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Regionメンバー市民：地平線開発メンバー2023-01-012023-12-31Utr：イギリス中央銀行0001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Regionメンバー市民：地平線開発メンバー2022-01-012022-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Regionメンバー市民：地平線開発メンバー2021-01-012021-12-310001509589市民：検証された保留デモは非検証メンバーとして2023-01-012023-12-310001509589市民：検証された保留デモは非検証メンバーとして2022-01-012022-12-310001509589市民：検証された保留デモは非検証メンバーとして2021-01-012021-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Regionメンバー2023-01-012023-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain Regionメンバー市民：価格に関する改定メンバー2023-01-012023-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain RegionメンバーSRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然ガス備蓄メンバ市民：WtenbergFieldRockyMountain Regionメンバー2023-01-012023-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain RegionメンバーCicii：非生産WellsExspectedTo Beor HaveBeenPlayedAndAbandonedNegativeRevisionMembers2023-01-012023-12-310001509589Cicii：UpdateToProductionCostsNegativeRevisionMember市民：WtenbergFieldRockyMountain 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Regionメンバー市政：ガソリンの利息縮小その他負の改正メンバー2021-01-012021-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain RegionメンバーSRT：CrudeOilMember2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然ガス備蓄メンバ市民：WtenbergFieldRockyMountain Regionメンバー2021-01-012021-12-310001509589市民：WtenbergFieldRockyMountain RegionメンバーSRT：CrudeOilMember2020-01-012020-12-310001509589SRT：天然ガス備蓄メンバ市民：WtenbergFieldRockyMountain Regionメンバー2020-01-012020-12-31Utr：MBOE0001509589SRT：CrudeOilMember2023-01-012023-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2022-01-012022-12-310001509589SRT：CrudeOilMember2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然ガス備蓄メンバ2023-01-012023-12-31ISO 4217：ドルUtr：MMcf0001509589SRT：天然ガス備蓄メンバ2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然ガス備蓄メンバ2021-01-012021-12-310001509589SRT：天然液化天然ガス備蓄メンバ2023-01-012023-12-310001509589SRT：天然液化天然ガス備蓄メンバ2022-01-012022-12-310001509589SRT：天然液化天然ガス備蓄メンバ2021-01-012021-12-31 アメリカです
アメリカ証券取引委員会
ワシントンD.C.，20549
____________________________
表：10-K | | | | | | | | |
| ☒ | 1934年証券取引法第13節又は第15節に基づいて提出された年次報告 |
| 本財政年度末まで | 十二月三十一日, 2023 |
| あるいは…。 |
☐ | 1934年証券取引法第13節又は第15節に基づいて提出された移行報告 |
依頼書類番号：001-35371
Civitas Resources，Inc.
(登録者の正確な氏名はその定款に記載) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| デラウェア州 | | 61-1630631 | |
| (登録設立又は組織の国又はその他の管轄区域) | | (税務署雇用主身分証明書番号) | |
| 第17街555番地 | 3700軒の部屋 | | | | | |
| デンバー、 | コロラド州 | | 80202 | |
| (主にオフィスアドレスを実行) | | (郵便番号) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | (303) | 293-9100 | | | | |
| | | (登録者の電話番号、市外局番を含む) | | | |
| | | 同法第12(B)節により登録された証券： | | | |
| (クラス名) | | (取引コード) | | (取引所名) | |
| 普通株は、1株当たり0.01ドルです | | 公民.市民 | | ニューヨーク証券取引所 | |
同法第12(G)節により登録された証券：ありません
登録者が証券法規則第405条で定義されている有名な経験豊富な発行者であるかどうかをチェックマークで示すはい、そうです*No：The☐
登録者がこの法第13節または第15節(D)節に基づいて報告書を提出する必要がないかどうかを再選択マークで示す。*は-☐違います。 ☒
再選択マークは、登録者が(1)過去12ヶ月以内に(または登録者がそのような報告の提出を要求されたより短い期間内に)1934年の証券取引法第13または15(D)節に提出されたすべての報告書を提出したかどうか、および(2)過去90日以内にそのような提出要件に適合しているかどうかを示すはい、そうです*No：The☐
再選択マークは、登録者が過去12ヶ月以内に(または登録者がそのような文書の提出を要求されたより短い時間以内に)S−T規則405条(本章232.405節)に従って提出されることを要求した各対話データファイルを電子的に提出したかどうかを示すはい、そうです*No：The☐
登録者が大型加速申告会社，加速申告会社，非加速申告会社，小さな報告会社，あるいは新興成長型会社であることを再選択マークで示す。取引法第12 b-2条の規則における“大型加速申告会社”、“加速申告会社”、“小報告会社”、“新興成長型会社”の定義を参照されたい。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
大型加速ファイルサーバ | ☒ | ファイルマネージャを加速する | ☐ | 非加速ファイルマネージャ | ☐ | 規模の小さい新聞報道会社 | ☐ | 新興成長型会社 | ☐ |
新興成長型企業であれば、登録者が延長された移行期間を使用しないことを選択したか否かを再選択マークで示し、取引所法第13(A)節に提供された任意の新たまたは改正された財務会計基準を遵守する
登録者が報告書を提出したかどうかを再選マークで示し、その経営陣が“サバンズ·オクスリ法案”(“米国法典”第15編7262(B)節)第404(B)条に基づいて、その監査報告書を作成または発表する公認会計士事務所の財務報告内部統制の有効性を評価した☒
証券が同法第12条(B)に基づいて登録されている場合は，登録者の財務諸表が以前に発表された財務諸表の誤り訂正を反映しているか否かを示すチェックマークを適用する☐
これらのエラーのより真ん中に登録者の任意の実行者が関連回復中に第240.10 D−1(B)条に従って受信されたインセンティブベースの補償に従って回復分析を行う必要があるかどうかを再選択マークで示す
登録者が抜け殻会社であるか否かをチェックマークで示す(法案規則第12 b-2条で定義されている)。Yes及びNo☒
ニューヨーク証券取引所に報告された登録者普通株69.37ドルの終値によると、2023年6月30日、非関連会社が保有する登録者が投票権と無投票権普通株を有する総時価は約ドルである3.6十億ドルです。登録者役員、取締役及び株主が保有する約2，860万株の登録者普通株を含まず、登録者は上記計算のみで得られた結論は登録者の関連会社である。
2024年2月23日現在登録者発行普通株式数：101,020,532
法団として設立された文書を引用する：
登録者最終委託書の部分は，2023年12月31日から31日までの120日以内に米国証券取引委員会に提出され，引用により2023年12月31日までの年度の本報告第3部に編入される。
Civitas Resources，Inc.
表格10-K
2023年12月31日までの年度
カタログ
| | | | | | | | | | | |
| | ページ |
原油や天然ガスという言葉は | 6 |
第1部 |
第1項。 | 業務.業務 | 11 |
第1 A項。 | リスク要因 | 36 |
項目1 B。 | 未解決従業員意見 | 59 |
プロジェクト1 C。 | ネットワーク·セキュリティ | 59 |
第二項です。 | 属性 | 60 |
第三項です。 | 法律訴訟 | 60 |
第四項です。 | 炭鉱安全情報開示 | 61 |
第II部 |
第5項。 | 登録者普通株市場、関連株主事項及び発行者による株式証券の購入 | 62 |
第六項です。 | [保留されている] | 63 |
第七項。 | 経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析 | 64 |
第七A項。 | 市場リスクの定量的·定性的開示について | 79 |
第八項です。 | 財務諸表と補足データ | 81 |
第九項です。 | 会計と財務情報開示の変更と相違 | 121 |
第9条。 | 制御とプログラム | 121 |
プロジェクト9 B。 | その他の情報 | 123 |
プロジェクト9 Cです。 | 検査妨害に関する外国司法管区の開示 | 123 |
第三部 |
第10項。 | 役員·幹部と会社の管理 | 124 |
第十一項。 | 役員報酬 | 124 |
第十二項。 | 特定の実益所有者の担保所有権及び経営陣及び関連株主の事項 | 124 |
十三項。 | 特定の関係や関連取引と取締役の独立性 | 124 |
14項です。 | チーフ会計士費用とサービス | 124 |
第4部 |
第十五項。 | 展示品と財務諸表の付表 | 125 |
第十六項。 | 表格10-Kの概要 | 129 |
サイン | | 130 |
前向き陳述に関する情報
この10-K表年次報告書は、信念、期待または意図を表す陳述、および歴史的事実ではないものを含む様々な前向きな陳述を含み、これらの陳述は、改正された1933年証券法第27 A節および改正された1934年証券取引法(“取引法”)第21 E節の意味に適合する。本年度報告のForm 10-Kでは，“可能”，“信じる”，“予想”，“予定”，“見積もり”，“予想”，“可能”，“継続”，“予測”，“潜在”，“プロジェクト”，“計画”，“会”および同様の表現を用いて前向き表現を識別することを目的としているが，すべての前向き表現がこのような識別語を含むわけではない.これらの前向き陳述は、経営陣の現在の未来の事件に対する結果とタイミングの信念に基づいており、現在得られる情報に基づいている。
前向きな陳述は、以下の内容に関連する陳述を含む
•私たちのビジネス戦略
•埋蔵量推定
•販売予定販売量
•資本支出の額と分配および資本支出と経営費用を予想する資金調達計画
•私たちは将来の資本支出の能力を修正し
•コストを予想する
•債務契約を守る
•私たちは持続的な業務に関連する義務を援助して履行する能力；
•気候変動に関連する法規及び環境、健康及び安全法規及びその下の責任を含む政府法規を遵守する
•私たちは環境、社会、および統治事項に関する計画、計画、または抱負を達成、達成、または他の方法で満たす能力；
•収集システムの十分性とこのような収集システムの持続的な改善
•一部の地域では利用可能な収集システムと処理施設の影響が足りない
•石油、天然ガス、天然ガス液体価格、価格変動に影響する要素
•商品価格の影響
•十分な値を減らす
•デリバティブツールを使用して商品の価格リスクを管理する能力と、そのようなツールを将来的に使用する能力
•私たちの掘削在庫と掘削意図は
•潜在的破壊的技術の影響は
•私たちが予想している収入損益は
•具体的なプロジェクトのタイミングと成功状況
•標準と長距離支線を実施します
•私たちは井戸の強化技術を最適化し、油井の設計を変えるつもりだ
•仕事の利息を決めています
•私たちの管理と技術チームは
•訴訟、クレーム、紛争の結果と影響
•石油や天然ガスの備蓄を代替する能力は
•私たちは最初に明らかになった5年以内に明らかにされた未開発埋蔵量を生産可能な埋蔵量に変換することができる
•私たちは株の買い戻し、現在のレベルでまたは普通配当金を全く支払わない、あるいは余分な資本を私たちの株主に返すような潜在的な将来の資本管理活動を行うことができる
•私たちの製品の単一顧客や任意の購入者の影響を失いました
•調達および輸送協定に関連するいくつかの数量的約束を履行する時間および能力；
•大流行や他の公衆衛生流行病の影響は
•特許権使用料利益に慣れる影響、特許権使用料利益を凌駕する特許権使用料利益、経営合意の付帯義務、現行税収の留置権、その他の業界に関する制限
•私たちの予想される財務状況は、私たちのキャッシュフローと流動性を含む
•私たちの保険は十分かどうか
•私たちの最近の買収の計画と予想、そして最近の買収が私たちの運営結果、財務状況、未来の成長機会、埋蔵量推定と競争地位に対する予想影響について
•他のM&Aの結果、効果、利益、相乗効果、および
•私たちの予想された経営、経済的表現、そして財政的状況に関する他の陳述。
私たちは、私たちの経験と、私たちの歴史的傾向、現在の状況、そして未来の発展に対する私たちの見方、およびこのような状況の適切な他の要素に対する私たちのいくつかの仮定と分析は、これらの前向きな陳述の基礎である。それらは不正確な仮定や既知または未知のリスクと不確実性の影響を受ける可能性がある。そのような要素の多くは未来の実際の結果を決定する重要な要素になるだろう。これらの前向き陳述予想の実際の結果や事態発展は、多くのリスクと不確実性の影響を受け、その中の多くのリスクと不確実性は私たちが制御できず、実現できないかもしれない、あるいは実質的な結果が実現されても、予想された結果が生じない可能性がある。実際の結果は，前向き陳述で明示的あるいは示唆された結果とは大きく異なる可能性がある。
実際の結果が大きく異なる可能性がある要因には、以下の要因が含まれるが、これらに限定されない
•議論されているリスク要因は第I部--第11 A項。リスク要因“本年度報告書の10-K表；
•原油、天然ガス、天然ガスの価格が低下したり変動したりします
•将来のいかなる景気後退、持続的またはさらなるインフレの影響、金融市場の混乱、および許容可能な条件で信用を得ることを含む、国際、国、または私たちが業務を展開している地域およびローカル市場地域の一般的な経済状況
•私たちが可能な他の買収と処分機会を識別し選択する能力は
•私たちの業務中断や原油と天然ガス供給過剰の影響、世界保健事件の他の影響、ロシアを含むいくつかの原油と天然ガス生産国の行動
•顧客が私たちに義務を果たす能力は
•私たちは受け入れ可能な条件で資本を獲得します
•私たちは運営、借金、他の供給源から十分なキャッシュフローを生成し、私たちが開発していない栽培面積を十分に開発することができます
•原油と天然ガス埋蔵量が存在するかどうか、および将来の実際の販売量と関連コストを推定する
•石油と天然ガスの埋蔵量推定に関する不確実性が明らかになった
•この業界は、将来の地方、州、連邦規制または立法行動の影響を受ける可能性がある(追加の税金および環境、健康と安全規制、気候変動に対応する規制の変化を含む)
•環境、健康、安全リスク
•季節的な天気の状況と気候変化による悪天候と他の自然現象
•レンタル約束
•水平掘削および完全掘削技術の採用に関するリスクを含む掘削および作業リスク
•私たちは掘削と掘削作業のために十分な水を供給することができます
•油田設備、サービス、人員の利用可能性
•リスクを探査開発します
•原油と天然ガス処理施設の運転中断を集中させる
•石油と天然ガス産業の競争
•経営陣は私たちの目標を達成するために私たちの計画を実行する
•新しい地理的地域でビジネスを展開する際には予見できない困難に直面する
•私たちは高度な管理職と重要な技術者たちを引き付けて維持することができます
•効果的な内部統制能力を維持しています
•十分な収集システムと配管除去能力を得ることができます
•私たちは私たちが生産した天然ガスが十分な加工能力を持っていることを確保し、私たちが生産した原油、天然ガス、NGLが十分な輸送を確保し、原油、天然ガス、NGLを市場価格で販売することができる
•私たちの鉱業権を改善するコストと他のリスクは
•中東(現在のエバ衝突に関連している事件を含む)、南アメリカおよびロシア(現在ロシアおよびウクライナに関連している事件を含む)の衝突、および他の持続的な軍事行動またはテロまたは破壊行為を含む他の生産国国内または他の生産国に影響を与える政治的状況；
•経済、競争、政府、立法、規制、地政学、および技術的要因は、私たちの業務、運営、または価格設定に否定的な影響を及ぼす可能性がある。
すべての前向き陳述は，本年度報告発表日までの10−K表に限られている。法的要求がない限り、私たちはこれらの陳述を更新または修正するいかなる義務も負いません。あなたはこのような前向きな陳述に過度に依存してはいけません。私たちは、10-K年度報告書の展望的陳述に反映または示唆された私たちの計画、意図、および期待が合理的であると信じているが、これらの計画、意図、または期待が必ず達成されることを保証することはできない。私たちは私たちの実際の結果が私たちの予想と大きく異なる可能性のある他の重要な要素を開示する第I部--第1 A項。リスク要因“と”第2部−プロジェクト7.経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析“本年度報告の他の部分では、表10-Kを参照されたい。このような警告声明は私たちまたは私たちを代表して行動することができるすべての展望的声明を限定する。
原油や天然ガスという言葉は
以下は、本年度報告において表10-Kで使用されるいくつかの用語の定義である
“3次元地震データ”地下地層の地球物理データを3次元的に記述した。3次元地震データは、通常、2次元または2次元地震データよりも地下地層に対してより詳細かつ正確な解釈を提供する
“石油貯蔵層のようなもの”資源評価で使用される類似の油貯蔵は、類似した岩石および流体特性、油貯蔵条件(深さ、温度および圧力)および駆動機構を有するが、一般に、関心のある油貯蔵よりも高度な開発段階にあるので、より限られたデータの説明および採取収率の推定を支援するための概念を提供することができる。明らかにされた埋蔵量を支援するために使用される場合、“類比油貯蔵”とは、関心のある油貯蔵と以下の特徴を有する油貯蔵を意味する
(i)同じ地質構造(ただし、必ずしも関心のある貯留層圧力と連通するとは限らない)
(Ii)同じ堆積環境です
(Iii)似たような地質構造と
(Iv)同じ駆動装置です
“資産売却。”共通計画の一部に属する任意の直接的または間接的な販売、リース(生産支払いおよび備蓄販売および販売およびレンタル取引を含む)、譲渡、発行または他の処置、または共同計画の一部に属する一連の関連販売、レンタル、譲渡、発行または処分：(A)子会社の株式、(B)我々の業務の任意の部門または部門または我々の任意の子会社の全部または実質的にすべての資産、または(C)通常の業務プロセス以外の当社の任意の他の資産または任意の子会社の資産。
“盆地。”地球表面の大きな天然凹地は、堆積物が通常その中に堆積している
“Bbl.”1つのタンクタンク、または42米国ガロンの液体体積であり、ここでは原油、凝縮油または天然ガス液体を意味する。
“Boe.”1バレル在庫油当量，計算方法は天然ガス体積を石油当量バレルに換算し，換算比率は6 mcf/1バレル石油である
“Btuu.”1ポンドの水の温度を58.5華氏度から59.5華氏度に上げるのに必要な熱量
“葉巻。”コロラド州間天然ガス指数です
“完成。”掘削された油井をシミュレーションし，永久設備を設置して原油および/または天然ガスを生産する過程，あるいはドライウェルの場合には，適切な機関に廃棄状況を報告する
“凝縮油”元の貯蔵層温度および圧力で気相中に存在するが、採掘時に表面圧力および温度で液体である炭化水素の混合物
“決定論的方法”埋蔵量計算では、各パラメータ(地学的、工学的、または経済的データから)について単一の値を使用して埋蔵量または資源を推定する方法
“開発されたエーカーの土地”生産井または生産可能な井のエーカー数に割り当てられるか、または割り当てることができる
“開発コスト。”埋蔵量の解明や石油·天然ガス施設の採掘·処理·収集·貯蔵の提供によるコストを獲得した。より具体的には、設備および施設の減価償却および適用を支援するための運用コストおよび開発活動の他のコストを含む開発コストは、(1)掘削位置を測定して特定の開発掘削場所を決定すること、地面、排水、道路を整理し、公共道路、天然ガス管および送電線を再配置して、明らかにされた埋蔵量を開発するために必要な程度に再配置すること、(2)掘削および装備開発井、プラットフォームおよび井戸設備の費用、例えばスリーブ、油管、揚水装置および井戸アセンブリなどのプラットフォームおよび掘削設備のサービス井を決定することを含む、開発コストである。(Iii)リースパイプライン、分離器、プロセッサ、ヒータ、マニホルド、測定装置、生産貯蔵タンク、天然ガス循環および加工工場、ならびに中央共通施設および廃棄物処理システムなどの生産施設の購入、建設および設置、および(Iv)蒸気回収システムを提供する
“よく発展した。”天然ガスや石油貯蔵層の明らかな領域で生産可能な地層深さが知られている井戸に掘削した
“差別化。”NYMEX原油スポット価格と受け取った井口価格との差額のような石油と天然ガスの基準価格
“ドライウェル。”石油や天然ガスを商業数量で生産していない探井や開発井
“経済的には可能だ”経済的に生産可能であるという用語は、資源に関連する場合、生成された収入が経営の現金コストを超えるか、または合理的に予想される資源を意味する。創収製品の価値は石油·ガス生産活動の終点で確定しなければならない
“最終回収(ユーロ)と推定される”最終採収率は，ある特定日までの残存埋蔵量とその日までの累積収量の和であると予想される
“探井。”新しい油田または以前に発見された別の貯蔵層に石油または天然ガスがある油田で新たな貯蔵層を発見するために掘削された井戸を探す。一般に，探井とは，開発井，延伸井，サービス井や地層試験井ではない井戸である
“延長井。”既知の貯留層の範囲を広げるために掘削された井戸
“田野。”同じ地質構造特徴および/または地層条件に集中しているか、またはそれに関連する1つまたは複数の貯蔵層からなる領域。油田には2つ以上の貯留層がある可能性があり，これらの貯留層は垂直方向に水を通さない地層で仕切られ，横方向に現地の地質バリアで仕切られているか，あるいは両者を兼ねている。重複または隣接油田にある石油ガス貯蔵を単一または共同作業油田と見なすことができる。地質学用語“構造特徴”と“地層条件”は広義の盆地、傾向、省、地区、興味のある地域などではなく、局部の地質特徴を識別することを目的としている。
“隊形。”隣接岩とは異なる明らかな特徴を持つ岩
“公認会計基準”アメリカで認められている会計原則
“グロス·ウェルズ”1つの実体が仕事の権利を持つ油井の総数
“HH。”ヘンリー·ハーブインデックスです
“水平掘削”ある地層で使用される掘削技術は、1つの井戸をある深さまで垂直に掘削し、その後、ある特定の間隔内に直角に掘削することである
“水力圧裂”圧力下で水，支持剤，化学物質を地層に注入して囲岩を圧裂し，井筒生産の過程を刺激した。
“MBbl.”1000バレルの石油や他の液体炭化水素です
“MBoe。”千波です
“マクフ。”千立方メートルです
“MMBoe。”百万波です
“MMBtu。”百万Btuです
“MMcf.”百万立方フィートです
“純エーカー”占有者が一定数のエーカーまたは特定の区域で占有する全エーカーのパーセンテージ。100エーカーの土地の50%の権益を持つ所有者は50エーカーの純地を所有する
“純生産量”登録者が所有するその利益に応じた生産は，特許権使用料と他人の当然の生産を差し引く
“純営業利息”すべての特許権使用料権益、特許権使用料権益及び仕事権益所有権における他の負担を凌駕した後の残りの経済利益を差し引く
“よくやった。”総油井の一部の所有権作業権益の和が1に等しい場合は存在とみなされる。浄井数とは，総井戸数に持つ部分作業利益の総和であり，整数と整数のスコアとして表される
“NGL。”天然ガス液体(S)
“ニューヨーク商品取引所”ニューヨーク商品取引所です
“石油と天然ガス生産活動”(1)凝縮油および天然ガス液体、またはその自然状態および元の位置にある天然ガスを含む原油を探すこと、(2)これらの財産から石油または天然ガスを除去するために財産または財産をさらに探査または除去するために、(3)石油および天然ガスを取得するために必要な建築、掘削および生産活動、例えば、石油および天然ガスを地面に持ち上げて収集、処理および現場加工を行うなど、油田収集および貯蔵システムを取得、建設、設置、維持することを含む、(例えば、液体炭化水素を抽出するために天然ガスを処理する場合)として定義される。及び(4)オイルサンド、シェール、炭層又は他の合成油又は天然ガスにグレードアップしようとする再生不可能自然資源から販売可能な炭化水素化合物を固体、液体又はガス状で採掘し、そのような採掘を行うための活動。
“収益の割合。”加工サービスを提供するために、鉱産所有者から販売された輸出ガス流、乾燥ガス、天然ガス、またはそれらの組み合わせの一定の割合を取得する加工契約
“遊びましょう”地質学者と地球物理学者が潜在的な石油と天然ガス埋蔵量を持つ地域を識別した後、探査と生産周期の一部に応用した
“封じ込めと捨て”油井が地層中のすべてのガスと液体を貫通し、一方の層のガスと液体が別の層や地表に漏れないように封止する。
“相乗り。”契約によっても監督行動によっても、共同使用は、事業者が複数のレンタルエリアを統合し、1つまたは複数の生産性地層のための1つの政府間隔単位を作成することを可能にする。併用は単位化やコミュニティ化とも呼ばれる。所有権権益は集約/間隔単位内の土地ごとに占める純面積から算出される。
“可能な埋蔵量”それらは可能な埋蔵量よりも不確実な追加埋蔵量だ
“将来の純収入の現在価値”または“(PV-10)”である非公認会計基準の財務計量は、すでに原油と天然ガス埋蔵量の関連キャッシュフローの推定現在値を明らかにし、毎月初日の商品価格(区位と品質差異調整後)の前12ケ月の加重算術平均を用いて、未来の開発と生産コストを減算し、年利率10%で割引した。
“可能な埋蔵量”それらは明らかにされた埋蔵量よりも採掘が困難であるが，明らかにされた埋蔵量と同様に採掘できない可能性のある余分な埋蔵量である
“生産コスト。”油井及び関連設備及び施設を運営·維持するコストは、支援設備及び施設の減価償却及び適用運営コスト及びこれら油井及び関連設備及び施設の運営及び維持の他のコストを含む。それらは石油と天然ガスの生産コストの一部になっている。生産コスト(引き上げコストと呼ばれることがある)の例は，(A)油井や関連設備や施設を操作する人工コスト，(B)メンテナンスとメンテナンス，(C)油井や関連設備や施設を運営するために消費される材料，用品，燃料，(D)明らかにされた財産や油井および関連設備や施設に適用される財産税と保険料，(E)解散費である。いくつかの補助装置または施設は、2つ以上の石油および天然ガス生産活動にサービスすることができ、輸送、製油、およびマーケティング活動にサービスすることもできる。石油や天然ガスの生産活動に設備や施設が使用されている場合、その減価償却や適用される運営コストは、探査、開発、または生産コストとなる。資本化買収、探査と開発コストの減価償却、枯渇と償却は生産コストだけでなく、上記で確定した生産(上昇)コストとともに石油と天然ガス生産コストの一部となっている
“多産の井戸”非乾井探井、開発井、あるいは延伸井
“支持剤。”水力圧裂処理後，圧裂液と混合して亀裂が開いた粒子サイズを維持した。自然に形成された砂粒に加えて、樹脂コーティング砂や焼結型ボーキサイトなどの人工または特殊工程の支持剤を用いることもできる。支持剤材料は、詳細な大きさと球度選別を経て、貯留層から井筒までの流体生産に有効な管路を提供する
“明らかにされた開発埋蔵量”埋蔵量は既存設備や作業方法の既存油井で回収できるか，必要な設備のコストは新油井のコストに比べて相対的に小さいことが明らかになった
“埋蔵量は明らかになった”経営権を提供する契約が満期になる前に、地球科学と工学データの分析を通じて、経済的に生産可能な石油と天然ガスの数量を合理的に確定的に推定することができる--ある特定の日から、既知の石油ガス貯蔵と既存の経済条件、作業方法と政府条例の下で--確定的な方法を用いても確率的方法を用いて推定しても、更新は合理的に確定されていることを証明しなければならない。炭化水素を採掘するプロジェクトはすでに開始されなければならないし、オペレータはそれが合理的な時間内にこのプロジェクトを開始することを合理的に決定しなければならない
(i)明らかにされているダム面積には
(a)掘削によって識別され、流体接触によって制限される領域と、
(b)既存の地球科学と工事データに基づいて、この石油ガス貯蔵隣接の未掘削部分が連続しており、経済的に生産可能な石油或いは天然ガスを含むことを合理的に確定的に判断することができる。
(Ii)流体接触データが不足している場合、貯蔵層において明らかにされている数は、油井透過率によって示されるように、地学的、工学的、または性能データおよび信頼性の高い技術が合理的な決定性でより低い接触を確立しない限り、既知の最低炭化水素(LKH)に制限される。
(Iii)掘削の直接観察によって既知の最高石油(HKO)標高が確定され、関連する天然ガスキャップ層の潜在力が存在すれば、地球科学、工事或いは性能データと信頼できる技術が合理的に確定的に高い関係を構築した場合にのみ、明らかにされた石油埋蔵量を貯蔵層構造の高い部分に分配することが可能である。
(Iv)以下の場合、改良された採油技術(注液を含むが、これらに限定されない)を適用することによって経済的に生産されることができる貯蔵量は、確認された分類に含まれる
(a)試験プロジェクトは、ダム全体よりも有利ではない性質のダム区域での成功試験、ダムまたは同様のダムに設置されたプログラムの運転、または信頼できる技術の他の証拠を使用して、プロジェクトまたはプログラムに基づく工事分析の合理的な確実性を確立し、
(b)すべての必要な当事者と実体は、政府実体を含めて、このプロジェクトの開発を承認した。
(v)既存の経済条件には、ダムの経済生産能力の価格とコストの決定が含まれている。価格は、報告に係る期間終了日前の12ヶ月間の平均価格であり、その期間内の毎月の毎月1日目の価格の未加重算術平均値として決定されなければならず、価格が将来の条件に基づくアップグレードを含まない限り、契約スケジュールによって決定されなければならない。
“明らかにされた未開発埋蔵量”埋蔵量は明らかにされており、掘削面積のない新油井や再井戸の既存油井から回収するためには大きな支出が必要と予想される。未掘削面積の埋蔵量は、掘削時に生産量を合理的に確定する開発間隔を直接相殺することに限定されるべきであり、信頼できる技術を使用する証拠が存在しない限り、より遠い距離で経済生産が合理的であることを証明する。5年以内に掘削を行う予定であることを示す開発計画を通過した場合にのみ、未掘削地点は、具体的な状況が証明されない限り、期間を延長する理由がある未開発埋蔵量に分類することができる。いずれの場合も、未開発貯蔵量の推定は、同じ油貯蔵または同様の油貯蔵の実際のプロジェクトによって有効であることが証明されていない限り、または信頼できる技術を使用する他の証拠によって合理的な確実性が証明されない限り、注液または他の改善された採掘技術を適用することを考慮した任意の面積に起因することはできない
“合理的な確実性”決定的方法が使用される場合、合理的な決定性は、数が回復されるという高い信頼を意味する。確率的方法が使用される場合、実際に回収される数は、少なくとも90%の可能性が推定値以上であるべきである。数量が達成されないのではなく達成可能である場合、高い自信が存在し、地球科学(地質、地球物理および地球化学)工学の獲得可能性の増加に伴って生じる変化、および経済データは、減少するのではなく、時間の経過とともにユーロで計算され、合理的に決定された推定最終採収率は、減少するのではなく、増加または維持される可能性が高い
“海を埋め立てて地を造る“土地や他の資源を石油や天然ガス開発が影響するまでの元の状態に戻す過程。
“やり直します。”生産中または生産されていない既存の井戸に再進出し、既存の生産量を確立または増加させようとする新しい油貯蔵のプロセスを完成させる
“備蓄。”残りの石油や天然ガスおよび関連物質の数を見積もり，ある特定の日に開発プロジェクトを既知の埋蔵量に適用することで，経済的に生産可能であると予想される。さらに、生産の合法的な権利または生産中の収入利益、石油および天然ガスまたは関連物質を市場に輸送するための設置された手段、およびプロジェクトを実施するために必要なすべての許可および融資が存在するか、または合理的に予想されなければならない
“ダム。”採掘可能な原油および/または天然ガスの自然凝集を含み、不透過性岩石または水バリアによって制限され、独立して他の貯蔵層から分離された多孔質浸透性地下地層
“印税権益。”石油と天然ガス財産の権益は、所有者は生産·販売された石油、天然ガス又は天然ガスから一杯のかんしゃくを得る権利があり、掘削、完井及び運営費用の影響を受けない
“販売量。”報告エンティティは、報告エンティティの権益と、収益率契約から取得され、報告エンティティによって販売される第三者製品とを含む収益を得る権利があるすべてのボリュームを有する
“サービスはいいですね”サービス井は既存油田の生産を支援するために掘削または完成した。このような井戸の掘削には，注気，注水，注気，注気，塩水処理，注水，観察あるいは注水供給地燃焼の特殊な目的がある
“間隔。”ピッチセルに関するピッチは管理当局によって定義され，管理当局は生産油貯蔵の面積サイズおよび指定されたピッチセルサイズの適切な井戸密度を指定する権利がある。常規油井の典型的な間隔は40エーカー、ガス井は640エーカーである。非常規油井の典型的な間隔は640エーカーあるいは1280エーカーであり、石油と天然ガスはすべてそうである。しかし，我々が作業する盆地では長い側方長井が一般的になるにつれて，間隔ユニットの大きさが増加している.
“未開発の土地面積”油井の掘削や完成していないリースエーカーは，これらの面積に明らかにされた埋蔵量が含まれているか否かにかかわらず，経済的数量の石油や天然ガスを生産することができる
“未開発の埋蔵量”未開発の石油と天然ガス埋蔵量は任意のタイプの埋蔵量であり、これらの埋蔵量は掘削していない面積の新しい油井或いは再井戸の現有の油井から回収するために大きな支出が必要と予想される。“未開発の石油と天然ガス埋蔵量”とも呼ばれる
“仕事の利益。”財産テナントに石油、天然ガスまたは他の鉱物を探査、生産し、所有する権利を付与する。作業権益はすべての人が現金、罰金或いは入金の方式で探査、開発と運営コストを負担する
“修繕。”生産量を回復または増加させるために生産井で行われる作業
“WTI。”西テキサス中質油指数
第I部
第1項業務.業務
私たちが“Civitas”、“会社”、“私たち”、“私たち”または“私たち”などの用語を使用する場合、文脈が別に規定されていない限り、私たちはCivitas Resources，Inc.およびその合併子会社を指す。私たちの業務を理解するために非常に重要ないくつかの技術用語を以下の条項に含めました原油や天然ガスという言葉は“上の図。この文書で、私たちは“前向き”に分類できる陳述をした。参照してください“前向き陳述に関する情報“これらのタイプの宣言の説明については、上記を参照されたい。
概要
Civitasは独立した探査·生産会社であり、原油と関連する液体豊富な天然ガスの買収、開発と生産に専念し、主にコロラド州のデンバー-ジュリースバーグ盆地(“DJ盆地”)およびテキサス州とニューメキシコ州の二畳紀盆地に分布している。これらの盆地はアメリカの主要な生産盆地の一つであり、生産歴史が広く、インフラが成熟し、埋蔵量の寿命が長く、生産層が多く、採掘潜在力が増強し、事業者の数が多いという特徴がある
私たちは納得できる経済的補償を追求し、相当な自由現金流を生成するために努力している。そのため、一定期間にわたってほぼ横ばいの生産を維持しながら、資本効率を最大限に向上させ、資本再投資率を最大限に減少させるためのリード的な運営コスト構造の提供に努めている。著者らの地質学者、石油エンジニアと地球物理学者などの技術者は数十年の業界経験を持ち、水平掘削と圧裂増産方面の専門家である
我々は，我々の業務を管理する環境，社会，ガバナンス(“ESG”)の卓越した表現に焦点を当て，リスクを低減するとともに，我々の利害関係者に利益を与え，我々が運営するコミュニティとパートナーシップを構築することを目標としている.私たちはまた，我々の業務に関連する温室効果ガス(“GHG”)排出の削減や除去を目的としたプロジェクトを積極的に進め，最初の重点として，認証された炭素クレジットと再生可能エネルギークレジットを淘汰することで残りの温室効果ガス排出問題を解決することを目指している。
私たちの業務戦略は
私たちの第一の目標は、私たちの石油と天然ガス資源を責任を持って開発することで、株主リターンの最大化を実現することです。これを実現するために，Civitasは4つの基本的な柱を指導し，この4つの柱が長期的で持続可能な価値を増加させると信じている。これらの柱は
•自由キャッシュフローを生成する。 私たちは大規模な良質な資産基礎を持っていて、十分な低損益バランス在庫を持っていて、私たちは二つの主要な盆地で大量の自由現金流を発生させることができて、これは公認されていない会計基準の財務測定基準である。私たちは株主に付加価値投資を提供する能力を強化するために付加価値投資を追求している
•一流の貸借対照表を維持する。 強力な貸借対照表は、コスト制御を重視し、長期的な約束を最大限に減少させることは、変動する市場条件の下でリスクを管理し、成功を得る鍵である。
•株主に現金を返す。 様々な大口商品価格環境の下で、私たちは常に私たちが発表した配当枠を通じて株主に現金を返還することを優先しています。我々は2023年の配当収益率が約11%の業界最適配当率の1つを実現するために努力している。また、日和見主義の株の買い戻しを求め、2023年に約3億2千万ドルの株を買い戻した
•ESGリーダーシップを示しています 私たちはESG計画を組織全体に統合した。
環境.環境それは.高温室効果ガス排出影響除去プロジェクトを狙うことにより，資本投資を利用してメタン排出削減運営を支援し，新たな規制課題に積極的に対応し，我々が運営する温室効果ガス排出削減に有意義な進展を得ることに取り組んでいる。Civitasはコロラド州で初めて範囲1と範囲2に同時に炭素中和事業者であると信じており，Civitasが大気中での炭素排出と炭素除去の間に中性平衡にあることを意味している。Civitasは2023年に2024年の二畳紀盆地を買収する際に排出を削減し，2025年初めに炭素中和を実現することを約束した。
社交的です。私たちの共同体、従業員、そして請負業者の安全は重要なことだ私たちは安全を巡って最適な接近法を制定、普及、実施し、これらのやり方を革新し、強化していくつもりだ
統治するそれは.私たちの取締役会(“取締役会”)には、私たちの環境、健康、安全、規制およびコンプライアンス政策、社会管理、持続可能性、および私たちに関連する他の公共政策事項の監督と支援を提供する専門的なESG委員会があります。
2023年の重大な発展
多様性、拡張、そして私たちの資産基盤を拡張する。2023年8月2日，Hibernia Energy III Holdings，LLCおよびHibernia Energy III−B Holdings，LLC(“Hibernia買収”)およびTap Rock AcquisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLCおよびTap Rock NMB 10 Holdings，LLC(“Tap Rock買収”)の買収を完了した。これらの買収は、他の小型資産買収とともに、二畳紀盆地に高品質かつ規模の資産を増加させることにより、我々の業務を再配置し、2023年12月31日までの四半期に約68，500エーカーの純地と1日約106，000 BOEを増加させた。Hiberniaの買収は、ミデラン盆地の約38，000エーカーの純地といくつかの関連する石油と天然ガス資産を含み、合計約22億ドルの現金と引き換えに、ある通常の買収価格調整の制限を受けている。Tap Rockの買収はデラウェア州盆地の約30，000エーカーの純地といくつかの関連する石油と天然ガス資産を含み、合計約15億ドルの現金と1350万株の私たちの普通株と引き換えに、ある通常の買収価格調整の制限を受けている。また、2023年10月3日、私たちはVencer Energy，LLCと売買協定を締結し、ある石油と天然ガス資産、権益と関連資産(“Vencer買収”)を買収し、この買収は2024年1月2日に完成した。Vencer買収には、Vencer買収完了時に支払われた約10億ドルの現金と730万株の私たちの普通株と、2025年1月3日までに支払われる550.0ドルの現金と引き換えに、ミデラン盆地約44，000エーカーの純地と1日約62，000 Boeが含まれている。私たちはこれらの良質な資産を買収することが資本構成の柔軟性を提供し、私たちをより強力で持続可能な企業にすると信じている
資本リターン。私たちは7.843億ドルの純収入と22億ドルの経営活動キャッシュフローを含む強力な財務業績を発表し、これは私たちの高リターン開発プロジェクトの良好なパフォーマンスのおかげです。私たちは2023年の業務計画の下でのすべての重要な成果の交付を実現し、指導に従って年間生産と資本投資を交付した。約60%の経営活動キャッシュフローを原油と天然ガス資産の開発に投資し，株主に大量の現金を還元し続けることができるようにした。2023年の間に、私たちは2023年に支払われた1億491億ドルを含む668.7ドルを基本と可変配当金で発表した。2023年、私たちは1株61.21ドルの平均価格で約520万株の普通株を買い戻した。
ESGに優れている。我々は年間安全目標を実現し、肝心な環境、健康と安全目標を推進し、データ管理システムを統合して生産性と協調作業の流れを向上させ、持続的な改善を重視する結果を重視する従業員文化を育成し続けた。私たちは天然ガス空気装置の全面的な改造計画を完成し、天然ガス空気装置は従来、私たちの第一種類の温室効果ガス排出に大きな割合を占めてきた。このプロジェクトの削減は3500台以上の軽トラックを道路から移すことに相当する。また，2022年に発表された自発的孤児投棄計画で封井プロセスを開始し，2025年に完成する予定である。
私たちの運営は
以上のように、私たちの業務はDJ盆地と二畳紀盆地に集中している。これらの地域の2023年12月31日までの年度の推計埋蔵量、純売上高、発生コストをまとめた
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | DJ盆地 | | 二畳紀盆地 | | 合計する |
埋蔵量が明らかになった | | | | | | |
原油(MBbl) | | 132,860 | | 139,945 | | 272,805 |
天然ガス(MMCF) | | 729,425 | | 590,877 | | 1,320,302 |
NGL(MBbl) | | 97,466 | | 107,477 | | 204,943 |
総埋蔵量(MBOE)(1) | | 351,897 | | 345,902 | | 697,799 |
相対パーセント | | 50 | % | | 50 | % | | 100 | % |
開発された割合は | | 87 | % | | 68 | % | | 78 | % |
純売上高 | | | | | | |
原油(MBbl) | | 28,925 | | 7,801 | | 36,726 |
天然ガス(MMCF) | | 110,339 | | 23,482 | | 133,821 |
| NGL(MBbl) | | 14,199 | | 4,201 | | 18,400 |
総純売上高(MBOE)(1) | | 61,514 | | 15,916 | | 77,430 |
平均1日当量(MBOe/d)(1)(2) | | 168.5 | | 104.7 | | 273.2 |
相対パーセント | | 62 | % | | 38 | % | | 100 | % |
_____________________(1)四捨五入のため、金額を計算できない可能性があります。
(2)二畳紀盆地の平均日販売量は、Hibernia買収取引が完了して2023年8月2日から2023年12月31日までのTap Rock買収取引までの日数に基づいて計算される。
2023年12月31日までの総明らか埋蔵量は2022年12月31日より68%増加した。DJ盆地の1日平均同値販売量は2023年12月31日までの年度より61%増加し，主にHibernia買収およびTap Rock買収により2023年8月2日から2023年12月31日までに完了した
DJ盆地です私たちのDJ盆地の資産純敷地は約453，600エーカーで、主にコロラド州のウェルド、アラパホ、アダムス、ボルダー、ブルームフィールド県に位置しています。私たちのDJ盆地での業務は主にNiobraraとCodell地層を対象としている。私たちは私たちの地位が私たちが埋蔵量を開発するための速度、コスト、完全井技術を制御できるようにすると信じている。2023年にはDJ盆地に平均2.0台の掘削機と1.8万人の完成者を持ち，107本の総作業井(純額90.6%)を掘削し，126%(純額)の作業井を完成させ，総作業井148本(純額124.3口)を販売した。
DJ盆地の純販売量は2023年12月31日までの年間61，514 MBoeであり，2022年12月31日までの年度の62，063 MBoeより1%低下した。DJ盆地の推定埋蔵量は2023年12月31日現在，2022年12月31日の416，019 Mboeから351，897 Mboeに低下し，下げ幅は15%であることが明らかになった。
二畳紀盆地私たちの二畳紀盆地の資産は約68，500エーカーの純地があり、主にテキサス州のアープトン、レーガン、ワードとリフス県、そしてニューメキシコ州のエディ県とライ県に位置しています。我々の二畳紀盆地における業務は，主にミドラン盆地のSpraberryとWolfCamp地層およびデラウェア盆地のWolfCampとbone Spring地層を対象としており，いずれもテキサス州とニューメキシコ州の大きな二畳紀盆地の一部である。私たちは私たちの地位が私たちが埋蔵量を開発するための速度、コスト、完全井技術を制御できるようにすると信じている。2023年8月に二畳紀資産を買収した後、私たちは平均5.6台の掘削機と2.7名の完全井人員を持ち、55本の総作業井(純額44.4口)を掘削し、56本の総作業井(純額48.9口)を完成させ、二畳紀盆地で78本の総作業井(純額66.0口)を販売することができた。
二畳紀盆地の純販売量は2023年12月31日までの1年間で15，916 MBoeであった。2023年12月31日現在，二畳紀盆地の明らかな埋蔵量は345，902 Mboeと推定されている。
埋蔵量
埋蔵量を推算する
以下に述べる吾らの推定埋蔵量に関する概要データは，米国証券取引委員会(“米国証券取引委員会”)が原油及び天然ガス生産活動に従事する会社に適用される規則及び規定に基づいて作成されている。私たちの埋蔵量推定には可能な埋蔵量や可能な埋蔵量は含まれていない。“米国証券取引委員会”規則の下で埋蔵量の定義が明らかにされていますので、ご参照ください原油や天然ガスという言葉は“本報告の冒頭に含まれています。
埋蔵量推定は本質的に不正確であり、未開発資産の推定は生産石油ガス資産の埋蔵量推定よりも不正確である。したがって，新たな情報の出現にともない，これらの見積り数はすべて変化することが予想される.価格もコストも上がっていません。我々が推定した明らかになった埋蔵量の実際の数と現在値は，我々が推定したものとは異なる可能性がある
次の表は，2023年12月31日，2022年，2021年までに我々が推定した明らかになった埋蔵量の情報をカテゴリ別に示している。私たちが推定したすべての埋蔵量はアメリカ大陸に位置していることが明らかになった。次の表の情報は、私たちがすでに埋蔵量を明らかにした現在の市場価値を表しているわけではなく、現在あるいは予想されている大口商品価格の変化も反映していない。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2013年12月31日まで |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
埋蔵量： | | | | | | |
| *埋蔵量予測が明らかになりました | | | | | | |
アメリカ原油(MBbl) | | 272,805 | | 152,602 | | 143,579 |
| アメリカ天然ガス会社(MMcf) | | 1,320,302 | | 867,500 | | 888,499 |
中国NGL(MBbl) | | 204,943 | | 118,834 | | 106,028 |
全世界が埋蔵量を明らかにしています(1) | | 697,799 | | 416,019 | | 397,690 |
| *原油および液体 | | 68 | % | | 65 | % | | 63 | % |
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| | | | | | |
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備蓄データ(単位：百万)： | | | | | | |
| 標準化測定 | | $ | 8,269 | | $ | 7,927 | | $ | 4,412 |
| 未割引の将来の現金流量純額を見積もる | | 12,937 | | 12,527 | | 6,774 |
PV-10(2) | | 9,380 | | 9,834 | | 5,327 |
| | | | | | |
12ヶ月の平均価格(3): | | | | | | |
原油(1バレル) | | $ | 78.22 | | | $ | 93.67 | | | $ | 66.56 | |
天然ガス(MMBtuあたり) | | 2.64 | | | 6.36 | | | 3.60 | |
____________________
(1)四捨五入のため、金額を計算できない可能性があります。
(2)PV-10は非公認会計基準の財務指標である。参照してください“第二部--プロジェクト7.非公認会計基準財務計量--埋蔵量と標準化計量の入金が明らかになった“この報告書の内容。
(3)埋蔵量推定を明らかにするための価格は，米国証券取引委員会規則で規定されている過去12カ月間の月初一価格の未加重算術平均値を反映している。そして，これらの価格を調整して，埋蔵量が明らかになったと推定される期間における適切な品質と位置差を反映させる。
次の表には、2023年12月31日までに、カテゴリおよび作業エリア別に推定された判明した埋蔵量の情報を示します | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 作業区·区域 | | 原油(MBBLS) | | 天然ガス(MMCF) | | NGL(MBbls) | | 原油当量(MBOE) | | パーセント |
明らかになった開発埋蔵量： | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 105,351 | | | 665,843 | | | 89,250 | | | 305,575 | | | 56 | % |
| 二畳紀盆地 | | 94,234 | | | 411,378 | | | 72,867 | | | 235,664 | | | 44 | % |
*ダールは開発埋蔵量を明らかにしました | | 199,585 | | | 1,077,221 | | | 162,117 | | | 541,239 | | | 100 | % |
未開発埋蔵量が明らかになりました | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 27,509 | | | 63,582 | | | 8,216 | | | 46,322 | | | 30 | % |
| 二畳紀盆地 | | 45,711 | | | 179,499 | | | 34,610 | | | 110,238 | | | 70 | % |
*ダールは未開発埋蔵量を明らかにした | | 73,220 | | | 243,081 | | | 42,826 | | | 156,560 | | | 100 | % |
埋蔵量が明らかになった | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 132,860 | | | 729,425 | | | 97,466 | | | 351,897 | | | 50 | % |
| 二畳紀盆地 | | 139,945 | | | 590,877 | | | 107,477 | | | 345,902 | | | 50 | % |
埋蔵量を総明らかにする(1) | | 272,805 | | | 1,320,302 | | | 204,943 | | | 697,799 | | | 100 | % |
____________________ (1)四捨五入のため、プロジェクトは再計算されないかもしれません
開発された石油と天然ガス埋蔵量とは，既存の設備や操作方法の下で，既存の油井で採掘可能な埋蔵量であることが明らかになった。明らかにされている未開発石油と天然ガス埋蔵量とは，掘削面積がない新油井や比較的大きな支出が必要と予想される既存の油井から回収される埋蔵量である。未掘削面積ですでに明らかにされている未開発埋蔵量は、掘削時に生産量を合理的に決定する開発間隔を直接相殺することに限られ、信頼できる技術を使用する証拠が存在しない限り、より遠距離の経済生産性が合理的な確定性を持っていることを証明する
我々が2023年12月31日に埋蔵量報告で明らかにした未開発地点は，我々の開発計画に含まれており，最初に記録された5年以内に掘削を行う予定であり，米国証券取引委員会の5年間のルール要求と一致している。毎年、経営陣は私たちが計画を立てる際の最適な利用可能なデータに基づいて資本支出計画を策定します。開発計画は、推定されたリスクベースのリターン、推定された井戸密度、大口商品価格およびコスト予測、最近の掘削結果および油井性能、ならびに予想されるサービス、設備、供給および人員の利用可能性を含む、一連の定性的および定量的要因の管理層の評価に基づく。一般に，我々は1つの開発間隔内で開発された生産地点から確認された未開発地点を予約する.明らかにされた未開発位置が開発生産位置の1つの間隔領域を超えている場合には，圧力動態，地質マッピング，オフセット距離生産能力，電気井戸，地震，生産データを含むがこれらに限定されない信頼できる地質と工事技術を利用する。
2023年12月31日現在，未開発地点が明らかになった305地点があるが，2022年12月31日現在201地点である。2023年12月31日現在，我々が明らかにした未開発掘削地点の平均横長は約2マイルである。
2022年12月31日と比較して、2023年12月31日の総明らか埋蔵量は281.8 MBoe増加し、697.8 MBoeに達し、68%増加した。2023年12月31日までの年間で、我々の総明らかな埋蔵量の変化の概要は以下の通りです | | | | | | | | |
| | 純外貨準備(MBOE) |
| 年初 | | 416,019 | |
| 拡張、発見、その他の追加 | | 21,513 | |
| 生産する | | (77,430) | |
| 備蓄を剥離する | | (1,940) | |
| 資本計画から削除する | | (4,758) | |
| 備蓄的獲得 | | 372,377 | |
| 以前の推定数の改訂 | | (27,982) | |
| 年末.年末 | | 697,799 | |
買収埋蔵量の372.4 MBoeはTap Rock買収で買収した140.6 MBoe、Hibernia買収で買収した214.5 MBoe、および二畳紀盆地の他の小型資産買収で買収した6.8 MBoeを含む。残りの10.5 MBoeには，我々がDJ盆地で運営している油井の様々な買収と面積交換が含まれている。21.5 MBoeの拡張、発見及びその他の増加は主に著者らの水平掘削計画の成功によるものであり、48個のすでに明らかにされた未開発地点の増加17.2 MBoe及び新規4.3 MBoeはすでに開発埋蔵量を明らかにしたが、2022年12月31日までに未開発埋蔵量記録が明らかにされていない。以前の予想と比較して、埋蔵量が28.0百万バレルの負の値になったことが明らかになったのは、(I)米国証券取引委員会が原油価格をWTI 1バレル当たり15.45ドル~78.22ドルに引き下げ、天然ガス価格を1バレル当たり3.72ドル~2.64ドルに引き下げ、明らかにされた埋蔵量を11.1百万バレルの価格相関改定、(Ii)閉鎖·廃棄または計画閉鎖·廃棄された非生産油井の11.0百万博e、(Iii)生産関連コストの最新更新における14.2百万バレルのマイナス改定、および(Iv)油井業績更新における0.9百万バレルのマイナス改定であることが明らかになったためである。負補正は作業利益の増加および天然ガス収縮とNGL収量の正数量変化により920万Boe部分で相殺された。
未開発埋蔵量が明らかになった | | | | | | | | | | | | |
| | 純外貨準備(MBOE) |
| 年初 | | 71,115 | | | | | |
| 明らかにされた開発に変換する | | (48,172) | | | | | |
| 備蓄的獲得 | | 110,238 | | | | | |
| 資本計画からの追加資金 | | 17,191 | | | | | |
| 資本計画から削除する | | (4,758) | | | | | |
| 以前の推定数の改訂 | | 10,946 | | | | | |
| 年末.年末 | | 156,560 | | | | | |
著者らは未掘削面積で明らかにされた未開発埋蔵量が合理的な経済実行可能性と法規可獲得性のある開発区を直接相殺し、著者らが許可した開発計画と一致していることを確認した。2023年には、未開発埋蔵量の68%を転換し、その中には114個の総油井が含まれ、純埋蔵量は4820万バレル、コストは407.7ドルだった。買収備蓄の110.2 MBoeは主にHiberniaの買収とTap Rockの買収によるものである。年内には，明らかになった未開発地点を48カ所増やし，総埋蔵量は17.2百万バレル増加した。予想業績の伸びは米国証券取引委員会の定価前年比低下の影響を相殺し、全体的なプラス修正は10.9 MBoeとなった
埋蔵量感受性分析を明らかにする
米国証券取引委員会の原油と天然ガス価格が10%下落すれば，我々の明らかな埋蔵量は3%減少し，2023年12月31日までのPV−10価値は約18%または16億ドル減少する。米国証券取引委員会の原油と天然ガス価格が10%上昇すれば，我々の明らかな埋蔵量は2%増加し，2023年12月31日現在のPV−10価値は約18%または17億ドル増加することが明らかになった。
埋蔵量推定の擬備
我々の2023年12月31日，2023年，2022年，2021年までの明らかな埋蔵量の推定は，我々の独立石油工学コンサルティング会社レドスコット社(Ryder Scott Company，L.P.)が用意した評価に基づいている。レッド·スコットは監査委員会に招聘され、監査委員会と直接接触することができる。著者らは埋蔵量推定記録に関する内部制御政策の要求埋蔵量はアメリカ証券取引委員会の定義と指導に符合し、石油エンジニア協会が公布した石油と天然ガス埋蔵量情報の推定と監査に関する準則に基づいて作成した。
我々が明らかにした埋蔵量推定を決定する際には，デクリメント曲線分析や他の計算方法，砲検距離類比，地震データと解釈を含む様々な表現方法を用いた。我々が明らかにした未開発埋蔵量は，米国証券取引委員会の5年間のルール要求に適合しており，採択された開発計画によると，明らかにされた未開発地点は，この地点で初めて予約した日から5年以内に掘削を行う予定であるためである。
備蓄報告書作成の統制。石油貯蔵エンジニア、地質学者、土地と管理層からなる内部チームは、土地と会計記録、利用可能な地質と油貯蔵データ及び生産動態データを詳細に審査することによって、毎年著者らが明らかにした埋蔵量に関する投入と主要な仮定を審査し、アメリカ証券取引委員会の規則と規定を遵守することを確保する。内部チームは審査したデータをまとめ，適用されたデータをRyder Scottに転送する
私たちの埋蔵量推定を準備する時、Ryder Scottは、私たちが提供した所有権権益、販売量、油井テストデータ、運営および開発の歴史的コスト、製品価格、または現在および将来の不動産運営または生産販売に関連する任意の合意に関する情報およびデータの正確性および完全性を独立して確認しません。レッド·スコットは私たちのエンジニアが行っている審査に合わせて、私たちの埋蔵量を推定するつもりです。最後にデータを比較して、埋蔵量推定が完全であることを保証し、許容可能な業界方法に基づいて決定され、適切と考えられる詳細度を有する
毎年、私たちの担当する技術者はこれらの埋蔵量推定を審査し、Ryder Scottと協力して、埋蔵量報告データの準備を監督して、評価過程に提供されるデータの完全性、正確性、および即時性を保証する。担当技術者の最終承認を得た後、結果は上級管理職と我々の取締役会に提出されて審査されます。つまり、これらの内部統制は全面的、客観的、正確な埋蔵量推定過程を促進することを目的としている。
担当技術者の資格要件
私たちの技術者は主に私たちの埋蔵量推定の準備を監督して、私たちの取締役、企業埋蔵量、彼女は石油と天然ガス業界で35年以上の経験を持っていて、彼女はCivitasで働いている7年間を含む。彼女の専門資格にはコロラド鉱業学院の数学とコンピュータ科学の学士号があります。
レッド·スコットの経歴
レドスコットは独立した石油工学コンサルティング会社で、1937年から世界各地で石油コンサルティングサービスを提供してきた。Ryder Scottはテキサス州専門エンジニア委員会と土地測量士会社の登録番号F-1580で石油工学コンサルティングサービスを提供している。リードスコット内部では、主に推定準備を担当する技術者が、本報告書添付ファイル99.1として提出されたリードスコット埋蔵量報告書に掲載されている。責任側は石油エンジニア協会が公布した“石油と天然ガス埋蔵量情報推定と監査標準”で提出された教育、訓練と経験要求を達成或いは超え、そして工程と地球科学評価において業界標準実践を賢明に応用し、アメリカ証券取引委員会とその他の業界埋蔵量の定義とガイドラインを応用することを熟練して把握した。
生産、平均販売価格、生産コスト
原油と天然ガス価格は私たちの収益と自由現金流に大きな影響を及ぼす。原油と天然ガス価格は各種のマクロ経済要素の影響を受け、需給バランスに影響を与える。これらの要素は、生産量レベル、在庫レベル、生産地域の実際または予想される地政学的リスク、ドルの相対的な強さ、天気、および世界的な需要を含むが、これらに限定されない。このような要素は私たちの統制範囲を超えており、予測が難しい。私たちは原油と天然ガス価格に基づいて私たちの発展計画を再評価しますが、私たちの戦略の重点は、ほぼ横ばいの生産量を維持しながら、自由キャッシュフローを最大限に増加させることです
次の表に示した時期の原油，天然ガスと天然ガス生産量，販売価格と生産コストの情報を示す。詳細については“をご覧ください”第2部−プロジェクト7.経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析s.”
