每个基于时间的奖励都将完全归属，并且（ii）每项基于绩效的杰出奖项将根据业绩期间的表现授予，包括当天在内控制权的变化，根据在此期间经过的天数按比例分配终止之前的履约期。
公司向历来归属超过或超过绩效的员工发放绩效单位奖励 三年。2021 年、2022 年和 2023 年年底授予的绩效单位悬崖背心 三年。有 不 自2024年6月30日起颁发的绩效单位奖励。
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公司确认了截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月中与长期激励薪酬成本相关的总金额：
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）2024202320242023
长期激励薪酬 — 已支出$9 $7 $20 $11 
长期激励薪酬 — 资本化$5 $4 $11 $7 
股票分类奖励
在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月中，公司确认了以下数额的员工股票分类的股票薪酬成本：
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）2024202320242023
股票分类奖励——已支出$5 $4 $12 $5 
股票分类奖励——资本化$2 $— $5 $1 
股票分类股票期权
下表汇总了截至2024年6月30日的六个月中股票分类的股票期权活动，并提供了截至2024年6月30日的已发行期权和可行使期权的信息：
数字
的期权		加权平均值
行使价格
（以千计） 
截至 2023 年 12 月 31 日未平息820 $8.59 
已授予— $— 
已锻炼— $— 
被没收或已过期(820)$8.59 
截至 2024 年 6 月 30 日— $— 
可于 2024 年 6 月 30 日行使— $— 
股票分类的限制性股票
截至 2024 年 6 月 30 日，有 $1 与公司未归属股票分类的限制性股票补助相关的未确认薪酬成本总额为百万美元。预计将在加权平均时间内确认该成本 0.9 年份。 下表汇总了截至2024年6月30日的六个月中股票分类的限制性股票活动，并提供了截至2024年6月30日的未归属股票的信息：
数字
的股份		加权平均值
公允价值
（以千计） 
截至 2023 年 12 月 31 日的未归属股份169 $5.09 
已授予246 $7.31 
既得(333)$6.18 
被没收— $— 
截至 2024 年 6 月 30 日的未归属股份82 $7.31 
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目录
股票分类的限制性股票单位
截至 2024 年 6 月 30 日，有 $16 与公司未归属股票分类的限制性股票单位相关的未确认薪酬成本总额为百万美元。预计将在加权平均时间段内确认该成本 2.4 年份。 下表汇总了截至2024年6月30日的六个月中股票分类的限制性股票单位，并提供了截至2024年6月30日的未归属单位的信息。
数字
的股份		加权平均值
公允价值
（以千计）
截至 2023 年 12 月 31 日的未归属单位2,706 $4.74 
已授予3,182 $7.10 
既得(1,084)$4.69 
被没收— $— 
截至 2024 年 6 月 30 日的未归属单位4,804 $6.32 
股票分类绩效单位
从2018年到2023年，公司每年都会授予在年底或以上的绩效单位 三年 期限，以现金或股票支付。2020年至2021年期间授予的绩效单位被列为负债分类奖励，详情见下文。在 2022 年和 2023 年， 二 绩效单位的类型已获授权。第一类赔偿金被归类为负债，因为按照补偿协议的规定，赔偿金只能以现金支付。鉴于打算以股票形式结算这些奖励，2022年和2023年期间授予的第二类奖励被视为股票分类奖励。股票分类奖励自授予之日起按其公允价值确认，并在整个归属期内摊销。2022年和2023年绩效单位奖励包括基于相对股东总回报率的市场状况（定义见下文）。 没有 绩效单位于 2024 年获得授权。截至授予之日，市场状况的公允价值是通过蒙特卡罗模型计算得出的。截至 2024 年 6 月 30 日，有 $4 与公司未归属股票分类绩效单位相关的未确认薪酬成本总额为百万美元。预计将在加权平均时间内确认该成本 1.4 年份。
数字
的股份		加权平均值
公允价值
（以千计）
截至 2023 年 12 月 31 日的未归属单位1,757 $6.08 
已授予— $— 
既得— $— 
被没收— $— 
截至 2024 年 6 月 30 日的未归属单位1,757 $6.08 
责任分类奖励
在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，公司确认了以下数额的员工负债分类的股票薪酬成本：
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）2024202320242023
负债分类的股票薪酬成本——已支出$1 $— $2 $1 
负债分类的股票薪酬成本——资本化$— $1 $— $1 
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负债分类的限制性股票单位
从2018年到2020年，公司每年都授予限制性股票单位，其归属期限为 四年 并可由公司董事会薪酬委员会选择以现金或股票支付。2021年颁发的负债分类奖励的有效期为 三年。公司已将其记作负债分类奖励，因此，这些工具市值的变化将计入奖励归属期内的一般和管理费用以及资本化支出。截至2024年6月30日，负债归类的限制性股票单位已完全归属。
数字
的单位		加权平均值
公允价值
（以千计） 
截至 2023 年 12 月 31 日的未归属单位1,741 $4.67 
已授予— $— 
既得(1,741)$6.93 
被没收— $— 
截至 2024 年 6 月 30 日的未归属单位— $— 
负债分类绩效单位
从2018年到2023年，公司每年都会授予在年底或以上的绩效单位 三年 期限，以现金或股票支付。2020 年授予的绩效单位超过 三年 期限，应按照补偿协议的规定以现金支付，并已记作负债分类赔偿。公司授予了 二 2021 年超过 a 的性能单位的类型 三年 时期。一种类型按薪酬协议的规定以现金支付，另一种类型可由公司董事会薪酬委员会选择以现金或股票支付。两种赔偿类型均被列为责任分类赔偿。公司授予了 二 2022 年和 2023 年性能单位的类型超过 三年 时期。对于2022年和2023年，一种奖励应按照薪酬协议的规定以现金支付，并已被归类为负债，而另一种类型的奖励被归类为股权类别，如上所述。 没有 绩效单位于 2024 年获得授权。负债分类赔偿工具的公允市场价值的变化记入裁决归属期内的一般和管理费用以及资本化支出。
2020年授予的绩效单位包括基于平均所用资本回报率的绩效条件和基于相对股东总回报率（“TSR”）的市场状况。2021年，在授予的两种绩效单位中，第一类奖励包括基于所用资本回报率的绩效条件和基于再投资率的绩效条件，第二类奖励包括一种基于相对股东总回报率的市场条件。2022年和2023年授予的负债分类绩效单位包括基于已动用资本回报率和再投资率的绩效条件。上面讨论的所有市场条件的公允价值由蒙特卡罗模型按季度计算。
截至 2024 年 6 月 30 日，有 $3 与负债分类绩效单位相关的未确认薪酬成本总额为百万美元。预计将在加权平均时间内确认该成本 1.5 年份。负债分类赔偿的未确认的薪酬成本金额将随着时间的推移而波动。绩效单位奖励的最终价值取决于公司在这些绩效指标方面的实际表现。
数字
的单位		加权平均值
公允价值
（以千计） 
截至 2023 年 12 月 31 日的未归属单位12,152 $0.94 
已授予— $— 
既得
(3,365)$1.59 
被没收— $— 
截至 2024 年 6 月 30 日的未归属单位8,787 $0.65 

