SWN-20231231☐假象2023財年0000007332P5Y00000073322023-01-012023-12-3100000073322023-06-30ISO 4217：美元00000073322024-02-20Xbrli：共享0000007332SWN：GasSalesMember2023-01-012023-12-310000007332SWN：GasSalesMember2022-01-012022-12-310000007332SWN：GasSalesMember2021-01-012021-12-310000007332SWN：石油銷售成員2023-01-012023-12-310000007332SWN：石油銷售成員2022-01-012022-12-310000007332SWN：石油銷售成員2021-01-012021-12-310000007332SWN：天然液化天然氣銷售成員2023-01-012023-12-310000007332SWN：天然液化天然氣銷售成員2022-01-012022-12-310000007332SWN：天然液化天然氣銷售成員2021-01-012021-12-310000007332SWN：市場營銷成員2023-01-012023-12-310000007332SWN：市場營銷成員2022-01-012022-12-310000007332SWN：市場營銷成員2021-01-012021-12-310000007332SWN：其他成員2023-01-012023-12-310000007332SWN：其他成員2022-01-012022-12-310000007332SWN：其他成員2021-01-012021-12-3100000073322022-01-012022-12-3100000073322021-01-012021-12-31ISO 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美國
美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
表格10-K
☒根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的年度報告
截至本財政年度止12月31日, 2023
佣金文件編號001-08246
西南能源公司
(註冊人的確切姓名載於其章程) | | | | | | | | | | | | | | |
| 特拉華州 | | 71-0205415 |
| (註冊成立或組織的國家或其他司法管轄區) | | (國際税務局僱主身分證號碼) |
10000能源驅動
春天, 德克薩斯州77389
(主要行政辦公室地址)(郵政編碼)
(832) 796-1000
(註冊人的電話號碼，包括區號)
根據該法第12(B)條登記的證券： | | | | | | | | | | | | | | |
| 每個班級的標題 | | 交易代碼 | | 註冊的每個交易所的名稱 |
| 普通股，面值$0.01 | | SWN | | 紐約證券交易所 |
根據該法第12(G)條登記的證券：無
如果註冊人是證券法規則405中定義的知名經驗豐富的發行人，請用複選標記表示。是*☒：不是☐
用複選標記表示註冊人是否不需要根據該法第13節或第15(D)節提交報告。是的，☐是這樣的。不是 ☒
用複選標記表示註冊人(1)是否在過去12個月內(或註冊人被要求提交此類報告的較短時間內)提交了1934年《證券交易法》第13條或15(D)節要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內是否符合此類提交要求。是*☒：不是☐
用複選標記表示註冊人是否在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T規則第405條(本章232.405節)要求提交的每個交互數據文件。是*☒：不是☐
用複選標記表示註冊人是大型加速申報公司、加速申報公司、非加速申報公司、較小的報告公司或新興成長型公司。請參閲《交易法》第12b-2條規則中“大型加速申報公司”、“加速申報公司”、“較小申報公司”和“新興成長型公司”的定義。
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| 大型加速文件服務器 | ☒ | | 加速文件管理器 | ☐ | | 非加速文件服務器 | ☐ | | 規模較小的報告公司 | ☐ | | 新興成長型公司 | ☐ |
如果是一家新興的成長型公司，用複選標記表示註冊人是否選擇不使用延長的過渡期來遵守根據交易法第13(A)節提供的任何新的或修訂的財務會計準則。-☐
用複選標記表示註冊人是否提交了一份報告，證明其管理層根據《薩班斯-奧克斯利法案》(《美國法典》第15編第7262(B)節)第404(B)條對編制或發佈其審計報告的註冊會計師事務所的財務報告內部控制的有效性進行了評估。☒
如果證券是根據該法第12(B)條登記的，用勾號表示登記人的財務報表是否反映了對以前發佈的財務報表的錯誤更正☐
用複選標記表示這些錯誤更正中是否有任何重述需要對註冊人的任何執行人員在相關恢復期間根據第240.10D-1(B)條收到的基於激勵的補償進行恢復分析。☐
用複選標記表示登記人是否為空殼公司(如該法第12b-2條所界定)。是的，☐是這樣的。不是 ☒
登記人的非關聯公司持有的有表決權和無表決權普通股的總市值為美元6,577,423,795基於紐約證券交易所-綜合交易2023年6月30日的收盤價6.01美元。就這一計算而言，註冊人假設其董事和高管為關聯公司。
截至2024年2月20日，註冊人普通股的流通股數量為面值0.01美元1,101,463,052.
通過引用合併的文檔
沒有。
西南能源公司
表格10-K的年報
截至2023年12月31日的財政年度
目錄 | | | | | | | | |
| | 頁面 |
| 關於前瞻性陳述的警告性聲明 | 3 |
| 某些行業術語詞彙表 | 4 |
| 彙總風險因素 | 8 |
第一部分 | | |
第1項。 | 商業領域 | 10 |
第1A項。 | 風險因素 | 36 |
項目1B。 | 未解決的員工意見 | 54 |
項目1C。 | 網絡安全 | 54 |
第二項。 | 屬性 | 55 |
第三項。 | 法律訴訟 | 59 |
第四項。 | 煤礦安全信息披露 | 60 |
第II部 | | |
第五項。 | 註冊人普通股市場、相關股東事項與發行人購買股權證券 | 60 |
| 股票表現圖表 | 56 |
第六項。 | [已保留] | 61 |
第7項. | 管理層對財務狀況和經營成果的探討與分析 | 62 |
| 概述 | 62 |
| 經營成果 | 64 |
| 流動性與資本資源 | 72 |
| 關鍵會計政策和估算 | 77 |
第7A項。 | 關於市場風險的定量和定性披露 | 80 |
第八項。 | 財務報表和補充數據 | 82 |
| 合併財務報表索引 | 82 |
第九項。 | 會計與財務信息披露的變更與分歧 | 136 |
第9A項。 | 控制和程序 | 136 |
項目9B。 | 其他信息 | 136 |
項目9C。 | 關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露 | 136 |
| | |
第三部分 | | |
第10項。 | 董事、高管與公司治理 | 136 |
第11項。 | 高管薪酬 | 136 |
第12項。 | 某些實益擁有人的擔保所有權以及管理層和相關股東的事項 | 137 |
第13項。 | 某些關係和相關交易，以及董事的獨立性 | 137 |
第14項。 | 首席會計費及服務 | 137 |
| | |
第四部分 | | |
第15項。 | 展示、財務報表明細表 | 137 |
第16項。 | 表格10-K摘要 | 137 |
| | |
展覽索引 | |
關於前瞻性陳述的警告性聲明
本10-K表格年度報告（“年度報告”）包括某些可能被視為1933年證券法第27 A節（經修訂）和1934年證券交易法第21 E節（經修訂）（“交易法”）所指的前瞻性陳述。除歷史事實或當前財務信息的陳述外，所有涉及未來應該或可能發生的活動、結果和其他事項的陳述，包括但不限於有關財務狀況、業務戰略、生產和儲備增長以及我們未來運營的其他計劃和目標的陳述，均為前瞻性陳述。雖然我們認為這些前瞻性陳述中表達的期望是基於合理的假設，但這些陳述並不能保證未來的業績。我們沒有義務也不承諾公開更新或修改任何前瞻性陳述，除非法律要求。
前瞻性表述包括前款確定的事項、有關可能或假定的未來經營結果的信息，以及本年度報告中以“預期”、“打算”、“計劃”、“項目”、“估計”、“繼續”、“潛力”、“應該”、“可能”、“可能”、“將”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力”、“預期”等詞語確定的其他表述。“相信”、“預測”、“預算”、“預測”、“目標”、“預測”、“模型”、“目標”或類似的詞語。即使在沒有這些特定詞語的情況下，聲明也可能是前瞻性的。
你不應該過分依賴前瞻性陳述。它們會受到已知和未知的風險、不確定性和其他因素的影響，這些因素可能會影響我們的業務、市場、產品、服務和價格，並導致我們的實際結果、表現或成就與前瞻性陳述中明示或暗示的任何未來結果、表現或成就大不相同。這些前瞻性陳述是基於管理層目前對未來事件的結果和時機的信念，基於目前可獲得的信息。除了在前瞻性陳述中特別提及的任何假設和其他因素外，可能導致我們的實際結果與任何前瞻性陳述中指出的大不相同的風險、不確定因素和因素包括但不限於：
•天然氣、石油和天然氣液體(“NGL”)市場狀況和價格變化的時間和程度(包括區域基差)；
•我們為計劃中的資本投資提供資金的能力；
•信用評級的變化或利率的不利變化；
•較低的大宗商品價格對我們償還或再融資現有債務的能力的影響程度；
•金融市場波動或其他全球經濟因素的影響，包括液化天然氣市場的任何未來發展；
•世界主要地區的地緣政治和商業狀況；
•在我們的戰略機遇中適當配置資本和資源的困難；
•我們在發現、開發、生產、置換和評估儲量方面取得成功的時機和程度；
•我們維持租約的能力，如果沒有建立生產或維持生產不盈利，租約可能會到期；
•我們有能力履行天然氣輸送承諾，並利用我們堅定的運輸承諾或將其貨幣化；
•我們實現收購預期收益的能力，包括擬議的合併和合並(定義見下文)；
•我們有能力將我們的產品運往最有利的市場，或者根本不能；
•第三方提供的人員以及產品和服務的可用性和費用；
•政府監管的影響，包括法律的變化、獲得和維持許可證的能力、遣散費或類似税收的任何增加、以及與水力壓裂或其他鑽井和完井技術、氣候和場外衍生品有關的立法或法規；
•我們實現、達到或以其他方式滿足有關環境、社會和治理事項的倡議、計劃或抱負的能力；
•針對我們的任何重大訴訟或影響我們或我們整個行業的司法裁決的不利結果的影響；
•天氣或停電的影響；
•競爭加劇；
•通貨膨脹率；
•會計法規和關鍵會計政策的財務影響；
•替代燃料的比較成本；
•與我們的交易對手不履行義務，包括金融或銀行倒閉造成的損失風險有關的信用風險；
•由於政府和社會為應對大流行或其他世界衞生事件而採取的行動，對我們的生產和產品的需求減少的影響；
•我們的套期保值策略和結果；
•我們以令人滿意的條件獲得債務或股權融資的能力；
•與西南航空和切薩皮克能源公司(“切薩皮克”)擬議的交易(“擬議的合併”)有關的風險，包括擬議的合併可能無法按預期的條款和時間完成，或根本不能完成，包括按預期的條款獲得監管部門的批准以及西南航空和切薩皮克股東的批准；交易的任何預期收益無法實現或兩家公司無法成功整合的可能性；交易的中斷將損害西南航空的業務，包括當前的計劃和運營，以及管理層的時間和注意力將被轉移到與交易相關的問題上；在擬議合併懸而未決期間對我們業務的限制，因宣佈或完成擬議合併而可能引起的不良反應或業務關係的變化；以及可能對西南航空或其董事提起的與擬議合併有關的訴訟；以及
•我們已提交併可能向美國證券交易委員會(“美國證券交易委員會”)提交的報告中列出的任何其他因素。
如果發生上述或本年度報告中其他地方描述的一種或多種風險或不確定性，或者潛在的假設被證明是不正確的，我們的實際結果和計劃可能與任何前瞻性陳述中表達的結果和計劃大不相同。我們明確表示不承擔公開更新前瞻性聲明或任何前瞻性聲明全文中包含的任何信息的所有責任，因此不對由此產生的潛在相關損害承擔任何責任。
儲量工程是估算無法精確測量的天然氣、石油和天然氣的地下儲量的過程。任何儲量估計的準確性取決於現有數據的質量、對這些數據的解釋以及儲量工程師所做的價格和成本假設。此外，鑽探、測試和生產活動的結果可能證明對先前估計數的修訂是合理的。如果意義重大，這樣的修改將改變任何進一步生產和我們的開發計劃的時間表。因此，儲量估計可能與最終回收的天然氣、石油和NGL的數量有很大不同。
可歸因於我們的所有前瞻性陳述都明確地受到這一警告性聲明的限制。
某些行業術語詞彙表
以下定義包括本年度報告中指明的術語。本年度報告中報告的所有天然氣儲量均以儲量所在州或地區的法定壓力基數和60華氏度申報。除非另有説明，否則所有貨幣金額均以美元計價。
“收購物業“不包括購買、租賃或以其他方式取得財產所產生的成本，包括租賃紅利和購買或租賃財產的選擇權的費用，包括礦業權在內的土地以費用形式購買時適用於礦產的部分費用，經紀人費用、記錄費、法律費用和取得財產所發生的其他費用。有關更多信息，請參見S-X規則4-10(A)(1)中對美國證券交易委員會的定義，可在美國證券交易委員會網站上找到該定義的鏈接。
“可用儲量“估計註冊人在現有經濟和運營條件下，使用目前安裝的設備，可以從當前探明的已開發儲量中生產天然氣、石油和NGL的數量，以及其他人根據長期合同或協議可以每天、每月或每年向註冊人交付的數量的估計。有關更多信息，請參見S-K法規第1207(D)項中的美國證券交易委員會定義，鏈接可在美國證券交易委員會的網站上找到。
“基差分“商品的市場指數價格與特定地點價格之間的價格差異。
“Bbl“一個儲油罐桶，或42美國加侖的液體體積，用於指石油或其他液態烴。
“Bcf“十億立方英尺的天然氣。
“Bcfe“10億立方英尺的天然氣當量。使用一桶石油或天然氣液體與六兆立方英尺天然氣的比例確定。
“BTU“一個英國熱量單位，這是將一磅重的水的温度從58.5華氏度提高到59.5華氏度所需的熱量。
“確定性估計“當儲量計算中的每個參數（來自地球科學、工程或經濟數據）的單個值用於儲量估計程序時，估計儲量或資源的方法被稱為確定性的。有關更多信息，請參閲SEC在S-X法規規則4-10（a）（5）中的定義，該定義的鏈接可在SEC網站上找到。
“已開發油氣儲量“已開發的石油和天然氣儲量是預期可以開採的任何類別的儲量：
(i)使用現有設備和作業方法通過現有油井，或所需設備的成本與新油井的成本相比相對較小;以及
(Ii)通過已安裝的開採設備和基礎設施在儲量估計時的運作，如果開採是通過不涉及井的方式。
有關更多信息，請參閲SEC在S-X法規規則4-10（a）（6）中的定義，該定義的鏈接可在SEC網站上找到。
“開發成本減少獲得已探明儲量以及提供開採、處理、收集和儲存天然氣、石油和天然氣的設施所產生的成本。更具體地説，發展費用，包括支助設備和設施的折舊和適用的業務費用以及發展活動的其他費用，是發生在以下方面的費用：
(i)進入並準備鑽探的井位，包括為確定特定開發鑽探地點而勘測井位、清理地面、排水、修路，以及在開發已探明儲量所需的範圍內重新安置公共道路、天然氣管道和輸電線。
(Ii)鑽井和裝備開發井、開發型地層測試井和服務井，包括平臺和井設備(如套管、油管、抽水設備和井口總成)的成本。
(Iii)收購、建造和安裝生產設施，如租賃流水線、分離器、處理機、加熱器、歧管、測量設備、生產儲罐、天然氣循環和加工廠，以及中央公用事業和廢物處理系統。
(Iv)提供改進的回收系統。
有關更多信息，請參見S-X規則4-10(A)(7)中對美國證券交易委員會的定義，可在美國證券交易委員會網站上找到該定義的鏈接。
“開發項目“開發項目是使石油資源達到經濟可採狀態的手段。例如，單一油氣藏或油田的開發、生產油田的遞增開發、或幾個油田及其相關設施共同擁有的一組綜合開發可以構成開發項目。有關更多信息，請參見S-X規則4-10(A)(8)中對美國證券交易委員會的定義，可在美國證券交易委員會網站上找到該定義的鏈接。
“開發井在油氣藏探明區域內鑽探到已知可生產的地層層位深度的井。有關更多信息，請參見S-X規則4-10(A)(9)中的美國證券交易委員會定義，可在美國證券交易委員會網站上找到該定義的鏈接。
“E&P天然氣、石油和天然氣的勘探和生產。
“經濟上可生產經濟上可生產的術語，因為它涉及一種資源，是指產生的收入超過或合理預計將超過運營成本的資源。產生收入的產品的價值應在石油和天然氣生產活動的終點確定。有關更多信息，請參閲S-X法規第4-10(A)(10)條中的美國證券交易委員會定義，可在美國證券交易委員會的網站上找到該定義的鏈接。
“ESG“環境、社會和治理問題。
“探井“勘探井是為了尋找一個新的油田或在一個油田中找到一個新的油藏而鑽的井，這個油田以前在另一個油藏中發現了石油或天然氣。一般來説，勘探井是指除本節定義的開發井、延伸井、維護井或地層測試井以外的任何井。有關更多信息，請參閲SEC在S-X法規規則4-10（a）（13）中的定義，該定義的鏈接可在SEC網站上找到。
“字段“由單一儲層或多個儲層組成的區域，所有儲層都集中在同一地質結構特徵和（或）地層條件上或與之相關。在一個油田中可能有兩個或多個儲層，它們在垂直方向上被
插入不透水層，地層，或橫向局部地質屏障，或兩者兼而有之。通過在重疊或相鄰的油田中而相關聯的儲層可以被視為單個或共同的操作油田。地質術語“構造特徵”和“地層條件”旨在識別局部地質特徵，而不是更廣泛的盆地、趨勢、省、區帶、感興趣區域等術語。有關更多信息，請參見SEC在S-X法規規則4-10（a）（15）中的定義，其鏈接可在SEC網站上獲得。
“自由現金流“一個補充的非GAAP財務指標。本公司所使用的自由現金流量定義為經營活動提供的現金淨額，並就（i）資產及負債變動及（ii）與合併及重組有關的現金成本減資本投資作出調整。
“總井或總英畝“登記人擁有工作權益的一口井或一英畝地。總井數是指註冊人擁有工作權益的井的總數。有關更多信息，請參閲SEC在S-K法規第1208（c）（1）項中的定義，該定義的鏈接可在SEC網站上找到。
“亨利·哈勃“美國天然氣的一個共同市場定價點，位於路易斯安那州。
“HSE“健康、安全和環境問題。
“水力壓裂“在壓力下將與支撐劑混合的流體注入井筒，使儲集巖破裂或裂開，從而使儲集巖中的石油和/或天然氣通過裂縫進入油井進行生產的過程。
“加密鑽井“在已建立的生產井之間鑽井，以增加天然氣、石油和天然氣凝析油從已知儲層的採收率。
“內部收益率“現金流淨現值為零的貼現率。
“倫敦銀行同業拆借利率倫敦銀行同業拆借利率
“液化天然氣液化天然氣
“MBBLS“一千桶石油或其他液態碳氫化合物。
“麥克夫“一千立方英尺的天然氣。
“麥克菲“一千立方英尺的天然氣當量，液體轉化為當量體積的天然氣，使用一桶石油與六立方英尺天然氣的比例。
“Mmbbls“一百萬桶石油或其他液態碳氫化合物。
“MMBtu“一百萬英國熱量單位（BTU）。
“MMCF“一百萬立方英尺的天然氣。
“MMcfe“100萬立方英尺的天然氣當量，使用一桶石油與六立方英尺天然氣的比例將液體轉換為當量體積的天然氣。
“Mont Belvieu*北美NGL的一個定價點。
“淨英畝“就任何面積而言，等於該地塊每英畝的產品乘以該地塊的營業權益的總和。有關更多信息，請參見S-K法規第1208(C)(2)項中的美國證券交易委員會定義，可在美國證券交易委員會網站上找到該定義的鏈接。
“淨營收利息“在扣除所有特許權使用費權益後剩餘的經濟利益，凌駕於特許權使用費權益和工作權益所有權的其他負擔。
“NGL天然氣液體(包括乙烷、丙烷、丁烷、異丁烷、戊烷和戊烷外加)。
“紐約商品交易所紐約商品交易所，在那裏交易天然氣和其他大宗商品的現貨和期貨合約。
“紐交所紐約證券交易所，我們普通股的交易所在的證券交易所。
“營業權益“對天然氣和石油的權益，承擔着物業的開發和運營成本。
“凌駕於特許權使用費權益之上“承租人對油井或天然氣井的部分、不可分割的權益或不收取成本的生產或收入權利，凌駕於工作權益之上。
“玩地質學家和地球物理學家發現潛在石油和天然氣儲量後，應用於勘探和生產週期的一部分的術語。
“壓力泵送擴散進行水力壓裂作業所需的所有設備。
“概率估計“當使用(根據地學和工程數據)每個未知參數可能合理出現的全部範圍的值來生成各種可能的結果及其相關的發生概率時，估計儲量或資源的方法被稱為概率法。有關更多信息，請參見S-X規則4-10(A)(19)中對美國證券交易委員會的定義，可在美國證券交易委員會網站上找到該定義的鏈接。
“生產屬性擁有現有產量的一處天然氣和石油資產。
“生產井這就是生產井和機械上能夠生產的油井。有關更多信息，請參見S-K法規第1208(C)(3)項中對美國證券交易委員會的定義，可在美國證券交易委員會網站上找到該定義的鏈接。
“支撐劑在水力壓裂處理後，將大小的顆粒與壓裂液混合以保持裂縫打開。除了自然形成的砂粒，也可以使用人造或特殊工程的支撐劑，如樹脂塗層砂或高強度陶瓷材料，如燒結鋁土礦。支撐劑材料經過仔細的大小和球度分選，為從儲層到井筒的流體生產提供一條有效的管道。
“經證實，“或者”PDP已探明的已開發儲量有望從目前通過現有油井開採的油藏中開採出來。
“已探明已開發儲量已探明的天然氣、石油和NGL也是開發的天然氣、石油和NGL儲量。
“已探明的天然氣、石油和天然氣儲量已探明的天然氣、石油和NGL儲量是指，通過對地球科學和工程數據的分析，在提供經營權的合同到期之前，可以合理確定地估計出天然氣、石油和NGL的數量是經濟上可生產的--從給定的日期起，從已知的油藏出發，並在現有的經濟條件、運營方法和政府法規下--除非有證據表明，無論是使用確定性方法還是概率方法進行估計，續訂都是合理確定的。開採碳氫化合物的項目必須已經開始，或者操作員必須合理地確定它將在合理的時間內開始該項目。又稱“探明儲量”。有關更多信息，請參見S-X規則4-10(A)(22)中對美國證券交易委員會的定義，可在美國證券交易委員會網站上找到該定義的鏈接。
“已探明儲量“見”已探明的天然氣、石油和NGL儲量.
“已探明未開發儲量“或”布丁已探明的天然氣、石油和NGL儲量，也是未開發的天然氣、石油和NGL儲量。
“PV-10*當用於天然氣、石油和NGL儲量時，PV-10是指從已探明儲量的生產中產生的估計未來毛收入，扣除估計生產和未來開發成本，使用截至報告或估計日期的有效價格和成本，不計入與財產無關的費用，如一般和行政費用、償債和未來所得税費用，或折舊、耗盡和攤銷，按10%的年貼現率貼現。税後PV-10也被稱為“標準化措施”，是扣除未來所得税支出的淨額。
“儲備壽命指數“用總儲量除以年產量得出的商，通常以年數表示。
“儲備置換率“*通過發現、延長、加密鑽探和收購(可能包括或不包括先前估計的儲量修訂)在一段特定時期內增加的估計已探明儲量淨值除以同一時期的產量。
“水庫“一種多孔、可滲透的地下地層，含有可採石油和/或天然氣的自然積聚，被不透水的巖石或水屏障所限制，是獨立的，與其他油層分開。有關更多信息，請參見S-X規則4-10(A)(27)中對美國證券交易委員會的定義，可在美國證券交易委員會網站上找到該定義的鏈接。
“專利權使用費權益在天然氣和石油財產中的權益，使所有者有權分享天然氣、石油或天然氣生產，而不產生生產成本。
“軟性“有擔保的隔夜融資利率。
“標準化測量“通過將年終價格應用於年終探明儲量的估計未來產量來估計貼現的未來現金流量淨額。未來現金流入減去根據期末成本估計的未來生產和開發成本，以確定税前現金流入。未來所得税(如果適用)是通過對天然氣和石油資產税前現金流入超出我們税基的部分適用法定税率來計算的。未來所得税後的現金淨流入使用10%的年貼現率進行貼現。
“Tcfe1萬億立方英尺的天然氣當量，用一桶石油與六立方英尺天然氣的比率將液體轉換成等量的天然氣。
“非常規遊戲目標儲層通常分為三類：緻密砂巖、煤層或頁巖。儲集層往往覆蓋很大面積，缺乏通常定義常規儲集層的明顯圈閉、蓋層和離散的碳氫化合物-水邊界。這些油藏通常需要壓裂增產處理或其他特殊開採工藝才能產生經濟流量。
“未開發面積那些租賃的英畝土地上的油井沒有被鑽探或完成到允許生產經濟數量的石油或天然氣的程度，無論這些面積是否包含已探明的儲量。有關更多信息，請參見S-K法規1208(C)(4)項中對美國證券交易委員會的定義，可在美國證券交易委員會網站上找到該定義的鏈接。
“未開發的天然氣、石油和天然氣儲量未開發的天然氣、石油和天然氣儲量是指預計將從未鑽井面積的新井或需要相對較大支出才能重完井的現有油井中回收的任何類型的儲量。也稱為未開發儲量。欲瞭解更多信息，請參閲S-X法規第4-10(A)(31)條中的美國證券交易委員會定義，相關鏈接可在美國證券交易委員會網站上找到。
“未開發儲量見“未開發的天然氣、石油和NGL儲量”.
“從Wells到Sales“那些首次被安排出售的富國銀行。
“工作利益“是一種經營權益，使業主有權在該物業上鑽探、生產和進行經營活動，並獲得生產份額。
“修井在生產井上進行作業，以恢復或增加產量。
“WTI《西德克薩斯中質油，美國指標油價...
彙總風險因素
與我們的業務相關的風險
•天然氣、石油和天然氣的價格和基差極大地影響了我們的收入，從而影響了我們的利潤、流動性、增長、償還債務的能力和我們的資產價值。
•我們需要大量的資本投資來開發和取代我們的儲備並開展我們的業務。
•如果我們不能開發和替代儲量，我們的產量水平可能會下降，因此我們的收入和利潤可能會下降。
•我們的業務依賴於獲得天然氣、石油和天然氣收集、加工和運輸系統和設施。這些系統和設施的接入和成本的變化可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。如果產量降至預計水平以下，我們保證交通可用性的承諾可能會導致我們為不使用的產能支付鉅額費用。
•面對不斷變化的市場狀況，戰略決策，包括將資本和其他資源分配給戰略機會，是具有挑戰性的，而我們如果不能在戰略機會中適當地分配資本和資源，可能會對我們的財務狀況產生不利影響，並降低我們未來的增長率。
•我們的某些未開發資產的租約將在未來幾年到期，除非在包含這些面積的單元上建立生產。
•我們已探明的天然氣、石油和NGL儲量是包含不確定性的估計。這些不確定性或基本假設的任何重大變化都可能導致我們儲備的數量和淨現值被誇大或低估。
•天然氣和石油的鑽探、生產和運輸作業很複雜，可能很危險，可能會讓我們承擔責任。與HSE業績以及我們的資產和運營完整性相關的事件可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。
•我們在油田服務業務上進行了大量投資，包括我們的鑽機、水利基礎設施和加壓泵設備，以降低成本並確保我們的運營和生產運輸的投入。如果我們的開發和生產活動被削減或中斷，我們可能無法收回在這些活動中的投資，這
可能會對我們的運營結果產生不利影響。此外，我們繼續擴大這些業務可能會對我們與第三方提供商的關係產生不利影響。
•我們的業務依賴於水的可用性和處理水的能力。對我們獲取或處置水的能力的限制或限制可能會對我們的財務狀況、運營結果和現金流產生不利影響。
•我們的大部分生產資產仍然集中在阿巴拉契亞盆地，這使得我們很容易受到在有限地理區域運營的風險的影響。
•我們的許多業務運營依賴於第三方進行的活動。第三方提供的人員、產品和服務的可用性、成本和性能的變化可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。
•客户接收我們產品的能力或履行他們對我們的財務、業績和其他義務的能力發生變化，可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。
•石油和天然氣行業的競爭非常激烈，這使得我們更難銷售天然氣、石油和天然氣，更難獲得訓練有素的人員和適當的服務，更難獲得更多的資產和籌集資金。
•我們可能無法以有吸引力的條款處置資產，並可能被要求保留某些事項的負債。
•適用的美國税法和法規的變化可能會影響我們的業務和未來的盈利能力。
•我們使用淨營業虧損結轉和某些其他税務屬性的能力將受到限制。
•由於影響我們的遞延税項資產的進一步發展，我們可能會遇到不利或不可預見的税收後果，這可能會對我們的經營業績產生重大影響。
•網絡事件可能導致信息被盜、數據損壞、運營中斷和/或經濟損失。
•恐怖主義活動可能對我們的業務和行動結果產生實質性的不利影響。
•惡劣天氣的實際影響可能會對我們的業務和運營結果產生負面影響。
•公眾對我們和/或我們行業的負面看法以及對ESG事項日益嚴格的審查可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響，並損害我們的聲譽。
•與氣候變化有關的事態發展可能會對我們產生實質性的不利影響。
•司法判決會影響我們的權利和義務。
•如果增發股份，普通股股東將被稀釋。
•我們組織文件和特拉華州法律中的反收購條款可能會阻礙或阻止收購，這可能會導致我們普通股的市場價格下跌。
•失去我們的主要高管或其他人員，或無法吸引和留住這些高管和人員，可能會對我們的業務產生負面影響。
•疫情可能會對我們的業務、經營業績和財務狀況產生負面影響。
與債務和融資能力有關的風險
•我們信用評級的下調可能會對我們獲得資本和流動性的成本和能力產生負面影響。
•我們目前和未來的負債水平可能會對我們的業績產生不利影響，並限制我們的增長。
•2022年信貸安排下借款基數的任何大幅減少都可能對我們為運營提供資金的能力產生負面影響，如果由於借款基數重新確定而需要償還2022年信貸安排下的借款，我們可能沒有足夠的資金來償還借款。
•我們遵守融資協議中的公約和其他限制的能力可能會受到我們無法控制的事件的影響，包括當時的經濟和金融狀況。
與政府監管相關的風險
•管理温室氣體排放的氣候變化立法或法規可能導致運營成本增加，減少對我們生產的天然氣、石油和NGL的需求，金融和投資市場對温室氣體和化石燃料生產的擔憂可能對我們獲得資本和普通股價格產生不利影響。
•我們、我們的服務提供商和我們的客户受到複雜的聯邦、州和地方法律法規的約束，這些法規可能會對我們開展業務的成本、方式或可行性產生不利影響，或使我們承擔重大責任。
與金融市場相關的風險和不確定性
•我們普通股的交易價格和交易量可能會波動，您的投資可能會損失很大一部分。
•市場對我們行業的看法通常會影響我們的股價、流動性和獲得融資的能力。
•金融市場或全球經濟因素的波動可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。
與我們的對衝活動充分管理我們的大宗商品和金融風險敞口的能力相關的風險
•我們的大宗商品價格風險管理和衡量系統以及經濟對衝活動可能無效，並可能增加我們業績的波動性。
•衍生品立法的實施以及監管解釋和行動的變化可能會對我們使用衍生品工具降低商品價格、利率和與我們業務相關的其他風險的影響的能力產生不利影響。
與擬議中的切薩皮克合併相關的風險
•由於交換比例是固定的，切薩皮克普通股的市場價格已經並將繼續波動，我們的股東無法確定他們將在擬議的合併中獲得的對價價值。
•建議合併受完成條件所規限，該等條件可能會延遲建議合併、導致額外金錢及資源開支、減少預期利益或導致終止合併協議(定義見下文)。
•合併協議對我們在完成擬議合併前的業務活動施加限制，限制了公司尋求擬議合併的替代方案的能力，並可能阻止其他公司試圖以高於切薩皮克根據合併協議同意支付的對價收購本公司。
•完成建議合併須遵守若干完成條件，如該等條件未獲滿足或獲豁免，建議合併將不會完成，而未能完成建議合併可能對本公司的股價及未來業務及財務業績造成負面影響。
•針對該公司的潛在訴訟可能導致鉅額費用、阻止完成擬議合併的禁令和/或導致支付損害賠償的判決。
•該公司將產生與擬議合併相關的鉅額交易和合並相關成本。
•擬議合併後，我們的股東在合併後的公司中的所有權和投票權權益將比他們目前在本公司的獨立所有權有所減少，對管理層的影響力也將較小。
•由於與擬議合併相關的不確定性，公司的業務關係可能會受到幹擾。
•與擬議的合併相關的不確定性可能導致西南航空和切薩皮克的管理人員和其他關鍵員工的流失，這可能會對合並後的公司未來的業務和運營產生不利影響。
第一部分
項目1.業務
西南能源公司(包括其子公司，統稱為“我們”、“本公司”或“西南”)是一家獨立的能源公司，從事開發、勘探和生產活動，包括與我們的業務相關的天然氣、相關NGL和石油的營銷。西南能源是一家控股公司，其資產由子公司的直接和間接所有權權益組成，其業務主要通過子公司進行。目前，我們僅在美國運營。我們的普通股在紐約證券交易所上市和交易，股票代碼為“SWN”。
我們的業務戰略
我們的目標是通過負責任的天然氣（及相關液體）開發來實現經濟回報，並優化我們產生可持續自由現金流（定義見下文）的能力。
隨着我們繼續發展我們在美國阿巴拉契亞和海恩斯維爾天然氣盆地的核心地位，我們會集中處理：
•創造可持續價值。我們致力為持份者創造價值，方法是分配資本，專注於賺取經濟回報及優化資產價值;在整個週期內提供可持續的自由現金流;提升鑽探庫存的質量及深度;提高營運的資本效率;以及將資源轉化為探明儲量。
•保護財政實力。我們打算通過降低槓桿率和債務總額來保護我們的財務實力;保持強勁的流動性狀況和延長債務期限;提高我們與信貸機構的信用評級和前景;降低我們的加權平均債務成本;並部署對衝以平衡收入保護與商品上行風險。
•執行進展。我們專注於以健康、安全及環境（“健康、安全及環境”）事宜以及環境、社會及管治（“環境、社會及管治”）事宜為核心價值，有效及高效地營運;利用我們的數據分析、新興技術、營運執行、戰略採購、垂直整合及大規模資產開發專業知識，以提高成本及資本效益;進一步提高油井性能，優化油井成本，減少基礎產量下降;通過商業和營銷安排增加利潤，確保流動保證。
•抓住規模化帶來的巨大好處。我們努力通過利用過去和未來戰略交易的規模來提高企業回報，以實現運營協同效應，推動成本節約，擴大我們的經濟庫存，降低我們的企業風險狀況，並擴大我們的機會組合和可選性。
我們繼續致力於實現這些目標，同時保持我們對環保意識和積極主動的承諾，並在社會管理和企業管治中採用最佳實踐。我們相信，由於監管機構和投資者不斷變化的環境標準和期望，美國天然氣、石油和NGL價格的不確定性，法律、法規和投資者情緒的變化，以及本年度報告中描述的其他關鍵因素，我們和我們的行業將繼續面臨挑戰。因此，我們打算通過減少債務和維持旨在減輕商品價格波動風險的衍生品計劃來保護我們的財務實力。
我們公司的公式，“正確的人做正確的事情，明智地投資我們的基礎資產的現金流將創造價值+”，指導我們如何開展業務：
我們致力吸引及挽留優秀人才、安全工作、恪守道德操守，並對我們所居住及經營的環境及社區保持高度警覺，以及運用技術技能以發展及壯大我們的資產基礎。我們相信這些做法將為我們的股東提升長期價值。
於2023年，我們通過以下方式執行此策略：
•利用非核心資產剝離產生的自由現金流和收益，將我們的債務水平降低4.45億美元，並將我們五年期（定義見下文）的流動性提高約1.4億美元;
•確保標準普爾上調前景展望，導致信貸機構一致認為前景樂觀，並表明公司在恢復投資級評級方面取得了進一步進展;
•調整我們的業務計劃，以應對近期大宗商品價格下跌，同時保持未來的生產能力，從結構性改善的長期天然氣價格環境中獲取價值，並剝離選定的非核心資產;
•側重於交付業務成果，例如通過更有效的鑽探、改進完井技術、優化地面設備和管理油層下降以及基礎產量下降來提高油井生產率和經濟效益；
•維持一個可評級、適度的對衝計劃，以平衡收入保護和大宗商品上漲風險敞口；以及
•發佈我們的第十份年度企業責任報告，強調我們通過綜合業務和可持續發展戰略創造可持續價值的方法。
我們的大部分業務，我們稱之為“勘探和生產”(“E&P”)，專注於天然氣及相關的NGL和石油儲量的開發。“我們還專注於通過我們的營銷業務創造和獲取額外價值，我們稱之為”營銷“。
最新發展動態
於2024年1月10日，本公司與切薩皮克之全資附屬公司切薩皮克綠巨人合併附屬公司(“有限責任公司附屬公司”)訂立合併協議(“合併協議”)，據此，本公司將作為切薩皮克之全資附屬公司繼續存在。根據合併協議的條款，
每一股符合條件的切薩皮克公司普通股將轉換為獲得0.0867股切薩皮克公司普通股的權利。擬議合併的完成仍取決於某些條件，包括公司股東批准擬議合併，切薩皮克股東批准發行與擬議合併相關的切薩皮克普通股，以及某些政府和監管部門的批准。擬議的合併目前的目標是在2024年第二季度完成；然而，無法保證擬議的合併將在何時或是否發生。看見附註16--後續活動請參閲“項目8.財務報表”所列合併財務報表附註，以瞭解更多信息。另請參閲以下內容中的風險因素和其他警示聲明：第1A項。風險因素具體地説，與擬議中的與切薩皮克公司合併相關的風險。
勘探和生產
概述
我們的主要業務是開發、勘探和生產天然氣以及相關的NGL和石油，這些都是我們在美國阿巴拉契亞和海恩斯維爾天然氣盆地的核心位置。我們目前專注於開發位於路易斯安那州、西弗吉尼亞州、賓夕法尼亞州和俄亥俄州的非常規天然氣藏。我們在西弗吉尼亞州、賓夕法尼亞州和俄亥俄州(這裏稱為阿巴拉契亞)的業務主要集中在馬塞盧斯頁巖、尤蒂卡和上泥盆統的非常規天然氣和液體氣藏。我們在路易斯安那州(本文稱為海恩斯維爾)的業務主要集中在海恩斯維爾和博西爾氣藏。
•截至2023年12月31日的年度，我們的E&P部門的營業虧損為10.61億美元，而截至2022年12月31日的年度的營業收入為72.53億美元。不包括2023年錄得的17.1億美元非現金全成本上限測試減值，我們的E&P部門營業收入比截至2022年12月31日的年度減少了66.04億美元，截至2023年12月31日的年度減少了66.04億美元。這一下降主要是由於與大宗商品定價下降相關的利潤率下降所致。
•2023年，我們的E&P部門運營現金流為22.98億美元，而2022年為31.75億美元。由於我們的淨加權平均已實現商品價格(包括結算衍生品)下降13%，以及生產量下降4%，來自E&P部門的運營現金流減少8.77億美元。
油田服務垂直一體化
我們提供某些油田服務，當我們的勘探和開採活動水平和市場價格支持這些活動時，這些服務對我們的勘探和開採業務具有戰略和經濟效益。目前，我們的垂直整合業務只在我們運營的油井上提供服務。這種垂直整合可能會降低我們的油井成本，抑制通脹壓力，提高運營效率，使我們能夠對市場狀況的快速變化做出快速反應，並有助於緩解某些運營和環境風險。這些服務包括鑽井、完井以及水管理和移動。截至2023年12月31日，我們運營了一支鑽機隊，並租賃了兩個壓力泵跨區，相關的泵送馬力為102,000馬力。這些資產為我們提供了更大的靈活性，使我們的業務活動與大宗商品價格保持一致。2023年，我們為79口已鑽井提供了鑽機。
我們已探明的儲量
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， | | |
| 2023 | | 2022 | | |
已探明儲量：(Bcfe) | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | 14,685 | | | 15,666 | | | |
| 海恩斯維爾 | 4,975 | | | 5,959 | | | |
| | | | | |
| 總探明儲量 | 19,660 | | | 21,625 | | | |
| | | | | |
| 使用的價格： | | | | | |
天然氣(按MCF) | $ | 2.64 | | | $ | 6.36 | | | |
油(每個Bbl) | $ | 78.22 | | | $ | 93.67 | | | |
NGL(每個Bbl) | $ | 21.38 | | | $ | 34.35 | | | |
| | | | | |
PV-10：(單位：百萬) | | | | | |
税前 (1) | $ | 7,796 | | | $ | 46,435 | | | |
| 税收的現值 | (483) | | | (8,847) | | | |
| 税後 | $ | 7,313 | | | $ | 37,588 | | | |
| | | | | |
| 估計已探明儲量的百分比為： | | | | | |
| 天然氣 | 78 | % | | 80 | % | | |
| 已被證明是發達的 | 59 | % | | 56 | % | | |
| | | | | |
| 天然氣銷售所產生的勘探和銷售營業收入的百分比 | 74 | % | | 86 | % | | |
(1)税前PV-10是一項非公認會計準則的財務指標。我們相信，税前PV-10的列報對我們的投資者是相關和有用的，作為對貼現未來現金流的標準化計量(“標準化計量”)或税後PV-10金額的補充披露，因為它在考慮未來的企業所得税和我們當前的税收結構之前，展示了可歸因於我們已探明儲備的貼現未來現金流量淨額。雖然標準化的衡量標準取決於每家公司的獨特税務情況，但税前PV-10基於對所有公司都一致的定價方法和貼現係數。正因為如此，税前PV-10可用於行業內部以及債權人和證券分析師在更具可比性的基礎上評估已探明儲量的估計淨現金流。標準化計量和税前PV-10金額之間的差額是估計的未來所得税的貼現金額。請參閲“補充石油和天然氣披露(未經審計)“有關標準化計量計算的更多信息，請參閲本年度報告的綜合財務報表。
我們對2023年底儲量的估計總計19.7Tcfe，税後PV-10為73億美元。我們的儲量估計和税後PV-10衡量標準高度依賴於我們在儲備和税後PV-10計算中使用的各自的大宗商品價格。
•與2022年相比，我們的儲量在2023年下降了9%，主要是由於價格下調、產量和現有儲量的處置部分被擴建和發現所抵消。
•我們2023年的税後PV-10價值比2022年有所下降，主要是由於美國證券交易委員會12個月後向式大宗商品價格的下降。
•我們是我們約98%儲量的指定運營商，基於我們已探明的已開發生產儲量的税前PV-10價值，我們的儲量壽命指數在2023年底約為11.8年。
税後PV-10或標準化指標和税前PV-10(一種非GAAP指標，在2023年按類別劃分的已探明儲量和下面的彙總經營數據表中進行了核對)之間的差額是未來所得税對估計現金流的貼現價值。
我們認為，與我們估計的已探明儲量相關的估計現金流的税前PV-10價值是對税後PV-10價值的有益補充。税前PV-10基於公司之間具有可比性的價格、成本和貼現因素，而税後PV-10取決於每家公司的獨特税收情況。我們理解證券分析師使用税前PV-10作為衡量公司當前已探明儲量價值的一種指標，並比較同行公司之間的相對價值，而不考慮所得税。補充石油和天然氣信息披露在本年度報告第二部分第8項關於我們對與我們已探明的天然氣、石油和NGL儲量有關的未來現金流的貼現標準化計量的討論中，加入了風險因素“我們已探明的天然氣、石油和NGL儲量是包括不確定因素的估計。這些不確定因素或潛在假設的任何重大變化都可能導致我們的儲量的數量和淨現值被誇大或低估”。第1A項本年度報告第I部分，並“關於前瞻性陳述的警告性聲明“在本年度報告中，討論了使用標準化計量和估計儲備數據所固有的風險。
較低的天然氣、石油和天然氣價格可能會降低我們的資產價值，這既是通過直接減少產量可以出售的價格，也是通過使一些資產變得不經濟，導致我們儲備的整體價值下降，以及潛在的非現金減值費用計入收益。*由於2023年大宗商品價格的下降，我們在2023年末記錄了17.1億美元的非現金全成本上限測試減值。如果往績12個月商品價格與前幾個時期的平均值相比有所下降，則未來期間可能出現進一步的非現金減值。鑑於2023年和2024年初大宗商品價格的下跌，本公司預計其資產的額外非現金減值可能會在2024年第一季度甚至更晚發生。
下表提供了截至2023年底我們的天然氣、石油和NGL儲量的全面和分類摘要，基於年平均價格，以及截至2023年12月31日的油井數量、淨面積和PV-10，並列出了與我們每個作業區的生產和資本投資相關的2023年年度信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年按類別劃分的探明儲量和彙總運營數據 |
| | | | | |
| 阿巴拉契亞 | | 海恩斯維爾 | | 其他(1) | | 總計 |
| 已探明儲量估算： | | | | | | | |
天然氣(Bcf): | | | | | | | |
| 開發 | 7,156 | | | 2,040 | | | — | | | 9,196 | |
| 未開發 | 3,060 | | | 2,935 | | | — | | | 5,995 | |
| 10,216 | | | 4,975 | | | — | | | 15,191 | |
原油(Mmbbls): | | | | | | | |
| 開發 | 38.5 | | | — | | | — | | | 38.5 | |
| 未開發 | 39.5 | | | — | | | — | | | 39.5 | |
| 78.0 | | | — | | | — | | | 78.0 | |
天然氣液體(Mmbbls): | | | | | | | |
| 開發 | 363.0 | | | — | | | — | | | 363.0 | |
| 未開發 | 303.8 | | | — | | | — | | | 303.8 | |
| 666.8 | | | — | | | — | | | 666.8 | |
總探明儲量(Bcfe)(2): | | | | | | | |
| 開發 | 9,565 | | | 2,040 | | | — | | | 11,605 | |
| 未開發 | 5,120 | | | 2,935 | | | — | | | 8,055 | |
| 14,685 | | | 4,975 | | | — | | | 19,660 | |
| 佔總數的百分比 | 75 | % | | 25 | % | | — | % | | 100 | % |
| | | | | | | |
| 已證實已開發的百分比 | 65 | % | | 41 | % | | — | % | | 59 | % |
| 事實證明，未開發的百分比 | 35 | % | | 59 | % | | — | % | | 41 | % |
| | | | | | | |
生產(Bcfe) | 1,034 | | | 635 | | | — | | | 1,669 | |
E&P資本投資(單位：百萬) | $ | 938 | | | $ | 1,138 | | | $ | 46 | | (3) | $ | 2,122 | |
總產油井總數 (4) | 1,881 | | | 1,149 | | | — | | | 3,030 | |
| 總淨生產井數 | 1,486 | | | 746 | | | — | | | 2,232 | |
| | | | | | | |
| 總淨種植面積 | 718,560 | | | 281,361 | | | 2,263 | | (5) | 1,002,184 | |
| 淨未開發面積 | 387,992 | | | 32,875 | | | — | | (5) | 420,867 | |
| | | | | | | |
| PV-10： | | | | | | | |
税前(單位：百萬) (6) | $ | 6,495 | | | $ | 1,301 | | | $ | — | | | $ | 7,796 | |
税收的現值(單位：百萬) (6) | (402) | | | (81) | | | — | | | (483) | |
税後(單位：百萬) (6) | $ | 6,093 | | | $ | 1,220 | | | $ | — | | | $ | 7,313 | |
| 佔總數的百分比 | 83 | % | | 17 | % | | — | % | | 100 | % |
運營百分比 (7) | 98 | % | | 96 | % | | — | % | | 98 | % |
(1)其他種植面積主要包括北路易斯安那州的房產。
(2)我們沒有來自合成氣、合成油或打算升級為合成氣或油的不可再生自然資源的儲量。我們使用標準的工程和地球科學方法，或多種方法的組合來確定材料性質的估計，包括性能和測試數據分析、性能數據的偏移統計類比、體積評估，包括分析巖石物理參數(包括孔隙度、淨油層、流體飽和度(即水、油氣)和滲透率)以及估計的儲層參數(包括儲層温度和壓力、地層深度和地層體積因素)、地質分析，包括構造和等厚圖以及地震分析。包括審查2-D和3-D數據，以確定故障、關閉和其他因素。
(3)其他資本投資包括與我們的E&P服務公司有關的4300萬美元和與其他發展活動有關的300萬美元。
(4)不包括阿巴拉契亞的1,016口油井和海恩斯維爾的1,169口油井，我們在這些油井中只擁有壓倒一切的特許權使用費權益。這些油井被包括在2023年12月31日的儲量計算中。
(5)不包括加拿大新不倫瑞克2518,519英畝淨地的勘探許可證，這些許可證自2015年以來一直處於暫停狀態。2021年，我們獲準進一步延長許可證至2026年3月。然而，我們不能保證許可證會在該日期之後延期。
(6)税前PV-10是一項非公認會計準則的財務指標。我們認為，税前PV-10的列報對於我們的投資者來説是相關和有用的，因為它顯示了貼現的未來現金流(標準化度量)或税後PV-10金額的補充披露
未來在計入未來的企業所得税和我們當前的税收結構之前，可歸因於我們已探明儲量的淨現金流。雖然標準化的衡量標準取決於每家公司的獨特税務情況，但税前PV-10基於對所有公司都一致的定價方法和貼現係數。正因為如此，税前PV-10可用於行業內部以及債權人和證券分析師在更具可比性的基礎上評估已探明儲量的估計淨現金流。標準化計量和税前PV-10金額之間的差額是估計的未來所得税的貼現金額。請參閲“補充石油和天然氣披露(未經審計)“有關標準化計量計算的更多信息，請參閲本年度報告的合併財務報表.