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 販売量 |
| 十二月三十一日までの年度 | 原油.原油 (MBbls) | | 天然ガス(MMCF) | | NGL(MMBbls) | | 合計する (MBOE) |
| 2023 | | | | | | | |
| DJ盆地 | 28,925 | | | 110,339 | | | 14,199 | | | 61,514 | |
| 二畳紀盆地 | 7,801 | | | 23,482 | | | 4,201 | | | 15,916 | |
| 合計する | 36,726 | | | 133,821 | | | 18,400 | | | 77,430 | |
| 2022 | | | | | | | |
| DJ盆地 | 27,651 | | | 112,478 | | | 15,666 | | | 62,063 | |
| 2021 | | | | | | | |
| DJ盆地 | 9,385 | | | 36,763 | | | 4,934 | | | 20,445 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 平均販売価格(1) | | |
| 十二月三十一日までの年度 | 原油.原油 (各Bbl)(2) | | 天然ガス(MCFで計算)(3) | | NGL (各Bbl) | | 生産コスト (Per Boe)(4) |
| 2023 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 74.01 | | | $ | 2.54 | | | $ | 23.01 | | | $ | 3.93 | |
| 二畳紀盆地 | $ | 81.37 | | | $ | 1.07 | | | $ | 15.75 | | | $ | 6.59 | |
| 合計する | $ | 75.57 | | | $ | 2.28 | | | $ | 21.35 | | | $ | 4.47 | |
| 2022 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 91.70 | | | $ | 6.15 | | | $ | 35.76 | | | $ | 3.25 | |
| 2021 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 65.41 | | | $ | 3.84 | | | $ | 34.68 | | | $ | 3.41 | |
________________________
(1)大口商品デリバティブの影響は含まれていない。
(2)DJ盆地の原油販売には，2023年12月31日，2022年，2021年12月31日までの年度まで，それぞれ第三者からの130万ドル，60万ドル，100万ドルの石油輸送収入は含まれておらず，これらの収入には関連する販売量はない。
(3)DJ盆地の天然ガス販売には，2023年12月31日，2022年，2021年12月31日までの年度まで，それぞれ第三者からの410万ドル，320万ドル，360万ドルの天然ガス収集収入は含まれておらず，これらの収入には関連する販売量はない。
(4)販売総額で計算されるBOEごとのレンタル運営費用と中流運営費用のことで、従価税や解散税は含まれていません。
生産井
2023年12月31日まで、私たちは全部で5248本の毛管生産井の仕事権益を持っていて、その中の4020本は水平井である。我々の生産油井における仕事権益と純収入権益はそれぞれ平均約70%と57%であった。2023年12月31日まで、著者らは共に毛産井4366個を作業し、その中の水平井は3244個であった。我々が運営している生産井における作業権益と純収入権益の平均はそれぞれ約82%と67%であった。
生産井は、生産井と生産可能な井とを含み、配管接続開始を待つ天然ガス井と、生産施設に接続されるのを待つ原油井とを含む。総油井は私たちが興味を持っている生産井の総数であり、純油井は私たちが総油井で持っている一部の仕事利益の総和である。
次の表に2023年12月31日までの盆地別生産井の情報を示す | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油.原油 | | 天然ガス | | 合計する | | すでに運営している |
| | 毛収入 | | ネットワークがあります | | 毛収入 | | ネットワークがあります | | 毛収入 | | ネットワークがあります | | 毛収入 | | ネットワークがあります |
| DJ盆地 | | 4,325 | | | 2,985 | | | 227 | | | 204 | | | 4,552 | | | 3,189 | | | 3,825 | | | 3,108 | |
| 二畳紀盆地 | | 661 | | 474 | | 35 | | 15 | | 696 | | 489 | | 541 | | 472 |
| *合計 | | 4,986 | | | 3,459 | | | 262 | | | 219 | | | 5,248 | | | 3,678 | | | 4,366 | | | 3,580 | |
掘削と井戸の完成活動
以下の表では，本報告で述べた時期における開発井活動について概説した。開発井には、いつでも掘削が開始される間に完成および/または販売に移行する井戸が含まれる。中井とは、掘削中または掘削されており、完成および/または配管接続を待っている井戸である。富国銀行は2年に及ぶ買収を行うかもしれない。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2013年12月31日までの1年間 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | 毛収入 | | ネットワークがあります | | 毛収入 | | ネットワークがあります | | 毛収入 | | ネットワークがあります |
| 開発井が販売に転じる | | | | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | | 148 | | | 124.3 | | | 146 | | | 129.5 | | | 70 | | | 61.5 | |
二畳紀盆地(1) | | 78 | | | 66.0 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 合計する | | 226 | | | 190.3 | | | 146 | | | 129.5 | | | 70 | | | 61.5 | |
開発井--干井 | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
二畳紀盆地(1)(2) | | 2 | | | 1.7 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | |
________________________
(1)二畳紀盆地の掘削と完了活動とは2023年8月2日から2023年12月31日までのHibernia買収終了からTap Rock買収終了までの活動である。
(2)Tap Rock買収で買収された2023年第2四半期に掘削が行われている2つの開発井は、十分な量の原油や天然ガスを生産できないと決定された。
探査掘削活動は、2023年12月31日、2022年、2021年12月31日までの年間ではない。しかも、同じ時期、私たちはDJ盆地に何の井戸もなかった。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日まで |
| | 毛収入 | | ネットワークがあります |
進行中の開発井 | | | | |
| DJ盆地 | | 92 | | | 77.1 | |
二畳紀盆地(1) | | 53 | | | 42.5 | |
| 合計する | | 145 | | | 119.6 | |
________________________(1)二畳紀盆地の掘削と完了活動とは2023年8月2日から2023年12月31日までのHibernia買収終了からTap Rock買収終了までの活動である。
栽培面積
次の表には、2023年12月31日現在、私たちが作業権益を持っている開発済みおよび未開発面積のいくつかの情報を示しています。特許権使用料、最も重要な特許権使用料、および他の類似利益に関連する面積は、本要約には含まれない。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 開発された24エーカー(1) | | 未開発エーカー(2) | | 総面積1エーカー |
| | 毛収入 | | ネットワークがあります | | 毛収入 | | ネットワークがあります | | 毛収入 | | ネットワークがあります |
| DJ盆地 | | 419,800 | | | 358,000 | | | 177,200 | | | 95,600 | | | 597,000 | | | 453,600 | |
| 二畳紀盆地 | | 56,300 | | | 43,300 | | | 32,200 | | | 25,200 | | | 88,500 | | | 68,500 | |
他にも(3) | | 103,000 | | | 41,700 | | | 13,200 | | | 9,600 | | | 116,200 | | | 51,300 | |
| 合計する | | 579,100 | | | 443,000 | | | 222,600 | | | 130,400 | | | 801,700 | | | 573,400 | |
________________________
(1)開発済み面積とは、生産井間隔または生産井に割り当てられたエーカー面積であり、レンタル条項による生産に保有する未掘削面積は含まれていない。
(2)未開発面積とは，未掘削や完成油井の面積であり，これらの面積に明らかな埋蔵量が含まれているか否かにかかわらず，商業数量の原油や天然ガスを生産するには不十分である。
(3)コロラド州DJ盆地，ワイオミング州，モンタナ州以外に位置する他の非コア栽培面積を含む。
上記表に記載した未開発面積を含むいくつかのリース契約は、リース面積の生産がその日前に確立されていない限り、それぞれの主要期限が満了することになり、この場合、リース契約は生産停止まで有効となる。もし生産を確立しなければ、あるいはレンタル期間を延長しなければ、約19，500エーカー、あるいは私たちの総純エーカーの3%は、今後3年で満期になるかもしれません。私たちは私たちの戦略的賃貸契約を可能な限り延長するつもりだ。賃貸借期間の満了の決定は、一般に我々のコア発展区以外の地域に関連しているか、または借約が満了した場合に開発計画や備蓄に大きな影響を与えない場合である
次の表は、2023年12月31日までの未開発面積を示しており、その面積をカバーする間隔単位で生産が確立されていない場合、または主要期限満了日までに連続掘削条項に従ってリース契約を更新または延長しない限り、この未開発面積は示された年に満了する。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2024年に満期になります | | 2025年に満期になります | | 2026年に満期になります | | 2027年以降に満期になります |
| | 毛収入 | | ネットワークがあります | | 毛収入 | | ネットワークがあります | | 毛収入 | | ネットワークがあります | | 毛収入 | | ネットワークがあります |
| DJ盆地 | | 5,400 | | | 4,400 | | | 9,200 | | | 6,800 | | | 9,800 | | | 3,800 | | | 21,000 | | | 4,900 | |
| 二畳紀盆地 | | 200 | | | 200 | | | 4,700 | | | 2,800 | | | 1,400 | | | 700 | | | 900 | | | 700 | |
| 他にも | | — | | | — | | | — | | | — | | | 800 | | | 800 | | | — | | | — | |
| 合計する | | 5,600 | | | 4,600 | | | 13,900 | | | 9,600 | | | 12,000 | | | 5,300 | | | 21,900 | | | 5,600 | |
物件の見出し
原油または天然ガス井を掘削する前に、油井事業者である個人または会社は、油井の所有権に明らかな欠陥がないことを確実にするために、当社の業界において通常、予備的な所有権審査を受ける。もし業界権意見或いはその他の調査が業界権欠陥が生産物件の開発或いは運営に与える影響を反映した場合、私たちは通常自費で任意の業権欠陥を修復する責任がある。私たちは通常、私たちがどんな重大な所有権欠陥を修復するまで、不動産で掘削作業を始めないだろう。私たちは私たちのほとんどの生産資産に対する所有権の意見を得ており、原油と天然ガス産業で一般的に受け入れられている基準に基づいて、私たちは私たちの生産資産に対して満足できる所有権を持っていると信じている。生産原油や天然ガスリースの買収が完了する前に、最も重要な賃貸契約の業権審査を行い、物件の重要性に応じて、業権意見、最新の業権審査、または審査前に得られた業権意見を得ることができる。吾等の原油及び天然ガス資産は通常の特許権使用料及びその他の権益、当期税項留置権及びその他の負担を納付しなければならないが、吾らは当該等の資産の使用が当該等の資産の使用に重大な妨害を与えたり、その帳簿価値に影響を与えたりしないと信じている。
派生活動
私たちは定期的に商品デリバティブ契約を締結して、将来の原油と天然ガス生産の商品価格が出現する可能性のある不利な市場変化のリスクの一部と、キャッシュフローへの関連影響を軽減する。私たちの商品デリバティブ契約にはスワップ、セット期間、基本差保護スワップと見落としオプションが含まれています。原油ツールはNYMEX WTI価格とリンクし、天然ガスツールはNYMEX HHとCIG価格とリンクし、これらの価格はすべて差額前に受け取った実際の価格と高度な歴史的相関性がある。参照してください“第2部−プロジェクト7.経営陣の財務状況と経営成果−経営成果の検討と分析,” “第2部である項目7 A。市場リスクの定量的·定性的開示について−商品価格派生契約−,” そして “第2部−項目8.財務諸表と補足日−付記9−派生ツール” さらなる議論に供する。
顧客
2023年、私たちは2人の顧客がいて、合計は私たちの収入の44%を占めて、顧客Aは収入の16%を占めて、顧客Bは収入の28%を占めます。原油、天然ガス、天然ガスは良好な市場と多くの調達業者を持つ代替製品であるため、どの調達商会も私たちの経営業績に実質的な影響を与えるとは思わない。
約束を渡す
私たちは最低数の約束を含むいくつかの合意の締約国であり、固定された決定可能な数量の原油、天然ガス、天然ガスを提供することを要求している。このような合意の条項によると、私たちは最低総量約束を達成するためのいかなる不足を補うために定期的に借金を支払わなければならない。参照してください“第二部--項目8.財務諸表及び補足日−付記6−引受金及びその他事項” さらなる議論に供する。
競争
原油と天然ガス産業は競争が激しく、私たちは多くの他の会社と競争しており、これらの会社は多くの資源を持っている。その中の多くの会社は原油と天然ガスを探査、生産、販売し、製油業務を行い、それによって発生した製品を全世界で販売している。私たちが激しい競争に直面している主要な分野は、私たちの掘削と開発業務のために理想的なレンタル面積を探し、獲得し、魅力的な生産原油と天然ガス資産を探し、獲得し、合格者を吸引と維持し、私たちが生産した原油と天然ガスの輸送を獲得することである。原油や天然ガス生産者と代替エネルギーや燃料を生産する他の産業との間にも競争がある。さらに、競争条件は、連邦、州、および地方政府が時々考慮する様々な形態のエネルギー立法および/または法規の重大な影響を受ける可能性があるが、最終的に通過する可能性のある任意のこのような立法または法規の性質またはそれが私たちの将来の運営に及ぼす影響を予測することはできない。しかしながら、このような法律および法規は、原油および天然ガスの探査、開発または生産のコストを大幅に増加させ、いくつかの作業の開始または継続を阻止または延期する可能性がある。このような危険の影響と潜在的な影響を正確に予測することは難しい。
業務の季節性
原油価格は主に全世界の社会経済と地政学要素に推進され、季節的な変動の影響は比較的に小さい；しかし、冬と夏の運転シーズンはエネルギーに対する需要が普遍的に高い。天然ガスの需要と価格は通常冬に増加し、夏には減少する。季節的な天然ガス需要と価格変動の影響を減らすために、パイプライン、公共事業会社、現地流通会社と工業ユーザーは定期的に天然ガス貯蔵施設を使用し、夏に予想される冬の需要を事前に購入する。しかし，夏季の電力需要増加は従来貯蔵されていた天然ガスを移行する可能性があり，逆に典型的な冬季の季節的価格を向上させる可能性がある。季節的異常、例えば温和または極端な冬は、これらの変動を弱めるか、または悪化させることがある。
私たちの特定の掘削、完全井戸、そして他の作業活動もまた季節的に制限されている。季節的な気象条件、政府法規、賃貸借規定は、いくつかの作業区域で掘削活動を行う能力に悪影響を及ぼす可能性がある。参照してください“第1 A項。リスク要因“この報告書の要約は、さらなる議論のために提供される。
保険事務
原油や天然ガス産業の一般的な状況と同様に、私たちは私たちの業務に関連するすべてのリスクに完全な保険を提供しないか、このような保険が利用できないからか、保険コストが高いと考えられているからだ。保険が完全にカバーされていない損失は、私たちの財務状況、経営業績またはキャッシュフローに実質的な悪影響を及ぼす可能性があります。
人力資本
2023年12月31日現在、私たちは516人のフルタイム従業員がいます。私たちは集団交渉協定を締結していないし、ストライキや停止を経験したこともない。私たちの職員たちは私たちの短期的で長期的な業務目標を達成する上で重要な役割を果たしている。そのため、私たちは積極的に進取、合格した従業員を誘致、維持、育成することに力を入れており、これらの従業員は私たちの核心価値観--持続可能な発展、安全、革新、誠実とコミュニティ--と共通の価値がある。すべての従業員たちは全社の基準と価値観を維持する責任がある。私たちは、従業員に毎年これらの政策を検討するように、道徳的行動と誠実さを促進するための政策を策定した。絶えず従業員に訓練機会を提供し、指導力、安全と技術の鋭敏性方面の技能を発展させ、これは私たちが高い道徳標準で業務を展開する努力を強化することに役立つ。
私たちの従業員チームは多元化かつ才能があふれ、広範な技能を持っており、工事、地質、研究開発、中流運営、生産、物流と行政支持、会計、情報技術、法律、政策、人的資源と金融を含む。私たちの一部の従業員はそれぞれの分野で高度に専門化されたスキルと専門知識を持っています
健康と安全
私たちは私たちの従業員、請負業者、そして私たちの地域社会の安全を保護するために努力している。安全は私たちがしたすべてのことに根付いており、管理職、従業員、そして請負業者が下したすべての決定は安全を第一にしている。組織の安全表現を測定する1つの常用指標は総記録可能事故率(“TRIR”)であり、それは1年の間に100人の常勤従業員に治療を受ける必要がある傷害の数を表す。我々はこの業績評価基準を監視し、それを会社全体に広く伝播させ、安全業績を評価する手段とした。私たちは、米国労働統計局が私たちの業界に報告した業界平均よりもはるかに低い、従業員と請負業者のTRIRを0.25以下に維持することに取り組んでいる。2023年には0.23のTRIRを実現した.
私たちは職場と事故中の危険を識別し、追跡することに力を入れ、是正措置を取って安全業績を持続的に向上させる。私たちは、停止許可計画の下で私たちの職場を運営し、この計画によると、誰もが計画または実行中の操作が観察され、全面的なリスク評価や安全管理が行われていない場合、操作を停止する権利がある
すべての職員たちは安全で効率的に仕事を終えることを確実にするために訓練課程に参加しなければならない。授業は従業員群，勤務職責，マネージャー判断力によって異なる。年間を通して研修コースを開催し，業界内に関する安全や環境テーマを従業員に紹介し，最近発表されたルールや法規に関する規定の遵守と遵守を能動的に確保している。
報酬、福祉、従業員の発展
私たちは従業員に公平で、市場競争力があり、業績に基づく報酬と全面的な福祉を提供することを求めている。私たちの短期的および長期的な業務目標と一致することを確保するために、私たちの給与計画には、基本給と短期·長期インセンティブが含まれています。従業員およびその家族の健康および福祉を促進するために、すべての常勤従業員は、会社マッチング、医療、歯科および視力保険、収入保護および障害保険、有給休暇、フィットネス、および従業員支援計画に含まれる様々な生活の質のツールおよび資源を含む401(K)計画を含む財務、健康および健康計画を得ることができる。私たちの給与と福祉プログラムは従業員の留任と尊敬度を促進し、私たちの従業員の心身健康、財務健康、社会健康を促進すると信じている。私たちの取締役会の報酬委員会は、私たちの報酬計画を監督し、会社の戦略や利害関係者の重要な事項を実現するために、計画設計を定期的に修正します。
私たちは、内部·外部開発計画(授業料精算計画を含む)を提供することで、従業員の成長を認め、支援している。私たちはリーダーシップ訓練と職業開発計画に投資し、私たちの従業員が彼らの潜在力を発揮し、彼らの最良のパフォーマンスを発揮できるようにしている
多様性と包括性
多様性と包容性のある従業員チームは、私たちの企業としての成功に重要であり、会社が持続的に改善する貴重な将来性を得ることができると信じている。私たちは、すべての従業員が参加する機会があり、企業の成功に貢献する職場の創造と維持に取り組んでおり、彼らの専門知識、経験、考え方によって重要視されている。すべての従業員に年次無意識偏見訓練を行い，誰もが背景や人口構造にかかわらず職場で価値を感じることができるような包容的な環境を作り続けることが求められている。私たちはすべての候補者、従業員、そしてコンサルタントに平等な機会を提供し、人種、宗教、性別、性的指向、年齢、民族または民族の血統、社会出身、障害、家庭状況、または任意の他の保護された地位と個人的特徴を問わない。
我々は取締役会の構成が経験、技能、属性、観点の多様性の全体的なバランスを反映していることを確保するために努力している。我々の取締役会は2023年12月31日までに33%の女性で構成されており、そのうち22%が米国平等雇用機会委員会で定義されている少数派のメンバーだ
2023年12月31日現在、私たちの総労働力の約23%が女性で、17%が少数民族のメンバーだ。同じ日までに，我々の幹部(副総裁および以上のレベルと定義されている人)の32%が女性，18%が少人数メンバーであった
当サイトで発表されている企業持続可能な発展報告を参考にして、各種人的資本評価指標の表現ポイントやその他の持続可能な発展情報を理解してください。我々の“企業持続可能な開発報告”に含まれる情報は，本10−K表年次報告に引用的に組み込まれておらず，本年度報告の一部を構成していない。
オフィス
2023年12月31日まで、コロラド州デンバー市で555.17ドルでオフィススペースをレンタルしましたこれは…。私たちの主な事務所がある通りです。また、私たちはコロラド州、ニューメキシコ州とテキサス州で各種の会社と地方のオフィスを所有してレンタルしています。
原油と天然ガス業界の規制
私たちの業務は連邦、州、そして地方法律法規の影響を大きく受けている。特に、原油と天然ガス生産および関連業務は、価格規制、税収、および他の多くの法律法規によって制限されているか、またはかつて制限されていた。私たちが原油および天然ガス生産のための財産または資産を所有して経営する司法管轄区域には、掘削許可証、掘削または操作油井との接着要件、油井の位置、掘削およびスリーブ井の方法、油井および他の施設の生産と運営、掘削の地上使用および修復、掘削および完了過程で使用される水の供給源および処分、および油井およびパイプラインを適切に放棄することに関する条項が含まれている。私たちの運営はまた様々な保護法律と規制によって制限されている。これらの措置には、掘削と間隔単位または比例分配単位の大きさ、1つの区域内で掘削可能な井戸の数と関連施設の大きさ、原油と天然ガス井の単位化または集約の規定、および天然ガス排出または燃焼を一般的に禁止する規定、およびガス田と個別井の生産量の評価可能性または公平分配に対していくつかの要求を提出する規定がある。
適用される法律や法規を遵守しなければ、重大な処罰を受け、運営を一時停止または停止される可能性がある。私たちの石油と天然ガス産業の競争相手は同じ規制要求と制限を受けており、これらの要求と制限は私たちの運営に影響を及ぼす。この業界の規制負担は経営コストを増加させ、収益性にマイナス影響を与える可能性がある。このような法律や法規は、様々な立法行動やルール制定によってしばしば改正·改正されるため、遵守の将来のコストや影響を予測することは困難である。原油や天然ガス業界に影響を与える他の規則制定は、法定方式と、私たちの業界を規制する様々な機関の権限の付与、様々な裁判所行動など、連邦、州、各レベルの地方政府レベルでしばしば考慮されている。将来どのようなルールがいつ発効するかどうかは予測できませんし、結果が私たちの運営に悪影響を及ぼすかどうかも予測できません。
既存の要求を大量に遵守し続けることは、私たちの財務状況、キャッシュフロー、あるいは経営結果に大きな悪影響を与えないと信じています。しかし、コロラド州石油·天然ガス保護委員会(“COGCC”)が本稿で議論したコロラド州上院法案19-181に基づいて2020年11月に採択された規則や法規を含む、私たちの州で採択された規則や法規が私たちの業務に潜在的な影響を与えることを推定することは困難であり、これらの規則と法規は私たちの業務に多くの新しい要求と改正の要求を加えている。2023年5月、COGCCはエネルギー·炭素管理委員会(ECMC)に改称された。これらの要求、およびECMCまたは他の州当局が将来制定する可能性のある任意の新しい要求または規則は、新しい原油および天然ガス井の開発および既存の油井の生産を継続することをより困難かつコスト的に高くし、私たちのコンプライアンスおよび業務展開のコストを増加させ、いくつかの地域またはいくつかの条件下で開発を延期または阻止する可能性がある。私たちは施行された既存の規則または未来のいかなる規則の制定が私たちの財務状況、キャッシュフロー、または運営結果に実質的な悪影響を与えないという保証はない。さらに、現在の規制要件は変化する可能性があり、現在予見できない事件が発生する可能性があり、または過去に法律または法規を遵守していない状況が発見される可能性があり、これらのいずれも、私たちの財務状況、キャッシュフロー、または運営結果に重大な悪影響を及ぼす可能性がある。
生産コントロール
原油と天然ガスの生産は広く地方、州と連邦法規、規則、命令、条例によって規制されている。その他の事項以外に、連邦、州と地方法規は掘削作業許可証、掘削保証金、作業に関する報告を要求している。我々が多くの資産を所有·運営しているコロラド州，およびテキサス州とニューメキシコ州には，原油や天然ガス資産のピッチや単位化や集約の規定，井戸間距離や井戸密度の規定，井戸や関連施設を適切に閉鎖·廃棄するプログラムなどの保護事項を管理する規定がある。これらの規定は地質地層と適切な間隔と集約ユニットの大きさによって油井密度を効率的に識別し、資源を効率的に排出する。経営者は、原油および天然ガス資源をより効率的に回収するために、油井密度の増加を申請することを含む、このような法規の例外を申請することができる。また、私たちが業務を運営している州は、その管轄内の原油、天然ガス、天然ガスの生産と販売に生産または解散税を徴収している。
その他の事項以外に、著者らが業務を展開する州は以下の方式で掘削と経営活動を規範化する：新しいガスケット位置の許可、掘削、最適な管理方法及び/又は経営油井の許可条件、掘削或いは経営油井の接着要求の維持、油井の位置の規範、掘削とスリーブ井の方法、掘削油井の地面使用と回復特性、及び油井の閉鎖と廃棄
ウェルズ。州法はまた、建築物、学校および他の占領地域の挫折、敏感な生息環境および/または比例しない影響を受けるコミュニティ、新しい油井の代替場所の考慮、廃棄物の処理と処分、排気と燃焼の防止、騒音の軽減、照明、視覚、匂いおよび粉塵の影響、空気汚染物質の排出許可、特定の野生動物の生息地の保護、公共の健康、安全、福祉と環境の保護、累積影響の評価など、私たちの掘削や経営活動に影響を与える可能性のある環境、健康、安全、安全事項を管轄する可能性がある
石油輸送の規制
私たちの原油販売は供給状況、条件、そして輸送コストの影響を受ける。パイプラインによる州間石油輸送は連邦エネルギー委員会が“州間商業法”，1992年の“エネルギー政策法”およびこれらの法律に基づく規則と条例に基づいて管理されている。ICA及びその実施条例の要求、州間石油パイプラインサービスの関税税率、原油と製品油を輸送する州間パイプ(総称して“石油パイプライン”と呼ぶ)を含み、公正、合理的、非差別的であるべきであり、このような税率及びサービス条項と条件は連邦エネルギー監督委員会に報告されなければならない。
州内の石油パイプライン輸送費は一般的に州規制委員会によって規制されている。州内石油パイプライン規制の基礎、及び州内石油パイプライン料率の監督管理と審査程度は、州によって異なる。有効な州間と国内運賃がすべての比較可能な託送人にも同様に適用される限り、石油輸送費率の規制は、類似した状況に影響を与える競争相手の運営と実質的に異なる方法で私たちの運営に影響を与えないと信じている。
天然ガス輸送と販売の規制
歴史的に見ると、州間商業における天然ガスの輸送と転売はずっとアメリカ連邦政府機関の監督管理を受けており、主にFERCである。FERCは州間天然ガス輸送費率とサービス条件を規制し、これは私たちが生産した天然ガスのマーケティングと、私たちが天然ガス販売から得た収入に影響を与える。
過去、連邦政府は天然ガスの販売価格を規制してきた。天然ガスメーカーは現在制御されていない市場価格で販売できるが、国会では将来的に価格規制が再実施される可能性がある。井口天然ガス販売の規制緩和は“天然ガス政策法案”(NGPA)の公布から始まり、最終的に“天然ガス井口解制御法案”が可決され、1993年1月1日から井口天然ガス販売に影響を与える規制が廃止された。州間商業における天然ガスの輸送と転売は主に“天然ガス法”(NGA)及びFERCが“NGA”によって公布された条例と命令によって規制されている。限られた場合には、天然ガスの州内輸送や卸売販売も、国会で公布された法律やFERC条例の影響を直接または間接的に受ける可能性がある。
FERCは1996年と1997年にその開放獲得政策を実施するための一連の命令を発表した。そのため，州間パイプラインの天然ガス卸売業者としての伝統的な役割は大きく減少しており，代わりにパイプラインが他の天然ガスを売買する人に開放的に入手できる輸送·貯蔵サービスを提供する仕組みである。FERCの命令は天然ガス製造業者を直接規制していないにもかかわらず、天然ガス業界のすべての段階の競争激化を促進することを目的としている。
2005年ドメニシ·バートンエネルギー政策法案(“2005年EP法案”)は，エネルギー業界の全部門に影響を与える法定政策を重大に改正した。その他の事項を除いて，2005年のEP法案ではNGAが改正され，どのエンティティがFERC規定の禁止行為に従事しているかは違法であることが規定されている反市場操作条項が追加された。2005年の環境保護法は，FERCにNGA違反行為の1日最高100万ドルの民事罰金を評価する権限を与え，NGPAによりFERCによるNGPA規定による民事処罰権力を1回の違反1日5，000ドルから1回の違反1日1，000，000ドルに増加させ，このような罰金を定期的にインフレに応じて調整した。民事処罰条項は天然ガス販売に従事し、州間商業で転売された実体に適用される。FERCは、2005年EP法で可決された反操作規則に基づいて、任意のエンティティが直接または間接的に(1)任意の装置、計画またはトリックを使用して詐欺を行うこと、(2)重大な事実を非真実に陳述すること、または陳述が誤解を与えないようにするために必要な陳述を行わないこと、FERCによって管轄されている天然ガスの購入または販売に対してFERCによって管轄されている天然ガスサービスを購入または販売することに対して違法であることを規定する。(3)詐欺，他人をだます行為や行為を実施する.逆操作規則は、州内または他の非司法管轄区域の販売または収集のみに関連する活動には適用されない。しかし、それは、FERCによって管轄されている天然ガスの販売、購入、または輸送の場合に行われる限り、州間サービスを提供する天然ガスパイプラインや貯蔵会社の活動、および他の非管轄実体の活動に適している。反操作規則と強化された民事処罰権力はFERC NGA法執行権力の拡大を反映している。我々の天然ガス販売も商品取引法(CEA)の要求と，この法案による法規制を受けている
商品先物取引委員会(“CFTC”)。CEAは、州間貿易で任意の商品の価格を操作または操作しようとするいかなる人も、またはそのような商品の先物を操作することを禁止する。CEAはまた、商品価格に影響を与えるまたは影響を与える傾向がある市場情報または状況に関する虚偽または誤解性または意図的に不正確な報告を意図的に提供またはもたらすことを禁止する。
収集サービスは管轄伝送サービスの上流で発生し，各州が岸と州水域で管理されている。NGA第1(B)条免除天然ガス収集施設は，FERCによってNGA下の天然ガス会社の規制として受け入れられている。その政策は変化を続けているにもかかわらず，FERCはいくつかの管轄内の輸送施設を非管轄内の収集施設に再分類しており，天然ガスを販売時点に輸送するコストを増加させる可能性がある。
私たちの収集システム中の天然ガスパイプラインは、天然ガス会社の規制を受けることなく、パイプライン収集者の地位を確立するためのFERCの伝統的なテストに適合していると信じている。しかしながら、FERC規制の伝送サービスと連邦政府が規制していない収集サービスとの違いは、行われている訴訟のテーマであるため、私たちの収集施設の分類や規制は、FERC、裁判所、または国会の将来の裁決によって変わる可能性がある。
天然ガス収集施設に対する国の規制には通常、様々な安全、環境要件が含まれており、場合によっては非差別的な要求も含まれている。国家機関は一般的に非差別的な獲得規制を肯定的に実施していないにもかかわらず、天然ガス収集は将来的により厳しい規制審査を受ける可能性がある。
州内の天然ガス輸送はまた州規制機関によって規制されている。州内の天然ガス輸送に対する監督管理の基礎及び州内の天然ガスパイプライン料率とサービスに対する監督と審査程度は州によって異なる。ある州のこのような規制が通常、同州内のすべての天然ガス輸送業者に影響を与えることを考慮すると、私たちが天然ガスを運営して輸送している州では、似たような状況の州内の天然ガス輸送の規制は、私たちの競争相手の運営に影響を与える方法と実質的に異なる方法で私たちの運営に影響を与えないと考えられる。州間輸送料率の規制と同様に，州内輸送料率の規制は，我々が生産する天然ガスのマーケティングや，天然ガス販売から得られる収入にも影響を与える。
法律およびFERC政策および条例の変化は、州間パイプ上の固定および/または中断可能な輸送サービスの利用可能性および信頼性に悪影響を及ぼす可能性がある。法律およびFERCと州公共事業委員会の政策と法規の変化はまた、私たちの業務と運営をより多くの規制に導く可能性があり、私たちはFERCやどの州公共事業委員会が将来どのような行動を取るかを予測することができない。しかし、私たちはどんな規制変化が私たちに与える影響も、私たちが競争する他の天然ガス生産者、採集業者、営業者への影響と実質的に違うとは思わない。
派生ツールの規制
“ドッド·フランクウォール街改革·消費者保護法案”(“ドッド·フランク法案”と略す)は2010年7月に国会で可決され、法律となった。テレス·フランク法案は場外デリバティブ市場の監督管理に全面的な枠組みを提供することを目的としており、取引相手間の透明性を高め、リスクを下げることを目的としている。テレス·フランク法案はスワップ取引業者と主要なスワップ参加者に資本と保証金要求を遵守することを要求し、多くのデリバティブ取引に取引所での清算を要求する。テレス·フランク法案は、商業エンドユーザーはこれらの清算と現金担保要求の影響を受けない可能性があると規定している
環境、健康、安全規制
私たちの原油と天然ガスの探査と生産業務は、公共と職業の安全と健康、環境への有害物質の排出、または環境または自然資源の保護に関連する他の法規に関連する多くの厳格な連邦、州と地方の法律と法規の制約を受けており、これらの法規に違反することは、運営の一時停止または停止を含む重大な行政、民事と刑事罰、およびその他の制裁を招くことができる。他の事項に加えて、これらの法律および法規は、掘削または他の規制された活動の開始前に許可証および他の承認を得ることを要求することができ、環境中に放出可能な様々な物質のタイプ、数量および濃度を制限すること、潜在的な地表影響の評価および緩和を要求すること、掘削および完了中の用水の供給源および処置を管理すること、特定の影響を有するか、または特定の地域で発生する掘削活動を制限または禁止すること、以前および行われている遺留作業による汚染を防止または軽減するための何らかの形態の調査または救済行動が要求されることがある。労働者、公共健康と自然資源保護に対する具体的な安全と健康基準を確立し、許可されていない汚染物の排出或いは監督管理届出義務を遵守できなかったことに対して重大な責任或いは運営を制限する。蓄積されて、このような法律法規は私たちの運営に影響を及ぼすかもしれない。
以下は、私たちが守らなければならないより重要な環境、健康、安全法律法規の概要であり、これらの法規を遵守することは、私たちの資本支出、運営結果、または財務状況に重大な悪影響を及ぼす可能性がある。
空気排出
クリーンエア法(CAA)や同様の州や地方の法律法規は，石油や天然ガス作業を含む多くの源の空気汚染物質の排出を制限し，様々なモニタリングと報告要求を規定している。これらの法律および法規は、いくつかの空気排出が発生または大幅に増加すると予想されるプロジェクトまたは施設を建設または修正して運営する際に、事前に承認を得て、厳格な空気許可要件を取得し、または特定の設備または技術を使用して排出を制御することを要求しなければならないかもしれない。必要な空中許可を得ることは、いくつかの原油と天然ガスプロジェクトの開発を大幅に遅らせる可能性がある。今後数年間、私たちは大気汚染制御設備や他の空気排出に関する問題に一定の支出を発生させる必要があるかもしれない。
“連邦航空法規”
2016年6月，米国環境保護局(EPA)はOOOA支部と呼ばれる追加の新たな汚染源性能基準(NSPS)規則を決定し，新たかつ改善された石油·天然ガス生産および天然ガス加工·輸送施設から追加のメタンと揮発性有機化合物の減少を実現することに重点を置いた。その他の面で、これらの改訂は漏れ検出と修復に対して新しい要求を提出し、油井完成井に対して制御要求を提出し、そして集気、過給と圧縮機ステーションに対して追加の制御要求を提出した。2021年11月、環境保護局は、石油と天然ガス源のメタン排出を削減するための提案された規則を発表した。提案された規則は、OOOa支部の既存の規定をより厳しくし、OOOb支部を設置して、“CAA”によって規制されていない特定の源タイプの基準(間欠換気空気コントローラ、関連ガスおよび液体アンロード施設を含む)を含む、新しい、改造され、再構成された石油およびガス源の削減要求を拡大することを目的としている。また，提案されたルールは“排出ガイドライン”を作成し，サブ部分OOCを作成し，各州に計画を策定し，既存源のメタン排出を削減することを要求し，これらの計画は少なくともEPAが設定した推定基準と同様に有効でなければならない。2022年11月，環境保護局は2021年11月に提案された規則を補完する提案規則を発表した。このうち、2022年11月の補充提案規則は、小井口地点のみの排出監視免除を廃止し、大規模排出事件を標識するための新たな第三者監視計画を作成し、提案規則では“スーパー排出者”と呼ばれている。アメリカ環境保護庁は2023年12月2日に新しい油井の通常の天然ガス燃焼を段階的に停止することを要求し、すべての油井地点と圧縮機ステーションで定例漏れ監視を行うことを含む最終規定を発表した。注意すべきことは，米国環境保護局がOObとOOOc分部の適用日を2022年12月6日に更新したことは，国の計画により，その日までに建設されたソースがコンプライアンス日の遅い既存ソースとみなされることを意味する.最終的な規定は各州および既存源を規制したい連邦部族に2年間、既存源メタン削減計画を制定し、提出した。OOc支部下の最終排出ガイドラインでは，計画提出締め切りから3年間，現在汚染源が守らなければならないことが規定されている
2015年10月，環境保護局は最終的にその規則を決定し，CAAが規定していた以前の百万分の75(Ppb)国家環境大気品質基準(“2008 NAAQS”)を70 ppb(“2015 NAAQS”)に低下させた。2008年と2015年にオゾンNAAQSが通過して以来、コロラド州デンバー市と北前線(DM/NFR)大気品質制御区は2008年と2015年のオゾンNAAQSに到達できず、2020年のオゾン季節期間中の区域監視ステーションの違反により、2008年のNAAQSの既存の未達成状態は2022年に再び“深刻”に分類された。“深刻な”分類は、CAAおよび州法律で規定されている重大な追加義務を引き起こし、コロラド州での私たちの運営に適用される新しいかつより厳しい大気質管理要件、および新しいおよび改装された生産施設の許可を得るために必要な重大な運営コストおよび遅延をもたらすだろう。他の要求では、2008年のNAAQSの“深刻な”分類は、毎年25トンを超える揮発性有機化合物または窒素酸化物が排出される可能性のある任意の汚染源を未達成領域で追加的に許可する必要があるかもしれない。また，環境保護組織と自治体は2015年のNAAQSにおけるDM/NFRの境界未達成に挑戦することに成功し，これらの組織と自治体はウェルド県北部を含むすべての地域に境界を拡大しようとしているクリーンウィスコンシン州は環境保護局を訴えています第18-1203号では、コロンビア特区巡回裁判所は、さらなる支援または再指定のために境界決定を環境保護局に返送する。これに応じて，環境保護局は2021年12月30日に施行された2015年オゾンNAAQSの境界を新たにウェル県全体を含めて再指定することを選択した。ウェルド県は環境保護局のワシントンD.C.巡回裁判所再審後の行動を疑問視し，ワシントンD.C.巡回裁判所は2023年6月にウェルド県の再審申請を却下したBDです。県共産主義者。ウェルド県は環境保全局を訴えている二十一-一二六三号です。テキサス州とニューメキシコ州の二畳紀盆地は連邦オゾン基準未達成に指定されていないが，米国環境保護局が2023年に提案した二畳紀盆地を未達成に指定する提案は未解決のままである。
“国家航空法規”
コロラド州公衆衛生·環境部大気質制御委員会(“AQCC”)は大気質法規を採択し，コロラド州の既存と新築または改装された石油·天然ガス施設の排出に対して，排出制御，モニタリング，記録，報告要求，油井生産施設や圧縮機ステーションに対する漏れ検出と修復(“LDAR”)計画を含む厳しい新要求を提出した。レーザーレーダー計画は主にコロラド州石油と天然ガス部門の炭化水素(すなわちメタン)排出を対象としている
これらの大気質法規と制御も全州の多くの低い生産と排出施設に拡張され、タンク積載制御を増加させた。これらの規則は，従来一度のモニタリング要求を受けていた比較的低い生産施設のレーザレーダモニタリング頻度を半年に1回，被占領地域の1000フィート以内の施設に対して毎月レーザレーダモニタリングを行い，温室効果ガス排出リストと報告を規定している。石油·天然ガス業界に対するAQCCルールには，通常圧縮サービスに用いられる天然ガスエンジンと還流のための操業前タンクの排出制御要求と，オペレータへの操業前空気モニタリング計画要求がある
2021年、AQCCはまた法規を採択し、新施設と既存施設に非排出空気コントローラを使用し、レーザーレーダーの監視周波数を増加させ、追加の空気コントローラの排出削減と排出要求の除去を要求し、閉鎖式燃焼装置テスト要求を強制的に実施し、全社に温室効果ガス強度の低減などを要求した。これらの更新された法規は、コロラド州石油·天然ガス業界の温室効果ガスや通常の汚染物質排出の削減を実現するために、野心的な温室効果ガス排出目標を設定するコロラド州衆議院法案19-1261、これらの目標を改正する衆議院法案21-1266などの立法指令に応えるためのものが大きい。AQCCは2023年7月にコロラド州の石油·天然ガス生産におけるメタン排出を確認するための新しい規則を採択し、2021年に採択された温室効果ガス強度基準の一部として実施した。新規定では，石油と天然ガス事業者にその排出強度の計算(排出レベルを石油や天然ガスの生産量に関連付ける)を求め，排出を直接測定し，定期的に国に結果を報告する。その規定は2025年に施行される予定だ。
これらのAQCC規則のいずれもコロラド州の温室効果ガス排出削減を促進して気候行動目標を達成するための立法指令を目指している。AQCCは今後数年間にいくつかの規則制定作業を展開し、排出をさらに削減する見通しだ。例えば，AQCCは2023年10月にコロラド州工業部門(石油·天然ガス業界のエネルギー使用を含む)のうち最も排出の高いメーカー18社に2030年までに温室効果ガスレベルを2015年レベルと共同で20%削減することを要求する温室効果ガス排出·エネルギー管理第二段階規則を採択した。最終規則は2024年に施行される予定だ。
ニューメキシコ州では、州立法機関が石油と天然ガス事業者への罰金と費用を増加させ、ニューメキシコ州の98%のメタン捕集規則を法典に編纂する法案を検討しており、ニューメキシコ州エネルギー、鉱物、自然資源部は2021年にこの規則を公布した。メタン捕集規則によると，石油と天然ガス事業者は2026年12月31日までに98%の生産天然ガスを捕獲し，慣行排ガスや燃焼を禁止しなければならない。
これらや他の大気汚染制御、空気モニタリング、ガス捕獲、許可要求を遵守することは、原油や天然ガスプロジェクトの開発を延期し、私たちの開発と生産コストを増加させる可能性があり、これは巨大なコストである可能性がある。
水力圧裂
水力圧裂に関する法規私たちは公共の健康と安全、そして環境保護に関する幅広い連邦、州、そして地方の法律と法規によって制限されている。政府当局はこれらの要求を常に審査、改訂、補充し、全体的に、石油と天然ガス開発、特に水力圧裂は、ますます多くの監督管理に注目されている。我々の業務は水力圧裂を利用して、これは低浸透地層中で原油と天然ガス井を完成する重要かつ常用の技術である。水力圧裂には，圧力下で岩層に水，支持剤，化学品を注入し，炭化水素の生産を刺激することが含まれる。
各州は従来から水力圧裂を含む石油と天然ガスの探査と生産活動に対して監督管理を行ってきた。我々が運営している州は，水力圧裂に関する追加要求を通過または考慮しており，これらの要求は，場合によっては水力圧裂の使用を制限したり，使用コストを高くしたりする可能性がある。コロラド州は事業者に水力圧裂に関する炭化水素排出の削減，石油や天然ガスの影響に関する重要なデータを準備·報告し，井筒の完全性に関するより多くの情報をまとめて報告し，水力圧裂に使用される化学成分を公開し，占領された建物と油井との最小距離を維持し，近隣住民のための追加的な緩和措置を実施し，追加の地下水試験を実施することを求めている。どんな法執行行動も、私たちが運営する政府当局に追加的な研究や調査を要求しても、私たちの運営コストを増加させ、私たちの運営遅延や中断を招く可能性があります。
連邦安全飲用水法案(“SDWA”)や同様の州法規は、石油や天然ガス開発過程で発生または使用される水の処分、処理または放出を制限する可能性がある。流体の地下埋設は，主に井を処分することや採油能力(EOR)井を向上させることにより，連邦または州規制機関によって管理され，場合によっては州石油·天然ガス規制機関や州環境主管部門を含む。2005年の連邦エネルギー政策法案はSDWAの地下注水制御条項を改正し，ある水力圧裂を“地下注水”の定義から除外することを明らかにしたが，水力圧裂液の処分や採水を排除しないか，採取率の向上に注入した
連邦機関は定期的に水力圧裂に対する追加的な規制を考慮している。米国環境保護庁はすでに地下注水許可証を発行する指導意見を発表しており，これらの許可証はディーゼルの水力圧裂を規範化する。この指導は最終的に他の規制機関が水力圧裂の使用許可と他の制限措置をとることを奨励するかもしれない。2016年6月、米国環境保護局は陸上の非通常抽出施設から公有処理場への廃水汚染物質の排出を解決する規定を決定した。米国環境保護庁はまた、水力圧裂が飲用水資源に与える影響に関する研究報告を発表し、特定の場合、水力圧裂は飲用水資源に影響を与えると結論した。この研究の結果、追加的な規定が生じる可能性があり、これは、上記のような業務負担を招く可能性がある。BLMはまた、2022年11月30日に、連邦とインドのリース上の石油·天然ガス生産活動におけるランフラット、燃焼、漏れによる天然ガスの浪費を削減するための提案された規則を発表した。したがって、未来の規則に関する訴訟および任意の代替の未来の規則はいくつかの不確実性、すなわちBLMが排気と燃焼の規制が私たちの業務にどのように影響するかをもたらすだろう。
これらの進行中の連邦や州イニシアティブに加えて、私たちが事業を展開しているいくつかの州や地方政府は、水力圧裂や他の石油·天然ガス作業に対して独自の新たな要求を講じており、場合によっては石油·天然ガス開発を制限または完全に禁止する計画も提案されている。例えば，コロラド州参議院第19−181号法案は州法を改正し，市政や県よりも大きな地方に石油や天然ガス地点の立地や許可の支配権を与え，同州内のいくつかの市政当局はその管轄内で法規を実施している。私たちが経営しているどんな成功した禁止または禁止は、州レベルでも地方レベルでも、私たちの運営コストを増加させ、私たちの収益力に影響を与え、さらには私たちがある場所で掘削することを阻止する可能性があり、これは私たちの埋蔵量を開発する能力に悪影響を及ぼすかもしれない。また，産出水を地下油井に注入することが地震活動を引き起こす可能性が懸念されていることから，我々の州の規制機関は水力圧裂活動や地下注入流体廃棄物について地震安全に関する追加要求を行っている。例えば、ECMCが2020年11月に採択した規定は、地下に流体廃棄物を注入するために様々な要求を提出し、地震の安全と環境保護をさらに向上させる。テキサス州では、州法規は、地震活動地域の注入量および圧力データをより頻繁に報告することを要求し、注入が地震活動に貢献する可能性が高いか、または決定された場合、テキサス州鉄道委員会は、通知および聴聞機会の後に正当な理由で廃棄物を処分するために、注入許可証を修正、一時停止または終了することができる。同様に、ニューメキシコ州では、ニューメキシコ州石油保護局が、オペレータの自発的な行動および/またはニューメキシコ州保護司が、ニューメキシコ州各地の注水井に関する地震活動の増加について発表された命令によって実行される地震活動対応議定書を実施した。私たちの産出水を処理する能力を制限したり、経営コストを増加させる規定は、私たちの業務に実質的な悪影響を及ぼす可能性があります。
現在、最近の州と地方行動或いは水力圧裂に影響を与える追加連邦或いは州立法或いは法規の公布が私たちの業務に与える潜在的な影響を推定することはできない。将来の連邦、州、あるいは地方の法律または実施法規を通じて、私たちの運営に新しい環境義務を加えたり、他の方法で私たちの運営を制限したりすることで、原油と天然ガス井の完成をより困難かつコストを高くし、私たちのコンプライアンスと業務展開のコストを増加させ、特定の資源の開発を延期または阻止することができるかもしれない(特に水力圧裂を使用せずに商業価値を持たないシェール層)、あるいは私たちの製品の需要と消費を変える。私たちはそのような結果が実質的ではないという保証はなく、どのような結果も私たちのキャッシュフローと運営結果に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
我々は水力圧裂の使用を行っている1つの手段として水力圧裂を用い，低浸透率地層の石油と天然ガス生産量を最大限に向上させ，自然流動を制限した。落基山と二畳紀盆地地域では，圧裂刺激は数十年使用されてきた。
典型的な水力圧裂処理は水、支持剤とある化学添加剤からなる。我々は主要な水力圧裂サービス会社を利用して、関連政府機関の要求に基づいて圧裂に使用される添加剤化学品を追跡と報告し、FracFocus、地下水保護委員会と州間石油と天然ガス契約委員会が管理する国家水力圧裂化学品登録所を含む。私たちが使用している各サービス会社は毎年この業界のために大量の油井を生産している。
私たちは水力圧裂を含めて、任意の潜在的な環境影響を最小限に抑えるために、石油と天然ガス作業に関する計画と政策を定期的に検討している。私たちの業務は州と連邦規制機関(連邦土地管理局を含む)の密接な監督を受けて、彼らはよく私たちの圧裂作業を検査します。
他州法
私たちのコロラド州にある不動産はECMCと他の州機関の許可を受けています。過去数年間、ECMCは井戸の完全性、水力圧裂、油井制御、廃棄物管理、漏れ報告、油井間隔と鉱物権益の集約、及びECMC規則違反に対する潜在的制裁の増加を含む各種事項に関する新しい規則を承認した
2019年4月、コロラド州上院第19-181号法案(SB 181と略す)が発効し、コロラド州の石油·ガス探査·生産活動に対する同州の規制が大幅に変更された。
SB 181の中で最も重大な変化の1つは、自治体に施設立地や石油や天然ガス開発に関する地表影響のより大きな制御権を与えることである。適用される自治体が規制改革を実施するかどうかを決定するかどうかはオプションだが、改革を採用すると、それによる法規制が州政府の要求よりも厳しくなる可能性がある。また、自治体は石油や天然ガス作業を検査し、漏れや漏れに罰金を科すことができる。私たちが運営する都市と地域の規制はコスト増加を招く可能性があり、私たちの運営に関する許可や他の承認を得て、他の方法で私たちが石油と天然ガスの権益を持つ地域で新しい油井を運営し、掘削する能力に深刻な影響を与える可能性がある
ECMCは、SB 181を実施するために重要な追加法規を通過した。この立法は、ECMCが環境保護、施設立地、累積影響、パイプライン、不活動、一時廃棄または閉鎖に関する油井、財務保証、井戸の完全性、および申請費に関する規則を制定することを要求する。2022年11月、ECMCは不活動、一時放棄または閉鎖のパイプラインと油井のルール制定を完了し、2020年6月に井筒完全性ルール制定を完了した。2021年1月、施設立地、累積影響、開発承認、資産譲渡、汚染基準、公聴会と差異、地下水モニタリング、地下注水制御と回収井の強化、排気と燃焼制限、漏れ報告、整理責任と野生動物保護を含む範囲の広いテーマに関連する重大な規則制定の結果が発効した。また、2023年5月、知事ポリスはコロラド州上院法案23-285(SB 23-285)に署名し、ECMCに深層地熱作業、地下天然ガス貯蔵および炭素捕獲と貯蔵を規制する独占的な権力を付与した。これらや他の新しいルールの適用や実行状況によると、コロラド州業務の油井コストを大幅に増加させ、私たちの運営能力に影響を与え、掘削許可証取得に要する時間を延長する可能性があり、コロラド州の将来の発展計画に大きな不確実性をもたらすだろう。
ニューメキシコ州にあるホテルはニューメキシコ州環境部、エネルギー、鉱物、自然資源部OCD、その他の州機関の許可を受けています。2023年12月，ニューメキシコ州環境省は，地表水や地下水に排出されない限り，石油と天然ガス業界で発生する産出水の再利用を求める新たな法規を提案した。
危険物質と廃棄物処理
1980年の“包括的環境反応，補償·責任法”(“CERCLA”)は，スーパーファンド法や類似した州法とも呼ばれ，非や原始行為の合法性を考慮せずに，環境中への“危険物質”の排出に責任があると考えられるいくつかのカテゴリーの人に責任を負う。これらの人員には，漏洩が発生した現場の現と以前の所有者や経営者，および現場で発見された危険物質を輸送，処置または処置する実体が含まれている。CERCLAによると，これらの潜在的な責任者は，環境中に排出された有害物質の整理費用，自然資源への被害，何らかの健康研究の費用を含む厳しい連帯責任を負う必要がある可能性があり，環境中に排出されたといわれる危険物質による人身傷害や財産損失について近隣の土地所有者や他の第三者がクレームを出すことは珍しくない。私たちはただ私たちがオペレータとしての油井の運行を直接制御することしかできない。私たちは他人が運営する油井を直接統制していないにもかかわらず、場合によっては私たち以外の事業者が適用される環境法規を遵守できなかったことが私たちのせいになるかもしれない。私たちが運営中に発生する材料はCERCLA危険物質やCERCLA危険物質として規制される可能性がありますが、私たちが負う可能性のあるいかなる責任が私たちに実質的または負の影響を与えるかどうかはわかりません
“資源保護および回収法”(RCRA)および同様の州法規は、危険廃棄物の発生、輸送、処理、貯蔵、処分および整理を規範化し、危険および非危険または固体廃棄物を区別する。環境保護局の許可の下で，各州は一部または全部の条項を管理することができる
RCRAといくつかの州はすでに自分のより厳格な危険廃棄物要求を通過し、すべての州は固体廃棄物を規制した。原油と天然ガスの探査、開発と生産に関連する掘削液、産出水と大多数の他の廃棄物は現在RCRAの非危険廃棄物条項と州固体廃棄物法律の規制を受けている。しかし、時々立法が提案され、異なる環境保護組織も訴訟を提起し、成功すれば、いくつかの原油と天然ガス探査と生産廃棄物が“危険廃棄物”に再分類される可能性があり、これはこれらの廃棄物をより厳格で高価な処理、処分、整理要求を受けることになる。環境保護局によると、それは引き続き各州や他の組織と協力し、引き続き改善すべき分野を決定し、新たに発生した問題を解決し、人類の健康と環境を保護する方式で廃棄物の探査、開発、生産を管理し続けることを確保する。環境保護団体は連邦と州レベルでこの問題を推進し続けるかもしれない。
2020年にコロラド州公衆衛生·環境省(CDPHE)は，2020年11月に採択され，2022年7月に施行される天然放射性物質(TENORM)廃棄物の管理技術を強化する新しいルールを提案した。掘削，完井，生産過程では，TENORMを含む可能性のある廃流が大量に発生し，許可された処分施設に搬送されて処理される。CDPHEはすでに指導文書を作成し，影響を受けた施設事業者が既存材料の特徴を決定し，TENORM決定を行い，新しいルールを遵守することを支援するために利害関係者会議を開催している。テキサス州とニューメキシコ州の法規はまた、石油と天然ガスの探査と生産活動に関する基準の処分を管理している。最終的に特性化のための廃棄物物流と処理のために設定された規制レベルを選択することにより、廃棄物の特性化、貯蔵、処理のコストが著しく増加する可能性がある。
私たちは現在、保有またはレンタル、過去に所有またはレンタルした資産は長年使用されており、通常は伝統的な事業者によって使用され、原油と天然ガスを探査し、生産している。私たちは当時の業界の標準的な運営と処分方法を採用したが、探査と生産流体とガスは私たちが所有したりレンタルしたりした物件に処分または放出されたか、あるいはこれらの炭化水素と廃棄物を処理または処理の他の場所または下に持って行った可能性がある。また、その中のいくつかの不動産は第三者によって経営されており、これらの第三者による炭化水素と廃棄物の処理、処分或いは排出は私たちの制御を受けない。これらの財産と処分された廃棄物はCERCLA、RCRA、および同様の州法律によって制限される可能性がある。これらの法律によれば、以前に処理された廃棄物(以前の所有者または経営者が処分または放出された廃棄物を含む)、汚染された財産(以前の所有者または経営者によって汚染された地下水を含む)の除去または修復を要求され、自然資源損失または損害の損害賠償金を支払い、将来の私たちの運営が汚染されることを防止するための措置をとることができる。
しかも、他の法律はまた危険と有毒化学品の使用状況を報告することを要求する。例えば、天然ガスを受け入れて精製する石油·天然ガス採掘業界や天然ガス加工施設は、緊急計画およびコミュニティ知る権利法案下の有毒物質放出リスト(“TRI”)計画に基づいていくつかの“有毒化学品”の放出を報告しなければならない
パイプの安全と維持