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目录
基于现金的薪酬
在截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月中，公司确认了以下金额的绩效现金奖励薪酬成本：
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）2024202320242023
绩效现金奖励——已支出$3 $3 $6 $5 
绩效现金奖励——资本化$3 $3 $6 $5 
绩效现金奖励
从2020年到2022年，公司发放的绩效现金奖励的金额超过 四年 期限，每年以现金支付。在 2023 年和 2024 年，公司发放了绩效现金奖励，金额超过 三年 期限，每年以现金支付。奖励中每个单位的价值等于一美元。公司将这些奖励的成本认定为一般和管理费用以及奖励归属期内的资本化支出。从2020年到2024年发放的绩效现金奖励包括公司每年确定的绩效条件。在所有年份中，业绩衡量标准都是有针对性的全权现金流金额。如果公司自行决定未达到门槛，则该归属期的金额将不归属，并将取消。截至 2024 年 6 月 30 日，有 $47 与绩效现金奖励相关的未确认薪酬总额为百万美元。预计将在加权平均时间段内确认该成本 2.1 年份。绩效现金奖励的最终价值取决于公司对照这些绩效指标的实际业绩。
数字
的单位		加权平均公允价值
（以千计）
截至 2023 年 12 月 31 日的未归属单位49,678 $1.00 
已授予28,202 $1.00 
既得(20,373)$1.00 
被没收(805)$1.00 
截至 2024 年 6 月 30 日的未归属单位56,702 $1.00 
(13) 区段信息
公司的应申报业务领域是根据所提供的产品或服务的差异确定的。该公司的勘探和生产部门由天然气和石油物业组成，这些资产是整体管理的，而不是通过分散的运营部门进行管理。公司勘探与生产板块的运营信息按地理区域进行跟踪；但是，财务业绩和资源分配是在分部层面评估的，不考虑地理区域。勘探与生产板块的收入来自天然气和液体的生产和销售。营销部门通过营销公司和第三方生产的天然气和液体产量来创造收入。
下表显示了公司应报告分部的摘要财务信息。各分部的会计政策与2023年年度报告第8项中包含的合并财务报表附注1中描述的相同。管理层根据营业收入评估其细分市场的业绩，营业收入定义为营业收入减去运营成本。为了将下述营业收入金额与所得税前的合并收入进行对账，所得税前收入是营业收入、利息支出、衍生品收益（亏损）、提前清偿债务收益和其他收益（亏损）的总和。“其他” 列包括与公司应申报部门无关的项目，包括房地产和公司项目。除所得税外，公司一般和管理成本、折旧费用和税收均分配给各部门。
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目录
勘探与生产市场营销可报告细分市场总数其他总计
截至 2024 年 6 月 30 日的三个月（单位：百万）
来自外部客户的收入$659 $424 $1,083 $— $1,083 
细分市场间收入(17)633 616 — 616 
折旧、损耗和摊销费用224 2 226 — 226 
损伤631 — 631 — 631 
营业收入（亏损）(715)6 (709)— (709)
利息支出 (1)
37 — 37 — 37 
衍生品损失(35)— (35)— (35)
其他损失，净额(3)— (3)— (3)
所得税福利 (1)
(176)— (176)— (176)
资产9,253 
(2)
452 9,705 145 9,850 
资本投资 (3)
429 — 429 1 430 
截至2023年6月30日的三个月
来自外部客户的收入$794 $475 $1,269 $— $1,269 
细分市场间收入(17)756 739 — 739 
折旧、损耗和摊销费用326 2 328 — 328 
营业收入（亏损）(70)13 (57)— (57)
利息支出 (1)
34 — 34 — 34 
衍生品收益317 — 317 — 317 
所得税准备金 (1)
(5)— (5)— (5)
资产12,413 
(2)
438 12,851 150 13,001 
资本投资 (3)
593 — 593 2 595 
勘探与生产市场营销可报告细分市场总数其他总计
截至2024年6月30日的六个月（单位：百万）
来自外部客户的收入$1,497 $1,003 $2500 $— $2500 
细分市场间收入(31)1,431 1,400 — 1,400 
折旧、损耗和摊销费用485 3 488 — 488 
损伤2,724 — 2,724 — 2,724 
营业收入（亏损）(2,776)10 (2,766)— (2,766)
利息支出 (1)
72 — 72 — 72 
衍生品收益91 — 91 — 91 
其他损失，净额(2)— (2)— (2)
所得税福利 (1)
(606)— (606)— (606)
资产9,253 
(2)
452 9,705 145 9,850 
资本投资 (4)
966 — 966 2 968 
截至2023年6月30日的六个月
来自外部客户的收入$2,233 $1,154 $3,387 $— $3,387 
细分市场间收入(27)2,118 2,091 — 2,091 
折旧、损耗和摊销费用638 3 641 — 641 
营业收入（亏损）508 41 549 — 549 
利息支出 (1)
70 — 70 — 70 
衍生品收益1,718 — 1,718 — 1,718 
提前偿还债务造成的损失— — — (19)(19)
其他损失，净额(1)— (1)— (1)
所得税准备金 (1)
7 — 7 — 7 
资产12,413 
(2)
438 12,851 150 13,001 
资本投资 (4)
1,257 — 1,257 3 1,260 
(1) 按部门划分的利息支出和所得税准备金（收益）是公司层面产生的公司金额的分配。
32
目录
(2) 勘探和生产资产包括办公室、技术、水利基础设施、钻机和其他与天然气和石油财产没有直接关系的辅助设备。这还包括递延所得税资产，这些资产是公司层面产生的公司金额的分配。
(3) 资本投资包括减少美元31 百万和美元22 截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，分别为百万美元，减少了美元17 百万和美元28 截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中分别为百万美元，这与各期应计支出的变化有关。
下表列出了其他资产的细目，这些资产代表截至2024年6月30日和2023年6月30日未分配给分部的公司资产和不可申报细分市场的资产：
截至6月30日，
（单位：百万）20242023
现金和现金等价物$15 $25 
应收账款— 1 
预付款15 11 
财产、厂房和设备24 21 
未摊销的债务支出13 17 
使用权租赁资产48 53 
不合格退休计划3 3 
长期递延所得税资产2 — 
其他长期资产 (1)
25 19 
$145 $150 
(1) 主要包括截至2024年6月30日与公司企业资源技术开发相关的成本以及截至2023年6月30日与公司养老金计划相关的剩余资产。
(14) 新的会计公告
本报告中实施的新会计准则
没有。
本报告中尚未采用新的会计准则
2023年11月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了亚利桑那州立大学2023-07年《分部报告（主题280）：对应报告的分部披露的改进》。此更新旨在加强对应申报细分市场的披露，并提供有关重要分部支出的更多详细信息。亚利桑那州立大学2023-07年的指导方针对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。公司继续评估新指引的影响，但预计不会对合并财务报表产生重大影响。
2023年12月，财务会计准则委员会发布了亚利桑那州立大学2023-09年所得税（主题740）：所得税披露的改进。本次更新旨在通过进一步分类信息，说明基于特定类别的有效税率对账以及按司法管辖区缴纳的所得税进行分类，加强披露。亚利桑那州立大学2023-09年的指导方针对2024年12月15日之后开始的财政年度有效。公司继续评估新指引的影响，但预计不会对合并财务报表产生重大影响。
第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
以下内容更新了我们在截至2023年12月31日止年度的10-k表年度报告（“2023年年度报告”）中提供的有关西南能源公司财务状况的信息，并分析了截至2024年6月30日和2023年6月30日的三到六个月期间经营业绩的变化。有关本季度报告中使用的常用天然气和石油术语的定义，请参阅我们的2023年年度报告中提供的 “某些行业术语表”。
以下讨论包含涉及风险和不确定性的前瞻性陈述。我们的实际业绩可能与前瞻性陈述中的预期存在重大差异，原因有很多，包括本季度报告前部 “关于前瞻性陈述的警示性声明” 以及2023年年度报告第一部分第1A项 “风险因素” 和其他部分中描述的风险。您应阅读以下有关我们的合并财务报表和本季度报告中包含的相关附注的讨论。
33
目录
概述
拟议与切萨皮克合并
2024年1月10日，我们与切萨皮克、Merger Sub和LLC Sub签订了合并协议，根据该协议，除其他外，我们将作为切萨皮克的全资子公司继续存在。根据合并协议的条款，我们普通股的每股合格股份都将转换为获得0.0867股切萨皮克普通股的权利。2024年6月18日，公司和切萨皮克的股东在各自的特别股东大会上批准了拟议的合并。拟议合并的完成仍需满足某些条件，包括某些政府和监管部门的批准。拟议的合并目前预计将在2024年下半年完成；但是，无法保证拟议的合并何时或是否会发生。