(7)基於已證實的已開發生產活動的税前PV-10。
租約期滿
下表概述於未來三年到期之租賃面積，假設並無成功鑽井以開發該面積，且租賃並無延長：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| 到期淨面積： | 2024 | | 2025 | | 2026 |
阿巴拉契亞 (1) | 17,598 | | | 8,421 | | | 4,736 | |
| 海恩斯維爾 | 630 | | | 2,083 | | | 319 | |
| 其他 | | | | | |
美國-其他勘探 | — | | | — | | | — | |
| | | | | |
加拿大-新不倫瑞克 (2) | — | | | — | | | — | |
(1)到期的租賃面積包括2024年的14，341淨英畝，2025年的2，984淨英畝和2026年的2，036淨英畝，平均可延長三至五年。
(2)勘探許可證延長至2026年3月，但自2015年以來一直處於暫停狀態。 2016年，我們在新不倫瑞克的投資完全受損。
我們請您留意 “補充石油和天然氣披露”本年度報告第二部分第8項中對我們已探明的天然氣、石油和NGL儲量以及與我們已探明的天然氣、石油和NGL儲量相關的貼現未來淨現金流量的標準化衡量進行了更詳細的討論。我們還建議您參考風險因素“我們已探明的天然氣、石油和NGL儲量是包含不確定性的估計。這些不確定性或相關假設的任何重大變化都可能導致我們的儲備數量和淨現值被高估或低估。 第1A項本年度報告第一部分，並“關於前瞻性陳述的警告性聲明“在本年度報告中，討論了使用標準化計量和估計儲備數據所固有的風險。
已探明未開發儲量
以下是2022年和2023年我們已探明的未開發儲量的變化摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 已探明未開發儲量變化 |
| | | | | | | |
| (在Bcfe) | 阿巴拉契亞 | | 海恩斯維爾 | | | | | | 總計 |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 6,121 | | | 3,692 | | | | | | | 9,813 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 1,038 | | | 984 | | | | | | | 2,022 | |
性能和生產修訂 (1) | (230) | | | (82) | | | | | | | (312) | |
| | | | | | | | | |
| 價格調整 | — | | | 14 | | | | | | | 14 | |
| 開發 | (1,275) | | | (782) | | | | | | | (2,057) | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | 5,654 | | | 3,826 | | | | | | | 9,480 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 769 | | | 1,177 | | | | | | | 1,946 | |
性能和生產修訂 (2) | 146 | | | (213) | | | | | | | (67) | |
| | | | | | | | | |
| 價格調整 | (41) | | | (1,091) | | | | | | | (1,132) | |
| 開發 | (1,092) | | | (764) | | | | | | | (1,856) | |
| 儲備的處置到位 | (316) | | | — | | | | | | | (316) | |
| | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | 5,120 | | | 2,935 | | | | | | | 8,055 | |
(1)反映與577個Bcfe的加密開發相關的增加以及435個Bcfe的積極業績修訂，抵消了因開發計劃的變化而重新歸類為未探明儲量的1,324個Bcfe。
(2)反映了與1，179 Bcfe的加密開發和289 Bcfe的積極業績修正相關的增加，超過了由於開發計劃的變化而重新分類為未探明的1，535 Bcfe儲量的抵消。
業績、產量和價格修訂包括對年初已探明儲量的油井相關儲量的修訂。延伸、發現和其他增加包括本年度增加的新儲量地點。
•截至2023年12月31日，我們擁有8，055 Bcfe的已探明未開發儲量，我們預計所有這些儲量將在首次披露後的五年內開發，作為起始參考日期。對先前估計的67 Bcfe的修訂包括1，535 Bcfe的儲量重新分類為未經證實，原因是開發計劃的變化導致這些儲量在最初披露後的五年內沒有計劃進行開發，部分被1，179 Bcfe的加密增加和289 Bcfe的積極業績修訂所抵消。此外，我們開發了1，856 Bcfe，負價格修正了1，132 Bcfe，並處置了316 Bcfe的儲備，部分被1，946 Bcfe的擴展和發現所抵消。
•在2023年，我們投資了7.62億美元，將截至2022年12月31日的1,092億立方英尺（或19%）探明未開發儲量轉換為探明已開發儲量，併為我們的阿巴拉契亞業務增加了769億立方英尺的探明未開發儲量。在2023年，我們投資了10. 56億美元，將截至2022年12月31日的764億立方英尺（或20%）探明未開發儲量轉換為探明已開發儲量，併為我們的Haynesville業務增加了1，177億立方英尺的探明未開發儲量。
•截至2022年12月31日，我們擁有9，480 Bcfe的已探明未開發儲量，我們預計所有這些儲量將在首次披露後的五年內開發，作為起始參考日期。對先前估計的312 Bcfe的向下修訂包括與577 Bcfe的加密開發相關的增加和435 Bcfe的積極業績修訂，由於開發計劃的變化，1，324 Bcfe的儲量被重新分類為未探明儲量所抵消，導致這些儲量在最初披露後的五年內沒有計劃開發。此外，我們有2.0 Tcfe的擴展和發現，以及14 Bcfe的正價格修正。
•截至2023年12月31日，我們的探明儲量包括來自200個地點的2，548億立方英尺探明未開發儲量，這些儲量符合探明儲量要求，按未貼現基準計算具有正現值，但按10%貼現時不具有正現值。這些財產的負現值為2.7億美元。我們已作出最終投資決定，並承諾於首次披露日期起計五年內開發該等儲備。
我們預計，截至2023年12月31日，我們已探明的未開發儲量為8，055 Bcfe，其開發成本將要求我們額外投資61億美元，以使這些儲量投入生產。我們進行必要投資以產生該等現金流入的能力受我們可能無法控制的因素影響。我們建議您參考以下風險因素：“天然氣、石油和NGL價格極大地影響我們的收入，從而影響利潤、流動性、增長、償還債務的能力和我們資產的價值”以及“需要大量資本投資來取代我們的儲備和開展我們的業務”， 第1A項本年度報告第一部分，並“關於前瞻性陳述的警告性聲明“，以更詳細地討論這些因素和其他風險。
準備儲量估算
本年報所載我們截至二零二一年、二零二二年及二零二三年十二月三十一日的探明儲量估計，乃由我們的內部油藏工程師在我們管理層的監督下，根據石油評估工程師學會頒佈的石油工程及評估標準以及美國證券交易委員會制定的定義及指引編制。該等探明儲量估計已由我們的獨立工程師Sewell & Associates，Inc.審核。（“NSAI”）。 我們每個物業的儲量估計每年由該物業資產管理團隊的油藏工程師編制。 該等估計所包括的油藏工程及財務數據由高級工程師（並非資產管理團隊的一部分）及我們的儲量總監（主要負責監督編制儲量估計的技術人員）審閲。我們的儲量總監擁有超過29年的石油工程經驗，包括天然氣和石油儲量的估計，並擁有石油工程理學學士學位。在2018年加入我們之前，我們的儲量總監曾在EP Energy Company，El Paso Corporation，Cabot Oil & Gas Corporation，Schlumberger和H. J. Gruy & Associates擔任各種油藏工程職位，並且是石油工程師協會的成員。他向我們的執行副總裁兼首席運營官彙報工作，他在石油工程方面擁有超過35年的經驗，包括估計美國多個盆地的天然氣，石油和NGL儲量，並擁有石油工程理學學士學位。在2017年加入西南航空之前，我們的首席運營官曾在EP Energy Corporation，El Paso Corporation，ARCO Oil and Gas Company，Burlington Resources和Peoples Energy Production擔任過各種工程和領導職務，並且是石油工程師協會的成員。
我們聘請NSAI為工業、金融組織和政府機構提供石油資產分析的全球領先者，獨立審計我們的已探明儲量估計，如下所述。NSAI成立
1961年，在德克薩斯州專業工程師委員會註冊號為F-002699。在NSAI內部，主要負責審核我們已探明儲量估計的兩名技術人員(1)在石油地球科學和石油工程方面分別擁有超過27年和22年以上的實際經驗；(2)在儲量評估和評估方面分別擁有超過16年和22年以上的經驗；(3)每人都有大學學歷；(4)每人都是德克薩斯州的註冊專業地球科學家或德克薩斯州的註冊專業工程師；(5)均達到或超過石油工程師學會頒佈的《油氣儲量信息評估與審計標準》中提出的教育、培訓和經驗要求；(6)均精通於在工程和地球科學評估中明智地應用行業標準做法，以及應用美國證券交易委員會和其他行業儲量定義和指南。我們的會計人員還單獨審查了儲量估計數中包括的財務數據。我們的已探明儲量估計，經國家能源局內部審查和審計後，提交給我們的總裁和首席執行官進行審查和批准。最後，在他批准後，NSAI向董事會報告其儲量審計結果，董事會擁有對我們已探明儲量估計的最終權力。NSAI的報告副本已作為本年度報告的附件99.1存檔。
我們的後備替補
儲量替換率衡量的是一家勘探和勘探公司增加新儲量以取代其當前產量正在耗盡的儲量的成功程度。我們認為儲量替換率是投資者和勘探和勘探行業同行用來評估業績和長期前景的重要分析指標。儲量替換率代表儲量淨變化除以當年產量，如我們的補充儲量表披露所示。儲備替代率是一個具有侷限性的統計指標，包括其預測性和可比性。作為一項年度衡量指標，儲量置換比率可能是有限的，因為它可能會根據新發現的範圍和時間以及價格和油井表現變化的不同影響而變化很大。此外，由於儲量替換率沒有考慮未來生產新儲量的成本或時機或儲量類型，這種衡量標準可能不足以衡量價值創造。
2023年，我們用1,901個Bcfe已探明儲量增加和產能修正取代了114%的產量。下表彙總了截至2023年12月31日的年度內我們已探明的天然氣、石油和NGL儲量的變化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (在Bcfe) | 阿巴拉契亞 | | 海恩斯維爾 | | | | 總計 |
| 2022年12月31日 | 15,666 | | | 5,959 | | | | | 21,625 | |
| 淨修訂 | | | | | | | |
| 價格調整 | (570) | | | (1,277) | | | | | (1,847) | |
| 性能和生產修訂 | 189 | | | (314) | | | | | (125) | |
| 修訂總淨額 | (381) | | | (1,591) | | | | | (1,972) | |
| 擴展、發現和其他添加 | | | | | | | |
| 已被證明是發達的 | 14 | | | 66 | | | | | 80 | |
| 事實證明是未開發的 | 769 | | | 1,177 | | | | | 1,946 | |
| 新增準備金總額 | 783 | | | 1,243 | | | | | 2,026 | |
| 生產 | (1,034) | | | (635) | | | | | (1,669) | |
| | | | | | | |
| 儲備的處置到位 | (349) | | | (1) | | | | | (350) | |
| 2023年12月31日 | 14,685 | | | 4,975 | | | | | 19,660 | |
我們增加儲備的能力取決於許多我們無法控制的因素。我們請您參考風險因素：“需要大量資本投資來取代我們的儲備並開展業務”，以及“如果我們不能取代儲備，我們的產量水平以及我們的收入和利潤可能會下降。”在……裏面第1A項本年度報告第一部分，並“關於前瞻性陳述的警告性聲明“，以更詳細地討論這些因素和其他風險。
我們的 運營
阿巴拉契亞
截至2023年12月31日，阿巴拉契亞地區佔我們總淨產量的62%，佔我們總儲量的75%。2023年，我們的產量減少了20Bcfe，主要是由於2023年的活動比2022年減少。從2022年12月31日到2023年12月31日，我們在阿巴拉契亞的儲量減少了981Bcfe。我們的產量為1,034個Bcfe，價格下調淨額為570個Bcfe，處置了取代349個Bcfe的儲量，部分被783個Bcfe的擴建和發現所抵消，以及189個Bcfe的正業績修訂。截至2023年12月31日，我們在阿巴拉契亞地區擁有約718,560英畝淨地，我們運營的油井總數為1,647口。以下是阿巴拉契亞地區最近兩年的運營業績摘要：
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， | | |
| 2023 | | 2022 | | |
| 種植面積 | | | | | |
| 淨未開發英畝 | 387,992 | | | 461,277 | | | |
| 淨開發英畝 | 330,568 | | | 304,371 | | | |
| 總淨英畝數 | 718,560 | | | 765,648 | | | |
| | | | | |
| 淨生產量 | | | | | |
天然氣(Bcf) | 803 | | | 841 | | | |
油（兆字節） | 5,568 | | | 4,967 | | | |
NGL（兆字節） | 32,848 | | | 30,445 | | | |
總產量 (Bcfe) | 1,034 | | | 1,054 | | | |
| | | | | |
| 儲量 | | | | | |
儲量 (Bcfe) | 14,685 | | | 15,666 | | | |
| 地點： | | | | | |
經證實， (1) | 1,881 | | | 1,810 | | | |
已證實開發的非生產型 (2) | 28 | | | 55 | | | |
| 事實證明是未開發的 | 228 | | | 315 | | | |
| 總地點 | 2,137 | |
| 2,180 | | | |
| | | | | |
| 總作業井數彙總 | | | | | |
| 鑽透 | 60 | | | 67 | | | |
| 已完成 | 63 | | | 67 | | | |
| 從Wells到Sales | 67 | | | 63 | | | |
| | | | | |
資本投資 (單位：百萬) | | | | | |
| 鑽井和完井，包括修井 | $ | 726 | | | $ | 758 | | | |
| 收購和租賃 | 63 | | | 64 | | | |
| 地震和其他 | 26 | | | 4 | | | |
| 資本化利息和費用 | 123 | | | 127 | | | |
| 資本投資總額 | $ | 938 | | | $ | 953 | | | |
| | | | | |
平均完井成本 (單位：百萬) (3) | $ | 13.6 | | | $ | 12.0 | | | |
平均側長 (英尺) (3) | 15,978 | | | 14,587 | | | |
(1)不包括截至2023年12月31日和2022年12月31日的1016口和975口油井，我們在這些油井中只擁有壓倒一切的特許權使用費權益。
(2)截至2023年12月31日和2022年12月31日，分別不包括34口和29口油井，我們在這些油井中只擁有壓倒一切的特許權使用費權益。
(3)截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度的平均完井成本和平均側向長度包括馬塞盧斯和尤蒂卡地層的油井。每英尺平均油井成本增加的主要原因是與通貨膨脹的影響相關的成本上升。
我們將阿巴拉契亞地區的產品推向市場的能力取決於許多因素，包括我們不擁有的收集系統和管道的建設和/或能力的可用性。項目1作為本年度報告第一部分的一部分，討論我們對阿巴拉契亞生產的集結和運輸安排。
海恩斯維爾
截至2023年12月31日，海恩斯維爾佔我們總淨產量的38%，佔我們總儲量的25%。2023年，由於與2022年相比活動減少，我們的產量減少了44Bcfe。截至2023年12月31日，我們在海恩斯維爾的儲量減少了984 Bcfe。我們的價格下調了1,277個Bcfe，產量下調了635個Bcfe，業績下調了314個Bcfe，部分被1,243個Bcfe的擴建和發現所抵消。截至2023年12月31日，我們在海恩斯維爾擁有約281,361英畝的淨面積，我們總共運營了772口油井。以下是我們2023年海恩斯維爾運營業績的摘要：
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， | | | | |
| 2023 | | 2022 | | | | |
| 種植面積 | | | | | | | |
| 淨未開發英畝 | 32,875 | | | 42,885 | | | | | |
| 淨開發英畝 | 248,486 | | | 242,705 | | | | | |
| 總淨英畝數 | 281,361 | | | 285,590 | | | | | |
| | | | | | | |
| 淨生產量 | | | | | | | |
天然氣 (Bcf) | 635 | | | 679 | | | | | |
油 （兆字節） | 30 | | | 20 | | | | | |
| | | | | | | |
總產量 (Bcfe) | 635 | | | 679 | | | | | |
| | | | | | | |
| 儲量 | | | | | | | |
儲量(Bcfe) | 4,975 | | | 5,959 | | | | | |
| 地點： | | | | | | | |
經證實， (1) | 1,149 | | | 1,124 | | | | | |
已證實開發的非生產型 (2) | 204 | | | 183 | | | | | |
| 事實證明是未開發的 | 232 | | | 315 | | | | | |
| 總地點 | 1,585 | | | 1,622 | | | | | |
| | | | | | | |
| 總作業井數彙總 | | | | | | | |
| 鑽透 | 50 | | | 71 | | | | | |
| 已完成 | 61 | | | 72 | | | | | |
| 從Wells到Sales | 65 | | | 70 | | | | | |
| | | | | | | |
資本投資 (單位：百萬) | | | | | | | |
| 鑽井和完井，包括修井 | $ | 1,053 | | | $ | 1,130 | | | | | |
| 收購和租賃 | 6 | | | 17 | | | | | |
| 地震和其他 | 2 | | | 3 | | | | | |
| 資本化利息和費用 | 77 | | | 79 | | | | | |
| 資本投資總額 | $ | 1,138 | | | $ | 1,229 | | | | | |
| | | | | | | |
平均完井成本 (單位：百萬) (3) | $ | 17.8 | | | $ | 15.8 | | | | | |
平均橫向長度 (英尺) (3) | 8,532 | | | 8,984 | | | | | |
(1)不包括1，169人 截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日，我們分別擁有1，045口及1，045口油井，當中我們僅擁有特許權權益。
(2)不包括分別於二零二三年及二零二二年十二月三十一日的32口及34口油井，我們僅擁有特許權使用費權益。
(3)截至2023年及2022年12月31日止年度的平均完井成本及平均橫向長度包括Haynesville及Bossier地層的油井。每英尺平均油井成本增加主要是由於通貨膨脹的影響導致成本上升。
我們能否繼續將我們的Haynesville生產推向市場將取決於許多因素，包括我們不擁有的收集系統和管道的建設和/或產能的可用性。我們建議您參考“市場營銷”， 項目1本年報第一部分載有關於我們為Haynesville生產所作的收集及運輸安排的討論。
其他
不包括加拿大新不倫瑞克的2,518,519英畝土地，這些土地自2015年以來一直受到政府強制暫停鑽探的限制，截至
2022年12月31日或2022年12月31日在阿巴拉契亞和海恩斯維爾以外的地區，因為這些頭寸在2022年期間被出售或到期。
新的 加拿大布倫瑞克。我們目前持有獨家許可證，可以在新不倫瑞克搜索和實施一個佔地2,518,519英畝的勘探項目。2015年，新不倫瑞克省政府強制暫停水力壓裂，直到它對一系列條件感到滿意。2016年5月，省政府宣佈暫停水力壓裂將無限期持續。考慮到這一發展，我們在2016年完全減損了我們在新不倫瑞克的投資。2021年，我們獲準進一步延長許可證至2026年3月。除非禁令解除，否則我們將無法開發這些資產。
收購和資產剝離
於二零二一年九月一日，吾等完成與Ikon Acquisition Company，LLC(“Ikon”)、Indigo Natural Resources LLC(“Indigo”)及Ibis Unithold Products LLC之協議及合併計劃，據此Indigo與Southwest之附屬公司Ikon合併，併成為Southwest之附屬公司(“Indigo合併”)。Indigo的已發行股權被註銷，並轉換為獲得(I)3.73億美元現金對價和(Ii)337,827,171股西南航空普通股的權利。此外，我們假設Indigo將於2029年到期的5.375%優先債券(“Indigo票據”)的本金總額為7,000,000美元。根據2021年9月1日西南航空普通股在紐約證券交易所的收盤價每股4.70美元，西南航空普通股的總美元價值相當於15.88億美元。Indigo的合併使我們的業務多樣化，將我們的投資組合擴展到海恩斯維爾和博西爾油層，加深了我們的經濟井庫存，降低了我們的企業風險狀況，並使我們對液化天然氣和美國墨西哥灣沿岸的其他市場有了更多的敞口。
於2021年12月31日，吾等完成與GEP Hayensville，LLC(“GEPH”)的協議及合併計劃，據此，吾等以總代價約17.26億美元收購GEPH，包括12.63億美元現金(包括收盤後調整後)及99,337,748股普通股，GEPH成為我們的全資附屬公司(“GEPH合併”及連同Indigo合併為“合併”)。根據2021年12月31日西南航空普通股在紐約證券交易所的收盤價每股4.66美元，作為對價發行的股票的總美元價值約為4.63億美元。GEPH的合併進一步促進了Indigo合併的好處，並增強了我們在海恩斯維爾的規模以及運營和營銷選擇。
看見注2有關合並的更多信息，請參閲本年度報告的綜合財務報表。
資本投資 | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | |
| 按類型劃分的E&P資本投資 | | | | | |
| 勘探和開發鑽探，包括修井 | $ | 1,812 | | | $ | 1,892 | | | |
| 收購物業 | 69 | | | 81 | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他 | 41 | | | 17 | | | |
| 資本化利息和費用 | 200 | | | 206 | | | |
E&P資本投資總額 (1) | $ | 2,122 | | | $ | 2,196 | | | |
| | | | | |
| 按地區劃分的E&P資本投資 | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | $ | 938 | | | $ | 953 | | | |
| 海恩斯維爾 | 1,138 | | | 1,229 | | | |
| | | | | |
其他 (1) | 46 | | | 14 | | | |
| E&P資本投資總額 | $ | 2,122 | | | $ | 2,196 | | | |
(1)不包括截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度中與企業資本投資相關的900萬美元和1300萬美元。
我們在2023年的勘探和開發資本投資總額為21億美元。
•2023年E&P資本投資下降3%，主要原因是與2022年相比，2023年的活動減少，這是由於近期天然氣價格下降導致我們的活動放緩所致。
•2023年，我們打了110口井，完成了124口井，交付銷售132口井，年底有53口在建井。
•在年底進行的53口油井中，22口位於阿巴拉契亞，31口位於海恩斯維爾。
我們請您留意 “管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析--流動性和資本資源--資本投資”在本年度報告第二部分項目7中，進一步討論可能影響我們在2023年計劃的資本投資的因素。
銷售、交付承諾和客户
銷售。下表提供了有關我們的天然氣、石油和NGL產量以及我們的天然氣、石油和NGL平均實現銷售價格的歷史信息：
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， | | |
| 2023 | | 2022 | | |
平均淨日產量(MMcfe/天) | 4,573 | | | 4,748 | | | |
| 生產： | | | | | |
天然氣(Bcf) | 1,438 | | | 1,520 | | | |
油（兆字節） | 5,602 | | | 4,993 | | | |
NGL（兆字節） | 32,859 | | | 30,446 | | | |
總產量(Bcfe) | 1,669 | | | 1,733 | | | |
•2023年產量下降的主要原因是海恩斯維爾的淨產量下降了44bcfe，阿巴拉契亞的淨產量下降了20bcfe，這是由於近期天然氣價格下降和通脹的影響導致我們的活動放緩所致。與2022年相比，我們2023年的液體總產量有所增加，這主要是由於資本投資更多地分配到液體豐富的地區。
平均實現價格
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， | | |
| 2023 | | 2022 | | |
| 天然氣價格： | | | | | |
紐約商品交易所亨利中心普萊斯($/MMBtu) (1) | $ | 2.74 | | | $ | 6.64 | | | |
紐約商品交易所的折扣(2) | (0.63) | | | (0.66) | | | |
平均實現天然氣價格，不包括衍生品($/mcf) | $ | 2.11 | | | $ | 5.98 | | | |
已結算金融基礎衍生品收益($/mcf) | 0.03 | | | 0.08 | | | |
結算商品衍生品的收益(虧損)($/mcf) | 0.22 | | | (3.27) | | | |
平均實現天然氣價格，包括衍生品($/mcf) | $ | 2.36 | | | $ | 2.79 | | | |
| | | | | |
| 油價： | | | | | |
WTI油價(美元/桶) (3) | $ | 77.62 | | | $ | 94.23 | | | |
WTI折扣 (4) | (10.78) | | | (7.28) | | | |
平均實現石油價格，不包括衍生品(美元/桶) | $ | 66.84 | | | $ | 86.95 | | | |
結算衍生工具的收益(虧損)(美元/桶) | (9.63) | | | (36.12) | | | |
平均實現石油價格，包括衍生品(美元/桶) | $ | 57.21 | | | $ | 50.83 | | | |
| | | | | |
| NGL價格： | | | | | |
已實現NGL平均價格，不包括衍生品(美元/桶) | $ | 21.38 | | | $ | 34.35 | | | |
結算衍生工具的收益(虧損) (美元/桶) | 1.08 | | | (7.83) | | | |
包括衍生品在內的已實現NGL平均價格(美元/桶) | $ | 22.46 | | | $ | 26.52 | | | |
| WTI百分比，不包括衍生品 | 28 | % | | 36 | % | | |
| | | | | |
| 總加權平均實現價格： | | | | | |
不包括衍生品 (美元/麥克菲) | $ | 2.46 | | | $ | 6.10 | | | |
包括衍生品(美元/麥克菲) | $ | 2.67 | | | $ | 3.06 | | | |
(1)基於月度期貨合約的上一日結算價。
(2)這一折扣包括基差、供熱量調整、實物銷售、第三方運輸費和燃料費，不包括財務基差對衝。
(3)以近月期貨合約在該期間的日均結算價計算。
(4)此折扣主要包括位置和質量調整。
天然氣、石油和天然氣生產的銷售是根據反映當前價格的合同進行的，並受季節性價格波動的影響。我們無法預測這些商品的市場需求和價格的變化，包括天氣對我們生產需求的影響可能導致的變化。我們定期就我們預計的產量的一部分達成各種衍生產品和其他財務安排，以支持某些預期的現金流水平，並將不利價格波動的影響降至最低。*我們限制衍生品協議僅限於具有適當信用評級的交易對手，我們的政策禁止投機。
截至2023年12月31日，我們在未來的目標生產中實施了以下大宗商品價格衍生品：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| 2024 | | 2025 | | 2026 |
天然氣 (Bcf) | 742 | | | 307 | | | 73 | |
油（兆字節） | 2,175 | | | 1,043 | | | — | |
乙烷（兆字節） | 4,897 | | | — | | | — | |
丙烷 （兆字節） | 4,008 | | | 63 | | | — | |
正丁烷（兆字節） | 329 | | | — | | | — | |
天然汽油 （兆字節） | 329 | | | — | | | — | |
對未來生產的全面財務保護(Bcfe) | 812 | | | 314 | | | 73 | |
截至2024年2月20日，我們在2024年和未來的生產目標上制定了以下大宗商品價格衍生品：
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| 截至2013年12月31日止年度， |
| 2024 | | 2025 | | 2026 |
天然氣 (Bcf) | 660 | | | 234 | | | — | |
油（兆字節） | 2,174 | | | 1,043 | | | — | |
乙烷（兆字節） | 6,237 | | | 1,095 | | | — | |
丙烷 （兆字節） | 5,683 | | | 976 | | | — | |
正丁烷（兆字節） | 1,320 | | | 548 | | | — | |
天然汽油 （兆字節） | 1,502 | | | 730 | | | — | |
對未來生產的全面財務保護(Bcfe) | 761 | | | 260 | | | — | |
我們打算使用衍生品來限制不利價格波動對未來預期產量的很大一部分的影響，以確保某些預期的現金流水平。我們請您參閲本年度報告第二部分第7A項。關於市場風險的定量和定性披露，瞭解有關我們截至2023年12月31日的衍生品和風險管理的更多信息。
2023年期間，我們收到的天然氣生產的平均價格(不包括衍生品的影響和運輸成本)比NYMEX的平均價格低約每立方米0.63美元，比前一年的基差減少了5%。NYMEX和實現的價格(基差)之間的差異主要是由於地點差異和運輸成本。
下表列出了截至2023年12月31日，我們通過衍生品和實物銷售安排限制了基差波動影響的未來天然氣產量：
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| 卷(Bcf) | | 基差分 |
| 基差互換-天然氣 | | | |
| 2024 | 82 | | | $ | (0.72) | |
| 2025 | 9 | | | (0.64) | |
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| 總計 | 91 | | | |
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實物NYMEX銷售安排-天然氣 (1) | | | |
| 2024 | 813 | | | $ | (0.19) | |
| 2025 | 575 | | | (0.12) | |
| 2026 | 418 | | | (0.06) | |
| 2027 | 340 | | | (0.03) | |
| 2028 | 302 | | | (0.02) | |
| 2029 | 252 | | | (0.01) | |
| 2030 | 105 | | | (0.01) | |
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| 總計 | 2,805 | | | |
(1)實物銷售量是以毛數為基礎列報的。
我們請您留意 注6對於本年度報告中包含的綜合財務報表，以進一步討論我們的衍生品和風險管理活動。
交付承諾。截至2023年12月31日，根據現有協議，我們在2024年和2025年的天然氣交付承諾分別為1,342 bcf和872 bcf。這些數量遠低於我們預計2024年阿巴拉契亞和海恩斯維爾的天然氣產量，以及我們可用儲量2025年的預期產量，這些產量不受任何可能影響向我們客户交付數量的優先事項或削減、任何優先分配或聯邦或州監管機構施加的價格限制，或任何其他我們無法控制的因素的影響，這些因素可能影響我們履行交付承諾的能力，但不包括第1A項中討論的因素。風險因素“我們期望能夠履行我們所有的短期和長期交付承諾，從我們自己生產的可用儲量中提供天然氣；然而，如果我們無法做到這一點，我們可能不得不在市場上購買天然氣來履行我們的義務。
顧客。我們的E&P產品主要通過我們的營銷部門進行營銷。我們的客户包括液化天然氣出口商、主要能源公司、公用事業公司和天然氣的工業買家。*在截至2023年12月31日的一年中，一個買家佔我們收入的14%。該賬户的違約或運營中斷可能會對公司產生實質性影響。*在截至2022年12月31日的一年中，一個買家佔我們收入的17%。其他買家佔合併收入的比例都沒有超過10%。
競爭
天然氣和相關液體行業的所有階段都競爭激烈。我們在資產的獲取和處置、儲量的搜索和開發、天然氣、石油和NGL的生產和營銷以及確保開展業務所需的勞動力、服務和設備方面進行競爭。我們的競爭對手包括大型石油和天然氣公司、其他獨立的石油和天然氣公司和個體生產商。許多競爭對手的財務和其他資源遠遠超過我們可以獲得的。因此，我們將遇到競爭，這可能會影響我們收到的價格和我們必須提供的合同條款。我們還面臨着進入管道和其他服務以將我們的產品運往市場的競爭。同樣，我們生產的大宗商品也有替代品，如用於發電、供暖和運輸的其他燃料，這些市場實際上與我們競爭。
我們無法預測聯邦能源管理委員會(Federal Energy Regulatory Commission)或聯邦能源監管委員會(FERC)發起的任何監管改革，或任何其他新能源立法或法規是否會實現增加競爭、減少優惠待遇並提高天然氣銷售市場透明度的目標，以及在多大程度上實現這一目標。同樣，我們也無法預測阻礙新交通基礎設施發展的法律限制是否會繼續下去，特別是在美國東北部。我們認為，與其他天然氣和石油生產商和營銷商相比，我們不會受到FERC或任何其他立法或監管機構採取的任何行動或交通設施發展狀況的不成比例的影響。
監管
歷史上，生產天然氣、石油和NGL資源以及運輸和銷售產品一直受到嚴格監管。例如，州政府監管油井的位置，並確定間隔單元的最小尺寸。在鑽探之前，通常需要獲得許可證。州和地方政府的分區和土地使用法規也可能限制鑽探和生產的地點。類似的法規也可能影響將產品輸送到市場所需的集輸管道和其他管道的位置、建設和運營。這些法規還規範了我們開發工作中涉及的水的處理、運輸和處置。此外，各種商品和服務的供應商可能需要許可。
目前在美國，天然氣、石油或NGL的銷售價格不受監管。國會不時實施價格監管，不能保證當前不那麼嚴格的監管方式會繼續下去。2015年，聯邦政府廢除了長達40年的原油出口禁令。但天然氣出口仍然需要聯邦許可。更廣泛的出口自由可能會導致價格上漲。此外，多德-弗蘭克華爾街改革和消費者保護法(Dodd-Frank Wall Street Innovation and Consumer Protection Act)和美國商品期貨交易委員會(U.S.Commodity Futures Trading Commission)的規則，商品期貨交易委員會(下稱“商品期貨交易委員會”)、美國證券交易委員會以及根據這些規定發佈的某些其他監管機構對主要能源市場的某些掉期、期貨和期權合約進行了監管，包括天然氣、石油和天然氣液化石油氣。
生產和運輸天然氣、石油和天然氣也受到廣泛的環境監管。我們請您參閲《其他-環境監管》。項目1我們、我們的服務提供商和我們的客户受到複雜的聯邦、州和地方法律法規的約束，這些法規可能對我們開展業務的成本、方式或可行性產生不利影響，或使我們承擔重大責任。第1A項本年度報告第一部分的內容，以討論環境法規對我們業務的影響。
營銷
我們從事的營銷活動主要支持我們的勘探和銷售業務，並通過營銷天然氣、石油和天然氣來創造收入。
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| 截至2013年12月31日止年度， | | |
| 2023 | | 2022 | | |
營銷收入(單位：百萬) | $ | 6,277 | | | $ | 14,521 | | | |
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營業收入(虧損)(單位：百萬) | $ | 92 | | | $ | 101 | | | |
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投放市場的數量(Bcfe) | 2,303 | | | 2,266 | | | |
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| 天然氣產量的百分比來自附屬的勘探和生產業務 | 90 | % | | 94 | % | | |
| 石油和天然氣產量的百分比來自附屬的勘探和生產部門 | 89 | % | | 88 | % | | |
•在截至2023年12月31日的一年中，與2022年相比，營銷運營收入減少了900萬美元，這主要是由於營銷利潤率下降了700萬美元，以及與人員相關成本上升相關的運營費用增加了200萬美元。
•與2022年相比，2023年的營銷收入有所下降，主要是由於市場銷售量的價格下降了57%，部分被市場銷售量增加37Bcfe所抵消。
•截至2023年12月31日止年度的營銷活動利潤率較上年同期減少700萬美元，主要是由於市場銷售量的收入價下降57%，部分被市場銷售量增加2%所抵銷。
營銷
我們試圖抓住與天然氣、石油和NGL的營銷和運輸相關的機會，主要涉及我們自己的權益生產和我們油井中的特許權使用費所有者的營銷。此外，我們管理投資組合和位置風險，或基礎風險，收購第三方管道的運輸權，在有限的情況下，購買第三方天然氣以履行特定地理位置的承諾。
阿巴拉契亞。我們在阿巴拉契亞所有產品的運輸組合高度多樣化，使我們能夠利用不斷增強的市場，包括城門市場，並提供生產流程保證。與羅孚管道有限責任公司和Mountain Xpress/Bay Xpress管道達成的協議使我們能夠進入美國墨西哥灣沿岸地區不斷增長的高需求市場，而其他東北部管道的低成本運輸使我們能夠獲得盆地內定價，我們與羅孚管道有限責任公司和落基山脈快速管道有限責任公司的協議提供了進入中西部市場的途徑。除了我們的天然氣
在運輸方面，我們擁有乙烷外賣運力，可以直接訪問Mont Belvieu定價。我們的某些運力協議包含多個延長和減少選項，使我們能夠根據生產需要或捕捉未來市場機會來適當調整我們的運輸組合。下表詳細介紹了截至2024年2月20日的未來三年我們的固定運輸、確定銷售和總外賣能力：
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| 截至2013年12月31日的年度， |
| (MMBtu/d) | 2024 | | 2025 | | 2026 |
堅固的運輸 (1) | 2,286,237 | | | 2,173,754 | | | 1,890,613 | |
| 公司銷售量 | 515,676 | | | 149,988 | | | 74,949 | |
| 公司外賣-阿巴拉契亞 | 2,801,913 | | | 2,323,742 | | | 1,965,562 | |
(1)我們有延期選項和潛在的合同續簽能力，2024年阿巴拉契亞地區的續約能力為每天12.5萬MMBtu，2025年阿巴拉契亞地區的續約能力為每天27.85萬MMBtu。
海恩斯維爾。我們的海恩斯維爾運輸產品組合允許進入美國墨西哥灣沿岸和液化天然氣走廊市場。與ETC Tiger、Bay South和Enable Line CP的協議提供了到東南供應區(SESH)和佩裏維爾樞紐(Perryville Hub)的運輸，Perryville Hub是一個高需求和充足流動性的中心交易地點，而阿卡迪亞、中海岸和LEAP管道輸送到不斷增長的液化天然氣走廊，以接近Henry Hub定價的銷售價格直接進入液化天然氣託運人。我們多樣化的運輸組合提供了流量選擇，並允許全年有利的定價，因為海恩斯維爾保持了全年的穩定。下表詳細介紹了我們的天然氣公司運輸、公司銷售和截至2024年2月20日的未來三年的總外賣能力：
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| 截至2013年12月31日的年度， |
| (MMBtu/d) | 2024 | | 2025 | | 2026 |
堅固的運輸 (1) | 1,139,519 | | | 1,232,008 | | | 1,036,071 | |
| 公司銷售量 | 2,072,188 | | | 1,766,376 | | | 1,535,343 | |
| 公司外賣-海恩斯維爾 | 3,211,707 | | | 2,998,384 | | | 2,571,414 | |
(1)我們有延期選項和潛在的合同續簽能力，2024年和2025年阿巴拉契亞地區的續約能力分別為每天20萬MMBtu和20萬MMBtu。
按需收費
截至2023年12月31日，我們根據確定的運輸協議和收集協議承擔的需求和類似費用總額約為93億美元，其中10.15億美元與未來管道和收集基礎設施項目的訪問能力有關，這些項目仍需獲得監管批准和額外的建設努力。我們還有高達8.08億美元的擔保義務。我們定期監測我們已探明的儲量，以確保有足夠的可用資源，以充分利用我們堅定的運輸承諾。
我們請您留意 注10關於本年度報告中包含的綜合財務報表，以瞭解有關我們的需求費用和風險因素的更多詳細信息，我們的業務依賴於獲得天然氣、石油和天然氣收集、加工和運輸系統和設施。這些系統和設施的接入和成本的變化可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。如果產量降至預計水平以下，我們保證交通可用性的承諾可能會導致我們為不使用的產能支付大量費用。第1A項本年度報告第I部分。
競爭
我們的營銷活動與許多其他提供相同服務的公司競爭，其中許多公司擁有比我們更大的財務和其他資源。這些競爭對手中的一些是其他生產商和公司的附屬公司，這些公司擁有廣泛的管道系統，用於從生產商到最終用户的運輸。其他影響競爭的因素包括替代燃料的成本和可獲得性、消費者的需求水平以及管道和其他運輸設施的成本和鄰近程度。我們相信，我們未來在營銷領域有效競爭的能力有賴於與客户建立和保持牢固的關係。
顧客
我們的營銷客户包括液化天然氣出口商、主要能源公司、公用事業公司和天然氣的工業採購商。截至2023年12月31日的年度，一個採購商佔我們收入的14%。該賬户的違約或運營中斷可能會對公司產生實質性影響。*在截至2022年12月31日的一年中，一個買家佔我們收入的17%。其他買家佔合併收入的比例都沒有超過10%。
監管
天然氣、石油和NGL的運輸受到嚴格監管。FERC監管州際天然氣、原油和NGL管道提供的運輸服務的費率和條款和條件。州政府通常必須授權建設用於州內服務的管道。此外，州內管道運輸的費率受到州監管委員會的監管。州內管道監管的基礎，以及對州內管道費率的監管和審查程度，因州而異。目前，我們擁有的所有管道都在州內，對我們的運營無關緊要。
州和地方的許可、分區和土地使用規定可能會影響將產品運往市場所需的集油和其他管道的位置、建設和運營，而缺乏新的管道能力可能會限制我們到達相關市場銷售我們生產的商品的能力。
天然氣和石油的運輸也受到廣泛的環境監管。我們請你參考《其他-環境監管》中的項目1我們、我們的服務提供商和我們的客户受到複雜的聯邦、州和地方法律和法規的約束，這些法規可能對我們開展業務的成本、方式或可行性產生不利影響，或使我們承擔重大責任。第1A項本年度報告第一部分的內容，以討論環境法規對我們業務的影響。
其他
除E&P和市場營銷部門外，我們目前沒有重要的業務活動。
環境監管
將軍。*我們的作業受我們所在司法管轄區環境和自然資源保護的法律法規的約束。這些法律法規要求鑽探油井的許可證和維持鑽探或操作油井的粘合要求，還規定了油井的間距和位置、鑽井和套井的方法、鑽井所依據的地面使用和財產的恢復、油井的封堵和廢棄以及防止和清理污染物和其他事項。我們為因突發和意外事件而產生的有限清理費用提供保險。儘管預期未來的環境責任不會對我們的經營結果或財務狀況產生重大影響，但不能保證未來的發展，如日益嚴格的環境法律或執法，不會導致我們承擔重大的環境責任或成本。
未能遵守這些法律法規可能會導致對行政、民事和刑事罰款和處罰進行評估，並實施禁令救濟。*某些法律和法律原則可能會使我們對我們以前擁有的財產的環境損害承擔責任，儘管我們通常要求買家承擔這一責任，但不能保證他們在出現責任時會有足夠的資金。環境法律和法規的變化頻繁發生，任何變化都可能導致更嚴格和更昂貴的廢物處理、儲存、運輸、處置或清理要求。*我們預計繼續遵守現有要求不會對我們產生實質性的不利影響。但我們不能保證這種情況在未來會繼續下去。我們建議您參考《其他-環境法規》中的項目1我們、我們的服務提供商和我們的客户受到複雜的聯邦、州和地方法律法規的約束，這些法規可能對我們開展業務的成本、方式或可行性產生不利影響，或使我們承擔重大責任。第1A項本年度報告第一部分的內容，以討論環境法規對我們業務的影響。
以下是我們要遵守的更重要的現有環境和工人健康與安全法律和法規的摘要。
廢物的產生和處置。修訂後的《綜合環境反應、補償和責任法》，也稱為《環境影響、補償和責任法》或《超級基金法》，對某些類別的人施加了責任，而不考慮過錯或原始行為的合法性。這些人被認為是對向環境中釋放危險物質負有責任的。這些人包括髮生釋放的地點的現任或前任所有者或經營者，以及運輸或處置現場發現的危險物質的人，或安排運輸或處置在現場發現的危險物質的人。根據CERCLA，現在或曾經對釋放危險物質負有責任的人可能受到嚴格的、對已排放到環境中的有害物質的清理費用和對自然資源的損害承擔連帶責任，鄰近的土地所有者和其他第三方就據稱排放到環境中的危險物質造成的人身傷害和財產損害提出索賠的情況並不少見。