パイプライン、集配システムと埠頭作業はますます厳格な安全法律法規の制約を受けている。製品油と原油の輸送と貯蔵は、危険な液体が環境中に放出される可能性のあるリスクに関連し、公衆や環境に損害を与える可能性がある。逆に、このようなイベントは、行動に応答する巨額の支出、重大な処罰、自然資源損害責任、および重大な業務中断を招く可能性がある。米国運輸省はすでに我々の管路·貯蔵施設の設計、施工、運営、維持、検査と管理に関する安全法規を通過した。これらの規定には，パイプの検査とテストおよび異常状況の是正を含むパイプ完全性管理計画の策定と実施の要求が含まれている.これらの規定はまた，管路運営と保守者が一定の資格条件を満たすことが要求され，管路事業者に全面的な漏洩対応計画を策定することが求められている。
最近はパイプ安全条例を強化·拡大し、違反に対する処罰を増加させるためのいくつかの措置が取られている。“パイプの安全、規制の確実性、雇用創出法案”が2012年初めに署名されて法律となった。また、パイプと危険材料安全管理局(“PHMSA”)は、連邦パイプライン安全法執行計画を強化するための新しい規則を発表した。2015年，PHMSAは集水線の規制強化を含め，様々な方法で規制範囲を拡大することを提案し，農村地域でも同様である。2016年，PHMSAはその法規を増加させ，原油サンプリングと報告を“要人”(PHMSAの定義に基づく)と要求し，その民事処罰構造を追加した。2021年11月、PHMSAは最終規則を発表し、報告要求をすべての陸上天然ガス収集事業者に拡大し、ある大直径と高操作圧力の陸上天然ガス収集パイプラインに最低安全要求を適用した。
コロラド州では，2021年3月17日，公共事業委員会は第11条の規則を採択し，パイプライン事業者と天然ガスパイプラインの安全を管理している。これらの規定は、すべての天然ガス公共事業会社、すべての天然ガスを輸送する、または天然ガスサービスを提供する市政または準市政会社、すべてのマスターシステム事業者、および天然ガス収集システム事業者を含む州内商業で天然ガスを輸送するすべての導管事業者に適用される(いくつかの規定は、関連する収集システムの位置および大きさに応じてカスタマイズされる)。これらの規則は提出されたすべての報告書を公開することを要求し、すべての提案された違反通知、行動通知、訴状、決定は公開的に提出されなければならない。規則はまた、事業者や公衆に透明性を提供するために、改正された民事罰金計算方法を提供する。
気候変動
米国環境保護局は、米国の特定の陸上·海上石油ガス生産源からの温室効果ガスを毎年監視·報告するように規則を採択しており、その中には我々のいくつかの業務が含まれている。我々は，環境保護局の温室効果ガス排出報告規則とコロラド州で最近採択された温室効果ガス排出リストと報告規則に基づいて我々の業務の温室効果ガス排出を監視している。
2022年8月、総裁·バイデンは“2022年インフレ降下法案”に署名し、法律にした。その他の事項を除いて，インフレ削減法案にはCAAを修正し，石油と天然ガスシステムのメタン排出と廃棄物励起削減計画を含めたメタン削減計画が含まれている。この計画は，環境保護局にある石油や天然ガス源に“廃棄物排出費”を徴収することを要求しており，これらの源は環境保護局の温室効果ガス報告計画に基づいて報告することが求められている。この計画を実施するために、“インフレ率低減法”は、2024年までに石油·天然ガスシステムの温室効果ガス報告条例(W部分)の改正を要求する。2023年7月，米国環境保護局は“インフレ低減法案”の要求に基づき，石油·天然ガス施設温室効果ガス報告計画の範囲を拡大することを提案した。他の点では，提案されたルールは，報告要求に制約された排出事象を拡大し，“他の大型排出事件”を含め，いくつかの新たな汚染源や業界への適用を要求する。この規則は現在2024年春に最終的に決定され、2025年1月1日に施行され、2024年の温室効果ガス報告の締め切り(2025年3月)よりも早くなる予定だ。2024年のメタン排出削減と廃棄物インセンティブ計画によると、年間メタン排出のハードルを超える費用は1トン900ドル、2025年には1200ドル、2026年には1500ドルに増加する。さらに、炭素税、政策、インセンティブによって、再生可能エネルギーまたは代替低炭素燃料の使用を奨励し、温室効果ガスリストを開発するための温室効果ガス排出を追跡および/または減少させるための州および地域の努力がなされており、一般に、これらの温室効果ガス排出の限度額および取引計画と交換するために、主要温室効果ガス排出源(例えば、発電所)の排出限度額の獲得および放棄が要求されている。
国際レベルでは，米国は国際社会とともにフランスのパリで開催された第21回国連気候変動枠組み条約締約国大会に参加し，各国の貢献を決定し，2020年から5年ごとの温室効果ガス削減目標を設定することで合意した。2021年には，パリ協定の締約国として，米国は米国の温室効果ガス排出に対する新たな“国家決定の貢献”を発表し，2030年には2005年より少なくとも50%の排出量削減を実現する。米国は国連気候変動枠組み条約に復帰26これは…。締約国会議(“COP 26”)は2021年11月にスコットランドのグラスゴーで開催され、EUとともに世界のメタン排出量を2030年までに2020年までにエネルギー部門の“すべての実行可能な削減”を含めて少なくとも30%削減することを目標としている。COP 26会議が正式にスタートして以来、すでに100以上の国がこの協定に署名し、世界のGDPの70%近くを占めている。第27回締約国大会(“COP 27”)で、バイデン総裁はEUや他のいくつかのパートナー国とともに、メタン排出監視·報告基準を制定し、低メタン強度天然ガス市場の創出を支援することに同意した。最近，第28回締約国大会で，総裁·バイデン氏は環境保護局が既存の石油や天然ガス由来メタン排出削減の最終基準を発表した。また、第28回締約国会議では、加盟国は2030年までに世界的に再生可能エネルギー能力を2倍に増加させ、エネルギー効率を2倍に向上させる行動をとることで合意した。この合意の目標の1つは努力を加速し、増加している石炭発電を徐々に淘汰し、非効率な化石燃料補助金を徐々に廃止し、他の措置を講じて、エネルギーシステムの化石燃料からの脱却を推進することである。各州や地方政府もパリ協定の推進目標を公言している。
国会は2021年11月に1兆ドルの立法インフラ一括計画を採択し、気候変動に対応し、極端な天気事件への準備を強化し、クリーンエネルギーと交通投資を強化するための一連の気候に重点を置いた支出イニシアティブを含む。“2022年インフレ削減法案”はまた、低炭素エネルギー生産方式、炭素捕獲、その他の気候変動に対応するためのプロジェクトの研究開発に大量の資金と激励措置を提供した。
また、2022年3月21日、米国証券取引委員会は、投資家の気候に関する強制的開示の強化と規範化に関する提案規則を発表した。提案された規則は、登録者がその登録声明および定期報告書に気候に関するいくつかの開示を含むことを要求するが、これらに限定されない
登録者の気候関連リスクおよび関連リスク管理手続きの管理；登録者の業務、経営結果または財務状況に実質的な影響を及ぼす可能性のある気候関連リスクおよび登録者の業務戦略、モデルおよび見通しの実際および可能な気候関連影響、気候に関連する目標、目標および移行計画(ある場合)、その監査された財務諸表に付記されているいくつかの気候関連財務諸表指標、範囲1および範囲2温室効果ガス排出；及び範囲3温室効果ガス排出及び強度が、実質的である場合、又は登録者が3温室効果ガス排出を含む温室効果ガス削減目標、目的又は計画を設定した場合。提案規則の最終発効日およびこれらの要求の最終形式と実質はまだ不明であり、最終範囲と私たちの業務への影響も不確定であるが、最終的に提案規則を遵守することを決定すれば、法律、会計、財務コンプライアンスコストの増加を招き、いくつかの活動をより困難にし、時間と費用を増加させ、私たちの人員、システム、および資源に圧力を与える可能性がある。
2019年5月30日、コロラド州では温室効果ガスリスト立法と気候行動立法も採択された。衆議院法案19−1261は温室効果ガス汚染の削減に関連し，全州での温室効果ガス汚染削減目標を確立した。参議院法案19−096は，同州がHB 19−1261で確立した温室効果ガス削減目標を経済的に効率的に実現するための温室効果ガス排出データの収集を促進することに関連している。これらの法規を施行する温室効果ガスリストに要求される法規は2020年7月15日に施行される。また，2020年9月30日にコロラド州エネルギーオフィスとコロラド州公衆衛生·環境部が2021年1月の温室効果ガス汚染削減路線図を決定した。温室効果ガス路線図“は、HB 21-1266によって改訂された同州がHB 19-1261で確立した気候行動目標を達成するための道を制定した。AQCCは2023年10月、コロラド州工業部門(石油·天然ガス業界のエネルギー使用を含む)のうち最も排出の高いメーカー18社に2030年までに温室効果ガスレベルを2015年レベルと共同で20%削減することを要求する温室効果ガス排出·製造エネルギー管理第二段階規則を採択した。最終規則は2024年に施行される予定だ。
ニューメキシコ州では、州立法機関が石油と天然ガス事業者への罰金と費用を増加させ、ニューメキシコ州の98%のメタン捕集規則を法典に編纂する法案を検討しており、ニューメキシコ州エネルギー、鉱物、自然資源部は2021年にこの規則を公布した。メタン捕集規則によると，石油と天然ガス事業者は2026年12月31日までに98%の生産天然ガスを捕獲し，慣行排ガスや燃焼を禁止しなければならない。
水の排出
連邦水汚染制御法または清浄水法(“CWA”)および同様の州法は、炭化水素および産出水のオーバーフローおよび漏れを含む米国のいくつかの地表水への汚染物質の排出に制限と制御を加えている。これらの法律や法規によると、廃水や豪雨水排出の承認や許可の取得と維持が要求される可能性があり、“SPCC計画”とも呼ばれる大量の原油の現場貯蔵に関する漏洩予防、制御、対策計画の策定と実施が求められている。物件の買収に伴い、新たなSPCC計画や更新が必要かどうかを決定し、必要に応じてそれなどの計画を策定したり更新したりして、実物や運営制御を実施し、そのコストはそれほど高くないと予想される。2015年6月、米国環境保護局と米陸軍工程兵団(“陸軍工事兵団”)は新たな規制定義を採択し、“米国水域”を管轄した。(“WOTUS”)は，2020年4月に“就航水域保全規則”に置き換えられるまで発効しなかった。WOTUSの定義はさらに，米国最高裁が2023年5月にSackettがEPAを訴えた事件での裁決の影響を受けており，この裁決では，CWAの管轄権は連続した表面接続により従来の航行可能水体とは区別できない隣接湿地にのみ拡張されていると考え，早期判例に含まれる“重大な連絡”検証を却下した。EPAと兵団は2023年9月に最終までの規則を発表し、2023年1月の規則を修正し、サケットの決定と一致するようにWOTUSを再定義した。最後の規則は連邦管轄権を確定する時に考慮した“重大な関係”テストを排除し、CWAが相対的に永久的な水体とこれらの水体と持続的な表面接続がある湿地までしか伸びていないことを明らかにした。
2020年5月、モンタナ州の連邦裁判所は、2017年の許可証更新時に米国魚類や野生動植物管理局と適切な協議を行っていないことを理由に、全国的な許可証12を使用して新たな石油·天然ガス関連パイプラインの建設を禁止したが、米国最高裁は2020年7月にモンタナ州裁判所の禁止範囲を大幅に縮小し、疑問視されているXLパイプラインのみをカバーした
2021年1月、兵団は、エネルギー産業の負担を軽減し、モンタナ州訴訟で告発された欠陥を解決するために、第12号を含むすべての既存の52個の核動力源を改正·再発行する提案を発表した。新しい純額作業計画は2021年3月に施行される。
その他の事項を除いて，12号原子力発電所は3つの独立した部分に分かれており，新しい12号原子力発電所は石油と天然ガスパイプラインの建設と整備に限られており，他の公共事業に関する構築物は2つの新しい原子力発電所でカバーされている。新たな2021年版NWP 12はモンタナ州地区で再び同じ原告に挑戦され，理由は同じで事件は審理中である。2022年3月28日、同兵団はNWP 12の正式な審査を行い、パブリックコメントを求める通知を発表した。評議期間は2022年5月27日に終了し、審査はまだ待っている。NWP 12のさらなる変化は、我々のトラフィックに影響を与える可能性があります。
絶滅危惧種法と渡り鳥条約法
連邦絶滅危惧種法は，絶滅危惧種や脅威種やその生息地に影響を及ぼす可能性のある活動を制限している。2019年8月、米国魚類·野生動物管理局(FWS)と国家海洋漁業管理局(NMFS)は3つの規則を発表し、種リストの改訂とキー生息地の指定手続きを含む欧州局条例の施行を改正した。2022年6月と7月，FWSとNMFSは最終ルールを発表し，トランプ時代の“生息地”定義とキー生息地排除に関する規定を廃止した。渡り鳥条約法(MBTA)によると、渡り鳥に対しても同様の保護が提供されており、この法案は、他にも、無許可狩猟、捕獲、殺し、所有、販売、または購入は違法であると規定している。この禁止令は、米国の多くの鳥類をカバーしている。2021年1月、内務省はMBTAの適用を制限する規則を最終的に決定したが、内務省は2021年10月にこの規則を撤回し、特定の規定の条件の下で捕獲が付属することを許可する内務省の規則制定計画に対する意見を求めるための提案規則制定の事前通知を発表した。2023年6月、米国魚類·野生動物管理局は3つの提案規則を発表し、重要な生息地の指定と拡大を管理し、欧州局によって脅威種とされている保護選択を拡大した。これらのルールの評議期間は2023年8月に終了し，最終ルールは2024年4月に終了する予定である.私たちの施設のいくつかは絶滅危惧種や脅威種の生息地に指定されている地域に位置するかもしれない。以前に確認されていなかった絶滅危惧種または脅威種を指定することは、影響を受けた地域で追加費用を招くか、経営制限または禁止の制約を受ける可能性がある。一般的な生物多様性のような保護された種以外の自然に関する問題にも関心が高まっており、これは、私たちまたは私たちの顧客がコストを発生させたり、私たちの業務や運営に悪影響を及ぼす可能性のある他の措置をとる必要があるかもしれない。
従業員の健康と安全
私たちは、労働者の健康と安全を保護することを目的とした連邦“職業安全と健康法”(OSHA)と同様の州法規を含む複数の連邦と州法律と法規に支配されている。また，OSHAの危険通信基準，連邦スーパーファンド改正案，再認可法案第3章のEPAコミュニティ知る権利条例，および同様の州法規は，我々の運営に使用または生産されている危険材料に関する情報を保持し，これらの情報を従業員，州，地方政府当局および市民に提供することを要求している
“国家環境政策法”
連邦土地上の原油と自然探査と生産活動は“国家環境政策法”(“NEPA”)に制約されている。“国家環境政策法”は内政部と農業部を含む連邦機関に要求し、人類環境に重大な影響を与える可能性のある重大な連邦行動を評価する。このような評価過程で、機関は提案プロジェクトの潜在的な直接的、間接、累積影響を評価するだろう。影響が重大と考えられた場合、その機関は大衆の検討と論評のための詳細な環境影響宣言書を準備するだろう。我々の現在の連邦土地でのすべての探査と生産活動、および提案された探査と開発計画は、“国家環境政策法”の要求に符合する政府許可が必要である。私たちのほとんどの探査と生産活動は連邦土地にありません。この環境審査過程は連邦土地における原油や天然ガスプロジェクトの開発コストを延期または制限または増加させる可能性がある。国家環境政策法による認可も抗議，控訴，訴訟の影響を受ける可能性があり，プロジェクトを延期または停止する可能性がある。2020年7月、環境品質委員会は“国家環境政策法”の実施細則を改正し、“国家環境政策法”の過程をより効率的、有効かつタイムリーにした。この規則は，連邦機関が規則発効日から1年以内(2021年6月に2年に延長)内に新しい規則と一致する手続きを作成することを求めている。これらの法規はいくつかの連邦地域裁判所で訴訟を行っており、2021年10月、CEQは2段階に分けて2020年に採択された“国家環境政策法”の規制変化を改正する提案規則制定通知を発表した。環境品質委員会が提案したルール策定プログラムの第1段階は2022年4月に最終決定され，2020年までに有効な条項がほぼ回復した。2023年7月、CEQは第2段階ルール作成の提案ルールを発表した。提案された第2段階規則は、2020年前バージョンの“国家環境政策法”のいくつかの緩和表現を回復し、“国家環境政策法”プロセスが“効率的かつ有効な環境審査”を提供し、環境、環境正義、気候変動目標を満たすことを確保するためにさらに改正することを提案した。最終規則は2024年4月に導入される予定だ。CEQ提案の変化は、連邦土地、連邦資金、または連邦許可または承認機関の行動に関連するプロジェクトの国家環境保護局の審査スケジュールを増加させる可能性がある。
“石油汚染法”
1990年の石油汚染法(OPA)は、米国水域に石油を排出する施設の所有者と運営者の厳格な責任を規定している。OPAとその関連法規は、責任者に対して石油流出防止に関する様々な要求を提出し、このような漏洩による損害に責任を負う。OPAが規定する“責任者”には、いくつかの陸上施設の所有者や運営者が含まれており、これらの施設の漏洩は米国水域に影響を与える可能性がある。OPAは石油整理費用および様々な公共および個人的損害の責任を各責任者に分配する。責任限度額は場合によっては適用されるが、漏洩が深刻な不注意または故意の不正行為によるもの、または連邦安全、建築または運営法規の違反によるものである場合、当事者は責任限度額を利用することができない。当事者が報告漏れや整理作業で十分に協力していない場合は、責任制限も適用されない。OPAに課せられた責任に対して、防御策はほとんどない。OPAは責任者に対して持続的な要求を提出し、油漏れ応急計画の準備と財務責任の証明を含み、油漏れによる発生する可能性のある環境整理と修復費用を支払う。
利用可能な情報
私たちは米国証券取引委員会に年度、四半期、現在の報告書、依頼書、その他の情報を提出することを要求された。我々が米国証券取引委員会に提出した文書は、商業文書検索サービスを介して公衆に公開することができ、米国証券取引委員会のサイトで閲覧することもできる。
私たちはまた、アメリカ証券取引委員会に書類を電子的に提出した後、合理的で実行可能な範囲で、私たちがアメリカ証券取引委員会に提出したすべての書類をできるだけ早く私たちのサイトで無料で提供します。我々のサイトに含まれる情報は，本10-K表年次報告に引用的に組み込まれることはない.
私たちはまた、私たちの監査委員会定款、報酬委員会定款、指名と会社管理委員会定款、ESG委員会定款、会社管理基準、商業行為と道徳基準、インサイダー取引政策、および関連するすべての会社連絡情報を私たちのウェブサイトで発表しました。
第1 A項リスク要因です
私たちの業務は高い危険と関連がある。以下のいずれかのリスク、または本年度報告書10-K表に記載されている他の任意のリスクが実際に発生した場合、私たちの業務、財務状況、または運営結果は影響を受ける可能性がある。以下に説明する危険は私たちが直面している唯一の危険ではない。私たちが今知らないことや私たちが現在重要ではないと思う他の危険もまた私たちに悪影響を及ぼすかもしれない。
私たちが直面しているリスク要因の概要:
•原油、天然ガス、天然ガス価格の下落は、私たちの業務、財務状況または経営結果、ならびに資本支出義務または目標および財務約束を履行する能力に悪影響を及ぼすだろう。
•私たちの生産量は完全にヘッジされていないので、私たちは過去よりもっと低い生産量の割合を比較するかもしれない。したがって、私たちは原油、天然ガス、天然ガス価格の変動の影響を受け、これらの価格の持続的かつ長期的な下落の影響を受けるだろう。
•私たちのデリバティブ活動は財政的損失を招いたり、私たちの収入を減少させる可能性がある。
•私たちの債務をカバーする協定には制限的な契約があり、私たちの運営に資金を提供し、資本需要に資金を提供し、変化する状況に対応し、私たちの最適な利益に適合する可能性のある他の商業活動に従事する能力を制限する可能性がある。
•信用手配下の借金は私たちの借金基数の制限を受けており、借入金基数は定期的に再決定される可能性がある。
•私たちの開発と生産プロジェクトは大量の資本支出を必要とする。私たちは満足できる条項で必要な資本や融資を得ることができないかもしれません。これは私たちの賃貸契約の満期や私たちの原油と天然ガスの埋蔵量や予想販売量を低下させる可能性があります。
•原油や天然ガスの掘削と生産は多くの不確実性を持つ高リスク活動であり、私たちの業務、財務状況、あるいは運営結果に悪影響を及ぼす可能性がある。
•我々が推定した明らかな埋蔵量と予想油井開発地点の最終数は，不正確であることが証明される可能性のある多くの仮定に基づいている。これらの備蓄推定または基本仮定におけるいかなる重大な誤りも、備蓄の数量や現在値に大きな影響を与える。
•私たちは水平掘削と完井を通じて私たちの物件をさらに開発するつもりで、垂直掘削作業よりも水平掘削と完全掘削作業の方が操作上挑戦的で、コストも高いかもしれません
•私たちの最近のいくつかの買収はDJ盆地以外での拡張を代表しており、私たちは異なる地理的地域で運営する新しい障害に直面するかもしれない。
•私たちは魅力的な買収ができないかもしれないし、それができないのは私たちの業務を混乱させる可能性がある。
•私たちは予想されたM&A収益を達成できないかもしれない。
•我々が事業を展開している州，特にコロラド州では，石油や天然ガス探査·開発活動に対する長期的な傾向が高まっており，ますます大きなリスクに直面している。
•我々が明らかにした未開発埋蔵量の開発にはより長い時間がかかる可能性があり、現在予想されているより高いレベルの資本支出が必要かもしれない。したがって、私たちの未開発埋蔵量は最終的に開発されたり生産されないかもしれない。
•私たちは掘削された掘削場所が商業的に可能な原油や天然ガスを生産できないかもしれないと決定した。
•私たちのいくつかの未開発のレンタル面積は、この面積を含む単位で生産を確立しない限り、今後数年で期限が切れるだろう。
•私たちが私たちの原油と天然ガス備蓄を交換しない限り、私たちの埋蔵量と生産量は減少し、これは私たちの業務、財務状況、そして運営結果に悪影響を及ぼすかもしれない。
•私たちの原油と天然ガス事業のため、私たちは重大な損失を招き、重大な責任クレームの影響を受ける可能性がある。また、私たちはこれらのリスクに保険をかけていないかもしれません。あるいは私たちの保険は、私たちの水力圧裂作業に関連するリスクを含めて、これらのリスクから私たちを保護するのに十分ではないかもしれません。
•私たちは健康、安全、そして環境法律法規によって制限されており、これは私たちを大きなコストと責任に直面させるかもしれない。
•持続的に発展する立法或いは監督管理措置は、水力圧裂に関連する立法或いは監督管理措置を含み、コスト増加と追加の運営制限或いは遅延を招く可能性がある。
•温室効果ガス排出を規制する気候変動法律や規制は、運営コストの増加を招く可能性があり、私たちが生産する原油や天然ガスの需要が減少し、気候変動の実際の影響が私たちの生産を混乱させ、これらの影響に備えたり対応したりする上で大きなコストを支払う可能性があります。
•気候変動に関連する移行リスクは、投資家の石油や天然ガス業界に対するマイナス感情の転換を含み、私たちに実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
•私たちは取引相手、油井に参加する第三者、そして私たちの顧客の信用リスクに直面しています。
•私たちは重大な責任を招く可能性のある法的事件に巻き込まれるかもしれない。
•私たちは連邦、州、地方税を支払う必要があり、新しい税金を支払う必要があるかもしれませんし、将来の立法のため、現在石油と天然ガス探査と開発に関連するいくつかの連邦所得税減免と州所得税減免は廃止または減少される可能性があります。
•実際の税率の意外な変化や私たちの収入や他の納税申告書の審査による不利な結果は、私たちの財務状況や経営業績に悪影響を及ぼす可能性があります。
•過去のいくつかの取引により、我々の米国史上の純営業損失繰越(“NOL”)とこのような取引で得られたNOLの使用が制限されている。
•持続的または悪化したインフレ圧力および通貨政策の関連変化は私たちの商品、サービス、人員コストを上昇させる可能性があり、これは逆に私たちの資本支出と運営コストの上昇を招く可能性がある。
•私たちの普通株は最近市場価格と取引量の変動を経験しており、将来そうし続けるかもしれない。
•わが社の登録証明書や定款、およびデラウェア州の法律には、買収入札や合併提案を阻止することができる条項が含まれており、そのような買収や合併が我々の株主の最良の利益に合致する可能性がある。
•CPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.はカナダ会社(“Crestone Peak株主”)であり、私たちの普通株の重要な保有者であり、いくつかの能力が私たちの管理と事務に影響を与える可能性がある。
•私たちの会社登録証明書は、デラウェア州衡平裁判所が私たちの株主のために開始する可能性のあるいくつかのタイプの訴訟および訴訟の唯一および独占フォーラムを指定し、これは、私たちまたは私たちの役員、上級管理者、または他の従業員との紛争において有利な司法フォーラムを得ることができる私たちの株主の能力を制限するかもしれない。
私たちの業務に関わるリスク
原油、天然ガス、天然ガス価格の下落は、私たちの業務、財務状況または経営結果、ならびに資本支出義務または目標および財務約束を履行する能力に悪影響を及ぼすだろう。
私たちが受け取った原油、天然ガス、天然ガス価格は、私たちの収入、収益力、キャッシュフロー、流動性、資本を得る方法、私たちの埋蔵量の現在値と品質、そして私たちの業務の性質と規模に大きな影響を与える。原油や天然ガスは大口商品であるため，需給関係が相対的に小さい変化により価格が大きく変動する。近年、原油と天然ガス市場は不安定になってきた。未来に、このような市場は変動し続けるかもしれない。しかも、原油価格と天然ガス価格は必ずしも相互に直接変動するとは限らない。2023年12月31日までに明らかになった埋蔵量の約68%が原油とNGLであるため，我々の財務業績は原油とNGL価格の変動に敏感である。
原油価格が低迷している間、原油収入の大幅な低下と未確認の不動産資産減価費用の記録を経験してきた。原油、天然ガス、天然ガス市場価格のいかなる長期的な低迷も将来の資本支出の減少を招く可能性があり、必然的に私たちの業務、財務状況、流動性、義務、目標、または財務約束を履行する能力に悪影響を及ぼす。2023年12月31日までの年間で，NYMEX WTI原油の1日当たりスポット価格は1バレル93.67ドルの高値から1バレル66.61ドルの安値まで様々であり，NYMEX HH天然ガススポット価格は1バレル3.78ドルの高値から1バレル1.74ドルの安値まで様々であった。2024年2月23日現在、NYMEX WTI原油スポットの1日価格とNYMEX HH天然ガススポット価格はそれぞれ1バレル76.49ドルと1.60ドルである。
私たちが受け取った製品の価格と私たちの製品のレベルは、私たちがコントロールできない多くの要素にかかっています。これらの要素にはこれらに限定されない
•世界の原油と天然ガスの需給に影響を及ぼす世界、地域、地方の経済状況
•石油輸出国機構加盟国や他の原油生産国の行動
•原油や天然ガスの輸入価格や数量
•他の原油や天然ガス生産国の政治的状況や、現在の中東紛争(現在のエバ紛争に関連している事件を含む)やロシアとウクライナに関連する情勢、南アメリカの状況など、これらの国の政治状況に影響を与える
•国内外の原油、天然ガス探査生産レベル
•国内と世界の原油と天然ガスの在庫レベル
•需給のファンダメンタルズと輸送利用可能性を現地化すること
•気候変動の実際の影響を含む気象条件と自然災害
•気候変動に対応する法規を含む地方、国内、外国政府法規
•原油の将来価格への投機と原油と天然ガス先物契約の投機取引
•競争相手が供給する原油と天然ガスの価格と供給状況
•エネルギー消費に影響を与える技術的進歩
•地下貯留層の特徴の変異性、特に開発歴史が未熟な地域、さらには同一盆地や油田内に非常に近い地域である
•配管能力とインフラの利用可能性；
•代替燃料の価格と獲得可能性
私たちのほとんどの製品は市場ベースの価格で契約に基づいてバイヤーに販売されています。大口商品価格の下落は私たちの業務に以下の影響を与える可能性があります
•私たちの収入、利益率、営業収入、キャッシュフローは減少した
•経済的に生産される原油、天然ガス、天然ガスの数を減らし、流動性を減らし、満期債務を返済する能力を減らすことができる
•私たちのポートフォリオのいくつかの物件は経済的に不可能になりました
•本港の一部の基本工事プロジェクトは遅延または延期された
•将来の資本計画の大幅な削減は、私たちの開発備蓄能力の低下を招いた
•私たちの財務状況、流動性、および/または計画された資本支出および運営に資金を提供する能力に関する制限；
•私たちの信用手配の下での借入基数や私たちの資本源(例えば株式や債務)の制限を減らす
•私たちの株価は下落しました
•原油に対する業界の需要は減少しました
•原油の利用可能量は減少しました
•天然ガスに対するパイプラインと加工業の需要と生産能力を減少させる
•現在の不利な市場状況のため、当社のサプライヤー、サプライヤー、および顧客が運営を継続する能力が低下している
•資産減価費用は，我々の原油と天然ガス資産の評価日における帳簿価値の減少によるものである。
原油の需給不均衡 石油と天然ガスは輸送と貯蔵制限、私たちの計画生産量の減少、そして私たちの油井関連閉鎖を招く可能性があり、これは私たちの業務、財務状況、運営結果に悪影響を及ぼす可能性がある。
輸送や貯蔵の制限により、将来の原油と天然ガスのいかなる過剰供給も、私たちの製品を売る能力に影響を与え、私たちが私たちの天然ガスを閉鎖または減産または燃焼させる可能性がある。私たちが運転を再開することができれば、このような長時間油井を閉鎖することは油井生産性の低下を招く可能性があり、掘削を停止し、私たちのエーカー土地の開発を停止することは、私たちの賃貸契約の全部または一部の期限を招く可能性がある。このようなリスクの発生は、将来的に私たちの業務、財務状況、および経営結果に悪影響を及ぼす可能性がある。
私たちの生産量は完全にヘッジされていないので、私たちは過去よりもっと低い生産量の割合を比較するかもしれない。したがって、私たちは原油価格の変動の影響を受けている 石油、天然ガス、そして天然ガス価格はこのような価格の持続的で長期的な下落の影響を受けるだろう。
原油、天然ガス、天然ガス価格の変動が大きい。これらの価格の不利な変動における会社のリスクを減らすために、一部の原油や天然ガス生産量をヘッジすることは、業界内でよく見られる。わが社内では、借り手として、モルガン大通銀行を行政代理とし、金融機関からなる財団を貸手とし(“信用ツール”)として、準備金に基づく信用手配における当社の生産可能性に対する規制の制限を規定しています。我々が明らかにした開発物件の予想生産量の85%から100%と，すべて明らかになった物件の予想生産量の65%から85%は，ヘッジの持続時間に依存している。信用手配の制限および/または管理層が予想生産量の100%を下回ることを決定したため、私たちの将来のいくつかの製品は市場価格で販売され、原油と天然ガス価格の変動のリスクに直面する。2023年12月31日現在，2024年の1日約4.5万バレルの原油をヘッジしているが，2025年の原油生産量のヘッジははるかに限られている。したがって，我々の収入やキャッシュフローは変動的増加の影響を受け，価格の大幅な低下の影響を受ける可能性があり，我々の運営業績に大きな負の影響を与えるであろう.参照してください“第2部−項目8.財務諸表と補足データ−付記9−派生ツール“本年度報告書の10-K表は、私たちのヘッジ活動をまとめます。
私たちのデリバティブ活動は財政的損失を招いたり、私たちの収入を減少させる可能性がある。
より予測可能なキャッシュフローを実現し、原油および天然ガス価格に不利な変動のリスクを減少させるために、私たちは、スワップ、カラー、および他のツールを含む、将来的に私たちの原油、天然ガス、および天然ガス生産の一部について追加のデリバティブ配置を達成する可能性がある。吾らは過去にいかなる派生ツールも会計上のヘッジツールとして指定しておらず、すべての派生ツールを公正な価値で貸借対照表に計上していた。私たちの派生ツールの公正な価値変動は収益で確認された。したがって、私たちの収益は派生ツールの公正な価値の変化によって大きく変動する可能性がある。
派生ツールの配置はまた、以下の場合を含めて、いくつかの場合に財務損失のリスクに直面させる
•生産量は派生ツールのカバー数よりも低い
•派生ツールの取引相手は、その契約義務を履行しない；または
•デリバティブの入札価格と受信した実価格との差額が増加する.
また、これらの種類のデリバティブ配置は、原油や天然ガス価格の上昇から得られるメリットを制限し、現金保証金要求に直面させる可能性がある。
私たちの債務をカバーする協定には制限的な契約があり、私たちの運営に資金を提供し、資本需要に資金を提供し、変化する状況に対応し、私たちの最適な利益に適合する可能性のある他の商業活動に従事する能力を制限する可能性がある。
私たちの債務を管理するプロトコルは、私たちの優先手形の信用スケジュールと契約を管理し、制限的な契約を含み、私たちが長期的に最適な利益に適合する可能性のある活動に従事する能力を制限します。著者らは信用によって借金を手配する能力は最低流動比率及び最高レバレッジ比率を含むいくつかの財務比率を維持することを含むいくつかの財務契約を遵守しなければならない。さらに、私たちの債務協定には、私たちの以下の能力を制限する条約も含まれている
•追加債務を招いたり保証したりする
•優先株を発行する
•資産を売却または譲渡すること
•配当金の支払い、償還、または株の買い戻し
•二次債務を買い戻したり償還したり
•いくつかの買収と投資を行います
•留置権を設定または発生させる
•関連会社と取引します
•制限された子会社の私たちへの分配または他の支払いを制限する協定を締結する
•私たちのすべてまたはほとんどの資産を合併、合併、または譲渡します
•他の経営活動に従事しています。
もし私たちがこのような条約を守らなければ、約束違反を招くかもしれないし、違約を治癒したり免除しなければ、私たちのすべての借金の加速を招くかもしれない。もし私たちのすべてまたは大部分の未返済債務が加速的に増加すれば、私たちは債務を返済するのに十分な運営資本がないかもしれない。本年度報告表格10-Kの日付まで、私たちはすべての金融と非金融条約を遵守した。
私たちの債務文書に記載されている制限契約が私たちに与えられた制限のため、私たちは出現したビジネス機会を利用できないかもしれない。また、私たちが信用手配下の財務比率と財務状況テストを遵守する能力は、私たちがコントロールできない事件の影響を受ける可能性があるため、これらの比率と財務状況テストを満たすことができない可能性がある。これらの財務比率制限および財務状況テストは、私たちが将来の融資を得ること、必要な資本支出を行うこと、大口商品価格に耐えること、私たちの業務または全体経済の持続的な低迷、または他の方法で必要な会社活動を展開する能力を制限する可能性がある。
信用手配下の借金は私たちの借金基数の制限を受けており、借入金基数は定期的に再決定される可能性がある。
信用手配項目の下の借金基数は少なくとも半年ごとに再決定し、私たちまたは総承諾額が50%を超える貸金人の要求の下で、予定の査定の間に毎年最大2回追加的に決定する。再決定は大口商品価格と備蓄レベルを含む一連の要素に基づいている。また、主観的な要素のため、私たちの貸手は私たちの借入基数を減少させるためのかなりの柔軟性を持っている
2023年8月2日、著者らは最近いくつかの買収の完成のため、信用手配を修正し、借金基数を30億ドルに増加し、最高信用承諾総額は40億ドル、当選承諾総額は18.5億ドルであった。次に予定する借入金基数再決定日は2024年5月に予定されている
再確定後、私たちは一部の銀行債務の返済を要求される可能性があり、もし私たちの当時の未返済借金が再確定された借金基数を超えた場合。私たちはこれらのお金を返済するのに十分な資金がないかもしれません。これは融資条項に基づいて違約を招き、融資を加速させ、新しい融資の更新、手配、または重大な資産の売却を要求することができます。これらはすべて私たちの業務と財務業績に実質的な悪影響を及ぼす可能性があります。
私たちの開発と生産プロジェクトは大量の資本支出を必要とする。私たちは満足できる条件で必要な資本や融資を得ることができないかもしれません。これは私たちの賃貸契約の満期や原油価格の下落を招く可能性があります 石油と天然ガスの埋蔵量や予想販売量。
私たちの開発と生産活動は資本集約型です。私たちは原油と天然ガス備蓄の開発、採掘、生産、買収業務を行い、引き続き大量の資本支出を投入する予定だ。現在、私たちは主に経営活動によって提供されるキャッシュフローと信用手配下の借金を通じて未来の資本支出に資金を提供するつもりだ。大口商品価格の下落、私たちの融資需要に加えて、追加の株式証券や債務証券や戦略的売却資産を発行することで、私たちの資本を大幅に変更または増加させる必要があるかもしれません。追加の債務を発行するには、私たちの債務の元本と利息を支払うために、私たちの経営活動が提供するキャッシュフローの一部を必要とするかもしれません。それにより、キャッシュフローを使用して運営資本、資本支出、買収に資金を提供する能力を低下させることができます。また、ある債務証券を発行する際(借入金基数再予約日を除く)には、クレジット手配の下で貸主の免除を受けない限り、クレジット手配下での借入基数が減少する。増発株証券は私たちの普通株の価値に希釈効果をもたらすかもしれない。
我々の経営活動が提供するキャッシュフローと資本獲得の機会は、多くの変数の影響を受けている
•私たちの解明された埋蔵量は
•新しい油井や既存の油井から生産される原油や天然ガスの量
•原油や天然ガスの販売価格は
•原油や天然ガスを開発し生産するコストは
•新しい埋蔵量を獲得し位置を特定し生産する能力は
•私たちの銀行の貸し付け能力と意欲は
•私たちが株式と債務資本市場に入る能力。
信用手配下の借金基数が減少した場合、あるいは私たちの収入が原油や天然ガス価格の下落、経営困難、埋蔵量の低下、あるいは任意の他の原因によって減少した場合、私たちが業務を維持するために必要な資本を獲得する能力は限られている可能性がある。追加的な資本が必要な場合、私たちは優遇された条件で債務や株式融資を得ることができない、あるいは全く得られないかもしれない。もし運営によって発生した現金や信用手配下の利用可能な現金が私たちの資本要求を満たすのに十分でなければ、追加融資を獲得できなかった場合、掘削場所の開発に関連する業務を減少させ、さらに私たちの未開発賃貸契約の満了、私たちの原油と天然ガス埋蔵量の低下を招き、私たちの業務、財務状況、運営結果に悪影響を及ぼす可能性がある。
原油を掘削·生産する 石油と天然ガスは高リスク活動であり、多くの不確実性を有し、私たちの業務、財務状況、あるいは運営結果に悪影響を及ぼす可能性がある。
私たちの未来の財務状況と経営成果は私たちの採掘、探査、開発、生産活動の成功にかかっているだろう。私たちの原油と天然ガス探査と生産活動は、掘削が商業的に実行可能な原油や天然ガス生産を産生できないリスクを含む、私たちがコントロールできない多くのリスクに直面している。私たちが購入、レンタル、探査、開発、あるいは他の方法で掘削場所または物件を採掘する決定は、地球物理と地質分析、生産データおよび工学研究によって得られたデータの評価にある程度依存し、これらのデータの結果はしばしば不確定であるか、あるいは異なる解釈の影響を受ける。これらの過程に係る不確実性に関する議論は，参照されたい我々が推定した明らかな埋蔵量と我々が予想している油井開発地点の最終数は，不正確であることが証明される可能性のある多くの仮定に基づいている。これらの備蓄推定または基本的な仮定に重大な誤りがあれば、備蓄の数量や現在値に大きな影響を与える“下だ。掘削が始まる前に、私たちが井戸を掘削し、完全に掘削し、油井を操作するコストは往々にして不確定だ。予算支出超過は一般的なリスクであり、特定のプロジェクトを不経済にする可能性がある。さらに、以下の要素を含むが、これらに限定されないが、人身傷害または生命損失、処罰、財産および設備の損傷または破壊、および私たちが予定している掘削、掘削完了、およびインフラプロジェクトの削減、遅延またはキャンセルを含む重大な損失をもたらす可能性がある
•設備と合格者の不足または遅延；
•施設や設備の故障
•突発的な業務事件
•予期せぬ環境的責任
•地質構造の圧力や不規則性
•極端に寒い温度、吹雪、氷嵐、竜巻、洪水、火災のような悪天候条件
•原油や天然ガスの価格を下げ
•許可遅延のような規制要件の遵守による遅延；
•交通施設の距離と容量
•所有権の問題や不正確さ
•安全および/または環境イベント；
•原油と天然ガス市場の限界。
我々が推定した明らかな埋蔵量と予想油井開発地点の最終数は，不正確であることが証明される可能性のある多くの仮定に基づいている。これらの備蓄推定または基本仮定におけるいかなる重大な誤りも、備蓄の数量や現在値に大きな影響を与える。
原油と天然ガス埋蔵量と私たちの油井の可能な生産量を見積もる過程は複雑です。現在および将来の経済状況および大口商品価格に関する仮定を含む、既存技術データおよび多くの仮説を説明する必要がある。これらの解釈または仮定のいずれの重大な不正確さも、本10−Kフォーム年次報告に示される埋蔵量推定数および現在値に大きな影響を与える可能性がある。参照してください“プロジェクト1.ビジネス−埋蔵量の推計“本年度報告表格10-Kは、2023年12月31日現在、2023年12月31日現在、2022年12月31日および2021年12月31日までに推定された石油および天然ガス埋蔵量およびPV-10(非GAAP財務指標)の情報を取得する。
私たちの見積もりを準備するために、私たちは生産性と開発支出の時間を予測しなければならない。私たちはまた既存の地質、地球物理、生産、工学データを分析しなければならない。これらのデータの範囲，品質，信頼性はそれぞれ異なる.この過程はまた原油と天然ガス価格、掘削と運営費用、資本支出、税収と資金獲得性などの事項に対して経済仮説を立てる必要があり、現在の定価の変動を考慮すると、このような仮定を作ることは困難である。本文中の埋蔵量情報は独立した埋蔵量エンジニアによって作成されたが、原油と天然ガス埋蔵量の推定自体は正確ではなく、特にそれらは水力圧裂と水平掘削の組み合わせなど、採用されている最先端技術に関連しているからである。
将来の実際の生産量、原油と天然ガス価格、収入、税収、開発支出、運営費用及び可採原油と天然ガス埋蔵量は私たちの見積もりとは異なるだろう。いずれの重大な違いも、本年度報告に10-K表で表示された備蓄推定数および現在値に大きな影響を与え、潜在的な減値費用をもたらす可能性がある。また、明らかにされた埋蔵量の推定を調整して、生産歴史、探査と開発結果、現在の原油と天然ガス価格、その他の要素を反映する可能性があり、その多くの要素は制御できない。
埋蔵量の将来の純収入の現在値は，必ずしも我々が推定している原油の現在の市場価値と同じではないことが明らかになった 石油と天然ガス埋蔵量です
私たちが埋蔵量を明らかにした将来の純収入の現在の値が私たちが推定した原油と天然ガス埋蔵量の現在の市場価値だと仮定すべきではありません。米国証券取引委員会の2023年12月31日まで、2023年12月31日まで、2022年12月31日と2021年12月31日までの年度に対する要求に基づき、前12ヶ月(位置と品質差調整後)の毎月1日の大口商品価格の未加重算術平均に基づいて、デリバティブ取引に影響を与えることなく、明らかにされた埋蔵量からの将来の純収入を推定する。私たちの将来の原油と天然ガス資産の実際の純収入は以下の要素の影響を受けるだろう
•原油、天然ガス、ヘッジツールの実際の価格を受け取りました
•開発と生産活動の実際のコスト
•実際に生産された数量と時間
•将来の開発コストの額と時間
•井筒生産能力は上下型曲線予測モデルを実現する
•原油と天然ガスの需給状況
•政府の規制や税金の変化。
我々の生産時間および原油や天然ガス資産の開発と生産に関する費用の発生時間は，埋蔵量の将来の実純収入の時間と金額に影響し，その実効値に影響することが明らかになった。また，将来の純収入の算出に用いる10%割引率(米国証券取引委員会が要求する割引率)は，時々発効する金利や我々や一般原油や天然ガス業界に関するリスクに基づいた最適な割引率ではない可能性がある。
もし商品価格が一レベルに下がって、私たちの物件の未来の未割引現金フローがかなり長い間その帳簿価値を下回っていれば、私たちは私たちの物件の帳簿価値を減記する必要があるかもしれません。
事件や状況が明らかになった原油や天然ガスの帳簿価値回収可能性が低下するたびに，明らかにされた原油および天然ガスの減価を検討する。予想減値評価を行う際の特定の市場要因と状況，および開発計画，生産データ，経済，その他の要因の継続的な評価により，我々の原油や天然ガス資産の帳簿価値を随時減記する必要があるかもしれない。減記は収益に対する非現金費用を構成する。原油や天然ガス市場の歴史的価格変動に鑑み，価格が低下する可能性があり，あるいは他の事件が発生する可能性があり，原油や天然ガス資産に関する帳簿価値のさらなる減値を記録することが求められている。したがって、将来的に重大な減価費用が発生する可能性があり、これは私たちの経営業績に重大な悪影響を及ぼす可能性があり、このような費用を計上している間の収益と株主権益を減少させる可能性がある。
私たちは水平掘削と完井を通じて私たちの物件をさらに開発するつもりで、垂直掘削作業よりも水平掘削と完全掘削作業の方が操作上挑戦的で、コストも高いかもしれません
水平掘削は通常垂直掘削よりも複雑であり、各井戸のコストも高い。したがって、水平井計画に関連するリスクはもっと大きい。私たちの水平掘削計画に関連するリスクは、以下のリスクを含むが、これらに限定されず、いずれも、私たちの水平掘削計画の成功に実質的な悪影響を及ぼす可能性があり、それによって、私たちのキャッシュフローおよび運営結果に影響を与える可能性がある
•掘削に成功し、井戸を計画の総深度まで維持した
•私たちの井戸を必要な石油·ガス貯蔵に着陸させ
•特定の井戸から流出する圧力レベルを効果的に制御する
•地層中の水平掘削時に必要な石油·ガス貯蔵に残る
•私たちのスリーブを井戸の長さ全体に通しました
•水平井筒内で工具および他の装置に一貫して送り込まれる
•圧裂刺激プロセスの設計と実施に成功しました
•他の油井の坑内との通信を防止するか、あるいは、非同時作業による干渉を防止する
•最後の圧裂増産段階で完成した後、井筒の掃除に成功した
•井戸の全ライフサイクルにわたって，効率的な人工リフト形式を設計·維持した。
結局、これらの掘削と完全井技術の成否は、より多くの井戸を掘削し、十分な時間で生産断面を構築するため、時間の経過とともに評価されるしかない。もし私たちの掘削結果が予想を下回ったり、資本制限、賃貸借期限の満了、収集システムの使用、出前能力が限られている、あるいは原油や天然ガス価格が低迷して掘削計画を実行できない場合、これらの分野での私たちの投資収益は予想ほど魅力的ではないかもしれない。また、これらのいずれの発展により、私たちは私たちの石油と天然ガス資産に実質的な損失をもたらす可能性があり、私たちの未開発面積の価値は将来的に低下する可能性がある。
私たちの最近のいくつかの買収はDJ盆地以外での拡張を代表しており、私たちは異なる地理的地域で運営する新しい障害に直面するかもしれない。
我々の業務は従来，単一の地理的地域，すなわち落基山地域のDJ盆地に集中してきた。我々の最近のいくつかの買収はテキサス州とニューメキシコ州の二畳紀盆地への拡張を代表しており，DJ盆地以外に業務を拡張するのは初めてである。二畳紀盆地の運営に関するいくつかの面は、私たちのDJ盆地プロジェクト区のようによく知られていないかもしれない。そのため、このような買収や後続買収の予想結果を実現できない障害になる可能性があります。これらの障害には，あまりよく知られていない地質景観，異なる完全井技術，我々と既定関係のない中下流事業者，栽培面積に対するより大きな競争，不慣れな運営条件，および独自の規制環境が含まれる可能性がある。また、新規買収資産の性質は、運営や地質的特徴や地理的位置で私たちの既存の資産と大きく異なる可能性がある。私たちの二畳紀盆地や他の新しい地理的地域への拡張に関連する不利な条件、法規、または発展は、私たちの業務、財務状況、および運営結果に悪影響を及ぼす可能性があります。
私たちは魅力的な買収ができないかもしれないし、それができないのは私たちの業務を混乱させる可能性がある。
将来的には、現在の業務を補完または拡大するために、生産物件や事業を買収することができるかもしれない。生産型物件の買収に成功するには、いくつかの要素を評価する必要がある
•可採埋蔵量
•将来の原油、天然ガス、天然ガス価格とその適用の差額
•運営コスト；
•場所リスト
•潜在的な環境と他の責任。
これらの評価の正確性は本質的に不確実であり、魅力的な買収機会を決定することができないかもしれない。これらの評価については，業界実践とほぼ一致すると考えられるテーマ属性を審査した.私たちの検討はすべての既存または潜在的な問題を明らかにすることはできないし、それらの不足と能力を十分に評価するために、これらの財産を十分に熟知することを許可しないだろう。井戸ごとに検査を行うとは限らず，検査を行っても地下水汚染などの環境問題が観察されるとは限らない。問題が発見されても、売り手は問題の全部または一部に対して有効な契約保護を提供することを望まないか、または提供できない可能性がある。私たちは往々にして環境責任の契約賠償を得て、“そのまま”で財産を買収する権利がない。魅力的な買収機会を発見したとしても、買収を完了できないか、商業的に許容可能な条項や本明細書で述べた他の理由で買収を完了できない可能性がある。
買収競争は買収完了コストを増加させるか、買収完了を避けることになる可能性がある。私たちが買収を達成する能力は、私たちが債務と株式融資を得る能力に依存し、場合によっては規制部門の承認にも依存する。我々がより多くの適切な買収機会を見つけること、受け入れ可能な条項を交渉し、受け入れ可能な条項で買収融資を獲得すること、または確定された目標を成功的に買収することができる保証はない。また、私たちの信用手配と管理優先手形の契約は、合併や合併取引を行う能力にいくつかの制限を加え、特定の債務を発生させる能力も制限しており、間接的に買収を行う能力を制限している可能性がある。
私たちは予想されたM&A収益を達成できないかもしれない。
私たちは、私たちの地位を強化し、潜在的なコスト節約と潜在的な生産倍数を含むいくつかの利点を達成するための買収を完了することを求めている。買収のメリットを実現することは、成功した機能の統合にある程度依存し、適時かつ効率的に運営とプログラムを統合し、合併買収の業務と運営を通じて期待される成長機会と協同効果を実現することができる。買収はまた、このような資産を管理、運営するために適格な人員を雇用、訓練、または維持することが困難になる可能性がある。
M&A予想収益を実現する潜在的な困難には、以下のようなものがある
•このような取引に関連する不確実性のため、顧客、流通業者、サプライヤー、サプライヤー、大家、合弁パートナーおよび他のビジネスパートナーとの関係が中断される
•私たちの業務を買収された業務と統合することは困難で、このような取引からすべての収入とコスト節約を実現することができます
•標準、制御または運営理念に存在する可能性のある不一致を解決することが困難であること、および各社の複雑なシステム、技術、ネットワーク、および他の資産をシームレスに統合して、顧客、サプライヤー、従業員、および他の顧客への任意の悪影響を最大限に低減することを含む、より大きく、より複雑なビジネスを管理することに関連する複雑さ
•経営協同効果を実現することは困難である
•人員、サプライヤー、ビジネスパートナーを統合することは困難である
•コア従業員の流出
•潜在的な未知の相続負債と予測不可能な費用
•経営陣が統合作業に集中しているため、会社の業績が不足している
•各会社が行っている業務は中断されたり、動力を失ったりしている。
私たちの将来の成功は、買収企業の資産、運営または人員を効率的かつタイムリーな方法で統合すること、システムと管理制御を統合すること、顧客、サプライヤー、業務パートナーとの関係の統合に成功することを含む、私たちが拡大した業務を管理する能力にある程度依存するだろう。合併後の会社の管理に成功しなかったことは、私たちの業務、名声、財務状況、運営結果に悪影響を及ぼす可能性があります。
我々が事業を展開している州，特にコロラド州では，石油や天然ガス探査·開発活動に対する長期的な傾向が高まっており，ますます大きなリスクに直面している。
世界的に石油·天然ガス掘削·開発活動に反対する声が増加している。石油·天然ガス業界の会社は常に個人と非政府組織が安全、環境コンプライアンス、商業実践の面で積極的に努力する目標となっている。一部の活動家は、費用、連邦、州政府の土地を得る機会を減らし、石油や天然ガスシェールの開発などの特定のプロジェクトを延期または廃止するために努力している。例えば、環境保護活動者は、シェール掘削業界に対する規制が最も厳しい司法管轄区域の一つであっても、米国でシェール掘削の規制や禁止を強化することを主張し続けている。さらなる努力は、以下の結果をもたらす可能性がある
•掘削許可証の発行を延期したり拒否したりします
•地方政府の規則制定を増加させ、および/または現行の地方政府規則を修正し、コスト増加を招き、石油や天然ガス開発を延期または阻止する
•いくつかの運営プロトコル或いは州監督機構が現在要求している上で、追加の最適な管理方法(“BMP”)に対する需要が増加した
•掘削許可証、作業プロトコル、または他の必要な許可を取り消したり修正したり；
•論争は開発を阻止するために有効な賃貸契約の有効性と所有権を記録することに集中している
•論争の焦点はビジネスが都市と郊外のコミュニティに近いかどうかだ
•生産、収集または加工施設の設置または運転の制限；
•掘削場所および構造は、建築ユニットおよび/または水体、影響を受けないコミュニティまたは他の保護区との間の強制的かつ過度な後退；
•水力圧裂などの作業方法の使用を制限したり、水圧裂液や採水などの関連廃棄物を処分したりする
•解散費および/または他の税金を増加させる
•サイバー攻撃
•法律の挑戦や訴訟
•私たちや石油や天然ガス産業全体への否定的な宣伝
•ビジネスや開発コストが増加し
•私たちの製品への需要を減らし
•私たちの不動産開発と生産能力の拡大に他の悪影響を及ぼす。
特にコロラド州では，反発展活動が近年増加し，より有効になっている。2019年4月、コロラド州の新しい立法が発効し、同州の石油·ガス探査と生産活動に対する監督管理を大幅に変更した。
この立法の最も大きな変化の1つは，地方政府に施設立地や石油や天然ガス開発に関する地表影響のより大きな制御権を与えることである。適用される自治体が規制改革を実施するかどうかを決定するかどうかはオプションだが、改革を採用すると、それによる法規制が州政府の要求よりも厳しくなる可能性がある。また、地方政府は現在、石油や天然ガス作業を検査し、漏洩、漏れ、排出に罰金を科すことができる。私たちが運営する都市と地域の規制はコスト増加を招く可能性があり、私たちの運営に関する許可や他の承認を得るのが遅延する可能性があり、そうでなければ、私たちが石油と天然ガスの権益を持つ地域で新しい油井を掘削する能力に大きな影響を与えるだろう。現在、将来の現地行動がこれらの地域で油井を運営および/または掘削する能力に及ぼす潜在的な影響を見積もることはできない
ECMCの新しいルールや規制や他の州のルールや規制による遅延を可能にすることは、最近の新しい原油や天然ガスの開発を大幅に遅らせる可能性がある。コロラド州の許可証申請の速度が低下していることが観察され、この傾向が私たちが運営しているどの州でも継続すれば、私たちの業務、財務状況、生産目標、運営結果に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
私たちの運営する州の規制機関が採用した規則は、私たちの運営コストを著しく増加させ、私たちの業務、財務状況、運営結果に実質的な悪影響を及ぼす可能性があります。参照してください“プロジェクト1.原油·天然ガス業界の業務管理私たちの業務に適用される新しいかつ提案された州環境規制に関するより多くの情報。
また，大気質，立地，環境正義，気候変動に関連する業界，州と地方規制機関に対する市民/活動家訴訟がいくつかあった。このような逆開発の努力が将来継続する可能性があり，我々が事業を展開している州の将来の石油や天然ガス開発面積が大幅に減少する可能性がある。このような努力は私たちの業務、財務状況、そして運営結果に実質的な悪影響を及ぼすかもしれない。
コロラド州業務に適用されるSB 181‘S要件は、45%を超える仕事または鉱物権益を所有または制御しなければならず、私たちの適用権益を合法的に集約することができ、このような権益を開発することを難しくする可能性があり、これは私たちの業務、財務状況、および運営結果に大きな悪影響を及ぼす可能性がある
コロラド州DJ盆地での私たちの業務については、場合によっては、私たちが予想している開発地域での労働権益や鉱物権益は45%以下であり、これは現在法定集合で私たちが適用する仕事や鉱物権益の要求である。この場合、法的集約を求めるために、適用可能な作業または鉱物権益所有者の45%を超える同意を得ることができない限り、または100%の適用権益所有者と自発的な集約合意を達成することができない限り、私たちは、その地域の資源の開発または他の事業者によるこれらの資源の開発を禁止される可能性がある。
テロと武力衝突は私たちの業務、財務状況、または運営結果に実質的な悪影響を及ぼすかもしれない。
テロと武力衝突は、私たちの業務と私たちの既存と潜在的な顧客の業務、全体的な経済状況、消費者自信と支出、および市場流動性を含むエネルギー業界に深刻な影響を及ぼす可能性がある。エネルギー関連資産のような戦略的目標は、米国の他の目標よりも大きな未来攻撃リスクに直面している可能性がある。私たちの保険はこのような事件に対して保険を提供しないかもしれない。また、大口商品市場は現在、ロシアの軍事的ウクライナ侵入に関連する高度な不確定性の影響を受けており、これは地域の不安定を引き起こし、アメリカと国際社会が経済制裁を強化し、更に世界金融市場と石油輸出国機構(Organization of Petroleum Exporting Countries、略称：オペック)と他の原油生産国生産の不確定性を増加させる可能性がある。したがって、これらのイベントのいずれかまたはそれらの組み合わせは、私たちのビジネス、財務状態、および運営結果に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
私たちは権益を持っているが経営していない物件の活動を制限しています。これは私たちの生産量と収入を減らすかもしれません。
私たちは私たちと利害関係のあるすべての物件を経営していない。私たちは多くの未運営の労働権益を持っており、これらの権益は現在私たちが運営している開発計画の範囲内ではありません。したがって、正常な運営手順、支出、スケジュール、または基礎資産およびその関連コストの将来の発展に影響を与える能力は限られている可能性がある。他人が運営するすべての物件について、私たちは私たちがほとんどコントロールできない日常運営に関する彼らの意思決定に依存している。事業を十分に展開することに興味がある油井事業者が失敗したり、事業者が適用された合意に違反したりすれば、油井から得られる生産量や収入を減少させる可能性がある。私たちの他人が経営する不動産での掘削と開発活動の成功とタイミングは、資本支出のタイミングと金額、利用可能な専門知識と財務資源、他の参加者の参加状況、および技術の使用を含む多くの私たちがコントロールできない要素に依存する。私たちは非経営物件に対してコントロールが不足しており、資本支出、収入、生産、負債とその他の関連事項を予測することも困難にしている。
我々が明らかにした未開発埋蔵量の開発にはより長い時間がかかる可能性があり、現在予想されているより高いレベルの資本支出が必要かもしれない。したがって、私たちの未開発埋蔵量は最終的に開発されたり生産されないかもしれない。
2023年12月31日現在，我々が総明らかにした埋蔵量の約22%は明らかにされていない未開発埋蔵量に分類されている。これらの備蓄を開発するにはより長い時間がかかるかもしれませんが、現在期待されているか得る可能性のある資本支出レベルよりも高い資本支出が必要です。我々の埋蔵量の開発を遅延させたり、掘削やこのような埋蔵量を開発するコストを増加させることは、未開発埋蔵量の推定価値と将来の推定純収入を低減し、いくつかのプロジェクトが不経済になる可能性がある。また，埋蔵量開発の遅れにより，明らかにされた埋蔵量を未明らかな埋蔵量に再分類せざるを得ない可能性がある。