上述对合并协议及其所考虑交易的描述，包括某些参考条款，是合并协议中包含的某些主要条款和条件的摘要，其副本作为附录2.1附在公司于2024年1月11日提交的8-k表最新报告中。
2024年4月4日，西南航空和切萨皮克分别收到了联邦贸易委员会（“联邦贸易委员会”）在2024年4月5日提交的8-k表最新报告中披露的提供额外信息和文件材料的请求（统称为 “第二份申请”）。第二份申请的发布将《高铁法》规定的等待期延长至西南航空和切萨皮克各州基本遵守第二份申请后的30天，除非等待期提前终止或以其他方式修改。西南航空和切萨皮克将继续与联邦贸易委员会充分合作进行审查。
见附注1-“第1项” 中包含的合并财务报表附注的列报基础。财务报表” 以获取更多信息。另请参阅我们2023年年度报告第1A项中 “风险因素” 标题下的风险因素和其他警示性声明，特别是与切萨皮克拟议合并相关的风险。
背景
我们是一家独立的能源公司，从事天然气、石油和液化天然气的开发、勘探和生产，我们称之为 “勘探与生产”。我们还专注于通过我们的营销业务（我们称之为 “营销”）创造和获取额外价值。我们通过子公司开展大部分业务，目前我们仅在美国下48州的阿巴拉契亚和海恩斯维尔天然气盆地开展业务。
勘探与生产。我们的主要业务是开发和生产天然气以及相关的液化天然气和石油，我们持续的业务侧重于开发位于宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州、俄亥俄州和路易斯安那州的非常规天然气储层。我们在宾夕法尼亚州、西弗吉尼亚州和俄亥俄州（我们称之为 “阿巴拉契亚”）的业务主要集中在马塞勒斯页岩、尤蒂卡和上泥盆纪非常规天然气和液体储层上。我们在路易斯安那州（我们称之为 “海恩斯维尔”）的业务主要集中在海恩斯维尔和波西尔天然气储层上，这为我们增加了对液化天然气走廊和美国墨西哥湾沿岸其他市场的敞口。我们在阿巴拉契亚和海恩斯维尔也有钻机，我们提供某些油田产品和服务，主要通过垂直整合为我们的勘探和生产业务提供服务。
营销。我们的营销活动抓住了主要在勘探和生产业务中生产的天然气、石油和液化天然气的营销和运输所带来的机会。
最近的财务和经营业绩
2024 年第二季度重要的经营和财务业绩包括：
道达尔公司
•与2023年同期净收益2.31亿美元（摊薄每股亏损0.21美元）相比，净亏损6.08亿美元，摊薄每股亏损0.21美元，即摊薄每股亏损0.21美元，有所下降。净收入下降是由于营业收入减少了6.52亿美元，这主要与6.31亿美元的全额成本上限测试减值减记以及已实现定价和产量的降低以及净衍生品头寸减少约3.52亿美元有关。从2023年第二季度到2024年第二季度的净收入下降被我们的1.71亿美元所得税优惠的增加部分抵消。
•与2023年同期的合并营业亏损5700万美元相比，营业亏损增加了7.09亿美元。营业亏损增加是由于营业收入减少了1.86亿美元，这归因于已实现定价和产量的降低，以及全额成本上限测试减值减记了6.31亿美元。从2023年第二季度到2024年第二季度的营业收入下降被运营减少部分抵消
34
目录
1.65亿美元的成本主要与已实现定价和产量下降对营销采购和生产税的影响有关。
•与2023年同期的4.25亿美元相比，经营活动提供的净现金减少了2.91亿美元。下降的主要原因是大宗商品定价下降对6000万美元收入的影响，产量减少7700万美元，营运资金变动减少4,900万美元，利息支出增加300万美元。我们的已结算衍生品头寸增加4,000万美元以及运营支出减少1900万美元（不包括非现金支出）部分抵消了这些下降。
•2024年第二季度的资本投资总额为4.3亿美元，较2023年同期的5.95亿美元下降了28％，这主要是由于与同期大宗商品定价下降相关的活动水平降低。
E&P
•2024年第二季度的勘探和生产营业亏损为7.15亿美元，高于2023年第二季度的7,000万美元营业亏损，总营业亏损增加6.45亿美元，这主要是由于2024年第二季度确认的6.31亿美元的非现金全额成本上限测试减值以及勘探与生产营业收入减少1.35亿美元。营业收入减少的原因是每立方英尺的已实现加权平均价格每立方英尺下降0.14美元（不包括衍生品），产量减少了44亿立方英尺。营业收入的减少被勘探与生产运营成本和支出减少的1.21亿美元部分抵消，其中不包括2024年第二季度确认的6.31亿美元非现金全额成本上限测试减值。
•总净产量为379亿立方英尺，由85％的天然气和15％的石油和液化天然气组成，较2023年同期的423亿立方英尺下降了10％，这主要是由于同期活动减少导致我们的天然气产量下降了11％。
•不包括衍生品的影响，与2023年同期相比，我们的已实现天然气价格为每立方英尺1.22美元，下降了17％，每桶70.14美元的已实现油价从63.20美元上涨了11％，每桶20.06美元的已实现液化天然气价格上涨了8％。不包括衍生品的影响，我们的总加权平均已实现价格为每立方英尺1.70美元，较2023年同期下降了8％。
•勘探与生产部门投资了4.29亿美元的资本；钻探了30口井，完成了23口油井并出售了22口油井。
外表
我们在2024年的主要重点是以维持生产能力的方式，使资本投资与预期的年度现金流保持一致。
随着我们继续发展我们在美国阿巴拉契亚和海恩斯维尔天然气盆地的核心地位，我们将专注于：
•创造可持续的价值。我们寻求通过分配专注于赚取经济回报和优化资产价值的资本；在整个周期中提供可持续的自由现金流；提高钻探库存的质量和深度；提高我们运营的资本效率；以及将资源转化为探明储量，为利益相关者创造价值。
•保护财务实力。我们打算通过降低杠杆率和总负债来保护我们的财务实力；保持强劲的流动性状况和有吸引力的债务到期日状况；提高我们的信用评级；降低加权平均债务成本；以及部署套期保值以平衡收入保护和大宗商品价格上行敞口。
•正在执行中。我们专注于以健康、安全和环境（“HSE”）问题以及环境、社会和治理（“ESG”）事项为核心价值观，高效运营；利用我们的数据分析、新兴技术、运营执行、战略采购、垂直整合和大规模资产开发专业知识来提高成本和资本效率；进一步提高油井绩效，优化油井成本并减少基础产量下降；通过商业和营销提高利润率并确保流量保障安排。
•捕捉规模的切实好处。我们努力利用从过去的战略交易中获得的规模来实现运营协同效应，推动成本节约，扩大我们的经济库存，降低企业风险状况，扩大我们的机会和可选性，从而提高我们的企业回报。
我们将继续致力于实现这些目标，同时保持我们对环保意识和积极主动以及在社会管理和公司治理方面使用最佳实践的承诺。我们相信，由于不断变化的环境标准和监管机构的期望，我们和我们的行业将继续面临挑战
35
目录
投资者，美国天然气、石油和液化天然气价格的不确定性，法律、法规和投资者情绪的变化，以及第1A项中描述的其他关键因素。2023年年度报告中的风险因素。因此，我们打算通过减少债务和维持旨在减少大宗商品价格波动风险的衍生品计划来保护我们的财务实力。
操作结果
以下是对我们细分市场的运营业绩的讨论，是在分部间淘汰之前进行的。我们对我们的细分市场进行评估，就好像它们是独立运营一样，并在进行任何分段间淘汰之前相应地讨论其结果。综合讨论了利息支出、衍生品收益（亏损）、提前清偿债务的收益（亏损）和所得税。
E&P
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）2024202320242023
收入$642$777$1,466$2,206
运营成本和支出 (1)
1,3578474,2421,698
营业收入（亏损）$(715)$(70)$(2,776)$508
已结算的衍生品收益$250$210$406$87
(1) 包括截至2024年6月30日的三个月和六个月中分别为1,000万美元和1,900万美元的合并相关支出。
•截至2024年6月30日的三个月，勘探与生产板块的营业亏损增加了6.45亿美元，而2023年同期的营业亏损为7,000万美元。不包括6.31亿美元的非现金全额成本上限测试减值的影响，下降的主要原因是勘探和生产营业收入减少了1.35亿美元，这是由于我们的每立方英尺（不包括衍生品）的已实现加权平均价格下降了8％，产量下降了10％，但部分被勘探与生产运营成本和支出减少1.21亿美元所抵消，其中不包括第二阶段发生的6.31亿美元非现金全额成本上限测试减值的影响 2024 年季度。
•截至2024年6月30日的六个月中，勘探与生产板块的营业收入减少了32.84亿美元，而2023年同期的营业收入为5.08亿美元。不包括27.24亿美元非现金全额成本上限测试减值的影响，下降的主要原因是勘探和生产营业收入减少了7.4亿美元，这是由于我们的每立方英尺（不包括衍生品）的已实现加权平均价格下降了27％，产量下降了9％，部分被勘探与生产运营成本和支出的1.8亿美元减少所抵消。
收入
以下说明了与大宗商品价格和产量变化相关的对销售收入的影响：
截至6月30日的三个月
（以百万计，百分比除外）天然
煤气		石油液化天然气总计
2023 年销售收入 (1)
$535$91$153$779
与价格相关的变化(80)911(60)
与产量相关的变化(60)(11)(6)(77)
2024 年销售收入
$395$89$158$642
自 2023 年起增加（减少）(26)%)(2)%)3%(18)%)
截至6月30日的六个月
（以百万计，百分比除外）天然
煤气		石油液化天然气总计
2023 年销售收入 (1)
$1,671$185$354$2,210
与价格相关的变化(544)96(529)
与产量相关的变化(161)(24)(28)(213)
2024 年销售收入 (2)
$966$170$332$1,468
自 2023 年起增加（减少）(42)%)(8)%)(6)%)(34)%)
(1) 不包括截至2023年6月30日的三个月和六个月中分别为200万美元和400万美元的其他营业收入，主要与天然气平衡损失有关。
36
目录
(2) 不包括截至2024年6月30日的六个月中主要与天然气平衡损失相关的200万美元其他营业收入。
产量
在截至6月30日的三个月中增加/（减少）在截至6月30日的六个月中增加/（减少）
产量：2024202320242023
天然气 (Bcf)
   