修訂後的《資源保護和回收法》(簡稱RCRA)一般不對天然氣和石油勘探和生產產生的廢物進行監管。RCRA明確不包括危險廢物的定義，即與勘探、開發或生產原油、天然氣或地熱能相關的鑽井液、產出水和其他廢物。然而，政府不時考慮立法和監管舉措，將某些天然氣和石油勘探和生產廢物重新歸類為“危險廢物”，這將使重新分類的廢物受到更嚴格的處理、處置和清理要求。如果實施了此類措施，這可能會對我們的運營成本產生重大影響。
修訂後的《清潔水法》(CWA)和類似的州法律對向美國水域排放產出水和其他天然氣和石油廢物施加了限制和嚴格控制。向WOTUS排放污染物和在WOTUS進行建築活動必須獲得許可證。CWA和類似的州法律規定了對任何未經授權排放污染物和未經授權排放應報告數量的石油和其他危險物質的民事、刑事和行政處罰。美國環境保護局(EPA)已通過法規，要求某些天然氣和石油勘探和生產設施必須獲得雨水排放許可。這些成本可能與廢水處理或制定和實施雨水污染預防計劃有關。
近年來，聯邦政府對WOTUS的管轄範圍進行了大幅修訂。2015年，美國環保局和美國陸軍工程兵團(簡稱軍團)發佈了一項規則，定義了環保局和美國陸軍工程兵團對WOTUS的管轄權範圍，該規則在2020年被《可航行水域保護規則》(NWPR)取代之前從未生效。一個由州和城市、環保組織和農業團體組成的聯盟挑戰了NWPR，該聯盟於2021年8月被一家聯邦地區法院撤銷。2023年1月，環保局和兵團發佈了一項最終規則，將WOTUS的定義基於2015年前的定義。另外，2023年5月，美國最高法院在薩克特訴環境保護局案聯邦政府將濕地管轄權縮小到“傳統通航水域”，以及與傳統通航水域有“連續水面連接”或在其他方面無法區分的濕地或其他水域。2023年9月，環保局和軍團發佈了一項直接到最終的規則，該規則符合最高法院2023年5月的裁決。薩克特。然而，反對2023年9月最終規則的訴訟仍在進行中，關於2023年9月規則的未來實施和更廣泛的CWA管轄權範圍存在很大的不確定性。此外，在2020年4月發佈的一項決定中，美國最高法院在NWPR公佈幾天後發佈了一項界定CWA範圍的裁決，認為在某些情況下，從點源通過地下水向WOTUS排放需要許可證，如果排放是直接排放的“功能等價物”。最高法院駁回了環保局和軍團的主張，即地下水應完全排除在CWA之外。2023年11月，環保局發佈了指導意見草案，描述了功能等效分析和應用於確定哪些通過地下水排放可能需要許可證的信息。如果最終敲定，該指導意見可能會使以前不受監管的排放受到CWA許可要求的約束。因此，目前還不確定未來的實施情況。
修訂後的《石油污染法》或OPA，以及根據其頒佈的條例，對與防止漏油和此類泄漏到WOTUS造成的損害承擔責任有關的“責任方”提出了各種要求。“責任方”包括陸上設施、管道或船隻的所有者或運營者，或近海設施所在區域的承租人或持證人。OPA將石油清理費用以及各種公共和私人損害責任分配給每個責任方。儘管責任限制在某些情況下適用，如果漏油是由嚴重疏忽或故意不當行為造成的，或者是由於違反了聯邦安全、建築或運營法規，則當事人不能利用責任限額。如果當事人未能報告漏油事件或在清理工作中充分配合，責任限額同樣不適用。對於OPA施加的責任，幾乎沒有抗辯理由。OPA對責任方提出了持續的要求，包括準備漏油應對計劃和財務責任證明，以支付與漏油相關的環境清理和修復成本。2023年，石油佔我們總產量的2%。2022年為2%，2021年為3%。
我們擁有或租賃、並在過去擁有或租賃了多年來用於天然氣和石油勘探和生產或與之相關的陸上物業。儘管我們採用了當時行業標準的運營和處置做法，但碳氫化合物或其他廢物可能已被處置或釋放在我們擁有或租賃的物業上或之下和/或已處置該等廢物的其他地點或之下。此外，其中一些物業是由第三方經營的，他們的廢物處理和處置或釋放不在我們的控制之下。-根據《環境影響、保護和修復法案》、CWA、RCRA和類似的州法律，我們可能被要求移除或補救以前處置的廢物(包括先前所有者或經營者處置或釋放的廢物)或財產污染(包括先前所有者或經營者的地下水污染)，或進行補救封堵或關閉操作，以防止未來受到污染。
空氣排放。修訂後的《清潔空氣法》限制了向大氣中的排放。作為我們運營的一部分，我們進行的各種活動，如鑽井、抽水和使用車輛，都可能導致對環境的排放。我們必須獲得許可，通常是從地方當局獲得許可，才能開展各種受監管的活動。聯邦和州政府機構正在採取措施，監管石油和天然氣活動中的甲烷和其他排放，進一步的監管可能會增加我們的成本或限制我們的生產能力。例如，2021年11月，環保局發佈了一項根據《清潔空氣法》的新來源性能標準(NSPS)提出的規則，稱為OOOOa子部分，旨在減少新的和現有的石油和天然氣來源的甲烷排放。擬議的規則將使OOOa分部的現有規定更加嚴格，並創建OOOb分部，以擴大對新的、改造的和重建的石油和氣源的減排要求，包括側重於從未受《清潔空氣法》監管的某些來源類型的標準(包括間歇通風式氣動控制器、相關氣體和液體卸載設施)。此外，擬議的規則將建立“排放指南”，創建一個子部分OOOOC，要求各州制定計劃，減少現有來源的甲烷排放，這些計劃必須至少與EPA設定的推定標準一樣有效。2022年11月，環保局發佈了一項擬議規則，補充了2021年11月擬議的規則。除其他事項外，2022年11月擬議的補充規則取消了僅限小井口地點的排放監測豁免，並創建了一個新的第三方監測計劃，以標記大型排放事件，在擬議規則中被稱為“超級排放者”。2023年12月，美國環保署宣佈了一項最終規則，其中要求逐步停止新建油井的天然氣常規燃燒(除一些例外情況外)，並在所有井場和壓縮機站進行例行泄漏監測。值得注意的是，環保局將OOOOb和OOOc子部分的適用日期更新為2022年12月6日，這意味着在該日期之前建造的來源將被視為現有來源，根據州計劃，合規截止日期將晚於該日期。最終的規定給各州以及希望監管現有來源的聯邦部落兩年時間來制定和提交減少現有來源甲烷排放的計劃。OOOOc分部下的最終排放指南規定，自計劃提交截止日期起三年內，現有污染源必須遵守。此外，我們還被要求報告各種温室氣體的排放，包括甲烷。此外，2022年8月，本屆政府簽署了《2022年降低通貨膨脹率法案》，使之成為法律。除其他事項外，《降低通貨膨脹法案》修訂了《清潔空氣法案》，納入了針對石油和天然氣系統的甲烷排放和減少廢物激勵計劃。這項計劃要求環保局對某些石油和天然氣來源徵收“廢物排放費”，這些來源已經被要求根據環保局的温室氣體報告計劃進行報告。為了實施該計劃，《通貨膨脹率降低法案》要求在2024年前修訂石油和天然氣系統的温室氣體報告規定(W部分)。2023年7月，美國環保局建議根據《降低通貨膨脹法案》的要求，擴大石油和天然氣設施温室氣體報告計劃的範圍。除其他事項外，擬議的規則將擴大受報告要求約束的排放事件，將“其他大型排放事件”包括在內，並將報告要求適用於某些新的污染源和行業。該規定預計將於2024年春季敲定，並於2025年1月1日生效，比2024年(2025年3月)的温室氣體報告截止日期提前。2024年1月，環保局提出了一項實施通脹削減法案甲烷排放收費的規則。擬議的規則包括計算設施報告的甲烷排放量低於或超過廢物排放閾值的潛在方法，並考慮實施《通脹削減法案》規定的某些豁免的方法。根據2024年甲烷排放和減少廢物激勵計劃徵收的甲烷排放費將是超過年度甲烷排放門檻的每噸900美元，到2025年將增加到1200美元，到2026年將增加到1500美元。該法律的排放費和資金條款可能會增加石油和天然氣行業的運營成本，並加速擺脱化石燃料，這反過來可能對我們的業務和運營結果產生不利影響。
受威脅和瀕危物種。《瀕危物種法》和類似的州法律保護瀕臨滅絕的物種。根據《候鳥條約法》(MBTA)，候鳥也得到了類似的保護。*保護受威脅和瀕危物種可能會禁止或拖延我們獲得鑽探和其他許可，並可能包括限制在包含受影響物種或其棲息地的地區進行道路建設和其他活動。*根據迄今已確定並列入名單的物種，我們不相信有任何物種受到《瀕危物種法》的保護，會對我們的運營產生實質性和不利影響。如果被列入《瀕危物種法》或類似州法律的物種或受《MBTA》保護的物種生活在我們運營的地區，我們開展或擴大運營的能力可能會受到限制，或者我們可能會被迫招致實質性的額外成本。此外，在受保護的棲息地或某些季節，例如繁殖和築巢季節，我們的鑽探活動可能會被推遲、限制或禁止。指定以前未確認的瀕危或受威脅物種可能會導致我們的行動受到運營限制或禁令的限制，並限制受影響地區未來的開發活動。此外，美國魚類和野生動植物管理局和類似的州機構可能會指定關鍵或合適的棲息地，他們認為這些區域對於受威脅或瀕危物種的生存是必要的。這樣的指定可能會對聯邦、州和私人土地的使用或訪問造成實質性限制，這可能會降低我們利益的盈利能力，因為它們與此類指定有關。人們對受保護物種以外的與自然資源有關的事項也越來越感興趣，例如一般生物多樣性，這可能同樣需要我們或我們的客户產生成本或採取其他可能對我們的業務或運營產生不利影響的措施。
水力壓裂。我們在鑽井中使用水力壓裂作為最大限度提高產能的一種手段。這是石油和天然氣行業的一種基本和常見的做法，用於刺激來自緻密和深部巖層的石油、天然氣和相關液體的生產。水力壓裂涉及使用水、砂和某些化學物質來壓裂含烴巖層，以便碳氫化合物流入井筒。
在過去的幾年裏，無論是在美國還是在國外，人們都越來越關注水力壓裂的環境問題。在美國，水力壓裂通常由州石油和天然氣委員會監管，但聯邦機構已經開始對水力壓裂過程的某些方面確立監管權力。除了環保局上文討論的OOOO規定之外，環保局還敲定了禁止將廢水從陸上非常規石油和天然氣開採設施間接排放到公有處理廠的預處理標準。根據我們目前的運營和做法，管理層認為此類規則不會對我們的財務狀況、運營結果或現金流產生實質性不利影響，但這些事項受到內在不確定性的影響，管理層的觀點可能會在未來發生變化。
此外，某些政府審查正在進行中或正在提議中，這些審查側重於水力壓裂實踐的環境方面。一些聯邦機構正在分析或已被要求審查與水力壓裂有關的各種環境問題。例如，EPA發佈了一份關於水力壓裂對飲用水資源的潛在影響的報告，得出結論認為，在某些情況下，與水力壓裂相關的“水循環”活動可能會影響飲用水資源，例如在水力壓裂的時間或水利用率較低的地區進行壓裂時的抽水、壓裂液管理過程中的表面溢出、向機械完整性不足的井中注入壓裂液。將壓裂液直接注入地下水資源，將未經充分處理的壓裂廢水排放到地表水，以及在無襯砌的坑中處置或儲存壓裂廢水。這些研究的結果可能會導致聯邦和州政府和機構制定和實施額外的法規。
我們運營的一些州已經通過了法規，其他州正在考慮採用這些法規，這些法規可能會對水力壓裂作業施加更嚴格的許可、公開披露、廢物處理和油井建設要求，或者以其他方式尋求完全禁止水力壓裂活動。除了州法律之外，當地的土地使用限制，如城市法令，可能會限制或禁止一般的油井鑽探和/或特別是水力壓裂的實施。如果在我們目前正在進行的作業或未來計劃進行的作業的地區採用州、地方或市政法律限制，我們可能會產生額外的成本來遵守這些可能具有重大意義的要求，在勘探、開發或生產活動中遇到延誤或削減，甚至可能被禁止鑽探和/或完成油井。
越來越多的監管和對水力壓裂過程的關注導致了對使用水力壓裂技術的石油和天然氣生產活動的更大反對，包括訴訟。額外的立法或監管還可能導致石油、天然氣和相關液體生產的運營延遲或增加運營成本，包括開發頁巖層，或者可能使水力壓裂更難執行。通過更多的聯邦、州或地方法律或實施有關水力壓裂的法規可能會導致新油氣井的完工率減少，合規成本和時間增加，這可能對我們的財務狀況產生不利影響。此外，聯邦、州和地方各級的各種官員和候選人，包括過去的總統候選人，都提議完全禁止水力壓裂。我們建議您參考風險因素“我們、我們的服務提供商和我們的客户受到複雜的聯邦、州和地方法律法規的約束，這些法規可能會對我們開展業務的成本、方式或可行性產生不利影響，或使我們承擔重大責任”。第1A項本年度報告第I部分。
此外，人們對使用地下注入控制井可能發生地震活動表示擔憂，地下注入控制井是處理石油和天然氣活動廢水的主要方法。可能會制定新的規則和法規來解決這些擔憂，可能會限制或取消在某些地點使用處置井的能力，並增加其他地點的處置成本。我們利用第三方來處理與我們的運營相關的廢水。這些第三方可能會運營注入井，並可能受到與地震活動有關的監管限制，這可能會導致他們處理我們運營的廢水的服務成本增加。
温室氣體排放與氣候變化。針對二氧化碳、甲烷和其他温室氣體排放對人類健康和環境的潛在影響，美國環保局根據聯邦《清潔空氣法》的現有條款通過了法規，其中包括對某些大型固定污染源建立防止顯著惡化或PSD、建築和第五章運營許可審查。該公司的運營目前不受上述法規的影響。為獲得温室氣體排放的PSD許可而需要的設施也將被要求滿足將根據具體情況建立的“最佳可用控制技術”標準。此外，
環保局通過了規則，要求每年監測和報告美國特定陸上和海上油氣生產源的温室氣體排放，其中包括我們的某些業務。環保局還在2023年12月敲定了旨在減少新的和現有油氣來源的甲烷排放的規則(如上所述)。環保局與温室氣體排放相關的規則制定可能會對我們的運營產生不利影響，並限制或推遲我們獲得新來源或改裝來源的空氣許可的能力。
近年來，美國國會一直在考慮立法減少温室氣體的排放，包括天然氣的主要成分甲烷和天然氣燃燒的副產品二氧化碳。目前看來，在不久的將來，國會兩院都不太可能通過全面的氣候立法，儘管已經提出了與温室氣體排放問題相關的能源立法和其他監管倡議。例如，2022年8月簽署成為法律的《2022年通脹削減法案》，為可再生能源倡議撥出了大量聯邦資金，並有史以來第一次對某些石油和天然氣設施的温室氣體排放徵收費用。該法律的排放費和資金條款可能會增加石油和天然氣行業的運營成本，並加速從化石燃料過渡，這反過來可能對我們的業務和運營結果產生不利影響。此外，本屆政府強調應對氣候變化是一項優先事項，併發布了幾項應對氣候變化的行政命令。此外，一些州，包括我們開展業務的州，已經制定或通過了跟蹤和減少温室氣體排放的措施，主要是通過計劃中的温室氣體排放清單和地區性温室氣體限額與交易計劃。這些限額與交易計劃中的大多數要求主要排放國或主要燃料生產國獲得並交出排放限額，可購買的限額數量每年都會減少，直到總體温室氣體減排目標實現。這些削減可能會導致津貼的成本隨着時間的推移大幅上升。
此外，2022年3月，美國證券交易委員會發布了關於加強和規範投資者強制性氣候相關信息披露的擬議規則。擬議的規則將要求登記人在其登記聲明和定期報告中列入某些與氣候有關的披露，包括但不限於關於登記人對氣候有關風險和相關風險管理進程的治理的信息；合理可能對登記人的業務、經營成果或財務狀況產生實質性影響的與氣候有關的風險及其對登記人業務戰略、模式和前景的實際和可能的影響；與氣候有關的目標、目標和過渡計劃(如果有)；在其經審計財務報表的附註中列出某些與氣候有關的財務報表指標；範圍1和範圍2温室氣體排放；以及範圍3温室氣體排放和強度，如果是材料，或者如果登記者已經設定了包括範圍3温室氣體排放的温室氣體減排目標、目標或計劃。雖然擬議規則的最終生效日期以及這些要求的最終形式和實質尚不清楚，最終範圍和對我們業務的影響也不確定，但如果最終確定遵守擬議規則，可能會導致法律、會計和財務合規成本增加，使一些活動更加困難、耗時和成本更高，並給我們的人員、系統和資源帶來壓力。
通過和實施要求報告温室氣體或其他與氣候有關的信息的法規，或以其他方式限制我們設備和運營的温室氣體排放，可能需要我們招致更高的運營成本，包括監測和報告温室氣體排放的成本，安裝新設備以減少與我們運營相關的温室氣體排放，獲得排放限額或遵守新的監管要求。此外，這些監管舉措可能會壓低對我們產品的需求，刺激對替代形式能源的需求，這些能源不依賴化石燃料的燃燒作為温室氣體排放的主要來源，這可能對我們的業務、財務狀況產生實質性的不利影響。運營結果和現金流。雖然一些新的法律法規正在促使發電商從煤炭轉向天然氣，這對需求有積極影響，但監管激勵措施或要求在產品供應鏈中節約能源、使用替代能源或減少温室氣體排放可能會減少對我們生產的產品的需求。
2015年12月，包括美國在內的190多個國家達成了全球温室氣體減排協議(《巴黎協定》)。在包括美國在內的70多個國家批准或以其他方式表示有意受該協議約束後，《巴黎協定》於2016年11月生效。2021年，美國重新加入《巴黎協定》，並公開宣佈，它正在制定一個全面的經濟目標，即到2030年將美國的温室氣體排放量在2005年的基礎上減少50%至52%。美國還宣佈了全球甲烷承諾，該協議旨在到2030年將全球甲烷排放量在2020年的基礎上減少至少30%，其中包括在能源領域的“所有可行的減排”。自在聯合國第26次締約方大會上正式啟動以來，已有150多個國家加入了這一承諾。此外，許多州和地方領導人已經加強或表示他們打算加強努力，以支持國際氣候承諾。在第27次締約方大會上，本屆政府宣佈了環保局關於減少現有石油和天然氣來源甲烷排放的補充擬議規則，並同意與歐盟和其他一些夥伴國家一起制定監測和報告甲烷排放的標準，以幫助創建一個低甲烷強度天然氣市場。在第28次締約方大會上，成員國達成了一項協議，呼籲採取行動，在全球範圍內實現可再生能源能力增加兩倍，能源增加一倍。
到2030年提高效率。該協議的目標之一是加快逐步淘汰有增無減的燃煤發電的努力，逐步取消低效的化石燃料補貼，並採取其他措施，推動能源系統擺脱化石燃料。各州和地方政府也公開承諾推進《巴黎協定》的目標。如果美國或其他國家的政府實體對石油和天然氣行業實施或實施氣候變化法規，可能會對我們的業務產生不利影響。
該公司致力於負責任的能源開發，我們認識到利益相關者對氣候變化的擔憂。我們也明白，旨在保護環境的法規和做法，特別是減少温室氣體排放，可能會影響我們的業務。我們考慮將解決這些問題作為我們風險管理過程的一部分。我們已經發布了最新的氣候變化情景分析，作為我們2023年企業責任報告的一部分(該報告涵蓋2022年，未通過引用納入本文件)。本報告和我們的公司責任報告是根據氣候相關財務披露框架工作隊的建議編寫的。
員工健康和安全。我們的運營受到許多聯邦和州法律法規的約束，包括聯邦職業安全與健康法案，或OSHA，以及類似的州法規，其目的是保護工人的健康和安全。此外，OSHA危險通信標準、聯邦超級基金修正案和重新授權法案第三章下的環境保護局社區知情權條例以及類似的州法規要求保留有關在運營中使用或生產的危險材料的信息，並將這些信息提供給員工、州和地方政府當局和公民。
加拿大。到目前為止，我們在加拿大的活動僅限於某些地質和地球物理活動，現在受到暫停的限制。如果暫停結束，如果我們在新不倫瑞克開始鑽探和開發活動，我們將受到加拿大聯邦、省和地方環境法規的約束。
人力資本
我們的目標是為所有員工提供一個安全、健康、尊重和公平的工作場所。我們將重點放在行動上，以確保我們的員工參與其中，並擁有安全工作和成功所需的工具和技能。人力資本管理主要由薪酬委員會的風險監督領域進行監督。此外，董事會的健康、安全、環境和企業責任委員會的任務是監督和討論勞動力安全和社區關切問題，並評估相關風險。
工作場所文化/尊重、多樣性和包容性。西南大學致力於在工作場所尊重他人。我們相信，公司員工之間良好的、協作的和相互尊重的關係對於實現和保持高水平的生產力和道德的商業行為至關重要。所有員工都被要求每年參加一項關於工作場所行為和尊重的計劃。我們認識到，每個人都應該得到公平的對待，每一個與就業有關的決定都應該基於特定工作的優點和資格，包括能力、表現以及對我們公司使命和價值觀的反映。我們的政策要求，關於招募、聘用、培訓、評估、分配、晉升和終止僱用的所有決定不得基於種族、膚色、民族血統、血統、公民身份、性別、性取向、性別認同或言論、宗教、年齡、懷孕、殘疾、目前的軍事身份或退伍軍人身份、遺傳信息、婚姻狀況或法律保護不受就業歧視的任何其他因素。我們還尋求通過與關鍵的多元化組織積極招聘來支持工作場所的尊重、多樣性和包容性，通過鼓勵科學、技術、工程和數學教育的多樣性來努力建立多元化和本地化的人才庫。2022年，我們開展了多樣性和包容性培訓。從2022年到2023年，超過93%的員工，包括高級管理人員和執行管理層，參加了多樣性和包容性培訓。我們打算繼續支持和擴大我們組織內的多樣性倡議。
我們的人權政策與國際勞工組織《工作中的基本原則和權利宣言》相一致，強調了我們對工作人員的承諾，並延伸到供應商和承包商。
員工敬業度。我們的人力資本管理目標包括識別、招聘、培訓、留住、激勵和整合我們現有的和更多的員工。我們的員工發展計劃旨在為公司員工提供成功所需的正確工具、培訓和資源。我們提供一系列旨在滿足員工個人需求的發展解決方案，包括技術和非技術培訓計劃。我們還通過由第三方供應商管理的半年一次的調查來衡量員工敬業度和使命感，然後根據調查反饋制定和實施行動計劃。
我們的目標是為所有員工提供並保持市場競爭力的薪酬和福利計劃，以吸引和留住優秀和多樣化的人才。薪酬基於幾個主要因素，包括業績、技能、多年經驗、在崗時間和市場數據。
員工健康和安全。我們專注於將工作場所事故的風險降至最低，併為緊急情況做好準備，努力遵守所有適用的職業健康和安全法律法規。我們的領導者，包括高級管理層，在一定程度上是根據其團隊的HSE表現進行評估的，並對其負責。HSE考量是我們業務決策中的重要因素，我們致力於培養真正的“團隊”文化，在這種文化中，我們的員工和承包商共同努力，以維護相同的高安全標準。我們的安全管理方法也在我們的HSE手冊中為所有員工和承包商闡明，我們要求員工接受手冊上的培訓，並簽署遵守手冊內容的協議諒解確認書。我們提供廣泛的HSE培訓，以加強我們的安全文化，包括實踐安全領導力培訓和我們的培訓保證計劃，這是我們所有承包商和在現場工作的員工的必備HSE培訓計劃。我們使用強大的事件管理系統數據庫來跟蹤、分析、報告和跟進HSE事件。我們的事件管理計劃的目標是識別趨勢和危險，以避免事件發生。我們的目標是按類型分析可記錄的事件，以便確定最常見的事件類型並制定有針對性的培訓。
截至2023年12月31日，我們總共有1165名員工，比2022年底增長了4%。我們的員工中沒有一人在2023年底的集體談判協議中得到覆蓋。我們相信我們與員工的關係很好。
季節性
天氣條件和季節性影響天然氣、石油和天然氣的需求和價格。由於這些波動，季度中期的經營業績可能不能反映年度實現的業績。
地址、互聯網站和公開備案的可獲得性
我們的主要執行辦公室位於德克薩斯州斯普林能源大道10000號，郵編：77389。我們還在賓夕法尼亞州的通漢諾克、西弗吉尼亞州的摩根敦、俄亥俄州的贊斯維爾、路易斯安那州的弗裏森、路易斯安那州的庫沙塔和路易斯安那州的格洛斯特設有辦事處。我們的網站是www.swn.com。
我們根據交易法向美國證券交易委員會提交或提交我們的年度報告(Form 10-K)、季度報告(Form 10-Q)、當前報告(Form 8-K)以及對此類報告和其他文件的修訂。美國證券交易委員會還保留了一個互聯網站www.sec.gov，其中包含以電子方式向美國證券交易委員會備案的報告、委託書和信息聲明以及其他有關發行人(包括我們)的信息。我們還在這些文件提交美國證券交易委員會存檔或提供後，在合理可行的範圍內儘快在www.swn.com的“投資者”鏈接下免費提供這些文件。
我們網站上的信息不包括在本年度報告中的Form 10-K或我們提交給美國證券交易委員會的其他文件中，也不是這些文件的一部分。
註冊人的行政人員
下表顯示了截至2024年2月20日有關我們高管的某些信息，如《交易法》規則3b-7所定義：
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| 名字 | | 年齡 | | 幹事職位 |
| 威廉·J·韋 | | 64 | | 總裁與首席執行官 |
| 小卡爾·F·吉斯勒 | | 52 | | 常務副總裁兼首席財務官 |
| 克萊頓·A·卡雷爾 | | 58 | | 常務副總裁兼首席運營官 |
| 德里克·W·卡特 | | 46 | | 高級副總裁-事業部主任 |
| 約翰·P·凱利 | | 53 | | 高級副總裁-事業部主任 |
| 安迪·哈金斯 | | 43 | | 高級副總裁-事業部主任 |
| 昆汀·戴森 | | 54 | | 高級副總裁-運營服務 |
| 克里斯·萊西 | | 46 | | 高級副總裁--總法律顧問兼祕書長 |
| Carina Gillenwater | | 48 | | 高級副總裁-首席人力資源官 |
| 丹尼斯·普萊斯 | | 59 | | 高級副總裁-營銷、運輸和商業 |
Way先生於2016年1月被任命為首席執行官。在此之前，他自2011年起擔任首席運營官，並於2014年12月被任命為總裁。在加入本公司之前，他是BG Group plc美洲部的高級副總裁，自2007年以來負責美國、特立尼達和多巴哥、智利、玻利維亞、加拿大和阿根廷的勘探和開發、中游和液化天然氣業務。
2021年7月，吉斯勒先生被任命為總裁執行副總裁兼首席財務官。在此之前，他曾於2021年7月被任命為山嶺能源公司首席執行官兼董事總裁
2020年4月。在此之前，他從2018年開始擔任瓊斯能源公司的總裁兼首席執行官和董事。在此之前，他從2014年開始擔任總裁和米勒能源公司首席執行官和董事。
卡雷爾先生於2017年12月被任命為執行副總裁總裁兼首席運營官，在加入本公司之前，自2012年起擔任EP能源執行副總裁總裁兼首席運營官。
卡特賴特先生於2019年9月被任命為高級副總裁事業部負責人，自2016年起擔任副總經理總裁兼阿巴拉契亞西南部地區總經理。在此之前，自2008年12月加入本公司以來，他曾擔任過各種運營領導職務。
凱利先生於2018年10月被任命為高級副總裁事業部主管，自2017年以來一直擔任高級副總裁-費耶特維爾。在加入本公司之前，他自2012年起擔任坎特拉能源公司首席執行官兼首席執行官總裁。
哈金斯先生於2021年9月被任命為高級副總裁事業部負責人，自2018年3月起擔任商業及商業發展部副總裁。在此之前，自2007年加入公司以來，他擔任過各種運營和技術領導職務。
戴森先生於2019年4月被任命為運營服務部高級副總裁。他曾在EP Energy和BP擔任副總裁職務，2018年1月加入SWN，擔任運營服務部副總裁。
Lacy先生於2023年10月被任命為高級副總裁總法律顧問兼祕書長，自2020年以來一直擔任總裁副總法律顧問兼祕書。在此之前，自2014年加入本公司以來，他曾在法律部擔任過其他各種職責日益增加的職位。
吉倫沃特女士於2023年10月被任命為高級副總裁-首席人力資源官，自2018年6月加入本公司以來一直擔任總裁副人力資源部部長。在加入本公司之前，她曾在納博斯工業公司擔任人力資源部全球副總裁總裁，並在史密斯國際/斯倫貝謝有限公司擔任人力資源部副總裁總裁。
2023年5月，普萊斯先生被任命為高級副總裁-營銷、運輸和商業副總裁，在加入本公司之前，他曾擔任EP Energy的營銷和貿易副總裁總裁。在此之前，他曾在埃爾帕索擔任過各種領導職務。
本公司董事或行政人員之間並無任何家庭關係。
第1A項。風險因素
除了本年度報告中包含的其他信息外，您還應仔細考慮以下風險因素。這些風險因素中的每一個都可能對我們的業務、經營業績和財務狀況產生不利影響，以及對我們普通股投資的價值產生不利影響。
與我們的業務相關的風險
天然氣、石油和天然氣的價格和基差極大地影響了我們的收入，從而影響了我們的利潤、流動性、增長、償還債務的能力和我們的資產價值。
我們的收入、盈利能力、流動性、增長、償債能力和資產價值在很大程度上依賴於天然氣、石油和NGL的價格。但這些大宗商品的市場波動很大，我們預計這種波動將持續下去。*天然氣、石油和NGL的價格隨着供需(全球、地區和當地)、運輸成本、市場不確定性和其他我們無法控制的因素的變化而波動。這些短期和長期價格受到無數因素的影響，例如：
•總需求，包括相互競爭的能源或燃料的相對成本；
•總供應量，包括生產成本；
•管道、其他運輸設施以及收集、加工和儲存設施的可用性、鄰近程度和能力；
•區域基差；
•國家和世界經濟和政治狀況；
•天氣狀況和季節趨勢；
•政府規章，如對天然氣運輸的管制和價格管制；
•庫存水平；以及
•市場對未來價格的看法，無論是由於上述因素還是其他因素。
例如，在2023年和2022年，NYMEX的天然氣結算價從2023年4月的1.99美元/MMBtu的低點到2022年9月的9.35美元/MMBtu的高位，在這兩個時期，我們的天然氣產量分別佔天然氣產量的86%和88%。儘管我們對很大一部分產量進行了對衝，以應對價格變化，但衍生品並不能保護我們所有的未來產量，如果市場上漲，可能會導致我們失去盈利機會，而且對於NGL，未來的很長一段時間內並不總是可用的。2023年，我們收到了3.45億美元，扣除我們支付的金額。結算因商品價格下降而產生的套期保值安排。
較低的天然氣、石油和天然氣價格直接減少了我們的收入，從而減少了我們的運營收入和現金流。較低的價格還降低了進一步鑽探的預期盈利能力，因此可能會減少我們的鑽探活動，這反過來意味着我們未來生產的油井將會減少。*較低的價格還會降低我們資產的價值，既直接降低了產量的價值，也使一些資產變得不經濟，導致我們記錄的儲量價值發生非現金減值，非現金費用計入收益。例如，在2023年，我們報告的天然氣和石油資產的非現金減值費用總計17.1億美元，主要是由於與2022年相比，2023年全年往績12個月首日天然氣平均價格有所下降。考慮到2023年至2024年初大宗商品價格的下降，公司預計其資產可能會在2024年第一季度或更晚發生額外的非現金減值。
截至2023年12月31日，我們的未償債務不到40億美元，主要包括2025年至2032年以不同增量到期的優先票據，以及我們2022年信貸安排(定義如下)下的2.2億美元借款，2027年到期。在目前的大宗商品價格水平下，我們來自運營的淨現金流大大高於我們在這筆債務下的利息義務，但已實現價格的大幅下降可能會影響我們支付當前債務或債務到期時再融資的能力。
此外，在債務到期時，一般的行業條件可能會使其難以再融資或成本高昂。雖然我們的契約不包含限制我們的業務和其他活動的重大契約，但我們的銀行信貸協議包含我們必須遵守的財務契約。我們請您參考風險因素“我們目前和未來的負債水平可能會對我們的業績產生不利影響，並限制我們的增長。”我們無法償還當前債務或在債務到期時對我們的債務進行再融資，這可能會對我們的公司產生實質性的不利影響。大宗商品價格持續下跌
2014年至2020年普遍經歷的價格可能會減少我們的收入、利潤和現金流，導致我們記錄重大的非現金資產減值，並導致我們減少資本投資水平和員工人數。
我們需要大量的資本投資來開發和取代我們的儲備並開展我們的業務。
我們的活動需要大量的資本投資，不僅是為了擴大收入，還因為現有油井的產量因此收入每年都在下降。我們打算通過運營現金流淨額為未來的資本投資提供資金，扣除營運資本的變化。我們產生運營現金流的能力受到行業中存在的許多風險和不確定性的影響，其中一些風險和不確定性目前我們可能無法預測。運營的未來現金流受到許多風險和變量的影響，例如現有油井的產量水平、天然氣、石油和NGL的價格我們在開發和生產新儲量方面的成功以及本文討論的其他風險因素。如果我們無法為資本投資提供資金，我們可能會進一步減少鑽探新油井、獲得新面積和失去現有租賃面積，導致我們來自運營和天然氣、石油和NGL生產和儲量的現金流下降。
如果 我們無法開發和替代儲量，我們的產量水平，因此我們的收入和利潤可能會下降。
現有油井的產量水平隨着時間的推移而下降，鑽探新油井需要清點租約和其他權利，以及尚未鑽探的儲量。我們未來的成功在很大程度上取決於我們發現、開發或獲得更多經濟上可開採的天然氣、石油和天然氣儲量的能力。除非我們通過成功的開發、收購或勘探活動取代我們生產的儲量，否則我們的已探明儲量和產量將隨着時間的推移而下降。尋找和開採新的儲量需要大量的資本投資和成功的鑽井作業。因此，我們未來的天然氣、石油和天然氣儲量和產量，因此我們的收入和利潤，高度依賴於我們的資本投資水平。我們成功地有效開發了我們現有的儲量，並在經濟上找到或獲得了更多的可採儲量。
我們的業務依賴於獲得天然氣、石油和天然氣收集、加工和運輸系統和設施。這些系統和設施的接入和成本的變化可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。如果產量降至預計水平以下，我們保證交通可用性的承諾可能會導致我們為不使用的產能支付鉅額費用。
我們的天然氣、石油和NGL生產的適銷性在很大程度上取決於第三方擁有的運輸系統和設施的運營、可用性、鄰近程度、能力和擴展。例如，我們不能保證有足夠的運輸能力來滿足阿巴拉契亞或海恩斯維爾的預期生產，或者我們能夠從經濟角度獲得足夠的運輸能力。在過去幾年中，由於監管延誤和訴訟，幾條旨在為美國東北部的生產提供服務的計劃管道的投入使用日期發生了延誤。
生產商通過降低銷售價格進行競爭，這導致了與NYMEX定價的區位差異。此外，運輸系統和設施的可用容量不足或計劃中的擴建延遲可能會導致生產井關閉或物業鑽探計劃延遲或中斷。這些系統和設施長期不可用可能會對我們的收入產生負面影響。此外，我們已經簽訂了公司運輸合同，如果不能以相同或更好的商業條款續簽這些合同，可能會增加我們的成本，並增加我們對上述風險的敞口。
我們已經簽訂了產區收集協議和多項長期協議，涉及我們所有產區的天然氣產量。截至2023年12月31日，我們根據這些確定的運輸協議和收集協議做出的總需求費用承諾約為93億美元。如果我們的開發計劃不能在預期的時間框架內生產足夠的天然氣和乙烷來滿足合同規定的能力，我們將被要求為我們不能充分利用的能力支付管道和收集系統的運輸需求或其他費用。在不同時期小規模發生的這些情況下，我們努力將這些產能出售或轉讓給其他公司，或者用從第三方購買的產品來填補過剩的產能。不能保證這些措施將收回未使用的交通運輸的全部成本。
面對不斷變化的市場狀況，戰略決策，包括將資本和其他資源分配給戰略機會，是具有挑戰性的，而我們如果不能在戰略機會中適當地分配資本和資源，可能會對我們的財務狀況產生不利影響，並降低我們未來的增長率。
在決定我們可能從淨現金流中獲得多少資本以及如何最好地分配這些資本時，我們必須考慮未來的價格和成本環境。我們目前的理念是，通常在運營現金流中運營，扣除營運資本的變化，並將資本投資於預計將產生
最高的綜合內部收益率。價格的波動以及估計儲量的成本、儲量或生產時間的潛在錯誤可能導致不經濟的項目或經濟項目產生的回報低於預期。
我們的某些未開發資產的租約將在未來幾年到期，除非在包含這些面積的單元上建立生產。
如果我們不鑽探成功的油井來開發面積或採取其他行動延長租約，我們在阿巴拉契亞和海恩斯維爾的面積分別約為30,755英畝和3,032英畝，將在未來三年內到期。我們的鑽井能力取決於多個因素，包括我們無法控制的某些因素，例如及時獲得許可證或迫使相鄰物業的土地所有者或租賃持有人合作的能力。此外，我們可能沒有足夠的資本在不增加我們的債務水平的情況下鑽探持有面積所需的所有油井，或者考慮到當時的價格預測，鑽探可能無法實現足夠的回報或被認為是對我們資本的最佳利用。如果我們不鑽井，我們的土地權就會喪失。
我們的 已探明的天然氣、石油和NGL儲量是包含不確定性的估計。 這些不確定性或相關假設的任何重大變化都可能導致我們的儲備數量和淨現值被高估或低估。
更詳細地描述在“關鍵會計政策和估算--天然氣和石油屬性在本年度報告第二部分的第7項中，我們的儲量數據代表了我們的油藏工程師在我們管理層的監督下做出的估計，我們的儲量估計每年都由荷蘭Sewell&Associates公司或獨立石油工程公司NSAI審計。儲量工程是一個主觀的過程，估計無法準確測量的天然氣、石油和NGL的地下儲量。估計已探明儲量的過程是複雜的，本質上是不準確的，本文所包括的儲量數據只是估計。這個過程依賴於對現有地質、地球物理、工程和生產數據的解釋。這些技術數據的質量和可靠性各不相同。這一過程還需要某些經濟假設，其中一些假設是美國證券交易委員會要求的，比如使用歷史上的天然氣、石油和天然氣價格，而不是未來的預測。其他假設包括鑽井和運營費用、資本投資、税收和資金可獲得性。此外，不同的儲備工程師可能會根據相同的數據對儲備和現金流做出不同的估計。
估計日期之後的鑽探、測試和生產結果可能會證明修訂最初的估計是合理的。因此，初步儲量估計往往與最終開採的天然氣、石油和NGL的數量不同，這種差異可能是實質性的。任何重大差異都可能減少我們儲量的估計數量和現值。
您不應假設我們已探明儲量的未來現金流量淨值就是我們已探明儲量的估計天然氣、石油和NGL儲量的當前市場價值。根據美國證券交易委員會的要求，我們根據之前12個月平均天然氣、石油和NGL指數價格估計的貼現未來現金流量，該價格是每個月每月第一天的未加權算術平均價格和估計日期的有效成本，從而使價格和成本在物業的整個生命週期內保持不變。未來實際價格和成本可能與淨現值估計中使用的價格和成本存在實質性差異。而根據當時的價格和成本估計的未來淨現值可能大大低於當前的估計。此外，根據適用的會計準則，我們在計算符合適用會計準則的報告要求的貼現未來現金流量時使用的10%貼現率可能不是基於不時生效的利率和與我們或整個石油和天然氣行業相關的風險而得出的最合適的貼現率。
天然氣和石油的鑽探、生產和運輸作業很複雜，可能很危險，可能會讓我們承擔責任。與HSE業績以及我們的資產和運營完整性相關的事件可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。
鑽井和生產作業面臨許多風險，包括井噴、凹陷和爆炸、管道故障、火災、異常壓力地層、石油、天然氣、鹽水或井液無法控制的流動、惡劣天氣、自然災害、地下水污染和其他環境危害和風險。其中一些風險或危害可能通過減少或關閉油井生產、設備損失或其他負面影響我們前景的預期經濟表現，對我們的收入和支出產生實質性和不利的影響。如果這些風險中的任何一種發生，我們可能會因以下原因而遭受重大損失：
•造成人員傷亡的；
•嚴重損壞或毀壞財產、自然資源或設備的；
•污染或者其他環境損害的；
•清理責任；
•監管調查以及行政、民事和刑事處罰；以及
•導致限制或暫停運營的禁令。
對於我們不經營的物業，我們依賴運營商的運營和監管合規。
我們依賴第三方將我們的產品運輸到市場。他們的運營，以及我們進入市場的能力，都受到運輸天然氣、乙烷和天然氣壓縮所固有的所有風險和運營風險的影響，包括：
•第三方對管道、設施和周圍財產造成的損害、惡劣天氣、包括颶風在內的自然災害和恐怖主義行為；
•維護、修理、機械或結構故障；
•互連的第三方管道受損、無法使用或延遲進入；
•信息技術系統和網絡基礎設施因各種原因造成的中斷或故障，包括未經授權的訪問或攻擊；以及
•由於設備或設施故障而導致的天然氣或乙烷泄漏。
如上所述的重大事件可能會使我們在業務運營中面臨責任、罰款或中斷。儘管我們可能會為上述部分(但不是全部)風險提供保險，但我們的保險可能不足以涵蓋傷亡損失或責任，而且我們的保險不包括政府當局可能評估的罰款或罰款。此外，未來我們可能無法以證明其購買合理的保費水平獲得保險。
我們 有 對油田服務業務，包括我們的鑽機、水基礎設施和加壓泵設備進行了大量投資，以降低成本並確保我們的運營和生產運輸的投入。*如果我們的開發和生產活動受到限制或中斷，我們可能無法收回對這些活動的投資，這可能會對我們的運營結果產生不利影響。此外，我們繼續擴大這些業務可能會對我們與第三方供應商的關係產生不利影響。
我們還進行了投資，以滿足我們的某些現場服務需求，包括建立我們自己的鑽井平臺運營、阿巴拉契亞地區的水上運輸系統和加壓泵能力。如果我們的運營水平長期下降，我們可能無法收回這些投資。此外，我們在這些服務和供應部門的存在，包括與他們爭奪合格的人員和用品，可能會對我們與現有第三方服務和資源提供商的關係或我們從其他提供商獲得這些服務和資源的能力產生不利影響。
我們的業務依賴於水的可獲得性和處理水的能力。限制或限制我們獲取或處理水的能力可能會對我們的財務狀況、運營結果和現金流產生不利影響。
水是鑽井和水力壓裂過程中必不可少的組成部分。如果我們獲得足夠水量的能力受到限制或限制，可能會因天氣模式的變化而增強，或者在使用後處理或回收水，這可能會對我們的運營產生不利影響。*在某些情況下，可能需要從新的來源獲取水並將其輸送到鑽井現場，從而導致成本增加。此外，引入與取水或廢水處理相關的新環境倡議和法規，包括與勘探、開發或生產碳氫化合物有關的產出水、鑽井液和其他廢物，可能會限制或禁止我們利用水力壓裂或廢水注入控制井的能力。
此外，有人擔心使用地下注水控制井可能發生地震活動，地下注水控制井是處理石油和天然氣活動廢水的主要方法。可能會制定新的規則和條例來解決這些擔憂，可能會限制或取消在某些地點使用處置井的能力，並增加其他地點的處置成本。我們利用第三方來處理與我們的作業相關的廢水。這些第三方可能操作注入井，並可能受到與地震活動有關的監管限制。
遵守有關水井水力壓裂或水處理所需水的提取、儲存和使用的環境法規和許可要求，可能會增加我們的運營成本，或可能導致我們推遲、縮減或停止我們的勘探和開發計劃，這可能會對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生重大不利影響。
我們的大部分生產資產仍然集中在阿巴拉契亞盆地，這使得我們很容易受到在有限地理區域運營的風險的影響。
我們目前的大部分生產資產都集中在賓夕法尼亞州、西弗吉尼亞州和俄亥俄州的阿巴拉契亞盆地。截至2023年12月31日，我們估計的全部已探明儲量的約75%可歸因於位於阿巴拉契亞盆地的資產。因此，我們可能不成比例地受到區域供需因素的影響，該地區油井生產的延誤或中斷是由政府監管、州和地方政治、加工或運輸能力限制、市場限制、設備和人員的可用性、缺水和其他由於氣候模式、惡劣天氣或天然氣、石油或天然氣運輸中斷造成的中斷造成的。
我們的許多業務運營依賴於第三方進行的活動。第三方提供的人員、產品和服務的可用性、成本和性能的變化可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。
我們依賴第三方服務提供商提供與壓縮相關的服務，並執行必要的鑽井和完井以及其他相關操作。第三方服務提供商開展此類業務的能力將取決於這些服務提供商競爭、培訓和留住合格人員的能力，以及他們的財務狀況、經濟表現和獲得資本的能力，而這又將取決於天然氣、石油和NGL的供需情況、當前的經濟狀況以及金融、商業和其他因素。這些第三方服務提供商還受到各種法律法規的約束，這些法律法規可能會實施限制或暫停其運營能力的監管行動。如果第三方服務提供商未能充分開展業務或遵守適用的法律法規，可能會推遲鑽井或完井或減少該物業的產量，並對我們的財務狀況和運營結果產生不利影響。
客户接收我們產品的能力或履行他們對我們的財務、業績和其他義務的能力發生變化，可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。
除了與商品衍生品合約應收賬款相關的信用風險外，我們對信用風險的主要敞口是通過向能源公司、最終用户和煉油廠銷售我們的天然氣、石油和NGL生產所產生的應收賬款(截至2023年12月31日為5.53億美元)。由於應收賬款集中在幾個重要客户，我們也面臨信用風險。在截至2023年12月31日的一年中，我們產品的最大買家約佔我們產品收入的14%。我們並不要求我們所有的客户都提供抵押品。我們的重要客户不能或不能履行他們對我們的義務，或者他們的破產或清算可能會對我們的財務狀況產生不利影響。
石油和天然氣行業的競爭非常激烈，這使得我們更難銷售天然氣、石油和天然氣，更難獲得訓練有素的人員和適當的服務，更難獲得更多的資產和籌集資金。
我們的運營成本高度依賴於第三方服務，對這些服務的競爭可能會很激烈，特別是在大宗商品價格上漲的時候。同樣，我們爭奪訓練有素的合格人員，而在我們生產的大宗商品價格較低的時候，我們和其他生產概況相似的公司可能無法吸引和留住這些人才。我們未來獲得和開發儲量的能力將取決於我們評估和選擇合適資產的能力，以及在激烈競爭的環境中完成交易的能力，以獲得物業、營銷天然氣、石油和NGL，並獲得訓練有素的人員。此外，石油和天然氣行業對可供投資的資本存在激烈的競爭。我們的某些競爭對手可能擁有和使用比我們更多的財務、技術和人力資源。這些公司可能能夠在人員、財產和服務方面支付更高的費用，並以更低的費率吸引資本。如果石油和NGL的價格上漲速度快於天然氣價格，這可能變得更有可能，因為天然氣在我們總產量中所佔的比例比大多數與我們競爭人才的公司的比例更大。
我們可能無法以有吸引力的條款處置資產，並可能被要求保留某些事項的負債。
如果我們決定這樣做，各種因素可能會對我們處置資產的能力產生實質性影響，包括是否有買家願意以我們可以接受的價格購買資產，特別是在大宗商品價格下跌和波動的時候。賣家通常會為某些事項保留負債。任何此類保留負債或賠償義務的規模可能很難在交易時量化，最終可能是實質性的。此外，正如剝離交易中的典型情況一樣，第三方可能不願解除我們在出售剝離資產之前提供的擔保或其他信貸支持。因此，在出售資產後，在資產買方未能履行這些義務的範圍內，我們可能仍然對擔保或支持的義務承擔次要責任。
適用的美國税法和法規的變化可能會影響我們的業務和未來的盈利能力。
未來可能會提議取消石油和天然氣勘探和生產公司目前可以獲得的某些關鍵的美國聯邦所得税減免。除其他建議外，這些變化可能包括：
•廢除天然氣和石油資產的百分比耗盡津貼；
•取消目前對無形鑽探和開發費用的扣除；
•取消對某些國內生產活動的扣除；以及
•延長某些地質和地球物理支出的攤銷期限。
任何此類建議或任何類似立法的通過，都可能對我們的財政狀況、經營業績和現金流產生不利影響。
我們使用淨營業虧損結轉和某些其他税務屬性的能力將受到限制。
截至2023年12月31日，我們有大量淨營業虧損結轉(NOL)和美國聯邦和州所得税的其他屬性。由於在2021年發行了與Indigo合併相關的普通股，我們根據國內税法(“守則”)第382和383節發生了累計所有權變更，因此，收購前我們的NOL和其他屬性受守則第382節規定的每年約4800萬美元的限制。所有權變更和由此產生的年度限制將導致NOL或其他可用的税收屬性到期。截至2023年12月31日，我們大約有40億美元的聯邦NOL，其中約30億美元的到期日在2035年至2037年之間，10億美元有無限期的結轉壽命。我們目前估計，這些聯邦NOL中約有20億美元將在能夠使用之前到期。如果我們的普通股未來的交易導致隨後的所有權變更，我們對剩餘美國税收屬性的使用可能會進一步受到限制。
由於影響我們的遞延税項資產的進一步發展，我們可能會遇到不利或不可預見的税收後果，這可能會對我們的經營業績產生重大影響。
遞延税項資產，包括NOL，代表未來節省的税款，否則將以現金支付。如上所述，截至2023年12月31日，我們有大量NOL用於美國聯邦和州所得税目的。我們利用遞延税項資產的能力取決於我們通過運營或出售資產能夠產生的未來税前收入，以及適用的美國聯邦所得税和州税法。如果管理層斷定遞延税項資產的部分或全部收益更有可能無法實現，將在得出這一結論的期間確認估值撥備。
網絡事件可能導致信息被盜、數據損壞、運營中斷和/或經濟損失。
我們的業務越來越依賴數字技術來進行日常運營，包括某些開發、勘探和生產活動以及收入和支付的處理。我們依賴數字技術，包括信息系統和相關基礎設施以及雲應用程序和服務，來處理和記錄財務和運營數據，分析地震和鑽井信息，進行儲層建模和儲量估計，與員工和業務夥伴溝通，執行合規報告以及許多其他與我們業務相關的活動。我們的供應商、服務提供商、我們生產和金融機構的採購商也依賴數字技術。
隨着對數字技術的依賴增加，包括蓄意攻擊或無意事件在內的網絡事件也有所增加。我們的技術、系統、網絡以及我們業務夥伴的技術、系統、網絡是網絡攻擊的目標，這可能導致關鍵系統中斷、未經授權發佈機密或受保護信息、數據損壞或我們業務運營的其他中斷。此外，某些網絡事件（如監視）可能會在很長一段時間內未被發現。
涉及我們的信息系統和相關基礎設施或與我們有業務往來的公司的網絡攻擊可能會破壞我們的業務，並以各種方式對我們的運營產生負面影響，包括：
•未經授權訪問地震數據、儲量信息、戰略信息或其他敏感或專有信息可能對我們爭奪天然氣和石油資源的能力產生負面影響；
•未經授權訪問財產出租人、工作利益合作伙伴、僱員和供應商的個人身份信息，這可能使我們面臨指控，即我們沒有充分保護這些信息；
•生產基礎設施的數據損壞或運行中斷可能導致生產損失或意外排放；
•對供應商或服務供應商的網絡攻擊可能導致供應鏈中斷，這可能會延誤或停止我們的主要開發項目；以及
•對第三方採油、管道或鐵路服務提供商的網絡攻擊可能會推遲或阻止我們銷售我們的產品，導致收入損失。
這些事件可能損害我們的聲譽，並導致補救行動、業務損失或潛在責任造成的財務損失，這可能對我們的財務狀況、運營結果或現金流產生重大不利影響。
到目前為止，我們還沒有經歷過與網絡攻擊有關的任何重大損失或中斷；然而，不能保證我們未來不會遭受此類損失。*隨着網絡威脅的繼續發展，我們可能需要花費大量額外資源來繼續修改或增強我們的保護措施，或調查和補救任何信息安全漏洞。
恐怖主義活動可能對我們的業務和行動結果產生實質性的不利影響。