私たちの経営陣は、将来の既存の土地での長年の掘削活動を推定するために、掘削場所を決定し、手配した。私たちのこれらの場所を掘削し開発する能力は、埋蔵量レベルの不確実性を含む多くの不確実性の影響を受けている；私たちと他の参加者の資本は獲得可能であり、季節的条件、規制承認、急進者介入、原油、天然ガス、NGL価格、許可証の利用可能性、コスト、および良好な業績。これらの不確実性のため、私たちは私たちが決定した多くの潜在的掘削地点が掘削されるかどうか、あるいはこれらまたは任意の他の潜在的掘削地点から原油や天然ガスを生産できるかどうかを知らない。既存の米国証券取引委員会のルールや指針によると、限られた例外を除いて、未開発埋蔵量が予約日から5年以内に掘削予定の油井に関連していることが明らかになった場合にのみ登録できることが明らかになったため、吾らは明らかにされた未開発埋蔵量を可能または可能なカテゴリに格下げすることが求められている可能性があるが、これらの未開発埋蔵量はこの5年間の枠組みで開発されていないことが明らかになった。これらの制限は，我々が掘削計画を行う際に明らかにされている未開発埋蔵量をより多く登録する潜在力を制限する可能性がある。
掘削場所は原油が発生しない可能性があると決めました 商業的に実行可能な数の石油や天然ガス。
私たちはこの10-K表の年次報告書に私たちのいくつかの掘削場所と私たちがこれらの掘削地点を探査する計画を説明した。我々の掘削地点は異なる評価段階にあり，掘削が用意された地点から多くの追加評価が必要な地点までである。掘削やテストの前に、ある特定の場所の原油や天然ガス生産量が掘削や完了コストを回収するのに十分かどうか、または経済的に可能かどうかを予測することはできない。掘削の前に、2-Dと3-D地震技術、様々な他の技術、および同一地域の生産油田を研究したが、最終的に原油や天然ガスが存在するかどうか、あるいは存在すれば、経済的に実行可能なために十分な量の原油や天然ガスが存在するかどうかを知ることはできない。さらに、2-Dおよび3-D地震データおよび他の技術を使用することは、従来の掘削戦略よりも大きな掘削前支出を必要とするため、私たちは、それによってより大きな掘削および試験費用が生じる可能性があり、これは、私たちのリターンを減少させたり、私たちの損失を増加させたりする可能性がある。十分な量の原油や天然ガスが存在しても、私たちは潜在的な石油ガス地層を損害したり、掘削や完成過程で機械的な故障に遭遇したりして、油井の減収や廃棄を招く可能性がある。もし私たちが現在と未来の掘削地点で任意の井戸を掘削すれば、私たちの収益性と資産価値は低下するかもしれない。私たちが他の油井、より全面的な探査場所、あるいは油田を生産する既存のデータから得られた類比が私たちの掘削場所に適用されることを保証することはできません。さらに、私たちまたは他の事業者が報告した初期生産性は、将来的または長期的な生産性を表すことができないかもしれない。要するに、井戸を掘削し、井戸を完成させ、どの井戸を運営するかのコストは往々にして不確定であり、新井は生産できないかもしれない。
私たちのいくつかの未開発のレンタル面積は、この面積を含む単位で生産を確立しない限り、今後数年で期限が切れるだろう。
私たちの石油と天然ガス賃貸契約条項はよく規定されていますが、生産、レンタル、あるいは他の形式の延期支払いによってレンタル期間を延長しなければ、レンタル契約は終了します。2023年12月31日現在、私たちは約25，100エーカーの純資産が生産されていない。これらの物件について、来年度に賃貸借契約を含む単位で支払数量別生産が確立されていなければ、約4600エーカーの純面積は2024年に満期になり、約9600エーカーの純エーカーは2025年に満期になり、約10900エーカーの純面積は2026年以降に満期になる。満期になる賃貸契約には、予め定められた延期支払いが含まれている可能性がありますが、他の満期になる賃貸契約は、レンタル期限が切れたときに新しい賃貸契約を交渉することを要求します。また、現在Productsが保有している既存の賃貸契約は、運営、政治、規制、訴訟などの挑戦に遭遇し、それらの終了を招く可能性がある。交渉時の市況は、満期賃貸借契約の条項を差にした新規賃貸契約条項に同意したり、吾等が完全に賃貸借契約を失ったりすることを吾等に要求する可能性がある。もし私たちの賃貸契約が満期になったら、私たちは関連物件の開発権を失うだろう。
私たちの原油を 石油と天然ガス埋蔵量、私たちの埋蔵量と生産量は低下し、これは私たちの業務、財務状況、経営業績に悪影響を及ぼす可能性がある。
全体的に言えば、埋蔵量の枯渇に伴い、石油·天然ガス資産の生産量は低下し、低下の速度は貯蔵層の特徴に依存する。現在、埋蔵量は埋蔵量の発生とともに低下することが明らかになっているため、探査と開発活動に成功したり、明らかにされた埋蔵量を含む物件の買収に成功しない限り、私たちの生産量レベルとキャッシュフローは不利な影響を受ける。したがって、私たちの将来の原油と天然ガス生産量と私たちのキャッシュフローと収入は、追加埋蔵量の発見、獲得、および/または開発の成功の程度に大きく依存する。しかし、私たちの将来の買収、開発、探査活動はどんな具体的な量の追加的な埋蔵量をもたらすか、あるいは許容可能なコストで生産井を掘削することができることを保証することはできません。
私たちの原油のせいで、私たちは重大な損失を招き、重大な賠償要求をするかもしれない 石油と天然ガス事業です。また、私たちはこれらのリスクに保険をかけていないかもしれません。あるいは私たちの保険は、私たちの水力圧裂作業に関連するリスクを含めて、これらのリスクから私たちを保護するのに十分ではないかもしれません。
我々の原油と天然ガス探査·生産活動は、以下の可能性を含むが、以下の可能性を含む、原油および天然ガスの掘削および生産に関連するすべての運営リスクに直面している
•漏れ、原油、天然ガス、塩水、井液、天然ガス、有害空気汚染物など制御できない流れ、あるいは土壌、地表水、地下水、海岸線汚染を含む環境被害、あるいは環境に入る他の汚染
•石油や天然ガス施設で天然ガスや有害空気汚染物質や他の物質を大気中に排出することは許されていません
•硫化水素(H)の存在による被害2S)あるいは当社が生産している原油や天然ガス中の他の汚染物質
•地層の圧力が異常で、井戸の噴き出し、火災、爆発をもたらした
•井戸の下の工具が挟まったりスリーブが崩れたりするような機械的な故障
•へこみ(壊滅的な故障)；
•井戸の下のコミュニケーションは汚染物質の移動をもたらします
•人身の死傷者
•自然災害。
これらのリスクのいずれも、私たちが運営する能力に悪影響を与えたり、以下のような理由で大きな損失を受けたりする可能性があります
•死傷者を出した者
•財産や自然資源や装置を壊したり破壊したり
•汚染や他の環境や自然資源の被害
•調査と処罰を監督する
•私たちの業務を一時停止し
•修理と修理費用です。
Hの存在2Sは1種の有毒、可燃性と無色のガスであり、石油と天然ガス業界のよく見られるリスクであり、私たちの油井と施設の場所に時々一時的に少量存在するかもしれない。また、コロラド州での業務は、極端な温度を含む洪水、野火、竜巻などの自然災害の破壊を受けやすく、これは人身傷害、財産損失、マーケティング中断のリスクを増加させる。これらの操作危険の1つの発生は、負傷、生命損失、一時停止操作、環境破壊と救済責任、および/または政府の調査と処罰をもたらす可能性がある。このような債務のいずれかを支払うことは、探査と開発に利用可能な資金を減少させ、除去するか、または私たちの財産損失を招く可能性がある。
石油や天然ガス産業の慣例では、私たちはこれらの潜在的なリスクと損失の一部(ただしすべてではない)に保険を提供している。私たちが保険を受ける保険範囲と金額は業界慣例と一致すると信じていますが、私たちは私たちが直面しているすべてのリスクに対して保険保障を提供していません。私たちは特定のリスクを保険を受けないことを選択して、保険のレベルは保険コストと私たちが希望する収益率をバランスできない、あるいは実際の損失が保険限度額を超えているからです。保険コストは引き続き増加する可能性があり、これは、これらのコスト増加を緩和するために、保険範囲を下げ、より多くのリスクを維持することを決意する可能性がある。しかも、汚染と環境リスクは一般的に完全に保険に加入できない。もし私たちが重大な責任を負い、損害が保険範囲内にない、あるいは保険限度額を超えなければ、私たちの業務、経営結果、財務状況は実質的な悪影響を受ける可能性がある。
水力圧裂活動は私たちの運営に不可欠な一部であるため、私たちの保険は突発と意外汚染事件による人身傷害、財産損失と整理費用クレームをカバーしている。しかし、経営者が汚染事件を知らず、所定の時間内に保険会社に“発生”を報告できない場合には、保険範囲を有していない可能性がある。私たちはまた気候変化を含めて漸進的で長期的な汚染事件をカバーしていない。
場合によっては、私たちは私たちの運営による第三者の損失を補償することに同意する。私たちの地面賃貸契約によると、私たちは普通地面所有者の掃除と修復費用を賠償します。油井や関連収集システムや配管の所有者や事業者としては，掘削請負者が油井から発生した汚染を賠償し，請負業者はその設備による汚染の賠償を賠償するのが一般的である。
私たちは健康、安全、そして環境法律法規によって制限されており、これは私たちを大きなコストと責任に直面させるかもしれない。
私たちは厳格で複雑な連邦、州と地方の法律法規の制約を受けて、これらの法規は公共健康と職業安全、環境排出材料、騒音排出、発光及び環境と野生動物の一般的な保護に関連している。これらの法律および法規は、掘削または地下注水活動を行う前に許可証を取得する義務、環境に排出される可能性のある材料のタイプ、数量および濃度の制限、掘削または完了活動の制限または禁止、公衆または労働者を保護するための特定の健康および安全基準の適用、および作業による汚染の責任を整理することを含む、私たちの作業に多くの要求を与えるかもしれない。環境保護局や同様の国家機関のような多くの政府当局は，これらの法律や法規やこれらの法律や法規に基づいて発行される許可証を強制的に遵守する権利があり，困難で高価な行動をとる必要があることが多い。これらの法律および法規を遵守しないことは、行政、民事、および刑事罰の評価をもたらす可能性がある；調査または救済義務を適用すること、私たちの業務の一部または全部を制限または阻止する禁止を発表すること、許可証の発行を遅延させること、さらには賃貸借契約および/または許可証をキャンセルすることをもたらす可能性がある。
私たちは石油炭化水素と廃棄物を処理し、空気、水と環境に排出し、地下注入或いは他の方法で私たちの廃棄物を処理し、水力圧裂液の使用と処理、および歴史上の工業操作と廃棄物処理実践のため、私たちの運営には重大な環境コストと責任を招く固有のリスクが存在し、その中のいくつかは物質である可能性がある。いくつかの環境法律と法規によると、私たちは私たちが過ちがあるかどうかにかかわらず、多くの排出に参加し、汚染物質が当時のすべての適用された法律に従って排出された場合にも、汚染除去または修復のすべての費用を負担しなければならないかもしれない。また、予期せぬ漏れや私たちの財産の漏洩は、私たちに重大な責任を負わせる可能性があり、これは私たちの財務状況や運営結果に大きな悪影響を及ぼす可能性があります。政府機関を除いて、私たち油井のある不動産の所有者、私たちの石油炭化水素または廃棄物は、回収、処分、または他の方法で入った施設の所有者または事業者、および他の個人当事者は私たちを起訴する可能性があり、私たちは環境法律法規を強制的に遵守し、違反罰金を徴収するか、あるいは任意の関連する人身傷害、損傷、財産損失について損害賠償を求めることができ、一部の受託者は自然資源損害賠償を求める可能性がある。私たちが運営しているいくつかの地点は現在または以前の第三者原油や天然ガス運営や施設の近くに位置しており、歴史的な汚染はこれらの地点から私たちの場所に移るリスクがある。環境法律法規の変化は頻繁に発生し、より厳格またはコストの高い要求をもたらすいかなる変化も、コンプライアンスを達成し、維持するために多くの資金を必要とするかもしれない、あるいは私たち自身の運営結果、競争地位、または財務状況に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。私たちは保険から一部やこのような費用を回収することができないかもしれない。
持続的に発展する立法或いは監督管理措置は、水力圧裂に関連する立法或いは監督管理措置を含み、コスト増加と追加の運営制限或いは遅延を招く可能性がある。
私たちは公共と職業健康、安全と環境保護に関する法律法規を含む広範な連邦、州と地方の法律法規の制約を受けている。政府当局はこれらの要求を常に審査、改訂、補充し、全体的に、石油と天然ガス開発、特に水力圧裂は、ますます多くの立法と監督管理に注目されている。例えば、私たちが業務を運営している州は、施設立地、開発承認、累積影響、資産譲渡、汚染基準、公聴会と差異、地下水モニタリング、地下注水制御と回収井の強化、換気と燃焼制限、漏れ報告、整理責任、野生動物保護、財務保証など、一連のテーマに対して追加的な法規を実施しているか、または検討している。
我々の業務は水力圧裂を利用して、これは低浸透地層中で原油と天然ガス井を完成する重要かつ常用の技術である。水力圧裂には，圧力下で岩層に水，支持剤，化学品を注入し，炭化水素の生産を刺激することが含まれる。場合によっては、いくつかの州と地方政府は水力圧裂や他の石油と天然ガス作業に新しい要求をしている。例えば、コロラド州のいくつかの県は土地使用条例を改正し、石油や天然ガス開発に新たな立地やその他の要求を提出し、他の自治体は石油や天然ガスメーカーと同じまたは同様の目標を達成するための合意覚書を締結した。コロラド州の現在の法律によると、自治体は施設立地や石油や天然ガス開発に関する地表影響を規制することができ、自治体の規制は州政府の要求よりも保護的か厳しい可能性がある。また，コロラド州の有権者はコロラド州の石油·天然ガス開発を制限または禁止する投票イニシアティブを提出または推進した。私たちの業務と備蓄の大部分はコロラド州に位置しているため、私たちがこのような投票イニシアティブに直面しているリスクは、他の地理的に業務が多様な会社よりも大きい
将来の連邦、州、または地方の法律または実施によって、私たちの業務に新しい環境、運営および/または財務保証義務を適用するか、または他の方法で私たちの業務を制限することは、原油および天然ガス井の完成をより困難にし、より高価になる可能性があり、および/または完成することは不可能であり、私たちのコンプライアンス運営のコストを増加させ、特定の資源の開発を延期または阻止し(特に水力圧裂を使用せずに商業価値を持たないシェール層)、または私たちの製品の需要と消費を変えることができる。私たちはそのような結果が実質的ではないという保証はなく、どのような結果も私たちのキャッシュフローと運営結果に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
温室効果ガス排出規制気候変動法律法規は運営コストの増加，原油需要の減少につながる可能性がある 石油と天然ガスは私たちが生産しているが、気候変動の実際の影響は私たちの生産を混乱させ、私たちがこのような影響を準備したり対応したりすることに大きな代価を支払う可能性がある。
科学的観点の広範な共通認識は，人為(人為)温室効果ガス排出が気候変化と関係があることである。気候変動およびその影響および温室効果ガス規制に関連するコストは、製品を提供する際に生じるコストおよび私たちの製品の需要および消費に悪影響を及ぼすことを含む多くの点で私たちの業務に影響を与える可能性があります(コストおよび気象パターンの潜在的な変化による)。
米国環境保護局は，米国の特定カテゴリの高温室効果ガス排出源の温室効果ガス排出量を，特定の原油や天然ガス生産施設を含むいくつかの原油や天然ガス生産施設を含めて報告することを求めた法規を採択した。このような報告書の情報は温室効果ガス規制のさらなる基礎を構成することができる。また，環境保護局は石油と天然ガス作業メタン排出をさらに削減する包括戦略を継続し，2016年6月にOOOOa NSPS分部の一部として最終規則を発表した。2021年11月、環境保護局は、石油と天然ガス源のメタン排出を削減するための提案された規則を発表した。提案された規則はOOOa支部の既存の規定をより厳しくし，OOOb支部を設置して，CAAによって規制されていないいくつかの源タイプに重点を置いた基準(間欠換気口空気コントローラ，関連ガスおよび液体アンロード施設を含む)を含む新しい，改造され再構成された油ガス源の削減要求を拡大する.また，提案されたルールは“排出ガイドライン”を作成し，サブ部分OOCを作成し，各州に計画を策定し，既存源のメタン排出を削減することを要求し，これらの計画は少なくともEPAが設定した推定基準と同様に有効でなければならない。2022年11月，環境保護局は2021年11月に提案された規則を補完する提案規則を発表した。このうち、2022年11月の補充提案規則は、小井口地点のみの排出監視免除を廃止し、大規模排出事件を標識するための新たな第三者監視計画を作成し、提案規則では“スーパー排出者”と呼ばれている。アメリカ環境保護庁は2023年12月に新しい油井の通常の天然ガス燃焼を段階的に停止し、すべての油井地点と圧縮機ステーションで定例漏れ監視を行うことを含む最終規則を発表した。注意すべきことは，米国環境保護局がOObとOOOc分部の適用日を2022年12月6日に更新したことは，国の計画により，その日までに建設されたソースがコンプライアンス日の遅い既存ソースとみなされることを意味する.最終的な規定は各州および既存源を規制したい連邦部族に2年間、既存源メタン削減計画を制定し、提出した。OOOOc支部の最終排出マニュアルは，計画提出締め切りから3年間を提供している
既存の出所の要求に合致するようにする。環境保護局の温室効果ガス規則は，我々の運営に悪影響を及ぼす可能性があり，施設の新設や改装の空気許可を得る能力を制限または延期する可能性がある。
同時に，多くの州では，再生可能エネルギー基準の策定，温室効果ガス排出リストや限度額取引計画の策定，HB 19−1261によるコロラド州における野心的な気候行動目標を含む措置がとられている
また、アメリカ証券取引委員会は2022年3月に提案規則を発表し、ある上場企業に財務影響、有形と移行リスク、関連管理と戦略及び温室効果ガス排出を含む気候関連のデータ、リスクと機会を広く開示することを要求した。最終規則は2024年に導入される予定だ。私たちは施行費用や規則制定がもたらすどんな潜在的な悪影響も予測できない。もしこの規則制定が提案通りに最終的に決定されれば、私たちは気候関連リスクの評価と開示に関連するコスト増加を招くかもしれない。提案された方法で最終的に決定されれば、私たちはまた、この規則による開示に関連するより大きな訴訟リスクに直面する可能性がある。さらに、気候開示要求を強化することは、特定の利害関係者および貸金人の制限を加速させるか、またはいくつかの炭素密集型部門への投資に対してより厳しい条件を提示する傾向を求める可能性がある。“第1項を参照ビジネス-気候変動“温室効果ガスと気候変動に関する法律法規をさらに検討する。温室効果ガス排出量(炭素価格計画を含む)を削減するための立法または規制計画によって、または温室効果ガス排出や他の気候関連情報の報告を要求する法規を採用して実施することは、排出や蒸気制御システムの購入および運営コストなど、排出限度額の取得、または新たな規制または報告要件の遵守、および業務戦略を実行する能力を制限し、金融市場に参入する機会を減少させ、またはより大きな政府調査や訴訟を引き起こす可能性を含む、我々の業務および私たちの産業に悪影響を及ぼす可能性がある。私たちが私たちに課せられた気候変動規制要件の遵守に関連する大量のコストを回収または転嫁できなければ、私たちの運営結果や財務状況に実質的な悪影響を及ぼすかもしれない。どのような立法や規制計画も消費コストを増加させ、私たちが生産する原油や天然ガスの需要を減少させる可能性がある。したがって、温室効果ガス排出削減の立法と規制計画は、私たちの業務、財務状況、運営結果に悪影響を及ぼす可能性がある。また，気候変動対策の手段としてエネルギー節約や代替エネルギーの使用を奨励することは，我々が生産する原油や天然ガスの需要を減少させる可能性がある。
最後に、大多数の科学者は、地球大気中の温室効果ガス濃度の増加と気候変化は干ばつ、野火、嵐、洪水とその他の気候事件の頻度と深刻性の増加などの気象条件に重大な物理的影響を与える可能性があると結論した。このような影響が発生すれば、原油の需要に悪影響や遅延を与える可能性がある 石油や天然ガスを生産したり、気候事件自体の影響を準備したり対応したりする上で重大なコストが発生していますが、気候事件自体は十分に保険されていない可能性があります。潜在的な悪影響には、風や洪水による私たちの施設の破壊、私たちの運営コストの増加、または私たちの運営効率の低下、エネルギーや水などの原材料の市場価格の上昇または制限、私たちの人員、サプライチェーンまたは流通チェーンへの影響、およびそのような影響の後に増加する可能性のある保険コストなど、より厳しい空気排出規制および私たちの生産活動の中断が含まれるかもしれません。このような影響のいずれも私たちの資産と運営に悪影響を及ぼす可能性がある。気候変動の悪影響を軽減する能力は、私たちの災害対策と対応能力及び業務連続性計画にある程度依存する。さらに、エネルギー需要は極端な気象条件によって増加または減少する可能性があり、これはどのような気候変動の持続時間と規模に依存する。天気の変化によるエネルギー消費の増加は、ますます増加する需要を満たすために、より多くの設備を購入することに投資する必要があるかもしれない。天気の変化によるエネルギー使用の減少は収入減少によって私たちの財務状況に影響を及ぼすかもしれない。特定の原油や天然ガス生産地域では，変動が需給に及ぼす影響がより顕著になる可能性があり，これらの条件の発生頻度が高くなったり，これらの条件の影響が増幅されたりする可能性がある。私たちの物件グループの集中的な性質のため、私たちの多くの物件は同じ状況を同時に経験する可能性があり、私たちの運営業績への影響は他のより多様な物件グループを持つ会社よりも影響が大きいかもしれません。このような遅延や中断は私たちの財務状況と運営結果に実質的な悪影響を及ぼすかもしれない。
気候変動に関連する移行リスクは、投資家の石油や天然ガス業界に対するマイナス感情の転換を含み、私たちに実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
政府および規制機関、投資家、消費者、業界および他の利害関係者の気候変化への対応、および消費者および商工業行動の変化、企業の気候変化に対する社会の期待、投資家および社会の気候関連の自発的開示に対する期待、エネルギー生産と消費、炭化水素の使用および炭化水素の製造または炭化水素の製造または炭化水素による動力提供に関する製品の選好と態度は、代替エネルギー要件、新しい燃料消費基準、(政府、監督機関、会社および/または投資家レベル)の気候変化に関する法規、政策および計画の公布を招く可能性がある。省エネ·排出削減、措置と責任
エネルギー開発；エネルギー生産、伝送、貯蔵、消費に関する技術進歩(風力、太陽エネルギーと水素エネルギー、電池技術の進歩を含む)は、原油と天然ガス以外のエネルギー(風力、太陽エネルギー、原子力と地熱資源、電気自動車を含む)の供給と需要を増加させ、消費者と業界の低排出製品とサービス(電気自動車、再生可能住宅、商業電源を含む)およびより効率的な製品とサービスの需要が増加している。これらの発展は、将来的には、石油製品で製造されたり、石油製品によって動力を提供する製品の需要に悪影響を及ぼす可能性があり、我々が販売する製品の需要に影響を与え、さらに、私たちが販売する製品の価格、私たちの株価および資本市場の参入、および必要な第三者サービスおよび施設の利用可能性に依存し、これは、私たちの運営コストを増加させ、事業戦略を成功させる能力に悪影響を及ぼす可能性がある。
また、原油と天然ガス業界およびより広範なエネルギー業界の特徴は、迅速かつ重大な技術進歩と新技術を採用した新製品とサービスの発売である。他の人の新技術の使用や開発に伴い、燃費やエネルギー発電設備の技術進歩、あるいは原油や天然ガス需要を減少させる可能性のある他の技術進歩に伴い、競争劣勢になる可能性があり、あるいは競争圧力により高いコストで新技術の実施を余儀なくされる可能性がある。私たちはこのような競争圧力に対応できないかもしれないし、タイムリーまたは許容可能なコストで新しい技術を実施することができないかもしれない。もし私たちが現在または将来使用する1つ以上の技術が時代遅れであれば、私たちの業務、財務状況、または運営結果は実質的な悪影響を受けるかもしれない。
一部の投資家は私たちの業界に投資することにマイナス感情を与え、このようなマイナス感情と関連する名声リスクもまた私たちの資金獲得に不利な影響を与えることによって、私たちが業務戦略を成功的に実施する能力に悪影響を与える可能性がある。また、投資コンサルタントやある主権富基金、年金基金、大学寄付基金、家族基金を含む一部の投資家は、社会と環境を考慮して、石油·天然ガス業界への投資を廃止する政策を発表した。もう一つのリスクは、金融機関が化石燃料部門への資金提供を減らす政策をとることを要求される可能性があり、国内や国際に設置されているいくつかの投資銀行や資産管理会社が、その銀行や投資活動のために気候変動ガイドラインを採用していると発表していることである。我々のようなエネルギー会社に融資を提供する機関融資機関も、持続可能な融資やり方に注目するようになり、一部の機関は、従来のエネルギー生産者やそのような生産者を支持する会社に資金を提供しないことを選択する可能性がある。他の一部の利害関係者も商業銀行や投資銀行に圧力をかけ、石油ガス生産や関連インフラプロジェクトへの融資を停止するよう要求している。これらの事態は，環境行動主義や気候変動の規制や大気汚染削減のための取り組みを含め，我々を含む石油·天然ガス会社の株価に下振れ圧力をもたらす可能性がある。これはまた、利用可能な資本資金の減少や潜在開発プロジェクトの資本コストの上昇、インフラプロジェクトやエネルギー生産活動の制限、遅延、または廃止を招き、最終的に私たちの将来の財務業績に影響を与える可能性がある。
さらに、私たちおよび/または私たちの業界に対する大衆の否定的な見方は、規制、立法、司法審査の強化を招き、さらに新しい州と連邦安全と環境法律、法規、ガイドライン、および法執行解釈をもたらす可能性がある。さらに、環境保護団体、土地所有者、現地団体、および他の提唱者は、組織的な抗議活動によって、私たちまたは私たちの中流輸送プロバイダの運営を阻止または破壊しようとし、私たちまたは私たちの中流輸送プロバイダの資産に関連する規制または行政訴訟に介入するか、または私たちまたは私たちの中流輸送プロバイダの資産および業務の開発または運営を阻止、妨害または延期するための訴訟または他の行動を提起するかもしれない。これらの行動は、運営遅延や制限、運営コストの増加、追加の規制負担、および訴訟リスクの増加を招く可能性がある。さらに、一部の都市や他の地方政府は、州や連邦裁判所で最大の石油·天然ガス会社を提訴しようとしているが、これらの会社が気候変動を引き起こす燃料を生産し、公共迷惑をもたらしていることを告発したり、これらの会社が気候変動の悪影響を意識していたことを告発したりしてきたが、その投資家や顧客にそのような影響を十分に開示することができなかった。個人または公共団体は、私たちのための環境法律と法規の実行を求めることができ、人身傷害、財産損失、または他の責任を負うことを要求するかもしれません。私たちの業務はこのような訴訟のいずれかではありませんが、私たちは似たような疑いを提起した訴訟で指名されるかもしれません。このような状況では、不利な判決は私たちの運営に深刻な影響を与え、私たちの財務状況に悪影響を及ぼす可能性がある。
また、政府当局は許可証の発行時間と範囲の面でかなりの自由裁量権を有しており、公衆は裁判所への介入を含む許可証発行過程に参加することができる。公衆の否定的な見方は、私たちが業務を展開するために必要な許可証が差し押さえられたり、延期されたり、私たちの業務を展開する能力を制限する要求によって負担が重くなる可能性があります。また、連邦、州、地方各級の様々な官僚と候補者は気候に関する約束や提案を行い、水力圧裂を完全に禁止することを提案した。より広く言えば、会社レベルおよび/または投資家コミュニティレベルで市場全体で気候変動に関連する政策および計画を公布することは、私たちのコンプライアンスコストおよび他の運営コストの増加を招き、他の悪影響(例えば、より大きな潜在力)をもたらす可能性がある
政府の調査や訴訟に使われています気候変動に関する法規、政策、イニシアティブが私たちにもたらす過渡リスクに関する更なる議論については、“を参照されたい”温室効果ガス排出を制限する気候変動法律や規制は、運営コストの増加を招く可能性があり、私たちが生産する原油や天然ガスの需要が減少し、気候変動の実際の影響が私たちの生産を混乱させ、これらの影響に備えたり対応したりする上で大きな代価を支払う可能性がある”.
ESGおよび持続可能な開発実践の面で検討を強化し、利害関係者の期待を変更することは、私たちのサービス、財務状態、および運営結果に悪影響を与え、私たちの名声を損なう可能性がある。
近年、すべての業界の会社は、投資家が団体、代理コンサルティング会社、特定の機関投資家、融資者、投資基金、および他の影響力のある投資家および格付け機関を提唱することを含む、様々な利害関係者からの検討に直面しており、これらは、そのESGおよび持続可能な開発実践と関連している。もし私たちがESG問題における投資家または他の利害関係者の期待および基準に適応または遵守しない場合(または私たちが設定した持続可能な開発目標および指標を達成する)、または、ますます注目されているESGおよび持続可能な開発問題に適切または十分に迅速に反応していないと考えられる場合、規制または法的要求があるか否かにかかわらず、私たちは名声被害を受ける可能性があり、私たちの業務、財務状況および/または株価は実質的かつ不利な影響を受ける可能性がある。
さらに、私たちは、任意の具体的なESG目標を含む、我々のESG戦略の実施状況を研究、確立、完了、正確に報告するために努力し続け、追加の運用リスクおよび費用を生成し、名声、法律、および他のリスクに直面させる可能性がある。私たちは時々ESG事象について自発的に開示を作成および配信するが、これらの自発的開示のいくつかの陳述は、関連コストを含む現在または実際のリスクまたはイベントまたは予期されたリスクまたはイベントの予測を表す可能性がある仮説および仮定に基づく可能性がある。このような期待および仮定は、必然的に不確実であり、関連する時間が長く、多くのESG事象を決定し、測定し、報告する既定の単一の方法が不足しているので、誤ったり、誤解されやすい可能性がある。さらに、削減目標の失敗や見方(有効であるか否かにかかわらず)を含む、我々のESG戦略を実施できなかったか、または我々が設定した持続可能な開発目標および指標を達成できなかったことは、私たちの名声を損なう可能性があり、私たちの投資家や消費者が私たちの会社に自信を失い、私たちの運営にマイナス影響を与える可能性がある。我々は、任意のESG目標を含む、我々のESG戦略の実行状況を研究、確立、完了、正確に報告するために努力し続け、追加の運用リスクおよび費用を生成し、名声、法律、および他のリスクに直面させる可能性がある。例えば、ESG要因に対する投資家および規制機関の関心が高まっており、ESG関連開示に対する利害関係者の要求および審査が増加しており、これは、企業がそのESG関連声明、目標、目標、努力、または行動が不正確または誤って陳述されているとみなされるか、または告発される可能性があるリスクも増加しており、これらの声明は、一般に“洗白”と呼ばれる。このような見方や告発は私たちの名声を害し、訴訟や規制行動につながるかもしれない。また、会社のガバナンス及び関連事項に関する情報を投資家に提供する組織は、会社のESG事項の処理方法を評価するための格付けプログラムを作成している。そのような評価はいくつかの投資家たちによって彼らの投資と投票決定に情報を提供するために使用される。不利なESG格付けは、投資家の私たちおよび私たちの業界に対する否定的な感情を増加させ、投資を他の業界にシフトさせる可能性があり、これは私たちの株価および私たちが資金を得る機会とコストに悪影響を及ぼす可能性がある。
また、私たちの業務とプロジェクトは、株主、従業員、サプライヤー、顧客、地域コミュニティ、その他の人々を含む様々な重要な利害関係者と強固な関係を維持することを要求しています。私たちは利益関係者からの圧力に直面するかもしれません。彼らの中の多くの人はますます気候変化に注目して、私たちは持続可能なエネルギー実践を優先して、私たちの炭素の足跡を減らして、持続可能な発展を促進して、同時に成功して運営する上場会社を維持することを要求します。もし私たちがこれらの異なる利害関係者の期待をうまく管理できなければ、利害関係者の信頼を侵食し、それによって私たちのブランドと名声に影響を与えるかもしれない。このような自信の弱体化は、需要低下、プロジェクト遅延、法的行動と監督管理の増加、不利なニュース報道およびその他の不利な公開声明、トップレベルの人材の募集と維持が困難、タイムリーかつ許容可能な条件で政府や監督機関から必要な承認と許可を得ることが困難、投資家と資金を得ることが困難であることによって、私たちの業務にマイナス影響を与える可能性がある。
私たちは取引相手、油井に参加する第三者、そして私たちの顧客の信用リスクに直面しています。
私たちの信用リスクの主な開口は商品価格派生商品ツールによる売掛金、連合利息請求書とその他の構成要素が2023年12月31日に合計2.472億ドル、および2023年12月31日に私たちの原油、天然ガスとNGLの合計5.06億ドルの売掛金を販売し、私たちはエネルギーマーケティング会社、製油所と付属会社にマーケティングを行った
共同利息売掛金は，我々が経営している油井で一部の権益を持つ請求書実体に発生する.これらの実体は主に私たちが掘削したい賃貸契約におけるそれらの所有権に基づいて私たちの油井に参加する。誰が私たちの油井に参加するかを選択することで、私たちにできることは少ない。
私たちの原油、天然ガス、NGL売掛金が重要な顧客の手に集中しているため、私たちはまた信用リスクに直面しています。顧客のこのような集中は、これらの実体が経済、政治、その他の条件変化の類似した影響を受ける可能性があるため、私たちの全体的な信用リスクに影響を与える可能性がある
もし私たちのどの取引相手も違約すれば、私たちは主にヘッジ合意の面で信用リスクに直面していますが、保険契約と銀行融資約束の面でもあります。私たちは私たちのほとんどの顧客に担保を提供することを要求しない。私たちの重要な顧客は私たちに対する彼らの義務を履行できないか、あるいは彼らの破産や清算は私たちの財務業績に悪影響を及ぼすかもしれません。信用市場の悪化は、私たちの現在と潜在的な取引相手の信用格付けに影響を与え、彼らが私たちの既存の義務を履行する能力と、彼らが私たちと未来の取引をする意欲に影響を与える可能性があります。
現在または提案されている金融立法および規則制定は、商品価格、金利、および当社の業務に関連する他のリスクの影響を低減するためにデリバティブツールを使用する能力に悪影響を及ぼす可能性があります。
他の条項を除いて、“ドッド·フランク法案”は場外デリバティブ市場とその市場に参加する実体に対する連邦監督と監督を確立した。テレス·フランク法は保証金要求といくつかの取引清算と取引執行要求も規定している。テレス·フランク法は私たちにデリバティブ活動において保証金要求を遵守することを要求するかもしれませんが、これらの条項は現在私たちに適用されていますが、まだ確定していません。金融改革立法はまた、我々のデリバティブツールの取引相手に、その一部のデリバティブ活動を単独の実体に剥離することを要求する可能性があり、これらの実体の信用は現在の取引相手に及ばないかもしれない。
テレス·フランク法案および任意の新しい法規は、デリバティブ契約のコストを大幅に増加させる可能性があり(担保の提供を要求し、これは私たちの利用可能な流動性に悪影響を与える可能性がある)、派生商品契約の条項を大幅に変更し、派生商品の可用性を減少させ、私たちが遭遇するリスクを防止し、既存のデリバティブ契約を貨幣化または再構築する能力を低下させ、信頼性の悪い取引相手への開放を増加させるかもしれない。ドッド·フランク法案や規制によってデリバティブの使用が減少すれば、私たちの運営結果はより不安定になる可能性があり、私たちのキャッシュフローは予測しにくいかもしれません。これは私たちが資本支出を計画し、資本支出に資金を提供する能力に悪影響を及ぼすかもしれません。
私たちは重大な責任を招く可能性のある法的事件に巻き込まれるかもしれない。
多くの石油や天然ガス会社のように、私たちの正常な業務過程で、私たちは所有権、特許権使用料や契約紛争、規制コンプライアンス問題、人身傷害や財産損失の問題など、様々な法律や他の事件に関連している。このような法律事件は本質的に不確実であり、その結果も予測できない。いずれにしても、法的費用、経営陣、その他の人員分流などにより、このような事件は私たちに悪影響を及ぼす可能性がある。さらに、1つまたは複数のこのような事件の解決は、責任、処罰または制裁、および私たちの業務慣行を変更する必要がある判決、同意法令または命令をもたらす可能性があり、これは、私たちの業務、経営業績、および財務状況に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。このような責任、処罰、または制裁の課税費用が不足している可能性がある。法律事件や他の事件に関連する計算すべき項目または損失範囲を決定する判決および推定数は、異なる時期に変化する可能性があり、このような変化は実質的である可能性がある。
私たちは連邦、州、地方税を支払う必要があり、新しい税金を支払う必要があるかもしれませんし、将来の立法のため、現在石油と天然ガス探査と開発に関連するいくつかの連邦所得税減免と州所得税減免は廃止または減少される可能性があります。
私たちの地域の連邦、州、地方政府は(I)私たちが販売している原油と天然ガス製品に課税し、(Ii)私たちの多くの油井に対して、私たちの掘削と運営コストの大部分に販売税と使用税を徴収します。多くの州でエネルギー税や炭化水素採掘に関連する州税が引き上げられており，意外にもさらに増加する可能性がある。また、立法者と大統領政府は様々なエネルギー税提案について多くの議論を行った。
法律になれば、米国連邦政府が現在原油と天然ガス探査と生産会社に提供しているいくつかの重要な所得税優遇を廃止する立法の改正が提案されている。これらの変化は、(I)石油および天然ガス資産のパーセント損失準備の廃止、(Ii)現在の無形掘削および開発コストの控除の廃止、(Iii)特定の米国の生産活動の控除の廃止、および(Iv)特定の地質および地球物理支出の償却期間の延長、を含むが、これらに限定されない。これらや同様の変化が有効であるかどうかは不明であり，通過すれば，どのような変化がどのくらい有効になるかは不明である.アメリカ連邦所得税法のいかなるこのような変化も業界内の現在石油と天然ガス探査と開発に関連するいくつかの税収減免を取り消し或いは延期する可能性があり、いかなるこのような変化も私たちの財務状況、運営結果とキャッシュフローに負の影響を与える可能性がある。
私たちが業務を展開している州では、立法改革の提案があるかもしれませんが、法律になれば、私たちの解散税や従価税の有効税率を大幅に引き上げることができます。これらの変更は、(I)私たちに応じて支払われた物品税の控除免除を減少または廃止すること、(Ii)特定の影響を及ぼす解散税責任の免除を減少または廃止すること、および(Iii)解散税税率を向上させることを含むことができるが、これらに限定されない。私たちが業務を展開している州では、従価税と解散税法律のどのような変化も、私たちの財務状況、運営結果、キャッシュフローにマイナスの影響を与える可能性があります。
2022年8月16日、通称“インフレ低減法案”の立法署名が法律となった。その他、“インフレ低減法案”には、企業株の買い戻しに1%の消費税を徴収し、2022年12月31日以降の買い戻しに適用され、帳簿収入に基づく新たな最低税率も含まれる。私たちはインフレ法案が私たちに及ぼす潜在的な影響を評価している。私たちは現在、“インフレ低減法案”が私たちの有効税率に実質的な影響を与えるとは考えていないが、私たちの“インフレ低減法案”の私たちへの影響の分析は持続的で不完全であり、“インフレ低減法案”(またはまだ発表されていない法規や他の指導意見を実施する)は、私たちの現在と延期されている連邦納税義務に悪影響を及ぼす可能性がある。
連邦税減免の変化、および任意の新しい州または地方税(生産税、解散税または同様の税を含む)の変化または徴収は、私たちの財務状況、経営結果、およびキャッシュフローに否定的な影響を与える可能性がある。
実際の税率の意外な変化や私たちの収入や他の納税申告書の審査による不利な結果は、私たちの財務状況や経営業績に悪影響を及ぼす可能性があります。
私たちはアメリカ連邦、州、そして地方税務当局から課税されている。私たちの将来の有効税率は、私たちの繰延税金資産と負債の推定値の変化、任意の税金推定免税額の予想発行時間と金額、または税収法律、法規、またはその解釈の変化を含む、多くの要因の変動や悪影響を受ける可能性がある。また、私たちはアメリカ連邦、州、地方税務機関による私たちの所得税、販売税、その他の取引税の監査を受けるかもしれない。このような監査の結果は私たちの財務状況と運営結果に悪影響を及ぼすかもしれない。
いくつかの過去の取引は、私たちの歴史上の米国NOLとそのような取引で得られたNOLの使用制限を引き起こした。
私たちがNOL(いくつかの以前の取引で得られたNOLを含む)を利用して、このような取引後の将来の課税収入を減少させる能力は、私たちが保証できない将来の収入を含む多くの要素に依存する。国税法第382条一般的には、これらの株主が3年間のスクロール期間内に当該会社の株式の実益所有権の総変化が50%を超えることを条件として、1社の株式又は特定の株主が当該会社の株式を売却又は交換することによる“所有権変更”の発生に年次制限を加える。当該等の損失繰越に関する限度額は、一般に(I)所有権変更直前の会社権益の公平時価に(Ii)を乗じることは、所有権変更発生当月の長期免税債券収益率のパーセンテージにほぼ相当する。所有権変更は，我々とこのような取引に参加するエンティティに関する上記の取引の結果であり，このような取引後に任意の履歴NOLを使用する能力制限を引き起こしていると考えられる(上記のように計算される).また、このような取引で買収された1社のNOLは、先の所有権の変更が発生したため、国内税法第382条によりさらに制限されている。
持続的または悪化したインフレ圧力および通貨政策の関連変化は私たちの商品、サービス、人員コストを上昇させる可能性があり、これは逆に私たちの資本支出と運営コストの上昇を招く可能性がある。
2021年以降、インフレは米国が注目し続けてきた問題だ。持続的なインフレ圧力は私たちの油田の貨物、サービスと人員コストの増加を招く可能性があり、これは逆に私たちの資本支出と運営コストの上昇を招く。持続的な高インフレ水準は、米国連邦準備委員会(Federal Reserve)や他の中央銀行が金利を継続的に上昇させる可能性があり、これは資金コストの上昇、経済成長の抑制を招く可能性があり、いずれの場合も、あるいは両者の結合は、私たちの業務の財務と運営業績を損なう可能性がある。
私たちはサイバーセキュリティの危険に直面している。ネットワークイベントは、情報の盗難、データの破損、運営中断、または財務損失を引き起こす可能性があります。
石油と天然ガス業界はデジタル技術に高度に依存して、ある探査、開発、生産、加工と流通活動を行う。例えば、私たちはデジタル技術に基づいて地震データを解釈し、掘削プラットフォーム、生産設備、収集システムを管理し、貯留層モデリングと埋蔵量推定を行い、財務と運営データを処理して記録する。燃料と電力の配管，製油所，発電所，分配点はますますコンピュータシステムを介して相互に接続されている。また、情報システムや関連インフラ、クラウドアプリケーションやサービスを含むデジタル技術に依存して、財務や運営データを処理して記録し、私たちの従業員や業務側とのコミュニケーション、地震や掘削情報の分析、石油や天然ガス埋蔵量の推定、私たちの業務に関連する他の活動にも依存しています。私たちはまた、従業員の個人識別情報、ならびに当社の独自の業務情報および顧客、サプライヤー、投資家、および他の利害関係者の情報を含む、通常のビジネスプロセスにおいて敏感なデータを収集して格納します。私たちのビジネスパートナーは、サプライヤー、サービスプロバイダ、私たちの製品の調達業者、金融機関を含み、デジタル技術にも依存しています。情報のセキュリティ処理、保守、転送は私たちの運営に重要であり、ネットワーク攻撃、セキュリティホール、または許可されていないアクセスを検出し、防止するために、私たちの重要な情報技術システムを監視します。これにともない，意図的な攻撃や意図しないイベントを含むネットワークイベントの頻度が増加し続け，ますます複雑になっている.我々はセキュリティ対策をとっているにもかかわらず、私たちの技術、システム、ネットワーク、ならびに私たちのサプライヤー、プロバイダおよび他のビジネスパートナーの技術、システム、ネットワークは、ネットワーク攻撃または情報セキュリティホールの目標となる可能性があり、これは、許可されていない配布、収集、監視、乱用、独自および他の情報の損失または破壊、または私たちの業務運営に対する他の干渉をもたらす可能性がある。また、当社のサプライヤー、サプライヤー、および他のビジネスパートナーのネットワークセキュリティホールは、当社の技術、システム、およびネットワークへの攻撃に便利になる可能性があります。さらに、監視のようないくつかのネットワークイベントは、より長い時間検出されないままに維持される可能性がある。水力圧裂の政治的敏感性とその相手が引き起こした論争を考慮して、私たちの技術、システム、ネットワークはあるイデオロギー団体の特別な興味を引き起こす可能性があり、彼らはネットワーク攻撃を発動することを求めて、それをその議題を推進する一つの方法とするかもしれない。私たちのシステムと保険カバー範囲はネットワークセキュリティリスクを防ぐのに十分ではないかもしれない。
サイバー攻撃の継続的な発展に伴い、私たちは、私たちの保護措置を修正または強化し続けるために、または任意のネットワーク攻撃の脆弱性を調査し、修復するために、多くの追加資源を必要とするかもしれない。特に、我々は、セキュリティ脅威を監視·緩和し、我々の人員、情報、施設、インフラの安全性を向上させるための様々なプログラムや制御を実施し、資本や運営コストの増加を招く可能性がある。ネットワーク攻撃またはセキュリティホールは、データプライバシー法に従って責任を負い、規制処罰、私たちの名声を損なう、または私たちに自信を失ったり、将来の発生を防止するために私たちの情報システムを修復したり、強化したりするための追加コストをもたらす可能性があり、これらはすべて私たちの業務、財務状況、または運営結果に重大な悪影響を及ぼす可能性があります。今まで、私たちはサイバー攻撃に関連したいかなる重大な損失も経験していない；しかし、私たちが未来にこのような損失を受けないという保証はない。したがって、これらのイベントのいずれかまたはそれらの組み合わせは、私たちのビジネス、財務状態、および運営結果に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。
私たちの普通株に関するリスクは
私たちの普通株は最近市場価格と取引量の変動を経験しており、将来そうし続けるかもしれない。
私たちの普通株の取引価格の変動は大きく、未来には似たような変動を受けるかもしれない。例えば、2023年には、私たちの普通株の終値は1株54.58ドルの低価格から1株85.24ドルの高値まで様々だ。私たちの普通株の取引価格は多種の要素の影響を受ける可能性があり、原油、天然ガスと天然ガス価格の変動、私たちの経営業績、私たちの収益予想の変化、肝心な人員の増減、私たちの財務状況と流動性、掘削活動、立法と法規の変化、原油と天然ガス探査開発業界の全体状況、全体経済状況及び証券市場の全体状況を含む。特に、原油、天然ガス、天然ガス価格の大幅または持続的な下落は、我々普通株の販売価格に実質的な悪影響を及ぼす可能性がある。本年度報告書に記載されている他のリスクも私たちの株価に大きな悪影響を及ぼす可能性があります
私たちの普通株はニューヨーク証券取引所に上場していますが、私たちの普通株は引き続き活発な公開市場になることを保証することはできません。あるいはニューヨーク証券取引所の上場要求を満たし続けることができます。もし私たちの普通株の活発な公開市場が継続できなければ、私たちの普通株の取引価格と流動性は実質的な悪影響を受けるだろう。もし私たちの株があっさりした取引市場や“変動”を持っていれば、私たちの普通株の市場価格は株式市場全体よりも大きく変動するかもしれない。大きな流通株がなければ、私たちの普通株の流動性はより広範な公有制会社の株よりも低くなるため、私たちの普通株の取引価格はより不安定になる可能性がある。また、活発な公開取引市場がない場合、投資家は米国での投資を現わすことができない可能性がある。
株主に配当金を支払う能力は、法律法規の適用に制限されており、信用手配と私たちの優先手形の管理を含むいくつかの債務協定の要求を受けています。
当社の普通株式保有者は、当社取締役会が適宜発表した現金配当金を受け取る権利しかありません。このような現金配当金は、合法的に当該金を支払うために使用できる資金から引き出すことができます。2021年5月、私たちは四半期基礎現金配当金を開始することを発表し、2022年3月に、取締役会は四半期可変現金配当金の開始を許可し、形式的にあるレバー目標に符合することを前提とした。いかなる将来配当金を派遣するかの決定は完全に当社の取締役会が適宜決定し、当社の取締役会の承認を経なければならない。当社取締役会は、当該等配当金(記録日、支払日及び実際の配当金金額を含む)のいずれかについての決定は、当社の収益性及び財務状況、契約制限、適用法律が適用される制限、及び当社取締役会が当該等の決定を行う際に関連すると考えられる他の要因に依存する。しかし、私たちは未来に現在の金額の配当金を支払うか、配当金を全く支払わないということをあなたに保証することはできません。当社取締役会は、任意の将来配当金の支払時間及び金額を適宜変更したり、株主に通知することなく、当社の普通株主への将来配当金の支払いを廃止することができます。私たちは株主に配当金を支払う能力が最低資本金の要求を含むいくつかの法律、法規、政策の制約を受けていると発表し、デラウェア州の会社として、私たちはデラウェア州会社法(“DGCL”)の配当に対するいくつかの制限を受けている。当社の規定によると、当社の取締役会は、当該配当金が当社の黒字から支払われない限り、又は当社が黒字でない場合は、配当金を発表した財政年度及び/又は前財政年度の純利益から支払うことを許可してはならない。また、株主に現金配当金を支払う能力は、信用手配や私たちの優先手形を管理する契約、または将来締結可能な契約を含む、現在参加している任意の債務協定における契約によって制限される可能性があります。このような異なる制限と制限のため、私たちはいつでも私たちの普通株の配当金支払いを減少またはキャンセルしなければならないかもしれない。その結果、配当金を支払うことができなければ、投資家は価格上昇後に彼らの普通株を売却することを余儀なくされる可能性があり、これは投資リターンを実現する唯一の方法として決して起こらないかもしれない。私たちの配当水準のどんな変化や支払い停止は、私たちの普通株の市場価格に実質的な悪影響を及ぼすかもしれない
わが社の登録証明書や定款、およびデラウェア州の法律には、買収入札や合併提案を阻止することができる条項が含まれており、そのような買収や合併が我々の株主の最良の利益に合致する可能性がある。
わが社の証明書は私たちの取締役会が株主の承認なしに優先株を発行することを許可しています。もし私たちの取締役会が優先株を発行することを選択したら、第三者は私たちを買収するのがもっと難しいかもしれない。また、当社の登録証明書や定款のいくつかの条項は、制御権の変更が株主に有利であっても、第三者が私たちの支配権を得ることを困難にする可能性があります
•株主提案及び取締役会選挙指名について株主会議で行動しなければならない事前通知規定；
•私たちの株主が特別会議を開いたり、書面で同意して行動する能力を制限します。
デラウェア州法律は、いかなる“利害関係のある株主”とのいかなる商業合併も禁止しており、これは、実益が私たちの株式の15%以上を所有する株主が、その株主が利害関係のある株主になってから3年以内に私たちを買収することができないことを意味し、取引などの様々な条件を満たさない限り、私たちの取締役会の承認を得ることができる。
Crestone Peak株主は私たちの普通株式の重要な保有者であり、私たちの管理と事務に影響を及ぼすいくつかの能力があるかもしれない。
本稿日までに，Crestone Peak株主は我々が発行した普通株の約18%を持ち，我々の総投票権の約18%を占めている.したがって、私たちはCrestone Peak株主が私たちの管理と問題に影響を及ぼす可能性があると信じている。また、新たな重要株主の存在は、敵意の買収を阻止し、支配権の変更や管理層の変動を延期または阻止するか、または我々の他の株主が彼らの最大利益または私たちの最大利益に合致すると考える取引を承認する能力を制限する可能性がある。
Crestone Peak株主が私たちの大量の普通株式の所有者であり続ける場合、それは株主の承認を必要とする事項に影響を与え続ける可能性がある。上記のいずれの事項においても、Crestone Peak株主と私たちの他の株主の利益には食い違いや衝突がある可能性がある。また、Crestone Peak株主が私たちの普通株の大部分の所有者であり続ける場合、このような所有権持分は、投資家が大量の株主を持つ会社の株を保有することが不利であると考えているので、私たち普通株の取引価格にも悪影響を及ぼす可能性がある。
私たちの会社登録証明書は、デラウェア州衡平裁判所が私たちの株主のために開始する可能性のあるいくつかのタイプの訴訟および訴訟の唯一および独占フォーラムを指定し、これは、私たちまたは私たちの役員、上級管理者、または他の従業員との紛争において有利な司法フォーラムを得ることができる私たちの株主の能力を制限するかもしれない。
吾等の会社登録証明書は、吾等が書面で代替裁判所を選択することに同意しない限り、唯一及び排他的な裁判所は、(I)吾等を代表して提起された任意の派生訴訟又は法律手続を処理し、(Ii)吾等を主張する任意の高級職員、従業員又は代理人が吾等又は吾等の株主に対する信頼責任に違反した訴訟、(Iii)DGCL、吾等の会社登録証明書又は当社定款の任意の規定に基づいて生じた吾等に対する任意の訴訟(又は解釈、適用又はその中の任意の規定を執行する任意の訴訟)を規定する。または(Iv)内務原則によって管轄されているクレームを我々に提起する任意の訴訟は、各事件において、上記衡平裁判所は、被告に指定された不可欠な当事者に対して所属者管轄権を有する。
私たちの独占法廷条項は証券法や取引法に基づいて提起されたクレームには適用されない。この条項がこのようなクレームに適用されると解釈できる範囲では、裁判所がそのようなクレームを実行するか否かについて裁判所選択条項に不確実性があり、いずれの場合も、私たちの株主は、連邦証券法およびその規則および法規の遵守を放棄したとはみなされない。当社の株式株式の権益を購入又はその他の方法で取得した者又は実体は、上記フォーラム選抜条項の通知を受けたとみなされ、当該通知に同意したとみなされる。この条項は、私たちまたは私たちの役員、上級管理職、または他の従業員と紛争することに有利だと思うクレームを司法法廷で株主が提出する能力を制限する可能性があり、このような訴訟を阻害する可能性があります。代替的に、裁判所がこの選択された裁判所条項が1つまたは複数の特定のタイプの訴訟または訴訟手続きに適用されないことを発見した場合、私たちは、他の管轄区域でそのような事項を解決することに関連する追加費用を生じる可能性があり、これは、私たちの業務、財務状況、将来性、または運営結果に悪影響を及ぼす可能性がある。
項目1 B未解決の従業員のコメント。
ない。
プロジェクト1 Cネットワークセキュリティです
私たちはサイバーセキュリティの危険が私たちの業務の重要な潜在的な危険だと思う。私たちの監査委員会は私たちのネットワークセキュリティと他の情報技術リスクに影響を及ぼすことを監視する。したがって、管理層は、四半期ごとまたは要求に応じて、ネットワークセキュリティや他の情報技術リスクに関する報告書を定期的に監査委員会に提出し、その定款によると、監査委員会は、一般に、我々の多くのより広範なリスク評価およびリスク管理政策を監督する責任がある。これらの管理更新は、情報セキュリティまたはデータプライバシーに関連する任意の潜在的リスクを監査委員会に通報することを目的としており、実施されている任意の関連緩和または修復ポリシーについて概説することができる。
私たちの情報技術副総裁のジェリーは、私たちのネットワークセキュリティ計画を指導し、首席行政官と会社秘書に直接報告し、より広範な高級管理チーム、取締役会、私たちの監査委員会と円滑なコミュニケーションルートを維持しています。Vigilさんは、当社のネットワークセキュリティ戦略を実施し、日常的な運営を管理し、イベント応答を調整し、業界のベストプラクティスと一致することを確実にするために、外部監査人と共に当社のセキュリティモデルとその実践および将来の取り組みを定期的に検討し、コンプライアンス要件を変更し、計画を遵守する業務目標を変更し、当社のネットワークセキュリティ状況およびリスク評価に関する最新の状況およびリスク評価について取締役会に定期的に提供しています。Vigilさんは25年以上の情報技術管理経験を持ち、2024年1月から当社の情報技術部の副社長を務めています。Vigilさん同じ所にいる
2014年5月からHighpoint Resources Corporationで職務を担当し，2021年4月まで我々と合併した。ヴァージルさんは、2021年4月~2023年12月までの間に取締役情報技術大臣を務めております。ヴァージルさんは、レージス大学のビジネス·テクノロジー·マネジメントとコンピュータ科学の学士号を取得しています。
私たちは強力なデータ保護とネットワークセキュリティ資源、技術、そしてプロセスシステムを維持する。私たちは新しい危険と変化する法律とコンプライアンス要求を定期的に評価する。私たちは私たちのデータ安全を保障するために、このようなリスクとコンプライアンス要求に対応するための戦略投資を行っている。私たちは敏感な情報の危険を監視し、このような危険を常に再評価する。私たちはまた職員たちに年間と持続的なネットワークセキュリティ意識訓練を提供する。私たちは長期的な情報セキュリティリスク計画を持っていて、この計画はアメリカ国家標準と技術研究院のネットワークセキュリティ枠組み、業界のベストプラクティス、プライバシー立法及びその他の全世界とローカル標準と法規に基づいて構築された。この計画は、当社の情報技術環境への脅威を積極的に管理し、ネットワークセグメント、セキュリティ監視、エンドポイント保護、アイデンティティおよびアクセス管理、ならびにデータ保護ベストプラクティスおよびデータ損失予防制御を含む多層セキュリティ制御を有する深さ防御方法を含む商用ソリューションおよび独自システムを配備し、これらすべては、私たちが所有または管理するすべての情報の機密性、完全性、および持続可能性を保護することを目的としている
私たちはまた、幅広い入社訓練要件と、毎月継続的に行われる会社データおよびデジタル資産を保護する訓練を含む、当社のネットワークセキュリティ計画のすべての面で外部専門知識および指導を取り入れているネットワークセキュリティ意識計画を採用しています。個人データに影響を与えるシステムを含む情報システムおよび関連制御の年間内部セキュリティ監査および脆弱性評価を完了する。また，我々はネットワークセキュリティの専門家を利用して，我々のネットワークセキュリティ計画と実践(我々のデータ保護実践を含む)に対する年間外部監査と客観的な評価を行い，的確な攻撃シミュレーションを行った.我々は絶えず我々の情報セキュリティ能力を強化し，新たに出現した脅威を防ぐとともに，ネットワーク事件を検出·対応する能力を高め，潜在的なネットワーク攻撃から回復する能力を最大限に向上させている.ネットワークセキュリティイベントに対応するための文書記録付き操作マニュアルを提供し、エンティティ複数の部門の協調を促進する強力なイベント応答計画を有する。また、データ漏洩が発生した場合にある程度の財務保護を提供するために、ネットワークセキュリティおよびネットワーク責任保険を購入した。我々の保険保証は，ネットワークに関する侵入や我々の計算環境の業務連続性中断などによる場合である.業界保険業者は毎年これらの保険証書を審査し、その間に私たちの安全実践、計画、プロセスと手続きを徹底的に開示、審査、評価して、私たちの保険能力を確定する。
過去3年間、私たちは何の重大な情報セキュリティホールも経験しておらず、私たちに重大な悪影響を及ぼす可能性のあるネットワークセキュリティリスクを合理的に認識していない。したがって、過去3年間、私たちは情報セキュリティ違反問題を解決するために何の重大な資本もかけておらず、その間、私たちは重大な違反に関連した罰金や和解によって何の重大な費用も発生しなかった。私たちのネットワークセキュリティリスクに関するより多くの情報は、“を参照してください”第1 A項。リスク要因- 私たちはサイバーセキュリティの危険に直面している。ネットワークイベントの発生は、情報の盗難、データの破損、運営中断、または財務損失を招く可能性があります.”.