阿巴拉契亚192199(4)%379392(3)%
海恩斯维尔132166(20)%270326(17)%
总计324365(11)%649718(10)%
石油 (mbbls)
阿巴拉契亚1,2561,434(12)%2,4822,843(13)%
海恩斯维尔57(29)%1015(33)%
其他———%—1(100)%
总计1,2611,441(12)%2,4922,859(13)%
NGL (mbblS)
阿巴拉契亚7,9088,240(4)%15,16816,480(8)%
海恩斯维尔—5(100)%15(80)%
其他—2(100)%—2(100)%
总计7,9088,247(4)%15,16916,487(8)%
按地区划分的产量：（Bcfe）
阿巴拉契亚247257(4)%485508(5)%
海恩斯维尔132166(20)%270326(17)%
总计379423(10)%755834(9)%
按地层划分的产量：（Bcfe）
马塞勒斯页岩215228(6)%428448(4)%
尤蒂卡页岩332914%5760(5)%
海恩斯维尔页岩 7297(26)%150195(23)%
波西尔页岩5969(14)%120131(8)%
总计379423(10)%755834(9)%
   
产量百分比：
   
天然气85%86% 86%86%
石油2%2% 2%2%
NGL13%12% 12%12%
•与2023年同期相比，截至2024年6月30日的三个月和六个月中，勘探和生产的产量分别下降了440亿立方英尺和79亿立方英尺。产量的下降主要归因于与短期天然气价格下跌相关的活动有所缓和，导致天然气产量下降。
•截至2024年6月30日的三个月和六个月中，石油和液化天然气产量与2023年同期相比下降了5％和9％，这主要是由于我们与短期定价下跌相关的活动有所缓和。
大宗商品价格
我们期望的生产价格是决定我们为开发房产而进行的资本投资的关键因素。大宗商品价格的波动是由我们无法控制或预测的各种因素造成的，包括由于开发活动增加、天气状况、政治和经济事件以及来自其他能源的竞争而导致的天然气、石油或液化天然气供应的增加。这些因素影响供需，进而决定我们产品的销售价格。除这些因素外，我们实现的生产价格还受到衍生活动以及包括基差在内的市场价格地域差异的影响。我们将继续评估大宗商品价格环境并调整我们的活动步伐，以保持适当的流动性和财务灵活性。
37
目录
在截至6月30日的三个月中增加/（减少）在截至6月30日的六个月中增加/（减少）
2024202320242023
天然气价格：   
纽约商品交易所亨利集线器价格（美元/百万英热单位）(1)
$1.89$2.10(10)%$2.07$2.76(25)%
纽约商品交易所折扣 (2)
(0.67)(0.63)6%(0.58)(0.43)35%
平均已实现汽油价格，不包括衍生品（美元/立方英尺）
$1.22$1.47(17)%$1.49$2.33(36)%
已结算财务基础衍生品的亏损（美元/立方英尺）
(0.02)(0.02)(0.02)(0.05)
已结算大宗商品衍生品的收益（美元/立方英镑）
0.800.570.650.17
平均已实现汽油价格，包括衍生品（美元/立方英尺）
$2.00$2.02(1)%$2.12$2.45(13)%
石油价格：
西德克萨斯中质原油价格 (美元/桶) (3)
$80.57$73.789%$78.76$74.965%
西德中质原油折扣 (4)
(10.43)(10.58)(1)%(10.63)(10.41)2%
已实现的平均油价，不包括衍生品（美元/桶）
$70.14$63.2011%$68.13$64.556%
已结算衍生品亏损（美元/桶）
(3.47)(6.38)(3.23)(7.06)
平均已实现油价，包括衍生品（美元/桶）
$66.67$56.8217%$64.90$57.4913%
NGL 价格：
已实现的平均液化天然气价格，不包括衍生品（美元/桶）
$20.06$18.638%$21.89$21.512%
已结算衍生品的收益（美元/桶）
0.352.220.121.20
平均已实现液化天然气价格，包括衍生品（美元/桶）
$20.41$20.85(2)%$22.01$22.71(3)%
WTI 的百分比，不包括衍生品
25%25% 28% 29%
总加权平均已实现价格：
不包括衍生品（美元/Mcfe）
$1.70$1.84(8)%$1.94$2.65(27)%
包括衍生品（美元/立方英镑）
$2.35$2.331%$2.48$2.75(10)%
(1) 基于月度期货合约的最后一天结算价格。
(2) 该折扣包括基差价、加热含量调整、实物基础销售、第三方运输和燃料费用，不包括财务基础衍生品。
(3) 基于该期间附近月份期货合约的平均每日结算价格。
(4) 此折扣主要包括位置和质量调整。
根据天然气的供热含量、位置差异以及运输和燃料费用，我们获得的天然气销售价格低于纽约商品交易所每月平均结算价格。此外，我们的石油和液化天然气的销售价格分别与西德克萨斯中质原油（“WTI”）月平均结算价和蒙特贝尔维尤液化天然气综合价格相差，这要归因于多种因素，包括产品质量、所售液化天然气的成分和类型、地域差异以及运输和燃料费用。
我们定期就我们预计的天然气、石油和液化天然气产量签订各种衍生品和其他财务安排，以支持某些理想的现金流水平，并最大限度地减少价格波动的影响，包括地区市场差异的波动。我们请您参阅本季度报告中包含的第3项 “关于市场风险的定量和定性披露” 以及合并财务报表附注6。
38
目录
下表显示了截至2024年6月30日，我们未来的天然气产量通过衍生品和实物销售安排限制了基差波动的影响：
交易量 (Bcf)
基差
基础互换 — 天然气
202460$(0.71)
20259(0.64)
总计69
纽约商品交易所实物销售安排——天然气 (1)
2024455$(0.24)
2025629(0.14)
2026425(0.07)
2027341(0.04)
2028302(0.02)
2029252(0.01)
2030105(0.01)
总计2,509
(1) 基于月度期货合约的最后一天结算价格。
除了保障基础外，下表还列出了截至2024年6月30日我们未来受经济保护的价格产量：
剩余的
2024		全年
2025		全年
2026
天然气 (Bcf)
331344—
石油 (mbbls)
1,2981,365225
乙烷 (mbbls)
4,0853,650—
丙烷 (mbbls)
3,1192,071—
普通丁烷 (mbbls)
718548—
天然汽油 (mbbls)
810821—
对未来生产的全面财务保护（Bcfe）
3913951
有关我们的衍生工具的更多详细信息，我们建议您参阅本季度报告中包含的合并财务报表附注6。
运营成本和费用
在截至6月30日的三个月中 增加/（减少）在截至6月30日的六个月中增加/（减少）
（以百万计，百分比除外）20242023
 