恐怖襲擊和恐怖襲擊的威脅，無論是國內還是國外的襲擊，以及針對這些行為採取的軍事或其他行動，都可能導致全球金融和能源市場的不穩定。中東持續的敵對行動以及美國或其他國家發生或威脅的恐怖襲擊可能以不可預測的方式對全球經濟產生不利影響，包括能源供應和市場中斷、大宗商品價格波動加劇或我們所依賴的基礎設施可能成為恐怖主義行為的直接目標或間接受害者，進而可能對我們的業務和運營結果造成實質性不利影響。
惡劣天氣的實際影響可能會對我們的業務和運營結果產生負面影響。
不利天氣條件的實際影響，如干旱、風暴、洪水和其他氣候事件頻率和嚴重程度的增加，可能會對我們的產品需求產生不利影響或延遲，或導致我們在準備或應對氣候事件本身的影響方面產生重大成本。潛在的不利影響可能包括我們生產活動的中斷，例如，風或洪水對我們設施的破壞，我們運營成本的增加或我們運營效率的降低，電力、道路通達性和交通設施的可用性減少，對我們的人員、供應鏈、分銷鏈或客户的影響，以及此類影響後可能增加的保險成本。能源需求可能會因極端天氣狀況而增加或減少，具體取決於氣候事件的持續時間和程度。由於天氣變化導致的能源需求增加，我們可能需要投資購買更多的設備來滿足日益增長的需求。天氣變化導致的能源使用減少可能會通過收入減少來影響我們的財務狀況。考慮到我們行動的地理集中度，這種影響可能會更嚴重。這些因素中的任何一個都有可能對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生實質性的不利影響。我們減輕不利天氣條件的實際影響的能力在一定程度上取決於我們的備災和應對能力以及我們的業務連續性規劃。
公眾對我們和/或我們行業的負面看法以及對ESG事項日益嚴格的審查可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響，並損害我們的聲譽。
由於倡導團體對氣候變化、排放、水力壓裂、地震、漏油和輸電線路爆炸等問題的擔憂，公眾對我們和/或我們行業的負面看法可能會導致訴訟風險增加以及監管、立法和司法審查，這反過來可能導致新的州和聯邦安全和環境法律、法規、指南和執法解釋。這些行動可能會導致運營延誤或限制，增加運營成本，增加監管負擔和訴訟風險。此外，政府當局在發放許可證的時間和範圍方面擁有相當大的自由裁量權，公眾可能參與許可過程。包括通過法院幹預。公眾的負面看法可能會導致我們開展業務所需的許可證被扣留、推遲或因限制我們開展業務的能力的要求而負擔沉重。此外，聯邦、州和地方各級的各種官員和候選人，包括一些總統候選人，都提議完全禁止水力壓裂。
此外，對氣候變化的日益關注、社會對公司應對氣候變化的期望、投資者和社會對自願披露ESG的普遍期望、節油措施、替代燃料的要求以及消費者對替代形式能源或能效計劃或產品的需求不斷增加，可能會導致成本上升、對我們產品的需求減少、利潤減少，以及對我們的股票價格和進入資本市場的負面影響。
此外，我們的運營、項目和增長機會要求我們與各種關鍵利益相關者保持牢固的關係，包括我們的股東、員工、供應商、客户、當地社區和其他人。我們可能會面臨來自利益相關者的壓力，他們中的許多人越來越關注氣候變化，要求我們優先考慮可持續能源做法，減少我們的碳足跡，促進可持續發展，同時保持一家成功運營的上市公司。如果我們不能成功地管理這些不同利益相關者的期望，可能會侵蝕我們的利益相關者信任，從而影響我們的品牌和聲譽。這種信心的侵蝕可能會通過減少需求和增長機會、項目延誤、增加法律行動和監管監督、不利的新聞報道和其他不利的公開聲明、難以招聘和留住頂尖人才、難以及時以可接受的條件從政府和監管機構獲得必要的批准和許可，以及難以獲得投資者和獲得資本的困難來對我們的業務產生負面影響。
此外，雖然我們不時就ESG事宜創建和發佈自願披露，但該等自願披露中的一些陳述可能基於假設預期和假設，這些假設和假設可能代表或不代表當前或實際風險或事件，或預期風險或事件的預測，包括相關成本。這種期望和假設必然是不確定的，可能容易出錯或受到誤解，因為所涉及的時間很長，而且缺乏確定、衡量和報告許多ESG事項的既定單一辦法。此外，向投資者提供關於公司治理和相關事項的信息的組織已經制定了評級程序，以評估公司對ESG事項的處理方式。這樣的評級被一些投資者用來為他們的投資和投票決定提供信息。不利的ESG評級可能會導致投資者對我們和我們的行業的負面情緒增加，並導致投資轉向其他行業，這可能會對我們的股價以及我們獲得資金的機會和成本產生負面影響。此外，未能實施我們的ESG戰略或未能實現我們設定的可持續發展目標和指標，包括減排目標的失敗或看法(無論是否有效)，可能會損害我們的聲譽，導致我們的投資者或消費者對我們的公司和品牌失去信心，並對我們的運營產生負面影響。我們繼續努力研究、建立、完成和準確報告我們的ESG戰略的執行情況，包括任何ESG目標，也可能會產生額外的運營風險和費用，並使我們面臨聲譽、法律和其他風險。
與氣候變化有關的事態發展可能會對我們產生實質性的不利影響。
政府和監管機構、投資者、消費者、行業和其他利益攸關方越來越重視應對氣候變化的影響。這種關注，加上消費者和工業/商業行為、偏好和態度在能源、石油產品的產生和消費以及使用石油產品製造或由石油產品製造或提供動力的產品方面的變化，從長遠來看可能導致(I)制定與氣候變化有關的法規、政策和倡議(在政府、監管機構、公司和/或投資者社區層面)，包括替代能源要求、新的燃料消耗標準、節能和減排措施以及負責任的能源開發，(Ii)在能源(例如風能)的產生、傳輸、儲存和消費方面的技術進步，(Iii)替代能源和用替代能源製造或由替代能源製造或由替代能源提供動力的產品(例如電動汽車、可再生住宅和商業電源)的供應增加，消費者和工商業對替代能源和產品的需求也增加。這些發展在未來可能會對用石油產品製造或由石油產品提供動力的產品的需求以及對我們銷售的天然氣、原油和NGL的需求以及價格產生不利影響。這些發展還可能對我們所依賴的必要第三方服務和設施的可用性產生不利影響，這可能會增加我們的運營成本，並對我們成功實施業務戰略的能力產生不利影響。與氣候變化有關的事態發展可能會影響能源和水等原材料的市場價格或影響我們獲得這些原材料的機會，從而導致我們的業務成本增加。有關大宗商品價格(包括大宗商品價格波動)對我們的財務狀況、現金流和經營結果的影響的進一步討論，請參閲題為“天然氣、石油和NGL價格和基差極大地影響我們的收入，從而影響我們的利潤、流動性、增長、償債能力和資產價值”的風險因素。
此外，與氣候變化相關的事態發展可能會導致對傳統石油和天然氣行業的負面看法，進而帶來聲譽風險，包括對我們與勘探和生產活動相關的ESG計劃是否足夠的看法。這些負面看法和聲譽風險可能會在未來對我們成功執行業務戰略的能力產生不利影響，例如，對我們的資金供應和成本產生不利影響。例如，近年來一直在努力影響投資界，包括投資顧問、保險公司、某些主權財富基金、養老和捐贈基金以及其他團體，方法是推動撤資化石燃料股票，並向貸款人施壓，要求其限制資金和保險承保人，將承保範圍限制在從事化石燃料儲備開採的公司。金融機構未來可能會選擇將部分或全部投資轉移到與化石燃料無關的行業。還有一種風險是，金融機構可能被要求採取具有減少向化石燃料部門提供資金的效果的政策。某些投資銀行和資產管理公司
國際上都宣佈，他們正在為其銀行和投資活動採用氣候變化指導方針。向能源公司提供融資的機構貸款機構也變得更加關注可持續的貸款做法，一些機構可能會選擇不向傳統能源生產商或支持此類生產商的公司提供資金。最終，上述因素可能使為勘探和生產活動獲得資金變得更加困難，或對我們和我們客户的資金成本產生不利影響，從而可能對我們證券的需求和價格產生不利影響。限制對能源公司的投資和融資也可能導致限制、推遲或取消基礎設施項目和能源生產活動。
此外，頒佈與氣候變化相關的法規、政策和倡議(在政府、公司和/或投資者社區層面)可能會在未來導致我們的合規成本和其他運營成本增加，併產生其他不利影響(例如，政府調查或訴訟的可能性更大)。關於氣候變化相關法規、政策和舉措給我們帶來的風險的進一步討論，見下文題為“與政府監管有關的風險”一節中的討論。
此外，還對某些能源公司提出索賠，聲稱根據聯邦和(或)州普通法，石油和天然氣業務的温室氣體排放構成公共滋擾，或聲稱這些公司意識到氣候變化的不利影響已有一段時間，但未能向其投資者或客户充分披露這種影響。因此，私人或公共實體可能尋求執行鍼對我們的環境法律和法規，並可能要求我們承擔人身傷害、財產損失或其他責任。雖然我們的業務不是任何此類訴訟的一方，但我們可能會在提出類似指控的訴訟中被點名。在任何此類情況下，不利的裁決都可能嚴重影響我們的運營，並可能對我們的財務狀況產生不利影響。
司法判決會影響我們的權利和義務。
我們開發天然氣、石油和NGL的能力取決於我們獲得的租約和其他礦業權以及附近物業所有者的權利。我們運營的地區的司法裁決尚未明確解釋各種合同條款或解決財產權、滋擾和其他事項的相關方面，這些問題可能會成為針對我們作為物業開發商或運營商的索賠來源。儘管我們根據我們對這些未解決地區的預期來計劃我們的活動，但根據這些司法管轄區對類似問題的裁決以及其他州法院已解決這些問題的裁決，法院可以通過增加我們的負債或以其他方式限制或增加我們運營成本的方式來解決問題。
如果增發股份，普通股股東將被稀釋。
我們努力在每股基礎上為我們的股東創造價值。我們不時發行股票為我們的業務籌集資本或作為收購的對價。我們也向我們的員工和董事發行限制性股票、期權和績效股單位作為他們薪酬的一部分。此外，我們可能會額外發行普通股、額外票據或其他證券或可轉換為普通股的債務，以延長到期日或為資本支出提供資金。如果我們未來發行額外的普通股，可能會對我們目前的流通股股東產生稀釋效應。
我們組織文件和特拉華州法律中的反收購條款可能會阻礙或阻止收購，這可能會導致我們普通股的市場價格下跌。
我們是一家特拉華州的公司，特拉華州法律的反收購條款對第三方獲得對我們的控制權的能力施加了各種障礙，即使控制權的變化對我們的現有股東有利，在某些情況下，這可能會降低我們普通股的市場價格。此外，我們修訂和重新修訂的公司註冊證書中的保護性條款，以及第二次修訂和重新修訂的章程或我們董事會實施的股東權利計劃，可能會阻止收購。
失去我們的主要高管或其他人員，或無法吸引和留住這些高管和人員，可能會對我們的業務產生負面影響。
我們未來的成功有賴於我們主要行政人員的技能、經驗和努力。這些高管服務的突然中斷或我們未能對任何預期的關鍵高管繼任做出適當規劃，可能會對我們的業務和前景產生重大和不利的影響，因為我們可能無法及時找到合適的個人來接替他們。此外，我們還依賴於我們吸引和留住合格人才的能力來運營和擴大我們的業務。工人可以選擇在我們的競爭對手或其他領域就業；目前美國各地發生的員工辭職事件增加，加劇了這種競爭。如果我們不能吸引或留住有才華的新員工，我們的業務和運營結果可能會受到負面影響。
疫情可能會對我們的業務、經營業績和財務狀況產生負面影響。
由於大流行，我們未來可能會經歷對天然氣、石油、NGL和由此衍生的其他產品的需求減少，並可能在未來經歷對我們運營物業能力至關重要的人員、設備和服務的可獲得性減少，這可能在未來對我們的業務、運營結果和整體財務業績產生不利影響。
與債務和融資能力有關的風險
我們信用評級的下調可能會對我們獲得資本和流動性的成本和能力產生負面影響。
我們信用評級的實際或預期變化或下調，包括我們的評級正在接受審查的任何聲明，可能會影響我們未來進入債務市場為現有債務再融資或獲得額外資金的能力，影響我們優先票據的市場價值，並增加我們的借款成本。此類評級範圍有限，並不涉及與我們有關的所有重大風險，而只是反映每個評級機構對我們在評級發佈時償還債務的可能性的看法。可能會從適用的評級機構獲得每個評級的重要性的解釋。截至2024年2月20日，我們的長期發行人評級是穆迪的Ba1，標準普爾的BB+和惠譽投資者服務的BB+。如果每個評級機構認為情況需要，我們不能保證此類信用評級在任何給定的時間段內都有效，也不能保證評級機構不會下調、暫停或完全撤銷此類評級。
我們信用評級的實際下調也可能影響我們的利息成本和流動性。我們某些優先票據的利率隨着信用評級的下降而上升。我們現有的許多商業合同包含，未來的商業合同可能包含這樣的條款，允許交易對手在我們信用評級下調時要求更高的安全性。提供額外的安全性，如郵寄信用證，可能會減少我們在2022年信貸安排下的可用現金或我們用於其他目的的流動性。截至2023年12月31日，我們沒有未償還的信用證。額外的財務擔保金額將取決於信用評級機構下調評級的嚴重程度，而降級可能會導致我們的流動性減少。
我們的 目前和未來的負債水平可能會對我們的業績產生不利影響，並限制我們的增長。
截至2023年12月31日，我們的總負債不到40億美元。根據管理我們的未償還優先票據、我們的信貸安排以及與我們的鑽井平臺、其他設備和總部大樓相關的租賃協議(我們統稱為我們的“融資協議”)的契約條款，我們對我們的能力施加了限制，在某些情況下，我們的子公司採取我們原本可能希望採取的一系列行動的能力，可能包括但不限於以下一項或多項：
•招致額外債務的；
•贖回股票或者贖回某些債務；
•進行一定的投資；
•對我們的資產設立留置權；以及
•出售資產。
我們於2022年4月訂立的經修訂的循環信貸安排(我們的“2022年信貸安排”)包括慣例陳述、保證和契諾，其中包括以下契諾：
•禁止招致債務，但允許的例外情況除外；
•對設立資產留置權的限制，但允許的例外情況除外；
•對合並和資產處置的限制；
•對收益、投資、宣佈股息、回購次級債務、與關聯公司的交易或改變主要業務的使用的限制；以及
•維持以下財務契約，自2022年3月31日終了的財政季度開始：
1.最低流動比率不低於1.00至1.00，流動比率定義為公司的綜合流動資產(包括信貸協議下未使用的承諾，但不包括非現金衍生資產)與綜合流動負債(不包括非現金衍生債務和長期債務的本期到期日)。
2.就截至2022年3月31日或之後的前四個財政季度而言，最高淨槓桿率不高於4.00至1.00。總淨槓桿率的定義是最近四個季度的總債務減去手頭現金(最高不超過信貸額度的10%或1.5億美元)除以合併EBITDAX。根據管理公司2022年信貸安排的信貸協議的定義，綜合EBITDAX不包括利息支出、折舊、損耗和攤銷、所得税、減值的任何非現金影響、某些非現金對衝活動、基於股票的薪酬支出、資產出售的非現金收益或損失、未攤銷發行成本、未攤銷債務貼現和某些重組成本的影響。
截至2023年12月31日，我們遵守了2022年信貸安排的所有契約。我們遵守這些金融契約的能力在一定程度上取決於我們的發展計劃的成功，以及我們無法控制的因素，如天然氣、石油和天然氣的市場價格。
我們的負債水平和表外債務，以及我們融資協議中包含的契約，可能會對我們的業務產生重要影響，包括：
•要求我們將運營現金流的很大一部分用於必要的付款，從而減少了用於營運資本、資本投資和其他一般商業活動的現金流；
•限制了我們在未來為營運資本、資本投資、收購和一般公司及其他活動獲得額外融資的能力；
•限制了我們在規劃或應對業務和我們所在行業的變化方面的靈活性；以及
•削弱了我們成功抵禦業務或經濟普遍低迷的能力。
2022年信貸安排下借款基數的任何大幅減少都可能對我們為運營提供資金的能力產生負面影響，如果由於借款基數重新確定而需要償還2022年信貸安排下的借款，我們可能沒有足夠的資金來償還借款。
根據我們的2022年信貸安排，我們可以借入的金額以我們的銀行承諾總額和貸款人根據我們的儲備、市場狀況和其他因素不時確定的“借款基數”中的較低者為上限。截至2023年12月31日，借款基數在2023年10月被確認為35億美元，我們的總可選承諾為20億美元。借款基數取決於預定的半年一次和其他選擇性抵押品借款基數的重新確定，這些重新確定是基於我們的天然氣、石油和NGL儲量和其他因素。截至2023年12月31日，我們在2022年信貸安排下有2.2億美元的未償還借款。沒有簽發信用證，我們的未使用借款能力約為18億美元，超過了我們目前的模型需求。我們的借款基數因借款基數重新釐定或其他原因而大幅減少，可能會對我們的流動資金和我們為業務提供資金的能力造成負面影響，並因此可能對我們的財務狀況、經營業績和現金流產生重大不利影響。此外，如果由於任何此類重新確定或其他原因，2022年信貸安排下的未償還借款超過我們選擇的承諾水平和借款基數中較低的一個，我們將被要求在很短的時間內償還超出的部分。我們可能沒有足夠的資金來償還這些款項。如果我們沒有足夠的資金，而且我們無法談判續借或安排新的融資，我們可能不得不出售大量資產。任何此類出售都可能對我們的業務和財務業績產生實質性的不利影響。
我們遵守融資協議中的公約和其他限制的能力可能會受到我們無法控制的事件的影響，包括當時的經濟和金融狀況。
不遵守公約和其他限制可能會導致違約事件，並加速我們在優先票據、信貸安排或其他融資協議下的義務，就鑽井平臺、壓縮機和壓力泵設備的租賃協議而言，設備的使用將會損失。尤其是，本節其他部分確定的風險的發生，如大宗商品價格下跌、基差擴大以及無法進入市場，可能會減少我們的利潤，從而減少我們履行財務義務所需的現金。如果我們手頭的現金無法償還債務，我們可以嘗試為這些債務進行再融資。我們不能保證我們能夠產生足夠的現金流來支付我們的債務利息，以履行我們的租賃義務，或者我們未來的借款、股權融資或出售資產的收益將可用於支付或再融資這些債務或義務。我們的融資協議條款也可能禁止我們採取此類行動。影響我們通過發行股本、債務再融資或出售資產籌集現金的因素包括金融市場狀況、我們在此類發行或其他融資時的市值和經營業績。我們不能保證任何此類擬議的發行、再融資或出售資產能夠成功完成，或者如果完成，條款將對我們有利。
與政府監管相關的風險
管理温室氣體排放的氣候變化立法或法規可能導致運營成本增加，減少對我們生產的天然氣、石油和NGL的需求，金融和投資市場對温室氣體和化石燃料生產的擔憂可能對我們獲得資本和普通股價格產生不利影響。
針對二氧化碳、甲烷和其他温室氣體排放對人類健康和環境的潛在影響，環保局根據聯邦清潔空氣法的現有條款通過了法規，其中包括建立防止顯著惡化，或PSD，對某些大型固定污染源的建設和第五章運營許可進行審查。為其温室氣體排放獲得PSD許可的設施還將被要求滿足將根據具體情況建立的“最佳可用控制技術”標準。與温室氣體排放相關的EPA規則的制定可能會對我們的運營產生不利影響，並限制或推遲我們獲得新來源或改進源的空氣許可的能力。
2021年11月，美國環保署發佈了一項擬議的規則，旨在減少新的和現有的石油和天然氣來源的甲烷排放。擬議的規則將使OOOa分部的現有規定更加嚴格，並創建OOOb分部，以擴大對新的、改造的和重建的石油和氣源的減排要求，包括側重於從未受《清潔空氣法》監管的某些來源類型的標準(包括間歇通風式氣動控制器、相關氣體和液體卸載設施)。此外，擬議的規則將建立“排放指南”，創建一個子部分OOOOC，要求各州制定計劃，減少現有來源的甲烷排放，這些計劃必須至少與EPA設定的推定標準一樣有效。2022年11月，環保局發佈了一項擬議規則，補充了2021年11月擬議的規則。其中，2022年11月的補充規則取消了對僅限小井口的地點的排放監測豁免，並創建了一個新的第三方監測計劃，以標記大型排放事件，在擬議的規則中被稱為“超級排放者”。2023年12月，美國環保署宣佈了一項最終規則，其中要求逐步停止新建油井的常規天然氣燃燒(除一些例外情況外)，並在所有井場和壓縮機站進行例行泄漏監測。值得注意的是，環保局將OOOOb和OOOc分部分的適用日期更新為2022年12月6日，這意味着根據州計劃，在該日期之前建造的來源將被視為合規截止日期較晚的現有來源。最終的規定給各州以及希望監管現有來源的聯邦部落兩年時間來制定和提交減少現有來源甲烷排放的計劃。OOOOc分部下的最終排放指南規定，自計劃提交截止日期起三年內，現有污染源必須遵守。儘管這些監管變化可能會帶來不利的財務影響(包括合規成本、潛在的許可延誤和更高的監管要求)，但由於目前關於任何額外措施及其實施方式的不確定性，無法可靠或準確地估計影響的程度和程度。
近年來，美國國會一直在考慮立法減少温室氣體的排放，包括天然氣的主要成分甲烷和天然氣燃燒的副產品二氧化碳。目前看來，在不久的將來，國會兩院都不太可能通過全面的氣候立法，儘管已經提出了與温室氣體排放問題相關的能源立法和其他監管倡議。例如，2022年8月簽署成為法律的《2022年通脹削減法案》，為可再生能源倡議撥出了大量資金，並有史以來第一次對某些石油和天然氣設施的温室氣體排放徵收費用。《通脹削減法》對《清潔空氣法》進行了修訂，納入了甲烷排放和減少廢物激勵計劃，該計劃要求環保局對某些天然氣和石油來源徵收“廢物排放費”，這些來源已經被要求根據環保局的温室氣體報告計劃進行報告。為了實施該計劃，《通貨膨脹率降低法案》要求在2024年前修訂石油和天然氣系統的温室氣體報告規定(W部分)。2023年7月，美國環保局建議根據《降低通貨膨脹法案》的要求，擴大石油和天然氣設施温室氣體報告計劃的範圍。除其他事項外，擬議的規則將擴大受報告要求約束的排放事件，將“其他大型排放事件”包括在內，並將報告要求適用於某些新的污染源和行業。該規定預計將於2024年春季敲定，並於2025年1月1日生效，比2024年(2025年3月)的温室氣體報告截止日期提前。2024年1月，環保局提出了一項實施通脹削減法案甲烷排放收費的規則。擬議的規則包括計算設施報告的甲烷排放量低於或超過廢物排放閾值的潛在方法，並考慮實施《通脹削減法案》規定的某些豁免的方法。根據2024年甲烷排放和減少廢物激勵計劃徵收的甲烷排放費將是超過年度甲烷排放門檻的每噸900美元，到2025年將增加到1200美元，到2026年將增加到1500美元。該法律的排放費和資金條款可能會增加石油和天然氣行業的運營成本，並加速擺脱化石燃料，這反過來可能對我們的業務和運營結果產生不利影響。此外，本屆政府強調應對氣候變化是一項優先事項，併發布了幾項應對氣候變化的行政命令。此外，一些州，包括我們開展業務的州，已經頒佈或通過了跟蹤和減少温室氣體排放的措施，主要是通過有計劃地制定温室氣體排放清單、碳税、政策
鼓勵使用可再生能源或替代低碳燃料的激勵措施，以及地區性温室氣體排放限額和交易計劃。這些總量管制與交易計劃中的大多數都要求主要排放源或主要燃料生產商獲得並交出排放限額，可購買的限額數量每年都在減少，直到實現總體温室氣體減排目標。隨着時間的推移，這些削減可能會導致津貼費用大幅上升。
通過和實施要求報告温室氣體或其他氣候相關信息的法規(例如美國證券交易委員會的“為投資者加強和規範氣候相關披露的擬議規則”，如下所述)，或以其他方式試圖限制我們設備和運營的温室氣體排放，可能會要求我們產生更高的運營成本，包括監控和報告温室氣體排放的成本，安裝新設備以減少與我們運營相關的温室氣體排放的成本，獲得排放額度或遵守新的監管要求。此外，這些監管舉措可能會壓低對我們產品的需求，刺激對不依賴化石燃料燃燒的替代能源的需求，化石燃料是温室氣體排放的主要來源，這可能會對我們的業務、財務狀況、運營業績和現金流產生實質性的不利影響。雖然一些新的法律法規正在促使發電商從煤炭轉向天然氣，這對需求有積極影響，但監管激勵措施或要求在產品供應鏈中節約能源、使用替代能源或減少温室氣體排放，可能會減少對我們生產的產品的需求。
此外，美國證券交易委員會在2022年3月發佈了一項擬議規則，要求某些上市公司廣泛披露與氣候相關的數據、風險和機會，包括財務影響、有形和過渡風險、相關治理和戰略以及温室氣體排放。我們無法預測實施成本或規則制定帶來的任何潛在不利影響。如果這項規則制定按提議最終敲定，我們可能會招致與氣候相關風險的評估和披露相關的成本增加。如果按照擬議的方式最終敲定，我們還可能面臨與根據該規則所作披露有關的更大訴訟風險。此外，加強氣候披露要求可能會加速某些利益攸關方和貸款人限制或尋求對其在某些碳密集型部門的投資提出更嚴格條件的趨勢。
2021年，美國重新加入了《巴黎協定》，並宣佈正在設定一個覆蓋整個經濟體的目標，即到2030年將美國的温室氣體排放量在2005年的基礎上減少50%至52%。美國還公開宣佈了《全球甲烷承諾》，該協議的目標是到2030年將全球甲烷排放量比2020年的水平減少至少30%。自在聯合國第26次締約方大會上正式啟動以來，已有150多個國家加入了這一承諾。此外，許多州和地方領導人已經加強或表示他們打算加強努力，以支持國際氣候承諾。在第27次締約方大會上，本屆政府宣佈了環保局關於減少現有石油和天然氣來源甲烷排放的補充擬議規則，並同意與歐盟和其他一些夥伴國家一起制定監測和報告甲烷排放的標準，以幫助創建一個低甲烷強度天然氣市場。在第28次締約方大會上，成員國達成了一項協議，呼籲採取行動，到2030年在全球範圍內實現可再生能源能力增加兩倍，能效提高一倍。該協議的目標之一是加快逐步淘汰有增無減的燃煤發電的努力，逐步取消低效的化石燃料補貼，並採取其他措施，推動能源系統擺脱化石燃料。各州和地方政府也公開承諾推進《巴黎協定》的目標。如果美國或其他國家的政府實體對石油和天然氣行業實施或實施氣候變化法規，或者投資者不顧法律要求堅持遵守法規，這可能會對我們的業務產生不利影響。
我們、我們的服務提供商和我們的客户 受制於複雜的聯邦、州和地方法律法規，這可能會對我們開展業務的成本、方式或可行性產生不利影響，或使我們承擔重大責任。
我們的開發和生產業務以及我們產品向市場的運輸都受到複雜而嚴格的聯邦、州和地方法律法規的約束，包括那些關於保護環境和自然資源、我們業務的職業健康和安全方面、向環境中排放材料以及保護某些動植物物種的法規。項目1有關影響我們的法律及法規的描述，請參閲本年報第I部分。這些法律和法規要求我們、我們的服務提供商和我們的客户從聯邦、州和地方政府機構獲得並維護大量許可、批准和證書。環境法規可能會限制與鑽探和生產活動有關的可能釋放到環境中的材料的類型、數量和濃度，限制或禁止在荒野、濕地、考古遺址和其他保護區內的某些土地上進行鑽探或運輸活動，並對我們的運營以及我們的服務提供商和客户的運營造成的污染承擔重大責任。此外，我們或他們可能會延遲獲得或無法獲得所需的許可證，包括由於政府關閉，這可能會延遲或中斷我們或他們的運營，並限制我們的增長和收入。
不遵守法律和條例可引發各種行政、民事和刑事強制措施，包括懲罰性行動、評估罰款、強制執行補救要求或發佈限制或禁止今後業務的命令或判決。某些法律可能規定嚴格責任或連帶責任，這可能導致我們對他人的行為或我們自己行為的後果承擔責任。 此外，我們遵守現有法律的成本可能會相當可觀，並可能會增加，或倘現有法律及法規被修訂或重新詮釋，或倘新法律及法規適用於我們的營運，則可能會產生不可預見的責任。如果我們無法通過保險或增加收入來收回增加的成本，我們的業務、財務狀況、經營業績和現金流可能會受到不利影響。
與金融市場相關的風險和不確定性
我們普通股的交易價格和交易量可能會波動，您的投資可能會損失很大一部分。
普通股的市場價格可能會波動，普通股持有人可能無法以或高於他們購買此類證券的價格轉售其普通股，因為普通股的市場價格波動。股票市場總體上經歷了極端的波動，這種波動往往與特定公司的經營業績無關。這些廣泛的市場波動可能會對普通股的交易價格產生不利影響。可能對我們普通股的市場價格產生重大影響的具體因素包括：
•美國和國際的總體經濟狀況，包括通貨膨脹壓力和利率變化;
•一般市場狀況，包括商品價格的波動；
•與我們的業績無關的國內和國際經濟、法律和監管因素；
•石油和天然氣價格的變化;
•金融市場波動或其他全球經濟因素；
•我們及其競爭對手季度和年度業績的實際或預期波動；
•我們的財務指標增長率的季度變化；
•我們的業務、運營、結果和前景；
•我們的經營和財務業績；
•未來的併購、資產剝離、合資企業或類似的戰略聯盟；
•能源行業的市場狀況；
•政府規章、税收、法律程序或其他事態發展的變化；
•我們的經營業績低於證券分析師預測的水平；
•投資者對石油和天然氣公司股票的情緒；
•收入或收益預期的變化，或股票研究分析師建議的變化；
•未能以財務或行業分析師預期的速度或程度實現收購的預期效益，包括財務結果和預期的協同效應；
•新聞界或投資界的投機行為；
•研究分析師未能涵蓋我們的股票；
•我們、大股東或管理層出售普通股，或認為可能發生此類出售；
•會計原則、政策、指引、解釋或準則的變更；
•關於我們或我們的競爭對手的公告；
•公眾對我們的新聞稿、其他公開公告和提交給美國證券交易委員會的文件的反應；
•競爭對手採取的戰略行動；
•我們的股東採取的行動；
•關鍵管理人員的增減；
•維持可接受的信貸評級或信貸質素；及
•證券市場的總體狀況。
這些因素和其他因素可能會損害普通股市場，以及投資者以有吸引力的價格出售股票的能力。這些因素還可能導致普通股的市場價格和需求大幅波動，這可能會對普通股的價格和流動性產生負面影響。其中許多因素和條件都不是我們所能控制的。
在整個市場和公司證券的市場價格出現波動之後，往往會對公司提起證券集體訴訟。如果對我們提起此類訴訟，可能會導致非常巨大的成本，分散管理層的注意力和資源，並損害我們的業務、經營業績和財務狀況。
市場對我們行業的看法通常會影響我們的股價、流動性和獲得融資的能力。
其他地方描述的因素，包括對未來大宗商品價格、監管和氣候變化的看法，可能會影響投資者總體上選擇投資於我們行業的金額。近年來，勘探和生產公司的整體投資大幅減少，導致個別公司的股價下跌。除了實際和可能的政府行動外，某些金融機構已經宣佈了停止投資或剝離對生產化石燃料的公司的投資的政策，一些銀行也宣佈不再向該行業的公司放貸。到目前為止，這些只佔整個股權和債務來源的一小部分，但這一比例可能會增長，從而影響我們獲得資本的機會。此外，一些股權投資者對這些問題表示擔憂，可能會促使我們行業的公司採取更昂貴的做法，即使沒有政府行動。儘管我們認為，與我們行業的其他公司相比，我們的做法導致甲烷和其他温室氣體的排放量較低。為了順應投資者的情緒，可能需要修改我們的做法，這可能會增加我們的資本和運營費用。
金融市場或全球經濟因素的波動可能會對我們的業務和財務狀況產生不利影響。
我們的業務可能會受到不利經濟狀況或未來全球金融市場中斷的負面影響。在這些潛在的負面影響中，包括能源需求減少和大宗商品價格下跌，包括疫情的影響，客户收回欠我們的款項的難度增加，以及進入信貸市場的機會減少。當我們想要或需要籌集資金時，我們進入資本市場的能力可能會受到限制。如果融資在需要時無法獲得，或者只能以不利的條件獲得，我們可能無法實施我們的商業計劃，或以其他方式利用商機或應對競爭壓力。從歷史上看，美國和全球經濟和金融體系經歷了股票和債務證券價格的極端波動，流動性和信貸供應減少的時期，無法進入資本市場，金融機構破產、倒閉、倒閉或出售，通貨膨脹，以及美國聯邦政府和其他政府前所未有的幹預水平。美國經濟或其他大型經濟體的疲軟或不確定性可能會對我們的業務和財務狀況產生實質性的不利影響。
美國貿易政策的任何變化都可能引發受影響國家的報復性行動，導致“貿易戰”，導致我們的工業所需材料以及進口到美國的其他商品的成本增加，這可能會減少客户對這些產品的需求，如果必須支付這些關税的各方提高價格，或者減少貿易夥伴限制他們與美國的貿易。如果這些後果實現，美國的經濟活動量，包括使用我們產品的部門的增長，可能會隨着我們產品潛在出口的減少而大幅減少。這樣的減少可能會對大宗商品價格產生實質性和不利的影響。我們的銷售和我們的業務。
與我們的對衝活動充分管理我們的大宗商品和金融風險敞口的能力相關的風險
我們的大宗商品價格風險管理和衡量系統以及經濟對衝活動可能無效，並可能增加我們業績的波動性。
我們目前尋求通過掉期、套圈、下限和其他衍生品工具來對衝我們估計產量的很大一部分的價格。我們用來量化與我們業務相關的大宗商品價格風險的系統可能並不總是有效的。此外，這些系統本身並不管理風險，特別是我們無法控制的風險，能源大宗商品市場價格的不利變化、波動性、大宗商品價格的不利相關性、市場流動性、利率變化以及本報告討論的其他風險，在適用的會計規則下仍可能對我們的收益、現金流和資產負債表產生不利影響，即使已識別風險。此外，任何單一的套期保值安排都不能充分解決特定合約中存在的所有風險。例如，能夠有效對衝大宗商品價格波動風險的遠期合約將不會對衝合約的交易對手信用或履約風險。因此，未套期保值的風險將始終存在。
我們試圖通過使用衍生品來降低我們參與大宗商品市場的經濟風險，這可能會導致我們報告的結果的波動性增加。符合條件的衍生品的公允價值(損益)的變化
由於GAAP下的套期保值在一定程度上不能完全有效地抵消被套期保值商品價值的變化，以及不符合條件或未被指定為GAAP下套期保值的衍生品的公允價值變化，因此必須記錄在我們的收入中。這造成了收益波動的風險，即使在適用期間沒有對我們造成經濟影響。但是，就我們將價格限制或鎖定在特定水平而言，我們也將放棄實現更高收入的能力，而這些收入將在價格上漲時實現。
天然氣、石油及天然氣凝析油的市場價格變動對我們支付或收取的平均價格的影響可能會根據我們的對衝活動水平而減少。如果石油、天然氣或天然氣液化物的市場價格與對衝所確定的價格相比發生重大變化，這些對衝安排可能會限制或提高我們的利潤率。此外，倘我們的產量低於預期，我們的對衝安排使我們面臨財務虧損的風險。
衍生品立法的實施以及監管解釋和行動的變化可能會對我們使用衍生品工具降低商品價格、利率和與我們業務相關的其他風險的影響的能力產生不利影響。
《多德-弗蘭克法案》確立了對場外衍生品市場和包括我們在內的參與該市場的實體的聯邦監督和監管。《多德-弗蘭克法案》要求商品期貨交易委員會、美國證券交易委員會和其他監管機構公佈實施《多德-弗蘭克法案》的規則和法規。儘管商品期貨交易委員會已經敲定了根據《多德-弗蘭克法案》制定的大部分法規，但它仍在通過額外的解釋和補充規則制定來審查和完善其最初的規則制定。因此，目前無法預測規則和法規對我們業務的最終影響，而且儘管大多數法規已經被採納，任何新的法規或對現有法規的修改都可能增加衍生品合同的成本，限制衍生品的可獲得性以防範我們遇到的風險，降低我們將現有衍生品合同貨幣化或重組的能力，並增加我們對信譽較差的交易對手的敞口。如果我們因《多德-弗蘭克法案》及其下的法規而減少對衍生品的使用，我們的運營結果可能會變得更加不穩定，我們的現金流可能更難預測，這可能會對我們規劃和資助資本投資的能力產生不利影響。
CFTC對某些核心期貨和與某些實物商品掛鈎的等值掉期合約的頭寸施加聯邦限制，但某些真正的套期保值交易除外。CFTC還有一項配套規則，涉及共同所有權或控制下的實體之間的頭寸聚合。現在確定這些規則對我們業務的確切影響還為時過早，但它們可能會影響我們對衝某些列舉的大宗商品的敞口的能力(無論是使用期貨合約、場外衍生品合約還是其他方式)。
CFTC已指定某些利率掉期和信用違約掉期在指定的合約市場或掉期執行機構進行強制清算和強制交易。CFTC未來可能會指定其他類別的掉期受強制清算要求，但尚未提出指定包括實物商品掉期在內的任何其他類別掉期的規則。對於強制清算。CFTC和審慎銀行監管機構還對掉期交易商和某些其他交易對手之間的未清算掉期採取了強制性保證金要求。*保證金要求目前對某些市場參與者有效。我們預計有資格並依賴於終端用户為對衝我們的商業風險而輸入的強制性掉期清算和交易執行要求的例外。我們也應該有資格獲得未清算掉期保證金要求的例外。然而，對其他市場參與者(如掉期交易商)應用強制性清算和交易執行要求以及未清算掉期保證金要求，可能會對我們用於對衝的掉期的成本和可用性產生不利影響。
與擬議中的切薩皮克合併相關的風險
由於交換比例是固定的，切薩皮克普通股的市場價格已經並將繼續波動，公司股東無法確定他們將在擬議的合併中獲得的對價價值。
如果建議的合併完成，公司在緊接建議的合併之前發行的普通股中的每一股符合條件的股票將自動轉換為獲得0.0867股切薩皮克普通股的權利(“交換比例”)，並以現金代替零碎的股票。由於交換比率是固定的，因此擬議合併對價的價值將取決於擬議合併完成時切薩皮克公司普通股的市場價格。在擬議的合併完成之前，切薩皮克公司普通股的市場價格預計也將影響公司普通股的市場價格。自宣佈合併協議之日起，切薩皮克公司普通股的價值一直在波動，並將繼續波動。因此，本公司股東將不知道或無法確定於建議合併完成後將收到的建議合併代價的市值。股價變化可能由各種因素引起，其中包括一般市場和經濟狀況、大宗商品價格、切薩皮克公司和公司各自業務、運營和
前景、市場對擬議合併完成的可能性的評估、擬議合併的時間以及監管方面的考慮。其中許多因素都超出了切薩皮克公司和該公司的控制範圍。
建議合併須受多項完成條件所規限，該等條件可能會延遲建議合併、導致額外金錢及資源開支或減少預期利益或導致合併協議終止。
於2024年1月10日，吾等與切薩皮克、合併附屬公司及有限責任公司附屬公司訂立合併協議，根據協議，除其他事項外，本公司將作為切薩皮克的全資附屬公司繼續存在。擬議合併須滿足(或在適用法律允許的範圍內豁免)合併協議所述的若干結束條件，包括公司股東批准合併協議及擬進行的交易、切薩皮克股東批准就擬議合併向本公司股東發行切薩皮克股份，以及若干監管批准。許多成交條件超出雙方的控制，可能會阻止、推遲或以其他方式對擬議合併的完成產生重大不利影響。本公司和切薩皮克公司不能肯定地預測是否或何時將滿足任何這些條件。如果上述任何條件在外部日期(如合併協議所界定)前未獲滿足或獲豁免，合併協議有可能終止。
儘管雙方已同意盡合理的最大努力完成擬議的合併，但受某些限制的限制，這些條件和其他條件可能無法滿足。此外，擬議中的合併可能需要比我們預期的更長時間和更高的成本。獲得所需許可和批准的要求可能會使擬議合併的完成推遲很長一段時間，或者阻止合併的發生。如果擬議合併和業務整合在預期時間內完成，任何延遲完成擬議合併可能會對我們預期實現的成本節約和其他好處產生不利影響。
合併協議對我們在完成擬議合併前的業務活動施加限制，限制了本公司尋求擬議合併的替代方案的能力，並可能阻止其他公司試圖以高於切薩皮克根據合併協議同意支付的價格收購本公司。
合併協議使我們在完成擬議合併之前的業務活動受到限制。合併協議規定，在交易完成前，吾等有義務按照以往慣例按一般程序開展業務，並避免採取某些行動，但合併協議明確允許或要求、法律要求或另一方書面同意的行動除外。這些限制可能會阻止我們追求在交易結束前出現的、在正常業務過程之外的某些商業機會。
合併協議亦規定，自合併協議日期起至生效日期止期間，本公司及切薩皮克向第三方徵集替代收購建議、向第三方提供非公開資料及與第三方就替代收購建議進行討論的能力將受若干限制，但須受合併協議所載的慣常例外情況所規限，而在若干情況下，切薩皮克終止合併協議時，本公司將須向切薩皮克支付終止費用，而在任何情況下，這均可能令本公司更難向切薩皮克以外的任何一方出售其業務。此外，即使我們的董事會改變、撤回、修改或修改其關於擬議合併的建議，除非合併協議根據其條款終止，否則我們仍將被要求在我們的特別會議上將擬議合併提交表決。雖然本公司及切薩皮克均認為此等條文及協議是合理及慣常的，並不排除其他收購要約，但此等限制，包括本公司在某些情況下可能須支付予切薩皮克的終止費用的額外開支，可能會阻止有興趣收購本公司全部或大部分股份的第三方考慮或提出該項收購，即使該第三方準備以高於根據合併協議於建議合併中應付的代價的每股價值支付代價。
完成建議合併須遵守若干完成條件，如該等條件未獲滿足或獲豁免，建議合併將不會完成，而未能完成建議合併可能對本公司的股價及未來業務及財務業績造成負面影響。
建議合併的完成須視乎合併協議所述的慣常成交條件是否得到滿足或豁免，包括公司股東批准合併協議及擬進行的交易、切薩皮克股東批准就建議合併向本公司股東發行切薩皮克股份，以及若干監管批准。合併協議包含本公司和切薩皮克公司關於各自業務、財務報表和公開文件的慣常陳述和擔保，在每種情況下，一般都受慣常的重大限定條件的制約。此外，合併協議還規定了慣例的預
除若干例外情況外，本公司及切薩皮克公司的成交契諾包括(除若干例外情況外)與在正常運作過程中經營各自業務有關的契諾，且不採取若干行動，但合併協議明確準許或規定、法律規定或另一方書面同意的行動除外。不能保證完成擬議合併的條件會得到滿足或放棄，也不能保證擬議合併將完成。
如果擬議的合併因任何原因而未能完成，包括由於公司股東未能批准擬議的合併，或任何其他關閉條件未得到滿足或放棄，公司的正在進行的業務可能會受到不利影響，並且如果沒有實現完成擬議合併的任何好處，公司將面臨許多風險，包括：
•金融市場的負面反應，對其股價的負面反應
•客户、監管機構和員工的負面反應，以及與擬議合併相關的某些成本，無論擬議合併是否完成
此外，擬議合併將需要本公司管理層投入大量時間和資源，否則將專門用於日常運營和其他可能對本公司作為獨立公司有利的機會，而合併協議限制本公司在擬議合併懸而未決期間尋求本公司假若沒有合併協議的限制本會作出、進行或追求的若干機會。不能保證上述風險不會成為現實。如果這些風險中的任何一個成為現實，它們可能會對公司的業務、財務狀況、財務結果、評級、債券價格和/或股價產生實質性的不利影響。
針對該公司的潛在訴訟可能導致鉅額費用、阻止完成擬議合併的禁令和/或導致支付損害賠償的判決。
證券集體訴訟和衍生品訴訟通常是針對達成合並協議的上市公司提起的。即使這樣的訴訟沒有法律依據，對這些索賠進行辯護也可能導致鉅額成本，並轉移管理時間和資源。本公司的股東可以就擬議的合併對切薩皮克公司、本公司和/或任何一家公司的董事和高級管理人員提起訴訟。這些訴訟可能會阻止或推遲擬議合併的完成，並給公司帶來鉅額成本，包括與董事和高級管理人員賠償相關的任何成本。此外，如果原告成功獲得禁止完成擬議合併的禁令，該禁令可能會推遲或阻止擬議合併在預期時間框架內完成或根本不能完成。不能保證任何被告在任何潛在的訴訟中都會勝訴。
該公司將產生與擬議合併相關的鉅額交易和合並相關成本。
該公司預計，與擬議中的合併和合並兩家公司的業務相關的一些非經常性成本。與建議合併有關的重大非經常性成本包括(其中包括)財務顧問及其他顧問和代表的費用及開支、與本公司僱員有關的某些僱傭相關成本、根據高鐵法案規定須提交的文件費用，以及委託書/招股説明書的文件費用及印刷及郵寄費用。無論合併是否完成，其中一些成本已經發生或可能發生，包括財務顧問和其他顧問和代表的部分費用和開支，以及委託書/招股説明書的備案費用。
擬議合併後，我們的股東在合併後的公司中的所有權和投票權權益將比他們目前在本公司的獨立所有權有所減少，對管理層的影響力也將較小。
目前，公司股東有權在公司董事會選舉以及根據特拉華州法律和公司公司註冊證書及公司章程需要股東批准的其他事項上投票。由於擬議合併，本公司現有股東持有合併後公司的股份比例將低於他們目前持有的公司股份的百分比，因此，合併後對合並後公司的管理層和政策的影響將小於目前對公司管理層和政策的影響。
這些風險並不是該公司面臨的唯一風險。公司目前不知道或目前認為無關緊要的其他風險和不確定因素也可能對公司的業務、財務狀況或未來業績產生重大不利影響。
由於與擬議合併相關的不確定性，公司的業務關係可能會受到幹擾。
與公司有業務往來的各方可能會遇到與擬議中的合併相關的不確定性，包括與切薩皮克公司、本公司或合併後的業務目前或未來的業務關係。公司的業務關係可能會受到破壞，因為切薩皮克公司或本公司與之有業務往來的各方可能試圖談判改變現有的業務關係，或考慮與切薩皮克公司、本公司或合併後的業務以外的其他方建立業務關係。這些中斷可能會對業務、財務狀況、運營結果或合併後業務的前景產生不利影響，包括對切薩皮克公司實現擬議合併的預期好處的能力產生不利影響。延遲完成擬議合併或終止合併協議可能會加劇此類中斷的風險和不利影響。
與擬議合併相關的不確定因素可能導致本公司和切薩皮克公司的管理人員和其他關鍵員工流失，這可能對合並後公司未來的業務和運營產生不利影響。
該公司和切薩皮克依靠各自高級管理人員和其他關鍵員工的經驗和行業知識來執行他們的商業計劃。合併後的公司能否取得成功，在一定程度上取決於能否留住公司和切薩皮克公司的關鍵管理人員和其他關鍵員工。本公司和切薩皮克公司的現有和潛在員工可能在擬議合併後在合併公司中的角色方面遇到不確定性，或對擬議合併的時間和完成或擬議合併後合併後公司的運營存在其他擔憂，任何這些都可能對本公司和切薩皮克保留或吸引關鍵管理層和其他關鍵人員的能力產生不利影響。如果公司和切薩皮克公司無法留住對公司未來運營至關重要的人員，包括關鍵管理層，公司和切薩皮克公司可能面臨運營中斷、失去現有客户、失去關鍵信息、專業知識或技術以及意想不到的額外招聘和培訓成本。此外，關鍵人員的流失可能會削弱擬議合併的預期好處。
項目1B。未解決的員工評論。
沒有。
項目1C。網絡安全
近年來，快速發展的網絡技術以及針對能源和關鍵基礎設施公司的網絡安全威脅不斷增加，提高了整個行業的風險水平。在運營中更多地使用技術和數字化為我們的業務帶來了好處，同時也使該行業面臨企業和運營系統中的新漏洞。能源行業仍然受到不斷變化的網絡安全威脅和行為者的影響，包括罪犯、恐怖分子和民族國家，以及內部人士和第三方入侵。
我們業務的規模、範圍和複雜性帶來了大量相互依賴的風險，這些風險可能會隨着時間的推移而變化。我們的執行領導團隊(“ELT”)的主要職責是設計和實施嚴格的流程，以識別、區分優先級、評估、監控和管理企業級風險，包括與網絡安全威脅相關的任何重大風險。我們的企業風險管理(“ERM”)團隊直接監督企業風險管理流程，其中納入了來自不同職能、級別和運營區域(統稱為“跨職能團隊”)的人員的意見，以支持整個公司的高度可見性和問責制，並納入了關於風險和潛在緩解的多個優勢。我們的首席財務官領導和監督ERM團隊，聽取其他ELT成員和跨職能團隊的意見。機構風險管理團隊至少每季度召開一次會議，討論關鍵風險和緩解策略。我們機構風險管理進程的結果至少每年向董事會通報一次。
網絡安全被認為是最大的企業風險，由我們的業務信息系統團隊管理，這是一個跨職能的團隊，由我們的業務信息系統副總裁總裁領導，他每季度向ERM團隊報告一次。董事會審計委員會負責監督網絡安全風險，並收到國際清算銀行副總裁提交的季度網絡安全報告，並每年至少進行兩次深入的網絡安全討論。我們的國際清算銀行副總裁在信息技術領域擁有超過35年的經驗，包括擔任網絡安全領導職務。我們的信息安全董事直接向國際清算銀行副總裁彙報，擁有20多年的信息安全管理經驗
並持有註冊信息安全經理(“CISM”)和註冊數據隱私解決方案工程師(“CDPSE”)證書。
作為我們網絡安全事件應對計劃的一部分，我們還建立了網絡安全事件升級流程，通過該流程識別、監控、評估潛在的網絡安全事件，並視情況上報至我們的網絡安全披露委員會(CSDC)。CSDC由我們的英語教學成員和來自我們的商業信息系統的代表組成，包括我們的BIS、會計、法律和內部審計部門的副總裁。CSDC協助評估與網絡安全事件有關的定性和定量因素，以評估此類網絡安全事件的影響，並在我們確定網絡安全事件具有重大意義時披露事件。一旦發生重大網絡安全事件，審計委員會或其指定人員將被告知。
我們的信息資產保護由以國家標準與技術研究所(NIST)網絡安全框架為藍本的全面、多層次戰略進行管理，並結合評估、技術、服務、政策和用户教育，以檢測、預防、緩解和補救網絡安全事件和相關風險。然而，這並不意味着我們滿足任何特定的技術標準、規範或要求。我們制定了與網絡安全相關的政策和程序，這是我們保護員工和承包商的網絡防禦和努力的關鍵組成部分，同時只鼓勵與負責任的供應商建立夥伴關係，這些供應商也投資於有效的網絡安全實踐。
我們的流程還解決了與我們使用第三方服務提供商相關的網絡安全威脅風險，包括我們供應鏈中的供應商或能夠訪問我們的數據或系統的供應商。第三方風險包括在我們的ERM評估計劃中。
我們定期進行積極主動的網絡安全漏洞評估，以確定改進的機會，減少網絡安全事件的風險。我們還定期進行網絡事件模擬，並對我們的流程進行內部和外部審計。我們參與行業組織，聘請第三方服務提供商，並與執法機構保持密切的工作關係，以幫助我們識別和應對最新的網絡安全威脅。
此外，我們還參與了國土安全部的網絡復原力評估(CRR)，這是一項自願的非技術性評估，旨在評估組織的運營復原力和網絡安全實踐。CRR評估10個領域的企業計劃和實踐，包括風險管理、事件管理和服務連續性。
到目前為止，我們還沒有遇到任何與網絡安全事件有關的重大損失或中斷；但不能保證我們未來不會遭受此類損失。有關網絡安全風險及其對我們的業務策略、運營結果和財務狀況的影響的進一步討論，請參閲標題下題為“網絡事件可能導致信息被盜、數據損壞、運營中斷和/或財務損失”的風險因素風險因素“在本年度報告第1A項中。
項目2.所有財產
根據S-K條例第1202條的要求，根據S-K條例第1202項的要求，截至2023年財政年度末我公司石油和天然氣儲量的摘要包含在#年“業務-勘探和生產-我們的已探明儲量”中標題為“2023年按類別劃分的已探明儲量和已探明經營數據”表中。項目1並以引用方式併入本項目2。
S-K條例第1203條所要求的關於我國已探明未開發儲量的資料，載於#年“業務-勘探與生產-我們的已探明儲量”標題“已探明未開發儲量”之下。項目1並以引用方式併入本項目2。
關於S-K法規第1207條所要求的交付承諾的信息包含在#年“業務-勘探和生產-我們的運營”中“銷售、交付承諾和客户”的標題下。項目1關於我們的天然氣和石油的生產和運營的更多信息，請參閲“補充石油和天然氣信息披露見本年度報告第II部分第8項。有關資本投資的資料，請參閲管理層對財務狀況和經營結果的討論與分析--流動性和資本資源--資本投資.”