第二項です財産です。
第2項で要求される資料は“第1項”に記載されている業務.業務参照されて本明細書に組み込まれる。
第三項です法律訴訟。
私たちは各種の通常の法律手続き、紛争とクレームの当事者であり、これらの訴訟、紛争とクレームは、原油と天然ガス探査と開発業界に影響を与える連邦と州法律法規、人身傷害クレーム、所有権紛争、特許権使用料紛争、契約クレーム、原油と天然ガス探査と開発に関連する汚染クレーム、環境クレームを含む、原油と天然ガス探査と開発に影響を与える連邦と州法律法規、人身傷害クレーム、所有権紛争、特許権使用料紛争、契約クレーム、原油と天然ガス探査と開発に関連する汚染クレーム及び環境クレームを含み、以前第三者に売却され、現在の業務に属さなくなった資産に関するクレームを含む。未解決の法的手続き、紛争またはクレームの最終結果、それによる私たちへの影響は正確には予測できませんが、最終的に不利な決定が下されれば、これらの事項は私たちの財務状況、運営業績、キャッシュフローに大きな悪影響を与えないと信じています。法律手続きや環境問題に関するその他の情報は、“を参照してください”第二部、項目8.財務諸表及び補足データ−付記6−引受金及び又は事項.”
法執行部門です政府当局が訴訟側であり，訴訟が潜在的な金銭制裁に関連している場合には，何らかの環境問題の開示を要求し，30万ドルを超える可能性があると考えられる。コロラド州の各法規とECMCが石油·天然ガス作業を管理する法規に違反しているとして、ECMCから違反の疑い(“NOAV”)の通知を受けた。コロラド州大気汚染制御部門から更なる通知も受けました。私たちは指定された違反を解決することについて議論を続け、分担された罰金は約60万ドルになると予想される。
第四項です炭鉱の安全情報開示。
適用されません。
第II部
第5項登録者は普通株式市場、関連株主事項及び発行者が株式証券を購入する。
登録者普通株式市場私たちの普通株はニューヨーク証券取引所に上場し、コードは“CIVI”です。
所有者。2024年2月23日現在、私たち普通株の登録所有者は約143人です。
配当政策。取締役会の許可を得て、現金配当金は四半期ごとに支払い、基数と可変部分から構成される。可変現金配当金は自由現金流量の50%に相当し、前の12ヶ月間の基本現金配当金とすべての買収と剥離活動の形式現金配当金を差し引いた後、形式的にあるレバー目標に符合すると仮定する
任意の将来配当金を支払う決定は完全に取締役会の適宜決定権内にあり、取締役会の承認を受けなければならない。取締役会が当該等の配当金の決定は、記録日、支払日及び配当の実際の金額を含み、我々の収益性及び財務状況、契約制限、適用法律に適用される制限、及び取締役会が当該等の決定を行う際に関連する他の要因に依存すると考えられる。また、私たちの信用スケジュールに含まれる契約と私たちの優先手形を管理する契約は、さらに議論されたように、私たちの普通株に対する現金配当金の支払いを制限しますプロジェクト8.財務諸表と補足データ−付記5−長期債務“この報告書の内容。
発行人が株式証券を購入する。次の表は、2023年12月31日までの3ヶ月以内に私たちが購入した普通株の情報を提供します。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 購入株式総数(2) | | 1株平均買い取り価格は1ドルです | | 会社の総数量： 購入した株は公開発表された計画または計画の一部である(1) | | まだ購入していない可能性のある計画や計画の最大額(千単位)(1) |
2023年10月1日-2023年10月31日 | 912 | | | $ | 79.11 | | | — | | | $ | 479,810 | |
2023年11月1日-2023年11月30日 | 366 | | | $ | 69.03 | | | — | | | 479,810 | |
2023年12月1日-2023年12月31日 | 87 | | | $ | 69.29 | | | — | | | 479,810 | |
| 合計する | 1,365 | | | $ | 75.78 | | | — | | | $ | 479,810 | |
_________________________
(1)2023年2月、取締役会は株式買い戻し計画を承認したことを発表し、この計画によると、2024年12月31日までに公開市場、私的協議の取引中、または大口取引、デリバティブ取引、または取引法第10 b 5-1条による購入によって、私たちの普通株の株を買収することができ、金額は10億ドル以下であり、そのような買い戻しに関連するいかなる費用、手数料またはその他の費用も含まれていない。2023年6月、Hibernia買収とTap Rock買収の発表に伴い、取締役会は株式買い戻し計画に基づいて買い戻しを許可した株式金額を10億ドルから5.00億ドルに減少させる。株式買い戻し計画は特定の数の株を購入する必要はなく、取締役会はいつでも修正または終了することができる。
(2)私たちの株式買い戻し計画以外の購入とは、制限的な株式奨励を付与する際に、個人所得税の源泉徴収義務を支払うために上級管理者、前上級管理者、幹部、従業員から差し止められた株のことです。差し押さえられた株式は、株式買い戻し計画に基づいて買い戻す普通株とはみなされない。
未登録の証券を売る。これまでに我々が2023年6月20日と2023年8月2日に米国証券取引委員会に提出した8-K表で報告した場合を除き、2023年12月31日までの年度内に未登録証券を販売していない。
株はグラフを表現する“取引法”第18節の場合、以下の業績グラフは、提出されたものとみなされてはならず、又は当該部分に規定されている他の責任の制約を受けているものとみなされてはならず、当該出願において具体的な引用によって明確に規定されていない限り、改正された“1933年証券法”又は“取引法”に基づいて提出された任意の出願に組み込まれてはならない。
以下の図は2018年12月31日から2023年12月31日までの5年間、著者らの普通株--標準プール500株式指数(S指数)と標準プール500石油ガス探査と生産指数(S指数)の累積株主総リターンを比較した。この図は，2018年12月31日に我々の普通株S指数とS O&G E&P指数に100億ドル投資したと仮定し，どの配当も再投資を行っていると仮定している.次の図の株価表現は必ずしも未来の株価表現を暗示しているとは限らない.
第6項[保留されている].
第7項：経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析。
以下の議論および分析は、我々の計画、戦略、目標、予期、意図、およびリソースに関する陳述を含むが、これらに限定されない前向きな陳述を含む。このような前向きな陳述は、以下の条項の下での私たちの開示と一緒に読まなければならない。“第I部--第1 A項。リスク要因“本テーブルは10-Kです。また，体積測定の異なる単位，表示された小数点桁数，丸め込みの組み合わせにより，表に表示された値から明示的に計算できない場合がある
本表格10−Kのこの部分では，2023年と2022年の結果，および2023年と2022年の間の年次比較を一般的に検討している。2021年プロジェクトに関する検討および2022年と2021年の間の同比比較は、本表格10-Kに含まれていなければ、存在することができる“第二部--第七項。 経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析2022年12月31日までの財政年度Form 10−K年度報告。
実行要約
私たちは独立した探査と生産会社で、原油と関連する液体豊富な天然ガスの買収、開発と生産に専念し、主にコロラド州のDJ盆地とテキサス州とニューメキシコ州の二畳紀盆地に分布している。私たちの第一の目標は、私たちの原油と天然ガス資源を責任を持って開発することで、株主リターンの最大化を実現することです。これを実現するために，我々は4つの基本的な柱を指導し，これらの柱は長期的で持続可能な価値を増加させることができると信じている。これらの柱は，自由キャッシュフローを生成し，一流の貸借対照表を維持し，株主にキャッシュバックすることと，ESGのリーダーシップを示すことである.
2023年の財務·経営実績
2023年12月31日までの年間財務·運営実績：
•2022年に比べて総販売台数は25%増加し、1日あたりの販売台数は273 Mboe/dに増加した(1)2022年期間の170 MBOP/dと比較して、それぞれの場合、主にHibernia買収とTap Rock買収の結果である
•発表された現金配当金は6.687億ドル、または1株当たり7.60ドル
•加重平均価格で1株61.21ドルで520万株の普通株を買い戻しました
•純利益は7.843億ドル、または1株当たり希釈後の収益は9.02ドル
•経営活動が提供するキャッシュフローは22億ドルだが、2022年は25億ドル。自由キャッシュフロー(2) 7億959億ドル、2022年には12億ドル
•2022年と比べ、埋蔵量が68%から697.8百万バレル増加したことは、主にHiberniaの買収とTap Rockの買収によるものであることが明らかになった。
(1)二畳紀盆地の平均日販売量は，Hibernia買収とTap Rock買収が2023年8月2日から2023年12月31日までの間の日数に基づいて計算される
(2)自由キャッシュフローは公認されていない会計基準の財務計量である。参照してください“自由キャッシュフローと経営活動が提供する現金の入金“と”流動性と資本資源“さらなる議論のために。
2023年の取引と運営
2023年8月2日、私たちはHiberniaとTap Rockの買収を完了した。Hiberniaの買収には、通常の取引後調整を含む合計約22億ドルの現金と引き換えに、ミデラン盆地の約38，000エーカーの純地といくつかの関連する石油および天然ガス資産が含まれている。Tap Rockの買収には、デラウェア州盆地の約30，000エーカーの純地といくつかの関連する石油と天然ガス資産を含み、通常の終値後調整を含む合計約15億ドルの現金と1350万株の私たちの普通株を交換する。また、2023年10月3日、著者らはVencer Energy，LLCと売買協定を締結し、いくつかの石油·天然ガス事業、権益及び関連資産(“Vencer買収”)を買収し、この買収はすでに2024年1月2日に完成した。Vencer買収には、Vencer買収完了時に支払われた約10億ドルの現金と730万株の私たちの普通株と、2025年1月3日までに支払われる5億5千万ドルの現金と引き換えに、ミデラン盆地の約44，000エーカーの純地が含まれている。買収した現金部分は手元現金と3種類の異なる優先手形の発行から資金を提供し、元金総額は37億ドル。参照してください“プロジェクト8.財務諸表と補足データ−付記2−買収·資産剥離” そして“プロジェクト8.財務諸表と補足データ−付記5−長期債務" さらなる議論に供する。
2023年、掘削、完全井戸、土地、中流資産への総資本支出は14億ドルだった。DJ盆地では，約2.0億台の掘削機と1.8万人の完成者を運営し，107本の総作業井(純額90.6%)を掘削でき，総作業井148本(純額124.3口)の販売を実現した。2023年8月に二畳紀資産を買収した後、約5.6台の掘削機と2.7名の完井人員を運営し、二畳紀盆地で55個の総作業井(純額44.4口)を掘削し、78本の総純額(66.0口)の作業井を販売できるようにした
業務の持続的な成長に加え、全体的な温室効果ガス削減目標の達成を支援するための計画も含めてESG計画を進めている。私たちの資本計画の中で、私たちは特定の改造計画と規則遵守を達成した。他の資本支出は炭素信用と再生可能エネルギー信用の購入に使用される。我々のコンプライアンスや温室効果ガス削減目標に関する支出は，我々の業務，財務状況，あるいは運営結果に実質的な影響を与えていない。
大口商品の価格と他の市場状況
原油と天然ガス業界は周期的であり、大口商品価格は内在的な波動性を持っている。大口商品価格は引き続き需給バランスに影響する各種マクロ経済要素の影響を受けている。2023年、2022年と比較して、世界の石油在庫の増加と蓄積の純影響、景気後退懸念、銀行業の不安定さ、イスラエル-パレスチナ紛争、ロシアとウクライナ戦争、南米の状況を含む他の原油·天然ガス生産国の政治状況の不確実性が低下した。オペック+は引き続き生産量を積極的に調整し、世界の石油市場を安定させようとし、2023年まで減産が続くと発表した
2022年と比較して、2023年のインフレ率は低下したが、過去平均を上回っている。インフレ圧力は経済減速および/または景気後退を招く可能性がある。経済の減速や衰退は、大口商品に対する短期的または長期的な需要低下を招き、供給過剰を招き、大口商品価格の下落を招く可能性がある。より低い価格とインフレコストは私たちの掘削計画に影響を及ぼすかもしれない。上述の不安定要素は世界金融市場の急激な変動を招き、全世界の原油と天然ガスの需給に不確定性が存在し、更に原油と天然ガス価格の変動性を増大させた。
次の図は，2023年12月31日と2022年12月31日までの数年間のNYMEX WTI原油とNYMEX天然ガスHHスポットの月平均価格を示している
_____________________________
(1)NYMEX WTI原油スポットの平均価格は，2023年12月31日と2022年12月31日までの年間平均価格はそれぞれ77.58ドルと94.90ドルであった。
(2)NYMEX天然ガスHHスポットの平均価格は，2023年12月31日と2022年12月31日までの年間それぞれ2.53ドルと6.45ドルであった。
原油と天然ガス需要の不確実性、将来のインフレ圧力に関連する通貨政策、および低炭素エネルギーへの移行を目的とした政府政策を考慮すると、将来の大口商品価格や原油と天然ガス需要の変動やレベルを予測することはできない。我々は定期的にNYMEX先物あるいは場外デリバティブ金融商品を使用して原油、天然ガス、NGLのデリバティブ契約を締結した
私たちの原油生産量はWTI基準価格より割増か割引があります。基準価格と私たちが受け取った価格との違いは、品質、位置、輸送面の調整を反映することができます。私たちのDJ盆地原油価格には高い品質レベルの価格とオクラホマ州クッシングへの輸送差額が含まれています。私たちの二畳紀盆地原油価格はクッシングとテキサス州ミデランの間の基礎差を含み、中クシュ差額と呼ばれています。2023年には、この差額は主に割増価格で販売されるが、基本差は変動し、異なる時間に変化する可能性がある。それらは市場動態、需給、そして全体的な生産と高度に関連している。
私たちの天然ガス生産は通常NYMEX Henry Hubの基準価格より低い価格で販売される。私たちのDJ盆地天然ガス生産はコロラド州間天然ガス(CIG)のために決定された価格で販売されており、私たちの二畳紀盆地天然ガス生産はテキサス州西部のWaha Hub生産に基づいています。我々がこの2つの盆地で得た天然ガス価格は，現場収集システム，圧縮·加工施設の能力，盆地から出力される輸送パイプラインの能力に関連している
盆地は、その多くが第三者によって所有され運営されている。私たちは定期的に天然ガスベース差保護スワップを行い、私たちの不利な市場変化の部分の開放を軽減する。
展望
私たちの2024年の掘削、完全井、土地、中流への資本投資は18億から21億ドルの間に予想され、DJ盆地と二畳紀盆地での開発計画を継続することに重点を置いている。私たちは資本支出の速度を制御し、それに悪影響を及ぼす可能性のある外部要素を定期的に監視するための運営上の柔軟性がある。したがって、私たちは年内に私たちの資本計画を修正するかもしれない
私たちの2024年資本計画は、掘削と130~150の総作業井を含む二畳紀盆地に約60%の資金を分配する。2024年にDJ盆地への資本投資は私たちの総資本計画の約40%を占め、その中には掘削と90から110の総作業油井の完成が含まれると予想される。私たちは引き続き私たちの予算中の資本支出を削減プロジェクト、法規の遵守、炭素信用と再生可能エネルギー信用を購入する。私たちは現在、今後の間、これらの計画によって指定された資本が、私たちの業務、財務状況、または運営結果に実質的な影響を与えないと予想している。
経営成果
以下の議論と分析は、我々の合併財務諸表とその付記と一緒に読まなければならないプロジェクト8本年度報告の10-K表。以下、説明した期間の業務の比較結果について説明する。
以下の表は、表示された時期における製品収入、販売量、および平均販売価格をまとめたものである | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 変わる | | 百分率変化 |
| 収入(千単位)： | | | | | | | |
原油販売(1) | $ | 2,775,364 | | | $ | 2,535,496 | | | $ | 239,868 | | | 9 | % |
天然ガス販売(2) | 305,629 | | | 691,903 | | | (386,274) | | | (56) | % |
| NGL販売 | 392,828 | | | 560,185 | | | (167,357) | | | (30) | % |
| 製品収入 | $ | 3,473,821 | | | $ | 3,787,584 | | | $ | (313,763) | | | (8) | % |
| | | | | | | |
| 販売量： | | | | | | | |
| 原油(MBbls | 36,726 | | | 27,651 | | | 9,075 | | | 33 | % |
| 天然ガス(MMCF) | 133,821 | | | 112,478 | | | 21,343 | | | 19 | % |
| NGL(MBbls) | 18,400 | | | 15,666 | | | 2,734 | | | 17 | % |
総販売量(MBOE) | 77,430 | | | 62,063 | | | 15,367 | | | 25 | % |
| | | | | | | |
平均販売価格(デリバティブを含まない)： | | | | | | | |
| 原油(1バレル) | $ | 75.57 | | | $ | 91.70 | | | $ | (16.13) | | | (18) | % |
| 天然ガス(MCFで計算) | 2.28 | | | 6.15 | | | (3.87) | | | (63) | % |
| NGL(Bblあたり) | 21.35 | | | 35.76 | | | (14.41) | | | (40) | % |
| 合計(1バレル) | 44.86 | | | 61.03 | | | (16.17) | | | (26) | % |
| | | | | | | |
平均販売価格(デリバティブを差し引いて)(3): | | | | | | | |
| 原油(1バレル) | $ | 73.95 | | | $ | 79.17 | | | $ | (5.22) | | | (7) | % |
| 天然ガス(MCFで計算) | 2.22 | | | 4.47 | | | (2.25) | | | (50) | % |
| NGL(Bblあたり) | 21.35 | | | 33.14 | | | (11.79) | | | (36) | % |
合計(1バレル)(3) | 43.98 | | | 51.73 | | | (7.75) | | | (15) | % |
_____________________________
(1)原油販売には2023年12月31日現在、2023年12月31日現在、2022年12月31日までの年度第三者からの130万ドルと60万ドルの原油輸送収入は含まれておらず、これらの収入には関連する販売量はない。
(2)天然ガス販売には，2023年12月31日，2023年12月31日，2022年12月31日までの年度第三者からの410万ドルと320万ドルの天然ガス収集収入は含まれておらず，これらの収入には関連する販売量はない。
(3)デリバティブを差し引いた平均販売価格は非公認会計基準の財務指標である。デリバティブ前の平均販売価格とデリバティブ後の平均販売価格の入金については、本表格10-Kの“第7項.経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析--非公認会計基準財務計量”を参照されたい。
この期間の運営地域別の原油、天然ガス、天然ガスの販売量を以下の表に示す
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 | | 百分率変化 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023-2022 | | 2022-2021 |
| 原油(MBbls | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 28,925 | | | 27,651 | | | 9,385 | | | 5 | % | | 195 | % |
| 二畳紀盆地 | 7,801 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 合計する | 36,726 | | | 27,651 | | | 9,385 | | | 33 | % | | 195 | % |
| 天然ガス(MMCF) | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 110,339 | | | 112,478 | | | 36,763 | | | (2) | % | | 206 | % |
| 二畳紀盆地 | 23,482 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 合計する | 133,821 | | | 112,478 | | | 36,763 | | | 19 | % | | 206 | % |
| NGL(MBbls) | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 14,199 | | | 15,666 | | | 4,934 | | | (9) | % | | 218 | % |
| 二畳紀盆地 | 4,201 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 合計する | 18,400 | | | 15,666 | | | 4,934 | | | 17 | % | | 218 | % |
総販売量(MBOE) | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 61,514 | | | 62,063 | | | 20,445 | | | (1) | % | | 204 | % |
| 二畳紀盆地 | 15,916 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 合計する | 77,430 | | | 62,063 | | | 20,445 | | | 25 | % | | 204 | % |
平均日販売量(MBOE/d) | | | | | | | | | |
| DJ盆地 | 168 | | | 170 | | | 56 | | | (1) | % | | 204 | % |
二畳紀盆地(1) | 105 | | | — | | | — | | | 100 | % | | — | % |
| 合計する | 273 | | | 170 | | | 56 | | | 61 | % | | 204 | % |
_____________________________
(1)二畳紀盆地の平均日販売量は、Hibernia買収取引が完了して2023年8月2日から2023年12月31日までのTap Rock買収取引までの日数に基づいて計算される。
製品総収入は2023年12月31日現在で35億ドルと8%低下しているが、2022年12月31日現在の製品総収入は38億ドルである。低下は主にデリバティブの影響を含まない大口商品の総定価が26%低下したためであるが、Hibernia買収とTap Rock買収(2023年8月2日完成)による二畳紀盆地での資産買収による総販売量の25%増加分は相殺された。
次の表には，期間中の商品デリバティブや生産コストの影響を含まない原油，天然ガス，天然ガス販売価格に関する情報を示す。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 平均販売価格 | | |
| 十二月三十一日までの年度 | 原油.原油 (各Bbl)(1) | | 天然ガス(MCFで計算)(2) | | NGL (各Bbl) | | 生産コスト (Per Boe)(3) |
| 2023 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 74.01 | | | $ | 2.54 | | | $ | 23.01 | | | $ | 3.93 | |
| 二畳紀盆地 | $ | 81.37 | | | $ | 1.07 | | | $ | 15.75 | | | $ | 6.59 | |
| 合計する | $ | 75.57 | | | $ | 2.28 | | | $ | 21.35 | | | $ | 4.47 | |
| 2022 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 91.70 | | | $ | 6.15 | | | $ | 35.76 | | | $ | 3.25 | |
| 2021 | | | | | | | |
| DJ盆地 | $ | 65.41 | | | $ | 3.84 | | | $ | 34.68 | | | $ | 3.41 | |
_____________________________(1)DJ盆地の原油販売には，2023年12月31日，2022年，2021年12月31日までの年度まで，それぞれ第三者からの130万ドル，60万ドル，100万ドルの石油輸送収入は含まれておらず，これらの収入には関連する販売量はない。
(2)DJ盆地の天然ガス販売には，2023年12月31日，2022年，2021年12月31日までの年度まで，それぞれ第三者からの410万ドル，320万ドル，360万ドルの天然ガス収集収入は含まれておらず，これらの収入には関連する販売量はない。
(3)販売総額で計算されるBOEごとのレンタル運営費用と中流運営費用のことで、従価税や解散税は含まれていません。
表に示す期間の運営費用(単位は千ですが、BOE金額は含まれていません)： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 | | | | |
| | 2023 | | 2022 | | 変わる | | 百分率変化 |
| 運営費用： | | | | | | | |
| リース経営費 | $ | 301,288 | | | $ | 169,986 | | | $ | 131,302 | | | 77 | % |
| 中流運営費用 | 45,080 | | | 31,944 | | | 13,136 | | | 41 | % |
| 収集、輸送、加工 | 290,645 | | | 287,474 | | | 3,171 | | | 1 | % |
| 解散費と従価税 | 276,535 | | | 305,701 | | | (29,166) | | | (10) | % |
| 探索 | 2,178 | | | 6,981 | | | (4,803) | | | (69) | % |
| 減価償却、損耗、償却 | 1,171,192 | | | 816,446 | | | 354,746 | | | 43 | % |
| 未解明財産の遺棄と減価 | — | | | 17,975 | | | (17,975) | | | (100) | % |
| 取引コスト | 84,328 | | | 24,683 | | | 59,645 | | | 242 | % |
| 一般と行政費用 | 161,077 | | | 143,477 | | | 17,600 | | | 12 | % |
| その他の運営費 | 7,437 | | | 2,691 | | | 4,746 | | | 176 | % |
総運営費 | $ | 2,339,760 | | | $ | 1,807,358 | | | $ | 532,402 | | | 29 | % |
| | | | | | | |
選定された運営費用(BOEごと)： | | | | | | | |
| リース経営費 | $ | 3.89 | | | $ | 2.74 | | | $ | 1.15 | | | 42 | % |
中流運営費用(1) | 0.58 | | | 0.51 | | | 0.07 | | | 14 | % |
| 収集、輸送、加工 | 3.75 | | | 4.63 | | | (0.88) | | | (19) | % |
| 解散費と従価税 | 3.57 | | | 4.93 | | | (1.36) | | | (28) | % |
| | | | | | | |
| 減価償却、損耗、償却 | 15.13 | | | 13.16 | | | 1.97 | | | 15 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 取引コスト | 1.09 | | | 0.40 | | | 0.69 | | | 173 | % |
| 一般と行政費用 | 2.08 | | | 2.31 | | | (0.23) | | | (10) | % |
選定した運営費合計(BOEごと) | $ | 30.09 | | | $ | 28.68 | | | $ | 1.41 | | | 5 | % |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
_____________________________
(1) 私たちの中流資産は私たちのDJ盆地業務と完全に関連している。二畳紀盆地の生産量をこの計算から除外すると、1バレル当たり0.22ドル、あるいは43%になり、一定期間の変化につながる。
レンタル運営費用我々のレンタル運営費は2023年12月31日までの年間で77%増加し，2022年12月31日現在の1.7億ドルから3.013億ドルに増加し，BOEあたり42%増加した。1バレルあたりのリース運営費用の増加は主に二畳紀盆地の化学処理と水処理コストの上昇，特にTap Rockの買収によるニューメキシコ州の油井コストの上昇，DJ盆地の労働力，電力，賃貸料などの分野のインフレ影響である。
中流運営費用です2023年12月31日までの1年間で，我々の中流運営費は41%増加し，2022年12月31日現在の3190万ドルから4510万ドルに増加し，同等のベースでBOEあたり14%増加した。中流運営費の増加は，主に圧縮機や配管に対する約500万ドルのメンテナンスサービスと，我々の労働コスト増加による約400万ドルである。
収集、輸送、加工2023年12月31日までの1年間で収集，輸送，加工費用は320万ドル増加し，2022年12月31日現在の2億875億ドルから2.906億ドルに増加し，1%に増加し，同等ベースでBOEあたり19%低下した。Hibernia買収とTap Rock買収が負担する大部分の中流契約について言えば、収集、輸送及び加工コストは制御権移譲後に発生する；そのため、このなどのコストは原油及び天然ガス販売中の純額に入金される。そのため，1バレルあたりの採取費，輸送費，加工費は時間の経過とともに低下した。
解散費と従価税。*出国税とは、当社が事業を運営している州が、当社が生産している原油、天然ガス、およびNGLの価値に応じて徴収する税金のことです。従価税とは、私たちがいる特定の司法管轄区域が、私たちの地域の不動産の評価価値に基づいて徴収する税収のことです。テキサス州での業務について、私たちの不動産の評価価値は割引キャッシュフロー方法を用いて決定されました。コロラド州とニューメキシコ州での私たちの業務について、評価価値は、販売されている原油、天然ガス、NGLの価値から輸送と加工による様々なコストを差し引いて決定される。
2023年12月31日までの1年間で，我々の解散費と従価税は10%低下し，2022年12月31日現在の3.057億ドルから2兆765億ドルに低下し，同等ベースでBOEあたり28%低下した。2022年同期と比較して、2023年12月31日までの年間製品収入は8%低下し、今年度の解散費と従価税が低かった。また，BOEごとの解散費と従価税の逓増減少は主にテキサス州でHibernia社を買収することによる製品収入の増加であり，コロラド州やニューメキシコ州に比べてHibernia社が徴収する解散費や従価税は通常低い。
減価償却、損耗、償却。*2023年12月31日までの年度、我々の減価償却、損失、償却費用(“DD&A”)は43%増加し、2022年12月31日現在の8.164億ドルから12億ドルに増加し、BOEあたりの減価償却、損失、償却費用(DD&A)は同等に15%増加しました。2023年と2022年には、それぞれ52億ドルと13億ドルを投資して原油と天然ガス資産を開発·買収する。原油や天然ガス属性に関するDD&Aは，明らかにされた埋蔵量と販売量に直接関連している。DD&A総支出の増加は主にHibernia買収とTap Rock買収による販売量の25%増加によるものである。また，BOEあたりのDD&A費用とDD&A費用の増加は，明らかにされた埋蔵量に対する最大財基数の割合の増加により損失率が増加したためである.
遺棄と減価が明らかにされていない財産2022年12月31日までに，地点の評価と非コア遺留地点の代わりに新規買収地点で代替したため，1，800万ドルの未確認物件の廃棄·減値が生じた。2023年12月31日までの年次では，遺棄や減価はなく，物件は明らかにされていない。
取引コスト2023年12月31日までの年間で、8，430万ドルの短期融資費と、Hibernia買収、Tap Rock買収、Vencer買収に関する法律、コンサルタント、その他のコストが発生した。2022年12月31日までの年間で、2470万ドルの法律、コンサルタント、その他のBison買収(以下の定義)と2021年第4四半期に完了した他の合併に関するコストが発生しました。参照してください“プロジェクト8.財務諸表と補足データ−付記2−買収·資産剥離” さらなる議論に供する。
一般と行政費用です2023年12月31日までの1年間で，我々の一般·行政費は12%増加し，2022年12月31日現在の1兆435億ドルから1兆611億ドルに増加し，同等のベースでBOEあたり10%低下した。一般や行政費が増加した要因は従業員数の増加と専門サービスの増加であったが，慈善寄付金の減少分は増加した費用を相殺した。2023年12月31日までの年間総販売量は2022年同期に比べて25%増加したため、BOEあたりの一般·行政費は低下した。
派生収益(損失)純額。彼は言いました2023年12月31日までの年間のデリバティブ収益は930万ドルであり、これは私たちの未平倉に対する市場価格が低いことによる公平な市場価値調整であるが、一部は現金決済によって相殺されている
損失する。2022年12月31日までの年度、私たちのデリバティブ損失3.352億ドルは現金決済損失のためですが、市場価格が私たちの未平在庫を下回ったため、公正時価調整収益部分はこの損失を相殺しました。参照してください“項目8.財務諸表と補足データ−付記9−派生ツール” さらなる議論に供する。
利息支出2023年12月31日と2022年12月31日までの年間の利息支出はそれぞれ1兆827億ドルと3220万ドルだった。2023年12月31日と2022年12月31日までの年間平均未返済債務はそれぞれ21億ドルと4億355億ドルだった。列挙された各期間の利息支出は以下のように構成される(千計) | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 |
| 高級付記 | $ | 154,607 | | | $ | 22,521 | |
| 信用手配 | 12,100 | | | 115 | |
| 信用手配の承諾料と信用状費用 | 6,231 | | | 5,099 | |
| 繰延融資コストの償却 | 9,293 | | | 4,464 | |
| | | |
| 融資リース | 509 | | | — | |
利子支出総額 | $ | 182,740 | | | $ | 32,199 | |
所得税費用それは.2023年、2023年、2022年12月31日の年度まで、私たちの所得税支出は2.152億ドルと4.057億ドルで、税引き前収入の有効税率はそれぞれ21.5%と24.5%だった。私たちの有効税率はアメリカ法定連邦所得税率21%と異なり、原因は州所得税、株式による補償奨励の超過税収優遇と不足、保険を受けた個人補償に対する税収制限、推定免税額の変化、その他の永久的な差の影響である。ご参照ください “項目8.財務諸表と補足データ−付記12−所得税” さらなる議論に供する。
流動性と資本資源
私たちの主要な流動資金源は、経営活動のキャッシュフロー、信用手配下の利用可能な借入能力、株式および/または債務資本市場取引の潜在的収益、資産売却の潜在的収益、および他の源を含む。我々の利用可能な流動資金を経営活動，運営資本要求，資本支出，買収，債務削減，株主への資本返還，一般会社目的に用いることができる
私たちの経営活動の主なキャッシュフロー源は原油、天然ガス、天然ガスの販売です。そのため、大口商品価格の変化や私たちの販売台数の変化により、私たちのキャッシュフローは大きな変動の影響を受けています。これらの大口商品の価格は多くの私たちがコントロールできない要素によって推進され、全世界と地域の製品需給、インフレと通貨政策の影響、天気、製品流通、製油と加工能力、監督管理制限とその他のサプライチェーン動態などの要素を含む。
2023年12月31日現在、私たちの流動性は22億ドルで、その中には手元11億ドルの現金と私たちの信用ツール上の11億ドルの利用可能な借金能力が含まれている。信用手配項目下の借入能力は主に著者らに帰属する原油と天然ガス権益に分配された明らかにされた埋蔵量の価値に基づいている。2023年8月2日、私たちはHibernia買収とTap Rock買収を完成し、同時に信用手配を改訂し、私たちの当選約束総額を10億ドルから18.5億ドルに増加させ、借金ベースを18.5億ドルから30億ドルに増加させ、総最高信用約束を20億ドルから40億ドルに増加させた。この報告書が提出された日まで、私たちの信用手配の利用可能な借入能力は14.5億ドルだった。さらに、信用計画の期限は2028年8月まで延長された。次に予定する借入金基数再決定日は2024年5月に予定されている。
信用手配は慣用的な陳述、各種のプラス及び負の契約及びいくつかの財務契約を含み、(A)私たちの総合負債と未計算利息、所得税、減価償却、損失及び償却前の収益、探査費用及びその他の非現金費用(“許可純レバー率”)の最高比率(“許可純レバー率”)が3.00~1.00であり、及び(B)流動比率(当時貸借可能な未使用承諾を含む)は1.00~1.00を下回ってはならない。2023年12月31日まで、私たちは信用手配されたすべての契約を遵守し、本報告書を提出しました。参照してください“プロジェクト8.財務諸表と補足データ−付記5−長期債務“より多くの情報を得るために。
私たちの重大な短期現金需要には、Vencer買収の対価格、経営活動、運営資本需要、資本支出、配当金と契約債務の支払いが含まれる。私たちが様々な契約義務やその他の義務から得た長期現金需要には、債務義務と関連利息支払い、会社輸送と最低数量協定、税収、資産廃棄義務、レンタルが含まれています。参照してください“項目8.財務諸表と補足データ” もっと情報を知っています。私たちの将来の短期的および長期的な資本需要は、大口商品価格、市場状況、私たちが利用可能な流動性と融資、原油と天然ガス資産の買収と剥離、掘削プラットフォームと完成者の利用可能性、完全井サービスのコスト、掘削プロジェクトの成功、土地と業界パートナーの問題、天気遅延、掘削約束を持つレンタル契約の買収、その他の要素を含むが、多くの要素に依存するだろう。私たちは定期的にどのような資源を考慮して、債務と株式融資を含み、私たちの未来の財務義務、計画の資本支出、流動性の要求を満たすことができる。
これらの要求された資金は、上述した流動資金源の任意の組み合わせによって提供されることができる。私たちは私たちの2024年資本計画が運営キャッシュフローによって資金を提供すると予想している。私たちは何の保証も提供できませんが、私たちが予想している運営キャッシュフロー、手元現金、および私たちの信用手配の利用可能な借入能力に基づいて、本報告書を提出してから12ヶ月の間、現在の予想に基づいて、これらの需要に資金を提供するのに十分な資本があると信じています。
次の表は、示す期間のキャッシュフローと他の財務指標(千単位)をまとめたものである | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 |
| 経営活動が提供する現金純額 | $ | 2,238,760 | | | $ | 2,477,041 | |
投資活動のための現金純額 | (5,243,155) | | | (1,306,095) | |
| 融資活動提供の現金純額 | 3,363,076 | | | (657,368) | |
| 現金、現金等価物、制限された現金 | 1,126,815 | | | 768,134 | |
| 買収業務は，現金買収後の純額を差し引く | (3,655,612) | | | (236,160) | |
| 原油と天然ガス資産を買収する | (154,855) | | | (97,453) | |
| 原油と天然ガスの性質の探査と開発 | (1,352,388) | | | (967,096) | |
経営活動
私たちの経営活動の純現金流は主に大口商品価格、販売量、大口商品派生製品の純決済、運営コスト及び一般と行政費用の影響を受けています。2022年の25億ドルと比較して、2023年の経営活動で提供される純現金が2兆383億ドルから22億ドル減少したのは、主に大口商品価格の低下、運営コスト、取引コストの上昇によるものだが、一部は私たちのデリバティブの現金純決済額の減少によって相殺されている。次の文を参照して“経営成果これらの変化を推進する要因に関するより多くの情報は、上記にアクセスしてください。
投資活動
油井の原油と天然ガスの生産量が生産開始の数年前に急速に低下するにつれて、私たちは私たちの原油と自然備蓄の代わりに、私たちの生産量を維持し、増加させるために、引き続き大量の資本を投入する必要がある。将来的に資本や資金が得られない場合、私たちは私たちの資本投資の資金源として、私たちの運営キャッシュフローと私たちの循環信用手配下の流動性に限定します。
2023年12月31日までの投資活動のための現金純額は52億ドルで、主に(I)買収業務を差し引いて買収された現金37億ドル、(Ii)原油·天然ガス資産14億ドルの探査開発、(Iii)買収金1.613億ドル、および(Iv)原油·天然ガス資産1兆549億ドルの買収によるものである。原油と天然ガス資産を売却して得られた9050万ドルはすべての投資活動を部分的に相殺した。
2022年12月31日までの年度の投資活動のための現金純額は13億ドルで、主に9.671億ドルの原油·天然ガス資産の探査·開発、買収業務、買収を差し引いた現金2.362億ドル、原油と天然ガス資産の9750万ドルの買収である。
融資活動
2023年12月31日までの年度、融資活動が提供する現金純額は34億ドルで、主に2028年優先債券の発行、2030年優先債券、2031年優先債券の収益37億ドル、および信用手配純借款7.5億ドルであったが、支払われた6.603億ドルの配当金、3.204億ドルの普通株買い戻しと解約、4580万ドルの繰延融資コスト、および1340万ドルの普通株の返還部分と引き換えに従業員の源泉徴収税の支払いが相殺された。
2022年12月31日までの年度の融資活動のための現金純額は6.574億ドルで、主に5.369億ドルの配当金を支払ったため、7.5%の優先手形1.0億ドルを償還し、1960万ドルの普通株返還と引き換えに従業員の源泉徴収税金を支払った。
非公認会計基準財務指標
EBITDAXと純収入の入金
調整後のEBITDAXは，利息，所得税，減価償却，損失と償却，探査費用およびその他の非現金や非日常的な費用を差し引く前の収益である。調整されたEBITDAXには、経営業績の比較可能性に影響を与えると考えられるいくつかの項目は含まれておらず、一般的な非日常性またはその時間および/または金額が合理的に見積もることができない項目を排除することができる。調整後のEBITDAXは私たちが提案した非GAAP測定基準であり、投資家とアナリストに有用な追加情報を提供し、業績測定基準として、探査、開発、買収、返済のために内部で資金を調達する能力を分析するために使用されると考えられるからである。私たちはまた、調整されたEBITDAX比率に基づく信用手配による財務契約の制約を受けている。参照してください“プロジェクト8.財務諸表と補足データ−付記5−長期債務私たちの信用手配下の金融契約のより多くの情報については、本報告を参照されたい。また、調整後のEBITDAXは専門研究アナリストと他の人によって原油と天然ガス探査と生産業界会社の評価、比較と投資提案に広く応用されている。調整後のEBITDAXは、純収益、経営活動として提供される純現金或いは公認会計基準に基づいて作成された他の利益又は流動性指標の代替品として単独で考慮すべきではない。調整後のEBITDAXには純収入に影響を与える項目はいくつも含まれていないため，調整後のEBITDAX金額は他社の類似指標と比較できない可能性がある
次の表にGAAP純収入財務計量と調整後EBITDAXの非GAAP財務計量の入金(千)を示す
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 |
| 純収入 | | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | |
| 探索 | | 2,178 | | | 6,981 | |
| 減価償却、損耗、償却 | | 1,171,192 | | | 816,446 | |
| 未解明財産の遺棄と減価 | | — | | | 17,975 | |
未使用の約束とその他(1) | | 5,013 | | | 3,641 | |
| 取引コスト | | 84,328 | | | 24,683 | |
株に基づく報酬(2) | | 34,931 | | | 31,367 | |
非日常性一般と行政費用 (2) | | — | | | 18,037 | |
導関数損失 | | (9,307) | | | 335,160 | |
| 派生現金決済損失 | | (68,246) | | | (576,802) | |
| 利子支出 | | 182,740 | | | 32,199 | |
利子収入 (3) | | (33,347) | | | — | |
財産取引損失，純額 | | 254 | | | (15,880) | |
| 所得税費用 | | 215,166 | | | 405,698 | |
| 調整後EBITDAX | | $ | 2,369,190 | | | $ | 2,347,585 | |
_________________________
(1)他の営業費用の一部として添付されている営業報告書を計上する。
(2)一般·行政費用の一部として添付業務報告書に盛り込まれている。
(3)その他の収入の一部として添付された経営報告書に盛り込まれています。
自由キャッシュフローと経営活動が提供する現金の入金
自由キャッシュフローは非公認会計基準の補充財務計量であり、経営活動によって提供された現金純額によって計算されるが、経営資産と負債の変動、原油と天然ガス資産の探査と開発、資本支出に関連する運営資本変動及び炭素信用の購入前に計上されていない。自由キャッシュフローが提供する追加情報は、投資家が既存の原油や天然ガス資産から現金を生成する能力を評価し、将来の探査·開発活動に資金を提供し、株主にキャッシュバックするのに役立つ可能性があると信じている。自由キャッシュフローは流動性の補完的な測定基準であり、いくつかの必要な現金支出を含まないため、業務キャッシュフローの代替品とみなされてはならない
次の表に経営活動によって提供されるGAAP財務指標と自由キャッシュフローの非GAAP財務指標(千単位)との間の入金を示す
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 |
| 経営活動が提供する現金純額 | | $ | 2,238,760 | | | $ | 2,477,041 | |
プラス：営業資産と負債の変動、純額 | | (71,932) | | | (276,141) | |
| 営業資産と負債変動前の営業キャッシュフロー | | 2,166,828 | | | 2,200,900 | |
減：原油と天然ガス属性の探査と開発 | | (1,352,388) | | | (967,096) | |
減算：資本支出に関する運営資本変動 | | (12,349) | | | (7,679) | |
削減：炭素クレジットと再生可能エネルギークレジットの購入 | | (6,151) | | | (7,298) | |
| 自由キャッシュフロー | | $ | 795,940 | | | $ | 1,218,827 | |
埋蔵量PV−10と標準化計量との入金が明らかになった
PV-10は標準化された測定基準に由来し、これは最も直接比較可能なGAAP財務測定基準である。PV−10は税引前に標準化措置を計算した。PV−10は，適用日に将来の所得税を控除する前の基準尺度に等しく，10%割引で計算される。PV−10の列報は，将来の会社所得税を考慮する前に明らかにされた純埋蔵量が占めるべき将来の純キャッシュフローを示し，我々の原油と天然ガス資産の相対的な通貨的意義を評価する有用な指標であることを示しているため，投資家に関連して有用であると信じている。私たちは私たちの原油と天然ガス資産に関連した潜在的な投資収益を評価する際にこの測定基準を使用する。しかし，PV−10は標準化措置に代わることはできない。我々のPV-10測定基準と標準化測定基準はすべて私たちの原油と天然ガス埋蔵量の公正な価値を反映できない。
次の表は、列挙された期間までのGAAP標準財務計測と非GAAP PV-10財務計測との入金(百万単位)を提供する | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2013年12月31日まで |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
標準化測定 | | $ | 8,269.3 | | | $ | 7,927.5 | | | $ | 4,412.1 | |
| 将来の所得税の現在価値は10%で割引される | | 1,110.7 | | | 1,906.8 | | | 915.1 | |
PV-10 | | $ | 9,380.0 | | | $ | 9,834.3 | | | $ | 5,327.2 | |
デリバティブ後の平均販売価格の調節
デリバティブ後の平均販売価格は1種の非GAAP財務指標であり、それは商品デリバティブ由来現金収入或いは支払いの純影響を含み、これらの現金収入或いは支払いは著者らの現金フロー表に報告し、デリバティブ前の平均販売価格に計上し、これは最も直接比較可能なGAAP財務指標である。デリバティブ後の平均販売価格の列報は，我々の商品デリバティブの各時期における実際の現金表現を反映する有用な手段であり，経営陣や我々の株主にとっても我々の価格リスク管理計画の有効性を決定する上で有用であると信じている。
以下の表は、本報告に列挙された期間中の派生製品の前の平均販売価格のGAAP財務指標と派生製品後の非GAAP財務指標の入金を提供する：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 |
原油の平均販売価格(1) | | $ | 75.57 | | | $ | 91.70 | |
派生ツールの影響、純額(Bblあたり)(3) | | (1.62) | | | (12.53) | |
原油平均販売価格(デリバティブを差し引く) | | $ | 73.95 | | | $ | 79.17 | |
| | | | |
天然ガスの平均販売価格(1立方メートル)(2) | | $ | 2.28 | | | $ | 6.15 | |
派生ツールの影響、純額(MCFで計算)(3) | | (0.06) | | | (1.68) | |
天然ガス平均販売価格(デリバティブを差し引いた)(1立方メートル) | | $ | 2.22 | | | $ | 4.47 | |
| | | | |
NGL平均販売価格(1バレル) | | $ | 21.35 | | | $ | 35.76 | |
派生ツールの影響、純額(Bblあたり)(3) | | — | | | (2.62) | |
NGL平均販売価格(デリバティブを差し引いた)(1バレル) | | $ | 21.35 | | | $ | 33.14 | |
_________________________
(1)原油販売には2023年12月31日現在、2023年12月31日現在、2022年12月31日までの年度第三者からの130万ドルと60万ドルの原油輸送収入は含まれておらず、これらの収入には関連する販売量はない。
(2)天然ガス販売には，2023年12月31日，2023年12月31日，2022年12月31日までの年度第三者からの410万ドルと320万ドルの天然ガス収集収入は含まれておらず，これらの収入には関連する販売量はない。
(3)デリバティブは私たちが受け取った原油、天然ガス、天然ガスの価格を経済的に比較した。2023年12月31日までの原油および天然ガス由来現金決済損失はそれぞれ5，950万ドルおよび870万ドルだった。2022年12月31日までの年度、原油、天然ガス、NGLの派生現金決済損失はそれぞれ3.464億ドル、1.894億ドル、4100万ドルだった。参照してください“項目8.財務諸表と補足データ−付記9−派生ツール” より多くの情報を得るために。
肝心な会計見積もり
我々の財務状況と経営結果の検討と分析は、私たちの連結財務諸表を基礎とし、これらの報告書は公認会計基準に基づいて作成された。これらの声明の準備には私たちが必要です
いくつかの仮定、判断、および推定が行われ、これらの仮定、判断および推定は、財務諸表を統合した日までの資産、負債、収入および費用の報告金額、または資産、負債、および約束の開示に影響を与える。私たちは持続的な基礎の上で私たちの推定と仮定を評価する。私たちは歴史的経験と様々なことから当時の状況では合理的な仮説で私たちの推定を分析していると思います。事実や状況の変化や補足情報は推定数の改訂を招く可能性があり，実際の結果はこれらの推定数とは異なる可能性がある.重要な会計推定に関する以下の議論は、会計推定または仮定の性質が重大であるすべての重要な会計分野に関連していると信じており、これは、高度に不確実な事項またはそのような事項の変化感受性に必要な主観的および判断力の程度によるものである。我々の重要な会計政策は“項目8.財務諸表と補足データ−付記1−重要会計政策の概要.”