20242023
租赁运营费用$407$425
 
(4)%$830$855(3)%
一般和管理费用41

37

11%917915%
与合并相关的费用10—100%19—100%
税收，所得税除外4459
 
(25)%93126(26)%
全额成本池摊销220324(32)%477632(25)%
非全额成本池 DD&A42
 
100%8633%
全额成本池减记631—100%2,724—100%
总运营成本$1,357$84760%$4,242$1,698150%
39
目录
在截至6月30日的三个月中增加/在截至6月30日的六个月中增加/
每 Mcfe 的平均单位成本：20242023（减少）20242023（减少）
租赁运营费用 (1)
$1.08$1.008%$1.10$1.037%
一般和管理费用 (2)
$0.11$0.0922%$0.12$0.0933%
税收，所得税除外$0.11$0.14(21)%$0.12$0.15(20)%
全额成本池摊销$0.58$0.77(25)%$0.63$0.76(17)%
(1) 包括收集、处理、分馏和压缩等后期制作成本。
(2) 不包括截至2024年6月30日的三个月和六个月中分别为1,000万美元和1,900万美元的合并相关支出。
租赁运营费用
•截至2024年6月30日的三个月和六个月中，租赁运营费用与2023年同期相比分别减少了1,800万美元和2500万美元，这主要是由于产量下降抵消了通货膨胀和新增基础设施投入运营带来的增量成本的影响。在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，这些因素共同导致每立方英尺的租赁运营费用与2023年同期相比分别增加了0.08美元和0.07美元。
一般和管理费用
•与2023年同期相比，截至2024年6月30日的三个月，一般和管理费用分别增加了400万美元，合每Mcfe0.02美元，在截至2024年6月30日的六个月中增加了1200万美元，合每Mcfe0.03美元，这主要是由于人事相关成本。
与合并相关的费用
•在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，切萨皮克合并相关支出分别约为1000万美元和1900万美元，主要包括与拟议合并相关的专业费用。
税收，所得税除外
•按每Mcfe计算，除所得税以外的税收可能因不同时期而异，这是由于我们的产量组合、大宗商品价格的波动以及我们运营的相应州颁布的税率变化导致的从价税和遣散税的变化。
•在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，与2023年同期相比，除所得税外，每Mcfe的税收均下降了0.03美元，这主要是由于大宗商品定价下跌的影响。
全额成本池摊销
•在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，与2023年同期相比，我们的全额成本池摊销率分别下降了每立方英尺0.19美元和0.13美元，这主要是由于在2023年第四季度和2024年上半年进行了非现金全额成本上限测试减值。
•摊销率受储备金增加的时间和金额以及与这些增加相关的未来开发成本、因价格和油井表现而对先前储备金估计数的修订、非现金全额成本上限减值产生的减记、减少全部成本池的房产出售收益以及需要摊销的成本水平的影响。由于上述每个因素以及包括但不限于未来储备金变动金额的不确定性在内的其他因素各不相同，我们无法准确预测未来的全额成本池摊销率。
•截至2024年6月30日和2023年12月31日，未计入摊销的未评估成本分别为18.92亿美元和20.75亿美元。未计入摊销的未评估成本有所下降，因为在此期间投资的2.08亿美元未评估资本的影响被对先前未评估的总额为3.91亿美元的房产的评估所抵消。
损伤
•在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们分别确认了6.31亿美元和27.24亿美元的非现金全额成本上限测试减值，这主要是由于过去12个月大宗商品价格的下跌。

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目录
市场营销
在截至6月30日的三个月中增加/
（减少）		在截至6月30日的六个月中增加/
（减少）
（以百万计，数量和百分比除外）2024202320242023
营销收入$1,057$1,231(14)%$2,434$3,272(26)%
营销采购1,0451,213(14)%2,4113,220(25)%
运营成本和支出6

5

20%131118%
营业收入$6$13(54)%$10$41(76%)
 