S-K法規第1208條要求的天然氣和石油性質、井、作業和種植面積信息如下：
截至2023年12月31日的租賃面積
下表列出了截至2023年12月31日我們的已開發和未開發的天然氣和石油租賃和收費礦產面積的總和和淨額。總英畝是指我們擁有營運權益的總英畝數。淨英畝指的是總英畝乘以我們的零星工作權益。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未開發 | | 開發 | | 總計 |
| 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| 阿巴拉契亞 | 552,091 | | | 387,992 | | | 398,129 | | | 330,568 | | | 950,220 | | | 718,560 | |
| 海恩斯維爾 | 38,187 | | | 32,875 | | | 340,463 | | | 248,486 | | | 378,650 | | | 281,361 | |
| 其他： | | | | | | | | | | | |
| 美國-其他勘探 | — | | | — | | | 5,034 | | | 2,263 | | | 5,034 | | | 2,263 | |
| | | | | | | | | | | |
| 美國總人數 | 590,278 | | | 420,867 | | | 743,626 | | | 581,317 | | | 1,333,904 | | | 1,002,184 | |
加拿大-新不倫瑞克 (1) | 2,518,519 | | | 2,518,519 | | | — | | | — | | | 2,518,519 | | | 2,518,519 | |
| 3,108,797 | | | 2,939,386 | | | 743,626 | | | 581,317 | | | 3,852,423 | | | 3,520,703 | |
(1)加拿大新不倫瑞克2518,519英畝淨地的勘探許可證被延長至2026年3月，但自2015年以來一直處於暫停狀態。2016年，我們完全減損了在新不倫瑞克的投資。除非禁令解除，否則我們將無法開發這些資產。
租約期滿
下表概述於未來三年到期之租賃面積，假設並無成功鑽井以開發該面積，且租賃並無延長：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| 到期淨面積： | 2024 | | 2025 | | 2026 |
阿巴拉契亞 (1) | 17,598 | | | 8,421 | | | 4,736 | |
| 海恩斯維爾 | 630 | | | 2,083 | | | 319 | |
| 其他： | | | | | |
| 美國-其他勘探 | — | | | — | | | — | |
| | | | | |
加拿大-新不倫瑞克 (2) | — | | | — | | | — | |
(1)即將到期的租賃面積包括2024年淨英畝14,341英畝，2025年淨英畝2,984英畝，2026年淨英畝2,036英畝，平均可延長三至五年。
(2)勘探許可證被延長至2026年3月，但自2015年以來一直處於暫停狀態。2016年，我們完全減損了在新不倫瑞克的投資。除非禁令解除，否則我們將無法開發這些資產。
截至2023年12月31日的生產井
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然氣 | | 油 | | 總計 | | 運營油井總數 |
| 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | |
| 阿巴拉契亞 | 1,879 | | | 1,485.7 | | | 2 | | | 0.6 | | | 1,881 | | | 1,486.3 | | | 1,647 | |
| 海恩斯維爾 | 1,149 | | | 745.8 | | | — | | | — | | | 1,149 | | | 745.8 | | | 772 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 3,028 | | | 2,231.5 | | | 2 | | | 0.6 | | | 3,030 | | | 2,232.1 | | | 2,419 | |
S-K法規第1205項要求的鑽井和其他勘探及開發活動的相關信息如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 發展 |
| | 生產井 | | 乾井 | | 總計 |
| 年 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| 2023 | | | | | | | | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | | 67.0 | | | 56.0 | | | — | | | — | | | 67.0 | | | 56.0 | |
海恩斯維爾 (1) | | 65.0 | | | 59.3 | | | — | | | — | | | 65.0 | | | 59.3 | |
| 總計 | | 132.0 | | | 115.3 | | | — | | | — | | | 132.0 | | | 115.3 | |
| 2022 | | | | | | | | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | | 63.0 | | | 54.2 | | | — | | | — | | | 63.0 | | | 54.2 | |
海恩斯維爾 (1) | | 70.0 | | | 63.5 | | | — | | | — | | | 70.0 | | | 63.5 | |
| 總計 | | 133.0 | | | 117.7 | | | — | | | — | | | 133.0 | | | 117.7 | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | | 78.0 | | | 74.8 | | | — | | | — | | | 78.0 | | | 74.8 | |
海恩斯維爾 (1) | | 15.0 | | | 14.5 | | | — | | | — | | | 15.0 | | | 14.5 | |
| 總計 | | 93.0 | | | 89.3 | | | — | | | — | | | 93.0 | | | 89.3 | |
(1)海恩斯維爾E&P資產分別於2021年9月和2021年12月通過Indigo合併和GEPH合併獲得。
在截至2023年12月31日的三年內，該公司在其任何業務區均未鑽探探井(生產井或乾井)。
下表列出了S-K條例第1206項所要求的有關我們當前活動的信息：
截至2023年12月31日的在建油井
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| 鑽探： | 毛收入 | | 網絡 |
| 阿巴拉契亞 | 5.0 | | | 5.0 | |
| 海恩斯維爾 | 18.0 | | | 17.4 | |
| 總計 | 23.0 | | | 22.4 | |
| 正在完成： | | | |
| 阿巴拉契亞 | 17.0 | | | 14.5 | |
| 海恩斯維爾 | 13.0 | | | 12.9 | |
| 總計 | 30.0 | | | 27.4 | |
| 鑽井和完井： | | | |
| 阿巴拉契亞 | 22.0 | | | 19.5 | |
| 海恩斯維爾 | 31.0 | | | 30.3 | |
| 總計 | 53.0 | | | 49.8 | |
S-K條例第1204條要求的油氣產量、生產價格和生產成本信息如下：
產量、平均售價和平均生產成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 天然氣 | | | | | |
生產(Bcf): | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | 803 | | | 841 | | | 883 | |
海恩斯維爾 (1) | 635 | | | 679 | | | 132 | |
| | | | | |
| 總計 | 1,438 | | | 1,520 | | | 1,015 | |
| | | | | |
平均實現天然氣價格，不包括衍生品($/mcf): | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | $ | 1.83 | | | $ | 5.75 | | | $ | 3.03 | |
海恩斯維爾 (1) | $ | 2.46 | | | $ | 6.27 | | | $ | 5.18 | |
| 總計 | $ | 2.11 | | | $ | 5.98 | | | $ | 3.31 | |
| | | | | |
平均實現天然氣價格，包括衍生品($/mcf): | $ | 2.36 | | | $ | 2.79 | | | $ | 2.28 | |
| | | | | |
| 油 | | | | | |
生產（兆字節）: | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | 5,568 | | | 4,967 | | | 6,567 | |
海恩斯維爾 (1) | 30 | | | 20 | | | 8 | |
| 其他 | 4 | | | 6 | | | 35 | |
| 總計 | 5,602 | | | 4,993 | | | 6,610 | |
| | | | | |
平均實現石油價格，不包括衍生品(美元/桶): | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | $ | 66.80 | | | $ | 86.92 | | | $ | 58.82 | |
海恩斯維爾 (1) | $ | 74.65 | | | $ | 94.68 | | | $ | 62.54 | |
| 其他 | $ | 74.37 | | | $ | 86.05 | | | $ | 55.29 | |
| 總計 | $ | 66.84 | | | $ | 86.95 | | | $ | 58.80 | |
| | | | | |
平均實現石油價格，包括衍生品 (美元/桶): | $ | 57.21 | | | $ | 50.83 | | | $ | 40.48 | |
| | | | | |
| NGL | | | | | |
生產（兆字節）: | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | 32,848 | | | 30,445 | | | 30,936 | |
| | | | | |
| 其他 | 11 | | | 1 | | | 4 | |
| 總計 | 32,859 | | | 30,446 | | | 30,940 | |
| | | | | |
已實現NGL平均價格，不包括衍生品 (美元/桶): | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | $ | 21.38 | | | $ | 34.35 | | | $ | 28.72 | |
| | | | | |
| 其他 | $ | 28.29 | | | $ | — | | | $ | 40.98 | |
| 總計 | $ | 21.38 | | | $ | 34.35 | | | $ | 28.72 | |
| | | | | |
包括衍生品在內的已實現NGL平均價格 (美元/桶) | $ | 22.46 | | | $ | 26.52 | | | $ | 18.20 | |
(1)海恩斯維爾E&P資產分別於2021年9月和2021年12月通過Indigo合併和GEPH合併獲得。 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
按地區劃分的總產量(Bcfe) | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | 1,034 | | | 1,054 | | | 1,108 | |
海恩斯維爾 (1) | 635 | | | 679 | | | 132 | |
| | | | | |
| 總計 | 1,669 | | | 1,733 | | | 1,240 | |
| | | | | |
按地層劃分的總產量(Bcfe) | | | | | |
| 馬塞盧斯頁巖 | 917 | | | 891 | | | 943 | |
| 尤蒂卡頁巖 | 117 | | | 166 | | | 164 | |
海恩斯維爾頁巖 (1) | 374 | | | 411 | | | 100 | |
博西耶頁巖 (1) | 261 | | | 262 | | | 32 | |
| 其他 | — | | | 3 | | | 1 | |
| 總計 | 1,669 | | | 1,733 | | | 1,240 | |
| | | | | |
| 租賃運營 | | | | | |
| 每立方米成本，不包括從價税和遣散費： | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | $ | 1.15 | | | $ | 1.06 | | | $ | 0.95 | |
海恩斯維爾 (1) | $ | 0.89 | | | $ | 0.87 | | | $ | 0.88 | |
| 總計 | $ | 1.05 | | | $ | 0.98 | | | $ | 0.95 | |
(1)海恩斯維爾E&P資產分別於2021年9月和2021年12月通過Indigo合併和GEPH合併獲得。
2023年，我們被要求向美國能源部提交表格23《國內石油和天然氣儲量年度調查》。表格23報告儲量的基礎與表格中包括的儲量數據不能相比。補充石油和天然氣信息披露“在本年度報告第II部分第8項中。主要區別在於，表格23報告總儲備，包括特許權使用費所有者的份額，並僅包括我們作為運營商的那些物業的儲備。
物業的標題
我們相信，根據石油和天然氣行業普遍接受的標準，我們基本上擁有令人滿意的所有活躍物業的所有權。我們的物業受習慣特許權使用費和凌駕於特許權使用費利益、與從該等物業生產的勘探、開發、運營和營銷有關的某些合同、同意轉讓和優先購買權、現行税收留置權、適用法律和其他負擔、產權負擔和所有權違規行為的約束，我們認為這些權利不會對該等物業的使用或價值產生實質性幹擾或影響。在收購未開發物業之前，我們努力進行徹底但力度較小的所有權調查，這與石油和天然氣行業的標準做法一致。通常，在我們開始對我們運營的物業進行鑽探操作之前，我們會對我們發現的重大缺陷進行所有權審查並進行根治工作。我們相信，我們已經對我們運營的幾乎所有活躍物業進行了所有權審查。
項目3.其他法律程序。
在正常業務過程中，我們會受到各種訴訟、索賠和訴訟的影響，如涉嫌違約、版税計算錯誤、僱傭問題、交通事故、污染、污染、侵佔他人財產或妨害。當責任既可能且金額可以合理估計時，我們就應計此類項目。雖然目前無法估計任何額外損失的金額或合理可能的損失範圍，但根據索賠的性質，管理層認為當前的訴訟、索賠和訴訟，無論是單獨的還是合計的，並在考慮到保險後，不太可能對我們的財務狀況、經營結果或現金流產生實質性的不利影響，因為該結果的影響變得合理地可估量。由於其中許多事項還處於早期階段，因此指控和損害理論尚未完全發展，都受到內在不確定性的影響；因此，管理層的觀點未來可能會發生變化。如果出現不利的最終結果，可能會對我們的財務狀況、運營結果或現金流量產生實質性影響，因為在這段時間內，這種影響變得可以合理評估。
我們還受制於與環境保護相關的法律法規。非資本性質的環境和清理相關成本是在很可能發生負債且金額可以合理估計的情況下應計的。我們管理層相信，未來的任何補救或其他合規相關成本不會對我們的財務狀況或運營結果產生實質性影響。
見中的“訴訟”注10有關本公司現行法律程序的進一步詳情，請參閲本年度報告所載綜合財務報表。
項目4.披露煤礦安全情況
不適用。
第II部
項目5.註冊人普通股、相關股東事項和發行人購買股權證券的市場
我們的普通股在紐約證券交易所交易，代碼為“SWN”。2024年2月20日，我們普通股的收盤價為6.61美元，我們有1,768名登記在冊的股東。
我們目前不為普通股支付股息，我們預計在可預見的未來也不會支付任何現金股息。所有關於宣佈和支付股息和股票回購的決定均由我們的董事會酌情決定，並將根據我們的財務狀況、收益、增長前景、資金要求、適用法律和董事會認為相關的任何其他因素定期進行評估。
有關根據我們的股票補償計劃授權發行的普通股的信息，請參閲第III部分第12項“某些受益所有人的擔保所有權和管理層及相關股東事項”和第II部分第8項“財務報表和補充數據”中我們合併財務報表的附註14。
發行人購買股票證券
沒有。
近期出售的未註冊股權證券
沒有。
股票表現圖表
下圖將過去五年我們普通股的表現與S指數和S石油天然氣勘探與生產精選行業指數進行了比較。下圖假設，截至2018年12月31日，我們普通股和每個指數的投資價值為100美元，所有股息都進行了再投資。下圖所示的股票表現並不代表未來的價格表現：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 |
| 西南能源公司 | $ | 100 | | | $ | 71 | | | $ | 87 | | | $ | 137 | | | $ | 172 | | | $ | 192 | |
| 標準普爾500指數 | 100 | | | 131 | | | 156 | | | 200 | | | 164 | | | 207 | |
S&普氏油氣勘探與生產精選行業指數 | 100 | | | 91 | | | 58 | | | 97 | | | 141 | | | 146 | |
第六項。[已保留]
項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析
管理層的討論和分析是公司對其財務業績和可能影響未來業績的重大趨勢的分析。它應與本報告其他部分包括的財務報表和説明以及補充石油和天然氣披露一起閲讀。它包含前瞻性陳述，包括但不限於與公司的計劃、戰略、目標、預期和意圖有關的陳述，這些陳述是根據1995年私人證券訴訟改革法的“安全港”條款作出的。在許多情況下，您可以通過“預期”、“打算”、“計劃”等詞語來識別前瞻性陳述。“項目”、“估計”、“繼續”、“潛在”、“應該”、“可能”、“可能”、“將”、“目標”、“指導”、“展望”、“努力”、“預期”、“相信”、“預測”、“預算”、“預測”、“目標”、“預測”，“目標”或類似詞語。除非聯邦證券法要求，否則本公司不承諾因新信息、未來事件或其他原因而更新、修改或更正任何前瞻性陳述。請讀者注意，此類前瞻性陳述應與本公司標題下的披露一併閲讀：關於前瞻性陳述的警告性聲明在這份年度報告中。另見標題下所述的風險因素和其他警示説明。風險因素“在本年度報告第1A項中。
概述
擬議與切薩皮克公司合併
於2024年1月10日，本公司與切薩皮克、合併附屬公司及有限責任公司附屬公司訂立合併協議，根據該等協議，本公司將作為切薩皮克的全資附屬公司繼續存在。根據合併協議的條款，每一股符合條件的公司普通股將被轉換為獲得0.0867股切薩皮克普通股的權利。擬議合併的完成仍取決於某些條件，包括公司股東批准擬議合併，切薩皮克股東批准發行與擬議合併相關的切薩皮克普通股，以及某些政府和監管部門的批准。擬議的合併目前的目標是在2024年第二季度完成；然而，無法保證擬議的合併將在何時或是否發生。
上述對合並協議及其預期的交易的描述，包括某些參考條款，是合併協議中包含的某些主要條款和條件的摘要，其副本作為附件2.1附在公司於2024年1月11日提交的當前Form 8-K報告中。
看見附註16--後續活動請參閲“項目8.財務報表”中所列的合併財務報表附註，以瞭解更多信息。另外，請參閲風險因素和其他警示聲明，特別是與擬議中的切薩皮克合併相關的風險在標題下“風險因素“在本年度報告第1A項中。
背景
我們是一家獨立的能源公司，從事天然氣、石油和NGL的開發、勘探和生產，我們稱之為“E&P”。我們還專注於通過我們的營銷業務創造和獲取額外的價值，我們稱之為“營銷”。我們通過子公司開展大部分業務，目前僅在美國南部48個地區的阿巴拉契亞和海恩斯維爾天然氣盆地運營。
E&P我們的主要業務是開發和生產天然氣以及相關的NGL和石油，我們目前的業務重點是開發位於賓夕法尼亞州、西弗吉尼亞州、俄亥俄州和路易斯安那州的非常規天然氣儲氣庫。我們在賓夕法尼亞州、西弗吉尼亞州和俄亥俄州的業務，即我們稱為“阿巴拉契亞”的業務，專注於馬塞盧斯頁巖、尤蒂卡和上泥盆統的非常規天然氣和液體儲氣庫。我們在路易斯安那州的業務，我們稱為“海恩斯維爾”，主要專注於海恩斯維爾和博西爾天然氣藏，使我們能夠更多地接觸美國墨西哥灣沿岸的液化天然氣走廊和其他市場。我們在阿巴拉契亞和海恩斯維爾也有鑽井平臺，我們提供某些油田產品和服務，主要通過垂直整合為我們的勘探和勘探業務提供服務。
市場營銷。我們的營銷活動抓住了通過營銷和運輸天然氣、石油和天然氣的機會，這些天然氣、石油和NGL主要是在我們的勘探和銷售業務中生產的。
聚焦2023年。在整個2023年，我們繼續採取有紀律的方法來優化自由現金流。這種方法平衡了我們削減債務和管理生產能力的雙重優先事項，因為我們預計未來天然氣價格環境將會改善。我們利用2023年的自由現金流，以及出售精選的非核心資產和正營運資本，償還了4.45億美元的債務，加強了我們的資產負債表，並改善了我們的債務槓桿指標。
提高我們在整個週期中產生自由現金流的能力，是我們加強資產負債表戰略的重要組成部分。我們的長期目標是將可持續的現金回報部分納入我們為股東帶來的整體經濟回報中。我們的近期戰略目標是優先使用任何自由現金流，通過減少債務來提高我們的財務實力，以實現我們的債務目標範圍，其次是向股東返還價值。
自由現金流是一種非公認會計準則的財務計量。我們將自由現金流量定義為經營活動提供的淨現金，並根據(I)資產和負債的變化以及(Ii)與合併和重組相關的現金交易成本減去資本投資進行調整。自由現金流被我們財務報表的管理層和外部用户使用，如行業分析師、投資者、貸款人和評級機構。我們認為，自由現金流可以提供一個指標，表明公司可用於償還債務或其他一般公司用途的超額現金流，因為它與營業資產和負債的結算時間無關。
關於氣候變化事項和相關監管事項的討論，包括與氣候變化相關的潛在事態發展以及這些事態發展對我們的潛在影響和風險，請參閲本年度報告第1A項中的“風險因素”，以及本年度報告第1項中“商業-其他-環境監管”中的相關討論。我們將繼續監測和評估任何可能影響我們和石油和天然氣行業的與氣候變化相關的事態發展，以確定對我們的業務和運營的影響，並在必要時採取適當行動。
天然氣、石油和天然氣價格的波動對我們的行業和我們的公司構成了挑戰，法律、法規和投資者情緒的變化以及在#年“風險因素”項下描述的其他關鍵因素也是如此第1A項本年度報告的一部分。儘管我們目前預計將維持一個滾動的三年期衍生品投資組合，但不能保證我們將能夠增加衍生品頭寸，以滿足我們的預期產量，並以有利的價格。見“關於市場風險的定量和定性披露”第7A項和附註6-衍生工具和風險管理，請參閲本年度報告所載的綜合財務報表，以瞭解進一步詳情。
近期財務和經營業績
2023年的重要運營和財務亮點包括：
公司總數
•淨收益為15.57億美元，或每股稀釋後收益1.41美元，較2022年的淨收益18.49億美元或每股稀釋後收益1.66美元有所下降。淨收益下降的原因是營業收入減少83.28億美元，包括2023年計入的17.1億美元減值，但由於遠期定價下降的影響，我們的衍生品頭寸增加了76.92億美元，部分抵消了這一下降。與2022年相比，2023年淨收入的下降進一步被2.57億美元的税收優惠所抵消，相比之下，2022年的税收撥備為5100萬美元，利息支出同比減少4200萬美元。
•營業收入從截至2022年12月31日的年度的73.54億美元下降到截至2023年12月31日的年度的營業虧損9.74億美元。營業收入減少83.28億美元，主要是由於2023年定價低於2022年，營業收入減少84.8億美元，但部分被減少的1.52億美元運營成本所抵消。
•經營活動提供的現金淨額為25. 16億元，較2022年的31. 54億元減少20%，主要由於商品價格下跌導致減少61. 14億元、產量下降導致減少3. 54億元及營銷利潤率減少700萬元。減少的部分被我們結算的衍生品頭寸增加56.28億美元、營運資金增加1.19億美元、當期税收減少5600萬美元和利息支出減少4200萬美元所抵消。
•經營活動提供的現金淨額，扣除營運資本變動後， 截至2023年12月31日止年度，本集團錄得22. 73億元，較2022年同期減少7. 57億元。
•總投資21.31億美元 較2022年的22.09億元減少4%，主要由於商品價格較低，導致活動水平較低。
E&P
•2023年的勘探及生產分部經營虧損為10. 61億元，而2022年的經營收入為72. 53億元。2023年的減少主要是由於我們的已實現加權平均價格每Mcfe下降3.64美元導致E&P運營收入減少64.68億美元（不包括衍生品）和64 Bcfe產量下降，加上18.46億美元的勘探和生產運營成本和費用增加，包括非現金全額成本上限減值1美元，2023年7.1億。
•2023年年底儲量為19，660 Bcfe，較2022年年底儲量21，625 Bcfe減少1，965 Bcfe，或9%，因為1，972 Bcfe的向下修正，1，669 Bcfe的生產和350 Bcfe與出售的物業相關，部分被2，026 Bcfe的增加所抵消。
•總淨產量為1，669億立方英尺，其中86%為天然氣，12%為天然氣液化物，2%為石油，較2022年的1，733億立方英尺減少4%，原因是我們因近期天然氣價格下跌及通脹影響而放緩活動
•撇除衍生工具的影響，我們已實現的天然氣價格為2. 11美元/百萬立方英尺，已實現的石油價格為66. 84美元/桶，已實現的NGL價格為21. 38美元/桶，分別較2022年下降65%、23%及38%。我們的加權平均已實現價格（不包括衍生工具的影響）為每百萬噸鐵2. 46美元，較2022年同期下降60%。
•E&P部門投資了21.22億美元的資本;鑽探了110口井，完成了124口井，並將132口井出售。
展望
我們在2024年的主要重點是繼續通過減少債務和管理我們的生產能力的雙重優先事項，優化我們的自由現金流產生活動的紀律方法。
隨着我們繼續發展我們在美國阿巴拉契亞和海恩斯維爾天然氣盆地的核心地位，我們會集中處理：
•創造可持續價值。我們致力為持份者創造價值，方法是分配資本，專注於賺取經濟回報及優化資產價值;在整個週期內提供可持續的自由現金流;提升鑽探庫存的質量及深度;提高營運的資本效率;以及將資源轉化為探明儲量。
•保護財政實力。我們打算通過降低槓桿率和債務總額來保護我們的財務實力;保持強勁的流動性狀況和有吸引力的債務到期情況;提高我們與信貸機構的信用評級和前景;降低我們的加權平均債務成本;以及部署對衝以平衡收入保護與商品上行風險。
•執行進展。我們專注於以HSE和ESG為核心價值觀，有效和高效地運營;利用我們的數據分析，新興技術，運營執行，戰略採購，垂直整合和大規模資產開發專業知識來提高成本和資本效率;進一步提高油井性能，優化油井成本並減少基礎產量下降;並通過商業和營銷安排確保流量保證。
•抓住規模化帶來的巨大好處。我們努力通過利用過去和未來戰略交易的規模來提高企業回報，以實現運營協同效應，推動成本節約，擴大我們的經濟庫存，降低我們的企業風險狀況，並擴大我們的機會組合和可選性。
我們繼續致力於實現這些目標，同時保持我們對環保意識和積極主動的承諾，並在社會管理和企業管治中採用最佳實踐。我們相信，由於監管機構和投資者不斷變化的環境標準和期望，美國天然氣、石油和NGL價格的不確定性，法律、法規和投資者情緒的變化，以及上述“風險因素。“因此，我們打算通過減少債務和維持一個旨在減輕我們對大宗商品價格波動風險的衍生品計劃來保護我們的財務實力。
行動的結果
以下有關我們分部經營業績的討論於分部間對銷前呈列。我們評估分部時將其視為獨立業務，並在進行任何分部間對銷前相應討論其業績。利息支出、衍生工具收益（損失）、債務提前償還收益（損失）和所得税在合併基礎上討論。
我們已經應用了證券交易委員會的FAST法案現代化和簡化監管S-K，這將討論限制在最近兩個財政年度。本討論及分析涉及二零二三財政年度及二零二二財政年度合併財務報表的重大變動比較。有關2022財年和2021財年的比較，請參閲我們於2023年2月23日向美國證券交易委員會提交的10-K表格2022年年度報告第二部分第7項中的“管理層對財務狀況和經營業績的討論和分析”。
E&P | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | |
| 收入 | $ | 4,109 | | (1) | $ | 10,577 | | (1) |
| 營運成本及開支 | 5,170 | | (2) | 3,324 | | (3) |
| 營業收入(虧損) | $ | (1,061) | | | $ | 7,253 | | |
| | | | |
| 衍生工具收益（虧損），已結算 | $ | 345 | | | $ | (5,283) | |
|
(1)包括截至2023年和2022年12月31日止年度與氣體平衡相關的300萬美元虧損。
(2)包括截至2023年12月31日止年度的17.1億美元非現金全額成本上限測試減值
(3)包括截至2022年12月31日止年度的合併相關開支2700萬美元。
營業收入
•截至2023年12月31日止年度，勘探及生產分部的經營虧損為10. 61億元，而截至2022年12月31日止年度的經營收入為72. 53億元。撇除2023年錄得的17. 10億元非現金全額成本上限測試減值，我們的勘探及生產分部經營收入由截至2022年12月31日止年度減少66. 04億元至截至2023年12月31日止年度。這一下降主要是由於與商品價格下降相關的利潤率下降。
收入
商品價格和產量變動對銷售收入的影響如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| (除百分比外，以百萬元計) | 天然
燃氣 | | 油 | | NGL | | 總計 |
2022年銷售收入 (1) | $ | 9,100 | | | $ | 434 | | | $ | 1,046 | | | $ | 10,580 | |
| 與價格有關的變化 | (5,574) | | | (113) | | | (427) | | | (6,114) | |
| 與生產量相關的變更 | (490) | | | 53 | | | 83 | | | (354) | |
2023年銷售收入 (1) | $ | 3,036 | | | $ | 374 | | | $ | 702 | | | $ | 4,112 | |
| 比2022年減少 | (67) | % | | (14) | % | | (33) | % | | (61) | % |
(1)不包括截至2023年12月31日和2022年12月31日止年度的其他營業收入300萬美元，主要與天然氣平衡損失有關。
生產量 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| | | | | 增加/(減少) |
| 2023 | | 2022 | |
天然氣(Bcf) | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | 803 | | | 841 | | | (5)% |
| 海恩斯維爾 | 635 | | | 679 | | | (6)% |
| | | | | |
| 總計 | 1,438 | | | 1,520 | | | (5)% |
| | | | | |
油（兆字節） | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | 5,568 | | | 4,967 | | | 12% |
| 海恩斯維爾 | 30 | | | 20 | | | 50% |
| 其他 | 4 | | | 6 | | | (33)% |
| 總計 | 5,602 | | | 4,993 | | | 12% |
| | | | | |
NGL（兆字節） | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | 32,848 | | | 30,445 | | | 8% |
| | | | | |
| 其他 | 11 | | | 1 | | | 1,000% |
| 總計 | 32,859 | | | 30,446 | | | 8% |
| | | | | |
按區域劃分的生產量 (Bcfe): | | | | | |
| 阿巴拉契亞 | 1,034 | | | 1,054 | | | (2)% |
| 海恩斯維爾 | 635 | | | 679 | | | (6)% |
| | | | | |
| 總計 | 1,669 | | | 1,733 | | | (4)% |
| | | | | |
按地層劃分的總產量(Bcfe) | | | | | |
| 馬塞盧斯頁巖 | 917 | | | 891 | | | 3% |
| 尤蒂卡頁巖 | 117 | | | 166 | | | (30)% |
| 海恩斯維爾頁巖 | 374 | | | 411 | | | (9)% |
| 博西耶頁巖 | 261 | | | 262 | | | —% |
| 其他 | — | | | 3 | | | (100)% |
| 總計 | 1,669 | | | 1,733 | | | (4)% |
| | | | | |
| 生產百分比： | | | | | |
| 天然氣 | 86 | % | | 88 | % | | |
| 油 | 2 | % | | 2 | % | | |
| NGL | 12 | % | | 10 | % | | |
•在截至2023年12月31日的一年中，我們E&P部門的產量與2022年同期相比下降了64 Bcfe，這是由於我們與近期天然氣價格下降和通脹影響相關的活動放緩所致
•與2022年相比，截至2023年12月31日的一年，石油和NGL產量分別增長了12%和8%，這主要是由於資本投資更高地分配到液體豐富的地區。
大宗商品價格
我們預期生產所得的價格是決定我們開發物業的資本投資的關鍵因素。大宗商品價格波動是由於我們無法控制或預測的各種因素，包括天然氣、石油或天然氣液化物供應增加，這是由於勘探和開發活動增加、天氣狀況、政治和經濟事件（如應對大流行病）以及來自其他能源的競爭。這些因素影響供應和需求，進而決定我們產品的銷售價格。除了這些因素外，我們的生產價格還受到我們的衍生產品活動以及市場價格的地理差異（包括基差）的影響。我們將繼續評估商品價格環境，並調整我們的活動節奏，以保持適當的流動性和財務靈活性。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日止年度， |
| | 2023 | | 2022 | | 增加/
(減少) |
| 天然氣價格： | | | | | | |
紐約商品交易所亨利中心普萊斯($/MMBtu) (1) | | $ | 2.74 | | | $ | 6.64 | | | (59)% |
紐約商品交易所的折扣(2) | | (0.63) | | | (0.66) | | | (5)% |
平均實現天然氣價格，不包括衍生品($/mcf) | | $ | 2.11 | | | $ | 5.98 | | | (65)% |
已結算金融基礎衍生品收益($/mcf) | | 0.03 | | | 0.08 | | | |
已結算商品衍生工具收益/（虧損） ($/mcf) | | 0.22 | | | (3.27) | | | |
平均已實現天然氣價格，包括衍生品 ($/mcf) | | $ | 2.36 | | | $ | 2.79 | | | (15)% |
| | | | | | |
| 油價： | | | | | | |
WTI油價(美元/桶) (3) | | $ | 77.62 | | | $ | 94.23 | | | (18)% |
WTI折扣 (4) | | (10.78) | | | (7.28) | | | 48% |
平均實現石油價格，不包括衍生品(美元/桶) | | $ | 66.84 | | | $ | 86.95 | | | (23)% |
已結算衍生工具損失 (美元/桶) | | (9.63) | | | (36.12) | | | |
平均實現石油價格，包括衍生品(美元/桶) | | $ | 57.21 | | | $ | 50.83 | | | 13% |
| | | | | | |
| NGL價格： | | | | | | |
已實現NGL平均價格，不包括衍生品(美元/桶) | | $ | 21.38 | | | $ | 34.35 | | | (38)% |
已結算衍生工具收益/（虧損） (美元/桶) | | 1.08 | | | (7.83) | | | |
包括衍生品在內的已實現NGL平均價格(美元/桶) | | $ | 22.46 | | | $ | 26.52 | | | (15)% |
| WTI百分比，不包括衍生品 | | 28 | % | | 36 | % | | |
| | | | | | |
| 總加權平均實現價格： | | | | | | |
不包括衍生品 (美元/麥克菲) | | $ | 2.46 | | | $ | 6.10 | | | (60)% |
包括衍生品(美元/麥克菲) | | $ | 2.67 | | | $ | 3.06 | | | (13)% |
(1)基於月度期貨合約的上一日結算價。
(2)這一折扣包括基差、供熱量調整、實物銷售、第三方運輸費和燃料費，不包括財務基差對衝。
(3)以近月期貨合約在該期間的日均結算價計算。
(4)此折扣主要包括位置和質量調整。
我們收到的天然氣銷售價低於NYMEX每月平均結算價，這是基於天然氣的熱含量、位置基差以及運輸和燃料費。此外，由於一系列因素，包括產品質量、所售NGL的組成和類型、地區基差以及運輸和燃料費，我們收到的石油和NGL的銷售價分別低於西德克薩斯中質油和蒙特貝爾維尤NGL的月平均價格。
我們定期就我們預測的天然氣、石油和NGL產量的一部分達成各種衍生品和其他財務安排，以確保某些預期的現金流水平，並將價格波動的影響降至最低，包括地區市場差異的波動。關於市場風險的定量和定性披露，在本年度報告中，注6本年度報告所載綜合財務報表的風險因素“我們的商品價格風險管理和計量系統及經濟對衝活動可能無效，並可能增加我們業績的波動性”第1A項關於我們的衍生品和風險管理活動的更多討論。
下表列出了截至2023年12月31日，我們通過衍生品和實物銷售安排限制了基差波動影響的未來天然氣產量：
| | | | | | | | | | | |
| 卷(Bcf) | | 基差分 |
| 基差互換-天然氣 | | | |
| 2024 | 82 | | | $ | (0.72) | |
| 2025 | 9 | | | (0.64) | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 總計 | 91 | | | |
| | | |
實物NYMEX銷售安排-天然氣 (1) | | | |
| 2024 | 813 | | | $ | (0.19) | |
| 2025 | 575 | | | (0.12) | |
| 2026 | 418 | | | (0.06) | |
| 2027 | 340 | | | (0.03) | |
| 2028 | 302 | | | (0.02) | |
| 2029 | 252 | | | (0.01) | |
| 2030 | 105 | | | (0.01) | |
| | | |
| | | |
| 總計 | 2,805 | | | |
(1)實物銷售量是以毛數為基礎列報的。
除了保護基數外，下表還列出了截至2023年12月31日，我們通過衍生品受到財務保護的價格未來產量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | 2025 | | 2026 | |
天然氣(Bcf)(1) | 742 | | | 307 | | | 73 | | |
油（兆字節） | 2,175 | | | 1,043 | | | — | | |
乙烷（兆字節） | 4,897 | | | — | | | — | | |
丙烷（兆字節） | 4,008 | | | 63 | | | — | | |
正丁烷（兆字節） | 329 | | | — | | | — | | |
天然汽油（兆字節） | 329 | | | — | | | — | | |
對未來生產的全面財務保護(Bcfe) | 812 | | | 314 | | | 73 | | |
(1)包括2024年至2026年到期的看漲期權。
我們請您留意 注6有關本公司衍生工具的其他詳情，請參閲本年度報告所包括的綜合財務報表。
營運成本及開支
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| (除百分比外，以百萬元計) | 2023 | | 2022 | | 增加/(減少) |
| 租賃運營費用 | $ | 1,751 | | | $ | 1,706 | | | 3% |
| 一般和行政費用 | 164 | | | 154 | | | 6% |
| 與合併相關的費用 | — | | | 27 | | | (100)% |
| | | | | |
| 所得税以外的税項 | 243 | | | 268 | | | (9)% |
| 全成本池攤銷 | 1,287 | | | 1,154 | | | 12% |
| 非全額成本池DD&A | 15 | | | 15 | | | 0% |
| 減值 | 1,710 | | | — | | | 100% |
| | | | | |
| 總運營成本 | $ | 5,170 | | | $ | 3,324 | | | 56% |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| 每立方米平均單位成本： | 2023 | | 2022 | | 增加/(減少) |
租賃運營費用(1) | $ | 1.05 | | | $ | 0.98 | | | 7% |
| 一般和行政費用 | $ | 0.10 | | | $ | 0.09 | | (2) | 11% |
| 所得税以外的税項 | $ | 0.15 | | | $ | 0.15 | | | —% |
| 全成本池攤銷 | $ | 0.77 | | | $ | 0.67 | | | 15% |
(1)包括採集、加工、分餾和壓縮等後期製作成本。
(2)不包括截至2022年12月31日的年度與Indigo和GEPH合併相關的2700萬美元合併費用。
租賃運營費用
•與2022年相比，在截至2023年12月31日的一年中，每個Mcfe的租賃運營費用增加了0.07美元，這主要是由於通脹和產量下降的影響。
一般和行政費用
•在截至2023年12月31日的一年中，與2022年相比，一般和行政費用增加了每麥克菲0.01美元，這主要是由於與我們的企業資源技術開發相關的成本和產量的下降。
與合併相關的費用
•下表列出了我們在截至2022年12月31日的年度內與合併相關活動產生的費用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日止的年度 | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| (單位：百萬) | 靛藍
合併 | | GEPH
合併 | | 總計 | | | | | | | | | | |
| 過渡服務 | $ | — | | | $ | 18 | | | $ | 18 | | | | | | | | | | | |
| 合同買斷、終止和轉讓 | 1 | | | 2 | | | 3 | | | | | | | | | | | |
| 盡職調查和環境保護 | 1 | | | 1 | | | 2 | | | | | | | | | | | |
| 其他 | — | | | 2 | | | 2 | | | | | | | | | | | |
| 專業費用(銀行、法律、諮詢) | — | | | 1 | | | 1 | | | | | | | | | | | |
| 與員工相關 | — | | | 1 | | | 1 | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 合併相關費用總額 | $ | 2 | | | $ | 25 | | | $ | 27 | | | | | | | | | | | |
在截至2023年12月31日的年度內，我們沒有產生任何與合併相關的成本。我們建議您訪問注2有關合並的其他詳情，請參閲本年度報告所包括的綜合財務報表。
所得税以外的税項
•在每個MCFE的基礎上，所得税以外的税收可能會因從價税和遣散税的變化而不同，這是由於我們的生產量的組合、商品價格的波動以及我們經營業務的各個州制定的税率的變化。
•與2022年同期相比，截至2023年12月31日的一年，除所得税外，每Mcfe的税收保持不變，主要是因為從價税的增加被商品價格下降對我們在西弗吉尼亞州的遣散税的影響所抵消，遣散税是按收入淨額減去允許的生產費用的固定百分比計算的。
全成本池攤銷
•由於通貨膨脹導致開發成本增加，截至2023年12月31日的一年，我們的全成本池攤銷比2022年增加了0.10美元/Mcfe。
•攤銷率受增加儲備的時間和金額以及與這些增加相關的未來開發成本的影響，因價格和油井表現對先前儲備估計的修訂，非現金全額成本上限減值導致的減記，減少全部成本池的物業銷售所得，以及需要攤銷的成本水平。由於上述每個因素的變異性，以及其他因素，包括但不限於未來儲備變化量的不確定性，我們無法準確預測我們未來的全面成本池攤銷率。
•截至2023年12月31日，不計入攤銷的未評估成本為20.75億美元，而2022年12月31日為22.17億美元。與2022年相比，不計入攤銷的未評估成本減少了1.42億美元，因為在此期間投資的2.23億美元未評估資本部分抵消了先前總計3.65億美元的未評估物業的評估。
請參閲“補充石油和天然氣信息披露“在本年度報告第二部分第8項中，瞭解有關不包括在攤銷中的未評估成本的更多信息。
減值
•我們在截至2023年12月31日的年度確認了17.1億美元的非現金全成本上限測試減值，主要是由於前12個月大宗商品價格下降。
營銷
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| (除百分比外，以百萬元計) | 2023 | | 2022 | | 增加/(減少) |
| 營銷收入 | $ | 6,277 | | | $ | 14,521 | | | (57)% |
| | | | | |
| | | | | |
| 營銷採購 | 6,161 | | | 14,398 | | | (57)% |
| 營運成本及開支 | 24 | | | 22 | | | 9% |
| | | | | |
| | | | | |
| 營業收入 | $ | 92 | | | $ | 101 | | | (9)% |
| | | | | |
投放市場的數量(Bcfe) | 2,303 | | | 2,266 | | | 2% |
| | | | | |
| | | | | |
| 天然氣產量的百分比來自附屬的勘探和生產業務 | 90 | % | | 94 | % | | |
| 關聯勘探和天然氣生產進入市場 | 89 | % | | 88 | % | | |
營業收入(虧損)
•與2022年相比，截至2023年12月31日的一年中，營銷運營收入減少了900萬美元，主要原因是營銷利潤率下降了700萬美元(下文討論)，以及運營費用增加了200萬美元。
•截至2023年12月31日止年度的營銷活動利潤率較上年同期減少700萬美元，主要是由於市場銷售量的收入價下降57%，部分被市場銷售量增加2%所抵銷。
營銷利潤率主要由銷售量驅動，可能會根據商品的價格、相關的運輸成本和這些商品的最終處置情況而波動。由於商品價格和銷售量的變化導致的收入增減在很大程度上被採購費用的相應變化所抵消。我們努力優化運輸成本可能會導致更大的費用，從而降低營銷利潤率。
收入
•與2022年相比，截至2023年12月31日的年度，我們營銷活動的收入減少了82.44億美元，主要是由於市場銷售量的價格下降了57%，部分被市場銷售量增加37Bcfe所抵消。
營運成本及開支
•與截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度營銷運營成本和支出增加了200萬美元，主要是由於與人員相關的成本增加。
已整合
利息支出
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日止年度， |
| (除百分比外，以百萬元計) | | 2023 | | 2022 | | 增加/
(減少) |
| 總利息支出： | | | | | | |
| 高級筆記 | | $ | 209 | | | $ | 265 | | | (21)% |
| 信貸安排 | | 37 | | | 27 | | | 37% |
| 債務成本攤銷 | | 11 | | | 13 | | | (15)% |
| 總利息支出總額 | | 257 | | | 305 | | | (16)% |
| 減去：大寫 | | (115) | | | (121) | | | (5)% |
| 淨利息支出 | | $ | 142 | | | $ | 184 | | | (23)% |
•與2022年相比，截至2023年12月31日的年度的利息支出有所下降，這是由於左輪手槍借款減少、我們2022年債務回購活動的影響以及2023年第一季度將於2027年到期的7.75%優先票據的全部贖回。
•我們利用與收購和評估我們未評估的天然氣和石油資產的成本相關的利息。與2022年相比，截至2023年12月31日的一年的資本化利息減少了600萬美元，這主要是由於過去12個月對天然氣和石油資產的評估。
•截至2023年12月31日止年度，資本化利息佔利息開支總額的百分比較2022年增加，主要由於我們的未評估天然氣及石油資產結餘的百分比變動較小，而同期我們的利息開支總額的百分比跌幅較大。
我們請您留意 注9有關我們的債務及融資活動的更多詳情，請參閲本年報所載的綜合財務報表。
衍生工具收益（損失）
| | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | |
| 未結算衍生工具收益 | $ | 2,093 | | | $ | 24 | | |
| 結算衍生工具的收益(虧損) | 345 | | | (5,283) | | |
| 不履約風險調整 | (5) | | | — | | |
| 衍生工具的總收益(虧損) | $ | 2,433 | | | $ | (5,259) | | |
我們請您留意 注6有關我們衍生工具收益（虧損）的更多詳情，請參閲本年報所載的綜合財務報表。
提前清償債務的收益（損失）
•截至2023年12月31日止年度，我們按相等於本金額103. 875%的贖回價另加應計及未付利息1，300萬元贖回所有尚未贖回的2027年到期7. 75%優先票據，總付款為4. 50億元。我們確認了1900萬美元的債務償還損失，其中包括註銷300萬美元的相關未攤銷債務折扣和債務發行成本。
•截至2022年12月31日止年度，我們以8. 22億元的成本收回8. 16億元的長期債務，並錄得1，400萬元的提早償還債務虧損，其中包括600萬元的保費及費用，以及撇銷800萬元的相關未攤銷債務折扣及發行成本。債務償還包括回購4600萬美元2028年到期的8.375%優先票據、1900萬美元2027年到期的7.75%優先票據，以及全額贖回2010萬美元2022年到期的4.10%優先票據和5.5億美元定期貸款。
所得税
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| (除百分比外，以百萬元計) | 2023 | | 2022 |
| 所得税支出(福利) | $ | (257) | | | $ | 51 | |
| 實際税率 | (20) | % | | 3 | % |
•在截至2023年12月31日的一年中，我們的有效税率約為(20%)%，這主要是由於我們對美國遞延税項資產的估值免税額的釋放。當遞延税項資產的部分或全部利益很可能無法變現時，確認遞延税項資產(包括NOL)的估值準備。為了評估這種可能性，我們使用了對未來應税收入的估計和判斷，並考慮了產生該等應税收入的司法管轄區的税收後果，以確定是否需要估值免税額。這些證據可以包括當前的財務狀況、實際和預測的經營結果、遞延税項負債的沖銷和税務籌劃戰略以及石油和天然氣行業當前和預測的商業經濟情況。
•在截至2022年12月31日止年度，我們根據我們的結論維持對我們的遞延税項資產的全額估值撥備，考慮到所有可獲得的證據(包括正面和負面的證據)，遞延税項資產更有可能無法變現。被考慮的一項重要的客觀負面證據是截至2022年12月31日的三年期間發生的累計税前虧損，主要是由於2020年確認的已探明油氣資產的減值。截至2023年第一季度，我們保持了三年的累積盈利水平，並一直保持到2023年底。基於這一因素和其他積極的證據，如預測收入，我們得出結論，我們的聯邦和州遞延税項資產中的5.12億美元更有可能實現，並在2023年釋放這部分估值撥備。因此，在截至2023年12月31日的一年中，我們確認了與我們的税收撥備相關的2.69億美元遞延所得税支出，但由於估值免税額的釋放，5.26億美元的税收優惠(包括從保監處重新歸類的1400萬美元)抵消了這一支出。我們預計將保留與我們不再運營的司法管轄區內的NOL相關的5,200萬美元估值津貼，以及針對我們的一部分聯邦和州遞延税項資產，如資本損失和利息結轉，這些資產可能會在充分利用之前到期，原因是第382條的限制適用以及該等屬性的應用順序。
•由於發行與Indigo合併相關的普通股，如注2根據本年度報告的綜合財務報表，我們已累計發生所有權變更，因此，我們在收購前的淨營業虧損(“NOL”)受國內收入法典第382節規定的年度限制，約為48,000,000美元。所有權的變更和由此產生的年度限制將導致NOL或其他可用的税收屬性到期。截至2023年12月31日，我們有大約40億美元的聯邦NOL結轉，其中約30億美元的到期日在2035年至2037年之間，10億美元的結轉壽命無限期。我們目前估計，這些聯邦NOL中約有20億美元將在能夠使用之前到期，因此，在我們的資產負債表上，這些NOL沒有任何價值。如果我們的普通股未來的交易導致隨後的所有權變更，我們對剩餘美國税收屬性的使用可能會進一步受到限制。
2022年8月16日頒佈的《2022年通脹削減法案》(IRA)可能會影響美國對某些大公司徵税的方式。除了其他條款外，愛爾蘭共和軍還對某些大公司(通常是在綜合財務報表上報告的平均調整後税前淨收入至少為10億美元的公司)從2022年12月31日之後的納税年度徵收15%的公司替代最低税(CAMT)。這種替代的最低税額要求進行美國税法以前沒有要求的複雜計算，在解釋IRA條款時做出重大判斷，在計算中做出重大估計，以及準備和分析以前不相關或定期產生的信息。預計美國財政部、美國國税局和其他標準制定機構將發佈指導意見，説明愛爾蘭共和軍的替代最低税收規定將如何適用或以其他方式管理，可能與我們的解釋不同。隨着我們完成對個人退休帳户的分析，收集和準備必要的數據，並解釋任何額外的指導，我們可能會對我們記錄的臨時金額進行調整，這些臨時金額可能會對我們在調整期間的所得税撥備產生重大影響。CAMT於2023年對本公司的綜合財務報表並無任何影響。此外，愛爾蘭共和軍還對2023年1月1日或之後上市的美國國內公司回購股票徵收1%的美國聯邦消費税。因為我們在2023年沒有回購任何股票，所以我們在2023年沒有受到股票回購税的影響。我們將繼續監測愛爾蘭共和軍的更新及其對我們綜合財務報表的影響。
我們請您留意 注11請參閲本年度報告中包含的綜合財務報表，以進一步討論我們的所得税。
流動資金和資本資源
我們主要依靠我們業務產生的資金、2022年的信貸安排、我們的現金和現金等價物餘額以及我們進入資本市場的機會作為我們的主要流動性來源。*2022年4月8日，我們重述了2018年的信貸安排，並將到期日延長至2027年4月(簡稱2022年信貸安排)。在加入我們的2022年信貸安排方面，參與我們2022年信貸安排的銀行將我們的借款基數增加到35億美元，並同意提供20億美元的五年期循環承諾(“五年期”)，並同意更新條款，提供轉換能力
如果我們能夠達到相關評級機構認為的投資級地位，我們將向無擔保信貸安排提供我們的擔保信貸安排。
2023年10月4日，我們的借款基數和當選的總承諾額重申為35億美元，我們的五年期分期付款重申為20億美元。截至2023年12月31日，我們擁有約18億美元的總可用流動性，這超過了我們目前建模的需求，因為我們仍然致力於我們的資本紀律戰略。
自2022年8月4日起，我們選擇暫時將2022年信貸安排下的承諾額增加5億美元(“短期部分”)，作為管理臨時和可能更高的對衝相關營運資金流動的資源。我們在2023年4月30日到期的短期部分下沒有借款，也沒有續期。此外，於2023年初，我們將遠期天然氣對衝啟動的結算日期與相關銷售收據的日期保持一致，以緩解未來與對衝相關的臨時營運資金需求。
於2021年12月，連同GEPH合併，我們籌集了5.5億美元定期貸款融資(“定期貸款”)，為GEPH合併提供部分資金，對我們的流動資金沒有影響。2022年12月30日，本公司全額償還了定期貸款項下的全部未償債務。償付金額包括本金約5.46億美元的定期貸款，外加應計但未支付的利息、費用和開支，以履行公司在這些貸款下的所有債務義務。在償還此類未償債務方面，所有擔保定期貸款、定期貸款、相關貸款文件項下債務的擔保權益、抵押、留置權和產權負擔以及對此類債務的所有擔保均已終止。該公司用手頭約3.05億美元的現金和本公司2022年信貸安排下約2.5億美元的借款，為償還定期貸款項下的債務提供資金。
我們請您留意 注9本年度報告及下文“信貸安排及融資活動”一節所載的綜合財務報表，以進一步討論我們的2022年信貸安排及相關契約要求。
2022年6月，我們宣佈了一項股票回購計劃，授權我們從2022年6月21日開始回購最多10億美元的已發行普通股，一直持續到2023年12月31日(包括2023年12月31日)。在2022年期間，我們以每股7.24美元的平均價格回購了約1730萬股已發行普通股，總成本約為1.25億美元。我們在2023年沒有回購任何股票，因為我們在實現商品價格較低的時期優先償還債務。
展望未來，我們打算優先使用任何自由現金流來償還債務，以實現35億至30億美元或更低的債務目標和1.5倍至1.0倍的槓桿率目標。
我們經營活動的現金流在很大程度上取決於我們的銷售能力以及我們的天然氣和液體生產所獲得的銷售價格。天然氣、石油和天然氣價格受到大幅波動的影響，並受到市場供求的推動，市場供求受到許多因素的影響。請參閲第7項第二部分對當前和潛在的未來市場狀況進行了進一步討論。我們產品的銷售價格也受到我們的商品衍生品計劃的影響。我們的衍生品合同使我們能夠確保一定水平的現金流為我們的運營提供資金。儘管我們不斷為預期的2024年、2025年和2026年的部分產量增加衍生品頭寸，但不能保證我們能夠以有利的價格增加衍生品頭寸來覆蓋剩餘的預期產量。看見“風險因素”在第1A項中，“關於市場風險的定量和定性披露“在第7A項及注6請參閲本年度報告所載綜合財務報表，以瞭解更多詳情。
我們的大宗商品對衝活動受到交易對手在財務上無法結算交易的信用風險的影響。我們積極監控交易對手的信用狀況，根據他們的信用評級和信用違約互換利率(如適用)進行定量和定性評估，到目前為止還沒有任何與我們的交易相關的信用違約。然而，未來一個或多個交易對手的任何失敗都可能對我們經營活動的現金流產生負面影響。此外，我們預計2023年初銀行業內部的事件不會對我們的預期運營結果、財務業績或流動性產生實質性影響。然而，如果更廣泛的金融體系出現問題，如果其他金融機構倒閉，我們的業務、流動性和財務狀況可能會受到實質性影響，包括任何此類問題或倒閉對我們的交易對手的影響。
我們的短期現金流也依賴於從我們的客户和共同權益擁有人那裏及時收回應收賬款。我們通過信用管理活動積極管理這一風險，截至本文件提交之日，我們沒有經歷過任何重大的不可收回金額的沖銷。*然而，我們的客户和共同權益擁有人持續無法獲得信貸可能會對我們的現金流產生不利影響。
由於這些因素，我們無法確切地預測我們未來的運營現金流水平。因此，我們預計會根據可用現金流調整我們對現金的酌情使用。此外，我們可能會不時通過現金購買、和/或交換、公開市場購買、私下談判交易、要約收購或其他方式，尋求註銷、重新安排或修訂部分或全部未償債務或債務協議。如果此類交易(如果有)將取決於當時的市場狀況、我們的流動性要求、合同限制和其他因素。但所涉及的金額可能是重大的。
信貸安排和融資活動
2022年4月，我們達成了一項修訂並重述的信貸協議，取代了2018年信貸安排(經修訂，到期日為2027年4月)。截至2023年12月31日，2022年信貸安排的循環信貸總額和借款基數為35億美元，選擇的承諾為20億美元。
借款基數每年至少重新確定兩次，通常在4月和10月，並可能主要根據鑽探結果、大宗商品價格、我們未來的衍生品頭寸、資本投資水平和運營成本而發生變化。2022年的信貸安排以我們幾乎所有的資產和我們子公司的資產(作為一個整體)作為擔保。優先票據契約中的允許留置權條款目前將擔保債務的留置權限制在較大的20億美元或調整後綜合有形資產淨值的25%。2022年的信貸安排能夠利用SOFR指數利率來計算利息支出。
2022年的信貸安排有一定的財務契約要求，但如果我們在未來獲得投資級評級(定義為指數債務評級為BBB-或更高，S的定義為BBB，穆迪的定義為BA3或更高，或惠譽的定義為BBB或更高)，並達到其他標準，2022年的信貸安排將提供某些下降特徵。我們建議您訪問注9本年度報告中包括的合併財務報表，以進一步討論我們的2022年信貸安排。
截至2023年12月31日，我們遵守了管理我們2022年信貸安排的信貸協議中包含的所有適用契約。我們在未來一段時期內遵守金融契約的能力，除其他外，取決於我們的發展計劃的成功，以及其他我們無法控制的因素，如天然氣和液體的市場需求和價格。注9本年度報告中包括的綜合財務報表，用於進一步討論我們2022年信貸安排的契約要求。
截至2023年12月31日，我們的2022年信貸安排有2.2億美元的借款，沒有未償還的信用證。根據我們現有的合同，我們目前預計不會被要求提供更多的信用證。我們建議您訪問注9本年度報告中包括的合併財務報表，以進一步討論我們的2022年信貸安排。
參與我們2022年信貸安排的金融機構的信用狀況可能會對我們在2022年信貸安排下借入資金的能力產生不利影響。儘管我們相信該安排下的所有貸款人都有能力提供資金，但我們無法預測每個貸款人是否能夠履行對我們的義務。注9本年度報告中包括的合併財務報表，以進一步討論我們的2022年信貸安排。
考慮到GEPH的合併，2021年12月22日，我們與一批貸款人簽訂了一項定期貸款信貸協議，提供了5.5億美元的擔保定期貸款安排。2022年12月30日，我們使用手頭約3.05億美元的現金和2022年信貸安排下的約2.5億美元借款，全額償還了定期貸款項下5.46億美元的剩餘本金餘額和所有其他未償債務。
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度的主要籌資活動如下：
債務回購
•2023年2月，我們贖回了2027年到期的所有未償還7.750%優先債券，贖回價格相當於其本金的103.875%，另加1,300萬美元的應計和未償還利息，總共支付了4.5億美元。我們確認了1,900萬美元的債務清償損失，其中包括註銷相關的未攤銷債務貼現和債務發行成本300萬美元。我們使用手頭約3.16億美元的現金和2022年信貸安排下約1.34億美元的借款為贖回提供資金。
•於2022年12月，我們使用手頭約3.05億美元的現金及2022年信貸安排下約2.5億美元的借款償還了5.46億美元定期貸款的未償還本金餘額，並註銷了相關的未攤銷債務貼現和發行成本，導致提前清償債務虧損800萬美元。由於近年專注於再融資和償還債務的工作，加上
修改和重述我們的信貸安排在2022年4月8日，我們沒有債務餘額計劃在2025年之前到期。
•2022年5月，我們回購了2028年到期的8.375%優先債券中的1,800萬美元，導致債務清償損失1,000,000美元。
•2022年4月，我們回購了400萬美元2027年到期的7.75%優先債券和2300萬美元2028年到期的8.375%優先債券，導致債務清償損失300萬美元。
•2022年3月，我們回購了2027年到期的7.75%優先債券中的1,500萬美元和2028年到期的8.375%優先債券中的500萬美元，導致了200萬美元的債務清償損失。
•2022年1月，我們使用我們的信貸安排回購了2022年高級票據的未償還本金餘額2.01億美元。
截至2024年2月20日，我們擁有穆迪對BA1的長期債務發行人評級(評級確認BA1，並於2024年1月11日結合擬議的合併公告將展望上調至正面)，S評級給予BB+(評級確認BB+，展望於2023年1月18日上調至正面)，惠譽評級給予BB+(評級確認，展望展望於2023年8月16日確認)。在擬議的合併宣佈後，S和惠譽也在2024年1月11日將我們列入信用/評級觀察積極名單。由2022年1月起生效，我們的4.95%2025年優先債券(“2025年債券”)的利率為5.95%，反映我們的債券評級自發行以來淨下調。2022年5月31日，穆迪將我們的債券評級上調至Ba1，將2022年7月後支付的2025年債券的利率從5.95%下調至5.70%。穆迪或S對我們的公共債務評級的任何進一步上調或下調都可能分別降低或增加我們的資金成本，因為我們的2025年債券受到評級驅動的變化的影響。
現金流
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 |
| 經營活動提供的淨現金 | $ | 2,516 | | | $ | 3,154 | |
| 用於投資活動的現金淨額 | (2,047) | | | (2,043) | |
| 用於融資活動的現金淨額 | (498) | | | (1,089) | |
運營現金流
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 |
| 經營活動提供的淨現金 | $ | 2,516 | | | $ | 3,154 | |
| 加回(減去)：營運資金變動 | (243) | | | (124) | |
| 經營活動提供的現金淨額，扣除營運資本變動的淨額 | $ | 2,273 | | | $ | 3,030 | |
•經營活動提供的現金淨額為25. 16億元，較2022年的31. 54億元減少20%，主要由於商品價格下跌導致減少61. 14億元、產量下降導致減少3. 54億元及營銷利潤率減少700萬元。減少的部分被我們結算的衍生品頭寸增加56.28億美元、營運資金增加1.19億美元、當期税收減少5600萬美元和利息支出減少4200萬美元所抵消。
•在截至2023年12月31日和2023年12月31日的年度內，經營活動產生的淨現金(扣除營運資本變化)分別比資本投資多1.42億美元和8.21億美元2022年12月31日，分別為。
投資活動產生的現金流
•與2022年同期相比，截至2023年12月31日的一年，E&P資本投資總額減少了7400萬美元，這是由於與2022年相比，2023年的活動減少了6800萬美元，資本化利息減少了600萬美元。
•與2022年同期相比，截至2023年12月31日的年度的資本化利息下降，主要是由於過去12個月對天然氣和石油資產的評估超過了對未評估資產的投資。
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 |
| 物業和設備的附加設施 | $ | 2,170 | | | $ | 2,115 | |
| 資本投資的調整： | | | |
| 資本應計項目的變動 | (44) | | | 88 | |