原油と天然ガスの性質
証明された財産私たちは成功的な会計方法の下で私たちの石油·天然ガス資産を計算する。この方法では，開発井のコストは実証された資産に資本化され，これらの井が成功しても失敗してもよい。資本化された掘削と完全井コストは，リースや油井設備，無形開発コスト，運営支援施設を含み，開発埋蔵量が明らかになったと推定される生産単位法を用いて枯渇している。明らかにされたリースコストも枯渇しているが、生産単位法は推定に基づく総明らかな埋蔵量である。損失費用の計算は，修復，解体と廃棄コストおよび期待されるすくい取り設備収益を考慮した
事件や状況が明らかになった物件の帳簿価値が回収できない可能性があることを示した場合，明らかになった物件の減価状況を評価する。帳簿価値が未割引の将来の現金流量純額を超えた場合、減値は公正価値に応じて計量と記録される。一般的に見積市場価格が不足していることが明らかになったため、推定された将来の純現金流量を単一割引金額に変換する推定技術を用いて公正価値を推定する。この推定の重要な投入および仮定には、備蓄量、将来の運営および開発コスト、将来の大口商品価格(適用の差額を含む)と市場ベースの加重平均資本コスト率が含まれるが、これらに限定されない。減値評価のための予想される将来のキャッシュフローには、明らかにされた生産埋蔵量に関連する将来の販売量およびリスク調整された明らかにされた未開発埋蔵量が含まれる。
未確認財産未開発賃貸契約取得コストを含む未明らか物件は，明らかにされた物件に譲渡されるまで枯渇されない。賃貸コストは，関連物件の評価や明らかになった埋蔵量を構築する際に明らかにされた物件に移行し続けている。未確認財産は、資本化または減価を継続するかどうかを決定するために定期的に評価される。管理層は、未開発リースの減価コストを四半期ごとに評価し、残りのレンタル条項、将来の掘削計画、およびこれらの計画を実行する資金利用可能性、大口商品価格の見通し、最近の運営実績、貯蔵層の性能および地質状況、および私たちまたは他の市場参加者が最近類似した面積取引所で受け取った価格推定に基づく面積価値を考慮することである。未確認財産の帳簿価値が回収できない可能性があると規定されている場合は、回収可能テストを行います。もし帳簿額面が可能及び備蓄可能な関連の未割引未来の現金流量の純額を超えた場合、減値は公正な価値によって計量及び入金される。未確認物件は通常見積もりの市場価格が不足しているため、推定された将来の純現金流量を単一割引金額に変換する推定技術を使用して公正価値を推定する。この推定の重要な投入および仮定には、備蓄量、将来の運営および開発コスト、将来の大口商品価格(適用の差額を含む)と市場ベースの加重平均資本コスト率が含まれるが、これらに限定されない。減値審査のための予想される将来のキャッシュフローには、可能かつ可能な準備金に関連する将来の販売量が含まれる。未開発賃貸の見積もり非生産性部分の仮定が変化し、追加の減価費用を招く可能性があります。
原油と天然ガス埋蔵量これらの成功した努力計算方法は，明らかにされた原油と天然ガス埋蔵量の推定に内在的に依存している。備蓄量と将来の純キャッシュフローに関する推定は、生産単位損失と評価が確認され、確認されていない減価財産を計算する際の重要な投入である。原油と天然ガス埋蔵量を推定と評価する過程は非常に複雑であり、現有の地質、地球物理、工事と経済データを評価し、精確に測定できない原油と天然ガスの地下埋蔵量を推定する必要がある。そこで、私たちは原油と天然ガスの埋蔵量の見積もりを準備するために第三者石油コンサルタントを招いた。明らかにされた原油と天然ガス埋蔵量推定の作成に使用される重要な投入と工事仮説には，埋蔵量，将来の運営と開発コスト，歴史的大口商品価格，および登録後5年以内に明らかにされた未開発埋蔵量を生産可能資産に変換する能力が初歩的に明らかにされている。
多くの要素は、追加の開発活動、絶えず変化する生産歴史及び絶えず変化する経済条件下で絶えず生産の実行可能性を再評価することを含むため、特定の物件のデータも時間の経過とともに重大な変化が発生する可能性がある。そのため、既存の埋蔵量推定値を修正した。明らかにされた埋蔵量の見積もりが低下すれば，我々が記録した消費費用の比率が増加し，将来の純収益が減少する。埋蔵量の変化による損失率計算の変化は前向きである。また，埋蔵量推定の低下は，明らかにされていない減価物件の評価結果に影響する可能性がある。減値は確認の期間に計上される。
私たちは未来の大口商品価格を予測できない。しかし，2023年12月31日までに明らかにされた埋蔵量推定を敏感に分析したところ，原油と天然ガス価格は約10%(その他のすべての要因は不変)低下しており，原油と天然ガスの価値が埋蔵量の価値に最も影響を与えていることが明らかになったからである。したがって、私たちの明らかな埋蔵量は19.6百万トン減少し、減少幅は3%になるだろう。準備金の減少はDD&AレートをBOEあたり0.49ドル増加させます 税引き前収入を減少させました 3810万ドル 2023年12月31日までの年度。この推定の影響は、2023年12月31日までの利用可能なデータに基づいており、将来のイベントは、我々のDD&Aレートを異なる調整する必要があるかもしれない。2023年，2023年または2022年12月31日までに，我々が明らかにしていない物件に関する重大な減価費用は確認されていない。埋蔵量推定に関するより多くの情報は、追加の原油感受性と歴史埋蔵量改訂の記述を含む、参照されたい“第1部--プロジェクト1.-ビジネス”, “第1部--項目2.財産”, そして“項目8.財務諸表と補足データ− 付記16-石油·天然ガス生産活動の開示” 本報告書の他の部分に含まれている。
企業合併
私たちの業務戦略の一部として、私たちは原油と天然ガス資産を定期的に買収している。我々は買収方法を利用して企業の買収を計算する.この方法によれば、買収コストまたは買収価格を買収日の公正価値に応じて、買収した資産と負担する負債に割り当てる。購入価格が資産および負債に割り当てられた公正価値金額を超える任意の部分を営業権と記す。買収価格は購入した純資産の見積もり公正価値のいずれかの差額を下回っており、経営報告書には駆け引き買収収益と記されている。
2023年には、会計買収法の下で2つの事業合併、Hibernia買収、Tap Rock買収を計上した。資産の買収や負債を担う公正な価値を見積もる際には、様々な仮説を立てている。その中で最も重要な仮説は、明らかにされていない物件に割り当てられた推定公正価値に関連し、Hiberniaによる23億ドルの買収とTap Rock買収26億ドルを招いた。著者らが買収した明らかにされていない石油·天然ガス資産の公正価値は十分な市場データが不足している可能性があるため、著者らは第三者推定専門家を招いて公正価値推定の作成に協力した。我々は，キャッシュフロー手法を用いて，市場参加者の仮定に基づいている.重大な判断と仮定は，埋蔵量と分類，掘削計画の進捗，将来の大口商品価格，将来の開発·リース運営コスト，備蓄調整係数，および買収時に決定される市場に基づく加重平均資本コストの割引率を含むこれらの推定に固有である。明らかにされていない物件の公正価値を推定する際には、予備調整係数は可能かつ可能な埋蔵量に適用される。Hibernia買収事項とTap Rock買収事項の買収価格の代価はそれぞれ22億ドルと25億ドルであり、すでに買収日の公允価値によって買収した資産と負担した負債を分配し、商業権或いは買収収益の駆け引きがない。
買収による資産の見積もり公正価値は、私たちの総合財務諸表に掲載された将来の経営業績に重大な影響を与える可能性がある。例えば、明らかにされた物件に属するより高い公正価値は、より高いDD&A費用をもたらし、より低い純収入をもたらす。以上のように，明らかかつ明らかにされていない物件に割り当てられた推定公正価値は，埋蔵量，将来の商品価格および開発·運営コストの見積もりに依存する。備蓄数量または将来の商品価格が買収日の公正価値推定を決定するための投入よりも低い場合、いくつかのコストは回収不可能と判断される可能性が高くなり、将来の減価費用の可能性が増加する可能性がある。
さらに、分配された公正価値と資産と負債の課税ベースとの間の任意の差の繰延税項目を記録した。繰延税項は、買収日にすでに資産を買収し、負債及び繰越損失を負担する既存の資料に基づいて決定されているが、このような見積もりは後日他の資料の公表によって変わる可能性がある。
インフレと定価の影響
米国の2023年の平均インフレ率は4.1%、2022年は8.0%、2021年は4.7%だった。2023年と2022年の間、私たちは運営·開発計画において労働力、電力、その他の重要なコストのコスト上昇を経験したが、2023年12月31日まで、2022年または2021年12月31日までの運営実績に実質的な影響を与えなかった
原油と天然ガス価格の上昇に伴い、私たちの作業区の掘削活動が増加し、私たちは往々にして油田サービスと設備コストのインフレ圧力を経験する。価格の重大な変化は現在の収入源、未来の埋蔵量の推定、借金基数の計算、損失費用、石油と天然ガス資産の減価評価、資産廃棄債務及び売買取引中の物件価値にも影響する。価格の実質的な変化は石油や天然ガス会社の価値やそれらが開発した油井に関する収益率に影響する可能性があり、資金調達、借金、人員の維持能力を阻害する可能性がある。大口商品価格と掘削活動の増加に伴い、掘削と掘削掘削と掘削掘削と油田サービス会社の契約を含む部品、材料、労働力とその他の必要な掘削と完了関連資源に関するコストが増加した。
プロジェクト7 A市場リスクに関する定量的で定性的な開示。
原油と天然ガス価格リスク
私たちの財務状況、経営成果、資本資源は当時の原油と天然ガス市場価格に大きく依存している。我々がコントロールできない様々な要因により、これらの大口商品価格は広範な変動と市場不確定性の影響を受けている。原油と天然ガス価格に影響を与える要素は、世界の原油と天然ガスに対する需要レベル、全世界の原油と天然ガス供給、原油輸出国が生産割当量を制定し、遵守する状況、天然ガス需要を決定する天気条件、代替燃料の価格と獲得可能性、現地と世界の政治及び全体の経済状況を含む。将来の原油と天然ガス価格の予測にはある程度の確実性はあり得ない。原油と天然ガス価格の持続的な疲弊は私たちの財務状況や経営業績に悪影響を及ぼす可能性があり、経済的に生産できる原油や天然ガス埋蔵量を減少させる可能性もある。私たちの原油と天然ガス埋蔵量のいかなる減少も、価格変動による減少を含めて、探査と開発活動のために資本を得る能力に悪影響を及ぼす可能性がある。同様に、原油と天然ガス価格のどのような改善も私たちの財務状況、経営業績、資本資源に有利な影響を与えるだろう。米国証券取引委員会の原油と天然ガス価格が10%下落すれば，我々の明らかな埋蔵量は3%減少し，2023年12月31日までのPV−10価値は約18%または16億ドル減少する。米国証券取引委員会の原油と天然ガス価格が10%上昇すれば，我々の明らかな埋蔵量は2%増加し，2023年12月31日現在のPV−10価値は約18%または17億ドル増加することが明らかになった。
PV-10は非公認会計基準の財務指標である。参照してください“プロジェクト7.経営陣の財務状況と経営成果の検討と分析−非公認会計基準財務計測−この非公認会計基準の財務指標に対する管理職の議論に使用される。
大口商品価格派生契約
私たちの主な大口商品リスク管理目標は私たちの貸借対照表を保護することだ。我々は定期的にNYMEX先物あるいは場外デリバティブ金融商品を使用して原油、天然ガス、NGLのデリバティブ契約を締結した。私たちが使用する派生ツールのタイプは、ドロップ、カラー、基底差保護スワップ、およびコールオプションを含む。契約決済時(S)には、関連市場商品価格が我々の契約スワップ価格又は襟の上限実行価格を超えた場合には、取引相手に契約に関する生産量の差額を支払う必要がある。一般的に、このお金は顧客から現金支払いを受ける前の15営業日以内に支払われる。これはデリバティブ決済と支払い収入の間のキャッシュフローに悪影響を及ぼすかもしれない。大口商品価格の下落の潜在的なマイナス影響を減らす可能性があるが、実物市場の有利な価格変化のメリットを実現できない可能性もある。2023年12月31日までの未償還デリバティブについて、相関指数長期曲線は、10%アップまたは下シフトすると、それぞれ我々のデリバティブ収益を8，110万ドルまたは8，230万ドル増加させると仮定している。参照してください“項目8.財務諸表と補足データ−付記9−派生ツール“派生活動表の要約に使用します。
金利.金利
2023年12月31日まで、私たちの信用ツールには7億5千万ドルの残高があります。この報告書の提出日までに、私たちの信用スケジュールには4.0億ドルの残高がある。私たちの信用ツール下の借金は変動金利で利息を計算し、この金利は予備基本金利または保証のある隔夜融資金利にリンクして、私たちが選択します。このような金利のどんな増加も私たちの運営業績とキャッシュフローに悪影響を及ぼす可能性がある。2023年12月31日と本報告書の提出日まで、私たちは信用手配されたすべての金融と非金融契約を遵守しました。
取引相手と顧客信用リスク
我々のデリバティブ活動に関連して、我々はデリバティブ取引の形で金融機関にリスクを開放している。2023年12月31日と本報告書の提出日までに、私たちのデリバティブ契約は15社の取引相手と調印されました。これらの取引相手はすべて信用ローン機関グループのメンバーであり、投資レベルの信用格付けを持っています。しかし、もし私たちの取引相手が契約規定の義務を履行できなかったら、私たちは経済的損失を受けるかもしれない。
私たちの原油と天然ガスの売掛金はある重要な顧客の手に集中しているため、私たちも信用リスクに直面しています。私たちの重要な顧客は私たちに対する彼らの義務を履行できないか、あるいは彼らの倒産や清算は私たちの財務業績に悪影響を及ぼすかもしれません。私たちは顧客の信用格付け、支払い履歴、財務資源を審査しますが、顧客に担保の提供を要求しません。2023年12月31日まで、私たちの信用損失は取るに足らない。
わが製品の即売性
わが製品の即売性は、第三者製油所の可用性、近隣度と能力、地域トラック輸送、パイプラインと鉄道インフラ、天然ガス収集システムと加工施設にある程度依存する。私たちはトラック輸送サービス、パイプライン、鉄道施設を通じて原油と天然ガスを生産しているが、私たちはこれらの施設を持っていない。これらのシステムおよび施設の利用可能性や容量の不足は、私たちの生産価格を低下させたり、生産井閉鎖や不動産開発計画の遅延または中断を招く可能性があります。
私たちの生産の一部はまた多くの他の理由で時々中断または閉鎖される可能性があります。事故、天気、現場労働問題、またはストライキ、あるいは市場状況に応じて自発的に減産するかもしれません。もし私たちの大量生産が同時に中断されれば、私たちのキャッシュフローに悪影響を及ぼすかもしれない。
第8項財務諸表と補足データ。
独立公認会計士事務所報告
Civitas Resources，Inc.の株主と取締役会へ。
財務諸表のいくつかの見方
我々は、添付Civitas Resources，Inc.及びその付属会社(“当社”)が2023年12月31日まで、2023年及び2022年12月31日までの総合貸借対照表、2023年12月31日までの3年度の各年度の関連総合経営報告書及び全面収益、株主権益及びキャッシュフロー、及び関連付記(総称して“財務諸表”と呼ぶ)を監査した。財務諸表は，当社の2023年12月31日まで，2023年12月31日と2022年12月31日までの財務状況，および2023年12月31日までの3年度の経営結果とキャッシュフローをすべての重要な面で公平に反映しており，米国公認の会計原則に適合していると考えられる。
また、米国上場企業会計監督委員会(PCAOB)の基準に基づいて、トレデビル委員会原資産組織委員会が発表した“内部統制-総合枠組み(2013)”で確立された基準に基づいて、2023年12月31日までの財務報告内部統制を監査し、会社の2024年2月27日の報告に対して無保留意見を発表した
意見の基礎
これらの財務諸表は会社の経営陣が責任を負う。私たちの責任は私たちの監査に基づいて会社の財務諸表に意見を発表することです。私たちはPCAOBに登録されている公共会計士事務所で、アメリカ連邦証券法およびアメリカ証券取引委員会とPCAOBの適用規則と法規に基づいて、私たちは会社と独立しなければなりません。
私たちはPCAOBの基準に従って監査を行っている。これらの基準は、財務諸表に重大な誤報がないかどうかに関する合理的な保証を得るために、エラーによるものであっても不正であっても、監査を計画し、実行することを要求する。我々の監査には、財務諸表の重大な誤報リスクを評価するプログラム、エラーによるものであれ詐欺であっても、これらのリスクに対応するプログラムを実行することが含まれています。これらの手続きは、財務諸表中の金額および開示に関連する証拠をテストに基づいて検討することを含む。我々の監査には、経営陣が使用する会計原則の評価と重大な見積もり、財務諸表の全体列報を評価することも含まれています。私たちは私たちの監査が私たちの観点に合理的な基礎を提供すると信じている。
重要な監査事項
以下に述べる重要な監査事項とは、財務諸表を当期監査する際に生じる、監査委員会に伝達または要求された事項であり、これらの事項は、(1)財務諸表に対して大きな意味を有する勘定または開示に関し、(2)私たちが特に挑戦的で主観的または複雑な判断に関するものである。重要な監査事項の伝達は、財務諸表全体に対する私たちの意見をいかなる方法でも変えることはなく、以下の重要な監査事項を伝達することによって、重要な監査事項またはそれに関連する勘定または開示について個別の意見を提供することもない。
石油と天然ガスの性質と枯渇が明らかになった−埋蔵量が明らかになったと推定される−連結財務諸表付記1参照−
重要な監査事項の説明
当社は石油·天然ガス資産の資本化コストを，推定埋蔵量の解明に基づく生産単位法で提案していることを明らかにした。当社は、当社が登録後5年以内に未開発埋蔵量を生産可能物件に変換する能力を明らかにしたことを含む、埋蔵量の発展には経営陣の重大な推定と仮定が必要であることが明らかになったと推定している。同社は独立備蓄エンジニアを招聘し，これらの推定と仮定および工事データを用いて石油と天然ガスの数量を推定している。これらの仮定の変化は会社の備蓄の見積もり数に大きな影響を与える可能性がある。
経営陣の重大な判断を踏まえ、会社の推定で明らかになった埋蔵量の数を評価するための監査プログラムを実行し、5年以内に明らかになった未開発埋蔵量を生産可能資産に変換することに関する経営陣の推定と仮定を含め、監査役の高度な判断力とより大きな努力が必要である。
監査で重要な監査事項をどのように処理するか
我々の監査プログラムは、明らかにされた埋蔵量に関する経営陣の重大な判断と仮定と、5年以内に明らかにされた未開発埋蔵量を生産可能資産に変換する監査プログラムに関するものである
我々は、5年間の転換計画に関する制御措置を含む、会社が明らかにした埋蔵量推定に関する制御措置の設計、実施、運行有効性をテストした。
我々は、以下のように会社の推定埋蔵量と経営陣の5年間転換計画の合理性を評価した
•会社の埋蔵量、将来の生産量と歴史生産量を比較する。
•履歴減少曲線の推定値との比較により，収量減少曲線の合理性を評価した。
•予測と未開発石油ガス埋蔵量をすでに明らかにされている開発石油ガス埋蔵量に変換した歴史データと比較した。
•予測を会社の掘削計画および掘削計画に対する資本利用可能性と比較する
•経営陣と取締役会との内部コミュニケーションを検討する。
•予測は、会社のプレスリリースおよび会社とそのある同業者会社のアナリストや業界報告に含まれる予測情報と比較する。
我々は，埋蔵量を明らかにするための方法を含め，独立埋蔵量エンジニアリング会社が専門家を管理する経験，資格，客観性を評価した。
買収と剥離−石油·天然ガス資産の推定−連結財務諸表付記1と付記2を参照−
重要な監査事項の説明
総合財務諸表付記2で述べたように、当社は買収事項の中でHibernia Energy III、LLC&Hibernia Energy III-B、LLC(“Hibernia”)及びTap Rock AcquisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLC及びTap Rock NMB 10 Holdings，LLC(“Tap Rock”)を買収し、これらの買収事項は買収日に公価値に応じて計量された資産及び負債、石油及び天然ガス資産の公允価値を含む。経営陣は買収した石油及び天然ガス資産の公正価値を推定する際に重大な判断を行い、その中で石油及び天然ガス価格上昇要素、備蓄調整要素及び加重平均資本コスト比率を含む割引キャッシュフローモデルの使用に関連している
HiberniaとTap Rockの石油と天然ガス資産を買収することを決定するプログラムは重要な監査事項の主な考慮要素である：(I)管理層の重大な判断は、前の重要な監査事項で議論されたように、石油と天然ガス資産を買収する公正な価値計量を制定する際に、独立会計士事務所を用いて石油と天然ガス価格上昇係数、埋蔵量調整係数、加重平均資本コスト比率を推定することである。(Ii)核数師が高度な判断力、主観性及び実行手順及び以前の重要な監査事項について討論された性質を評価する重大な仮定、及び石油及び天然ガス価格上昇要素、備蓄調整要素及び加重平均資本コスト率に関する現金流量モデルの割引に使用される仮定；及び(Iii)監査作業は専門技能及び知識を持つ専門家を使用することに関連している。
監査で重要な監査事項をどのように処理するか
私たちの監査手続きは、石油と天然ガスの価格上昇要素、備蓄調整要素と加重平均資本コスト率に関する経営陣の重大な判断と仮定に関連し、以下を含む
•石油·天然ガス価格上昇要因、備蓄調整要因、石油·天然ガス資産推定値の買収に用いられる加重平均資本コスト率に関する会社仮説に関する制御措置の設計、実施、運営効果をテストした
•我々は，割引キャッシュフローモデルの妥当性を以下の点で評価する
◦キャッシュフローモデルで使用されている基礎データの完全性と正確性をテストする.
◦経営陣が使用している石油と天然ガス価格上昇要素、埋蔵量調整要素と加重平均資本コスト率に関する重大な仮定の合理性を評価した。
◦専門技能と知識を持つ専門人員を利用して、石油と天然ガス価格上昇要素、埋蔵量調整要素と加重平均資本コスト率を含む割引キャッシュフローモデルの評価に協力した。
•前の重要な監査事項で議論されたように、石油·天然ガス価格上昇要因、備蓄調整要因、加重平均資本金利を推定する方法を含む独立した会計士事務所である経営陣の専門家の経験、資格、客観性を評価した。
/s/ 徳勤法律事務所
コロラド州デンバー市
2024年2月27日
2019年以来、当社の監査役を務めてきました。
Civitas Resources，Inc.そして付属会社
合併貸借対照表
(千単位で、1株当たりを除く) | | | | | | | | | | | |
| 12月31日まで |
| 2023 | | 2022 |
| 資産 | | | |
| 流動資産： | | | |
| 現金と現金等価物 | $ | 1,124,797 | | | $ | 768,032 | |
| 売掛金、純額： | | | |
原油と天然ガス販売 | 505,961 | | | 343,500 | |
| 共同権益その他 | 247,228 | | | 135,816 | |
| 派生資産 | 35,192 | | | 2,490 | |
| 所得税を前納する | 9,552 | | | 29,604 | |
| 買い入れ保証金 | 163,164 | | | — | |
| 前払い費用とその他 | 58,518 | | | 48,988 | |
| 流動資産総額 | 2,144,412 | | | 1,328,430 | |
| 財産と設備(成功法)： | | | |
| 証明された性質 | 12,738,568 | | | 6,774,635 | |
| 減算：減価償却、減価償却、償却累計 | (2,339,541) | | | (1,214,484) | |
| 財産の総数，純額が明らかになった | 10,399,027 | | | 5,560,151 | |
| 未証明の性質 | 821,939 | | | 593,971 | |
| 開発中の油井 | 536,858 | | | 407,351 | |
その他の財産と設備、減価償却累計額を差し引く#ドル9,8082023年と$7,3292022年 | 62,392 | | | 49,632 | |
| 財産と設備の合計 | 11,820,216 | | | 6,611,105 | |
派生資産 | 8,233 | | | 794 | |
| 使用権資産 | 94,606 | | | 24,125 | |
| | | |
| 他の非流動資産 | 29,852 | | | 6,945 | |
| 総資産 | $ | 14,097,319 | | | $ | 7,971,399 | |
| 負債と株主権益 | | | |
| 流動負債： | | | |
| 売掛金と売掛金 | $ | 565,708 | | | $ | 295,297 | |
| 生産税に対処する | 421,045 | | | 258,932 | |
原油と天然ガスの所得分配に対応する | 766,123 | | | 538,343 | |
| 派生負債 | 18,096 | | | 46,334 | |
| | | |
| 資産廃棄債務 | 31,116 | | | 25,557 | |
| リース責任 | 45,298 | | | 13,464 | |
| 収入を繰り越す | 4,501 | | | — | |
| 流動負債総額 | 1,851,887 | | | 1,177,927 | |
| 長期負債： | | | |
高級手形、純額 | 4,035,732 | | | 393,293 | |
| 信用手配 | 750,000 | | | — | |
| 従価税 | 313,753 | | | 412,650 | |
| 派生負債 | — | | | 17,199 | |
| 繰延所得税負債純額 | 564,781 | | | 319,618 | |
| 資産廃棄債務 | 305,716 | | | 265,469 | |
| リース責任 | 50,240 | | | 11,324 | |
| 収入を繰り越す | 43,889 | | | — | |
| 総負債 | 7,915,998 | | | 2,597,480 | |
| 引受金及び又は有事項(付記6) | | | |
| 株主権益： | | | |
優先株、$.01額面は25,000,000株式を許可してありません卓越した | — | | | — | |
普通株、$.01額面は225,000,000株式を許可して93,774,901そして85,120,2872023年12月31日現在、2023年12月31日現在、2022年12月31日現在の発行済み債券と未償還債券 | 5,004 | | | 4,918 | |
| 追加実収資本 | 4,964,450 | | | 4,211,197 | |
| 利益を残す | 1,211,867 | | | 1,157,804 | |
| 株主権益総額 | 6,181,321 | | | 5,373,919 | |
| 総負債と株主権益 | $ | 14,097,319 | | | $ | 7,971,399 | |
付記はこれらの連結財務諸表の構成要素である。
Civitas Resources，Inc.そして付属会社
連結業務報告書
(千単位で、1株当たりを除く) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 営業純収入： | | | | | | |
| 原油、天然ガス、天然ガス販売 | | $ | 3,479,240 | | | $ | 3,791,398 | | | $ | 930,614 | |
| 運営費用： | | | | | | |
| リース経営費 | | 301,288 | | | 169,986 | | | 52,391 | |
| 中流運営費用 | | 45,080 | | | 31,944 | | | 17,426 | |
| 収集、輸送、加工 | | 290,645 | | | 287,474 | | | 64,507 | |
| 解散費と従価税 | | 276,535 | | | 305,701 | | | 65,113 | |
| 探索 | | 2,178 | | | 6,981 | | | 7,937 | |
| 減価償却、損耗、償却 | | 1,171,192 | | | 816,446 | | | 226,931 | |
| 未解明財産の遺棄と減価 | | — | | | 17,975 | | | 57,260 | |
| 取引コスト | | 84,328 | | | 24,683 | | | 43,555 | |
一般と行政費用(#ドルを含む)34,931, $31,367、と$15,558(株ベースの報酬) | | 161,077 | | | 143,477 | | | 65,132 | |
その他の運営費 | | 7,437 | | | 2,691 | | | 8,299 | |
| 総運営費 | | 2,339,760 | | | 1,807,358 | | | 608,551 | |
| その他の収入(支出)： | | | | | | |
派生収益純額 | | 9,307 | | | (335,160) | | | (60,510) | |
| 利子支出 | | (182,740) | | | (32,199) | | | (9,700) | |
| 物件取引損益，純額 | | (254) | | | 15,880 | | | 1,932 | |
| その他の収入(費用) | | 33,661 | | | 21,217 | | | (2,006) | |
その他費用合計 | | (140,026) | | | (330,262) | | | (70,284) | |
| 所得税前営業収入 | | 999,454 | | | 1,653,778 | | | 251,779 | |
所得税費用 | | (215,166) | | | (405,698) | | | (72,858) | |
| 純収入 | | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | | | $ | 178,921 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 普通株式1株当たり収益： | | | | | | |
| 基本的な情報 | | $ | 9.09 | | | $ | 14.68 | | | $ | 4.82 | |
| 薄めにする | | $ | 9.02 | | | $ | 14.58 | | | $ | 4.74 | |
| 加重平均普通株式発行済み | | | | | | |
| 基本的な情報 | | 86,240 | | | 85,005 | | | 37,155 | |
| 薄めにする | | 86,988 | | | 85,604 | | | 37,746 | |
付記はこれらの連結財務諸表の構成要素である。
Civitas Resources，Inc.そして付属会社
合併株主権益報告書
(千単位で、1株当たりを除く) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | その他の内容 | | | | |
| | 普通株 | | 支払い済み | | 保留する | | |
| | 株 | | 金額 | | 資本 | | 収益.収益 | | 合計する |
残高、2020年12月31日 | | 20,839,227 | | | $ | 4,282 | | | $ | 707,209 | | | $ | 333,761 | | | $ | 1,045,252 | |
| 買収によって発行する | | 63,397,194 | | | 634 | | | 3,403,216 | | | — | | | 3,403,850 | |
| 発行済み制限普通株 | | 415,856 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 税金の源泉徴収用株 | | (125,740) | | | (4) | | | (5,923) | | | — | | | (5,927) | |
| 株式オプションの行使 | | 46,309 | | | — | | | 1,585 | | | — | | | 1,585 | |
| 株に基づく報酬 | | — | | | — | | | 15,558 | | | — | | | 15,558 | |
| 株式承認証を発行する | | — | | | — | | | 77,463 | | | — | | | 77,463 | |
現金配当金，$1.161株当たり | | — | | | — | | | — | | | (61,704) | | | (61,704) | |
| 純収入 | | — | | | — | | | — | | | 178,921 | | | 178,921 | |
残高、2021年12月31日 | | 84,572,846 | | | 4,912 | | | 4,199,108 | | | 450,978 | | | 4,654,998 | |
| | | | | | | | | | |
| 発行済み制限普通株 | | 855,073 | | | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
| 税金の源泉徴収用株 | | (316,793) | | | (3) | | | (19,586) | | | — | | | (19,589) | |
| 株式オプションの行使 | | 9,161 | | | — | | | 308 | | | — | | | 308 | |
| 株に基づく報酬 | | — | | | — | | | 31,367 | | | — | | | 31,367 | |
| | | | | | | | | | |
現金配当金，$6.291株当たり | | — | | | — | | | — | | | (541,254) | | | (541,254) | |
| 純収入 | | — | | | — | | | — | | | 1,248,080 | | | 1,248,080 | |
残高、2022年12月31日 | | 85,120,287 | | | 4,918 | | | 4,211,197 | | | 1,157,804 | | | 5,373,919 | |
| 買収によって発行する | | 13,538,472 | | | 135 | | | 990,069 | | | — | | | 990,204 | |
| 発行済み制限普通株 | | 513,166 | | | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
| 税金の源泉徴収用株 | | (180,154) | | | (1) | | | (13,416) | | | — | | | (13,417) | |
| 株式オプションの行使 | | 13,928 | | | — | | | 459 | | | — | | | 459 | |
| 普通株を買い戻して解約する | | (5,230,798) | | | (52) | | | (258,790) | | | (61,556) | | | (320,398) | |
| 株に基づく報酬 | | — | | | — | | | 34,931 | | | — | | | 34,931 | |
| | | | | | | | | | |
現金配当金，$7.601株当たり | | — | | | — | | | — | | | (668,669) | | | (668,669) | |
| 純収入 | | — | | | — | | | — | | | 784,288 | | | 784,288 | |
残高、2023年12月31日 | | 93,774,901 | | | $ | 5,004 | | | $ | 4,964,450 | | | $ | 1,211,867 | | | $ | 6,181,321 | |
付記はこれらの連結財務諸表の構成要素である。
Civitas Resources，Inc.そして付属会社
統合現金フロー表
(単位：千) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 経営活動のキャッシュフロー： | | | | | |
| 純収入 | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | | | $ | 178,921 | |
| 純収入と経営活動が提供する現金純額を調整する： | | | | | |
| 減価償却、損耗、償却 | 1,171,192 | | | 816,446 | | | 226,931 | |
| 未解明財産の遺棄と減価 | — | | | 17,975 | | | 57,260 | |
| 株に基づく報酬 | 34,931 | | | 31,367 | | | 15,558 | |
導関数損失，純額 | (9,307) | | | 335,160 | | | 60,510 | |
| 派生現金決済損失 | (68,246) | | | (576,802) | | | (275,914) | |
| 繰延融資コストの償却 | 9,293 | | | 4,464 | | | 1,890 | |
| 財産取引損失，純額 | 254 | | | (15,880) | | | (1,932) | |
| 所得税を繰延する | 245,163 | | | 337,502 | | | 72,858 | |
| その他、純額 | (740) | | | 2,588 | | | 90 | |
| 経営性資産と負債変動、純額 | | | | | |
売掛金純額 | (39,869) | | | (941) | | | (100,881) | |
前払い費用と他の流動資産 | 19,987 | | | (34,025) | | | (3,338) | |
売掛金と売掛金 | 126,215 | | | 335,563 | | | 47,510 | |
資産廃棄債務を返済する | (34,401) | | | (24,456) | | | (4,864) | |
| 経営活動が提供する現金純額 | 2,238,760 | | | 2,477,041 | | | 274,599 | |
| 投資活動によるキャッシュフロー： | | | | | |
買収業務は，現金買収後の純額を差し引く | (3,655,612) | | | (236,160) | | | 222,442 | |
原油と天然ガス資産を買収する | (154,855) | | | (97,453) | | | — | |
| 買い入れ保証金 | (161,250) | | | — | | | — | |
原油や天然ガス資産を売却して得られる収益 | 90,456 | | | 2,355 | | | — | |
原油と天然ガスの性質の探査と開発 | (1,352,388) | | | (967,096) | | | (151,500) | |
その他の財産や設備の収益(増加) | (1,892) | | | (579) | | | 2,393 | |
炭素クレジットと再生可能エネルギークレジットの購入 | (6,151) | | | (7,298) | | | — | |
その他、純額 | (1,463) | | | 136 | | | 212 | |
| 投資活動提供の現金純額 | (5,243,155) | | | (1,306,095) | | | 73,547 | |
| 資金調達活動のキャッシュフロー： | | | | | |
| 信用手配からの収益 | 2,120,000 | | | 100,000 | | | 155,000 | |
| 信用機関に金を支払う | (1,370,000) | | | (100,000) | | | (589,000) | |
| 優先手形発行で得られた金 | 3,653,750 | | | — | | | 400,000 | |
| 繰延融資コストを支払う | (45,788) | | | (1,174) | | | (19,292) | |
| 優先手形の償還 | — | | | (100,000) | | | — | |
| 支払済み配当金 | (660,320) | | | (536,922) | | | (60,780) | |
| 普通株を買い戻して解約する | (320,398) | | | — | | | — | |
| 株式オプションを行使して得られる収益 | 459 | | | 308 | | | 1,585 | |
| 普通株の返却と引き換えに従業員の源泉徴収税を支払う | (13,416) | | | (19,580) | | | (5,927) | |
| 融資リース債務の元金支払い | (1,211) | | | — | | | (21) | |
| | | | | |
| 融資活動提供の現金純額 | 3,363,076 | | | (657,368) | | | (118,435) | |
| 現金、現金等価物および限定的現金の純変化 | 358,681 | | | 513,578 | | | 229,711 | |
| 現金、現金等価物、制限された現金： | | | | | |
期日の初め(1) | 768,134 | | | 254,556 | | | 24,845 | |
期末(1) | $ | 1,126,815 | | | $ | 768,134 | | | $ | 254,556 | |
(1)$も含めて2.0100万ドルの制限された現金です1.92023年12月31日終了期間中に、信託方式で所持している現金で稼いだ利息を、該当する貸借対照表内に買収預金として列記する0.1すべての期間を列記するために、付属の貸借対照表内の他の非流動資産に列記された道路維持および修理のための百万ドルの資金。 |
ご参照ください付記14適用することができますキャッシュフロー情報の補足開示。 |
付記はこれらの連結財務諸表の構成要素である。
Civitas Resources，Inc.そして付属会社
メモ： 連結財務諸表
注1-重要会計政策の概要
操作説明
Civitasは独立した探査·生産会社であり，原油と関連液体豊富な天然ガスの買収，開発と生産に専念し，主にコロラド州のDJ盆地およびテキサス州とニューメキシコ州の二畳紀盆地に分布している。
陳述の基礎
添付されている連結財務諸表は、Civitasの勘定を含み、公認会計基準、10-Kレポート説明、およびS-Xルールに基づいて作成される。すべての重大な会社間残高と取引は合併で販売された。添付の連結財務諸表を作成する際には，本報告提出日までの2023年12月31日の貸借対照表日以降の事件を評価した。また、添付の連結財務諸表では、前期の些細な金額が今期の報告書に適合するように再分類されている。この再分類は前期連結財務諸表に実質的な影響を与えない。
予算の使用
公認会計原則に基づいて連結財務諸表を作成する際には、資産、負債、収入および支出に影響を与える報告金額の推定および仮定、および連結財務諸表の日付までの資産、負債、および承諾の開示を行う必要がある。実際の結果はこれらの推定とは異なる可能性がある。
業界の細分化と地理情報
私たちの業務は1つは業界の細分化、即ち原油の買収、開発と生産及び関連する液体に富む天然ガス。私たちのすべての業務はアメリカ大陸で行われています。
現金と現金等価物
すべての初期満期日が3カ月以下の高流動性投資は現金等価物であると考えられる。これらのツールの短期的な性質により，現金と現金等価物の帳簿価値は公正価値に近い.2022年12月31日、2023年、2022年まで、私たちの現金残高は連邦預金保険の限度額を超えており、これは私たちを集中的な信用リスクに直面させるかもしれない。このリスクを下げるために、私たちは通貨市場預金と小切手口座の形で私たちの現金と現金等価物を維持して、これらの金融機関は私たちの信用が良好で、私たちの信用手配下の貸手でもあると思います。
売掛金純額
私たちの売掛金には、主に原油、天然ガス、天然ガス生産購入者からの売掛金と、私たちが経営する物件の共通利益所有者からの売掛金が含まれています。もしその製品の購入者と共通利益のすべての人が支払わなければ、私たちは信用リスクに直面し、これらのほとんどはエネルギー関連業界に集中し、同様に経済と金融条件、大口商品価格、あるいは他の条件の変化の影響を受ける可能性がある。一般的に生産の支払いは1つは至れり尽くせり2か月それは.共同権益所有者が満期になった売掛金については、私たちは通常、未払いの共通利息請求書を取り戻すために、未来の収入支出を差し押さえることができる。
私たちは担保を必要とせず、どのバイヤーも失うことが私たちの経営業績に実質的な影響を与えると信じていません。原油、天然ガスとNGLは代替可能な製品で、市場はしっかりしていて、バイヤーが多いからです以下に掲げる期間において、以下の製品の購入者は私たちの収入の10%以上を占めており、具体的には以下の通りである
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 顧客A | 16 | % | | 6 | % | | 15 | % |
| 顧客B | 28 | % | | 50 | % | | 43 | % |
顧客C | 5 | % | | 10 | % | | 13 | % |
顧客D | 1 | % | | 12 | % | | 2 | % |
財産と設備
証明された財産私たちは成功的な努力法の下で私たちの石油と天然ガス資産を計算する。この方法では，開発井のコストは実証された資産に資本化され，これらの井が成功しても失敗してもよい。資本化された掘削と完全井コストは，リースや油井設備，無形開発コスト，運営支援施設を含み，開発埋蔵量が明らかになったと推定される生産単位法を用いて枯渇している。明らかにされたリースコストも枯渇しているが、生産単位法は推定に基づく総明らかな埋蔵量である。損失費用の計算は，修復，解体と廃棄コストおよび期待されるすくい取り設備収益を考慮した。私たちは三つの生産単位があることを確認しました：DJ盆地、ミドラン盆地、デラウェア盆地です。これらの結論を得る際には，これらの地域の地理的集中度，運営類似性，地質要因，共通コスト環境を考慮した。2023年12月31日，2022年，2021年12月31日までの年間で$が発生した1.1億ドルだ773.5百万ドルと$212.5それぞれ100万ドルです
事件や状況が明らかになった物件の帳簿価値が回収できない可能性があることを示した場合，明らかになった物件の減価状況を評価する。帳簿価値が未割引の将来のキャッシュフロー純額を超える場合は，減値損失を表す.減値が発生すると，確認された損失は帳簿価値が公平価値を超える部分である.明らかにされた物件の見積市場価格が不足しているため、推定された将来のキャッシュフロー純額を単一割引金額に変換する推定技術を用いて公正価値を推定する。この推定の重要な投入および仮定には、備蓄量、将来の運営および開発コスト、将来の大口商品価格(適用の差額を含む)と市場ベースの加重平均資本コスト率が含まれるが、これらに限定されない。減値評価のための予想される将来のキャッシュフローには、明らかにされた埋蔵量およびリスク調整された明らかにされた未開発埋蔵量に関連する将来の販売量が含まれる。
2023年12月31日、2023年12月、2022年12月31日現在、私たちの貸借対照表における中流資産の帳簿純資産は$です339.9百万ドルとドル326.8それぞれ100万ドルです中流資産の減価償却は資産と財産の推定耐用年数は直線法で計算され、推定耐用年数は約30何年もです。私たちは、2023年12月31日、2022年、2021年12月31日までの年間で、中流資産にドルの減価償却費用を発生させた12.3百万、$10.8百万ドルと$7.3それぞれ100万ドルです
未確認財産未開発賃貸契約取得コストを含む未明らか物件は，明らかにされた物件に譲渡されるまで枯渇されない。賃貸コストは，関連物件の評価や明らかになった埋蔵量を構築する際に明らかにされた物件に移行し続けている
枯渇の影響を受けない他の費用には，開発中や年末完成を待っている開発井に関する費用が含まれている。これらの油井の完成や埋蔵量の解明や確認に伴い，これらのコストはコストに移されるが，これらの油井の完成や埋蔵量の解明や確認に伴い，これらのコストは消費され続ける。
未確認財産は、資本化または減価を継続するかどうかを決定するために定期的に評価される。管理層は、未開発リースの減価コストを四半期ごとに評価し、残りのレンタル条項、将来の掘削計画、およびこれらの計画を実行する資金利用可能性、大口商品価格の見通し、最近の運営実績、貯蔵層の性能および地質状況、および私たちまたは他の市場参加者が最近類似した面積取引所で受け取った価格推定に基づく面積価値を考慮することである。未確認財産の帳簿価値が回収できない可能性があると規定されている場合は、回収可能テストを行います。もし帳簿額面が可能及び備蓄可能な関連の未割引未来の現金流量の純額を超えた場合、減値は公正な価値によって計量及び入金される。未確認物件は通常見積もりの市場価格が不足しているため、推定された将来の純現金流量を単一割引金額に変換する推定技術を使用して公正価値を推定する。この見積もりの重要な投入と仮定には、埋蔵量の数量、将来の運営と開発コスト、将来の商品価格、適用の差額、および
市場の加重平均資金原価率に基づいている。減値審査のための予想される将来のキャッシュフローには、可能かつ可能な準備金に関連する将来の販売量が含まれる。未開発賃貸の見積もり非生産性部分の仮定が変化し、追加の減価費用を招く可能性があります。
探索的です。探査地質と地球物理は、探査地震研究、および未解明面積を輸送と保留する費用を含み、発生した費用に計上されている。成功的な努力会計方法の下で、探井コストは資本化され、経済的に可採埋蔵量が見つかったかどうかをさらに評価しなければならない。経済的に採取可能な埋蔵量が見つかれば，探井コストは明らかにされた財産として資本化される。経済的に採取可能な埋蔵量が見つからなければ，井戸探査コストはドライウェルとして支出される。成功した努力法計算を応用するには判断が必要であり、開発井或いは探井の正確な指定を確定し、最終的にドライウェルコストの適切な会計処理を決定する。一度井戸を掘削すると、経済的に明らかになった埋蔵量が発見されたと判断するにはかなりの時間と判断が必要かもしれない
原油と天然ガス埋蔵量成功した努力計算方法は本質的に石油·天然ガスの解明埋蔵量の推定に依存する。備蓄量と将来の純キャッシュフローに関する推定は、生産単位損失と評価が確認され、確認されていない減価財産を計算する際の重要な投入である。原油と天然ガス埋蔵量を推定と評価する過程は複雑であり、現有の地質、地球物理、工事と経済データを評価し、精確に測定できない原油と天然ガスの地下埋蔵量を推定する必要がある。そこで、私たちは原油と天然ガスの埋蔵量の見積もりを準備するために、第三者独立備蓄エンジニアのレッド·スコットを招いた。明らかにされた原油と天然ガス埋蔵量推定の作成に使用される重要な投入と工事仮説には，埋蔵量，将来の運営と開発コスト，歴史的大口商品価格，および登録後5年以内に明らかにされた未開発埋蔵量を生産可能資産に変換する能力が初歩的に明らかにされている。
多くの要素は、追加の開発活動、絶えず変化する生産歴史及び絶えず変化する経済条件下で絶えず生産の実行可能性を再評価することを含むため、特定の物件のデータも時間の経過とともに重大な変化が発生する可能性がある。そのため、既存の埋蔵量推定値を修正した。私たちは今後このような修正された金額や時間を予測できない。これらの改訂に大きな意味があれば，将来の資本化コストの償却に大きな影響を与え，明らかにされていない財産の減価につながる可能性がある。
他の財産や設備
オフィス家具や設備、建物、コンピュータハードウェアやソフトウェアなどの他の財産や設備は、コストで入金される。資産使用寿命を大幅に延長する更新と改善のコストは資本化されている。メンテナンスとメンテナンス費用は発生時に費用を計上します。減価償却は資産の推定耐用年数内に直線法で計算され、その範囲は三つ至れり尽くせり25何年もです。
賃貸借証書
私たちは開始時に契約スケジュールを評価して、それがレンタルか識別可能なレンタル構成要素を含むかを決定します。私たちは添付の貸借対照表で期限が12ヶ月を超える経営と融資リースを確認しました。使用権資産は私たちがレンタル期間内に関連資産を使用する権利を表し、対応するレンタル負債は私たちがレンタルによって発生したレンタル金を支払う義務を表します。使用権資産および賃貸負債は、レンタル開始日にレンタル期間内にレンタル支払いの現在値を確認します。契約の手配を評価する時、私たちはいくつかの判断を適用して、運営或いは融資、レンタル期間と割引率を含むレンタルカテゴリを決定します。私たちのいくつかの賃貸借契約の条項には、私たちがそのオプションを行使することを合理的に決定できる場合だけ、終了に関連する罰が重大な常青期とされる場合のみ、賃貸借契約の延長または終了のオプションが含まれている。私たちは何の隠れた金利も簡単に割り引くことができる賃貸契約を持っていないので、私たちは賃貸契約開始日の資料に基づいて、逓増借款金利を利用してレンタル支払いの現在値を決定します。私たちはレンタル開始日に私たちの信用ツール基準金利を使用して私たちの増量借入金利を決定し、ツール利用率とレンタル期限を調整します。その後の計量と費用と現金流量の列報はレンタルが経営的賃貸か融資賃貸かにかかっています。ご参照ください別注13-借書さらなる議論に供する。
炭素クレジットと再生可能エネルギークレジット
我々は，我々の業務で発生する温室効果ガス排出を解決する手段として，炭素クレジットと再生可能エネルギークレジットを定期的に購入し，他の方法で減少や除去されていない電力を購入した。それに応じて，購入した炭素信用と再生可能エネルギー信用は最初にコストで資本化され，貸借対照表中の他の非流動資産中の無形資産となる。その後，資本化された炭素クレジットと再生可能エネルギークレジットは，我々の温室効果ガス排出に適用する際に添付の運営報告書に添付されている損失，減価償却，償却費用により費用を計上した。今後12カ月以内に使用される予定の購入した炭素クレジットと再生可能エネルギークレジットは，付属貸借対照表に短期前払い費用と他の費用として記載されている。
繰延融資コスト
繰延融資コストには、債務の発行や既存のクレジット手配による債務の修正、法律、その他の費用が含まれています。クレジット手配に関する繰延融資コストは、付随する貸借対照表上で前払い費用及びその他の非流動資産に資本化し、信用手配の存続期間内に付随する経営報告書上の利息支出として直線原則で償却する。優先手形に関する繰延融資コストは貸借対照表付き優先手形内で資本化し，該当借入金の存続期間内に実利息法を用いて経営報告書付き利子支出に償却する。
資産廃棄債務
適用される規制要件に基づいて、将来的に私たちの原油と天然ガス資産(油井や施設を含む)を放棄することによるコストの現在値に基づいて、公正な価値で資産廃棄債務を確認します。この債務および明らかになった財産に記録されている相応の資本化コストは，資産，油井の完成を得て生産や施設建設を開始した際に記録される。償却資産廃棄債務がそれぞれの長期資産の残存推定経済寿命内に増加することに関する定期費用を確認した。付加価値費用は、添付の営業報告書において減価償却、損失及び償却の構成要素と記載されている。資産廃棄債務の公正価値が変化すると推定される場合、資産廃棄債務と明らかになった財産に計上された相応の資本化コストを調整する。
資産廃棄義務を確認するには、管理層が歴史的経験と適用された監督管理要求に基づいて様々な仮定を行う必要があり、推定された閉塞と廃棄コスト、経済寿命、インフレ率と私たちの信用調整後の無リスク率を含む。
資産廃棄債務を返済するために支払われる現金は、添付されたキャッシュフロー表の経営活動キャッシュフロー部分に含まれる。ご参照ください付記10--資産廃棄債務2023年12月31日現在、2023年と2022年までの私たちの総資産廃棄債務負債を入金します。
派生商品
私たちは定期的に商品デリバティブ契約を締結して、将来の原油と天然ガス生産の商品価格が出現する可能性のある不利な市場変化のリスクの一部と、キャッシュフローへの関連影響を軽減する。私たちの商品デリバティブ契約にはスワップ、セット期間、基本差保護スワップと見落としオプションが含まれています。原油ツールはNYMEX WTI価格とリンクし、天然ガスツールはNYMEX HHとCIG価格とリンクし、これらの価格は差額前の実際価格と高度な歴史的相関性がある。2023年12月31日現在、すべてのデリバティブ取引相手はクレジットツール貸手グループのメンバーであり、すべての大口商品デリバティブ契約は取引以外の目的のために締結されている。私たちは私たちの大口商品デリバティブ契約をヘッジツールに指定していません。
商品価格派生ツールは公正価値によって計量し、そして派生資産と負債として付属の貸借対照表に計上したが、“正常購入及び正常販売”に符合する派生ツールは除外した。我々は市場の投入に基づく定価モデルに基づいて、標的価格に限定されない契約価格、現在の市場価格、原油と天然ガスの長期曲線、割引率、変動性要素と非履行リスクを含むが、これらに限定されない大口商品価格派生ツールの公正価値を評価する。我々の商品価格派生ツールの公正価値変動は，発生時に添付されている経営報告書に記録されている
我々のすべてのデリバティブ商品は、2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日まで、各金融機関との総純額決済手配の制約を受けている。全体的に、私たちの合意条項は、双方が選択した場合、同じ日に同じ通貨で決済された取引に対して、取引相手との間の対応または受取金を相殺することを規定している。我々のプロトコルはまた，事前に終了した場合，相手側は，そのプロトコルおよび同一相手側との任意の他のプロトコルによって借りられたまたは不足した金額を相殺する権利があることを規定している.私たちの会計政策はこれらの頭寸を相殺しないので、添付の貸借対照表で私たちの派生資産と負債を毛数で報告します。
派生(収益)損失および派生現金決済損失は、キャッシュフロー表に付随する経営活動キャッシュフロー分に計上される。ご参照ください付記9--派生ツールさらなる議論に供する。
収入確認
我々は，原油，天然ガスあるいは天然ガス生産量の制御権を買い手に譲渡する際に生産原油，天然ガス，天然ガスを販売する収入を確認し，適用される契約条項によってこれらの収入が異なる可能性がある。買い手が原油，天然ガスや天然ガスを直接使用して生産し，原油，天然ガスあるいは天然ガス生産からほぼすべての余剰利益を得る能力がある場合には，制御権の移行が発生すると考えられる。制御権の移転は，添付の運営報告書に収集，輸送，加工費用を列報することを規定している。制御権移転前に発生した収集、輸送及び加工費用は、添付の経営報告書に収集、輸送及び加工内の毛額を記録する。逆に，制御権移譲後に発生した収集，輸送，加工費用は添付の経営報告書に原油，天然ガス，天然ガス販売純額を記入した。
原油販売。私たちの原油調達とマーケティング契約によると、井口または他の契約で合意された下流納品点で製品を納入し、合意された指数価格(価格差を差し引く)を受け取ります
天然ガスと天然ガス販売それは.私たちの天然ガス加工契約によると、私たちは天然ガスを中流加工サプライヤーの井口、中流加工サプライヤーシステムの入口あるいは他の契約が約束した転送先に輸送する。納品点は契約ごとに規定されており，中流加工施設の取水口と尾門との間の制御権移転点が異なる。中流加工サプライヤーは天然ガスを収集と加工し、収益を私たちに送金して、天然ガスと残渣ガスを販売するために使用する
中流加工施設のバックドアで制御を保持している契約については，毛収入をもとに収入を確認し，収集，輸送，加工費は付随する運営報告書に費用として列報した。あるいは，中流加工施設入口制御権を放棄した契約については，中流加工実体から受け取った収益の契約金額に基づいて天然ガスとNGL収入を確認するため，純ベースで収入を確認する
いくつかの天然ガス加工プロトコルでは、私たちは中流実体加工工場のバックドアで私たちの残ガスおよび/またはNGL実物を搬送し、その後製品を販売することを選択するかもしれません。マーケティングプロセスにより，契約した納品点で第三者調達業者に製品を渡し，第三者調達業者から指定された指数価格を受け取る.この場合，納入先の第三者調達業者に制御権が移行した場合には，第三者調達者から受け取った指数価格に基づいて収入を確認する.天然ガス加工契約の収集及び加工費用、及び第三者購入者に製品を納入する際に発生するいかなる輸送費用を占めなければならないかは、合併経営報告書に収集、輸送及び加工費用として示されている。
私たちは生産交付と統制権が購入者の手に移った月に収入を記録する。しかし、生産交付·統制権移譲日から30日から60日以内に、和解声明や支払いを受けることができない可能性がある。当該等の決済報告書及び支払を受け取る前に、吾等は、適用契約条項に基づいて決定された推定価格に基づいて交付された数量の推定に基づいて、計算すべき収入を記録する。買い手の支払いを受けた当月には、製品販売の見積もり金額と実際の金額との差額を記録します。ご参照ください注3-収入確認さらなる議論に供する。
株に基づく報酬
私たちは付与された株式ツールの付与日公正価値に基づいて株式に基づく報酬を確認する。株式ベースの報酬支出は、連結財務諸表において、報酬全体の必要なサービス期間内に直線的に確認される。株の給与が没収された時、私たちはそれを計算するつもりだ。ご参照ください付記7--株式ベースの報酬さらなる議論に供する。
所得税
私たちは貸借対照法に基づいて所得税を計算し、この方法は貸借対照表あるいは納税申告書に計上された事件の予想将来の税務結果について繰延税金資産と負債を確認することを要求する。繰延所得税資産および負債は、これらの一時的な差額を回収または決済するのに適した将来の期間に適した制定税率計量を採用する。繰延所得税資産の一部または全部が現金化されない可能性が高いと判断された場合、推定値準備に計上し、繰延所得税資産を現金化可能と考えられるレベルに減少させる。
我々は、税務機関が税務状況の技術的利点に基づいて審査を行った後、税務状況を維持することが可能な場合にのみ、不確定な税務状況による税務利益を確認する。私たちの政策は所得税費用の不確定な税金に関する利息と罰金を確認することです。記載された任意の期間内に、確定された税務状況はない。
ご参照ください12-所得税を付記するさらなる議論に供する。
1株当たりの収益
私たちは在庫株方法を用いて潜在的希釈ツールの効果を決定する。ご参照ください注11-1株当たり収益さらなる議論に供する。
作付面積交換
私たちは時々面積交換を行い、私たちの核心面積の地位を強化し、開発活動の時間をよりよく制御し、より高い作業利益を実現し、これらのコアゾーン内でより長い横方向長さの油井を掘削することができるようにした。私たちの非貨幣化栽培面積の交換の計算は会計基準編集(“ASC”845、非貨幣取引それは.商業実質に乏しい取引所については，それを得るために渡された面積の帳簿純価値記録が受け取った面積を記録する.商業的実質を持つと考えられる作付面積交換については，受け取った作付面積，関連収益または損失を公正価値で記録し，物件取引の収益(損失)で確認し，付随する経営報告書における純額に基づいて，ASC 820、公正価値計測.
企業合併
私たちの業務戦略の一部として、私たちは原油と天然ガス資産を定期的に買収している。我々は買収方法を利用して企業の買収を計算する.この方法によれば、買収コストまたは買収価格を買収日の公正価値に応じて、買収した資産と負担する負債に割り当てる。ご参照ください注2--買収と資産剥離さらなる議論に供する。
金融商品の公正価値
私たちの金融商品は現金と現金等価物、売掛金と売掛金を含み、コストで勘定します。これらのツールの短期満期日のため、コストは公正価値に近いです。上述したように、私たちの商品価格派生ツールは公正な価値で入金されます。私たちの高度な手形、定義は注5--長期債務いかなる未償却割引価格と未償却繰延融資コストを差し引いた後、コストで入金し、そのそれぞれの公正価値は付記8-公正価値計量私たちの信用ローンの記録価値は注5--長期債務現在の市場金利に近い変動金利で金利を計上しているので、その公正価値に近い。我々の権利証は発行時に公正価値記録に基づいており、経常的に公正価値計量を必要としない
公正な価値の見積もりを作るにはかなりの判断力が必要だ。提供される見積り数は，我々がこのようなチケットを売却または再融資する際に現金化される金額を必ずしも示しているとは限らない.ご参照ください付記8-公正価値計量S補足議論.
最近発表され採用された会計基準
2023年11月、FASBはASU番号2023-07、支部報告(テーマ280)：報告可能支部開示の改善(“ASU 2023-07”)を発表した。ASU 2023−07の発行は、公共エンティティに関する報告可能な部門の開示を改善し、報告可能な部門の費用に関するより多く、より詳細な情報を提供するためである。ASU 2023-07は、2023年12月15日以降に開始される会計年度と、2024年12月15日以降に開始される会計年度内の移行期間に適用され、早期採用が許可されています。このガイドラインは遡及に基づいて適用される
財務諸表。同社はこのASUの範囲に属し、このASUが連結財務諸表開示に及ぼす影響を評価している。
FASBは2023年12月、所得税開示を改善するASU 2023-09号を発表した(“ASU 2023-09”)。ASU 2023-09は所得税開示の改善を目的としており、主に所得税税率の帳簿項目の開示の強化、持続的な経営の収入(損失)、所得税支出(福祉)と支払われる所得税、連邦、州、外国司法管轄区の純開示などによって分類されている。このASUは2024年12月15日以降の年次報告期間に有効であり，早期採用を許可している。ASU 2023-07は、前向きに適用され、遡及アプリケーションを可能にする必要があります。ASC 2023-09が採用日および移行方法を含む統合財務諸表および当社の採用計画に及ぼす影響を評価しています。
本報告書の提出まで、会社はASU 2023-07またはASU 2023-09を事前に採用することを選択していない。私たちに適用される他の会計基準は、本報告書の提出日まで、2023年12月31日まで発表されていますが、私たちが採用されていない連結財務諸表および開示に実質的な影響を与えます。
注2-買収と資産剥離
以下に開示するすべての合併及び買収は、ASCテーマ805における業務合併計算の買収方法で計算される企業合併それは.そこで，買収した純資産を評価し，買収の識別可能な資産と推定買収日に負担する負債を金額の公正価値を確認し，買収に関連する取引·統合コストを発生した費用に計上した。買収した資産と負担する負債の公正価値計量は市場には見られない投入に基づいているため、第三級投入を代表する。原油と天然ガス資産の公正価値は推定技術を用いて計量され、この推定技術は未来の現金流動を単一割引金額に交換する。原油と天然ガス資産の推定値に対する重要な投入は埋蔵量推定、未来の運営と開発コスト、未来の商品価格の推定、未来のキャッシュフローの推定、備蓄調整係数と市場に基づく加重平均資本コストを含む。このような投入は管理層が評価する時に重要な判断と推定をする必要がある
Hibernia買収
2023年8月2日、Hibernia Energy III、LLCおよびHibernia Energy III-B、LLCのすべての発行および未償還持分所有権権益(“Hibernia買収”)を買収し、総コストは約$となった2.2通常の決済後調整を含む10億ドルの現金Hibernia買収で買収された資産と負担した負債の予備購入価格配分を以下の表に示す | | | | | | | | |
| 予備仕入価格配分(単位：千) | | |
| 買収した資産 | | |
| 現金と現金等価物 | | $ | 30,671 | |
売掛金である原油と天然ガス販売 | | 89,766 | |
| 売掛金--連帯利息その他 | | 4,463 | |
| 証明された性質 | | 2,135,085 | |
| 未証明の性質 | | 115,802 | |
| 他の財産や設備 | | 520 | |
| 使用権資産 | | 30,393 | |
| 買収した総資産 | | $ | 2,406,700 | |
| | |
| 負担的負債 | | |
| 売掛金と売掛金 | | $ | 97,739 | |
| 生産税に対処する | | 10,320 | |
原油と天然ガスの所得分配に対応する | | 75,267 | |
| 資産廃棄債務 | | 8,299 | |
| リース責任 | | 30,393 | |
| 負担総負債 | | 222,018 | |
| 取得した純資産 | | $ | 2,184,682 | |
米国証券取引委員会が2023年11月7日に提出した2023年9月30日までの四半期報告Form 10-Qにおける配分には、2023年12月31日までに無形の調整が行われている。Hiberniaの買収価格配分は初歩的であり、買収したHiberniaの特定の資産と負債を負担する公正な価値を評価し続けている。可能な場合には購入価格配分をできるだけ早く決定し，1年間の算定期間を超えないことを期待している.