市场交易量 (Bcfe)
524

574(9)%1,0821,125(4)%
  
附属勘探与生产业务销售的天然气产量百分比89%

93% 86%93%
附属的勘探和生产石油和液化天然气的产品已上市93%88% 92%89%
营业收入
•与2023年同期相比，截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们营销部门的营业收入分别减少了700万美元和3,100万美元，这主要是由于截至2024年6月30日的三个月和六个月中，营销利润率分别下降了600万美元和2900万美元（如下所述）。
•截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月，营销活动产生的利润率分别为1,200万美元和1,800万美元，截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月分别为2,300万美元和5200万美元。与2023年同期相比，截至2024年6月30日的三个月和六个月的营销利润率有所下降，这主要是由于市场状况限制了从购买和销售第三方天然气中获得增量价值的机会。
营销利润率主要由销售量驱动，可能会根据大宗商品的价格、相关的运输成本和这些商品的最终处置情况而波动。由于大宗商品价格和销售量变化而导致的收入的增加和减少在很大程度上被购买支出的相应变化所抵消。优化运输成本的努力可能会导致更高的开支，从而降低营销利润率。
收入
•截至2024年6月30日的三个月，与2023年同期相比，我们的营销活动收入减少了1.74亿美元。下降的主要原因是，与2023年同期相比，截至2024年6月30日的三个月中，销售量的价格下降了6％，销售量减少了500亿立方英尺。
•截至2024年6月30日的六个月中，与2023年同期相比，我们的营销活动收入减少了8.38亿美元。下降的主要原因是，与2023年同期相比，截至2024年6月30日的六个月中，销售量下降了23％，销售量下降了430亿立方英尺。
运营成本和费用
•由于人事相关成本增加，截至2024年6月30日的三个月和六个月中，与2023年同期相比，营销部门的运营成本和支出分别增加了100万美元和200万美元。
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目录
合并
利息支出
在截至6月30日的三个月中增加/（减少）在截至6月30日的六个月中增加/（减少）
（以百万计，百分比除外）2024202320242023
总利息支出：   
高级笔记$51$51—%$102$107(5)%
信贷安排99—%17166%
债务成本摊销33—%66—%
总利息支出6363—%125129(3)%
减去：大写(26)(29)(10)%(53)(59)(10)%
净利息支出$37$349%$72$703%
•截至2024年6月30日的六个月中，我们的优先票据的利息支出与2023年同期相比有所下降，这主要是由于我们在2023年第一季度全额赎回了2027年到期的7.75％的优先票据。
•由于对过去十二个月天然气和石油物业的评估，截至2024年6月30日的三个月和六个月的资本利息与2023年同期相比有所下降。
•截至2024年6月30日的三个月和六个月中，资本化利息占总利息支出的百分比与2023年同期相比有所下降，这主要是由于持续评估导致我们未评估的天然气和石油物业余额下降的百分比较大，而同期总利息支出的下降百分比较小。
•我们建议您参阅本季度报告中包含的合并财务报表附注9，以了解有关我们的债务和融资活动的更多详细信息。
衍生品的收益（亏损）
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）2024202320242023
未结算衍生品的收益（亏损）$(286)$107$(317)$1,635
已结算衍生品的收益25021040687
非绩效风险调整1—2(4)
衍生品的收益（亏损）$(35)$317$91$1,718
有关我们的衍生品收益（亏损）的更多详细信息，请您参阅本季度报告中包含的合并财务报表附注6。
提前清偿债务的收益/损失
在截至2023年6月30日的六个月中，我们赎回了所有2027年到期的7.75％的未偿还优先票据，赎回价格等于其本金的103.875％，外加1300万美元的应计和未付利息，总额为4.5亿美元。我们确认了清偿债务造成的1,900万美元损失，其中包括注销300万美元的相关未摊销债务折扣和债务发行成本。
有关我们长期债务的更多信息，请参阅本季度报告的合并财务报表附注9。
所得税
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（以百万计，百分比除外）2024202320242023
所得税（福利）支出$(176)$(5)$(606)$7
有效税率22%(2)%22%0%
在截至2024年6月30日的三个月和六个月中，我们的有效税率均约为22％，截至2023年6月30日的三个月和六个月中，我们的有效税率分别为（2）％和0％。截至2023年6月30日的三个月和六个月的有效税率主要是由于我们在2023年第一和第二季度部分发放了针对美国递延所得税资产的估值补贴。当递延所得税资产的部分或全部收益很可能无法实现时，将确认递延所得税资产（包括NOL）的估值补贴。为了评估这种可能性，我们使用了
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目录
对未来应纳税所得额的估计和判断，并考虑了产生此类应纳税所得额的司法管辖区的税收后果，以确定是否需要估值补贴。此类证据可能包括当前的财务状况、实际和预测的经营业绩、递延所得税负债的逆转和税收筹划策略以及石油和天然气行业当前和预测的商业经济学。
在截至2022年12月31日的年度中，我们维持了递延所得税资产的全额估值补贴，其依据是考虑到所有可用证据（正面和负面证据），我们得出的结论是，递延所得税资产很可能无法变现。考虑的一个重要客观负面证据是截至2022年12月31日的三年期间产生的累计税前亏损，主要是由于2020年确认的已探明石油和天然气财产的减值所致。截至2023年第一季度，我们保持了三年的累计盈利水平。基于这一因素以及预测收入等其他积极证据，我们得出结论，我们的联邦和州递延所得税资产中有5.12亿美元更有可能变现，并在2023年全年发放了这部分估值补贴。因此，在截至2024年6月30日的六个月中，我们确认了与记录我们的税收准备金相关的5.04亿美元的递延所得税支出，这部分被可归因于发放估值补贴的4.97亿美元税收优惠所抵消。剩余的估值补贴是在2023年随后的几个季度中发放的。我们预计将在我们不再运营的司法管辖区保留与NOL相关的5200万美元估值补贴，并抵消我们的联邦和州递延所得税资产，例如资本损失和利息结转，这些资产可能会在完全使用之前到期，因为适用了第382条规定的限制以及这些属性的适用顺序。
由于2021年9月发行了与Indigo合并相关的普通股，我们发生了累积所有权变更，因此，根据《美国国税法》第382条，我们在收购前的净资产的年度限额约为4,800万美元。所有权变更和由此产生的年度限额将导致 NOL 或其他可用的税收属性到期。截至2024年6月30日，我们有大约40亿美元的联邦净资产结转期限，其中约30亿美元的到期日介于2035年至2037年之间，10亿美元的结转寿命是无限期的。我们目前估计，这些联邦净资产中约有20亿美元将在能够使用之前到期，因此，我们的资产负债表上没有为这些NOL估值任何价值。如果随后由于普通股的未来交易而发生所有权变更，则我们对剩余美国税收属性的使用可能会受到进一步限制。
2022年通货膨胀降低法（“IRA”）于2022年8月16日颁布，可能会影响美国对某些大公司征税的方式。除其他规定外，IRA对2022年12月31日之后的纳税年度某些大公司（通常是在合并财务报表中报告的平均调整后税前净收入至少为10亿美元的公司）的 “调整后财务报表收入” 征收15％的企业替代性最低税（“CAMT”）。这种替代性最低税要求进行美国税法以前未要求的复杂计算，在解释IRA条款时做出重大判断，在计算中进行重要估计，并准备和分析以前不相关或不定期提供的信息。预计美国财政部、国税局和其他标准制定机构将发布指导方针，说明如何适用或管理IRA的替代性最低税收条款，这可能与我们的解释不同。在我们完成对IRA的分析、收集和准备必要的数据以及解释任何其他指导方针时，我们可能会对记录的临时金额进行调整，这可能会对调整期间的所得税准备产生重大影响。CaMT在2023年没有对公司的合并财务报表产生任何影响，我们预计在2024年不会受到替代性最低税的影响。我们将继续监测IRA的更新及其对合并财务报表的影响。
本报告中实施的新会计准则
有关已实施的新会计准则的讨论，请参阅本季度报告的合并财务报表附注14。
本报告中尚未实施的新会计准则
有关尚未实施的新会计准则的讨论，请参阅本季度报告的合并财务报表附注14。
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目录
流动性和资本资源
我们主要依赖运营产生的资金、2022年信贷额度、现金和现金等价物余额以及资本市场准入作为主要流动性来源。2022年4月8日，我们修订并重报了2018年的信贷额度，并将到期日延长至2027年4月（“2022年信贷额度”）。在加入我们的2022年信贷额度方面，参与我们2022年信贷额度的银行将我们的借款基础增加到35亿美元，同意提供20亿美元的五年循环承诺（“五年期贷款”），并同意更新条款，如果我们能够达到相关信用评级机构的投资等级，则能够将我们的担保信贷额度转换为无抵押信贷额度。