其他 (1) | 5 | | | 6 | |
| 總資本投資 | $ | 2,131 | | | $ | 2,209 | |
(1)包括資本化的非現金、基於股票的薪酬和報廢資產的費用，這些被歸類為經營活動中使用的現金。
資本投資
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| (除百分比外，以百萬元計) | 2023 | | 2022 | | 增加/
(減少) |
| E&P資本投資 | $ | 2,122 | | | $ | 2,196 | | | |
| | | | | |
其他資本投資(1) | 9 | | | 13 | | | |
| 總資本投資 | $ | 2,131 | | | $ | 2,209 | | | (4)% |
(1)其他資本投資涉及截至2023年12月31日年度的企業資源技術開發和信息技術採購，以及截至2022年12月31日年度的信息技術採購和其他企業支出。
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 |
| 按類型劃分的E&P資本投資： | | | |
| 勘探和開發，包括修井 | $ | 1,812 | | | $ | 1,892 | |
| 收購物業 | 69 | | | 81 | |
| | | |
| | | |
| 其他 | 41 | | | 17 | |
| 資本化利息和費用 | 200 | | | 206 | |
| E&P資本投資總額 | $ | 2,122 | | | $ | 2,196 | |
| | | |
| 按地區劃分的E&P資本投資 | | | |
| 阿巴拉契亞 | $ | 938 | | | $ | 953 | |
| 海恩斯維爾 | 1,138 | | | 1,229 | |
| | | |
| 其他E&P | 46 | | | 14 | |
| E&P資本投資總額 | $ | 2,122 | | | $ | 2,196 | |
| | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日止年度， |
| 2023 | | 2022 |
| 總作業井數彙總： | | | |
| 鑽透 | 110 | | | 138 | |
| 已完成 | 124 | | | 139 | |
| 從Wells到Sales | 132 | | | 133 | |
由於許多因素，不同時期的實際資本支出水平可能會有很大差異，這些因素包括鑽探結果、天然氣、石油和天然氣價格、行業狀況、商品和服務的價格和可獲得性，以及收購物業或出售非戰略性資產的程度。
融資活動產生的現金流
•截至2023年12月31日的一年，用於融資活動的現金淨額為4.98億美元，而2022年同期用於融資活動的現金淨額為10.89億美元。
•於2023年，我們贖回了所有於2027年到期的未償還7.750釐優先債券，贖回價格相當於其本金的103.875%，另加1,300萬美元的應計及未償還利息，總共支付了4.5億美元。我們確認了1,900萬美元的債務清償損失，其中包括註銷相關的未攤銷債務貼現和債務發行成本300萬美元。我們用手頭大約3.16億美元的現金為贖回提供了資金
根據我們的2022年信貸安排，大約有1.34億美元的借款。此外，我們還為2022年的信貸安排支付了3000萬美元。
•2022年，我們全額贖回了4.10%的優先票據，贖回了2.01億美元，償還了6500萬美元的優先票據的額外本金餘額和600萬美元的保費，完全償還了2027年到期的定期貸款B餘額，綜合付款5.5億美元，並償還了2022年信貸安排的2.1億美元。
•2022年，我們以每股7.24美元的平均價格回購了約1730萬股票，總成本約為1.25億美元。
我們請您留意 注9本年度報告所載綜合財務報表，以供進一步討論本行的未償債務及信貸安排，以及注1以獲取有關我們股權發行的其他討論。
營運資金
•截至2023年12月31日，我們的營運資本為負3.14億美元，比2022年12月31日增加15.03億美元，這是因為我們對衝頭寸的當前部分增加了17.07億美元，應付賬款減少了4.51億美元，其他流動負債減少了4800萬美元，其他流動資產增加了3200萬美元，其他各種應付款減少了1700萬美元，但應收賬款減少7.21億美元和現金減少2900萬美元部分抵消了這一減少。我們相信，我們現有的現金和現金等價物、我們預期的運營現金流以及我們可用的信貸安排將足以滿足我們的營運資本和運營支出要求。
表外安排
我們可能會進行表外安排和可能產生重大表外債務的交易。截至2023年12月31日，我們的重大表外安排和交易是經營服務安排。*與未合併實體或其他個人沒有其他交易、安排或其他關係可能對我們的流動性或資本資源的可用性產生重大影響。有關表外安排的更多信息，請參閲注10至本年度報告所包括的綜合財務報表。
補充擔保人財務信息
如中所討論的注9，本公司於2022年4月簽訂了2022年信貸安排。根據管理我們優先票據的契約的要求，成為2022年信貸安排擔保人的每一家100%擁有的子公司也必須成為我們每一筆優先票據的擔保人(“擔保人子公司”)。擔保人子公司還授予留置權和擔保權益，以支持它們在2022年信貸安排下的擔保，但不是優先票據的擔保。這些擔保是完全的、無條件的，並且是擔保人子公司之間的共同和若干擔保。我們的某些運營單位是在合併的基礎上核算的，不能為2022年的信貸安排和優先票據提供擔保。
在合併完成後，將在注2根據本年度報告中包含的綜合財務狀況，某些擁有石油和天然氣資產的收購實體成為2022年信貸安排的擔保人。
本公司及擔保人附屬公司共同及個別及全面及無條件地擔保優先票據到期時的本金及溢價(如有)及利息(不論於優先票據的指定到期日、加速、贖回或其他方式)，連同逾期本金(如有)的利息及任何逾期利息(在合法範圍內)，以及本公司對優先票據持有人的所有其他債務。
《美國證券交易委員會條例》S-X規則13-01條要求，將規則3-10中要求的《簡明合併財務信息》列報，改為列報《財務信息摘要》。規則13-01允許，如果擔保人的資產、負債和經營結果與公司合併財務報表中列報的相應金額沒有實質性差異，則允許省略財務信息摘要。母公司和擔保子公司構成本公司的主要業務。因此，本公司的結論是，由於本公司擔保人的彙總財務信息與我們的綜合財務報表沒有實質性差異，因此不需要呈報彙總財務信息。
關鍵會計政策和估算
對財務狀況和經營結果的討論和分析是基於我們的綜合財務報表，該報表是按照美國公認的會計原則編制的。這些財務報表的編制要求管理層做出影響資產、負債、收入和費用的金額以及或有資產和負債的相關披露的估計和判斷。我們根據歷史經驗和各種其他被認為是合理的假設，持續地評估我們的估計
情況。在不同的假設或條件下，實際結果可能與這些估計不同。我們認為以下內容描述了我們在編制合併財務報表時使用的重大判斷和估計。
天然氣和石油性質
我們使用全成本法核算與勘探、開發和收購天然氣和石油資產有關的成本。在這種方法下，生產和非生產成本，包括工資、福利和其他直接可歸因於這些活動的內部成本，以國家為基礎進行資本化，並使用生產單位法在資產的估計壽命內攤銷。這些資本化成本受到季度上限測試的限制，該測試將此類彙集成本限制為可歸因於已探明天然氣的未來淨收入現值的總和。石油和NGL儲量按10%(標準化衡量標準)加上未探明資產的成本或市值的較低者貼現。超過上限的任何成本都將作為非現金支出註銷。*未來可能不會沖銷費用，即使天然氣、石油和NGL價格上漲可能會隨後增加上限。使用全成本法的公司必須使用前12個月每個月第一天的平均報價，包括指定用於對衝會計的衍生品的影響，來計算其儲量的上限價值。用於計算儲備上限價值的價格如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
天然氣(每MMBtu) | $ | 2.64 | | | $ | 6.36 | |
油(每個Bbl) | $ | 78.22 | | | $ | 93.67 | |
NGL(每個Bbl) | $ | 21.38 | | | $ | 34.35 | |
截至2023年12月31日，我們的儲量上限價值是根據Henry Hub天然氣和西德克薩斯中質石油和NGL的前12個月每個月第一天的平均報價計算的，並根據市場差異進行了調整。我們的天然氣和石油資產的賬面淨值在2023年第四季度超過了上限，導致非現金上限測試減記17.1億美元。截至2023年12月31日，我們沒有指定用於對衝會計的衍生品頭寸。未來市場價格的下降，以及生產率、儲量水平、不計入攤銷的成本評估、未來開發成本和生產成本的變化，可能會導致我們的天然氣和石油資產未來出現非現金減值。鑑於2023年至2024年初大宗商品價格下跌，本公司預計其資產可能會在2024年第一季度或更晚發生額外的非現金減值。
使用上述經市場差異調整後的平均報價，我們在美國的天然氣和石油資產的賬面淨值沒有超過2022年12月31日的上限。截至2022年12月31日，我們沒有指定用於對衝會計的衍生品頭寸。
用於計算我們儲備貼現未來淨收入的天然氣、石油和NGL價格的變化既影響現金流的現值，也影響儲備的數量。截至2023年12月31日，我們的儲備基數約為78%的天然氣、20%的NGL和2%的石油，截至2023年12月31日的標準化計量和儲量數量分別為73億美元和19.7Tcfe。
與未評估物業相關的成本被排除在我們的攤銷基礎之外，直到我們評估了物業或減值。如果與未評估租賃面積和相關地震數據相關的成本，目前正在鑽探的油井和相關的資本化權益最初被排除在我們的攤銷基礎之外。租賃成本要麼與租約鑽探油井的成本一起轉移到我們的攤銷基礎上，要麼至少每年評估一次可能出現的減值或減值。我們決定從攤銷中扣留成本以及將這些成本轉移到攤銷基礎的時間涉及判斷，並可能會根據幾個因素而隨着時間的推移而發生變化，包括我們的鑽井計劃、資本的可用性、項目經濟效益和鄰近土地的鑽探結果。截至2023年12月31日，我們的攤銷基數中排除了約20.75億美元的成本，所有這些成本都與我們在美國的物業有關。如果未來將部分或全部成本計入我們在美國的物業，而不增加任何相關準備金，可能會導致非現金上限測試減值。
已探明的天然氣、石油和天然氣儲量是全面成本上限測試的主要組成部分。天然氣、石油和NGL儲量無法準確測量。我們對天然氣、石油和NGL儲量的估計需要對可用的油藏地質、地球物理和工程數據以及某些經濟假設(如大宗商品定價和開發和生產儲量所產生的成本)進行廣泛的判斷，而且通常不如與財務披露相關的其他估計準確。我們的油藏工程師在我們管理層的監督下編制儲量估計。我們的儲量估計是由分配給資產管理團隊的油藏工程師每年為該財產準備的儲量估計。這些估計中包括的油藏工程和財務數據由高級工程師審查。誰不是資產管理團隊的一部分，由我們董事的儲備，誰是技術人員
主要負責監督我們儲量估計的準備工作。我們的董事儲量擁有超過29年的石油工程經驗，包括天然氣和石油儲量的估算，並擁有石油工程理學學士學位。在2018年加入我們之前，我們的董事儲量曾在EP能源公司、埃爾帕索公司、卡伯特石油天然氣公司、斯倫貝謝和H.J.格魯伊&聯營公司擔任過各種油藏工程職務，並且是石油工程師學會的成員。他向我們的執行副總裁總裁和首席運營官彙報工作，後者擁有超過35年的石油工程經驗，包括在美國多個盆地的天然氣、石油和天然氣儲量的估算，擁有石油工程學士學位。在2017年加入西南之前，我們的首席運營官曾在EP能源公司、埃爾帕索公司、ARCO石油和天然氣公司、伯靈頓資源和人民能源生產公司擔任過各種工程和領導職務，並且是石油工程師協會的成員。
我們聘請NSAI，一家為工業、金融組織和政府機構提供石油資產分析的全球領先者，獨立審計我們的已探明儲量估計，詳情如下。NSAI成立於1961年，在德克薩斯州專業工程師委員會註冊號：F-002699。在NSAI內部，主要負責審核我們已探明儲量估計的兩名技術人員(1)在石油地球科學和石油工程方面分別擁有超過27年和22年以上的實際經驗；(2)在儲量評估和評估方面分別擁有超過16年和22年以上的經驗；(3)每人都有大學學歷；(4)每人都是德克薩斯州的註冊專業地球科學家或德克薩斯州的註冊專業工程師；(5)均達到或超過石油工程師學會頒佈的《油氣儲量信息評估與審計標準》中提出的教育、培訓和經驗要求；(6)均精通於在工程和地球科學評估中明智地應用行業標準做法，以及應用美國證券交易委員會和其他行業儲量定義和指南。我們的會計人員還單獨審查了儲量估計數中包括的財務數據。我們的已探明儲量估計，經國家石油學會內部審查和審計後，提交給我們的總裁和首席執行官審查和批准。最後，在他批准後，國家石油學會向董事會報告其儲量審計結果，董事會擁有對我們已探明儲量估計的最終權力。國家石油學會的報告副本已作為本年度報告的附件99.1提交。
與已探明的未開發和已探明的未開發儲量相比，已探明的已開發儲量在這種評估過程中通常具有更高的準確性，因為我們大多數已探明的已開發資產都有隨時間推移的生產歷史和壓力數據。截至2023年12月31日，已探明的已開發儲量佔我們總儲量基數的59%。為此類儲量估計賦予貨幣價值並不會減少此類儲量估計的主觀性和變化的性質。我們不能向您保證，我們的內部控制足以應對天然氣數量估計過程中固有的眾多不確定性和風險。石油和天然氣儲量以及預測未來的產量和開發支出的時間，因為許多因素都不是我們所能控制的。“我們建議您參考”我們已探明的天然氣、石油和天然氣儲量是包含不確定性的估計。“這些不確定性或潛在假設的任何重大變化都可能導致我們儲量的數量和淨現值被高估或低估。”第1A項，“風險因素”，以更詳細地討論這些不確定性、風險和其他因素。
在進行審計時，NSAI的工程師和地質學家詳細研究了我們的主要資產，並獨立進行了儲量估計。 國家空間局的審計主要包括實質性測試，其中包括對所有已運營的已開發物業以及所有已開發的未開發地點進行詳細審查。截至2023年12月31日，NSAI審計中包括的已探明已開發資產約佔已探明已開發儲量的98%和已探明已開發現值的98%。截至2023年12月31日，NSAI審計中包含的已探明未開發資產佔已探明未開發儲量的100%，佔已探明未開發現值的100%。在審計過程中，NSAI沒有獨立核實我們提供給他們的數據，這些數據涉及所有權權益、天然氣、石油和NGL生產、試井數據、運營和開發的歷史成本、產品價格或與當前和未來的資產運營和產品銷售有關的任何協議。烏克蘭國家空間局告知我們，如果在審計過程中注意到某些情況，使其對任何此類信息或數據的有效性或充分性產生疑問，烏克蘭國家空間局在圓滿解決與此有關的任何問題或獨立核實此類信息或數據之前，不會依賴此類信息或數據。2024年2月14日，NSAI就我們截至2023年12月31日止年度的儲量估計的合理性發表了審計意見，指出我們的估計探明天然氣、石油和NGL儲量合計為：合理，並已根據石油協會頒佈的石油和天然氣儲量信息估計和審計標準編制工程師
衍生品與風險管理
我們使用固定價格掉期協議和期權，以減少由於某些商品價格和利率波動而導致的盈利和現金流波動。我們的政策禁止利用衍生工具進行投機，並將協議限於具有適當信用評級的交易對手，以儘量降低無法收回的風險。我們積極監控以下公司的信用狀況：
我們根據交易對手的信貸評級及信貸違約掉期利率（如適用）釐定其信貸風險，迄今為止並無任何與我們的交易有關的信貸違約。2023年，我們通過衍生品為總產量的67%提供財務保護，而2022年為82%。與我們的衍生工具合約有關的主要風險為市場價格波動及我們生產的基差。然而，市場價格風險一般會被在財務上受到保護的相關交易中確認的收益或虧損所抵銷。
所有衍生工具均於資產負債表內確認為按公平值計量之資產或負債，惟適用正常買賣例外情況之交易除外。衍生金融工具必須符合若干標準方可指定為對衝會計。合格套期的會計指導允許未結算衍生工具的未實現損益記錄在收益中或作為其他綜合收益的組成部分，直至結算。在結算期間，我們在天然氣銷售收入中確認這些合格對衝的收益和損失。固定價格掉期的無效部分在收益中確認。未指定作對衝會計處理或不符合對衝會計規定的衍生工具收益及虧損，於綜合經營報表中列為衍生工具收益（虧損）的組成部分。因此，業務報表的衍生工具部分的收益（虧損）反映已結算及未結算衍生工具的收益及虧損。我們將結算衍生工具的收益和虧損計算為報告期內已結算頭寸的收益和虧損之和。
截至2023年12月31日，我們的衍生工具合約概無指定作對衝會計處理。未指定作對衝會計處理之未結算衍生工具之公平值變動於衍生工具收益（虧損）內入賬。看到 注6有關我們於2023年12月31日的衍生工具狀況的更多資料，請參閲本年報所載的綜合財務報表。
未來市場價格波動可能對我們綜合財務報表所記錄的衍生工具持倉造成重大變動。我們建議您“關於市場風險的定量和定性披露”，以獲取有關我們對衝活動的額外資料。
長期激勵性薪酬
我們的長期激勵性薪酬計劃包括直接或間接從我們的普通股價格獲得價值的股票獎勵和金額固定但須符合年度業績門檻的現金獎勵。
我們採用公允價值法將長期激勵報酬交易入賬，並在綜合經營報表中確認與以股票為基礎的獎勵和以現金為基礎的獎勵成本的公允價值相等的金額，或將成本資本化為計入物業及設備的天然氣和石油資產。當成本與我們的天然氣及石油資產的收購、勘探及開發活動直接相關時，則將其資本化。我們使用模型來確定股票報酬的公允價值，這需要對沒收、波動性和其他因素作出重大判斷。於二零二三年及二零二二年授出的表現現金獎勵包括本公司每年釐定的表現條件。倘吾等全權酌情釐定未達到門檻，則該歸屬期的金額將不會歸屬並將被註銷。
根據公認的會計原則，我們的股票薪酬分為股權獎勵和負債獎勵。股權分類獎勵的公允價值在授予日確定，並在獎勵的歸屬期限內按直線攤銷。負債分類獎勵的公允價值按季度確定，直至最終歸屬日，並根據當前獎勵的公允價值和迄今發生的歸屬期間的百分比進行攤銷。看見附註14本年度報告中包括的綜合財務報表，以供進一步討論和披露我們的長期激勵性薪酬。
新會計準則
參考注1本年度報告載有綜合財務報表，以供進一步討論我們的主要會計政策，以及討論本報告已實施的會計準則，以及討論有待採納的相關會計準則。
第7A項。關於市場風險的定量和定性披露
與我們業務相關的市場風險主要來自大宗商品價格、基差和利率的波動，以及服務成本和信用風險集中。我們使用固定價格掉期協議、期權、掉期、基差掉期和利率掉期來減少由於天然氣、石油和某些NGL價格隨利率波動而引起的收益和現金流的波動。*我們的董事會已經批准了風險管理政策和程序，以利用金融產品來降低確定的大宗商品價格風險。利用金融產品來降低利息
利率風險也由我們的董事會監督。這些政策禁止用衍生品進行投機，並將掉期協議限制在擁有適當信用評級的交易對手。
信用風險
我們對信用風險集中的風險敞口主要包括與大宗商品交易相關的貿易應收賬款和衍生品合約。由於我們的購買者數量眾多，而且他們分散在不同的地理區域，因此應收賬款的信用風險集中度有限。*截至2023年12月31日的年度，一個購買者佔我們收入的14%。該賬户的違約可能會對本公司產生重大影響。在截至2022年12月31日的年度內，一個買家佔我們收入的17%。有關與大宗商品交易相關的信用風險的討論，請參閲下面的“大宗商品風險”。
利率風險
截至2023年12月31日，我們有約37億美元的未償還優先票據，加權平均利率為5.46%，在我們的2022年信貸安排下有2.2億美元的借款。截至2023年12月31日，我們的長期債務發行人評級為：穆迪BA1，S BB+，惠譽評級BB+。2021年9月1日，S將我們的債券評級上調至BB，2022年1月6日，S將我們的債券評級進一步上調至BB+，這使得2025年債券的利率降至5.95%。從2022年1月以後支付的息票付款開始。2022年5月31日，穆迪將該公司的債券評級上調至Ba1，將2022年7月後支付的2025年債券的利率從5.95%下調至5.70%。穆迪或S對我們的公共債務評級的任何進一步上調或下調都可能分別降低或增加我們的資金成本，因為我們的2025年債券受到評級驅動的變化的影響。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 預期到期日 | |
| (除百分比外，以百萬元計) | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 2028 | | 此後 | | 總計 | |
固定利率付款(1) | $ | — | | | $ | 389 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 304 | | | $ | 3,050 | | | $ | 3,743 | | |
| 加權平均利率 | — | % | | 5.70 | % | | — | % | | — | % | | 8.38 | % | | 5.14 | % | | 5.46 | % | (2) |
| | | | | | | | | | | | | | |
可變利率付款(1) | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 220 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 220 | | |
| 加權平均利率 | — | % | | — | % | | — | % | | 7.20 | % | | — | % | | — | % | | 7.20 | % | |
(1)不包括未攤銷債務發行成本和債務貼現。
(2)2025年未償還優先票據利率包括穆迪將Ba2上調至Ba1的好處，導致利率從5.95%提高到5.70%，從2022年7月之後支付的息票開始。
大宗商品風險
我們使用固定價格掉期協議和期權來保護我們產品的銷售，使其免受已公佈指數與NYMEX期貨市場之間不利價格波動或位置定價差異的固有風險。這些掉期和期權包括一方將為名義數量支付固定價格(或可變價格)，以換取基於已公佈指數的可變價格(或固定價格)的交易(稱為價格掉期)，以及各方同意根據兩個不同指數支付價格的交易(稱為基差掉期)。
與我們的衍生品合約相關的主要市場風險是市場價格的波動和我們產品的基差。然而，市場價格風險被受財務保護的產品的相關出售或購買所確認的收益或虧損所抵消。信用風險是指由於我們的交易對手不履行義務而造成的損失風險。交易對手主要是大型銀行和綜合能源公司，管理層認為這些公司的信用風險微乎其微。我們會密切監控每個交易對手的信用質量和我們對每個交易對手的財務風險敞口水平，以限制我們的信用風險敞口。此外，我們根據這些交易對手的信用評級和信用違約互換利率(如適用)對其進行定量和定性評估。我們沒有發生任何與不良業績相關的交易對手損失，根據我們目前掌握的信息，預計也不會出現任何損失。然而，我們不能確定我們未來不會經歷這樣的損失。我們的衍生品資產和負債的公允價值包括非業績風險因素。我們建議您訪問注6和注8有關本公司衍生工具及其公允價值的更多詳情，請參閲本年度報告所包括的綜合財務報表。
項目8.財務報表和補充數據
合併財務報表索引 | | | | | |
| 頁面 |
管理層關於財務報告內部控制的報告 | 83 |
獨立註冊會計師事務所報告(PCAOB ID：238) | 83 |
截至2023年12月31日的三個年度的綜合經營報表 | 85 |
截至2023年12月31日的三個年度的綜合全面收益(虧損表) | 86 |
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合併資產負債表 | 87 |
截至2023年12月31日的三個年度的合併現金流量表 | 88 |
截至2023年12月31日的三個年度的綜合權益變動表 | 89 |
合併財務報表附註 | 90 |
附註1--重要會計政策的組織和摘要 | 90 |
注2--收購 | 96 |
附註3--重組費用 | 100 |
附註4-租約 | 101 |
附註5-收入確認 | 102 |
附註6-衍生工具和風險管理 | 104 |
附註7--從累計其他全面收益(損失)中重新歸類 | 110 |
附註8-公允價值計量 | 110 |
附註9--債務 | 112 |
附註10--承付款和或有事項 | 116 |
附註11--所得税 | 118 |
附註12--資產報廢債務 | 120 |
附註13--退休和僱員福利計劃 | 120 |
附註14--長期激勵性薪酬 | 123 |
注15-細分市場信息 | 129 |
| |
| |
附註16--後續活動 | 131 |
補充石油和天然氣披露(未經審計) | 131 |
管理層關於財務報告內部控制的報告
西南能源公司管理層有責任建立和維持對財務報告的充分內部控制(如《交易法》第13a-15(F)條所界定)。管理層利用特雷德韋委員會的內部控制綜合框架(2013)贊助組織委員會評估了截至2023年12月31日公司財務報告內部控制的有效性。
根據這項評估，管理層得出結論，公司對財務報告的內部控制截至2023年12月31日有效。
我們截至2023年12月31日的財務報告內部控制的有效性已由獨立註冊會計師事務所普華永道會計師事務所審計，如本報告所述。
獨立註冊會計師事務所報告
致西南能源公司董事會和股東
關於財務報表與財務報告內部控制的幾點看法
本公司已審計西南能源公司及其附屬公司(“貴公司”)截至2023年12月31日及2022年12月31日的綜合資產負債表，以及截至2023年12月31日止三個年度各年度的相關綜合經營表、全面收益(虧損)表、權益變動表及現金流量表，包括相關附註(統稱為“綜合財務報表”)。我們還審計了公司截至2023年12月31日的財務報告內部控制，依據內部控制--綜合框架(2013)由特雷德韋委員會(COSO)贊助組織委員會發布。
我們認為，上述綜合財務報表按照美國公認的會計原則，公平地反映了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的財務狀況，以及截至2023年12月31日的三個年度的經營業績和現金流量。我們還認為，截至2023年12月31日，本公司在所有實質性方面都保持了對財務報告的有效內部控制，其依據是內部控制--綜合框架(2013)由COSO發佈。
意見基礎
本公司管理層負責編制這些綜合財務報表，維護對財務報告的有效內部控制，以及對財務報告內部控制的有效性進行評估，包括在隨附的管理層財務報告內部控制報告中。我們的責任是根據我們的審計，對公司的合併財務報表和公司對財務報告的內部控制發表意見。我們是一家在美國上市公司會計監督委員會(PCAOB)註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會和PCAOB的適用規則和法規，我們必須與公司保持獨立。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些準則要求我們計劃和執行審計，以獲得合理的保證，以確定合併財務報表是否沒有重大錯報，無論是由於錯誤還是欺詐，以及是否在所有重大方面保持了對財務報告的有效內部控制。
我們對合並財務報表的審計包括執行評估合併財務報表重大錯報風險的程序，無論是由於錯誤還是欺詐，以及執行應對這些風險的程序。這些程序包括在測試的基礎上審查關於合併財務報表中的金額和披露的證據。我們的審計還包括評價管理層使用的會計原則和作出的重大估計，以及評價合併財務報表的整體列報。我們對財務報告的內部控制的審計包括瞭解財務報告的內部控制，評估存在重大弱點的風險，以及根據評估的風險測試和評估內部控制的設計和運作有效性。我們的審計還包括執行我們認為在這種情況下必要的其他程序。我們相信，我們的審計為我們的意見提供了合理的基礎。
財務報告內部控制的定義及侷限性
公司對財務報告的內部控制是一個過程，旨在合理保證財務報告的可靠性，並根據公認會計原則編制供外部使用的財務報表。公司對財務報告的內部控制包括那些政策和程序，
(i)與維護記錄有關，這些記錄以合理的細節準確和公正地反映公司資產的交易和處置;（ii）提供合理的保證，確保交易在必要時得到記錄，以便按照公認會計原則編制財務報表，公司的收入和支出僅按照公司管理層和董事的授權進行;及（iii）就防止或及時發現可能對財務報表產生重大影響的未經授權收購、使用或處置公司資產提供合理保證。
由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。
關鍵審計事項
下文所述的關鍵審計事項是指向審計委員會傳達或要求傳達給審計委員會且(I)涉及對綜合財務報表具有重大意義的賬目或披露，以及(Ii)涉及我們特別具有挑戰性、主觀性或複雜判斷的當期綜合財務報表審計所產生的事項。關鍵審計事項的傳達不會以任何方式改變我們對綜合財務報表的整體意見，我們也不會通過傳達下面的關鍵審計事項，就關鍵審計事項或與之相關的賬目或披露提供單獨的意見。
探明天然氣、石油和NGL儲量對天然氣和石油性質的影響
如綜合財務報表附註1所述，截至2023年12月31日，公司的綜合天然氣和石油資產餘額為377.72億美元，截至2023年12月31日止年度的折舊、損耗和攤銷費用為13.07億美元。本公司採用完全成本法核算其天然氣和石油資產。根據此方法，所有資本化成本均根據已探明天然氣、石油及液化天然氣（NGL）儲量，採用產量法於物業之估計年期內攤銷。該等資本化成本須受上限測試所規限，該上限測試將該等彙集成本（扣除適用遞延税項）限制為已探明天然氣、石油及NGL儲量應佔未來淨收入按10%貼現之現值總額。截至2023年12月31日止年度，已確認税前減值支出17. 10億元。如管理層所披露，已探明的天然氣、石油和NGL儲量是全部成本上限測試的主要組成部分。儲量估計需要對現有的油藏地質、地球物理和工程數據以及若干經濟假設（如商品定價以及開發和生產儲量所產生的成本）進行廣泛判斷。天然氣、石油及NGL儲量的估計由專家（特別是儲層工程師）編制，並由獨立石油工程師（統稱為“專家”）審核。
我們確定執行與已探明天然氣、石油和NGL儲量對天然氣和石油性質的影響有關的程序是關鍵審計事項的主要考慮因素是：（i）管理層的重大判斷，包括使用管理層的專家，在估計已探明天然氣、石油和NGL儲量時;（ii）高度的審計師判斷、主觀性，在執行程序和評估與管理層及其專家在開發適用於全部成本上限測試的已探明天然氣、石油和NGL儲量估計時使用的數據、方法和假設相關的審計證據方面所做的努力。
處理該等事項涉及執行程序及評估審核憑證，以形成我們對綜合財務報表的整體意見。這些程序包括測試與管理層對探明天然氣、石油和NGL儲量的估計有關的控制措施的有效性，以及全部成本上限測試計算。管理層專家的工作被用於執行程序，以評估在全額費用上限測試中應用的已探明天然氣、石油和NGL儲量估計數的合理性。作為使用這項工作的基礎，瞭解了專家的資格，並評估了公司與專家的關係。這些程序還包括評價專家使用的方法和假設，測試專家使用的有關商品定價、未來開發成本和歷史產量的數據的完整性和準確性，並評價專家的調查結果。
/s/ 普華永道會計師事務所
休斯敦，得克薩斯州
2024年2月22日
自2002年以來，我們一直擔任該公司的審計師。
西南能源公司及其子公司
合併業務報表 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| (單位：百萬，不包括股票/每股金額) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 營業收入： | | | | | |
| 天然氣銷售 | $ | 3,089 | | | $ | 9,101 | | | $ | 3,412 | |
| 石油銷售 | 379 | | | 439 | | | 394 | |
| NGL銷售 | 702 | | | 1,046 | | | 890 | |
| 營銷 | 2,355 | | | 4,419 | | | 1,963 | |
| | | | | |
| 其他 | (3) | | | (3) | | | 8 | |
| 6,522 | | | 15,002 | | | 6,667 | |
| 運營成本和支出： | | | | | |
| 營銷採購 | 2,331 | | | 4,392 | | | 1,957 | |
| 運營費用 | 1,717 | | | 1,616 | | | 1,170 | |
| 一般和行政費用 | 187 | | | 170 | | | 138 | |
| 與合併相關的費用 | — | | | 27 | | | 76 | |
| 重組費用 | — | | | — | | | 7 | |
| | | | | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 1,307 | | | 1,174 | | | 546 | |
| 減值 | 1,710 | | | — | | | 6 | |
| 所得税以外的税項 | 244 | | | 269 | | | 132 | |
| 7,496 | | | 7,648 | | | 4,032 | |
| 營業收入(虧損) | (974) | | | 7,354 | | | 2,635 | |
| 利息支出： | | | | | |
| 債務利息 | 246 | | | 292 | | | 220 | |
| 其他利息費用 | 11 | | | 13 | | | 13 | |
| 利息資本化 | (115) | | | (121) | | | (97) | |
| 142 | | | 184 | | | 136 | |
| | | | | |
| 衍生工具收益（損失） | 2,433 | | | (5,259) | | | (2,436) | |
| 提前清償債務損失 | (19) | | | (14) | | | (93) | |
| 其他收入，淨額 | 2 | | | 3 | | | 5 | |
| | | | | |
| 所得税前收入(虧損) | 1,300 | | | 1,900 | | | (25) | |
| 所得税撥備(福利) | | | | | |
| 當前 | (5) | | | 51 | | | — | |
| 延期 | (252) | | | — | | | — | |
| (257) | | | 51 | | | — | |
| 淨收益(虧損) | $ | 1,557 | | | $ | 1,849 | | | $ | (25) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 普通股每股收益(虧損) | | | | | |
| 基本信息 | $ | 1.41 | | | $ | 1.67 | | | $ | (0.03) | |
| 稀釋 | $ | 1.41 | | | $ | 1.66 | | | $ | (0.03) | |
| | | | | |
| 加權平均未償還普通股： | | | | | |
| 基本信息 | 1,100,980,199 | | | 1,110,564,839 | | | 789,657,776 | |
| 稀釋 | 1,103,406,255 | | | 1,113,184,254 | | | 789,657,776 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
西南能源公司及其子公司
綜合全面收益表(損益表) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 1,557 | | | $ | 1,849 | | | $ | (25) | | | |
| | | | | | | |
| 養卹金和其他退休後負債的價值變化： | | | | | | | |
攤銷先前服務費用和淨(收益)損失，包括列入定期養卹金淨費用的結算和削減損失(收益)(1) | (2) | | | (3) | | | 2 | | | |
期間產生的淨精算收益(2) | 7 | | | 34 | | | 11 | | | |
| 税收估值免税額的發放對養老金結算的影響 | (14) | | | — | | | — | | | |
| 養卹金和退休後負債價值變化總額 | (9) | | | 31 | | | 13 | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 綜合收益(虧損) | $ | 1,548 | | | $ | 1,880 | | | $ | (12) | | | |
(1)包括2021年不顯著的税收影響，這些影響已從估值津貼中扣除，因此計入累計的其他全面收入。
(2)包括税項影響收益，這些收益在所有列報期間並不顯着，已從估值津貼中扣除，因此計入累計的其他全面收入。
附註是這些合併財務報表的組成部分。
西南能源公司及其子公司
合併資產負債表 | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日，
2023 | | 十二月三十一日，
2022 |
| 資產 | (單位：百萬，不包括股份) |
| 流動資產： | | | |
| 現金和現金等價物 | $ | 21 | | | $ | 50 | |
| 應收賬款淨額 | 680 | | | 1,401 | |
| 衍生資產 | 614 | | | 145 | |
| 其他流動資產 | 100 | | | 68 | |
| 流動資產總額 | 1,415 | | | 1,664 | |
天然氣和石油資產，採用全額費用法，包括#美元2,075截至2023年12月31日的百萬美元和2,217截至2022年12月31日的百萬美元不包括在攤銷中 | 37,772 | | | 35,763 | |
| 其他 | 566 | | | 527 | |
| 減去：累計折舊、損耗和攤銷 | (28,425) | | | (25,387) | |
| 財產和設備合計(淨額) | 9,913 | | | 10,903 | |
| 經營性租賃資產 | 154 | | | 177 | |
| 長期衍生資產 | 175 | | | 72 | |
| 遞延税項資產 | 238 | | | — | |
| 其他長期資產 | 96 | | | 110 | |
| 長期資產總額 | 663 | | | 359 | |
| 總資產 | $ | 11,991 | | | $ | 12,926 | |
| 負債和權益 | | | |
| 流動負債： | | | |
| | | |
| 應付帳款 | $ | 1,384 | | | $ | 1,835 | |
| 應繳税金 | 128 | | | 136 | |
| 應付利息 | 77 | | | 86 | |
| 衍生負債 | 79 | | | 1,317 | |
| 流動經營租賃負債 | 44 | | | 42 | |
| 其他流動負債 | 17 | | | 65 | |
| 流動負債總額 | 1,729 | | | 3,481 | |
| 長期債務 | 3,947 | | | 4,392 | |
| 長期經營租賃負債 | 107 | | | 133 | |
| 長期衍生負債 | 100 | | | 378 | |
| | | |
| 其他長期負債 | 220 | | | 218 | |
| 長期負債總額 | 4,374 | | | 5,121 | |
承擔額和或有事項(注10) | | | |
| 股本： | | | |
普通股，$0.01票面價值；2,500,000,000授權股份；已發行股份1,163,077,745截至2023年12月31日的股票和1,161,545,588截至2022年12月31日 | 12 | | | 12 | |
| 額外實收資本 | 7,188 | | | 7,172 | |
| 累計赤字 | (982) | | | (2,539) | |
| 累計其他綜合收益(虧損) | (3) | | | 6 | |
國庫普通股，61,614,693截至2023年12月31日和2022年12月31日的股票 | (327) | | | (327) | |
| 總股本 | 5,888 | | | 4,324 | |
| 負債和權益總額 | $ | 11,991 | | | $ | 12,926 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
西南能源公司及其子公司
合併現金流量表 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 經營活動的現金流： | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 1,557 | | | $ | 1,849 | | | $ | (25) | |
| 將淨收益(虧損)調整為經營活動提供的現金淨額： | | | | | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 1,307 | | | 1,174 | | | 546 | |
| 債務發行成本攤銷 | 7 | | | 11 | | | 9 | |
| 減值 | 1,710 | | | — | | | 6 | |
| 遞延所得税 | (252) | | | — | | | — | |
| (收益)衍生品虧損，未結算 | (2,088) | | | (24) | | | 944 | |
| 基於股票的薪酬 | 9 | | | 4 | | | 2 | |
| 提前清償債務損失 | 19 | | | 14 | | | 93 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 其他 | 4 | | | 2 | | | (3) | |
| 扣除合併影響後的資產和負債變動： | | | | | |
| 應收賬款 | 721 | | | (240) | | | (425) | |
| 應付帳款 | (375) | | | 390 | | | 261 | |
| 應繳税金 | (8) | | | 43 | | | (4) | |
| 應付利息 | (5) | | | 4 | | | 6 | |
| 盤存 | (27) | | | 2 | | | (3) | |
| 其他資產和負債 | (63) | | | (75) | | | (44) | |
| 經營活動提供的淨現金 | 2,516 | | | 3,154 | | | 1,363 | |
| | | | | |
| 投資活動產生的現金流： | | | | | |
| 資本投資 | (2,170) | | | (2,115) | | | (1,032) | |
| 出售財產和設備所得收益 | 123 | | | 72 | | | 4 | |
| 在合併中獲得的現金 | — | | | — | | | 66 | |
| 在合併中支付的現金 | — | | | — | | | (1,642) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 用於投資活動的現金淨額 | (2,047) | | | (2,043) | | | (2,604) | |
| | | | | |
| 融資活動的現金流： | | | | | |
| 償還長期債務的本期部分 | — | | | (210) | | | — | |
| 償還長期債務 | (437) | | | (612) | | | (1,177) | |
| 循環信貸安排付款 | (4,718) | | | (12,071) | | | (6,628) | |
| 循環信貸安排下的借款 | 4,688 | | | 11,861 | | | 6,388 | |
| 未償還銀行匯票的變動 | (27) | | | 79 | | | 5 | |
| 償還與合併有關的循環信貸安排 | — | | | — | | | (176) | |
| | | | | |
| 行使普通股期權所得收益 | — | | | 7 | | | — | |
| 發行長期債券所得收益 | — | | | — | | | 2,900 | |
| 債務發行和其他融資成本 | — | | | (14) | | | (53) | |
| | | | | |
| 購買庫存股 | — | | | (125) | | | — | |
| | | | | |
| 代扣代繳現金 | (4) | | | (4) | | | (3) | |
| | | | | |
| 融資活動提供(用於)的現金淨額 | (498) | | | (1,089) | | | 1,256 | |
| | | | | |
| 增加(減少)現金和現金等價物 | (29) | | | 22 | | | 15 | |
| 年初現金及現金等價物 | 50 | | | 28 | | | 13 | |
| 年終現金及現金等價物 | $ | 21 | | | $ | 50 | | | $ | 28 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
西南能源公司及其子公司
合併權益變動表 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普通股 | | | | 其他內容 已繳費 資本 | | 累計
赤字 | | 累計 其他 全面 收入(虧損) | | 普通股 在財政部 | | |
| (單位：百萬，不包括股份) | | 股票
已發佈 | | 金額 | | | | | | | 股票 | | 金額 | | 總計 |
| 2020年12月31日餘額 | | 718,795,700 | | | $ | 7 | | | | | $ | 5,093 | | | $ | (4,363) | | | $ | (38) | | | 44,353,224 | | | $ | (202) | | | $ | 497 | |
| 綜合損失 | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 淨虧損 | | — | | | — | | | | | — | | | (25) | | | — | | | — | | | — | | | (25) | |
| 其他綜合收益 | | — | | | — | | | | | — | | | — | | | 13 | | | — | | | — | | | 13 | |
| 全面損失總額 | | — | | | — | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (12) | |
| 基於股票的薪酬 | | — | | | — | | | | | 2 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 發行限制性股票 | | 289,442 | | | — | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 取消限制性股票 | | (405) | | | — | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 批出受限制單位 | | 2,184,681 | | | — | | | | | 8 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 8 | |
| 已歸屬的績效單位 | | 1,001,505 | | | — | | | | | 4 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 4 | |
| 合併對價 | | 437,164,919 | | | 5 | | | | | 2,046 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,051 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 預提税金--股票補償 | | (763,176) | | | — | | | | | (3) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (3) | |
| 2021年12月31日的餘額 | | 1,158,672,666 | | | $ | 12 | | | | | $ | 7,150 | | | $ | (4,388) | | | $ | (25) | | | 44,353,224 | | | $ | (202) | | | $ | 2,547 | |
| 綜合收益 | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 淨收入 | | — | | | — | | | | | — | | | 1,849 | | | — | | | — | | | — | | | 1,849 | |
| 其他綜合收益 | | — | | | — | | | | | — | | | — | | | 31 | | | — | | | — | | | 31 | |
| 綜合收益總額 | | — | | | — | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,880 | |
| 基於股票的薪酬 | | — | | | — | | | | | 7 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 7 | |
| 股票期權的行使 | | 893,312 | | | — | | | | | 7 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 7 | |
| 普通股發行 | | 79 | | | — | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 發行限制性股票 | | 185,774 | | | — | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 歸屬的受限制單位 | | 21,981 | | | — | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 已歸屬的績效單位 | | 2,499,860 | | | — | | | | | 12 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 12 | |
| 庫存股 | | — | | | — | | | | | — | | | — | | | — | | | 17,261,469 | | | (125) | | | (125) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 預提税金--股票補償 | | (728,084) | | | — | | | | | (4) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (4) | |
| 2022年12月31日的餘額 | | 1,161,545,588 | | | $ | 12 | | | | | $ | 7,172 | | | $ | (2,539) | | | $ | 6 | | | 61,614,693 | | | $ | (327) | | | $ | 4,324 | |
| 綜合收益 | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 淨收入 | | — | | | — | | | | | — | | | 1,557 | | | — | | | — | | | — | | | 1,557 | |
| 其他綜合損失 | | — | | | — | | | | | — | | | — | | | (9) | | | — | | | — | | | (9) | |
| 綜合收益總額 | | — | | | — | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,548 | |
| 基於股票的薪酬 | | — | | | — | | | | | 12 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 12 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 發行限制性股票 | | 188,382 | | | — | | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 歸屬的受限制單位 | | 2,009,007 | | | — | | | | | 8 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 8 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 預提税金--股票補償 | | (665,232) | | | — | | | | | (4) | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (4) | |
| 2023年12月31日的餘額 | | 1,163,077,745 | | | $ | 12 | | | | | $ | 7,188 | | | $ | (982) | | | $ | (3) | | | 61,614,693 | | | $ | (327) | | | $ | 5,888 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
西南能源公司及其子公司
合併財務報表附註
(1) 重要會計政策的組織和彙總
運營的性質
西南能源公司(包括其子公司，統稱為“西南”或“公司”)是一家獨立的能源公司，從事天然氣、石油和NGL的開發、勘探和生產(“E&P”)。公司還專注於通過其營銷業務(“營銷”)創造和獲取額外價值。西南航空的大部分業務是通過子公司進行的，主要在二細分市場：E&P和市場營銷。
E&P西南航空的主要業務是開發和生產天然氣以及相關的NGL和石油，目前的業務重點是開發位於賓夕法尼亞州、西弗吉尼亞州、俄亥俄州和路易斯安那州的非常規天然氣和油氣藏。該公司在賓夕法尼亞州、西弗吉尼亞州和俄亥俄州(這裏稱為“阿巴拉契亞”)的業務主要集中在馬塞盧斯頁巖、尤蒂卡和上泥盆統非常規天然氣和液體儲集層。該公司在路易斯安那州的業務，這裏稱為“海恩斯維爾”，主要集中在海恩斯維爾和博西爾天然氣儲氣藏(“海恩斯維爾和博西爾頁巖”)。該公司還經營鑽井平臺，並提供某些油田產品和服務，主要通過垂直整合為公司的勘探和開採業務提供服務。
市場營銷。西南航空的營銷活動抓住了通過營銷和運輸天然氣、石油和天然氣的機會，這些天然氣、石油和NGL主要是在勘探和勘探業務中生產的。
陳述的基礎
本年度報告中包含的綜合財務報表按照美國公認會計原則(“GAAP”)列示了公司在列報期間的財務狀況、經營結果和現金流量。根據GAAP編制財務報表時，管理層需要做出估計和假設，以影響財務報表日期的資產和負債額、或有資產和負債的披露(如果有的話)以及報告期內的收入和費用。實際結果可能與這些估計值不同。公司評估後續事件，直至財務報表發佈之日。
某些2023年和2022年金額與前幾個時期的可比性可能會受到2021年9月1日完成的Indigo合併(定義如下)和2021年12月31日完成的GEPH合併(定義如下)的影響。本公司相信所作出的披露足以使所提供的資料不具誤導性。
合併原則
合併財務報表包括西南航空及其全資子公司的賬目。所有重大的公司間賬户和交易均已註銷。
2015年，本公司購買了86在擁有和運營阿巴拉契亞地區採集系統的有限合夥企業中擁有%的所有權。由於公司擁有合夥企業的控股權，經營和財務業績與公司的E&P部門業績合併。少數合夥人在合夥企業活動中的份額在合併財務報表中以留存收益報告。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，可歸因於非控股權益的淨收入微不足道。
主要客户
該公司通過其營銷子公司向第三方客户銷售其絕大多數E&P天然氣、石油和NGL產品，這些客户包括主要能源公司、公用事業公司和天然氣的工業採購商。在截至2023年12月31日的一年中，一名買家約佔14佔年收入的%。該賬户的違約可能對本公司產生重大影響，但本公司不認為存在重大違約風險。截至2022年12月31日的年度，一位買家佔到了17的百分比年收入。其他買家佔合併收入的比例都沒有超過10%。該公司相信，失去任何一個客户都不會對其出售天然氣、石油和天然氣生產的能力產生不利影響。
現金和現金等價物
現金和現金等價物被公司定義為短期、高流動性的投資，初始到期日為三個月或更短，並存放在貨幣市場共同基金中，隨時可以轉換為現金。管理層認為現金和現金等價物的信用和市場風險最小，因為公司監測金融機構的信用狀況
持有其現金和有價證券的機構。21百萬美元和美元50截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的現金和現金等價物分別為100萬美元。
公司的某些現金賬户是零餘額控制的支出賬户。*公司將針對這些零餘額賬户開出的未付支票作為合併資產負債表中應付賬款的組成部分列報。*作為應付賬款組成部分的未付支票總額為$73百萬美元和美元100分別截至2023年、2023年和2022年12月31日。
財產、折舊、損耗和攤銷
天然氣和石油性質。本公司採用全成本法核算與勘探、開發和收購天然氣和石油資產有關的成本。下表顯示了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日天然氣和石油資產的資本化成本以及相關累計折舊、損耗和攤銷：
| | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 |
| 已證明的性質 | $ | 35,697 | | | $ | 33,546 | |
| 未證明的性質 | 2,075 | | | 2,217 | |
| 資本化總成本 | 37,772 | | | 35,763 | |
| 減去：扣除累計折舊、損耗和攤銷 | (28,031) | | | (25,033) | |
| 淨資本化成本 | $ | 9,741 | | | $ | 10,730 | |
根據完全成本會計方法，生產和非生產成本，包括工資、福利和其他直接可歸因於這些活動的內部成本，以國家為基礎進行資本化，並使用生產單位法在財產的估計壽命內攤銷。這些資本化成本受到上限測試的限制，即將此類彙集成本扣除適用的遞延税項後，限制為未來可歸因於已探明天然氣、石油和NGL儲量的淨收入現值的總和。10%(標準化衡量標準)。超過上限的任何成本都將作為非現金支出予以註銷。儘管天然氣、石油和天然氣價格的上漲可能會提高上限，但這項支出在未來可能無法逆轉。使用全成本法的公司被要求使用前12個月每個月第一天的平均報價，包括指定用於對衝會計的衍生品的影響，來計算其儲備的上限價值。用於計算儲備上限價值的價格如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
天然氣(每MMBtu) | $ | 2.64 | | | $ | 6.36 | | | $ | 3.60 | |
油(每個Bbl) | $ | 78.22 | | | $ | 93.67 | | | $ | 66.56 | |
NGL(每個Bbl) | $ | 21.38 | | | $ | 34.35 | | | $ | 28.65 | |
按上述經市場差價調整後的平均報價計算，本公司美國天然氣及石油物業的賬面淨值於2023年12月31日超過上限，減值#美元。1,710百萬美元。其天然氣和石油資產的賬面淨值未超過2022年12月31日或2021年12月31日的上限。截至2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，公司沒有指定用於對衝會計的衍生品頭寸。考慮到2023年至2024年初大宗商品價格的下跌，公司預計其資產可能會在2024年第一季度或更晚發生額外的非現金減值。
不是減值支出於2021年入賬，涉及本公司從蒙太奇收購的天然氣和石油資產。根據會計準則編纂(“ASC”)主題820，這些財產於2020年11月13日按公允價值入賬。公允價值計量。於二零二零年第四季，根據美國證券交易委員會指引，本公司釐定於蒙太奇合併完成時收購的物業的公允價值在排除合理疑慮的情況下明顯超過相關的全成本上限限制，並獲美國證券交易委員會豁免，將蒙太奇合併收購的物業排除於上限測試計算之外。這一豁免適用於截至2021年9月30日的所有報告期，只要公司能夠在每個報告期內繼續證明所收購物業的公允價值在沒有合理懷疑的情況下明顯超過全部成本上限限制。作為從美國證券交易委員會收到的豁免的一部分，該公司被要求披露如果豁免沒有獲得批准，每個適用的季度和年度申報文件中列出的所有時期的全部成本上限測試減值金額將是多少。在蒙太奇合併中收購的物業的公允價值是基於蒙太奇合併之日存在的天然氣和石油的未來商品市場定價，管理層確認，自蒙太奇合併以來，這些收購資產的公允價值沒有出現實質性下降。如果管理層沒有收到美國證券交易委員會的豁免，由於2021年大宗商品價格的改善，即使將蒙太奇天然氣和石油資產納入全面成本上限測試，也不會在2021年記錄減值費用。
與未評估物業相關的成本被排除在攤銷基礎之外，直到物業被評估或表明減值為止。由於與未評估租賃面積和相關地震數據相關的成本，目前正在鑽探的油井和相關的資本化權益最初被排除在攤銷基礎之外。租賃成本要麼與租約鑽探油井的成本一起轉移到攤餘基礎上，要麼至少每年評估一次可能出現的減值或減值。*公司決定從攤銷中扣留成本以及將這些成本轉移到攤銷基礎的時間涉及判斷，並可能會根據幾個因素而隨着時間的推移而發生變化，包括鑽井計劃、資本的可用性、項目經濟和鄰近地區的鑽探結果。截至2023年12月31日，公司總共有$2,075從攤銷基數中剔除的成本為100萬美元，所有這些成本都與其在美國的物業有關。
不受攤銷影響的天然氣和石油資產是指該公司擁有權益的未探明資產和重大開發項目的投資。這些未經證實的財產成本包括與租賃或鑽探權益相關的未評估成本，以及與在建油井相關的未評估成本。下表列出了截至2023年12月31日不計入攤銷的未評估淨成本的構成：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 之前 | | 總計 |
| 物業購置成本 | $ | 63 | | | $ | 86 | | | $ | 559 | | | $ | 1,005 | | | $ | 1,713 | |
| 勘探和開發成本 | 24 | | | 9 | | | 8 | | | 18 | | | 59 | |
| 資本化利息 | 115 | | | 91 | | | 75 | | | 22 | | | 303 | |
| $ | 202 | | | $ | 186 | | | $ | 642 | | | $ | 1,045 | | | $ | 2,075 | |
在截至2023年12月31日不包括攤銷的未評估成本淨額中，約為#美元1,048100萬美元與2014年和2015年收購的阿巴拉契亞未開發物業有關，$137100萬美元與2020年11月收購的蒙太奇物業有關，約為587百萬美元與收購海恩斯維爾的未開發物業有關，這些物業分別於2021年9月和2021年12月收購。303未評估的資本化利息百萬美元。該公司擁有$59與在建油井相關的未評估成本(包括在上文阿巴拉契亞、蒙蒂奇和海恩斯維爾的金額中)。未計入攤銷的剩餘成本與個別意義不大且評估過程尚未完成的物業有關。包括在攤銷計算中的物業收購和地震成本的時間和金額將取決於鑽井的位置和時間、鑽探結果和其他評估。因此，該公司無法估計何時將這些成本計入攤銷計算。
資本化利息利息以未計入攤銷的未評估天然氣和石油資產的成本為資本。
資產報廢債務天然氣和石油資產需要支出來封堵和廢棄油井，並在油井不再生產時回收相關的襯墊和其他配套基礎設施。與石油和天然氣資產等有形長期資產的報廢相關的資產報廢義務在發生的期間或當它變得可確定時被確認為負債，相關長期資產的賬面價值也會相應增加。有形資產的成本，包括資產報廢成本，在資產的使用年限內折舊。資產報廢債務按其估計公允價值記錄，隨着時間的推移，當貼現負債增加到其預期結算值時，增加費用被確認。
其他財產和設備。該公司的非全成本池資產包括水設施、收集系統、技術基礎設施、土地、建築物和其他設備，其使用壽命從3至30好幾年了。
按直線法折舊的這些資產的估計使用年限如下：
| | | | | |
| 水務設施 | 3 – 10年份 |
| 收集系統 | 15 – 25年份 |
| 技術基礎設施 | 3 – 10年份 |
| 鑽機和設備 | 3年份 |
| 建築物和租賃設施的改進 | 5 – 30年份 |
其他財產、廠房和設備包括：
| | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 水務設施 | $ | 252 | | | $ | 238 | |
| 收集系統 | 60 | | | 56 | |
| 技術基礎設施 | 146 | | | 135 | |
| 鑽機和設備 | 35 | | | 31 | |
| 土地、建築物和租賃權的改善 | 16 | | | 16 | |
| 其他 | 57 | | | 51 | |
| 減去：累計折舊和減值 | (394) | | | (354) | |
| 總計 | $ | 172 | | | $ | 173 | |
長期資產減值準備當事件或環境變化顯示非全額成本池長期資產的賬面價值顯示可能無法收回時，便會評估該資產的賬面價值是否可收回。*如出現減值，減值損失將按資產賬面價值超過其公允價值的金額計量。《公司》做到了不在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度內確認其非全成本池長期資產的減值。該公司確認減值#美元。6截至2021年12月31日的年度與非核心資產相關的百萬美元。
無形資產當事件或情況變化表明無形資產可能無法收回時，就會評估無形資產的賬面價值是否可收回。無形資產在使用年限內攤銷。截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司擁有38百萬美元和美元43與營銷相關的無形資產分別為100萬美元，其中33百萬美元和美元38百萬美元計入各自綜合資產負債表中的其他長期資產。52023年與營銷相關的無形資產達到100萬美元，52022年為100萬美元，82021年將達到100萬。該公司預計將攤銷$52024年至2027年每年百萬美元，以及4到2028年將達到100萬。
租契
公司確定合同是在開始時就包含租賃，還是作為收購的結果。租賃被定義為一種合同或合同的一部分，該合同轉讓在一段時間內控制已確定的財產、廠房或設備(已確定的資產)的使用權，以換取對價。使用權資產及相應的租賃負債在開始時在資產負債表上確認，金額以租賃期內剩餘租賃付款的現值為基礎。由於租賃的隱含利率並不總是很容易確定，本公司使用遞增借款利率根據開始日期可獲得的信息(如初始租賃期限)來計算租賃付款的現值。經營性使用權資產和經營性租賃負債在綜合資產負債表中分別列示。截至2023年12月31日，公司沒有任何融資租賃。通過政策選擇，初始期限為12個月或以下的租賃不會記錄在資產負債表上。本公司按直線法確認這些租賃的租賃費用，可變租賃付款在發生的期間確認。
某些租賃同時包含租賃和非租賃部分。該公司選擇將這些租賃中的大部分作為單一租賃組成部分進行會計處理，而不是將租賃和非租賃組成部分分開。然而，對於壓縮服務租賃和車隊車輛租賃，租賃和非租賃部分分別入賬。
該公司租賃鑽機、壓力泵設備、車輛、辦公空間、某些水上運輸線和其他設備，租期至2036年。某些租賃協議包括續簽租賃、提前終止租賃或購買標的資產的選擇權(S)。本公司將租賃開始日的租賃期確定為租賃的不可撤銷期限，包括在合理確定將行使該期權時延長或終止租賃的選擇權。該公司的水上運輸線是唯一具有合理確定將行使的續期選擇權的租約。這些續訂選項反映在使用權資產和租賃負債餘額中。
所得税
本公司採用資產負債法核算所得税。在這種方法下，遞延税項資產和負債被記錄為可歸因於現有資產和負債的財務賬面金額與其各自的納税基礎之間的差異而產生的估計未來税收後果。遞延税項資產和負債是使用預期這些臨時差異將逆轉的年度的有效税率來計量的。*税率變化對遞延税項資產和負債的影響在頒佈税率變化的當年確認。*遞延所得税是為了確認為所得税和財務報告目的在不同年度報告某些交易的所得税影響。*遞延税項資產的估值準備，包括淨營業虧損，當遞延税項資產的部分或全部利益很可能無法變現時，確認。
本公司對所得税的不確定性採用對納税申報單中已採取或預期採取的税收頭寸的確認和計量門檻。當税務機關根據頭寸的技術優點進行審查時，更有可能維持該頭寸，則確認來自不確定税收頭寸的税收利益。確認的税收優惠金額是最終結算時實現可能性大於50%的利益的最大金額。資產和負債的實際税率和計税基礎反映了管理層對各種税收最終結果的估計不確定因素。本公司在隨附的綜合經營報表中確認所得税撥備(收益)項內與不確定税務狀況相關的罰金和利息。*有關不確定税收狀況的更多信息，請參見注11.