Tap Rockを買収する
2023年8月2日にTap Rock AcquisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLCおよびTap Rock NMB 10 Holdingsを買収し，LLCのすべての発行および未償還持分(“Tap Rock AcquisitionCo，LLC”)を買収し，総コストは約$であった2.5通常の会計後調整数を含む10億ドル以下の表は、Tap Rockを買収する際に得られた資産と負担した負債の移転対価格および予備購入価格の割り当てを示している：
| | | | | | | | | |
| 掛け値(千元，1株を除く) | | | |
| 現金で値段を合わせる | | $ | 1,508,143 | | |
| | | |
| 発行済み普通株式 | | 13,538,472 | | |
1株あたりの終値(1) | | $ | 73.14 | | |
| 株式対価格 | | $ | 990,204 | | |
| | | |
総掛け値 | | $ | 2,498,347 | | |
_______________________(1)Civitas普通株の2023年8月2日の終値で計算した。
| | | | | | | | |
| 予備仕入価格配分(単位：千) | | |
| 買収した資産 | | |
| 現金と現金等価物 | | $ | 6,543 | |
売掛金である原油と天然ガス販売 | | 106,255 | |
| 売掛金--連帯利息その他 | | 31,715 | |
| 前払い費用とその他 | | 17,930 | |
| 証明された性質 | | 2,335,333 | |
| 未証明の性質 | | 298,859 | |
| 他の財産や設備 | | 12,827 | |
| 使用権資産 | | 626 | |
| 買収した総資産 | | $ | 2,810,088 | |
| | |
| 負担的負債 | | |
| 売掛金と売掛金 | | $ | 150,138 | |
| 生産税に対処する | | 9,692 | |
原油と天然ガスの所得分配に対応する | | 68,094 | |
| 従価税 | | 1,407 | |
| 資産廃棄債務 | | 31,518 | |
| リース責任 | | 626 | |
| 収入を繰り越す | | 50,266 | |
| 負担総負債 | | 311,741 | |
| 取得した純資産 | | $ | 2,498,347 | |
米国証券取引委員会が2023年11月7日に提出した2023年9月30日までの四半期報告Form 10-Qにおける配分には、2023年12月31日までに無形の調整が行われている。Tap Rockの買収価格配分は初歩的であり、私たちは買収されたTap Rockのいくつかの資産と負債を負担する公正な価値を評価し続ける。可能な場合には購入価格配分をできるだけ早く決定し，1年間の算定期間を超えないことを期待している.
被買収側の収入と収益
Hibernia買収とTap Rock買収の締め切り以来の運営結果は、2023年12月31日までの年間総合財務諸表に含まれています。HiberniaとTap Rockの収入は私たちが添付している運営報告書に含まれており、金額は約$です312.7百万ドルとドル410.42023年12月31日までの1年間で、それぞれ2.5億ドルだった。私らは、添付の運営報告書にHiberniaおよびTap Rock関連純収入の金額を開示することは不可能であると考えているが、このような買収によって生じる業務は、買収日毎に私たちの業務に組み込まれているからである。
補足形式財務情報
以下の監査を受けていない予備財務情報(千計、1株当たり金額を除く)は、2023年12月31日と2022年12月31日までの年間総合経営業績概要を代表し、Hibernia買収とTap Rock買収は2022年1月1日に完了したと仮定する。予想財務情報は、Hibernia買収およびTap Rock買収が現在までに発効した場合に実現される運営結果、または将来の結果を示すとは限らず、これらの業務合併に直接関連するいくつかの非日常的な予想調整を含む。
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 |
| 総収入 | | $ | 4,433,121 | | | $ | 5,808,411 | |
| 純収入 | | 929,731 | | | 1,821,139 | |
普通株1株当たり収益-基本 | | $ | 9.87 | | | $ | 18.48 | |
普通株1株当たりの収益-希釈して | | 9.79 | | | 18.37 | |
野牛買収
2022年3月1日，我々はプライベート株のDJ盆地事業者Bison Oil&Gas II，LLC(Bison)の買収を完了し，代償は約$であった280.42000万ドルです買収価格配分により得られた純資産は#ドルである294.01000万ドルということで安物買い収益共$13.61000万ドルです。買収Bisonの重要性により、関連収入と収益、補充形式財務情報及び詳細な買収価格分配は開示されていない。
Vencer買収
2023年10月3日、吾らはVencer Energy，LLC(“Vencer”)と売買協定(“PSA”)を締結し、これにより、吾らはVencerにテキサス州Glasscock、Martin、Midland、Reagan及びUpton Countiesに位置するいくつかの石油·天然ガス業、権益及び関連資産(“資産”)を買収することに同意した。PSA署名時、会社は代理代理人に現金保証金#ドルを入金した161.31000万ドルは7.5未調整売り手の買収価格のパーセンテージ(定義は以下参照)。
2024年1月2日、PSA計画の取引(“Vencer買収”)を完了し、調整後の総対価格は約$となった2.05(I)ドルを含む30億ドル1.030億ドルの現金ですが、PSAによって規定されたいくつかの常習購入価格調整が必要です。(2)7,289,515普通株、額面$0.011株当たりの価値は約$である500.02000万ドルです。通常の逆希釈と買収価格調整、および(3)ドルが必要です550.02025年1月3日またはそれまでに支払われた現金(調整後、“Vencer買い取り価格”)すべての入金はVencer買収完了時に満期になった現金の総対価格の支払いに使われます。
本報告日までに、Vencer買収の初歩的な買収価格配分はまだ完了していない。可能な場合には購入価格配分をできるだけ早く決定し，1年間の算定期間を超えないことを期待している.
取引コスト
上記買収に係る取引コストは、買収した資産と負担する負債とに分けて計算し、添付の経営報告書に計上される取引コスト。1ドルの取引コストが発生しました84.31000万、$24.72000万ドルとドル43.62023年12月31日まで、2022年12月31日と2021年12月31日までの年間でそれぞれ1億2千万ドル。
注3-収入確認
添付された経営報告書に記載されている原油，天然ガス，天然ガス販売収入は，顧客との契約による収入を反映している決定された収入源および運営地域ごとの収入は以下のように分類される(千単位)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| DJ盆地 | | 二畳紀盆地(2) | | 合計する | | DJ盆地 | | | | 合計する | | DJ盆地 | | 合計する |
| 営業純収入： | | | | | | | | | | | | | | | |
原油.原油 | $ | 2,141,936 | | | $ | 634,756 | | | $ | 2,776,692 | | | $ | 2,536,134 | | | | | $ | 2,536,134 | | | $ | 614,811 | | | $ | 614,811 | |
天然ガス | 284,670 | | | 25,050 | | | 309,720 | | 695,079 | | | | | 695,079 | | 144,708 | | 144,708 | |
NGL | 326,675 | | | 66,153 | | | 392,828 | | 560,185 | | | | | 560,185 | | 171,095 | | 171,095 | |
原油、天然ガス、天然ガス販売 | $ | 2,753,281 | | | $ | 725,959 | | | $ | 3,479,240 | | | $ | 3,791,398 | | | | | $ | 3,791,398 | | | $ | 930,614 | | | $ | 930,614 | |
__________________________(1)2023年8月2日から2023年12月31日までのHibernia買収とTap Rock買収の収入を代表する。
2023年12月31日まで，2023年，2022年，2021年12月31日までの年度は，報告期間内に確認された前の報告期間で履行された業績義務に関する収入は微々たるものである。2023年12月31日と2022年12月31日まで、私たちが顧客と締結した契約売掛金はドルです506.0百万ドルとドル343.5それぞれ100万ドルです
注4-売掛金と売掛金
売掛金と売掛金には以下の内容が含まれている(千計)： | | | | | | | | | | | |
| 12月31日まで |
| | 2023 | | 2022 |
| 売掛金貿易 | $ | 55,750 | | | $ | 31,783 | |
| 掘削と完成コストを計算する | 149,520 | | | 137,171 | |
| リース経営費を計算しなければならない | 80,423 | | | 18,109 | |
| 収集·輸送·加工を計算しなければならない | 69,060 | | | 59,398 | |
| 一般費用と行政費用を計算する | 30,095 | | | 20,054 | |
| 取引コストを計算する | 8,796 | | | — | |
| 商品デリバティブ決済に応じて | 1,580 | | | 12,514 | |
| 利子支出を計算する | 141,401 | | | 5,509 | |
| その他の課税費用 | 29,083 | | | 10,759 | |
| 売掛金と売掛金の総額 | $ | 565,708 | | | $ | 295,297 | |
付記5--長期債務
高級付記
優先手形は，貸借対照表付き優先手形に未償却割引および未償却繰延融資コストを差し引いた純額を計上し，関連割増はない次の表に2023年12月31日までの関連帳簿価値(単位：千)を示す
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023年12月31日まで |
| 金利.金利 | 利息払い期日 | 元金金額 | | 未償却割引 | | 未償却繰延融資コスト | | 元金，純額 |
| 2026年高級債券 | 5.000 | % | 四月十五日、十月十五日 | $ | 400,000 | | | $ | — | | | $ | 5,071 | | | $ | 394,929 | |
| 2028年高級債券 | 8.375 | % | 一月一日、七月一日 | 1,350,000 | | | 15,932 | | | 5,605 | | | 1,328,463 | |
| 2030高級債券 | 8.625 | % | 五月一日、十一月一日 | 1,000,000 | | | 12,283 | | | 3,317 | | | 984,400 | |
| 2031年高級債券 | 8.750 | % | 一月一日、七月一日 | 1,350,000 | | | 16,319 | | | 5,741 | | | 1,327,940 | |
| 合計する | | | $ | 4,100,000 | | | $ | 44,534 | | | $ | 19,734 | | | $ | 4,035,732 | |
2030高級債券それは.2023年10月17日にドルを発行しました1.030億ドルの元金総額8.6252030年11月1日に満期となる優先債券(“2030年優先債券”)には、受託者であるノースカロライナ計算機株式信託会社とその保証人が含まれている。2030年に優先債券を発行する際には純収益$を受け取ります987.5費用を差し引いて400万ドルです12.51000万ドルです。純収益に手元の現金を加え、Vencer買収の一部の対価格に資金を提供した。
2026年11月1日までの任意の時間に、償還価格は2030年優先債券の全部または一部を償還することができ、償還価格は(I)債券元金に相当し、別途(Ii)償還日の“全体”割増価格を加え、別途(Iii)課税および未払い利息(あれば)を加えることができる。2026年11月1日以降、償還価格(元金のパーセンテージで表す)の全部または一部を償還することができ、2030年優先債券を償還することができ、償還価格は(I)に相当する104.3132026年11月1日からの12ヶ月間102.1562027年11月1日からの12ヶ月間100.0002028年11月1日からの期間及びそれ以降の任意の時間に、償還日(ただし償還日を含まない)までの課税利息及び未払い利息(手形所持者が支払利息日に利息を徴収する権利に関する規定を受けなければならない)を加える。
最大両替できます352030年優先債券は2026年11月1日までのいつでも元本総額のパーセンテージであり、返済額は償還価格でいくつかの株を償還して得られた現金純額を超えない108.6252030年優先手形償還元金の%は、別途加算及び未払い利息(あれば)であるが、(I)は少なくとも65.0発行日に予定されていた2030年優先債券元金総額(ただし、当社及びその付属会社が保有する2030年優先債券を含まない)は、償還直後に返済されていない(当該等2030年優先債券がほぼ同時に償還されない限り)及び(Ii)償還期間180株式発行終了日から10日以内。
2028年高級債券と2031年高級債券2023年6月29日にドルを発行しました1.3530億ドルの元金総額8.3752028年7月1日に満期となる優先債券(“2028年優先債券”)には，受託者であるComputerShare Trust Company，N.A.とその保証人，および$が含まれている1.3530億ドルの元金総額8.750%2031年7月1日満期の優先債券(“2031年優先債券”)は、受託者がComputerShare Trust Company，N.A.である。2028年優先債券および2031年優先債券発行時には、純収益$を受け取ります2.6730億ドルの費用を差し引くと33.8百万ドルです。得られた金の純額は手元の現金と信用手配(以下の定義を参照)の項目の下で借金し、Hibernia買収及びTap Rock買収の一部の代価を支払うために使用される。
2025年7月1日までの任意の時間に、償還価格の全部または一部を償還することができ、2028年優先債券、償還価格は(I)債券元金に相当し、別途(Ii)償還日の“全体”割増価格を加え、別途(Iii)課税および未払い利息(あれば)を加えることができる。2025年7月1日以降、償還価格(元金のパーセンテージで示す)の全部または一部を償還することができ、2028年優先債券を償還することができ、償還価格は(I)に相当する104.1882025年7月1日からの12ヶ月間の割合102.0942026年7月1日からの12ヶ月間100.0002027年7月1日からの期間及びその後の任意の時間の%に、償還日(ただし償還日を除く)の課税及び未払い利息を別途加算する。
2026年7月1日までの任意の時間に、償還価格は2031年優先債券の全部または一部を償還することができ、償還価格は(I)債券元金に相当し、別途(Ii)償還日の“全体”割増価格を加え、別途(Iii)課税および未払い利息(あれば)を加えることができる。2026年7月1日以降、償還価格(元金のパーセンテージで表す)の全部または一部を償還することができ、2031年優先債券を償還することができ、償還価格は(I)に相当する104.3752026年7月1日から計12ヶ月間。(Ii)102.1882027年7月1日からの12ヶ月間100.0002028年7月1日からの期間及びその後の任意の時間には、別途利息及び未払い利息(あれば)を加算する。
最大両替できます352028年優先債券または2031年優先債券2025年7月1日または2026年7月1日までの任意の時間の元金総額のパーセンテージは、いくつかの株式発行の現金収益純額を超えないことを限度とし、償還価格は等しい108.3752028年優先債券については108.7502031年優先債券については、このシリーズ2028年優先債券及び2031年優先債券償還の元金金額は、別途加算及び未払い利息(あれば)の割合であるが、(I)は少なくとも65.0発行日に発行予定だった2028年優先債券及び2031年優先債券(ただし、当社及びその付属会社が保有する同シリーズ2028年優先債券及び2031年優先債券を含まない)の元金総額のうち、1%が償還されていない(当該等2028年優先債券及び2031年優先債券がほぼ同時に償還されない限り)及び(Ii)償還期間180株式発行終了日から10日以内。
2026年高級債券。2021年10月13日にドルを発行しました400.0元金総額は1，000万ドル5.000受託者である富国銀行国民銀行協会およびその保証者が含まれている%2026年11月1日に満期となる優先手形(“2026年優先手形”)2022年12月31日現在、私たちの未償却繰延融資コストは$6.71000万ドルと元金総額、未返済純額は$393.31000万ドルです。
2023年10月15日以降、償還価格は(I)の価格に相当し、2026年優先債券の全部または一部を償還することができます102.5002023年10月15日からの12ヶ月間101.2502024年10月15日からの12ヶ月間、100.0002025年10月15日からの12ヶ月間とその後の任意の時間には、別途加算および未払い利息(あれば)が追加される。
保証します。2026年優先債券、2028年優先債券、2030年優先債券、2031年優先債券(総称して“高級債券”と呼ぶ)は、我々のすべての既存の付属会社が優先無担保基準で全面的かつ無条件保証を提供し、優先債券の担保を必要とする可能性のあるいくつかの他の未来の付属会社によって保証されることが予想される
優先債券を管理する契約には、(I)追加債務を生成または保証すること、(Ii)負債の留置権を保証すること、(Iii)配当金または償還または買い戻し配当金または二次債務を支払うこと、(Iv)指定されたタイプの投資および買収を行うこと、(V)付属会社が吾等に配当金を支払う能力に関する契約制限の締結または許可、(Vi)連属会社との締結取引、および(Vii)資産の売却または他社との合併を含む当社の能力および当社の能力を制限する契約が記載されている。このような協約はいくつかの重要な制限と例外によって制限されている。この報告書を提出することによって、私たちは私たちの高級手形に関するすべての条約とすべての制限的な支払い条項を遵守した
7.500%2026プレミアム債券2021年にはドルを発行しました100.0元金総額は1，000万ドル7.500%2026年満期の優先手形は、受託者である米国銀行全国協会およびその保証者の間で満期になります。2022年5月、発行済みと未償還のすべての2026年優先債券を償還しました。償還日は100.0元金総額の%は、別途償還日の計上利息と未払い利息を加算する
信用手配
借り手としては，準備金に基づく循環融資の方であり，モルガン大通銀行(JPMorgan)は行政代理とし，貸手である金融機関銀団の総最高承諾額は#ドルである4.0そして、2028年8月2日に満了する(“信用手配”または“信用協定”のすべての改正とともに)
信用手配は私たちのすべての制限された国内子会社によって保証され、ほとんどの資産の優先保証権益を保証します。少なくとも90改正発効日前に最近提出された埋蔵量報告で評価された明らかになった資産総価値の%には、我々が制限されている国内子会社の原油や天然ガス属性に関するいかなる工学的報告も含まれているが、通常の例外は除外されている。
信用手配には、習慣陳述および肯定的な契約が含まれている。信用手配には、いくつかの例外的な場合を除いて、(I)留置権、(Ii)債務、保証およびその他の義務、(Iii)留置権および分配協定における制限、(Iv)合併または合併、(V)資産売却、(Vi)制限支払い、(Vii)投資、(Vii)関連取引、(Ix)業務変更、(X)外国業務または子会社の制限が含まれている。(Xi)名称変更、(十二)収益、信用状、(十三)ガス不均衡の使用、(十四)満期保証取引、(十五)新規子会社、(十六)会計年度又は会計四半期の変動、(十)経営リース、(十二)ある債務及びその他の債務の前払い、(十九)売掛金の販売又は割引、(十)配当金支払いの敷居、及び(十)現金残高
さらに、私たちは、各財政四半期の最後の日にテストを行うように、信用手配下のいくつかの財務契約を遵守しなければならないが、これらに限定されない：(A)許可された純レバー率3.001.00までおよび(B)は、当時借金が可能であった未使用コミットメントを含む流動比率を下回らない1.001.00まで。信用手配項下の借入金は年利で利息を計上し、金利は(I)予備基本金利(ABR循環信用ローン)プラス適用保証金、または(Ii)特定期限保証隔夜融資金利(“SOFR”)プラス適用保証金に相当する。ABRは年利が(A)モルガン大通が最優遇金利と発表した金利に等しいことが決定され、(B)ニューヨーク連邦準備銀行が発表した適用金利プラス0.5%、または(C)用語固有のSOFR PLUS1.0%は状況によります1.5%の下限に適用限界を加えます1.0%から2.0%は、クレジットスケジュールに基づいて使用されます。特定の期間のSOFRは、私たちが選択した1ヶ月、3ヶ月、または6ヶ月の期間に基づいて、受けます0.5%下限に適用される利益率を加えて：2.0%から3.0%は、クレジットスケジュールに基づいて使用されます。SOFRで計上された借入利息は吾等が選定した適用利息期間の最終日に支払い、貸借対照表で計上された借入金利息は四半期ごとに支払われる。
Hibernia買収とTap Rock買収について、私たちは信用協定を修正した。同等の改正により、吾等は(その中を含む)(I)2028年優先手形及び2031年優先手形の発売及び発行を許可し、(Ii)吾等、米国銀行、米国銀行証券会社及びモルガン大通銀行間で発行されたいくつかの債務承諾書に基づいて債務を招く二つ単独の364日間のブリッジローンの手配で、元金の総額は最高$に達する2.730億ドル(当該等の融資、“橋梁融資”及び当該等の融資による融資、“橋梁融資”)は、その所得金を抽出すれば、Hibernia買収及びTap Rock買収に一部の資金を提供するために使用され、(Iii)前の条項(I)及び(Ii)項で述べた債務が発生し、信用手配の借入基数はそれに応じて減少することはなく、(Iv)選択された負担総額は#ドルから増加する1.010億から3，000ドル1.85億ドル借入基数は1ドルから1ドルに増加しました1.8510億から3，000ドル3.0億ドル、総最高信用約束は1ドルから1ドルに増加します2.030億ドルから50億ドル4.010億と(V)は同等の定期融資債務を招き、以下の総保証レバーテストを受けなければならない2.001.00までといくつかの他の習慣条項と条件
2028年優先債券と2031年優先債券が成功したため、私たちは橋越し融資を発動せず、橋越し融資の下での負担を終了した。したがってドルは21.0HiberniaとTap Rockの買収に関連するBridge施設関連費用は100万ユーロ発生しており、2023年12月31日までの年次運営報告書に取引コストを計上している。
さらに、信用計画の期限は2028年8月まで延長された。次に予定する借入金基数再決定日は2024年5月に予定されている。
最後に、Vencer買収協定の締結については、2023年10月6日に信用協定改正案(“第5修正案”)を締結したに等しい。第五修正案は信用協定を修正し、それ以外にも最高$を生成することを可能にします1.5新たな優先無担保手形、無担保橋梁施設、またはそれらの組み合わせを含む30億ドルの債務は、Vencer Energy，LLCとの間の2023年10月3日の売買協定によって想定される取引に資金を提供するために使用されることを前提としている。第5修正案はまた、(A)一般債務バスケットを修正することを含み、(I)プロトコルに適用される形態でのレバレッジ制限から、クレジットプロトコルにいくつかの他の修正を行う2.501.00から3.001.00まで及び(Ii)には、常習橋梁施設及び常習強制償還条項を有する債券の分割(いずれの場合も、いかなる特定の買収にもリンクされていない)、(B)その中の一般的な制限支払かごを改正し、(I)それに適用される形態のレバー制限を増加させる1.751.00から3.001.00までおよび(Ii)が適用される形態での最高利用率制限から75%から80%、(C)一般投資バスケットを改訂し、(I)バスケットに適用される形態でレバー制限を1.001.00から3.001.00まで、および(Ii)が適用される形態での最高利用率制限から75%から80%は、(D)いくつかの他の債務の早期返済に関する条約の一般的なバスケットを改正し、債務の形態に適用されるレバレッジ制限から1.001.00から3.001.00と(E)までの最低ヘッジ肯定チェーノを削除します。2023年12月31日現在、本報告書を提出することにより、信用手配されたすべての契約を遵守しています。2030年優先債券は2023年10月17日に発行を終了することに成功したため、私たちはブリッジローンを使用せず、ブリッジローンでの約束を終了した。したがってドルは7.6Vencer買収に関するBridge施設関連費用のうち100万ドルが発生しており，2023年12月31日までの年次運営報告書に取引コストを計上している。
次の表は、示された日までの未返済残高、未返済信用状総額、および信用手配による利用可能な借入能力(千単位)を示している
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024年2月27日 | | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
信用手配 | $ | 400,000 | | | $ | 750,000 | | | $ | — | |
| 信用状 | 2,100 | | | 2,100 | | | 12,100 | |
| 借入能力 | 1,447,900 | | | 1,097,900 | | | 987,900 | |
選挙で生まれた約束総額 | $ | 1,850,000 | | | $ | 1,850,000 | | | $ | 1,000,000 | |
2023年12月31日、2023年12月、2022年12月31日まで、信用手配修正案に関する未償却繰延融資コストは#ドルである34.4百万ドルとドル8.5それぞれ100万ドルです償却されていない繰延融資コストのうち、(1)#ドル26.9百万ドルと300万ドルです5.5それぞれ2023年12月31日と2022年12月31日に貸借対照表中の他の非流動資産に百万ドル、および(二)ドルを計上する7.5百万ドルとドル3.02023年12月31日まで、2023年12月31日と2022年12月31日まで、100万ドルはそれぞれ前払い費用と対応する貸借対照表に記載されている。
利子支出
2023年12月31日まで、2022年12月31日、2021年12月31日までの年度、私たちが発生する利息支出は$です182.7百万、$32.2百万ドルと$9.7それぞれ百万ドルです。
注6-引受金とその他の事項
支払いを引き受ける
確実な輸送協定です。私たちは固定されたパイプライン輸送契約を締結し、石油パイプラインシステムの生産に保証された輸出を提供する。契約書は私たちに最低一括輸送費を支払うことを要求する12,5002025年4月まで毎日BBLSは，管路容量使用量にかかわらず。残り期間の財務承諾料総額は#ドルです25.42023年12月31日現在で100万円。私たちは持っていないし、どんな借金も生むことを望んでいない。
最小出来高協定-原油私たちは固定的で確定可能な量の原油を渡すために輸送サービス協定の締約国です。協定の条項によると、私たちは以下の最低数量の約束を達成するための不足を補うために、定期的に借金を支払う必要がある20,0002028年12月に終了した期間内に、毎日BBLS。残り期間の財務承諾料総額は#ドルです74.92023年12月31日現在で100万円。私たちは持っていないし、どんな借金も生むことを望んでいない。
最小数量協定-天然ガスと他我々は第3者中流サプライヤーと締結した天然ガス収集·加工協定(“収集協定”)の締約国であり，この協定の期限は2029年12月までであり，年間最低生産量は13.010億立方フィートの天然ガスです収集プロトコルはまた、他の加工プロトコルからのオブジェクトNGLを販売する約束を含む7,5002026年前2026年に転げ落ちた日10定月と次の月の差額パーセントを与えます。残り期間の財務承諾料総額は#ドルです79.02023年12月31日現在の100万ドルは、価値に基づく販売契約収益率であるため、大口商品価格とともに変動する。2023年12月31日までの年間で5.6最低数量承諾量に関する数量不足により、添付された経営報告書中の他の運営費用は1，000万ドルである。現在の予測では約$が発生するかもしれません20.6残り期間内に“収集協定”に基づいて支払われる不足金は約6年しかし、私たちは未来の間に起こりうる任意の契約欠陥を減らすために代替戦略を積極的に採用している。
また、私たちはいくつかの第三者生産者と第三者中流サプライヤーと天然ガス収集と加工協定を締結し、天然ガスを二つ異なる工場の条項は2025年8月と2026年7月に終了する。このような約束に占める私たちのシェアは増加する必要がある51.5そして20.6毎日100万立方フィートの天然ガスをベースライン容量に増加させています65しばらくの間、毎日のMMCF7年になる工場の稼働日の後です。私たちはこのような約束された任意の増加量不足のために差額費用を支払うことを要求されるかもしれない。これらの契約義務は、工場に納入された集団数における当社の比例シェア、中流サプライヤーが獲得可能な総約束額を超える他の第三者増額数によって減少することができる。第三者減産条項のため、残り期間内の財務承諾費の総額はゼロ2023年12月31日まで。私たちは持っていないし、どんな借金も生むことを望んでいない。
私たちも他の個別の非実質的な合意の締約国であり、これらの合意は、交付された金額にかかわらず、2025年12月までの様々な条項の中で最低数量に関する費用を支払うことを要求しています。これらの契約の残り期間内の財務承諾料総額は#ドルである5.82023年12月31日現在で100万円。
2023年12月31日現在、これらの合意に基づき、今後5年間の最低年度支払いは以下の通り(千単位) | | | | | | | | | | | | | | |
| | 会社輸送 | | 最小音量(1) |
| 2024 | | $ | 18,932 | | | $ | 29,583 | |
| 2025 | | 6,501 | | | 30,952 | |
| 2026 | | — | | | 28,774 | |
| 2027 | | — | | | 28,720 | |
| 2028年以降 | | — | | | 41,626 | |
| 合計する | | $ | 25,433 | | | $ | 159,655 | |
___________________________
(1)上記の計算は、最低承諾量スケジュール(関連プロトコルによって定義されるように)と適用される差額課金に基づいて計算される。
他の約束。私たちは第三者中流サプライヤーと調印した掘削承諾協定の一方ですので、掘削と完成が必要です106条件を満たす井戸，すなわち1年おきの最終期限内に総数の中の最小井戸数を掘削しなければならない2年．2026年12月31日までの期間内に。掘削承諾協定は最短連続生産日数、油井動態と横方向長さのような一連の規格を規定している。他の人たちが運営する油井はこの約束を満たすことができるが、制限されている。もし私たちが適用の締め切りまでに油井を完成できなかった場合、協定に違反し、第三者中流サプライヤーは私たちとその付属会社に損害賠償を主張しようとするかもしれない。申請を提出した日までに、どれだけの損害賠償が支払われるかを合理的に見積もることはできません(あれば)
参考までに別注13-借書賃貸承諾書に使われています
法律訴訟手続き：
私たちは時々私たちの正常な業務過程で現れる様々な法的手続きに巻き込まれるだろう。これらのクレームを評価して、連結財務諸表における潜在的な損失の可能性の程度及び可能な損失範囲を決定する。権威ある会計指針によれば、損失が発生する可能性があり、最も可能な予想結果または一連の可能な結果のうちの最低金額に基づいて損害を合理的に推定することができる場合、計算すべき項目は、損失として記録されるか、または損失がある。法的手続きは本質的に予測不可能であるため、不利な解決策が生じる可能性があり、評価または主観的である可能性が高く、不確実な未来のイベントを判断する必要がある。評価または事項がある場合には、関連事項のプログラム状況、複雑または新規な法律理論の存在、および(または)事項に対する重要な情報の継続的な発見および発展を含む有意義な推定を提供できない可能性がある。私たちは私たちが計算すべき項目と関連して開示された十分性を決定するために定期的に検討したり、事項がある。
この報告書が提出された日まで、私たちの知る限り、私たちの可能性、重大な懸案、または公開の脅威に対する法的行動はありません。
注7-株に基づく報酬
長期インセンティブ計画
2017年4月、発行制限株式単位、業績株単位、株式オプションを規定し、保留する“2017年長期インセンティブ計画”を採択しました2,467,430普通株です。2021年6月には増加分を残した“2021年長期インセンティブ計画”を採択しました700,000普通株式は、2017年LTIPに従って以前に保持されていた普通株です。最後に，2021年11月のExecution Oil&Gas，Inc.(“Expression”)との統合に合わせて，Extionの2021年長期インセンティブ計画(“Execution Equity Plan”)を想定し，この計画は保留した3,305,080私たちは今普通株式を発行することができる。2017年LTIP、2021年LTIP、および採掘持分計画は、本稿では総称して“LTIP”と呼ばれています。
帰属期間中には，付与日の公正価値に基づいて，LTIP項での奨励に関する補償費用を直線法で記録し，付随する経営報告書に一般的および行政費用を記録する以下の表では、奨励タイプ別に記録された補償費用(千単位)について概説する | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 制限株と繰延株単位 | $ | 19,502 | | | $ | 19,401 | | | $ | 11,895 | |
| 業績ストック単位 | 15,429 | | | 11,966 | | | 3,663 | |
| | | | | |
| 株に基づく報酬総額 | $ | 34,931 | | | $ | 31,367 | | | $ | 15,558 | |
2023年12月31日現在、LTIPで付与された賠償に関する未確認補償支出は、関連期間中に以下のように償却される(千単位) | | | | | | | | | | | |
| 未確認補償費用 | | 認められた最後の年 |
| 制限株と繰延株単位 | $ | 37,446 | | | 2026 |
| 業績ストック単位 | 23,730 | | | 2025 |
| 未確認株式報酬総額 | $ | 61,176 | | | |
制限株式単位及び繰延株式単位
LTIPの一部として、私たちの上級管理職、役員、および従業員に時間ベースの制限株式単位(“RSU”)を付与し、私たちの非従業員取締役に時間ベースの繰延株式単位(“DSU”)を付与します。各RSUおよびDSUは受信権利を表す1つはRSUまたはDSUが付与された後、我々の普通株のシェアは、以下のように決済される。RSUは通常比例して1つは, 二つあるいは、あるいは3年制贈与の日以降の1周年ごとのサービス期間。各RSUは、配当金等の権利を取得する権利を有し、決済時に、付与日からRSU付与と決済日との間に、私たち普通株式に支払われるべき定期現金配当金に基づく現金支払いを受信する。計算すべきであるが支払われていない配当等価物は、受領者が帰属および決済時に配当等価物を受信するまで、付随する貸借対照表上で負債として確認される。DSUは通常1年制授権日以降の期間。非従業員取締役が取締役会(“取締役会”)から分離された後、DSUは私たちの普通株で決済します。各DSUは、私たちの普通株で支払われた定期現金配当金に基づく現金支払いを得るために配当等価権を得る権利がある。このような配当等価権によって生成されたすべての対処金額は、(1)帰属されたDSUについて、同時に我々の株主に配当金を支払い、(2)等標的DSUが帰属している場合には、帰属していないDSUに配当金を支払う。帰属されていない配当単位に関連する計算すべきであるが支払われていない配当等価物は、受信者が帰属時に配当等価物を受信するまで、付随する貸借対照表上で負債として確認される。授与日、RSUとDSUの公正価値は私たちの普通株の授与日の終値に等しい
2023年12月31日までの年間、帰属していないRSUとDSUの状況と活動の概要は以下の通りである | | | | | | | | | | | |
| | RSUとDSU | | 加重平均付与日公正価値 |
| 既得権益ではなく、年初 | 675,898 | | | $ | 50.27 | |
| 授与する | 607,987 | | | 72.10 | |
| 既得 | (368,062) | | | 47.46 | |
| 没収される | (60,196) | | | 60.05 | |
| 既得権益ではなく年末である | 855,627 | | | $ | 66.31 | |
2023年12月31日までの年間で，LTIPにより承認されたRSUおよびDSUの総授権日公正価値は$である43.8百万ドルです。
業績株単位
LTIPの一部として、市場に基づく業績株式単位(“PSU”)を上級管理者および一部の役員に付与します。PSUを決済するために発行された普通株式数はゼロ今から今まで225%(または、2023年度前に承認されたPSUの場合、200%)付与されたPSUの数は、市場ベースの基準に基づいて1年以内に取得された実績に基づいて決定されます3年制出演期間。PSUは一般的に授与日3周年の前年12月31日に授与され，翌年1月に決済される。各PSUは、配当金等の権利を有する権利があり、決済時に、付与日からPSUホーム日までの間に私たちの普通株式に支払われるべき定期現金配当金に基づく現金支払いを得る。計算すべきであるが支払われていない配当等価物は、受領者が帰属および決済時に配当等価物を受信するまで、付随する貸借対照表上で負債として確認される
業績業績は、(1)我々の経年化絶対株主総リターン(“TSR”)または(2)2023年度までに付与されたいくつかのPSUの経年化絶対株主総リターン(TSR)に基づいて、定義された同行グループの絶対TSRに対して決定される。絶対TSRは，我々普通株の業績期間中の表現が付与日に対する我々の普通株の価格によって決定される.相対的なTSR成分を有する奨励について、私たちの絶対TSRは、同業者のグループの業績期間中の絶対TSRと比較した。我々と同業者ごとの絶対TSRは，(A)(I)の最終出来高加重平均株価で割ることで決定した30業績期間中の取引日は、(Ii)出来高を引いて加重平均株価となる30業績期間開始前の取引日には、(Iii)(B)を加えて同社の出来高加重平均株価30公演期間が始まる前の五取引日です。そして，履行期間の長さに応じて発生した金額を年ごとに計算する
モンテカルロ推定モデルを用いてPSUの付与日における公正価値を推定した。モンテカルロ推定モデルは株価経路のランダム予測に基づいており，確率評価を実現するためには複数回繰り返さなければならない.この評価に用いられる重要な仮定には，我々の期待変動率と各同行の変動性，および米国債収益率に基づく内挿無リスク金利があり，その満期日は業績期間と一致している。
以下の表は、各期間において、LTIPによって規定される市場ベースの決済基準に基づいてPSU公正価値を決定するための仮定範囲を示す
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 予想期限(年単位) | 3.0 | | 3.2 | | 2.2至れり尽くせり3.0 |
| 無リスク金利 | 3.6%から5.0% | | 1.8%から3.2% | | 0.3%から0.6% |
| 期待日変動率 | 3.1%から3.7% | | 4.0%から4.7% | | 3.8%から4.7% |
2023年12月31日までの年間、PSUに帰属していない状況と活動の概要は以下の通り | | | | | | | | | | | |
| | PSU(1) | | 加重平均付与日公正価値 |
| 既得権益ではなく、年初 | 345,999 | | | $ | 77.42 | |
| 授与する | 290,496 | | | 104.11 | |
| 既得 | (89,901) | | | 78.49 | |
| 没収される | (73,759) | | | 87.49 | |
| 期限が切れる | (242) | | | 18.26 | |
| 既得権益ではなく年末である | 472,593 | | | $ | 92.08 | |
___________________________
(1)報酬の数に関する業績条件が目標金額(乗数)にあると仮定する1つは)である。業績乗数によって、我々が発行する普通株の最終株式数が異なる可能性があり、範囲はゼロ至れり尽くせり225%(または、2023年度前に承認されたPSUの場合、200%)は、パフォーマンス条件の満足度に特に依存します。
2023年12月31日までの年度中に，LTIPにより承認された建設単位の承認日の公正価値の合計は$となる30.2百万ドルです。2021年に承認されたPSUの履行期間は2023年12月31日に終了します。これらのPSUは2024年第1四半期に発表される予定で、パフォーマンスは142%.
株式オプション
LTIPは取締役会が私たちの従業員に株式オプションを発行することを全権的に決定することを許可する。オプションが満期になる10年取締役会が別途決定しない限り、授与された日から。
株式オプションの推定値は、経営陣が選択した同業グループの付与日の期待寿命仮定と一致する期間における平均履歴変動率に基づくブラック·スコイルモデルを用い、無リスク収益率は、付与日の残存期限が奨励予想期間に等しい米国財務省一定満期収益率に基づいており、私たちの株式オプション報酬の期待寿命は、報酬の平均付与時間と契約期間の中点から得られる
2023年12月31日までの年間で、行使可能な未償還と行使可能な株式オプションの概要と活動は以下の通り | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 株式オプション | | 重み付けの-
平均値
行権価格 | | 加重平均残契約期間(年) | | 内在的価値を集める |
| 際立って、年初 | 15,170 | | | $ | 34.36 | | | | | |
| | | | | | | |
| 鍛えられた | (13,928) | | | 34.36 | | | | | |
| 没収される | (111) | | | 34.36 | | | | | |
| 未完成で年末 | 1,131 | | | $ | 34.36 | | | 3.3 | | $ | 38 | |
| | | | | | | |
2023年12月31日までの年間で，オプションを行使した内的価値の合計は$である0.5百万ドルです。
注8 - 公正価値計量
私たちは、権威ある会計基準に従って、私たちの連結財務諸表における資産と負債の公正な価値を計量します。本指針は、公正価値を、計量日の市場参加者間の秩序ある取引において資産を売却するか、または負債を移転して受信した価格と定義する。また，本ガイドラインでは，公正価値を計測する際に使用する投入のためのクラスを作成し，利用可能な場合には最も観察可能な投入を使用することを要求することにより，観察可能な投入を最大限に利用し，観察不可能な投入を最大限に削減することを求めた
投入の信頼性によって、公正価値等級は3つの等級に分けられ、具体的には以下の通りである
レベル1：同じ資産または負債の活発な市場見積もり
レベル2：アクティブ市場における資産および負債のようなオファー、非アクティブ市場における同じまたは同様のツールのオファー、およびその投入が観察可能またはその重要な価値駆動要因によって観察可能なモデル派生推定値
第3段階：推定モデルの重要な入力が観察されない
私たちは公正な価値計量に重要な意義がある最低投入レベルに基づいて金融と非金融資産と負債を分類する。私たちは公正価値計量の特定投入の重要性の評価は判断する必要があり、資産と負債の公正価値の推定値及び公正価値レベルでの配置に影響を与える可能性がある。
派生商品
著者らは第2級投入を用いて原油と天然ガス大口商品価格派生商品の公正価値を測定した。我々の商品価格派生商品の公正価値は業界標準モデルを用いて推定され、これらのモデルは様々な投入を考慮しており、標的に限定されない契約価格、現在の市場価格、長期商品価格曲線、変動要素、貨幣の時間価値及び私たちと私たちの取引相手の信用リスクを含む。我々は元の投入源を確認し、評価方法と仮定の変化を監視し、取引相手の時価建ての声明と他の支持文書を審査することによって、私たちの公正価値推定を検証した。参考までに付記9--派生ツール私たちの派生ツールに関するより多くの情報。
次の表は、2023年12月31日、2023年12月、2022年12月31日までの公正価値によって日常的に計算された金融資産と負債とその公正価値レベルにおける分類(千単位)を示している | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日まで |
| 第1級 | | 2級 | | 第3級 |
| 派生資産 | $ | — | | | $ | 43,425 | | | $ | — | |
| 派生負債 | $ | — | | | $ | 18,096 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2022年12月31日まで |
| | 第1級 | | 2級 | | 第3級 |
| 派生資産 | $ | — | | | $ | 3,284 | | | $ | — | |
| 派生負債 | $ | — | | | $ | 63,533 | | | $ | — | |
長期債務
2026年優先債券、2028年優先債券、2030年優先債券、2031年優先債券はコストで入金され、いかなる未償却割引または繰延融資コストが差し引かれる。2023年12月31日現在、2026年、2028年、2030年、2031年の優先債券の公正価値はドルである389.0百万、$1.41億ドルだ1.0610億ドル1.43それぞれ10億ドルですこれらの公正価値は、市場オファーに基づいているので、公正価値レベルの第1レベルに指定される。信用手配の記録価値(あればある)は、現在の市場金利に近い変動金利で利息を計算するので、その公正価値に近い。ご参照ください注5--長期債務より多くの情報を得るために。
株式承認証
発行された引受権証は我々の普通株にリンクし、キャッシュレス行使による純株式決済を要求している。したがって、それらは株式ツールに分類される。我々の株価は引受権証の使用価格を下回っているため、2023年12月31日および2022年12月31日までの年間では行使できない
株式承認証の発行日における公正価値は第3級投入を用いて確定されたものであり、コックス-ロス-ルビンスタイン二項オプション定価モデル下の変動率、無リスク金利と配当率を含むがこれらに限定されない。株式承認証は公正価値#ドルに従って付属貸借対照表の追加実収資本に計上される77.51000万ユーロで、一般的な公正な価値計量は必要ない。発行以来、株式証明書の初期帳簿額面には何の変化もない。
明らかにされ、明らかにされていない財産の取得と減価
我々は，非日常的に買収された資産や業務を公正な価値に基づいて計量し，市場に見えない投入を用いて明らかにされていない原油や天然ガス資産の減価を検討しているため，推定レベルでは第3レベルに指定されている。非金融資産と負債の最も重要な公正価値は買収された原油及び天然ガス資産と関係がある。ご参照ください注2-買収と資産剥離より多くの情報を得るために。 2023年12月31日2022年2021年までの数年間に違います。証明された財産の減価と発生した減価ゼロ, $18.02000万ドルとドル57.3不明財産の遺棄と減価はそれぞれ1.6億ドルであった。ご参照ください付記1-主要会計政策の概要明らかにされていない物件の公正価値や減価費用に関する政策に関する情報が明らかにされている。
注9-派生商品
私たちは定期的に商品デリバティブ契約を締結して、将来の原油と天然ガス生産の商品価格が出現する可能性のある不利な市場変化のリスクの一部と、キャッシュフローへの関連影響を軽減する。私たちの商品デリバティブ契約にはスワップ、セット期間、基本差保護スワップと見落としオプションが含まれています。2023年12月31日現在、すべてのデリバティブ取引相手はクレジットツール貸手グループのメンバーであり、すべての大口商品デリバティブ契約は取引以外の目的のために締結されている。私たちは私たちの大口商品デリバティブ契約をヘッジツールに指定していません。
典型的な交換手配は契約出来高の固定価格を保証する。合意が公表された第三者指標価格(“指標価格”)が決済時の固定契約価格を下回っていれば、指標価格と固定契約価格との差額を受け取る。指数価格が決済時の固定契約価格より高ければ、指数価格と固定契約価格との差額を支払います。
典型的なセットセットは、短期購入権および長期下落オプション(“双方向セット”)を使用することによって、契約成約量の下限および上限価格を決定することである。指数価格が決済時に上限価格より高い場合、指数価格と上限価格の差額を支払います。指数価格が決済時の最低価格を下回った場合、指数価格と最低価格の差を得る。指数価格が最低価格と最高価格の間にある場合、支払いや入金は発生しません。私たちの少数のセットは双方向セットと空見オプションを結合して、行権価格を底価格より低いレベルに維持した(“三頭セット”)。これらの手配では、指数価格が決済時の底値を下回った場合、指数価格と底価格との差額を受け取り、上限は下落オプションの底値と行権価格との差額を空振りに見ることである
基礎差保護交換は一種の手配であり、天然ガスの指定された受け渡し点からの差額を保証する。基底差保護スワップに対して、価格差が契約規定の条項より大きければ、取引相手から支払いを受け、価格差が契約規定の条項より小さければ、取引相手に支払います。
売権手配は私たちが契約期間内に対象商品を実行価格で売る権利を持つようにします。指標価格が実行価格より高い場合、支払いや入金は発生しません。指数価格が実行価格より低い場合、指数価格と実行価格の差を得る。
2023年12月31日現在、以下の大口商品価格デリバティブ契約を締結しました
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 契約期間 |
| | | | Q1 2024 | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | 2025 |
原油由来製品(バレル/日単位の数量とドル/バレル単位の価格) |
| 期日が遅れる | | | | | | | | | | | | |
| ニューヨーク商品取引所WTI出来高 | | | | 19,727 | | 15,491 | | 14,036 | | 10,997 | | 1,238 |
| 加重平均契約価格 | | | | $ | 72.75 | | | $ | 70.34 | | | $ | 70.34 | | | $ | 70.30 | | | $ | 72.23 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 双方向襟元 | | | | | | | | | | | | |
| ニューヨーク商品取引所WTI出来高 | | | | 27,913 | | 24,930 | | 20,824 | | 19,504 | | 3,967 |
| 加重平均上限価格 | | | | $ | 88.38 | | | $ | 85.90 | | | $ | 83.17 | | | $ | 81.97 | | | $ | 79.45 | |
| 加重平均床価格 | | | | $ | 64.88 | | | $ | 64.98 | | | $ | 64.63 | | | $ | 64.77 | | | $ | 70.00 | |
| 三方襟元 | | | | | | | | | | | | |
| ニューヨーク商品取引所WTI出来高 | | | | 573 | | — | | — | | — | | — |
| 加重平均上限価格 | | | | $ | 56.25 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加重平均床価格 | | | | $ | 45.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加重平均売却権価格 | | | | $ | 35.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 買い買いオプション | | | | | | | | | | | | |
| ニューヨーク商品取引所WTI出来高 | | | | 7,942 | | 6,953 | | 6,216 | | 5,669 | | — |
| 加重平均契約価格 | | | | $ | 55.00 | | | $ | 55.00 | | | $ | 55.00 | | | $ | 55.00 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
天然ガス由来製品(体積単位はMMBtu/日、価格単位は元/MMBtu) |
| 期日が遅れる | | | | | | | | | | | | |
| Nymex HH巻 | | | | 31,790 | | 31,686 | | 31,578 | | 1,701 | | — |
| 加重平均契約価格 | | | | $ | 2.69 | | | $ | 2.68 | | | $ | 2.66 | | | $ | 4.23 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 双方向襟元 | | | | | | | | | | | | |
| Nymex HH巻 | | | | 736 | | 1,732 | | 1,668 | | — | | — |
| 加重平均上限価格 | | | | $ | 3.16 | | | $ | 2.89 | | | $ | 3.16 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加重平均床価格 | | | | $ | 2.50 | | | $ | 2.20 | | | $ | 2.50 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 三方襟元 | | | | | | | | | | | | |
| Nymex HH巻 | | | | 1,166 | | 55 | | — | | — | | — |
| 加重平均上限価格 | | | | $ | 3.50 | | | $ | 3.42 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加重平均床価格 | | | | $ | 2.50 | | | $ | 2.50 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 加重平均売却権価格 | | | | $ | 2.00 | | | $ | 2.00 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 基底差保護スワップ | | | | | | | | | | | | |
| CIG-NYMEX HH巻 | | | | 33,691 | | 33,473 | | 33,246 | | — | | — |
| 加重平均契約価格 | | | | $ | (0.27) | | | $ | (0.27) | | | $ | (0.27) | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
2023年12月31日以降、以下の大口商品価格デリバティブ契約を締結しました
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 契約期間 |
| | | | Q1 2024 | | Q2 2024 | | Q3 2024 | | Q4 2024 | | 2025 |
原油由来製品(バレル/日単位の数量とドル/バレル単位の価格) | | | | | | |
| 期日が遅れる | | | | | | | | | | | | |
| ニューヨーク商品取引所WTI出来高 | | | | — | | 1,000 | | 10,000 | | 15,000 | | 4,959 |
| 加重平均契約価格 | | | | $ | — | | | $ | 73.25 | | | $ | 72.29 | | | $ | 71.12 | | | $ | 71.48 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 双方向襟元 | | | | | | | | | | | | |
| ニューヨーク商品取引所WTI出来高 | | | | — | | 5,000 | | 4,000 | | 4,000 | | — |
| 加重平均上限価格 | | | | $ | — | | | $ | 80.59 | | | $ | 78.68 | | | $ | 76.21 | | | $ | — | |
| 加重平均床価格 | | | | $ | — | | | $ | 70.00 | | | $ | 70.00 | | | $ | 70.00 | | | $ | — | |
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派生資産と負債公正価値
我々の大口商品価格デリバティブは公正価値によって計量され、デリバティブ資産と負債として付随する貸借対照表に計上される以下の表は、添付の貸借対照表で報告されているすべての派生商品の残高と、総資産と負債と主要純額決済スケジュールが私たちの商品デリバティブ契約の公正価値に与える潜在的な影響との間の台帳(千単位)をまとめています
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日まで |
| | 2023 | | 2022 |
| 派生資産： | | | | |
| 大口商品契約--現在 | | $ | 35,192 | | | $ | 2,490 | |
| 商品契約--非現品 | | 8,233 | | | 794 | |
| デリバティブ資産総額 | | 43,425 | | | 3,284 | |
| 付属貸借対照表の未相殺額 | | (11,859) | | | — | |
| デリバティブ総資産、純額 | | $ | 31,566 | | | $ | 3,284 | |
| | | | |
| 派生負債： | | | | |
| 大口商品契約--現在 | | $ | (18,096) | | | $ | (46,334) | |
| 商品契約--長期契約 | | — | | | (17,199) | |
| 派生負債総額 | | (18,096) | | | (63,533) | |
| 付属貸借対照表の未相殺額 | | 11,859 | | | — | |
| 派生負債総額，純額 | | $ | (6,237) | | | $ | (63,533) | |
次の表は、以下の期間の業務報告書に列挙された派生収益(損失)の構成要素(千単位)をまとめたものである | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 派生現金決済収益(損失)： | | | | | |
原油契約 | $ | (59,543) | | | $ | (346,419) | | | $ | (215,057) | |
| 天然ガス契約 | (8,703) | | | (189,410) | | | (51,806) | |
| NGL契約 | — | | | (40,973) | | | (9,051) | |
| 派生現金決済損益合計 | (68,246) | | | (576,802) | | | (275,914) | |
| 価値収益変動を公正に承諾する | 77,553 | | | 241,642 | | | 215,404 | |
| 導関数損益合計 | $ | 9,307 | | | $ | (335,160) | | | $ | (60,510) | |
付記10-資産廃棄債務
私たちは、退役が必要な施設に関する将来の費用の推定負債を含む、私たちの石油と天然ガス資産の放棄を確認した。資産廃棄債務の公正価値負債及び関連長期資産帳簿価値の相応の増加は、掘削又は施設の買収又は建設時に入金される。帳簿価値の増加は付随する総合貸借対照表で明らかにされた物件に計上されている。明らかになった財産の新規額を使い果たし、それぞれの長期資産の残存推定経済寿命中に割引負債を増やすことに関する費用を確認した。資産廃棄債務を返済するために支払われる現金は、添付された総合キャッシュフロー表の経営活動キャッシュフロー部分に含まれる。
我々が推定した資産廃棄債務負債は、油井の閉鎖と廃棄の歴史的経験、推定された経済寿命、推定された閉鎖と廃棄コスト及び監督管理要求に基づいている。負債は、負債の発生または改訂時に推定された信用調整された無リスク金利で割引される
私たちの資産廃棄債務の前触れは以下の通りである(千単位) | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 |
| 年初残高 | $ | 291,026 | | | $ | 225,315 | |
開発活動やその他の活動に関する追加負債 | 7,516 | | | 1,919 | |
買収に関連した追加負債 | 40,373 | | | 1,112 | |
| 返済済みの債務 | (19,136) | | | (15,902) | |
| 吸積費用 | 17,053 | | | 15,926 | |
予算の改訂(1) | — | | | 62,656 | |
| | | |
| 年末残高 | $ | 336,832 | | | $ | 291,026 | |
| 現在の部分 | 31,116 | | | 25,557 | |
| 長期部分 | 305,716 | | | $ | 265,469 | |
___________________________
(1)2022年12月31日までの年度推計の改訂は，主に我々が想定している封じ込めと廃棄コストの増加によるものである。
注11 - 1株当たりの収益
基本的に1株当たり収益と希釈後の1株当たり収益は在庫株方法で計算される。1株当たりの基本純収入の計算方法は、純収入をそれぞれの期間に発行された基本加重平均普通株で割る。1株当たりの普通株の純収入の計算方法は純収益を発行された希薄化加重平均普通株で割ることであり、その中に潜在的な希薄化証券の影響を含む。潜在的な希釈証券は、非帰属RSU、DSU、PSU、および未償還現金株式オプションおよび引受権証を含む。継続経営の損失を確認した場合、希釈可能な株はすべて逆希釈されているため、希釈後の1株当たり収益の計算には含まれていない
中で議論したように注7--株に基づく報酬PSUは私たちの普通株式の数を獲得する権利がありますゼロ至れり尽くせり225%(または、2023年度前に承認されたPSUの場合、200%)適用された実績期間内の業績に基づいて付与されたPSU。PSUに関する潜在的希薄化株式の数は，それぞれの報告期間終了時に発行可能な株式数(あり)から計算され，その日はその等報酬に適用される履行期間終了であると仮定する
私たちはまた、特定の取引価格で私たちの普通株を購入する権利があることを表す株式オプションと引受権証を発行した。株式購入及び株式承認証に関連する潜在的希薄株式数は、それぞれの報告期間終了時に行使可能な株式数(あればある)に基づいて決定され、この日は当該等株購入或いは株式承認証の期限で終了すると仮定する。以下の場合にのみ，株式オプションと引受権証は希釈作用を持つ期間内の普通株式の平均価格は行権価格を超える.