2024年3月29日，我们的借款基础被重申为35亿美元，我们的五年期贷款再次确认为20亿美元。截至2024年6月30日，我们的可用流动性总额约为15.7亿美元，这超过了我们目前的建模需求，因为我们仍然致力于资本纪律战略。
自2022年8月4日起，公司选择暂时将2022年信贷额度下的承诺增加5亿美元（“短期部分”），作为临时营运资本流动性资源。该公司在短期贷款下没有借款，该批款已于2023年4月30日到期，也没有续期。
我们请您参阅本季度报告中包含的合并财务报表附注9以及以下 “信贷安排和融资活动” 下的部分，以进一步讨论我们的2022年信贷额度和相关契约要求。
展望未来，我们打算优先使用任何自由现金流来偿还债务，以实现35亿至30亿美元或更低的债务目标以及1.5倍至1.0倍或更低的杠杆率目标。
我们来自经营活动的现金流在很大程度上取决于我们的销售能力以及天然气和液体生产所获得的销售价格。天然气、石油和液化天然气的价格受到大幅波动的影响，受市场供需的驱动，而市场供需受到许多因素的影响。有关当前和潜在未来市场状况的更多讨论，请参阅我们的2023年年度报告第1A项中的 “风险因素”。我们获得的产品销售价格也受到大宗商品衍生品计划的影响。我们的衍生合约使我们能够支持一定水平的现金流，为我们的运营提供资金。尽管我们一直在评估为2024、2025年和2026年预期产量的部分增加衍生品头寸，但无法保证我们能够以优惠的价格增加衍生品头寸以弥补剩余的预期产量。我们建议您参考 2023 年年度报告第 1A 项中的 “风险因素”。
我们的大宗商品套期保值活动受信用风险的影响，即我们的交易对手在财务上无法结算交易。我们积极监控交易对手的信用状况，根据其信用评级和信用违约掉期利率（如适用）进行定量和定性评估，迄今为止，没有任何与我们的交易相关的信用违约。但是，一个或多个交易对手未来的任何失败都可能对我们的经营活动现金流产生负面影响。此外，如果整个金融体系出现问题，如果其他金融机构倒闭，我们的业务、流动性和财务状况可能会受到重大影响，包括任何此类问题或失败对交易对手的影响。
我们的短期现金流还取决于能否及时向客户、套期保值交易对手和共同利益所有者收取应收账款。我们通过信贷管理活动积极管理这种风险，截至本次申报之日，尚未出现任何重大不可收回金额的注销。但是，我们的客户、对冲交易对手和共同利益所有者持续无法获得信贷都可能对我们的现金流产生不利影响。
由于这些因素，我们无法确定地预测未来的运营现金流水平。因此，我们预计将根据可用现金流调整现金的全权用途。此外，我们可能会不时通过现金购买和/或交易所、公开市场购买、私下谈判交易、要约或其他方式，寻求撤销、重新安排或修改部分或全部未偿债务或债务协议。此类交易（如果有）将取决于当前的市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。所涉金额可能很大。
信贷安排和融资活动
2022年4月，我们签订了一项经修订和重述的信贷协议，用经修订的到期日为2027年4月的一组银行取代了2018年的信贷额度（“2022年信贷额度”）。截至2024年6月30日，2022年信贷额度的总最大循环信贷额度和借款基础为35亿美元，选定承诺为20亿美元。
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借款基础每年至少需要重新确定两次，通常在4月和10月重新确定，并且可能会主要根据钻探结果、大宗商品价格、我们的未来衍生品头寸、资本投资水平和运营成本而发生变化。2022年的信贷额度由我们几乎所有的资产和子公司的资产（合计）担保。优先票据契约中允许的留置权条款目前将担保债务的留置权限制在20亿美元或调整后合并净有形资产的25％以内，以较高者为准。2022年信贷额度包含使用SOFR指数利率来计算利息支出的能力。
2022年信贷额度有一定的财务契约要求，但如果我们获得投资等级评级（定义为标普的指数债务评级为bbb或更高，穆迪的指数债务评级为Baa3或更高，惠誉的指数债务评级为bbb-或更高），并且将来满足其他标准，则会提供某些下降特征。我们请您参阅本季度报告中包含的合并财务报表附注9，以进一步讨论我们的2022年信贷额度。
截至2024年6月30日，我们遵守了管理2022年信贷额度的信贷协议中包含的所有适用条款。除其他外，我们在未来时期遵守财务契约的能力取决于我们发展计划的成功以及我们无法控制的其他因素，例如天然气、石油和液化天然气的市场需求和价格。我们请您参阅本季度报告中包含的合并财务报表附注9，以进一步讨论我们2022年信贷额度的契约要求。
截至2024年6月30日，我们的2022年信贷额度有4.45亿美元的借款，没有未偿还的信用证。根据我们的现有合同，我们目前预计不会被要求提供更多数量的信用证。我们请您参阅本季度报告中包含的合并财务报表附注9，以进一步讨论我们的2022年信贷额度。
参与我们2022年信贷额度的金融机构的信用状况可能会对我们在2022年信贷额度下借款的能力产生不利影响。尽管我们认为该融资机制下的所有贷款机构都有能力提供资金，但我们无法预测每个贷款机构是否能够履行对我们的义务。我们请您参阅本季度报告中包含的合并财务报表附注9，以进一步讨论我们的循环信贷额度。
截至2024年6月30日和2023年6月30日的六个月中，其他主要融资活动如下：
债务回购
•2023年2月26日，我们赎回了所有2027年到期的7.750％的未偿还优先票据，赎回价格等于其本金的103.875％，外加1300万美元的应计和未付利息，总额为4.5亿美元。我们确认了清偿债务造成的1,900万美元损失，其中包括注销300万美元的相关未摊销债务折扣和债务发行成本。我们使用2022年信贷额度下约3.16亿美元的手头现金和约1.34亿美元的借款为赎回提供了资金。
截至2024年7月30日，穆迪的长期债券发行人评级为Ba1（评级确认为Ba1，2024年1月11日与拟议合并公告一起上调至正面），标普的评级为BB+（评级确认BB+，展望于2023年1月18日上调至正面），惠誉评级为BB+（评级和乐观展望于2023年8月16日得到确认）。在拟议合并宣布之后，标普和惠誉也于2024年1月11日将我们列为信贷/评级正面观察。自2022年1月起，我们2025年1月到期的4.95％的优先票据（“2025年票据”）的利率为5.95％，这反映了自发行以来我们债券评级的净下调。2022年5月31日，穆迪将我们的债券评级上调至Ba1，将2025年票据的利率从5.95％下调至5.70％，适用于2022年7月之后支付的票面付款。穆迪或标准普尔对公共债务评级的任何进一步上调或下调都可能分别降低或增加我们的资金成本，因为我们的2025年票据会受到评级驱动的变化的影响。
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现金流
在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）20242023
经营活动提供的净现金$787$1,562
用于投资活动的净现金(976)(1,163)
由（用于）融资活动提供的净现金183(424)
运营现金流
在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）20242023
经营活动提供的净现金$787$1,562
加回（减去）营运资金的变化11(345)
经营活动提供的净现金，扣除营运资金变动后的净现金$798$1,217
•截至2024年6月30日的六个月中，经营活动提供的净现金与2023年同期相比下降了50％，至7.75亿美元，这主要是由于大宗商品价格下跌导致的5.29亿美元减少，与产量减少相关的2.13亿美元，营运资金减少3.56亿美元，以及我们的营销利润率下降2900万美元，但部分被已结算衍生品头寸的改善所抵消，以及运营成本和支出减少了2700万美元。
•扣除营运资金变动后，经营活动提供的净现金占截至2024年6月30日的六个月资本投资现金需求的82％，超过了截至2023年6月30日的六个月资本投资的现金需求。尽管我们将资本计划提前到今年早些时候，但我们仍然致力于实施资本纪律战略，即在扣除营运资金变动后的运营现金流范围内进行投资。
来自投资活动的现金流
•截至2024年6月30日的六个月中，与2023年同期相比，勘探和生产资本投资总额减少了2.91亿美元，这主要归因于我们与短期天然气价格下跌相关的活动有所放缓。
在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）20242023
增建物业和设备$980$1,286
资本投资的调整
资本应计变动(17)(28)
其他 (1)
52
资本投资总额$968$1,260
(1) 包括资本化非现金股票薪酬和报废资产的成本，这些资产被归类为用于经营活动的现金。
资本投资
在截至6月30日的三个月中增加/（减少）在截至6月30日的六个月中增加/（减少）
（以百万计，百分比除外）2024202320242023
勘探与生产资本投资$429$593(28)%$966$1,257(23)%
其他资本投资 (1)
12(50)%23(33)%
资本投资总额$430$595(28)%$968$1,260(23)%
(1) 其他资本投资分别涉及截至2024年6月30日和2023年6月30日的三个月和六个月的信息技术收购。
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在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
（单位：百万）2024202320242023
按类型划分的勘探和生产资本投资：  
开发和探索，包括修工$355$513$785$1,097
购置房产18216345
其他8111516
资本化利息和支出484810399
勘探与生产资本投资总额$429$593$966$1,257
  