衍生金融工具
本公司使用衍生金融工具管理界定的商品價格風險，並不將其用於投機交易目的。*本公司使用衍生工具從財務上保護天然氣、石油和NGL的銷售。此外，本公司使用利率互換來管理不利利率變化的風險敞口。*由於本公司沒有指定其衍生工具進行對衝會計處理，衍生工具合約結算產生的收益和損失在合約到期和標的商品的相關實物交易結算時在綜合經營報表中確認為衍生產品的損益。此外，衍生工具合約未結算部分的公允價值變動亦在綜合經營報表的衍生工具收益(虧損)中確認。看見注6和注8以討論公司的套期保值活動。
每股收益
普通股每股基本收益的計算方法是將可歸因於普通股的淨收益(虧損)除以報告期內已發行普通股的加權平均數量。稀釋每股收益的計算加上已發行普通股的加權平均數量：假設行使稀釋性股票期權、授予普通股、限制性股票單位和業績單位的未歸屬限制性股票，本應發行的新增普通股。反攤薄影響是每股收益的增加或因某些證券的轉換、行使或或有發行而導致的每股淨虧損的減少。
在2023年，有不是年內發生的股份回購。
2022年，與我們的股票回購計劃相關，我們回購了大約17,261,469平均價格為$$的股票7.24每股，總成本約為$125百萬美元。
2021年12月31日，本公司發佈99,337,748與GEPH合併相關的普通股。該公司普通股的這些股票的總美元價值約為$463百萬美元，基於收盤價$4.662021年12月31日，其普通股在紐約證券交易所的每股收益。看見注2瞭解有關GEPH合併的更多細節。
2021年9月，本公司發佈337,827,171與Indigo合併相關的普通股。該公司普通股的這些股票的總美元價值約為$1,588百萬美元，基於收盤價$4.702021年9月1日，其普通股在紐約證券交易所的每股收益。看見注2有關Indigo合併的更多細節。
下表列出了截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的每股收益計算：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| (單位：百萬，不包括股票/每股金額) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 淨收益(虧損) | $ | 1,557 | | | $ | 1,849 | | | $ | (25) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 普通股數量： | | | | | |
| 加權平均未償債務 | 1,100,980,199 | | | 1,110,564,839 | | | 789,657,776 | |
| 假定行使已發行股票期權時發行的股票 | — | | | — | | | — | |
| 發行非既有限制性普通股的效力 | 862,434 | | | 763,067 | | | — | |
| 發行非既有限制單位的效力 | 1,431,754 | | | 1,500,815 | | | — | |
| 非既有演出單位發行的效果 | 131,868 | | | 355,533 | | | — | |
| 加權平均和潛在稀釋性未償債務 | 1,103,406,255 | | | 1,113,184,254 | | | 789,657,776 | |
| | | | | |
| 普通股每股收益(虧損)： | | | | | |
| 基本信息 | $ | 1.41 | | | $ | 1.67 | | | $ | (0.03) | |
| 稀釋 | $ | 1.41 | | | $ | 1.66 | | | $ | (0.03) | |
下表呈列計算截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度之每股攤薄盈利時因具有反攤薄影響而不包括之普通股股份等值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 未行使的股票期權 | 831,525 | | | 2,265,589 | | | 3,683,363 | |
| 未歸屬股份支付 | 46,101 | | | 53,924 | | | 832,989 | |
| 受限制單位 | 211,506 | | | 192,515 | | | 2,226,981 | |
| 績效單位 | — | | | — | | | 2,194,477 | |
| | | | | |
| 總計 | 1,089,132 | | | 2,512,028 | | | 8,937,810 | |
現金流量信息的補充披露
下表提供有關截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度已付利息及所得税以及非現金投資活動變動的額外資料：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 年內支付的利息現金，扣除資本化金額 | $ | 140 | | | $ | 161 | | | $ | 106 | | |
| 本年度繳納所得税的現金 | 13 | | | 41 | | | — | | (1) |
| 非現金投資活動 | (39) | | | 94 | | | 3,690 | | (2) |
| 非現金融資活動 | — | | | — | | | 2,051 | | (3) |
(1)於二零二一年就所得税收取的現金並不重大。
(2)包括$3,045百萬美元和美元5812010年，與Indigo合併和GEPH合併有關的非現金財產增加分別為200萬美元。
(3)包括$1,588百萬美元和美元463分別與Indigo合併和GEPH合併相關的普通股對價為100萬歐元。
基於股票的薪酬
本公司採用公允價值法核算股票補償交易，並在綜合經營報表中確認相當於股票期權公允價值和股票支付成本的金額，或將成本資本化為財產和設備中包含的天然氣和石油資產。當這些成本與公司天然氣和石油資產的收購、勘探和開發活動直接相關時，這些成本將被資本化。看見附註14有關公司股票薪酬的討論。
責任-分類獎勵
該公司將某些可以或將以現金結算的賠償歸類為責任賠償。負債分類獎勵的公允價值從授予之日起至最終歸屬時按季度確定。負債分類獎勵公允價值的變化記錄在獎勵歸屬期間的一般和行政費用、運營費用和資本化費用。2020年授予的基於負債的績效單位獎勵包括基於業績條件的
平均資本回報率及以相對總股東回報(“TSR”)為基礎的市況。2021年，授予兩類政績單位獎。一種類型的獎勵包括基於已使用資本回報的業績條件和基於再投資率的業績條件，第二種類型的獎勵包括基於相對TSR的市場條件。2022年和2023年，授予了兩類績效單位。一類獎勵包括基於已動用資本回報率和再投資率的業績條件。2022年和2023年授予的其他獎勵被列為股權分類獎勵。上述市況的公允價值由蒙特卡羅模型按季度計算。看見附註14有關公司股票薪酬的討論。
現金薪酬
該公司將某些將以現金結算的獎勵歸類為現金補償。該公司將這些獎勵的成本確認為一般和行政費用、運營費用和獎勵歸屬期間的資本化費用。績效現金獎勵包括公司每年確定的績效條件。如本公司全權酌情決定未達到該門檻，則該歸屬期間的款項將不會歸屬，並將予註銷。
庫存股
2022年，該公司回購了17,261,469按先前宣佈的股份回購計劃計算，每股已發行普通股的平均價格為1美元。7.24每股價格約為$1251000萬美元。
本公司為某些關鍵員工維持一項凍結的遺留非限定遞延薪酬補充退休儲蓄計劃，根據該計劃，參與者可選擇延遲支付部分薪酬至拉比信託。*本公司將其補充退休儲蓄計劃的資產及負債納入其綜合資產負債表。根據非限定遞延補償安排購買的公司普通股由拉比信託持有，以庫存股形式列報，並按成本列賬。截至2023年12月31日及2022年12月，1,455股票和1,743股票分別由拉比信託基金持有，並作為庫存股入賬。
外幣折算
該公司已將加元指定為其在加拿大的活動的本位幣。按當前匯率將賬目從本位幣折算為美元的累計換算影響作為其他全面收益的單獨組成部分計入股東權益。
本報告實施的新會計準則
預計都不會產生實質性影響。
本報告尚未採用的新會計準則
2023年11月，財務會計準則委員會(FASB)發佈了ASU 2023-07，分部報告(主題280)：對可報告分部披露的改進。這一更新的目的是加強對可報告部門的披露，並提供有關重大部門費用的更多詳細信息。ASU 2023-07中的指導方針在2023年12月15日之後的財政年度和2024年12月15日之後的財政年度內的過渡期內有效。本公司繼續評估新指引的影響，但預期不會對綜合財務報表產生重大影響。
2023年12月，FASB發佈了ASU 2023-09所得税(主題740)：改進所得税披露。這一更新的目的是通過提供關於按具體類別進行的有效税率調整的進一步分類信息，以及按司法管轄區分列繳納的所得税，從而加強披露。ASU 2023-09中的指導方針在2024年12月15日之後的財政年度有效。本公司繼續評估新指引的影響，但預期不會對綜合財務報表產生重大影響。
(2) 收購
GEP海恩斯維爾，有限責任公司合併
於2021年11月3日，西南航空與野馬收購有限公司(“野馬”)、GEP Hayensville，LLC(“GEPH”)及GEPH Unithold Rep，LLC(“GEPH合併協議”)訂立合併協議及計劃。根據GEPH合併協議的條款，GEPH與西南航空的附屬公司野馬合併，併成為西南航空的全資附屬公司(“GEPH合併”)。GEPH的合併於2021年12月31日完成，並擴大了公司在海恩斯維爾和博西爾沙勒的業務。
根據GEPH合併協議的條款及條件，GEPH的未償還股權已註銷，並轉換為收取$1,263百萬美元的現金對價和99,337,748西南航空普通股。這些西南航空普通股的總美元價值約為1美元。463百萬美元，基於收盤價$4.662021年12月31日西南航空普通股在紐約證券交易所的每股收益。此外，該公司還假設GEPH的循環信貸額度為#美元。81截至2021年12月31日。這筆餘額隨後得到償還，GEPH循環信貸額度於2021年12月31日停用。看見注1和注9以獲取更多信息。
GEPH合併構成一項業務合併，並採用收購會計方法進行會計核算。出於税務目的，GEPH合併被視為出售合夥企業權益和收購資產。下表列出了由於GEPH合併而轉移給GEPH股東的對價的公允價值：
| | | | | |
| (以百萬股為單位，但不包括每股) | 截至2021年12月31日 |
| 已發行的西南航空普通股 | 99,337,748 | |
| 西南航空普通股2021年12月31日紐約證券交易所每股收盤價 | $ | 4.66 | |
| $ | 463 | |
現金對價(1) | 1,263 | |
| 總對價 | $ | 1,726 | |
(1)反映了$6收盤後現金對價調整1.5億美元。
下表列出了截至購置日的購入資產和承擔的負債的公允價值。截至2022年第四季度，收購價格分配完成。
| | | | | |
| (單位：百萬) | 截至2021年12月31日 |
| 考慮事項： | |
| 總對價 | $ | 1,726 | |
| 收購資產的公允價值： | |
| 現金和現金等價物 | 11 | |
應收賬款(1) | 180 | |
其他流動資產(1) | 1 | |
| 商品衍生資產 | 56 | |
| 評價的油氣性質 | 1,783 | |
| 未評估的油氣屬性 | 59 | |
| 其他財產、廠房和設備 | 2 | |
| 其他長期資產 | 3 | |
| 收購的總資產 | 2,095 | |
| 承擔的負債的公允價值： | |
應付帳款(1) | 176 | |
| 其他流動負債 | 1 | |
| 衍生負債 | 75 | |
| 循環信貸安排 | 81 | |
| |
| 資產報廢債務 | 24 | |
其他非流動負債(1) | 12 | |
| 承擔的總負債 | 369 | |
| 取得的淨資產和承擔的負債 | $ | 1,726 | |
(1)反映由$組成的調整9應收賬款增加100萬美元，2其他流動資產減少1億美元，6應付賬款增加百萬美元，7在截至2022年12月31日的12個月內，其他非流動負債增加了100萬美元。
收購的資產和承擔的負債按GEPH合併之日的公允價值入賬。包括財產在內的某些資產的估值是以估價為基礎的。購置設備的公允價值是根據現有的市場數據和成本辦法確定的。
隨着GEPH合併的完成，西南航空收購了已探明和未探明的約$1,783百萬美元和美元59分別有100萬個，主要與海恩斯維爾和博西耶地層有關。剩餘的$2百萬美元的其他財產、廠房和設備包括土地、設施和各種設備。
根據GEPH合併日期的基本儲量預測，對未評估和評估的石油和天然氣資產採用收益法。收益法被視為第3級公允價值估計，幷包括對未來產量、大宗商品價格以及運營和資本成本估計的重大假設，使用行業同行的加權平均資本成本進行貼現，以及基於儲備類別的風險調整係數。價格假設是基於根據歷史差異調整後的可觀察到的市場定價。費用估計數是根據根據歷史和預期的未來通貨膨脹而膨脹的當前可見費用計算的。税收是以現行法定税率為基礎的。
本公司認為循環信貸融資項下的借款大致為公允價值，因為GEPH循環信貸融資的餘額在GEPH合併完成後立即清償。衍生工具的價值是基於可觀察到的投入，主要是遠期商品價格曲線，被認為是第二級。
自GEPH於2021年12月31日合併之日起，有不是與所收購業務相關的收入或營業收入記錄在公司截至2021年12月31日的年度綜合經營報表中。
Indigo Natural Resources合併
於2021年6月1日，西南航空與Ikon Acquisition Company，LLC(“Ikon”)、Indigo Natural Resources LLC(“Indigo”)及Ibis Unith持有人代表LLC訂立合併協議及計劃(“Indigo合併協議”)。根據Indigo合併協議的條款，Indigo與Southwest的附屬公司Ikon合併並併入，成為Southwest的全資附屬公司(“Indigo合併”)。2021年8月27日，西南航空的股東投票批准了Indigo合併，交易於2021年9月1日完成。Indigo的合併建立了西南航空在海恩斯維爾和博西耶頁巖的天然氣業務。
Indigo的未償還股權已註銷，並轉換為獲得(I)#美元的權利。373現金對價100萬歐元，可根據Indigo合併協議的規定進行調整，以及(Ii)337,827,171西南航空普通股。這些西南航空普通股的總美元價值約為1美元。1,588百萬美元，基於收盤價$4.702021年9月1日西南航空普通股在紐約證券交易所的每股收益。此外，西南航空還假設了美元700Indigo的本金總額為百萬美元5.3752029年到期的高級債券(“Indigo債券”)，公允價值為$726截至2021年9月1日，100萬美元，隨後兑換為美元700新發行的百萬美元5.3752029年到期的優先債券百分比。此外，該公司還假定Indigo的循環信貸額度為#美元。95截至2021年9月1日。這筆餘額隨後得到償還，Indigo循環信貸額度於2021年9月停用。看見注1和注9以獲取更多信息。
Indigo合併構成一項業務合併，並採用收購會計方法進行會計核算。出於税務目的，Indigo合併被視為出售合夥企業權益和收購資產。下表列出了Indigo合併後轉移給Indigo股東的對價的公允價值：
| | | | | |
| (以百萬股為單位，但不包括每股) | 截至2021年9月1日 |
| 已發行的西南航空普通股 | 337,827,171 | |
| 西南航空普通股2021年9月1日紐約證券交易所每股收盤價 | $ | 4.70 | |
| $ | 1,588 | |
| 現金對價 | 373 | |
| 總對價 | $ | 1,961 | |
下表列出了截至購置日的購入資產和承擔的負債的公允價值。截至2022年第三季度，收購價格分配完成。
| | | | | |
| (單位：百萬) | 截至2021年9月1日 |
| 考慮事項： | |
| 總對價 | $ | 1,961 | |
| 收購資產的公允價值： | |
| 現金和現金等價物 | 55 | |
應收賬款(2) | 193 | |
| 其他流動資產 | 2 | |
| 商品衍生資產 | 2 | |
| 評價的油氣性質 | 2,724 | |
未評估的油氣屬性 (1) | 690 | |
| 其他財產、廠房和設備 | 4 | |
| 其他長期資產 | 27 | |
| 收購的總資產 | 3,697 | |
| 承擔的負債的公允價值： | |
應付帳款 (2) | 285 | |
| 其他流動負債 | 55 | |
| 衍生負債 | 501 | |
| 循環信貸安排 | 95 | |
| 優先無擔保票據 | 726 | |
| 資產報廢債務 | 8 | |
其他非流動負債(2) | 66 | |
| 承擔的總負債 | 1,736 | |
| 取得的淨資產和承擔的負債 | $ | 1,961 | |
(1)反映了一美元62022年期間因採購會計最終確定而進行的百萬美元調整。
(2)反映由$組成的調整1應收賬款增加百萬美元，11應付賬款增加百萬美元，4由於採購會計的最終完成，2022年期間其他非流動負債減少了100萬美元。
收購的資產和承擔的負債按Indigo合併之日的公允價值入賬。包括財產在內的某些資產的估值是以估價為基礎的。購置設備的公允價值是根據現有的市場數據和成本辦法確定的。
隨着Indigo合併的完成，西南航空收購了已探明和未探明的財產，價值約為美元。2,724百萬美元和美元690分別有100萬個，主要與海恩斯維爾和博西耶地層有關。剩餘的$4百萬美元的其他財產、廠房和設備包括土地、水利設施和各種設備。
根據Indigo合併日的基本儲量預測，對未評估和評估的石油和天然氣資產採用收益法。收益法被視為第3級公允價值估計，幷包括對未來產量、大宗商品價格以及運營和資本成本估計的重大假設，使用行業同行的加權平均資本成本進行貼現，以及基於儲備類別的風險調整係數。價格假設是基於根據歷史差異調整後的可觀察到的市場定價。費用估計數是根據根據歷史和預期的未來通貨膨脹而膨脹的當前可見費用計算的。税收是以現行法定税率為基礎的。
優先無抵押票據的計量基於活躍市場中未經調整的報價，且為1級。本公司認為信貸安排項下的借款接近公允價值，因為Indigo的未償還循環信貸安排在Indigo合併完成後立即還清。衍生工具的價值是基於可觀察到的投入，主要是遠期商品價格和利率曲線，被認為是第二級。
從Indigo合併之日起GH2021年12月31日,與通過Indigo合併獲得的業務相關的收入和營業收入總計為#美元。682百萬美元和美元472分別為100萬美元。
在Indigo合併之前，Indigo於2021年5月完成了剝離其棉花谷天然氣和石油資產的協議。Indigo保留了與天然氣收集相關的數量承諾相關的某些合同承諾，為此，西南航空將根據買方的實際使用情況，承擔向收集供應商支付協議下的任何未使用部分的義務，直至2027年。截至收購日期，最高可達約$34這些合同承諾中仍有100萬美元，公司記錄了#美元17百萬負債。自.起
2023年12月31日，最高約為美元24這些合同承諾中仍有100萬，該公司有一美元14預計未來付款的剩餘負債為100萬歐元。
不包括棉花谷採集協議(上文討論)，公司已記錄了總計#美元的額外負債。81百萬美元，在收購結束日有3截至2023年12月31日，剩餘100萬美元，主要與與收集、淡水和沙子相關的購買或數量承諾有關。
備考資料
下表彙總了西南航空未經審計的備考簡明財務信息，好像Indigo合併和GEPH合併分別發生在2020年1月1日：
| | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， | | | | |
| (單位：百萬，每股除外) | 2021 | | | | |
| 收入 | $ | 8,301 | | | | | |
| 普通股應佔淨收益(虧損) | $ | (354) | | | | | |
| 每股普通股應佔淨收益(虧損)-基本 | $ | (0.32) | | | | | |
| 每股普通股應佔淨收益(虧損)--稀釋後 | $ | (0.32) | | | | | |
如果Indigo合併和GEPH合併都在2020年1月1日完成，那麼未經審計的備考信息不一定表明將會出現的經營結果，也不一定表明合併後實體未來的經營結果。未經審計的備考信息使合併以及任何相關的股權和債務發行以及由此產生的收益的使用生效，就像它們發生在上述討論的日期一樣，是西南航空的運營報表與Indigo和GEPH合併前的業績(包括收入和直接費用調整)合併的結果。預計結果不包括由於合併而預期的任何成本節約，幷包括基於分配給物業、廠房和設備的購買價格、估計的使用壽命以及利息支出的調整對DD&A(折舊、損耗和攤銷)的調整。利息支出已作出調整，以反映假設的優先票據、信貸安排、所有相關應計利息的任何報廢，以及與已報廢的票據和循環信貸額度有關的發行成本的相關攤銷減少。利息支出也進行了調整，以包括Indigo美元的假設和兑換的影響。700百萬美元5.3752029年到期的等值西南優先票據的優先票據百分比，以反映Indigo和GEPH信貸安排的報廢、所有相關應計利息以及與各自循環信貸額度相關的發行成本攤銷成本的相關減少。管理層相信估計和假設是合理的，合併的相對影響得到了適當的反映。
與合併相關的費用
有幾個不是截至2023年12月31日止年度發生的合併相關開支。下表彙總了截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度發生的合併相關費用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， | | |
| 2022 | | 2021 | | |
| (單位：百萬) | 靛藍
合併 | | GEPH
合併 | | 總計 | | 靛藍
合併 | | GEPH
合併 | | 其他(1) | | 總計 | | |
| 過渡服務 | $ | — | | | $ | 18 | | | $ | 18 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | |
| 專業費用(銀行、法律、諮詢) | — | | | 1 | | | 1 | | | 27 | | | 19 | | | 1 | | | 47 | | | |
| 代表和保證保險 | — | | | — | | | — | | | 4 | | | 7 | | | — | | | 11 | | | |
| 合同買斷、終止和轉讓 | 1 | | | 2 | | | 3 | | | 7 | | | 1 | | | — | | | 8 | | | |
| 盡職調查和環境保護 | 1 | | | 1 | | | 2 | | | 3 | | | 1 | | | — | | | 4 | | | |
| 與員工相關 | — | | | 1 | | | 1 | | | 2 | | | — | | | 1 | | | 3 | | | |
| 其他 | — | | | 2 | | | 2 | | | 2 | | | — | | | 1 | | | 3 | | | |
| 合併相關費用總額 | $ | 2 | | | $ | 25 | | | $ | 27 | | | $ | 45 | | | $ | 28 | | | $ | 3 | | | $ | 76 | | | |
(1)包括與本公司於2020年完成的Montage Resources合併相關的合併相關成本。
(3) 重組費用
於2021年2月，本公司通知僱員一項裁員計劃，作為持續策略性努力的一部分，以重新定位其產品組合、優化營運表現及提高利潤率。受影響僱員獲提供遣散費，其中包括按服務年期及（如適用）被沒收的未歸屬長期獎勵的現值而作出的一次性付款。該公司產生的遣散費總額約為美元7百萬
截至2021年12月31日的年度，確認為重組費用，並於2021年第一季度末基本完成。所有重組費用都記錄在公司的E&P部門，幷包括在截至2021年12月31日的年度的營業收入中。
本公司於截至2023年12月31日止年度並無重大重組活動及2022年12月31日，且於2023年12月31日並無與重組有關的重大負債及2022年12月31日。
(4) 租契
該公司的可變租賃成本主要包括與總部租賃相關的可變運營費用。預計可變租賃成本將在整個租賃期內持續存在。本公司現有租約目前並無重大剩餘價值擔保。
租賃費用的構成如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 經營租賃成本 | $ | 62 | | | $ | 63 | | | $ | 54 | |
| 短期租賃成本 | 103 | | | 93 | | | 15 | |
| 可變租賃成本 | 3 | | | 3 | | | 3 | |
| 總租賃成本 | $ | 168 | | | $ | 159 | | | $ | 72 | |
截至2023年12月31日，該公司的運營租約為$4100萬美元，主要與已執行但尚未開始的壓縮機租賃有關。這些經營租約計劃於2024年開始，租期至2027年到期。本公司現有的經營租約並不包含任何重大限制性契諾。
與租賃有關的補充現金流量信息如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 為計量租賃負債所包括的金額支付的現金： | | | | | |
| 來自經營租賃的經營現金流 | $ | 61 | | | $ | 62 | | | $ | 53 | |
| | | | | |
| 以經營性負債換取的使用權資產： | | | | | |
| 經營租約 | $ | 27 | | | $ | 43 | | | $ | 73 | |
與租賃有關的補充資產負債表信息如下： | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 使用權資產餘額： | | | |
| 經營租約 | $ | 154 | | | $ | 177 | |
| 租賃負債餘額： | | | |
| 當前的經營租約 | $ | 44 | | | $ | 42 | |
| 長期經營租約 | 107 | | | 133 | |
| 經營租約合計 | $ | 151 | | | $ | 175 | |
| | | |
加權平均剩餘租期：(年) | | | |
| 經營租約 | 4.1 | | 4.9 |
| | | |
| 加權平均貼現率： | | | |
| 經營租約 | 7.50 | % | | 7.32 | % |
經營租賃負債到期日分析： | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023年12月31日 |
| 2024 | $ | 53 | |
| 2025 | 39 | |
| 2026 | 33 | |
| 2027 | 29 | |
| 2028 | 14 | |
| 此後 | 6 | |
| 未貼現租賃負債總額 | 174 | |
| 推定利息 | (23) | |
| 貼現租賃負債共計 | $ | 151 | |
(5) 收入確認
與客户簽訂合同的收入
天然氣和液體。當產品的控制權在指定的交貨點移交給客户時，天然氣、石油和天然氣的銷售即被確認。公司合同的定價條款主要與市場指數掛鈎，並根據交貨、產品質量和公司所在地理區域的當前供需狀況等因素進行一定的調整。根據公司的銷售合同，每單位天然氣、石油和天然氣的交付代表着一項單獨的履約義務。收入在履行履行義務的時間點確認。公司的收入沒有重大的融資部分，因為付款條件通常在30至60此外，客户的對價與公司迄今完成的業績對客户的價值直接對應。因此，公司將收入確認為公司有權開具發票的金額，並未披露有關其剩餘履約義務的信息。
本公司將其天然氣和液體生產的收入記錄在其物業銷售的淨收入利息金額中。因此，交付超過公司淨收入利息的天然氣和液體銷售不被確認，而天然氣和液體銷售則被確認為任何交付不足的數量。
營銷。本公司通過其營銷附屬公司，一般為其附屬勘探和銷售公司以及選擇與本公司進行營銷的其他共同所有者銷售天然氣、石油和NGL。此外，本公司還銷售從第三方購買的一些產品。*當產品的控制權在指定交貨點轉移給客户時，確認天然氣、石油和NGL銷售的營銷收入。本公司合同的定價條款主要與市場指數掛鈎，並根據交貨、產品質量和當時的供需狀況等因素進行一定的調整。根據本公司的營銷合同，每單位天然氣、石油和NGL的交付代表單獨的履約義務，收入在履行履約義務的時間點確認。客户每月開具發票，收入記錄為天然氣、石油和NGL的交付，付款條件通常在30至60此外，客户的對價與公司迄今完成的業績對客户的價值直接對應。因此，公司將收入確認為公司有權開具發票的金額，並未披露有關其剩餘履約義務的信息。
收入分解
該公司在綜合經營報表中按產品列出扣除部門間收入後的E&P收入的分類。下表將合併業務表上列報的營業收入與按部門分列的營業收入進行核對：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | E&P | | 營銷 | | 網段間
收入 | | 總計 |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 天然氣銷售 | $ | 3,036 | | | $ | — | | | $ | 53 | | | $ | 3,089 | |
| 石油銷售 | 374 | | | — | | | 5 | | | 379 | |
| NGL銷售 | 702 | | | — | | | — | | | 702 | |
| 營銷 | — | | | 6,277 | | | (3,922) | | | 2,355 | |
其他(1) | (3) | | | — | | | — | | | (3) | |
| 總計 | $ | 4,109 | | | $ | 6,277 | | | $ | (3,864) | | | $ | 6,522 | |
| | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 天然氣銷售 | $ | 9,100 | | | $ | — | | | $ | 1 | | | $ | 9,101 | |
| 石油銷售 | 434 | | | — | | | 5 | | | 439 | |
| NGL銷售 | 1,046 | | | — | | | — | | | 1,046 | |
| 營銷 | — | | | 14,521 | | | (10,102) | | | 4,419 | |
其他(1) | (3) | | | — | | | — | | | (3) | |
| 總計 | $ | 10,577 | | | $ | 14,521 | | | $ | (10,096) | | | $ | 15,002 | |
| | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 天然氣銷售 | $ | 3,358 | | | $ | — | | | $ | 54 | | | $ | 3,412 | |
| 石油銷售 | 389 | | | — | | | 5 | | | 394 | |
| NGL銷售 | 888 | | | — | | | 2 | | | 890 | |
| 營銷 | — | | | 6,186 | | | (4,223) | | | 1,963 | |
其他(1) | 5 | | | 3 | | | — | | | 8 | |
| 總計 | $ | 4,640 | | | $ | 6,189 | | | $ | (4,162) | | | $ | 6,667 | |
(1)其他E&P收入主要包括向第三方運營商銷售天然氣平衡和水，其他營銷收入主要包括銷售儲存天然氣。
相關的勘探和開發收入也按公司經營的核心地區進行地理分類分析，這些地區主要是阿巴拉契亞和海恩斯維爾。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 阿巴拉契亞 | $ | 2,543 | | | $ | 6,314 | | | $ | 3,955 | |
| 海恩斯維爾 | 1,566 | | | 4,263 | | | 682 | |
| 其他 | — | | | — | | | 3 | |
| 總計 | $ | 4,109 | | | $ | 10,577 | | | $ | 4,640 | |
與客户簽訂的合同應收賬款
下表將公司與客户簽訂的合同應收賬款與合併資產負債表中的應收賬款進行了核對：
| | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 與客户簽訂的合同應收賬款 | $ | 622 | | | $ | 1,313 | |
| 其他應收賬款 | 58 | | | 88 | |
| 應收賬款總額 | $ | 680 | | | $ | 1,401 | |
在截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的年度內，從公司與客户合同產生的與應收賬款相關的壞賬準備中確認的金額並不大。不是與其與客户的合同收入相關的合同資產或合同負債。
(6) 衍生品與風險管理
該公司受到市場價格波動以及天然氣、石油和天然氣液化天然氣基差的影響，這影響了與這些商品銷售相關的現金流的可預測性。這些風險是通過公司使用某些衍生金融工具來管理的。截至2023年12月31日，公司的衍生金融工具包括固定價格掉期、雙向無成本環、三向無成本環、基差互換、看漲期權和利率互換。
| | | | | |
| 固定價格掉期 | 如果公司出售固定價格掉期，公司收到合同的固定價格，並向交易對手支付浮動市場價格。如果公司購買固定價格掉期，公司收到合同的浮動市場價格，並向交易對手支付固定價格。 |
| |
| 雙向無成本領口 | 在合約結算日，(1)如果指數價格高於最高價格，本公司向交易對手支付指數價格與最高價格之間的差額；(2)如果指數價格介於最低價格和最高價格之間，則任何一方均不應支付任何款項；以及(3)如果指數價格低於最低價格，本公司將收到最低價格與指數價格之間的差額。 |
| |
| 三向無成本領口 | 在合同結算日，(1)如果指數價格高於賣出看跌期權執行價，則公司向交易對手支付指數價格與賣出看跌期權執行價之間的差額；(2)如果指數價格介於買入看跌期權執行價和賣出看漲期權執行價之間，則任何一方都不應付款；(3)如果指數價格介於賣出看跌期權執行價和買入看跌期權執行價之間，公司將收到買入的看跌期權執行價和指數價格之間的差額，以及(4)如果指數價格低於賣出看跌期權執行價，公司將收到買入的看跌期權執行價和賣出的看跌期權執行價之間的差額。 |
| |
| 基差互換 | 保證天然氣在指定交貨點的差價的安排。如果公司出售基差掉期，如果差價大於合同規定的條款，公司從交易對手那裏收到付款，如果差價小於合同規定的條款，公司向對手方付款。如果公司購買基差掉期，如果差價大於合同規定的條款，公司向對手方付款，如果差價小於合同規定的條款，公司從對手方收到付款。 |
| |
| 期權(看漲和看跌期權) | 本公司買賣期權以換取溢價。-如果本公司購買看漲期權，本公司在結算時從交易對手那裏收到市場價格高於看漲期權執行價格的溢價(如果有)，但如果市場價格低於看漲期權的執行價格，任何一方都不應支付任何款項。如果公司出售看漲期權，本公司在結算時向交易對手支付高於看漲期權執行價格的市場價格(如果有)，但如果市場價格低於看漲期權的執行價格，任何一方都不應支付任何款項。如果本公司購買看跌期權，本公司將從交易對手處收到認沽期權在結算時的執行價格高於看跌期權市場價格的溢價(如果有的話)，但如果市場價格高於看跌期權的執行價格，則任何一方都不應支付任何款項。如果公司出售看跌期權，公司在結算時向交易對手支付看跌期權執行價格高於看跌期權市場價格的溢價(如果有的話)，但如果市場價格高於看跌期權的執行價格，任何一方都不應支付。 |
| |
| |
| |
| 利率互換 | 利率互換用於固定或浮動現有或預期負債的利率。這些工具的目的是管理公司現有或預期的不利利率變化的風險敞口。 |
本公司為其衍生工具選擇交易對手，並積極監察這些工具的信用評級及信用違約互換利率
在適用的情況下，交易對手。然而，不能保證交易對手將能夠履行其對本公司的義務。本公司按毛數列報其衍生產品頭寸，不對資產和負債頭寸進行淨值計算。
下表提供了本公司對大宗商品價格變化敏感並用於保護本公司風險敞口的金融工具的信息。以下金融工具均未被指定用於對衝會計處理。下表列出了截至2023年12月31日的名義金額、加權平均合同價格和按預期到期日計算的公允價值：
對生產的金融保護
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 加權平均價格/MMBTU | | *公允價值於2023年12月31日 (百萬美元) |
| 卷 (Bcf) | | 掉期 | | 賣出看跌期權 | | 買入看跌期權 | | 已售出呼叫 | | 基差分 | |
| 天然氣 | | | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | | | | | | | | | | | | |
| 固定價格掉期 | 528 | | | $ | 3.54 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 448 | |
| 雙向無成本領口 | 44 | | | — | | | — | | | 3.07 | | | 3.53 | | | — | | | 22 | |
| 三向無成本領口 | 88 | | | — | | | 2.47 | | | 3.20 | | | 4.09 | | | — | | | 35 | |
| 總計 | 660 | | | | | | | | | | | | | $ | 505 | |
| 2025 | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 雙向無成本領口 | 73 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 3.50 | | | $ | 5.40 | | | $ | — | | | $ | 31 | |
| 三向無成本領口 | 161 | | | — | | | 2.59 | | | 3.66 | | | 5.88 | | | — | | | 56 | |
| 總計 | 234 | | | | | | | | | | | | | $ | 87 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 基差互換 | | | | | | | | | | | | | |
| 2024 | 82 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (0.72) | | | $ | 8 | |
| 2025 | 9 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (0.64) | | | 4 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 總計 | 91 | | | | | | | | | | | | | $ | 12 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 每桶加權平均價格 | | 2023年12月31日的公允價值 (百萬美元) |
| 卷 （兆字節） | | 掉期 | | 賣出看跌期權 | | 買入看跌期權 | | 已售出呼叫 | |
| 油 | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | | | | | | | | | | |
| 固定價格掉期 | 1,571 | | | $ | 71.06 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | (1) | |
| 雙向無成本領口 | 512 | | | — | | | — | | | 70.00 | | | 85.63 | | | 2 | |
| 三向無成本領口 | 92 | | | — | | | 65.00 | | | 75.00 | | | 93.10 | | | — | |
| 總計 | 2,175 | | | | | | | | | | | $ | 1 | |
| 2025 | | | | | | | | | | | |
| 固定價格掉期 | 41 | | | $ | 77.66 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 三向無成本領口 | 1,002 | | | — | | | 60.00 | | | 70.00 | | | 94.64 | | | 2 | |
| 總計 | 1,043 | | | | | | | | | | | $ | 2 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 乙烷 | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | | | | | | | | | | |
| 固定價格掉期 | 4,897 | | | $ | 10.61 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 9 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 丙烷 | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | | | | | | | | | | |
| 固定價格掉期 | 4,008 | | | $ | 31.38 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 11 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 2025 | | | | | | | | | | | |
| 固定價格掉期 | 63 | | | $ | 26.46 | | | $ | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 正丁烷 | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | | | | | | | | | | |
| 固定價格掉期 | 329 | | | $ | 40.74 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 天然汽油 | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | | | | | | | | | | |
| 固定價格掉期 | 329 | | | $ | 64.37 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他衍生工具合約 |
| 卷 (Bcf) | | 每MMBtu加權平均執行價格 | | 2023年12月31日的公允價值 (百萬美元) |
| 看漲期權-天然氣(淨額) | | | | | |
| 2024 | 82 | | | $ | 6.56 | | | $ | (1) | |
| 2025 | 73 | | | 7.00 | | | (6) | |
| 2026 | 73 | | | 7.00 | | | (11) | |
| | | | | |
| 總計 | 228 | | | | | $ | (18) | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
於2023年12月31日，本公司金融工具的公允淨值為1美元610百萬資產，包括淨減少資產#美元2由於非業績風險調整而導致的百萬美元。注8關於公司對其衍生頭寸的公允價值計量的更多細節。
截至2023年12月31日，本公司沒有指定用於對衝會計處理的頭寸。未指定進行對衝會計處理或不符合對衝會計要求的衍生品損益在綜合經營報表中計入衍生品損益組成部分。因此，經營報表中衍生品損益部分反映了已結算和未結算衍生品的損益。此外，只有已結算損益計入公司的已實現商品價格計算。
現將截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的衍生金融工具相關資產負債表分類彙總如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 衍生資產 | | |
| 資產負債表分類 | | 公允價值 | |
| (單位：百萬) | | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 | |
| 未被指定為對衝工具的衍生工具： | | | | | | |
| | | | | | |
| 固定價格掉期-天然氣 | 衍生資產 | | $ | 466 | | | $ | — | | |
| 固定價格掉期-石油 | 衍生資產 | | 1 | | | — | | |
| 固定價格掉期-乙烷 | 衍生資產 | | 9 | | | 4 | | |
| 固定價格掉期-丙烷 | 衍生資產 | | 12 | | | 9 | | |
| 固定價格掉期--正丁烷 | 衍生資產 | | 1 | | | 1 | | |
| 固定價格掉期--天然汽油 | 衍生資產 | | 2 | | | 1 | | |
| 雙向無成本環--天然氣 | 衍生資產 | | 36 | | | 47 | | |
| 雙向無成本衣領--機油 | 衍生資產 | | 3 | | | — | | |
| | | | | | |
| 三向無成本接箍--天然氣 | 衍生資產 | | 62 | | | 18 | | |
| 三向無成本衣領--機油 | 衍生資產 | | 1 | | | 1 | | |
| 基差互換-天然氣 | 衍生資產 | | 14 | | | 64 | | |
| | | | | | |
| 看跌期權-天然氣 | 衍生資產 | | 8 | | | — | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 固定價格掉期-天然氣 | 其他長期資產 | | — | | | 28 | | |
| 固定價格掉期-石油 | 其他長期資產 | | — | | | 1 | | |
| 固定價格掉期-乙烷 | 其他長期資產 | | — | | | 1 | | |
| 固定價格掉期-丙烷 | 其他長期資產 | | — | | | 1 | | |
| 雙向無成本環--天然氣 | 其他長期資產 | | 46 | | | 18 | | |
| | | | | | |
| 三向無成本接箍--天然氣 | 其他長期資產 | | 116 | | | 3 | | |
| 三向無成本衣領--機油 | 其他長期資產 | | 10 | | | — | | |
| 基差互換-天然氣 | 其他長期資產 | | 4 | | | 17 | | |
| | | | | | |
| 看跌期權-天然氣 | 其他長期資產 | | — | | | 4 | | |
| | | | | | |
| 衍生工具資產總額 | | | $ | 791 | | | $ | 218 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 衍生負債 | |
| 資產負債表分類 | | 公允價值 |
| (單位：百萬) | | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 未被指定為對衝工具的衍生工具： | | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 固定價格掉期-天然氣 | 衍生負債 | | $ | 18 | | | $ | 581 | |
| 固定價格掉期-石油 | 衍生負債 | | 2 | | | 20 | |
| 固定價格掉期-乙烷 | 衍生負債 | | — | | | 1 | |
| 固定價格掉期-丙烷 | 衍生負債 | | 1 | | | — | |
| | | | | |
| 固定價格掉期--天然汽油 | 衍生負債 | | — | | | 1 | |
| 雙向無成本環--天然氣 | 衍生負債 | | 14 | | | 235 | |
| 雙向無成本衣領--機油 | 衍生負債 | | 1 | | | — | |
| | | | | |
| 三向無成本接箍--天然氣 | 衍生負債 | | 27 | | | 311 | |
| 三向無成本衣領--機油 | 衍生負債 | | 1 | | | 31 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 基差互換-天然氣 | 衍生負債 | | 6 | | | 69 | |
| 看漲期權-天然氣 | 衍生負債 | | 1 | | | 70 | |
| 看跌期權-天然氣 | 衍生負債 | | 8 | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
固定價格掉期-天然氣 | 其他長期負債 | | — | | | 281 | |
| 固定價格掉期-石油 | 其他長期負債 | | — | | | 4 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 雙向無成本環--天然氣 | 其他長期負債 | | 15 | | | 56 | |
| | | | | |
| 三向無成本接箍--天然氣 | 其他長期負債 | | 60 | | | 20 | |
| 三向無成本衣領--機油 | 其他長期負債 | | 8 | | | — | |
| 基差互換-天然氣 | 其他長期負債 | | — | | | 1 | |
| 看漲期權-天然氣 | 其他長期負債 | | 17 | | | 18 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 衍生負債總額 | | | $ | 179 | | | $ | 1,699 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 淨衍生頭寸 |
| | | | 截至12月31日， |
| | | 2023 | | 2022 |
| | | | (單位：百萬) |
| 流動衍生工具淨資產(負債) | | | | $ | 536 | | | $ | (1,174) | |
| 長期衍生品淨資產(負債) | | | | 76 | | | (307) | |
| 不履約風險調整 | | | | (2) | | | 3 | |
| 衍生工具總資產(負債)淨額 | | | | $ | 610 | | | $ | (1,478) | |
下表概述了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的年度，公司衍生工具對綜合經營報表的税前影響：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在收益中確認的衍生工具的未結算收益(虧損) | |
| | 合併業務報表 損益分類 關於衍生品，懸而未決 | | 在過去幾年裏
十二月三十一日， | |
| 衍生工具 | | | 2023 | | 2022 | |
| | | | (單位：百萬) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 固定價格掉期-天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | $ | 1,281 | | | $ | (166) | | |
| 固定價格掉期-石油 | | 衍生工具收益（損失） | | 22 | | | 46 | | |
| 固定價格掉期-乙烷 | | 衍生工具收益（損失） | | 5 | | | 12 | | |
| 固定價格掉期-丙烷 | | 衍生工具收益（損失） | | 1 | | | 87 | | |
| 固定價格掉期--正丁烷 | | 衍生工具收益（損失） | | — | | | 27 | | |
| 固定價格掉期--天然汽油 | | 衍生工具收益（損失） | | 2 | | | 34 | | |
| 雙向無成本環--天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | 279 | | | (116) | | |
| 雙向無成本衣領--機油 | | 衍生工具收益（損失） | | 2 | | | — | | |
| | | | | | | |
| 雙向無價環--乙烷 | | 衍生工具收益（損失） | | — | | | 1 | | |
| 三向無成本接箍--天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | 402 | | | 117 | | |
| 三向無成本衣領--機油 | | 衍生工具收益（損失） | | 32 | | | 11 | | |
| 三通式無價環--丙烷 | | 衍生工具收益（損失） | | — | | | 4 | | |
| 基差互換-天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | 1 | | | (57) | | |
| 看漲期權-天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | 70 | | | 21 | | |
| | | | | | | |
| 看跌期權-天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | (4) | | | 4 | | |
| | | | | | | |
| 固定價格掉期-天然氣儲存 | | 衍生工具收益（損失） | | — | | | 1 | | |
| 利率互換 | | 衍生工具收益（損失） | | — | | | (2) | | |
| 未結算衍生品的總收益 | | | | $ | 2,093 | | | $ | 24 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
在收益中確認的衍生工具的結算收益(虧損)(1) | |
| | 合併業務報表 損益分類 關於衍生品，已達成和解 | | 在過去幾年裏
十二月三十一日， | |