以下の表に普通株基本純収益と希釈後の1株当たり純収益の算出方法(単位千，1株当たり金額を除く)を示す | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 純収入 | $ | 784,288 | | | $ | 1,248,080 | | | $ | 178,921 | |
| | | | | |
基本的に1株当たりの収益 | $ | 9.09 | | | $ | 14.68 | | | $ | 4.82 | |
薄めて1株当たりの収益 | $ | 9.02 | | | $ | 14.58 | | | $ | 4.74 | |
| | | | | |
| 加重平均流通株-基本 | 86,240 | | | 85,005 | | | 37,155 | |
| 補足：株式奨励の希釈効果 | 748 | | | 599 | | | 591 | |
| 加重平均流通株-希釈 | 86,988 | | | 85,604 | | | 37,746 | |
いくつありますか10,948, 20,699そして、そして178,051それぞれ2023年，2023年，2022年，2021年12月31日までの年度内に逆希釈された未帰属奨励。年度内に、私たちは株式証の発行権価格が私たちの株価より高いことを認めた2023年12月31日まで、2022年12月31日、2021年12月31日までの年度したがって、それらは1株当たりの収益の計算から除外される。
付記12-所得税
繰延税項資産及び負債は、制定された税法の条文に従って計量され、今年度又は将来年度と貸借対照計税基準と付属貸借対照表に報告された金額との累積一時的差異に関する対応又は返却すべき税額を決定する。繰延税項資産と負債の各期間の累計一時的差異純変化の税務影響は繰延税項目の定期支出を決定した。
所得税準備金は以下の部分からなる(千計) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 当期税金(福祉) | | | | | |
| 連邦制 | $ | (25,537) | | | $ | 51,246 | | | $ | — | |
| 状態.状態 | (4,460) | | | 16,950 | | | — | |
| 当期税費合計 | (29,997) | | | 68,196 | | | — | |
税金を繰延する | | | | | |
| 連邦制 | 238,426 | | | 289,578 | | | 62,212 | |
| 状態.状態 | 6,737 | | | 47,924 | | | 10,646 | |
繰延税金総額 | 245,163 | | | 337,502 | | | 72,858 | |
所得税総支出 | $ | 215,166 | | | $ | 405,698 | | | $ | 72,858 | |
繰延税金項目の純負債と資産の資産および負債を生成する財務諸表の帳簿金額と課税ベースとの間の一時的な差は、以下の構成要素によって引き起こされる(千計) | | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日まで |
| | 2023 | | 2022 |
| 繰延税金負債： | | | | |
| 石油·ガスの性質 | | $ | 1,200,521 | | | $ | 868,612 | |
| | | | |
| 使用権資産 | | 22,654 | | | 5,915 | |
| 繰延税金負債総額 | | 1,223,175 | | | 874,527 | |
| 繰延税金資産： | | | | |
| 連邦と州税の純営業損失が繰り越す | | 504,922 | | | 432,096 | |
利子支出繰り越し | | 33,564 | | | — | |
| 資産廃棄債務 | | 79,718 | | | 71,092 | |
| 商品デリバティブ契約 | | 7,251 | | | 37,293 | |
| 在庫品 | | 213 | | | 13,783 | |
| 株に基づく報酬 | | 7,327 | | | 5,974 | |
| リース責任 | | 22,866 | | | 6,067 | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| 取引コスト | | 6,078 | | | 1,461 | |
| その他長期資産 | | 21,859 | | | 12,547 | |
| 繰延税金資産総額 | | 683,798 | | | 580,313 | |
| 減算：推定免税額 | | 25,404 | | | 25,404 | |
| 推定準備後の繰延税金資産総額を差し引く | | 658,394 | | | 554,909 | |
繰延所得税負債純額 | | $ | (564,781) | | | $ | (319,618) | |
1元持っています2.110億ドル1.82023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日までに、連邦所得税目的の純営業損失は200億ドルに繰り越した。国税法第382節の所有権変更条項により、純営業損失繰越やその他の税務属性の使用が制限されている。2018年1月1日までに発生した連邦営業損失純額は569.22035年までに100万人の人口が満期になります2017年12月31日以降に発生した連邦純営業損失は1.510億ドルは期限が切れておらず、課税収入の80%を相殺するためにしか使用できない。
私たちは、繰延税金資産の全部または一部を実現することがより可能であるかどうかを考慮することによって、各期間の繰延税金資産の回収可能性を評価する。この決定を下す際には、一時的な差異の将来の逆転、税務計画戦略、将来の課税収入、および経営結果を含む、入手可能なすべての証拠(正と負の面を含む)を考慮する。2021年の合併活動のため、私たちは#ドルの推定手当を記録した25.42023年12月31日まで、2023年と2022年12月31日まで引き続き入金された600万ユーロは、一部の獲得した純営業損失とその他の税務属性を相殺するために使用され、国税法第382節の所有権変更条項が現金化能力に制限を与えているためである。繰延税金資産の現金化の可能性を再評価する際には、事実と状況を監視し続ける。
記録された所得税費用または福祉は、州所得税およびその他の概要の以下の変化に起因する所得税前収入に21%の法定連邦所得税税率を適用することによって提供される金額とは異なる(千計) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 連邦法定税費 | $ | 210,458 | | | $ | 347,293 | | | $ | 52,824 | |
| 以下の理由で増加(減少)する税収： | | | | | |
| 連邦福祉を差し引いた州税支出 | 26,081 | | | 58,658 | | | 10,646 | |
| 国の税率の変化 | (23,002) | | | — | | | — | |
| 規定に戻る | (1,866) | | | 19,975 | | | 27 | |
| 保障された個人の補償 | 5,689 | | | 6,138 | | | 1,793 | |
| 株に基づく報酬 | (2,996) | | | (3,343) | | | (1,559) | |
| 取引コスト | — | | | — | | | 9,043 | |
| 安物買い収益 | — | | | (2,852) | | | — | |
| 税金控除 | — | | | (1,405) | | | — | |
| 評価免除額を変更する | — | | | (19,302) | | | — | |
| 他にも | 802 | | | 536 | | | 84 | |
所得税総支出 | $ | 215,166 | | | $ | 405,698 | | | $ | 72,858 | |
Hibernia買収とTap Rock買収、資産剥離、掘削活動、および原油、天然ガス、NGLの価格を含む買収は、原油と天然ガス資産を持つ州の課税収入分配に影響を与える。このような要素の変化に伴い、我が国の所得税税率も変化するだろう。この変化を我々の臨時総差額に適用した場合，今年度報告した州所得税(費用)福祉総額に影響を与える。
私たちは違います。当社は2023年12月31日、2022年12月31日、2021年12月31日までの税収割引が確認されていません。当社は2023年12月31日現在、2022年12月31日、2021年、2020年12月31日までの年度に米国連邦と州所得税審査を受けています。2020年までの納税申告書は、数年前の納税属性が翌年度の監査期間中に調整できるため、翌年度に使用される純営業損失繰越にも適用される可能性があります。
2022年には、“インフレ低減法案”(IRA)が法律に署名された。その他の条項では、アイルランド共和軍は、2022年12月31日以降に開始された納税年度に15%の会社代替最低税(“会社AMT”)を徴収し、2022年12月31日以降の会社株買い戻しに1%の消費税を徴収し、様々なエネルギー効率を促進するための税収インセンティブを提供する。私たちは現在の所得税支出と所得税に対する会社AMTの潜在的な影響を評価していますが、現在、これは2023納税年度に支払われる所得税に実質的な影響を与えないと考えています。
注13-賃貸借証書
私たちの使用権資産と賃貸負債は、レンタル期間内に予想される賃貸支払いの現在値に基づいて添付の貸借対照表で確認されます。次の表は、私たちが経営している賃貸資産種別(千単位)をまとめています
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日まで |
| | 2023 | | 2022 |
| 賃貸借契約を経営する | | | | |
野戦装備(1) | | $ | 61,662 | | | $ | 15,131 | |
| 会社賃貸 | | 8,864 | | | 8,235 | |
| 車両 | | 7,740 | | | 759 | |
| 総使用権資産 | | $ | 78,266 | | | $ | 24,125 | |
| | | | |
野戦装備(1) | | $ | 61,741 | | | $ | 15,131 | |
| 会社賃貸 | | 9,653 | | | 8,898 | |
| 車両 | | 7,740 | | | 759 | |
| リース総負債 | | $ | 79,134 | | | $ | 24,788 | |
| | | | |
| 融資リース | | | | |
| 使用権--資産現場設備 | | $ | 16,340 | | | $ | — | |
| レンタル負債--現場設備 | | $ | 16,404 | | | $ | — | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
| | | | |
____________________________
(1)掘削機、圧縮機、特定の天然ガス処理装置、および他の現場設備が含まれる。
次の表は、以下の期間に生じる賃貸毛コストの構成要素(千単位)をまとめたものである | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
リースコストを経営する | | $ | 32,769 | | | $ | 21,050 | | | $ | 15,449 | |
| 融資リースコスト | | | | | | |
| ROU資産の償却 | | 1,275 | | | — | | | 3 | |
| 賃貸負債利息 | | 442 | | | — | | | 1 | |
短期賃貸コスト(1) | | 79,405 | | | 55,059 | | | 3,662 | |
総賃貸コスト(2) | | $ | 113,891 | | | $ | 76,109 | | | $ | 19,115 | |
___________________________
(1)ドリルや他の設備も含まれています短期掘削プラットフォームコストには、単一賃貸部分とみなされる非レンタル労務部分が含まれる。
(2)可変賃貸コストとは、レンタル義務とあるレンタルで発生した実コストとの差額であり、これらのレンタルはレンタルおよび非レンタル構成要素に関する固定支払いがない。このような増分コストには、市場価格変動およびリース資産維持コストによる賃貸支払いの増加または減少が含まれる。2023年12月31日、2022年、2021年12月31日までの年度は、可変レンタルコストは重要ではない。
上記で開示されたレンタルコストは毛数に記載されている。これらのコストの一部は、他の作業権益所有者に計上されているか、または計上されている可能性がある。これらのコストのうちの正味のシェアは、添付の経営報告書上の様々な内訳に含まれていますか、または適用状況に応じて確認された財産または他の財産および装置に計上されています。
私たちは直線に基づいて運営レンタルコストを確認した。短期賃貸コストが発生したことが確認された場合は、レンタル期間が1年以下のレンタルの支払いを指し、1ヶ月以下のレンタルは含まれない。
2023年12月31日までの加重平均残存レンタル条項と割引率は以下の通りです | | | | | | | | | | | | | | |
| | 賃貸借契約を経営する | | 融資リース |
| 加重平均レンタル期間(年) | | 2.1 | | 6.1 |
| 加重平均割引率 | | 6.4% | | 6.3% |
次の表は、2023年12月31日までのレンタル期間が1年を超える賃貸契約の将来の約束を示しています。このような引受金は、未割引価値で反映され、添付貸借対照表で確認された割引現在値と照合され、具体的には以下のようになる(千計) | | | | | | | | | | | | | | |
| | 賃貸借契約を経営する | | 融資リース |
| 2024 | | $ | 45,524 | | | $ | 4,210 | |
| 2025 | | 27,392 | | | 4,277 | |
| 2026 | | 7,576 | | | 4,020 | |
| 2027 | | 2,833 | | | 3,684 | |
| 2028 | | 1,019 | | | 1,350 | |
| その後… | | — | | | 1,461 | |
| 賃貸支払総額 | | 84,344 | | | 19,002 | |
差し引く：推定利息 | | (5,210) | | | (2,598) | |
| リース総負債 | | $ | 79,134 | | | $ | 16,404 | |
付記14-キャッシュフロー情報の補足開示
補足キャッシュフローは以下のように開示される(千計)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| キャッシュフロー情報の追加： | | | | | |
| 所得税の現金を払い戻す | $ | 50,049 | | | $ | (97,800) | | | $ | (14,000) | |
| 利子を支払う現金 | (37,112) | | | (28,528) | | | (1,829) | |
| 非現金投資と融資活動を補完します | | | | | |
企業買収に係る物件増築投資活動 | 1,049,129 | | | — | | | 4,911,186 | |
業務買収のため普通株を発行する | 990,204 | | | — | | | 3,481,312 | |
| 資本支出に関する運営資本変動 | (12,349) | | | (7,679) | | | (128,977) | |
レンタルに関する補足キャッシュフロー情報： | | | | | |
賃貸負債に含まれる金額を計量するための現金−リースを経営する経営キャッシュフロー− | 32,563 | | | 19,541 | | | 14,284 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
新しい経営賃貸義務と引き換えに使用権資産 | 85,521 | | | 4,874 | | | 25,469 | |
新たな融資リース義務を交換するために得られた使用権資産 | 17,614 | | | — | | | — | |
付記15-株主権益
株式買い戻し
2023年1月24日、私たちはCPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.と内々交渉の株式購入契約を締結し、約4.92000万株の普通株、価格は$です61.001株あたりの総買い取り価格は約$である300.01000万ドルです。この取引は2023年1月27日に完了し、資金は私たちの手元の現金から来た。買い戻した株はすぐに無効になる
2023年2月、取締役会は株式買い戻し計画(“株式買い戻し計画”)を承認したことを発表し、この計画によると、時々公開市場、私的協議の取引中、または大口取引、デリバティブ取引、または取引法第10 b 5-1条による購入によって、私たちの普通株の株式を買収することができ、金額は$を超えない1.0100億ドルで、このような買い戻しに関連する費用、手数料、または他の費用は含まれていません。2023年6月、Hibernia買収およびTap Rock買収の発表に伴い、取締役会は株式買い戻し計画に従って買い戻しを承認した株の金額を$から1.030億ドルから50億ドル500.01000万ドルです。株式買い戻し計画は特定の数の株を購入する必要はなく、取締役会はいつでも修正または終了することができる。2023年12月31日までに購入しました312,800この計画下の株式加重平均価格は$である64.551株当たりの総コストは$20.3百万ドルです。
株主権益の減少として、増加した直接取引コストを含む株の買い戻しをコスト別に記録する。増加した直接取引コストの一部として、株式発行の公正価値に応じて、1%の消費税を記録し、それに応じた負債を添付貸借対照表の売掛金と売掛金に記録する。任意の額面を超えたコストは比例して追加実収資本に計上され、任意の余剰コストは利益剰余金に計上される。
2024年2月27日、私たちはNGP Tap Rock Holdings、LLCとそのいくつかの連合会社(“NGP”)と個人的に協議した株式購入契約を締結し、約を購入した876,200普通株の価格は$です64.541株あたりの総買い取り価格は約$である56.5百万ドルです。今回の買収は2024年3月初めに完了する予定で、資金は私たちの手元の現金から来る。プロトコル終了後，NGPはCivitasの株主ではなくなる.
配当をする
取締役会の許可を得て、現金配当金は四半期ごとに支払い、基数と可変部分から構成される。可変現金株利は50自由キャッシュフローのパーセンテージは、以前の12ヶ月間の基本現金配当金およびすべての買収および剥離活動の形態で、形式的に特定のレバレッジ目標に適合すると仮定する
下表は、2021年12月31日現在、2023年、2022年、2021年までに発表された配当金(千単位、1株当たり金額を除く)をまとめた
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日までの年度 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 基数配当金 | $ | 2.00 | | | $ | 1.89 | | | $ | 1.16 | |
| 可変配当金 | 5.60 | | | 4.40 | | | — | |
| 総配当金 | $ | 7.60 | | | $ | 6.29 | | | $ | 1.16 | |
| | | | | |
| 総配当金 | $ | 668,669 | | | $ | 541,254 | | | $ | 61,704 | |
任意の将来配当金を支払う決定は完全に取締役会の適宜決定権内にあり、取締役会の承認を受けなければならない。取締役会が当該等の配当金の決定は、記録日、支払日及び配当の実際の金額を含み、我々の収益性及び財務状況、契約制限、適用法律に適用される制限、及び取締役会が当該等の決定を行う際に関連する他の要因に依存すると考えられる。
付記16-原油·天然ガス生産活動の開示について(監査なし)
私たちの原油と天然ガス活動は完全にアメリカ内にある原油や天然ガス資産の購入、開発、探査に発生するコストは、資本化でも支出でも、要約は以下の通り(千計) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
採掘する(1) | $ | 5,039,610 | | | $ | 437,100 | | | $ | 4,861,619 | |
発展する(2)(3) | 1,386,371 | | | 1,044,392 | | | 315,746 | |
| 探索 | 2,178 | | | 6,981 | | | 7,937 | |
| 合計する | $ | 6,428,159 | | | $ | 1,488,473 | | | $ | 5,185,302 | |
_________________________ (1)2023年、2023年、2022年、2021年12月31日までの年度不明物件買収コストは414.7百万、$16.8百万ドルと$648.0それぞれ100万ドルですドルがあります4.6億ドルだ420.3百万ドルと$4.22023年12月31日まで、2022年12月31日と2021年12月31日までの明らかになった物件買収コストはそれぞれ10億ドル。
(2)開発コストは改修コストを含めて#ドル14.1百万、$8.6百万ドルと$2.2それぞれ2023年12月31日，2022年，2021年12月31日までの年度にレンタル運営費百万ポンドを計上した。
(3)資産廃棄債務に関する額を含めて#ドル7.5百万、$64.7百万ドルと$13.82023年12月31日まで，2022年12月31日，2021年12月31日までの年度はそれぞれ100万である。
懸空油井コスト
2023年12月31日，2022年，2021年12月31日までの年間では，掘削コストは何も生じていない。
埋蔵量
2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月、2021年の明らかな埋蔵量は、我々の第三者独立埋蔵量エンジニアのレッド·スコットによって準備されていると推定される。埋蔵量の推定は本質的に不正確であることが明らかになり、生産歴史、追加探査と開発の結果、価格変化とその他の要素に基づいて改訂を続けている。
私たちのすべての原油、天然ガス、そして天然ガス埋蔵量はアメリカ内の資産に起因する2023年12月31日、2022年と2021年までに、私たちが明らかにした原油、天然ガス、NGL埋蔵量の変化の概要は以下の通りである | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油.原油 | | 天然ガス | | NGL | | 合計する |
| | (Mbbl) | | (MMcf) | | (Mbbl) | | (MBOE) |
埋蔵量が明らかになった2020年12月31日 | | 52,793 | | | 235,728 | | | 26,111 | | | 118,192 | |
拡張、発見、その他の追加 | | 19 | | | 103 | | | — | | | 36 | |
| 生産する | | (4,523) | | | (13,852) | | | (1,763) | | | (8,595) | |
| | | | | | | | |
資本計画から削除する | | (12,249) | | | (43,918) | | | (4,485) | | | (24,054) | |
| 備蓄的獲得 | | 114,379 | | | 767,504 | | | 89,797 | | | 332,093 | |
以前の推定数の改訂(1) | | (6,840) | | | (57,066) | | | (3,632) | | | (19,983) | |
埋蔵量が明らかになった−2021年12月31日 | | 143,579 | | | 888,499 | | | 106,028 | | | 397,690 | |
拡張、発見、その他の追加 | | 12,408 | | | 51,358 | | | 6,936 | | | 27,904 | |
| 生産する | | (27,651) | | | (112,478) | | | (15,666) | | | (62,063) | |
| | | | | | | | |
資本計画から削除する | | (105) | | | (459) | | | (46) | | | (228) | |
| 備蓄的獲得 | | 17,479 | | | 31,872 | | | 4,478 | | | 27,269 | |
以前の推定数の改訂(1) | | 6,892 | | | 8,708 | | | 17,104 | | | 25,447 | |
埋蔵量が明らかになった−2022年12月31日 | | 152,602 | | | 867,500 | | | 118,834 | | | 416,019 | |
拡張、発見、その他の追加 | | 12,598 | | | 31,174 | | | 3,719 | | | 21,513 | |
| 生産する | | (36,726) | | | (133,821) | | | (18,400) | | | (77,430) | |
備蓄を剥離する(1) | | (830) | | | (3,582) | | | (514) | | | (1,940) | |
資本計画から削除する | | (2,301) | | | (7,812) | | | (1,155) | | | (4,758) | |
| 備蓄的獲得 | | 151,717 | | | 635,710 | | | 114,708 | | | 372,377 | |
以前の推定数の改訂(1) | | (4,255) | | | (68,867) | | | (12,249) | | | (27,982) | |
埋蔵量が明らかになった−2023年12月31日 | | 272,805 | | | 1,320,302 | | | 204,943 | | | 697,799 | |
| | | | | | | | |
| 明らかになった開発埋蔵量： | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 104,078 | | | 748,762 | | | 88,967 | | | 317,839 | |
| 2022年12月31日 | | 117,768 | | | 750,793 | | | 102,004 | | | 344,904 | |
| 2023年12月31日 | | 199,585 | | | 1,077,221 | | | 162,117 | | | 541,239 | |
| 未開発埋蔵量が明らかになりました | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 39,501 | | | 139,737 | | | 17,061 | | | 79,851 | |
| 2022年12月31日 | | 34,834 | | | 116,707 | | | 16,830 | | | 71,115 | |
| 2023年12月31日 | | 73,220 | | | 243,081 | | | 42,826 | | | 156,560 | |
________________________
(1)四捨五入のため、プロジェクトは再計算されないかもしれません。
2023年12月31日、2022年、2021年12月31日までの数年間、横方向の発展は21.5うん、うん、27.9Mmboeと違います。それぞれMine MMBoeである.
2023年12月31日，2022年，2021年12月31日までの年間で，明らかにされた未開発埋蔵量は減少した4.8うん、うん、0.2Mmboeと24.1主に明らかにされた未開発地点が私たちの5年制掘削プログラム。
2023年12月31日までに明らかな埋蔵量を修正しました28.0はい、いいです。価格に関する改訂11.1Mboeはアメリカ証券取引委員会が価格を下げたからです15.45$まで78.22原油WTI 1バレルと1ドル3.72$まで2.64天然ガスはMMBtu HHで計算される。また，(I)についても否定的な修正を行った11.0閉鎖·廃棄または計画されて閉鎖·廃棄された非生産油井からのMMBOE，(二)負の改訂14.2Mmboeは生産に関するコストを更新し，(Iii)は油井動態を更新し，対になった0.9はい、いいです。否定的な修正は部分的に相殺される9.2利息増加と天然ガス生産量の正の変化により，Mmboeは収縮した。
2022年12月31日までに明らかになった埋蔵量を上方修正しました25.4はい、いいです。価格に関する改訂11.8アメリカ証券取引委員会のドル値上げによる彩鈴27.11$まで93.67原油WTI 1バレルと1ドル2.76$まで6.36天然ガスはMMBtu HHで計算される。残りの積極的な改訂版13.6Mmboeは主に油井の動態予測とNGL生産量の更新に推進されている。
2021年12月31日までに、埋蔵量を下方修正します20.0 MMBoe主に13.1油井の運営コスト方法の変化により、Mboeは否定的な改正を行った6.9否定的なプロジェクトの改訂でMboeや7.1Mmboeは燃料ガス、利息、収縮、その他の副次的な改訂に対して否定的な修正を行った。2021年12月31日の大口商品価格は1ドルに上昇した66.561バレルあたりWTIと$3.60MMBtu HHから$ごとに39.571バレルあたりWTIと$1.992020年12月31日に部分的に相殺されました7.1はい、いいです。
すでに明らかにされた石油と天然ガス埋蔵量に関する未来の現金流量割引標準化計量は権威ある会計基準に基づいて作成された。将来の現金流入は，価格と推定された将来の生産量を組み合わせることで計算される。将来の生産·開発コストは，現在のコストと既存の経済状況が継続していると仮定して，年末に開発，生産および封じ込めおよび廃棄が明らかになった埋蔵量による支出と推定される。
将来の所得税支出は、明らかにされた備蓄に関する将来の税引き前現金流量に適切な年末税率を適用することで計算される。将来的に所得税支出は明らかにされた埋蔵量に関する永久的な差額、税収控除、損失繰越に計上される。未来の純キャッシュフローは10%は、将来の純現金流量を割引する標準化された基準を導出します。この計算手続きは必ずしも私たちの原油と天然ガス資産の公平な市場価値や現在値の推定を招くとは限らない。
明らかにされた埋蔵量に関する将来のキャッシュフロー割引標準化計量は以下のとおりである(単位：千) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 未来のキャッシュフロー | $ | 27,947,743 | | | $ | 23,225,188 | | | $ | 14,401,814 | |
| 将来の生産コスト | (11,038,268) | | | (6,490,522) | | | (5,054,695) | |
| 将来の開発コスト | (2,366,582) | | | (1,337,494) | | | (1,107,576) | |
| 将来の所得税支出 | (1,605,756) | | | (2,870,178) | | | (1,465,949) | |
| 未来浄現金流 | 12,937,137 | | | 12,526,994 | | | 6,773,594 | |
| 現金流量の見積もり時間は毎年十パーセントの割引があります | (4,667,858) | | | (4,599,504) | | | (2,361,490) | |
| 割引将来のキャッシュフロー純額の標準化計量 | $ | 8,269,279 | | | $ | 7,927,490 | | | $ | 4,412,104 | |
以上のような将来のキャッシュフローは，報告時に期末未弁済デリバティブ取引の影響は考慮されていない.
明らかにされた埋蔵量に関する将来のキャッシュフロー割引標準化計測の変動は以下のとおりである(千計) | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2013年12月31日までの年度 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 期日の初め | $ | 7,927,490 | | | $ | 4,412,104 | | | $ | 437,054 | |
原油、天然ガス、天然ガスの販売、生産コストを差し引く | (2,558,095) | | | (2,980,527) | | | (773,711) | |
| 価格と生産コストの純変動 | (4,385,615) | | | 5,016,678 | | | 874,155 | |
| 拡張、発見、その他の追加の純変化 | 363,594 | | | 638,537 | | | 855 | |
| 発生する開発コスト | 447,181 | | | 411,138 | | | 108,113 | |
| 開発コストの変化を見積もる | (39,386) | | | (87,466) | | | 106,788 | |
備蓄的獲得 | 5,199,814 | | | 627,833 | | | 4,484,125 | |
備蓄を剥離する | (32,483) | | | — | | | — | |
| 以前の数量推定数の改訂 | (529,185) | | | 619,800 | | | (84,126) | |
| 所得税の純変動 | 796,068 | | | (991,734) | | | (915,053) | |
| 割引の増加 | 983,428 | | | 532,716 | | | 43,705 | |
| 生産性やその他の面の変化 | 96,468 | | | (271,589) | | | 130,199 | |
| 期末 | $ | 8,269,279 | | | $ | 7,927,490 | | | $ | 4,412,104 | |
備蓄見積もりは、米国証券取引委員会が要求した2021年12月31日現在、2023年、2022年、2021年までの品質と位置調整を含む、重み付けされていない12カ月間の月初め価格算術平均に基づいている | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日までの年度 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
原油(1バレル) | $ | 75.57 | | | $ | 90.28 | | | $ | 61.60 | |
| ガソリン(1立方メートル) | $ | 2.03 | | | $ | 5.54 | | | $ | 2.60 | |
NGL(Bblあたり) | $ | 22.69 | | | $ | 39.05 | | | $ | 30.60 | |
第9項会計と財務情報開示の変更と相違.
ない。
プロジェクト9 Aです制御とプログラム.
情報開示制御とプログラムの評価
我々の経営陣は、最高経営責任者と財務責任者の参加の下、2023年12月31日までの開示統制と手続きの有効性を評価した。“取引法”第13 a-15(E)及び15 d-15(E)条の規則で定義されている“開示制御及び手続”という言葉は、取引法に基づいて提出又は提出された報告において会社が開示を要求する情報を確保し、“米国証券取引委員会”規則及び表に規定されている期間内に記録、処理、集計及び報告を得ることを目的とした会社の制御及びその他の手続を意味する。開示制御及び手続は、取引所法案の提出又は提出された報告書に基づいて企業が開示を要求する情報が蓄積され、必要な開示に関する決定を直ちに行うために、その主要幹部及び主要財務官及び内部監査機能を含むが、我々の管理層に伝達されることを保証することを目的としている。2023年12月31日までの開示統制及び手続の評価によると、我々の最高経営責任者及び最高財務官は、その日までに、我々の開示制御及び手続が合理的な保証レベルで有効であると結論した。
経営陣は、どのような制御やプログラムが、どんなに設計や操作が良くても、その目標を実現するために合理的な保証を提供するしかないことを認識しており、管理部門は、可能な制御とプログラムのコスト-利益関係を評価する際にその判断を運用しなければならない。経営陣に協力するために、内部制御プログラムやプログラムを確認して監督するための内部監査機能を設置しました。私たちの内部統制システムは、自己監督メカニズムを含め、内部監査機能部門による監査を含む書面政策と手続きの支援を受けている。欠陥が発見された時、管理職は適切な措置を取って欠陥を是正するだろう。
財務報告の内部統制に対する経営陣の評価
我々の経営陣は、取引法ルール13 a-15(F)で定義されているように、財務報告の適切な内部統制の確立と維持を担当している。我々の財務報告の内部統制は、財務報告の信頼性を合理的に保証し、米国が公認する会計原則に基づいて外部目的のための総合財務諸表を作成するために、我々の最高経営責任者および最高財務官の監督の下で設計されたプログラムである。その固有の限界のため、財務報告書の内部統制は誤った陳述を発見したり防止することができない可能性がある。また，将来の期間の有効性をどのように評価するかの予測には，条件の変化により制御が不十分になる可能性や，政策やプログラムの遵守度が悪化する可能性があるというリスクがある.
経営陣は、2023年12月31日現在、トレデビル委員会後援組織委員会が2013年に発表した“内部統制-総合枠組み”で確立された財務報告の有効な内部統制基準に基づいて、我々の財務報告の内部統制の有効性を評価した。評価やこれらの基準に基づき、経営陣は、2023年12月31日現在、財務報告に対して有効な内部統制を維持していると判断した。経営陣による財務報告の内部統制の有効性の評価と結論は、2023年8月2日にHibernia買収およびTap Rock買収で買収されたエンティティの内部統制には含まれていない。HiberniaとTap Rockの総収入はそれぞれ2023年12月31日までの年度関連総合財務諸表金額の約9%と12%を占めている。
独立公認会計士事務所徳勤会計士事務所は、本年度報告に含まれる連結財務諸表をForm 10−Kの形で監査し、同社は、本項に含まれる2023年12月31日現在の財務報告の内部統制の有効性に関する証明報告書を発表した。
財務報告の内部統制の変化
2023年12月31日までの四半期において、経営陣が取引法第13 a-15(D)または15 d-15(D)条の規則に基づいて行った評価では、財務報告の内部統制には何の変化もなく、これらの変化は財務報告の内部統制に大きな影響を与えたり、財務報告の内部統制に大きな影響を与えたりする可能性が高いことが分かった。
独立公認会計士事務所報告
Civitas Resources，Inc.の株主と取締役会へ
財務報告の内部統制については
我々は，テレデビル委員会(COSO)協賛組織委員会が発表した“内部統制−総合枠組み(2013)”で確立された基準に基づき，Civitas Resources，Inc.とその子会社(“当社”)の2023年12月31日までの財務報告を内部統制監査を行った。COSOが発表した“内部統制-総合枠組み(2013)”で確立された基準によると、2023年12月31日現在、会社はすべての実質的な面で財務報告に対して有効な内部統制を維持していると考えられる。
また、米国上場企業会計監督委員会(PCAOB)の基準に従って、当社の2023年12月31日までおよび2023年12月31日までの年度の総合財務諸表と2024年2月27日までの報告を監査し、このような財務諸表に対して保留のない意見を表明した。
経営陣の“財務報告内部統制評価”で述べられているように、経営陣は、2023年8月2日に買収されたHibernia Energy III、LLCおよびHibernia Energy III−B、LLC(“Hibernia”)およびTap Rock AcquisitionCo，LLC，Tap Rock Resources II，LLCおよびTap Rock NMB 10 Holdings，LLC(“Tap Rock”)の財務報告に対する内部制御をその評価から除外した。HiberniaとTap Rockの総収入はそれぞれ2023年12月31日までの年度関連総合財務諸表金額の約9%と12%を占めている。したがって、私たちの監査はHiberniaやTap Rock財務報告書の内部統制を含まない。
意見の基礎
当社経営陣は、付随する“経営陣財務報告内部統制評価”に含まれる効果的な財務報告内部統制を維持し、財務報告内部統制の有効性を評価する責任がある。私たちの責任は私たちの監査に基づいて、会社の財務報告書の内部統制に意見を述べることです。私たちはPCAOBに登録されている公共会計士事務所で、アメリカ連邦証券法およびアメリカ証券取引委員会とPCAOBの適用規則と法規に基づいて、私たちは会社と独立しなければなりません。
私たちはPCAOBの基準に従って監査を行っている。これらの基準は、財務報告の有効な内部統制がすべての重要な面で維持されているかどうかを決定するために、合理的な保証を得るために監査を計画し、実行することを要求する。我々の監査には，財務報告の内部統制を理解すること，重大な弱点があるリスクを評価すること，評価されたリスクテストに基づいて内部統制の設計·運用有効性を評価すること，および状況下で必要と考えられる他のプロセスを実行することが含まれる。私たちは私たちの監査が私たちの観点に合理的な基礎を提供すると信じている。
財務報告の内部統制の定義と限界
会社の財務報告に対する内部統制は、公認された会計原則に基づいて、財務報告の信頼性と外部目的の財務諸表の作成に合理的な保証を提供することを目的としたプログラムである。会社の財務報告に対する内部統制には、(1)合理的で詳細かつ正確かつ公平に会社の資産を反映した取引および処分に関する記録の保存、(2)公認された会計原則に従って財務諸表を作成するために必要な取引が記録されている合理的な保証を提供し、会社の収入および支出は会社の経営陣と取締役の許可のみに基づいて行われる。(三)財務諸表に重大な影響を及ぼす可能性のある不正買収、使用、または処分会社の資産を防止またはタイムリーに発見する合理的な保証を提供する。
その固有の限界のため、財務報告書の内部統制は誤った陳述を防止したり発見できない可能性がある。また，将来的にどのような有効性評価を行うかの予測は，条件の変化により制御不足のリスクが生じる可能性があり，あるいは政策やプログラムの遵守度が悪化する可能性がある.
/s/徳勤法律事務所
コロラド州デンバー市
2024年2月27日
プロジェクト9 Bその他の情報.
ない。
プロジェクト9 Cです検査妨害に関する外国司法管区の開示
適用されません。
第三部
第10項役員·幹部と会社の管理.
本プロジェクトが要求する情報は、2023年12月31日までの財政年度終了後120日以内に引用により将来的に米国証券取引委員会に提出される届出書類に組み入れられる。
当社取締役会は、当社のウェブサイト(www.ciciitasresource ces.com)の“ガバナンス”タブ下の“投資家関係”で入手できるすべての上級管理者、役員、従業員に適したビジネス行動と道徳基準を採択しました。私たちは誰にも無料で本ファイルのコピーを提供します。要求があれば、Civitas Resources，Inc.，投資家関係部、第17街555号、Suite 3700、Denver、Colorado 80202に手紙を送ってください。私たちの商業行為および道徳基準条項の改正または免除に関するS-K法規(406)(C)項の開示要件を満たすために、上記のように指定されたように、これらの情報を当社のウェブサイトに公開する予定です。
第十一項役員報酬.
本プロジェクトが要求する情報は、2023年12月31日までの財政年度終了後120日以内に引用により将来的に米国証券取引委員会に提出される届出書類に組み入れられる。
第十二項特定の実益所有者の担保所有権及び経営陣及び関連株主の事項.
本プロジェクトが要求する情報は、2023年12月31日までの財政年度終了後120日以内に引用により将来的に米国証券取引委員会に提出される届出書類に組み入れられる。
十三項特定関係と関連取引と取締役独立性.
本プロジェクトが要求する情報は、2023年12月31日までの財政年度終了後120日以内に引用により将来的に米国証券取引委員会に提出される届出書類に組み入れられる。
14項です主な会計費用とサービス(PCAOB ID番号34).
本プロジェクトが要求する情報は、2023年12月31日までの財政年度終了後120日以内に引用により将来的に米国証券取引委員会に提出される届出書類に組み入れられる。
第4部
第十五項展示品と財務諸表明細書。
(a)以下の文書は、本年度報告の一部として10−K表の形態で提出されるか、または参照によって本報告に組み込まれる
(1)財務諸表：
項目8.財務諸表および補足データを参照。
(2)財務諸表付表：
ない。
(3)展示品：
| | | | | |
展示品 番号をつける | 説明する |
2.1 | Bonanza Creek Energy，Inc.，Boron Merge Sub，Inc.とHighpoint Resources Corporationの間およびBonanza Creek Energy，Inc.，Boron Merge Sub，Inc.とHighpoint Resources Corporationの間で2020年11月9日に署名された合併協定と計画(Bonanza Creek Energy，Inc.の添付ファイル2.1を引用して，Sが2020年11月9日に提出したForm 8−K現在の報告) |
2.2 | Bonanza Creek Energy，Inc.，Boron Merge Sub，Inc.とHighpoint Resources Corporationとの間の合意と合併計画の第1号修正案は，2021年1月29日(Bonanza Creek Energy，Inc.の添付ファイル2.1を引用して編入され，Sが2021年2月1日に提出されたForm 8−K現在の報告) |
2.3 | 合併協定と計画は，期日は2021年5月9日であり，Bonanza Creek Energy，Inc.，Raptor Eagle Merge Sub，Inc.とExtraction Oil&Gas，Inc.の間で署名された(合併内容はBonanza Creek Energy，Inc.の添付ファイル2.1，Sが2021年5月10日に提出した8−K表現在報告を参照) |
2.4 | 合意と統合計画は，2021年6月6日にBonanza Creek Energy，Inc.，Raptor Condor Merge Sub 1，Inc.，Raptor Condor Merge Sub 2，LLC，Crestone Peak Resources LP，CPPIB Crestone Peak Resources America Inc.，Crestone Peak Resources Management LPとExtraction Oil&Gas，Inc.(Bonanza Creek Energy，Inc.の添付ファイル2.1を引用して統合した)，Sが2021年6月8日に提出した現在の8−Kレポート)である。 |
2.5 | 2021年6月6日にBonanza Creek Energy，Inc.，Raptor Eagle Merge Sub，Inc.とExtraction Oil&Gas，Inc.の間の合意と合併計画の第1号修正案(合併内容はBonanza Creek Energy，Inc.の添付ファイル2.2を引用して組み込まれ、Sは2021年6月8日に提出されたForm 8−K現在の報告) |
2.6 | 会員権益購入契約は、日付は2023年6月19日、売り手はHibernia Energy III Holdings、LLCおよびHibernia Energy III-B Holdings、LLC、Civitas Resources，Inc.(添付ファイル10.1を参照してCivitas Resourcesに組み込まれ、Inc.は2023年6月20日に提出された現在の8-Kレポート)。 |
2.7 | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NMB 10 Legacy Holdings，LLC，LLCおよびTap Rock NMB 10 Holdings Intermediate，LLCは売り手として，本プロトコルで述べた限られた目的でのみ，Tap Rock Resources，LLCおよびCivitas Resources，Inc.(添付ファイル10.2を参照してCivitas Rescasに組み込む)InouresSが現在提出しているForm 8-Kレポートは2023年6月20日に提出される). |
2.8 | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NMB 10 Legacy Holdings，LLCおよびTap Rock Rescock 10 Holdings Intermediate，LLCを売り手として引用し，Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resces，LLC，Tap Rock Resces，LLC，and Tap Rock Resources，Incock Lock，Incock，Tock RescLCを買い手として引用し，Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，Incock，Incock，TivcocLC，Incock Resibces，Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock ResourcesSは2023年11月7日に提出されたForm 10-Q四半期報告). |
2.9 | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NMB 10 Legacy Holdings，LLCおよびTap Rock Rescock 10 Holdings Intermediate，LLCを売り手として引用し，Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resces，LLC，Tap Rock Resces，LLC，and Tap Rock Resources，Incock Lock，Incock 2.4を買い手として引用し，Tap Rock Resources，Lip Rap Resources，LLC，Tap Rock Resources，Incock，Rap Rock Resources，Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock Resources，Sは2023年11月7日に提出されたForm 10-Q四半期報告). |
| | | | | |
2.10† | Tap Rock Resources，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources，LLC，LLC，Tap Rock Resources II Legacy，LLC，Tap Rock Resources II Intermediate，LLC，Tap Rock NMB 10 Legacy Holdings，LLCおよびTap Rock NMCK 10 Holdings Intermediate，LLCは売り手，Tap Rock Resources，LLCは売り手として，Tap Rock Resources，LLC，LLCおよびTap Rock Resources Inc.，In23年に購入した。 |
2.11 | 売買プロトコルは，日付は2023年10月3日，売り手はVencer Energy，LLC，買い手はCivitas Resources，Inc.(Civitas Resources，Inc.を引用することにより，2023年10月4日に提出されたS現在8-Kレポートの添付ファイル2.1が組み込まれている). |
3.1 | 4回目の改訂および再改訂されたCivitas Resources，Inc.社登録証明書(Civitas Resources，Inc.が2023年8月2日に提出されたS 10-Q表四半期報告書の添付ファイル3.1を参照することによって組み込まれる)。 |
3.2 | Civitas Resources，Inc.第7回改正および再制定された定款(Civitas Resources，Inc.が2023年6月5日に提出された表格8−K現在の報告書の添付ファイル3.1を引用することによって組み込まれる)。 |
4.1 | 株本で説明する。 |
4.2 | 契約は，期日は2021年10月13日であり，その保証側Bonanza Creek Energy，Inc.と受託者である富国銀行全国協会(Bonanza Creek Energy，Inc.を引用して2021年10月15日に提出された表格8−K現在報告の添付ファイル4.1と合併した)。 |
4.3 | 第1補充契約は，期日は2021年11月1日であり，Civitas Resources，Inc.が受託者であるComputerShare Trust Company，N.A.とそのある保証人の間で発行される(Civitas Resourcesを引用することにより，Inc.が2021年11月3日に提出されたS現在8-K表報告の添付ファイル4.1に組み込まれる). |
4.4 | 第三補充契約は，日付は2023年8月2日であり，Civitas Resources，Inc.が発行者，保証側とComputerShare Trust Company，N.A.を受託者としている(Civitas Resourcesを引用することにより，Inc.は2023年11月7日に提出されたS 10-Q表四半期報告の添付ファイル4.3に組み込まれる). |
4.5 | Civitas Resources，Inc.発行者，保証側と受託者であるCivitas Resources，Inc.と受託者であるComputerShare Trust Company，N.A.の間で署名された日付は2023年6月29日の契約である(Civitas Resources，Inc.が2023年6月29日に提出された表格8−K現在報告の添付ファイル4.1を参照して統合されている)。 |
4.6 | 第1補充契約は，日付は2023年8月2日であり，Civitas Resources，Inc.が発行者，保証側とComputerShare Trust Company，N.A.を受託者としている(Civitas Resourcesを引用することにより，Inc.は2023年11月7日に提出されたS 10-Q表四半期報告の添付ファイル4.1に組み込まれている). |
4.7 | チノは，日付は2023年6月29日であり，Civitas Resources，Inc.が発行者，保証側とComputerShare Trust Company，N.A.を受託者としている(Civitas Resources，Inc.を参照して2023年6月29日に提出されたテーブル8−K現在報告されている添付ファイル4.3を統合した)。 |
4.8 | 第1補充契約は，日付は2023年8月2日であり，Civitas Resources，Inc.が発行者，保証側とComputerShare Trust Company，N.A.を受託者としている(Civitas Resourcesを引用することにより，Inc.は2023年11月7日に提出されたS 10-Q表四半期報告の添付ファイル4.2に組み込まれている). |
4.9 | Civitas Resources，Inc.発行者，保証側と受託者であるCivitas Resources，Inc.と受託者であるComputerShare Trust Company，N.A.の間で署名された日付は2023年10月17日の契約である(Civitas Resources，Inc.が2023年10月18日に提出された表格8−K現在報告の添付ファイル4.1を参照して統合されている)。 |
10.1 | Civitas Resources，Inc.およびBroadbridge Corporation Issuer Solutions，Inc.が2021年11月1日に締結した承認株式証明書協定(Civitas Resources，Inc.が2021年11月3日に提出されたS現在の8-Kレポートの添付ファイル10.1を参照して編入される)。 |
10.2 | B部分株式承認協定は、日付が2021年11月1日であり、Civitas Resources，Inc.とBroadbridge Corporation Issuer Solutions，Inc.によって締結される(添付ファイル10.2を参照してCivitas Resourcesに組み込まれ、Inc.が2021年11月3日に提出されたS現在の8-K表報告)。 |
10.3 | 登録権協定は，日付は2021年4月1日であり，Bonanza Creek Energy，Inc.とFranklin Advisers，Inc.(Bonanza Creek Energy，Inc.を引用して2021年4月1日に提出されたS現在の8−Kレポートの添付ファイル10.2が合併されている)。 |
10.4 | 登録権協定は、2021年5月9日に、Bonanza Creek Energy，Inc.とKimidgeチェルシー有限責任会社によって締結される(添付ファイル4.1を参照してBonanza Creek Energyに組み込まれ、Inc.‘Sが2021年5月10日に提出された8-K表の現在の報告)。 |
10.5 | 登録権利協定は、2021年11月1日に、Civitas Resources，Inc.によって付表1に列挙された者と締結される(Civitas Resourcesを参照することによって、Inc.が2021年11月3日に提出された現在の報告Form 8-Kの添付ファイル10.7に組み込まれる)。 |
| | | | | |
10.6 | 登録権協定は、日付が2023年8月2日であり、Civitas Resources，Inc.が別表1に列挙された者と締結される(Civitas Resourcesを参照することにより、Inc.が2023年8月2日に提出された最新の8−K表報告添付ファイル10.2に編入される)。 |
10.7 | 登録権協定は、日付が2024年1月2日であり、Civitas Resources，Inc.が別表1に列挙された者と締結される(Civitas Resources，Inc.が2024年1月2日に提出されたS現在の8−K表報告の添付ファイル10.2を参照することによって編入される)。 |
10.8* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年長期インセンティブ計画(Bonanza Creek Energy，Inc.のSを引用表10.3を介して2017年4月28日に提出された8-K表現在の報告)。 |
10.9* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年長期インセンティブ計画下の無保留株式オプションプロトコル表(添付ファイル10.5を参照してBonanza Creek Energy，Inc.が2017年4月28日に提出されたS現在の8-K表報告書に組み込まれる)。 |
10.10* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年長期インセンティブ計画下の制限株式単位プロトコル表(添付ファイル10.4を参照することにより、Bonanza Creek Energy，Inc.‘Sが2017年4月28日に提出した現在の8-K表報告書に組み込まれる)。 |
10.11* | Bonanza Creek Energy，Inc.2017年長期インセンティブ計画下の上級管理者制限株式単位プロトコル表(添付ファイル10.1を参照してBonanza Creek Energy，Inc.に組み込まれたSが2018年5月22日に提出したForm 8-K現在の報告) |
10.12* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年長期インセンティブ計画(Bonanza Creek Energy，Inc.を参照して2021年8月9日に提出されたS 10-Q四半期報告添付ファイル10.6に組み込まれる)。 |
10.13* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年長期インセンティブ計画の第1修正案(Civitas Resources，Inc.の添付ファイル10.11を引用して組み込まれ、Sが2021年11月3日に提出されたForm 8−K現在の報告)。 |
10.14* | ボナンザクリークエネルギー会社の2021年長期インセンティブ計画下の独立取締役限定株式単位合意表(ボナンザクリークエネルギー会社が2021年8月9日に提出したS 10-Q四半期報告添付ファイル10.7を参照して組み込む)。 |
10.15* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年長期インセンティブ計画下の上級管理者制限株式単位プロトコル表(Bonanza Creek Energy，Inc.が2021年10月28日に提出したS 10-Q四半期報告添付ファイル10.8を参照することによって組み込まれる)。 |
10.16* | Bonanza Creek Energy，Inc.2021年長期インセンティブ計画下の非高度制限株式単位プロトコル表(Bonanza Creek Energy，Inc.が2021年10月28日に提出されたS 10-Q四半期報告添付ファイル10.9を参照することによって組み込まれる)。 |
10.17* | Civitas Resources，Inc.2021年長期インセンティブ計画下の業績株式単位プロトコルテーブル(絶対TSR)(添付ファイル10.5を参照してCivitas Resources Inc.が2022年5月5日に提出したS 10-Q四半期報告書に組み込む)。 |
10.18* | Civitas Resources，Inc.2021年長期インセンティブ計画(添付ファイル10.6を参照してCivitas Resources Inc.が2022年5月5日に提出したS 10-Q四半期報告書)下の業績株式単位プロトコルテーブル(相対TSR)を組み込む。 |
10.19* | Civitas Resources，Inc.2021年長期インセンティブ計画下の制限株式単位プロトコルテーブル(Civitas Resources Inc.が2022年5月5日に提出されたS 10-Q四半期報告添付ファイル10.7を参照することによって組み込まれる)。 |
10.20* | 石油·天然ガス会社の2021年長期インセンティブ計画(添付ファイル10.6を参照して採掘会社が2021年1月20日に委員会に提出した8-Kフォーム現在の報告(ファイル番号001-37907)に組み込まれている)。 |
10.21* | 限定株式単位プロトコル表(時間および業績帰属)(添付ファイル10.7を参照して“石油天然ガス株式会社Sが2021年1月20日に提出した現在の8-K表報告書の抽出”に組み込む)。 |
10.22* | Civitas Resources，Inc.2021年長期インセンティブ計画，石油天然ガス会社2021年長期インセンティブ計画，Bonanza Creek Energy，Inc.2017年長期インセンティブ計画下の優秀賞のグローバル改訂(Civitas Resources，Inc.が2023年2月22日に提出されたS年次報告10−K表の添付ファイル10.24を引用して編入された)。 |
10.23* | Civitas Resources，Inc.第8回改正および再実行制御権変更および退職計画(Civitas Resources，Inc.が2022年1月25日に提出されたS現在の8-Kレポートの添付ファイル10.1を参照することによって組み込まれる)。 |
10.24* | Civitas Resources，Inc.とCivitas Resources，Inc.取締役と役員との間の賠償プロトコル表(Civitas Resources，Inc.が2021年11月3日に提出された添付ファイル10.9を参照することにより，Civitas Resources，Inc.の現在の報告Form 8−Kに統合される)。 |
| | | | | |
10.25* | Bonanza Creek Energy，Inc.とSandra GarBisoが2019年6月20日に署名した雇用レタープロトコル(添付ファイル10.1を参照してBonanza Creek Energyに組み込まれ、Inc.が2019年6月20日に提出されたS現在の報告Form 8-K)。 |
10.26* | Civitas Resources，Inc.とTravis L.Countsの間の招聘状は，2022年6月29日(添付ファイル10.8を参照してCivitas Resourcesに組み込まれ，Inc.が2022年8月3日に提出されたS 10-Q四半期報告)である。 |
10.27* | Civitas Resources，Inc.とM.Christopher Doyleの間の招聘状は，2022年4月29日(添付ファイル10.1を参照してCivitas Resourcesに組み込まれ，Inc.のSが2022年5月2日に提出された現在の8−K表報告書)である。 |
10.28* | 上級職員採用·昇進書簡書表(添付ファイル10.22を参照してボナンザクリークエネルギー会社2020年2月28日提出のS年報10-K表に組み込む) |
10.29 | 改正および再署名された信用協定は、2021年11月1日に、借り手としてCivitas Resources，Inc.が借り手として、JPMorgan Chase Bank，N.A.を管理代理として、金融機関財団を融資者として採用する(Civitas Resources，Inc.を引用して2021年11月3日に提出された添付ファイル10.5を現在のForm 8-K報告書に統合する)。 |
10.30 | 修正および再署名されたクレジット協定第1修正案は、Civitas Resources，Inc.，その保証者、融資先、および行政代理人であるモルガン大通銀行(Civitas Resources，Inc.が2021年12月22日に提出されたS現在の8-Kレポートの添付ファイル10.1を参照することによって組み込まれる)。 |
10.31 | 修正および再署名された信用協定第2修正案は、Civitas Resources，Inc.，その保証者、融資先、および行政代理人であるモルガン大通銀行(Civitas Resources，Inc.が2022年4月21日に提出されたS現在の8-Kレポートの添付ファイル10.1を参照することによって組み込まれる)。 |
10.32 | 改正および再署名された信用協定の第3の修正案は、2023年6月23日に、Civitas Resources，Inc.，その保証者、融資先、および行政代理人であるモルガン大通銀行(Civitas Resources，Inc.が2023年6月26日に提出した添付ファイル10.1によってCivitas Resources，Inc.の現在の報告Form 8-Kに組み込まれる)である。 |
10.33 | 改正および再署名された信用協定の第4の修正案は、2023年8月2日に、Civitas Resources，Inc.，その保証者、融資先、および行政代理人であるモルガン大通銀行(Civitas Resources，Inc.を参照することにより、2023年8月2日に提出された表8−Kの現在の報告書10.1に組み込まれる)である。 |
10.34 | 改正および再署名された信用協定の第5修正案は、2023年10月6日に、Civitas Resources，Inc.，その保証者、融資先、および行政代理人であるモルガン大通銀行(Civitas Resources，Inc.を参照することにより、2023年10月10日に提出された表8−Kの現在の報告書10.1に組み込まれる)である。 |
10.35 | Bonanza Creek Energy，Inc.，行政エージェント、および貸手によって締結された、2021年5月21日に提出された現在の8-K表報告書に基づいて、2021年5月21日に提出された現在の8-K表報告書に基づいて、Bonanza Creek Energy，Inc.によって締結された、2021年5月19日の日付の書簡協定。 |
10.36 | Civitas Resources，Inc.およびCPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.が2021年11月1日に署名した取締役会観察者およびセキュリティ協定(Civitas Resources，Inc.が2021年11月3日に提出されたS現在の8-Kレポートの添付ファイル10.8を参照することによって組み込まれる)。 |
10.37 | Civitas Resources，Inc.およびCPPIB Crestone Peak Resources Canada Inc.が2023年1月24日に締結した株式購入契約(Civitas Resources，Inc.が2023年1月24日に提出されたS現在の8-Kレポートの添付ファイル10.1を参照することによって組み込まれる)。 |
10.38* | Civitas Resources，Inc.2021年長期インセンティブ計画下の上級管理者制限株式単位プロトコルテーブル(Civitas Resources，Inc.が2023年5月3日に提出したS 10-Q四半期報告添付ファイル10.2を参照して組み込まれる)。 |
10.39* | Civitas Resources，Inc.2021年長期インセンティブ計画下の上級管理者業績株式単位プロトコル表(Civitas Resources，Inc.が2023年5月3日に提出した表10-QのS四半期報告添付ファイル10.3を参照して組み込まれる)。 |
10.40* | 石油天然ガス株式会社の2021年長期インセンティブ計画下の上級職員制限株式単位協議表を採掘する(Civitas Resources，Inc.が2023年5月3日に提出したS 10-Q四半期報告添付ファイル10.4を引用することにより組み込まれる)。 |
10.41* | “2021年石油天然ガス会社長期インセンティブ計画”下の幹部業績単位プロトコル表(Civitas Resources，Inc.が2023年5月3日に提出された表10-Qの添付ファイル10.5を参照することによって組み込まれる)。 |
| | | | | |
10.42* | Civitas Resources，Inc.とT.Hodge Walkerの間の招聘状は、2023年4月5日である(添付ファイル10.1を参照してCivitas Resourcesに組み込まれ、Inc.のSが2023年4月6日に提出された現在の8−K表報告)。 |
10.43* | Civitas Resources，Inc.およびMatthew R.Owensによって署名された2023年5月31日の解散および解任協定(Civitas Resources，Inc.が2023年6月5日に提出されたS現在の8−Kレポートの添付ファイル10.1を参照することによって編入される)。 |
10.44* | Civitas Resources，Inc.とKayla D.Bairdの間の招聘状は、2023年11月28日である(添付ファイル10.1を参照してCivitas Resourcesに組み込まれ、Inc.のSが2023年11月29日に提出された8-K表現在の報告)。 |
10.45*† | Civitas Resources，Inc.とJeffrey S.Kellyの間の招聘状は，2023年8月3日であった |
10.46*† | Civitas Resources，Inc.は独立した役員報酬計画を改訂し再起動した。 |
10.47*† | チビタス資源会社の2021年長期インセンティブ計画によると、取締役は限定的に株式単位で合意する形だ。 |
10.48*† | “石油天然ガス株式会社2021年長期インセンティブ計画”下の取締役限定株式単位合意フォーマットを採掘する。 |
10.49*† | 従業員限定契約、固有情報、および発明協定の形態。 |
10.50*† | “2021年石油天然ガス会社長期インセンティブ計画”の現金奨励協定フォーマット。 |
21.1† | 付属会社名簿 |
23.1† | 徳勤法律事務所が同意した |
23.2† | 独立石油エンジニアが同意しましたレドスコット社L.P |
31.1† | 第13 a−14(A)条に基づく首席執行幹事の認証 |
31.2† | 第十三a-十四条第十四条によると、第十三a-十四条首席財務長官 |
32.1† | 2002年“サバンズ·オックススリー法案”906節で可決された“アメリカ法典”第18編1350節に規定された最高経営責任者証明書(付箋提供) |
32.2† | 2002年“サバンズ·オックススリー法案”906節で可決された“米国法典”第18編1350節に規定されている首席財務官証明書(同封) |
97† | Civitas Resources，Inc.払戻政策 |
99.1† | 独立石油エンジニア報告書レドスコット社L.P.，2023年12月31日現在の埋蔵量 |
| 101.INS≡ | XBRLインスタンスドキュメント |
101.SCH | XBRL分類拡張アーキテクチャ |
カルロ | XBRL分類はリンクライブラリをトポロジ計算できる |
101.Σを定義する | XBRL分類拡張定義リンクライブラリ |
101.Labﾟ | XBRL分類拡張タブリンクライブラリ |
101.Preﾟ | XBRL分類拡張プレゼンテーションリンクライブラリ |
| 104 | 表紙相互データファイル(インターコネクトXBRL形式) |
_________________________
*プロジェクト管理契約または補償計画またはスケジュールへの署名
そうだな
第十六項表格10-Kの概要
ない。
サイン
1934年“証券取引法”第13又は15(D)節の要求に基づいて、登録者は、次の署名者が代表して本報告書に署名することを正式に許可した。 | | | | | | | | | | | |
| | | |
| | Civitas Resources，Inc. |
| 日付： | 2024年2月27日 | 差出人： | /S/クリス·ドイル |
| | | クリス·ドイル CEO社長と役員(最高経営責任者) |
これらの陳述によれば、以下の署名のすべての人が、クリス·ドラ、マリアネラ·フォスキー、ミトン·ミルトン、ケラ·D·ベルド、および彼らそれぞれ、彼の真の合法的な1人または複数の代理人および代理人を構成し、任命することは、他の人と共にまたは他の人と一緒に行動する権利が完全にあり、任意およびすべての身分でその名義、場所および代替で本報告書の任意またはすべての修正を行い、その報告書およびそのすべての証拠およびこれに関連する他の文書を証券取引委員会に提出する十分な代替および再世代権を有することを知っている。上記の実際の代理人及び代理人及びその各人に十分な権力及び権限を付与し、以下の署名者の名義で、任意及び全ての身分で、任意及び全ての身分で、建物内及び周囲において、すべての意図及び目的のために、可能な限り十分に自ら行い、各必要又は適切な行為及び事柄を行い、承認、承認及び確認するために、上述したすべての事実及び代理人又はそれらの代替物を合法的に行うことができ、又はそれに至るすべての行為及び事柄を合法的に行うことができる。
1934年の証券取引法の要求に基づき、本年度報告は、登録者として指定日に次の者によって署名された。 | | | | | | | | | | | |
| 日付： | 2024年2月27日 | 差出人： | /S/クリス·ドイル |
| | | クリス·ドイル CEO社長と役員(最高経営責任者) |
| | 差出人： | /S/Marianella Foschi |
| | | マリアーネラ·フォスキー 首席財務官兼財務主管(首席財務官) |
| | 差出人： | /S/ケイラ·D·ベルド |
| | | ケイラ·D·ベルド 上級副総裁と首席会計官(首席会計官) |
| | 差出人： | /S/ウィンター·ヴァン·ケンポン |
| | | ウォルト·ヴァン·ケビンは 取締役会議長 |
| | 差出人： | /S/デボラ·バイルス |
| | | デボラ·バイルズ 役員.取締役 |
| | 差出人： | /S/モリス·R·クラーク |
| | | モリス·R·クラーク 役員.取締役 |
| | 差出人： | /S/キャリー·M·フォックス |
| | | ケリー·M·フォックス 役員.取締役 |
| | 差出人： | 寄稿S/キャリー·L·フダック |
| | | ケリー·フダック 役員.取締役 |
| | 差出人： | /S/ジェームズ·M·ターンブル |
| | | ジェームズ·ターンブル 役員.取締役 |
| | 差出人： | /S/ハワード·A·ウィラード，III |
| | | ハワード·A·ウィラード3世 役員.取締役 |
| | 差出人： | /S/ジェフリー·E·ウォジャーン |
| | | ジェフリー·E·ウォジャーン 役員.取締役 |