按地区划分的勘探和生产资本投资：  
阿巴拉契亚$216$275$495$551
海恩斯维尔206312459693
其他 E&P
761213
勘探与生产资本投资总额$429$593$966$1,257
在截至6月30日的三个月中在截至6月30日的六个月中
2024202320242023
运营油井总数摘要：  
已钻孔30385969
已完成23465082
从销售收入中获益22504086
由于许多因素，包括钻探结果、天然气、石油和液化天然气价格、行业状况、商品和服务的价格和可用性，以及收购房产或出售非战略资产的程度，每个时期的实际资本支出水平可能会有很大差异。
来自融资活动的现金流
•2023年2月26日，我们赎回了所有2027年到期的7.750％的未偿还优先票据，赎回价格等于其本金的103.875％，外加1300万美元的应计和未付利息，总额为4.5亿美元。我们确认了清偿债务造成的1,900万美元损失，其中包括注销300万美元的相关未摊销债务折扣和债务发行成本。我们使用2022年信贷额度下约3.16亿美元的手头现金和约1.34亿美元的借款为赎回提供了资金。
我们请您参阅本季度报告中包含的合并财务报表附注9，以进一步讨论我们的未偿债务和信贷额度。
营运资金
截至2024年6月30日，我们的营运资金为负9.11亿美元，比2023年12月31日减少5.97亿美元，这主要是由于我们将2025年到期的4.95％的优先票据中的3.89亿美元从长期重新归类为短期，应收账款减少1.36亿美元，与大宗商品定价变化相关的衍生品头寸的当前市值下降2.61亿美元，其他流动负债增加 1,300万美元，其他流动资产减少1,100万美元。与2023年12月31日相比，我们的应付账款减少了2.14亿美元，现金及现金等价物减少了600万美元，应付税款减少了300万美元，部分抵消了这一减少。我们认为，我们现有的现金和现金等价物、我们预期的运营现金流以及2022年可用的信贷额度将足以满足我们的营运资金和运营支出需求。
资产负债表外安排
我们可能会订立资产负债表外安排和交易，从而产生重大的资产负债表外债务。截至2024年6月30日，我们的重大资产负债表外安排和交易包括运营服务安排。与未合并的实体或其他个人之间没有任何其他可能对我们的流动性或资本资源可用性产生重大影响的交易、安排或其他关系。有关资产负债表外安排的更多信息，请参阅合并财务报表附注10。除了附注10中讨论的公司运输和集合协议外，与2023年年度报告中披露的合同义务相比，我们的合同义务没有重大变化。
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担保人补充财务信息
如附注9所述，公司于2022年4月进入了2022年信贷额度。根据管理我们优先票据的契约的要求，成为2022年信贷额度担保人的每家100％控股子公司也必须成为我们每张优先票据（“担保子公司”）的担保人。担保子公司还授予了留置权和担保权益，以支持其在2022年信贷额度下的担保，但不包括优先票据。这些担保是全额和无条件的，由担保子公司共同担保。我们的某些运营单位是合并会计的，不为2022年的信贷额度和优先票据提供担保。
公司和担保子公司共同和单独地、全额和无条件地担保优先票据的本金和溢价（如果有）以及优先票据的利息，无论是在优先票据的规定到期日，通过加速、赎回或其他方式，在合法范围内，还包括逾期本金的利息（如果有）和任何逾期利息的利息，以及公司对优先股持有人的所有其他义务笔记。
美国证券交易委员会第S-X条例第13-01条要求提供 “汇总财务信息”，以取代规则3-10要求的 “简明合并财务信息”。如果担保子公司的资产、负债和经营业绩与公司合并财务报表中列报的相应金额没有重大差异，则第13-01条允许省略汇总财务信息。母公司和担保子公司构成公司的实质性业务。因此，公司得出结论，不需要列报汇总财务信息，因为公司担保人的汇总财务信息与我们的合并财务报表没有重大区别。
关键会计政策与估计
与我们在2023年年度报告中描述的关键会计政策和估计相比，我们的关键会计政策和估计没有实质性变化。
第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
与我们的业务相关的市场风险主要来自大宗商品价格的波动、基差和利率，以及服务成本和信用风险集中。我们使用固定价格互换、双向无成本美元、三向无成本美元、期权（看涨期权和看跌期权）、基差互换、指数互换和利率互换，以减少因天然气、石油和某些液化天然气价格波动以及利率波动而导致的收益和现金流波动。我们的董事会已经批准了风险管理政策和程序，以利用金融产品来降低确定的大宗商品价格风险。我们的董事会还监督使用金融产品来降低利率风险。这些政策禁止使用衍生品进行投机，并将互换协议仅限于具有适当信用状况的交易对手。
信用风险
我们面临的信用风险集中风险主要包括贸易应收账款和与大宗商品交易相关的衍生合约。由于我们的购买者数量众多，而且他们分散在各个地理区域，因此应收账款方面的信用风险集中度有限。在截至2024年6月30日的六个月中，一位买家占我们收入的13％。在截至2023年12月31日的年度中，一位买家占我们收入的14％。在这两个时期内，没有其他个人购买者占我们收入的10％以上。该账户的违约可能会对公司产生重大影响。有关与大宗商品交易相关的信用风险的讨论，请参阅下文 “大宗商品风险”。
利率风险
截至2024年6月30日，我们在2022年信贷额度下有约37.43亿美元的未偿还优先票据，加权平均利率为5.46％，还有4.45亿美元的借款。截至2024年6月30日，我们的长期债券发行人评级为标准普尔BB+，穆迪的长期债券发行人评级为Ba1，惠誉评级为BB+。2021年9月1日，标普将我们的债券评级上调至Bb，2022年1月6日，标普进一步将我们的债券评级上调至BB+，这使2025年票据的利率从2022年1月之后支付的息票付款开始，将2025年票据的利率降至5.95％。2022年5月31日，穆迪将公司的债券评级上调至Ba1，将2025年票据的利率从5.95％降至5.70％，息票付款将在2022年7月之后支付。穆迪或标准普尔对公共债务评级的任何进一步上调或下调都可能分别降低或增加我们的资金成本，因为我们的2025年票据会受到评级驱动的变化的影响。
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目录
预计到期日
（以百万美元计，百分比除外）20242025202620272028此后总计
固定利率付款 (1)
$—$389$—$—$304$3,050$3,743
加权平均利率
—%5.70%—%—%8.38%5.14%5.46%
浮动利率付款 (1)
$—$—$—$445$—$—$445
加权平均利率—%—%—%7.20%—%—%7.20%
(1) 不包括未摊销的债务发行成本和债务折扣。
大宗商品风险
我们使用固定价格互换协议和期权来保护我们的产品销售免受已发布指数与纽约商品交易所期货市场之间不利价格波动或位置定价差异的固有风险的影响。这些互换和期权包括一方为名义数量支付固定价格（或可变价格）以换取基于已公布指数（称为价格互换）的可变价格（或固定价格）的交易，以及各方同意根据两个不同指数支付价格的交易（称为基差互换）。
与我们的衍生品合约有关的主要市场风险是市场价格的波动和我们生产的基差差。但是，市场价格风险被相关销售或购买受财务保护的产品时确认的收益或损失所抵消。信用风险涉及由于我们的交易对手不履行义务而造成的损失风险。交易对手主要是大型银行和综合能源公司，管理层认为这些银行的信用风险微乎其微。我们密切监控每个交易对手的信贷质量以及我们对每个交易对手的财务风险敞口水平，以限制我们的信用风险敞口。此外，我们会根据这些交易对手的信用评级和信用违约掉期利率（如果适用）对这些交易对手进行定量和定性评估。鉴于我们目前掌握的信息，我们没有遭受任何与不履约相关的交易对手损失，预计不会有任何损失。但是，我们无法确定将来不会遭受这样的损失。我们的衍生资产和负债的公允价值包括不良行为风险因素。有关我们的衍生工具及其公允价值的更多详细信息，我们建议您参阅本季度报告中包含的合并财务报表附注6和附注8。
第 4 项。控制和程序
披露控制和程序
截至本季度报告所涉期末，我们在《交易法》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条规定的披露控制和程序的有效性下进行了评估，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。我们的披露控制和程序是我们设计的控制措施和其他程序，旨在确保我们记录、处理、积累和向包括首席执行官和首席财务官在内的管理层传达信息，以便及时就所需的披露和提交做出决定，并在美国证券交易委员会规则和表格规定的时间内做出决定。所有内部控制系统，无论设计多么精良，都有固有的局限性。因此，即使被确定为有效的财务报表也只能为财务报表的编制和列报提供一定程度的合理保证。根据评估，我们的管理层，包括首席执行官和首席财务官，得出结论，我们的披露控制和程序自2024年6月30日起生效，保证水平合理。
财务报告内部控制的变化
在截至2024年6月30日的季度中，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第13a-15（f）条和第15d-15（f）条）没有发生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
有关公司法律诉讼的讨论，请参阅本季度报告第一部分第1项所含合并财务报表附注10中的 “诉讼” 和 “环境风险”。
第 1A 项。风险因素
正如公司2023年年度报告第一部分第1A项所披露的那样，我们的风险因素没有增加或重大变化。
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目录
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用
不适用。
第 3 项。优先证券违约
不适用。
第 4 项。矿山安全披露
不适用。
第 5 项。其他信息
董事和执行官的证券交易计划
在截至2024年6月30日的三个月中，公司没有董事或高级管理人员 采用 要么 终止 “规则10b5-1交易安排” 或 “非规则10b5-1交易安排”，每个术语的定义见美国证券交易委员会颁布的S-k法规第408（a）项。
第 6 项。展品
(2.1) †
2021年6月1日由西南能源公司、Ikon收购公司有限责任公司、Indigo自然资源有限责任公司和Ibis单位持有人代表有限责任公司签订的合并协议和计划（参照注册人于2021年6月2日提交的8-k表最新报告附录2.1合并）。
(2.2) †
西南能源公司、切萨皮克能源公司、Hulk Merger Sub, Inc.和Hulk LLC Sub, LLC于2024年1月10日签订的合并协议和计划（参照注册人于2024年1月11日提交的8-k表最新报告附录2.1合并）。
(3.1)
经修订和重述的西南能源公司注册证书（参照注册人于2010年5月24日提交的8-K表最新报告附录3.1注册成立）。
(3.2)
经修订和重述的公司注册证书修正证书，日期为2021年9月1日（参照注册人于2021年9月1日提交的8-k表最新报告的附录3.1纳入）。
(3.3)
经修订和重述的公司注册证书第 2 号修正证书，日期为 2023 年 5 月 18 日（参照注册人于 2023 年 5 月 22 日提交的 8-k 表最新报告附录 3.1 纳入）。
(3.4)
经修订和重述的西南能源公司章程第二次修订和重述，修订至2023年11月1日（参照注册人截至2023年9月30日的季度10-Q表季度报告附录3.4纳入章程）。
(31.1) *
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条提交的首席执行官认证。
(31.2) *
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条提交的首席财务官认证。
(32.1) **
首席执行官认证根据《美国法典》第18章第1350条提供，该认证是根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的。
(32.2) **
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条提供的首席财务官证书。
(101.INS)内联交互式数据文件实例文档
(101.SCH)内联交互式数据文件架构文档
(101.CAL)内联交互式数据文件计算 Linkbase 文档
(101.LAB)行内交互式数据文件标签 Linkbase 文档
(101.PRE)内联交互式数据文件演示文稿链接库文档
(101.DEF)行内交互式数据文件定义 Linkbase 文档
(104.1)封面交互式数据文件 — 本10-Q表季度报告的封面，采用行内XBRL格式（包含在附录101的附件中）
* 随函提交
** 随函提供
† 根据S-k法规第601 (a) (5) 项，省略了附件、附表和某些证物。西南航空特此承诺应美国证券交易委员会的要求提供任何遗漏的附件、附表和证物的补充副本。
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目录
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。
西南能源公司
注册人
注明日期：2024年8月1日/s/ 小卡尔·F·吉斯勒
 小卡尔·吉斯勒
执行副总裁和
首席财务官
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