| 衍生工具 | | | 2023 | | 2022 | |
| | | | (單位：百萬) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 固定價格掉期-天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | $ | 300 | | | $ | (2,918) | | |
固定價格掉期–油 | | 衍生工具收益（損失） | | (27) | | | (129) | | |
| 固定價格掉期-乙烷 | | 衍生工具收益（損失） | | 6 | | | (49) | | |
| 固定價格掉期-丙烷 | | 衍生工具收益（損失） | | 26 | | | (100) | | |
| 固定價格掉期--正丁烷 | | 衍生工具收益（損失） | | 3 | | | (35) | | |
| 固定價格掉期--天然汽油 | | 衍生工具收益（損失） | | 1 | | | (49) | | |
| 雙向無成本環--天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | 48 | |
| (448) | | |
| 雙向無成本衣領--機油 | | 衍生工具收益（損失） | | (1) | | | — | | |
| | | | | | | |
| 雙向無價環--乙烷 | | 衍生工具收益（損失） | | — | | | (1) | | |
| 三向無成本接箍--天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | (19) | | | (1,319) | | |
| 三向無成本衣領--機油 | | 衍生工具收益（損失） | | (27) | | | (51) | | |
| 三通式無價環--丙烷 | | 衍生工具收益（損失） | | — | | | (5) | | |
| 指數掉期-天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | — | | | (1) | | |
| 基差互換-天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | 43 | | | 128 | | |
| 看漲期權-天然氣 | | 衍生工具收益（損失） | | (8) | | | (304) | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 購買的固定價格掉期-天然氣儲存 | | 衍生工具收益（損失） | | — | | | 1 | | |
| 固定價格掉期-天然氣儲存 | | 衍生工具收益（損失） | | — | | | (3) | | |
| | | | | | | |
| 已結算衍生工具的總收益(虧損) | | | | $ | 345 | | | $ | (5,283) | | |
(1)本公司計算已結算衍生工具的收益(虧損)為期間內已結算的頭寸的損益總和。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 在收益中確認的衍生工具的總收益(虧損) | |
| | | | 在過去幾年裏
十二月三十一日， | |
| | | 2023 | | 2022 | |
| | | | (單位：百萬) | |
| 未結算衍生品的總收益 | | | | $ | 2,093 | | | $ | 24 | | |
| 已結算衍生工具的總收益(虧損) | | | | 345 | | | (5,283) | | |
| 不履約風險調整 | | | | (5) | | | — | | |
| 衍生工具的總收益(虧損) | | | | $ | 2,433 | | | $ | (5,259) | | |
(7) 累計其他全面收益（虧損）的重新分類
2023年，AOCI的變化主要與公司養老金和其他退休後福利的結算有關。下表詳列截至二零二三年十二月三十一日止年度累計其他全面收益（虧損）的組成部分及相關税務影響：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日止的年度 |
| (單位：百萬) | 退休金和其他退休後 | | 外幣 | | 總計 |
| 2022年12月31日期初餘額 | $ | 20 | | | $ | (14) | | | $ | 6 | |
| 改敍前的其他全面收入 | 7 | | | — | | | 7 | |
從其他全面收益重新分類的金額 (1) | (16) | | | — | | | (16) | |
| 當期其他綜合損失淨額 | (9) | | | — | | | (9) | |
| 2023年12月31日期末餘額 | $ | 11 | | | $ | (14) | | | $ | (3) | |
(1)關於這些改敍的詳細情況，見下表。
| | | | | | | | | | | | | | |
累計其他詳細信息 綜合收益 | | 中受影響的行項目 合併業務報表 | | 從/到累計其他全面收益的重新分類金額 |
| | | | 截至2023年12月31日止的年度 |
退休金和其他退休後： (1) | | | | (單位：百萬) |
| | | | |
| 聚落 | | 其他收入，淨額 | | $ | (2) | |
| 税收估值免税額的發放對養老金結算的影響 | | 所得税撥備 | | (14) | |
| 該期間的改敍總數 | | 淨收入 | | $ | (16) | |
| | | | |
| | | | |
(1)看見 注13 有關公司養老金和其他退休後福利計劃的更多詳細信息。
(8) 公允價值計量
截至2023年、2023年和2022年12月31日，公司金融工具的賬面金額和估計公允價值如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 | |
| (單位：百萬) | 賬面金額 | | 公允價值 | | 賬面金額 | | 公允價值 | |
| 現金和現金等價物 | $ | 21 | | | $ | 21 | | | $ | 50 | | | $ | 50 | | |
| 2022年4月到期的循環信貸安排 | 220 | | | 220 | | | 250 | | | 250 | | |
| | | | | | | | |
高級筆記(1) | 3,743 | | | 3,626 | | | 4,164 | | | 3,847 | | |
| 衍生工具，淨額 | 610 | | | 610 | | | (1,478) | | | (1,478) | | |
(1)不包括未攤銷債務發行成本和債務貼現。
公允價值層次結構對用於計量公允價值的估值技術的輸入進行優先排序。如下表所示，該層次結構由三個大的層次組成：
| | | | | |
| 1級估值- | 由相同資產和負債在活躍市場的未調整報價組成，具有最高優先級。 |
| |
| 二級估值- | 由引用的市場信息組成，用於計算公平市場價值。 |
| |
| 3級估值- | 由內部估計組成，優先級最低。 |
綜合資產負債表內現金及現金等價物的賬面價值，包括有價證券、應收賬款、其他流動資產、應付賬款及其他流動負債，因其屬短期性質，故接近公允價值。至於債務及衍生工具，則採用下列方法及假設估計公允價值：
債務：本公司優先票據的公允價值是根據本公司優先票據的市場價格釐定的本公司公開交易債務的市值。*本公司優先票據的公允價值被視為一級計量，因為它們交易活躍。本公司2022年信貸安排下借款的賬面價值(在所使用的範圍內)接近公允價值，因為利率是可變的，反映了市場利率。本公司認為其2022年信貸安排的公允價值為公允價值等級的第一級計量。
衍生工具：該公司根據一種定價模型計量其衍生工具的公允價值，該定價模型利用基於市場的投入，包括但不限於標的頭寸的合同價格、當前市場價格、天然氣和液體遠期曲線、每個未清償頭寸的類似期限的貼現率、波動因素和不履行風險。不履行風險考慮本公司信用狀況對衍生負債公允價值的影響以及交易對手信用狀況對衍生資產公允價值的影響。該模型的兩個輸入都基於已公佈的信用違約互換利率和每個未償還衍生品頭寸的存續期。截至2023年12月31日，不履行風險對公司衍生工具淨負債頭寸公允價值的影響為資產頭寸減少1美元。2百萬美元。
該公司根據用於確定其公允價值的數據將其衍生工具分類為不同的水平。*公司的固定價格掉期(第2級)使用第三方貼現現金流計算，使用紐約商品交易所(NYMEX)天然氣和石油衍生品期貨指數以及乙烷和丙烷衍生品的石油價格信息服務(OPIS)。
公司的看漲期權、看跌期權、雙向無成本期權和三向無成本期權(2級)使用Black-Scholes模型進行估值，該模型是一種行業標準期權估值模型，考慮了合同條款(包括到期日)和市場參數(包括NYMEX和OPIS期貨指數的假設、利率、波動率和信用)等輸入。Black-Scholes模型的輸入(包括波動率輸入)來自第三方定價來源，並每月對最重要的輸入進行獨立驗證。波動率的增加(減少)將導致公允價值計量的增加(減少)。分別進行了分析。
該公司的基差互換(2級)是根據遠期大宗商品價格曲線使用第三方計算來估計的。
按公允價值經常性計量的資產和負債摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 |
| 公允價值計量使用： | | |
| (單位：百萬) | 活躍市場報價
(1級) | | 重要的其他可觀察到的投入
(2級) | | 無法觀察到的重要輸入
(3級) | | 按公允價值計算的資產(負債) |
資產：(1) | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 固定價格掉期 | $ | — | | | $ | 491 | | | $ | — | | | $ | 491 | |
| 雙向無成本領口 | — | | | 85 | | | — | | | 85 | |
| 三向無成本領口 | — | | | 189 | | | — | | | 189 | |
| 基差互換 | — | | | 18 | | | — | | | 18 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 購買看跌期權-天然氣 | — | | | 8 | | | — | | | 8 | |
負債： | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 固定價格掉期 | — | | | (21) | | | — | | | (21) | |
| 雙向無成本領口 | — | | | (30) | | | — | | | (30) | |
| 三向無成本領口 | — | | | (96) | | | — | | | (96) | |
| 基差互換 | — | | | (6) | | | — | | | (6) | |
| 看漲期權 | — | | | (18) | | | — | | | (18) | |
| 看跌期權 | — | | | (8) | | | — | | | (8) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 總計 | $ | — | | | $ | 612 | | | $ | — | | | $ | 612 | |
(1)不包括資產公允價值的淨減少額$2與估計的不履約風險有關。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| 公允價值計量使用： | | |
| (單位：百萬) | 活躍市場報價 (1級) | | 重要的其他可觀察到的投入 (2級) | | 無法觀察到的重要輸入 (3級) | | 按公允價值計算的資產(負債) |
| 資產： | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 固定價格掉期 | $ | — | | | $ | 46 | | | $ | — | | | $ | 46 | |
| 雙向無成本領口 | — | | | 65 | | | — | | | 65 | |
| 三向無成本領口 | — | | | 22 | | | — | | | 22 | |
| 基差互換 | — | | | 81 | | | — | | | 81 | |
| | | | | | | |
| 購買看跌期權-天然氣 | — | | | 4 | | | — | | | 4 | |
負債： (1) | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 固定價格掉期 | — | | | (888) | | | — | | | (888) | |
| 雙向無成本領口 | — | | | (291) | | | — | | | (291) | |
| 三向無成本領口 | — | | | (362) | | | — | | | (362) | |
| 基差互換 | — | | | (70) | | | — | | | (70) | |
| 看漲期權 | — | | | (88) | | | — | | | (88) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 總計 | $ | — | | | $ | (1,481) | | | $ | — | | | $ | (1,481) | |
(1)不包括負債公允價值淨減少額#美元3與估計的不履約風險有關。
看見注13以討論公司養老金計劃資產的公允價值計量。
(9) 債務
截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日的債務構成如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 |
| (單位：百萬) | 債務工具 | | 未攤銷發行費用 | | 未攤銷
債務溢價/折扣 | | 總計 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
可變利率(7.202023年12月31日的百分比) 2022年循環信貸安排，2027年4月到期 | $ | 220 | | | $ | — | | (1) | $ | — | | | $ | 220 | |
4.952025年1月到期的優先債券百分比(2) | 389 | | | — | | | — | | | 389 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
8.3752028年9月到期的優先債券百分比 | 304 | | | (3) | | | — | | | 301 | |
5.3752029年2月到期的優先債券百分比 | 700 | | | (5) | | | 18 | | | 713 | |
5.3752030年3月到期的優先債券百分比 | 1,200 | | | (13) | | | — | | | 1,187 | |
4.752032年2月到期的優先債券百分比 | 1,150 | | | (13) | | | — | | | 1,137 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 債務總額 | $ | 3,963 | | | $ | (34) | | | $ | 18 | | | $ | 3,947 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 |
| (單位：百萬) | 債務工具 | | 未攤銷發行費用 | | 未攤銷
債務溢價/折扣 | | 總計 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
可變利率(6.152022年12月31日(%) 2022年循環信貸安排，2027年4月到期 | $ | 250 | | | $ | — | | (1) | $ | — | | | $ | 250 | |
4.952025年1月到期的優先債券百分比(2) | 389 | | | (1) | | | — | | | 388 | |
7.752027年10月到期的優先債券百分比 | 421 | | | (3) | | | — | | | 418 | |
8.3752028年9月到期的優先債券百分比 | 304 | | | (3) | | | — | | | 301 | |
5.3752029年2月到期的優先債券百分比 | 700 | | | (5) | | | 22 | | | 717 | |
5.3752030年3月到期的優先債券百分比 | 1,200 | | | (16) | | | — | | | 1,184 | |
4.752032年2月到期的優先債券百分比 | 1,150 | | | (16) | | | — | | | 1,134 | |
| 債務總額 | $ | 4,414 | | | $ | (44) | | | $ | 22 | | | $ | 4,392 | |
(1)截至2023年12月31日和2022年12月31日，未攤銷發行費用為美元15百萬美元和美元19與2022年信貸融資（定義見下文）相關的200，000，000元於綜合資產負債表分類為其他長期資產。
(2)自2018年7月起，利率為 6.20%，反映自發行以來公司債券評級的淨下調。2020年4月7日，標普將公司債券評級下調至BB-，這將導致2025年票據的利率提高至 6.452020年7月23日利息支付到期日後的%。按較高利率向債券持有人支付的第一筆票息已於二零二一年一月支付。 2021年9月1日，標普將公司債券評級上調至BB，2022年1月6日，標普進一步將公司債券評級上調至BB+，
將2025年票據的利率下調至 5.95%，自二零二二年一月後支付的票息開始。於2022年5月31日，穆迪將本公司的債券評級上調至Ba 1，將2025年票據的利率從 5.95%至5.702022年7月後支付的票息付款為%。
以下為截至2023年12月31日按年度劃分的預定債務到期日概要：
| | | | | |
| (單位：百萬) | |
| 2024 | $ | — | |
| 2025 | 389 | |
| 2026 | — | |
2027 (1) | 220 | |
| 2028 | 304 | |
| 此後 | 3,050 | |
| $ | 3,963 | |
(1)該公司的2022年信貸額度將於2027年到期。
信貸安排
2022年信貸安排
於二零二二年四月八日，本公司訂立經修訂及重列信貸協議，以取代其先前信貸融資（經修訂，到期日為二零二七年四月）（“二零二二年信貸融資”）。截至2023年12月31日，2022年信貸融資的最高循環信貸總額和借款基數為美元。3.5十億，當選 五--年度循環承付款#美元2.010億美元(“五年期”)。借款基數每年至少重新確定兩次，通常在4月和10月，並以本公司及其子公司擁有的幾乎所有資產為抵押。2023年10月4日，公司的借款基數再次確定為$3.510億美元，五年期部分重申為#美元。2.010億美元，到期日為2027年4月8日。
自2022年8月4日起，公司選擇將2022年信貸安排下的承諾暫時增加$500作為臨時營運資金流動性資源的短期分期付款。本公司於2023年4月30日到期且未獲續期的短期部分並無借款。
本公司可以貸款和信用證的形式利用2022年的信貸安排。根據2022年信貸安排的五年期貸款，根據貸款是SOFR貸款還是替代基本利率貸款，適用的利率是不同的。SOFR貸款的期限為SOFR加適用利率，範圍為1.75%至2.75%基於公司對2022年信貸安排的五年期部分的使用率，外加0.10信用利差調整%。基本利率貸款每年的基本利率等於：(一)最優惠利率；(二)聯邦基金實際利率加0.50%；及。(Iii)經調整的一個月期SOFR定期利率加1.00%，外加以下範圍內的適用邊際0.75%至1.75%，取決於已使用的承付款的百分比。2022年信貸安排五年期分期付款下未使用承付款的承諾費範圍為0.375%至0.50%，取決於所用承付款的百分比。
2022年信貸安排包含慣例陳述、擔保和契諾，除其他外，包括：
•禁止招致債務，但允許的例外情況除外；
•對設立資產留置權的限制，但允許的例外情況除外；
•對合並和資產處置的限制；
•對收益、投資、宣佈股息、回購次級債務、與關聯公司的交易或改變主要業務的使用的限制；以及
•維持以下財務契約，自2022年3月31日終了的財政季度開始：
(1)最小電流比不低於1.00流動比率定義為公司的綜合流動資產(包括信貸協議下的未使用承諾，但不包括非現金衍生資產)與綜合流動負債(不包括非現金衍生債務和長期債務的本期到期日)之比。
(2)就截至2022年3月31日或之後的前四個財政季度而言，最高總淨槓桿率不超過，4.00至1.00。總淨槓桿率定義為總債務減去手頭現金(以較小者為準10信用額度的%或$150百萬)除以最近四個季度的綜合EBITDAX。綜合EBITDAX，如管理公司2022年信貸安排的信貸協議中所定義，
不包括利息支出、折舊、損耗和攤銷、所得税、減值帶來的任何非現金影響、某些非現金對衝活動、基於股票的補償支出、資產出售的非現金收益或損失、未攤銷發行成本、未攤銷債務貼現和某些重組成本。
2022年信貸安排包含常規違約事件，其中包括未能遵守上述財務契約、不支付本金、利息或費用、違反契約、陳述和擔保不準確、破產和資不抵債事件、重大判決以及重大債務的交叉違約。如果違約事件發生並仍在繼續，2022年信貸安排下的所有未償還金額可能立即到期並支付。截至2023年12月31日，公司在所有重大方面都遵守了信貸協議的所有契約。
目前，該公司擁有的每一家美國國內子公司100根據管理其優先票據的契約的要求，成為2022年信貸安排擔保人的每一家子公司也成為本公司每一筆優先票據的擔保人。
該設施的某些功能取決於西南航空是否獲得了以下任何一項評級：
•S的無擔保長期債務信用評級(“指數債務評級”)為BBB-或更高；
•穆迪對Baa3或更高的指數債務評級；或
•惠譽對指數債務評級為BBB-或更高(上述每一項均為“投資級評級”)。
在獲得S或穆迪的投資級評級後，根據西南航空2021年12月22日的定期貸款協議，全額償還定期貸款義務，並向行政代理交付證明(從此時開始的期間，稱為中期投資級期間)，除其他變化外，將發生以下變化：
•擔保人可以解除擔保；
•該融資機制下的抵押品將被釋放；
•該貸款將不再受借款基數的限制；以及
•某些與所有權和抵押品相關的契約將不再適用。
在中期投資級別期間，公司將被要求遵守現有的財務契約以及淨現值的PV-9覆蓋率，折現率為9每年，已探明儲備中預計的未來淨收入預計佔公司截至該日期的總債務的比例不低於1.50至1.00(“PV-9覆蓋率”)。此外，在中期投資級別期間或投資級別期間(定義如下)，定期SOFR貸款將按SOFR期限加適用利率計息，利率範圍為1.25%至1.875%，取決於公司的指數債務評級(根據2022年信貸安排的定義)，外加額外的0.10信用利差調整%。基本利率貸款將按上述基本利率外加以下適用利率計息0.25%至0.875%，取決於公司的指數債務評級。在中期投資級別期間或投資級別期間(定義見下文)，該貸款下未使用的承諾額的承諾費將從0.15%至0.275%，取決於公司的指數債務評級。
中期投資等級期間將結束，該貸款將恢復到中期投資等級期間之前的特徵，包括由擔保人擔保、由抵押品擔保和借款基數、適用保證金和承諾費根據所用承諾的百分比確定，以及僅限於遵守槓桿率和流動比率財務契約，但如果在中期投資等級期間實現以下兩項，則不包括PV-9覆蓋率：
•穆迪評級為Ba2或更低的指數債務評級；以及
•S的指數債務評級為BB級或更低。
在獲得S、穆迪或惠譽的兩個投資級評級後(這段時期緊隨其後的是“投資級時期”)，某些限制性契約就會失效或變得更加寬鬆。在投資級期間，槓桿率和流動比率財務契約和PV-9覆蓋率將不再有效，公司將被要求保持遵守總負債與資本比率，即公司總負債與總債務加股東權益之和的比率，不得超過65%.
截至2023年12月31日，公司擁有不是未付信用證和美元220根據2022年信貸安排，未償還借款為100萬美元。該公司目前預計，根據其現有合同，不需要提供數額大幅增加的信用證。
定期貸款信貸協議
於2021年12月22日，本公司與一批貸款人訂立定期貸款信貸協議，提供一筆$5502027年6月到期的百萬擔保定期貸款(“定期貸款”)。最初貸款的淨收益為#美元。5422021年12月31日，100萬美元用於資助GEPH合併的一部分。從2022年3月31日開始，定期貸款要求最低季度還款額為$1.375100萬美元，但須根據自願預付款進行調整。
2022年12月30日，本公司全額償還了定期貸款項下的全部未償債務。償付金額包括本金約#美元。546百萬美元，外加應計但未支付的利息、費用和支出，以滿足本公司根據這些規定承擔的所有債務義務。在償還此類未償債務方面，所有擔保定期貸款、定期貸款、相關貸款文件項下債務的擔保權益、抵押、留置權和產權負擔以及對此類債務的所有擔保均已終止。公司為償還定期貸款項下的債務提供了大約#美元的資金。305手頭現金為百萬美元，約為250根據該公司2022年的信貸安排，借款達百萬美元。
高級附註
2015年1月，公司完成公開募股，募集資金為1.0億美元的ITS本金總額4.952025年到期的優先債券(“2025年債券”)。2025年債券的利率是根據穆迪和S的公開債券評級確定的。任何一家評級機構下調2025年債券的評級將使利息成本增加25每個降級和升級級別的基點可降低利息成本25每半年支付一次債券利息，每升級一次基點，最高可達規定的票面利率。自二零一八年七月起，二零一五年債券的利率為6.20%，反映公司債券評級自發行以來淨下調。2020年4月7日，S將公司的債券評級下調至BB-，從而將2025年債券的利率上調至6.452020年7月23日利息支付到期日之後的%。以較高利率向債券持有人支付的第一筆息票於2021年1月支付。2021年9月1日，S將公司的債券評級上調至BB，2022年1月6日，S將公司的債券評級進一步上調至BB+，將2025年債券的利率下調至5.95%，自二零二二年一月後支付的票息開始。於2022年5月31日，穆迪將本公司的債券評級上調至Ba 1，將2025年票據的利率從 5.95%至5.702022年7月之後支付的息票付款為%。
2021年8月30日，西南航空完成了公開募股，募集資金為美元。1,200百萬美元ITS本金總額5.3752030年到期的優先債券(“2030年債券”)，發售所得款項淨額合共$1,183在承保折扣和發售費用後為100萬美元。所得款項用於回購剩餘的美元。618百萬美元的公司7.502026年到期的優先債券百分比，$167百萬美元的公司4.952025年到期的優先債券百分比和$6百萬美元的公司4.102022年到期的優先債券百分比，金額為$845百萬美元，該公司確認了一美元60清償債務損失100萬美元，其中包括註銷#美元6相關的未攤銷債務貼現和債務發行成本為100萬歐元。其餘收益用於支付其信貸安排下的借款，並用於一般公司目的。
在Indigo合併於2021年9月1日完成後，根據Indigo合併協議的條款，西南航空承擔了$700Indigo的本金總額為百萬美元5.3752029年到期的優先票據百分比(“Indigo票據”)。作為購置會計的一部分，Indigo票據的假設導致非現金公允價值調整#美元。26百萬美元，基於103.7662021年9月1日，Indigo合併完成之日。在Indigo合併後，該公司以大約$的價格交換了Indigo票據700新發行的百萬美元5.3752029年到期的優先票據，於2021年11月在美國證券交易委員會登記。
2021年12月22日，西南航空完成了美元的公開募股。1,150百萬美元ITS本金總額4.752032年到期的優先債券(“2032年債券”)，發售所得款項淨額合共$1,133在承保折扣和發售費用後為100萬美元。此次發行的淨收益，連同定期貸款的淨收益，用於為2021年12月31日完成的GEPH合併的現金對價部分提供資金，並支付$332100萬美元為投標報價提供資金300本公司因清償債務而錄得額外虧損的2025年票據中的100萬美元33100萬美元，其中包括註銷#美元1相關的未攤銷債務貼現和債務發行成本為100萬歐元。其餘收益用於一般企業用途。
截至2022年12月31日止年度，本公司報廢美元816百萬美元的長期債務，成本為822100萬美元，並記錄了早期償債損失#美元142000萬美元，其中包括$6百萬保費和手續費以及註銷#美元8相關未攤銷債務貼現和發行成本為100萬歐元。債務抵銷包括回購#美元。46上百萬的ITS8.3752028年9月到期的優先債券，$19上百萬的ITS7.752027年10月到期的優先債券，全部贖回$201百萬美元的未償還債務4.102022年3月到期的優先債券百分比及其$550百萬定期貸款。
2023年2月26日，公司贖回了所有7.752027年10月到期的優先債券(“2027年債券”)，贖回價格相當於103.875本金的%，另加應計和未付利息#美元13百萬美元，支付總額為$450百萬美元。該公司確認了一美元19清償債務損失100萬美元，其中包括註銷#美元3相關的未攤銷債務貼現和債務發行成本為100萬歐元。該公司為贖回2027年期票據提供資金，資金約為316手頭有百萬美元的現金和大約1342022年信貸安排下的百萬借款。
(10) 承付款和或有事項
經營承諾和或有事項
截至2023年12月31日，公司根據保證天然氣和液體管道及收集系統接入能力的確定運輸和收集協議，對需求和類似費用的合同義務總計約為$9.3億，美元1,015其中100萬美元與未來管道和收集基礎設施項目的接入能力有關，這些項目仍然需要獲得監管批准和額外的建設努力。該公司還承擔了高達#美元的擔保義務。808其中的100萬美元。截至2023年12月31日，不可取消的確定運輸和收集協議下的未來付款如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 按期間到期的付款 |
| (單位：百萬) | 總計 | | 不到1年 | | 1至3年 | | 3至5年 | | 5至8年 | | 8年以上 |
| 目前正在使用的基礎設施 | $ | 8,331 | | | $ | 1,055 | | | $ | 1,983 | | | $ | 1,778 | | | $ | 1,727 | | | $ | 1,788 | |
等待監管部門批准和/或建設(1) | 1,015 | | | 46 | | | 157 | | | 177 | | | 266 | | | 369 | |
| 總運費 | $ | 9,346 | | | $ | 1,101 | | | $ | 2,140 | | | $ | 1,955 | | | $ | 1,993 | | | $ | 2,157 | |
(1)根據截至2023年12月31日的估計服役日期。
在Indigo合併之前，Indigo於2021年5月完成了剝離其棉花谷天然氣和石油資產的協議。Indigo保留了與天然氣收集相關的數量承諾相關的某些合同承諾，為此，西南航空承擔了向收集供應商支付協議下至2027年之前未使用的數量承諾部分的義務，具體取決於買方的實際使用情況。截至2023年12月31日，最高約為24這些合同承付款中仍有100萬美元(包括在上表中)，公司已記錄#美元。14為其估計的未來付款部分承擔的債務為100萬美元。
本公司根據三份分別於2027年及2028年到期的租約，為其E&P業務租賃加壓泵設備。根據這些租約，目前每年的總付款約為$9百萬美元。該公司擁有七其勘探和勘探業務的鑽井平臺租約將於2028年到期，目前的年度總付款約為美元11百萬美元。壓力泵設備的租賃付款以及公司鑽井業務的其他運營費用被資本化為天然氣和石油資產，並被支付給第三方工作權益所有者的賬單部分抵消。
本公司根據截至2036年到期的不可撤銷經營租約租賃辦公空間、車輛和設備。截至2023年12月31日，這些不可撤銷經營租賃項下的未來最低付款(包括短期)約為$432024年，百萬美元342025年為100萬美元，302026年，百萬美元272027年，百萬美元112028年為100萬美元，6之後的百萬美元。
該公司還承諾提供與其E&P部門相關的壓縮服務和壓縮租金。截至2023年12月31日，這些不可取消協議(包括短期債務)下的未來最低付款約為$192024年，百萬美元62025年為100萬美元，22026年為100萬美元，低於1到2027年將達到100萬。
環境風險
本公司須遵守與保護環境有關的法律及法規。*非資本性質的環境及清理相關成本在可能已產生負債且金額可合理估計的情況下應計。本公司管理層相信任何未來的補救或其他合規相關成本不會對本公司的財務狀況、營運結果或現金流產生重大影響。
訴訟
公司面臨各種訴訟、索賠和法律程序，其中大部分是在正常業務過程中發生的，如涉嫌違約、特許權使用費計算錯誤、僱傭問題、交通事故、污染、污染、侵佔他人財產或妨害。
責任既是可能的，也是可以合理估計的。截至2023年12月31日，公司目前沒有任何與訴訟事項相關的重大應計金額，包括下文討論的案件。對於任何未應計的事項，目前無法估計合理可能發生的任何額外損失的金額或損失範圍，但根據索賠的性質，管理層認為，當前的訴訟、索賠和訴訟，無論是個別的還是合計的，在考慮到保險後，都不太可能對公司的財務狀況、經營結果或現金流產生實質性的不利影響，在該結果的影響變得合理地可估量的期間內。由於許多此類事項還處於早期階段，因此指控和損害理論尚未完全發展。而且都受到內在不確定性的影響；因此，管理層的看法未來可能會改變。
科比的訴訟
如中進一步討論的注2，2021年9月1日，公司完成了Indigo的合併，從而承擔了Indigo的現有訴訟。
2018年6月12日，一系列51個人和實體提起訴訟，反對十五包括Indigo在內的石油和天然氣公司被告在路易斯安那州法院要求賠償位於路易斯安那州德索托教區的某些區域的當前和歷史勘探和生產活動造成的損害。原告聲稱擁有有爭議的財產，聲稱Indigo的行動以及其他目前從事勘探和生產活動的運營商的行動，加上前運營商對遺留油井的不當封堵和放棄，對他們的財產造成了環境污染。原告辯稱，除其他事項外，被告的行為導致天然氣與油田污染物一起遷移到DeSoto Parish某些部分下面的Carrizo-Wilcox含水層系統。原告主張基於侵權、違反合同和違反路易斯安那州民法和礦產法的索賠，他們尋求禁令救濟和金錢賠償，包括懲罰性賠償。
2018年9月13日，Indigo等被告針對原告就此事提出的訴狀提出了各種例外。自最初提交以來，已經提交了補充請願書，加入更多的個人和實體作為此事的原告。2020年9月29日，原告提交了第四份補充和修改請願書，以迴應法院命令的裁決，即原告的主張不適當地含糊其辭，未能合理具體地識別被告被指控的不當行為。Indigo和大多數其他被告對原告第四次修訂的請願書提出了幾項例外，質疑原告指控的充分性，並尋求駁回某些指控。2021年2月18日，原告提交了第五份補充和修改請願書，旨在增強部分原告的主張。2021年10月11日，提交了第六份補充請願書，尋求將本公司添加為本公司反對的訴訟的一方。原告後來提交了第七份和第八份補充請願書，列出了更多被告的名字。雙方目前正在進行和解談判。
德索托教區Carrizo-Wilcox含水層系統的局部區域存在天然氣，目前是路易斯安那州保育辦公室(“保育”)監管調查的對象，該公司正在與保育組織合作和協調進行調查。保護物質編號為EMER18-003。
本公司目前預計此事不會對其財務狀況、經營業績、現金流或流動資金產生實質性影響。
彌償
該公司向各種第三方提供了一定的賠償，包括與資產和實體處置、證券發行和其他融資有關的賠償。在資產處置的情況下，這些賠償通常與處置之日存在的糾紛、訴訟或税務問題有關。公司在出售資產時，也同樣獲得未來事項的賠償，儘管不能保證買方將有能力履行這些義務。在股票發行的情況下，這些賠償通常涉及與發行相關的針對承銷商的索賠。不是已確認與這些賠償有關的重大責任。
(11) 所得税
所得税撥備(福利)包括以下組成部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 當前： | | | | | |
| 聯邦制 | $ | (4) | | | $ | 47 | | | $ | — | |
| 狀態 | (1) | | | 4 | | | — | |
| (5) | | | 51 | | | — | |
| 延期： | | | | | |
| 聯邦制 | (192) | | | — | | | — | |
| 狀態 | (60) | | | — | | | — | |
| (252) | | | — | | | — | |
| 所得税撥備(福利) | $ | (257) | | | $ | 51 | | | $ | — | |
所得税準備金的實際税率為(202023年)%，32022年和02021年。與2022年相比，公司2023年的有效税率有所下降，這主要是由於估值免税額的釋放。下文將綜合經營報表中的所得税撥備與對税前財務收入適用法定聯邦税率所產生的撥備進行了核對：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 按聯邦法定利率計算的預期撥備(福利) | $ | 273 | | | $ | 400 | | | $ | (5) | |
| 因以下原因而增加(減少)： | | | | | |
| 州所得税，扣除聯邦所得税的淨額 | 18 | | | 39 | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 更改估值免税額 | (526) | | | (392) | | | 2 | |
| 返回到應計項目 | (16) | | | — | | | — | |
| 聯邦研發信貸 | (13) | | | — | | | — | |
| 其他 | 7 | | | 4 | | | 3 | |
| 所得税撥備(福利) | $ | (257) | | | $ | 51 | | | $ | — | |
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月31日，公司遞延税金餘額構成如下：
| | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 |
| 遞延税項負債： | | | |
| 財產的賬面和計税基礎的差異 | $ | 255 | | | $ | 379 | |
| 衍生活動 | 137 | | | — | |
| 使用權租賃資產 | 34 | | | 41 | |
| 應計養卹金成本 | — | | | 1 | |
| 其他 | 3 | | | 3 | |
| 429 | | | 424 | |
| 遞延税項資產： | | | |
| | | |
| 應計補償 | 53 | | | 50 | |
| 應計養卹金成本 | 1 | | | — | |
| 資產報廢債務 | 27 | | | 24 | |
| 淨營業虧損結轉 | 450 | | | 469 | |
| 未來的租賃費 | 35 | | | 41 | |
| 衍生活動 | — | | | 340 | |
| 資本損失結轉 | 26 | | | 27 | |
| 利息結轉 | 93 | | | 41 | |
| 研發學分 | 17 | | | — | |
| 其他 | 17 | | | 21 | |
| 719 | | | 1,013 | |
| 估值免税額 | (52) | | | (589) | |
| 遞延税項淨資產 | $ | 238 | | | $ | — | |
2023年，公司繳納的聯邦和州所得税約為$12百萬美元和美元1分別為100萬美元。2022年，公司繳納的聯邦和州所得税約為$36百萬美元和美元5分別為100萬美元。在2021年，有不是物料税的繳納或退還。
由於發行與Indigo合併相關的普通股，如注2根據本年報的綜合財務報表，本公司已累計發生所有權變更，因此，本公司於收購前的淨營業虧損(“NOL”)須受美國國税法第382條規定的年度限額約$48百萬美元。所有權變更和由此產生的年度限制將導致NOL或其他可用税收屬性到期，公司的估值免税額將相應減少。截至2023年12月31日，該公司約有410億美元的聯邦NOL結轉，其中約310億美元的到期日期在2035至2037年之間，以及110億人擁有無限的未來生活。該公司目前估計約有$2這些聯邦NOL中有10億美元將在能夠使用之前到期，因此，公司資產負債表上的這些NOL沒有任何價值。如果由於公司普通股未來的交易而發生所有權變更，公司對剩餘的美國税收屬性的使用可能會受到進一步限制。本公司在蒙太奇收購中獲得的淨營業虧損結轉淨額約為美元。856截至2023年12月31日止。蒙太古相關淨經營虧損結轉的一部分受第382條規定的年度限額的限制，1.7本公司已於2020年在採購會計處理中適當計入該限制。此外，該公司有一個與其加拿大業務相關的所得税淨經營虧損結轉為美元，29百萬美元，有效期為2030年至2042年。本公司亦有法定耗減結轉$13百萬美元和美元415截至2023年12月31日，與利息扣除結轉相關的金額為100萬美元。
當遞延税項資產的部分或全部利益很可能無法實現時，則確認遞延税項資產的估值撥備，包括經營虧損淨額。為評估該可能性，本公司使用有關未來應課税收入的估計及判斷，並考慮產生該等應課税收入的司法權區的税務後果，以釐定是否需要估值撥備。這些證據可以包括當前的財務狀況、實際和預測的經營業績、遞延税項負債的轉回、税務規劃策略以及石油和天然氣行業的當前和預測商業經濟。
截至2022年12月31日止年度，本公司根據其結論，並考慮所有可用證據（正面及負面），就其遞延税項資產維持全額估值撥備，該結論認為遞延税項資產很可能不會變現。所考慮的一項重要客觀負面證據為截至2022年12月31日止三年期間產生的累計税前虧損，主要由於2020年確認的已探明油氣資產減值所致。截至2023年第一季度，本公司維持三年累計盈利水平，並一直維持至2023年底。基於這一因素和其他積極的證據，如預測收入，該公司的結論是，512 其聯邦和州遞延税項資產中的百萬美元更有可能實現，並在2023年釋放了這部分估值準備金。因此，於截至2023年12月31日止年度，本公司確認$269 遞延所得税費用百萬美元與記錄其税項撥備有關，526 百萬税收優惠，包括14 從其他全面收益重新分類的1，000，000港元，乃由於解除估值撥備所致。本公司預計將保留估值備抵$52 與其不再經營的司法管轄區的NOL相關的百萬美元，以及其聯邦和州遞延税項資產的一部分，如資本損失和利息結轉，由於第382條下的限制的應用及其可能應用的順序，這些資產可能在完全使用之前到期。
估值撥備變動之對賬如下：
| | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 |
| 年初的估值免税額 | $ | 589 | | | $ | 1,079 | |
| | | |
| | | |
| 返回到應計調整 | (12) | | | (36) | |
| 國家費率和分攤額變動 | (13) | | | (66) | |
| 本期遞延活動 | — | | | (388) | |
| 發放估值免税額 | (512) | | | — | |
| | | |
| | | |
| 年終估值免税額 | $ | 52 | | | $ | 589 | |
税務狀況必須達到某些門檻，才能在財務報表中確認不確定税務狀況的任何好處。截至二零二三年十二月三十一日， 不是未確認的税務狀況會對實際税率產生重大影響。
《2022年通貨膨脹削減法案》（“IRA”）於2022年8月16日頒佈，可能會影響美國對某些大公司的徵税方式。愛爾蘭共和軍對某些大公司的“調整後財務報表收入”徵收15%的替代最低税（一般來説，公司在其合併財務報表中報告至少10億美元的平均調整後税前淨收入）。
2022年12月31日之後開始的納税年度的財務報表。本公司於二零二三年並無受替代最低税影響。公司將繼續監控IRA的更新及其對公司合併財務報表的影響。
美國國税局於2021年結束了對公司聯邦申報表的2016年和2017年審計，沒有任何變化。2018年及2019年所得税年度已屆滿，而2020年至2022年所得税年度仍有待本公司所受主要税務司法權區審核。
(12) 資產報廢債務
下表總結了公司2023年和2022年與資產報廢義務相關的活動：
| | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 |
| 1月1日資產報廢義務 | $ | 105 | | | $ | 109 | |
| 折扣的增加 | 6 | | | 6 | |
| 已發生的債務 | 1 | | | 1 | |
| | | |
| 已結清/註銷的債務 | (1) | | | (10) | |
| 估計數的訂正 | 8 | | | (1) | |
| 截至12月31日的資產報廢債務 | $ | 119 | | | $ | 105 | |
| | | |
| 流動負債 | $ | 4 | | | $ | 6 | |
| 長期負債 | 115 | | | 99 | |
| 截至12月31日的資產報廢債務 | $ | 119 | | | $ | 105 | |
(13) 退休及僱員福利計劃
401(K)界定供款計劃
該公司有一個401(K)固定繳款計劃，涵蓋符合條件的員工。該公司花費了$42023年捐款支出為百萬美元，22022年和2021年分別為1000萬人。此外，該公司資本化了$42023年捐款100萬美元，以及22022年和2021年分別為1.5億美元，與公司天然氣和石油資產的收購、勘探和開發活動直接相關。
固定收益養老金和其他退休後計劃
在2021年1月1日之前，公司的幾乎所有員工都受到固定收益養老金計劃的覆蓋，該計劃是一種現金餘額計劃，根據員工年度薪酬的固定百分比提供福利(“計劃”)。作為持續努力降低成本的一部分，公司決定自2021年1月1日起凍結該計劃。在2021年1月1日之前參加計劃的員工將不再獲得基於2020年12月31日之後的服務增加的福利，但將繼續獲得基於計劃的利息部分的增加的福利，直到他們收到一次性分配付款或其餘額被轉換為計劃參與者選擇的年金支付協議為止。2021年9月13日，董事會薪酬委員會批准終止該計劃，自2021年12月31日起生效。除其他好處外，這一決定使計劃參與者更快地獲得計劃規定的參與者各自應享有的福利，並在管理方面具有更大的靈活性。
該公司啟動了終止計劃的程序，並於2022年4月6日，美國國税局發佈了一份有利的裁定函，同意該計劃符合《國税法》規定的所有資格要求。2022年12月，該公司分發了大約$38作為終止計劃進程的一部分，該計劃以一次性付款的形式向所有在職和離職僱員參與者提供有限的分配窗口，將該計劃的資產分給參與者。
於2023年3月，本公司與一家合資格的保險公司訂立有關本計劃的團體年金合約。根據團體年金合同，本公司向保險人購買了一份不可撤銷的非參保單保費團體年金合同，並將該計劃下剩餘退休人員和受益人的未來福利義務和年金管理轉移給保險人。
在發放團體年金合同時，其餘參與人的養卹金福利義務和年金管理已從計劃不可撤銷地轉移到保險公司。通過在2023年3月將這些債務支付給保險公司，公司在該計劃或任何其他符合美國税收條件的固定收益養老金計劃下沒有剩餘的債務。購買團體年金合同的資金直接來自該計劃的資產。公司認識到
税前非現金養老金結算費用約為#美元2在截至2023年12月31日的12個月內，由於該計劃的結算而產生的100萬美元。
公司轉移了剩餘的計劃資產餘額約#美元。142023年9月，向合格的替代計劃提供了100萬美元，並在2023年第四季度完成了該計劃。
退休後福利計劃提供繳費保健和人壽保險福利。如果員工符合年齡和服務要求，他們就有資格享受這些福利。一般來説，支付的福利是通過免賠額和其他保險減少的醫療費用的規定百分比。
公司幾乎所有員工都繼續受到退休後福利計劃的覆蓋。公司通過確認公司資產負債表上每個固定養老金福利計劃和其他退休後福利計劃的資金狀況，對其固定福利養老金和其他退休後計劃進行會計處理。如果計劃資金過剩，公司將確認一項資產。相反，如果計劃資金不足，公司將確認一項負債。
以下是截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日計劃福利義務、資產公允價值和資金狀況變化的對賬：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 養老金福利 | | 其他退休後福利 |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 福利義務的變化： | | | | | | | |
| 1月1日的福利義務 | $ | 57 | | | $ | 126 | | | $ | 9 | | | $ | 13 | |
| 服務成本 | — | | | — | | | 2 | | | 2 | |
| 利息成本 | — | | | 3 | | | 1 | | | — | |
| | | | | | | |
| 精算收益 | — | | | (29) | | | (7) | | | (5) | |
| 已支付的福利 | — | | | (2) | | | — | | | (1) | |
| 圖則修訂 | — | | | (2) | | | — | | | — | |
| | | | | | | |
| 聚落 | (57) | | | (39) | | | — | | | — | |
| 12月31日的福利義務 | $ | — | | | $ | 57 | | | $ | 5 | | | $ | 9 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 養老金福利 | | 其他退休後福利 |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 計劃資產變動： | | | | | | | |
| 1月1日計劃資產的公允價值 | $ | 72 | | | $ | 114 | | | $ | — | | | $ | — | |
| 計劃資產的實際回報率 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 僱主供款 | — | | | — | | | — | | | 1 | |
| | | | | | | |
| 已支付的福利 | — | | | (2) | | | — | | | (1) | |
| 聚落 | (58) | | | (40) | | | — | | | — | |
轉移至符合條件的更換計劃(1) | (14) | | | — | | | — | | | — | |
| 12月31日計劃資產的公允價值 | $ | — | | | $ | 72 | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | |
| 截至12月31日的計劃資金狀況 | $ | — | | | $ | 15 | | | $ | (5) | | | $ | (9) | |
(1)合格置換計劃中的資金在公司截至2023年12月31日的綜合資產負債表上以現金和現金等價物的形式列示。
本公司對其所有計劃使用12月31日的計量日期，並在上文所述的每個期間記錄了資金過剩狀態的資產和資金不足狀態的負債。
養老金計劃截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的計劃資產預計福利義務、累計福利義務和公允價值如下：
| | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | (1) | 2022 |
| 預計福利義務 | $ | — | | | $ | 57 | |
| 累積利益義務 | — | | | 57 | |
| 計劃資產的公允價值 | — | | | 72 | |
(1)本公司於2023年完成本計劃的終止。
養卹金和其他退休後福利費用包括2023年、2022年和2021年的下列組成部分：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 養老金福利 | | 其他退休後福利 |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
服務成本 (1) | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | |
| 利息成本 | — | | | 3 | | | 4 | | | 1 | | | — | | | — | |
| 計劃資產的預期回報 | — | | | — | | | (4) | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | |
| 攤銷先前服務費用 | — | | | (1) | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 淨虧損攤銷 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 定期淨收益成本 | — | | | 2 | | | — | | | 3 | | | 2 | | | 2 | |
| | | | | | | | | | | |
| 結算(收益)損失 | 2 | | | (1) | | | 2 | | | — | | | — | | | — | |
| 總效益成本 | $ | 2 | | | $ | 1 | | | $ | 2 | | | $ | 3 | | | $ | 2 | | | $ | 2 | |
(1)本公司於二零二一年一月一日起凍結該計劃，導致截至二零二三年十二月三十一日、二零二二年十二月三十一日及二零二一年十二月三十一日止年度並無服務成本。
服務成本於綜合經營報表分類為一般及行政開支。福利成本（福利）總額的所有其他組成部分於綜合經營報表分類為其他收入（虧損）淨額。 本公司於二零二一年一月一日起凍結該計劃，導致截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度並無服務成本。
截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度於其他全面收益確認的金額如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 養老金福利 | | 其他退休後福利 |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 本年度內產生的淨精算收益 | $ | — | | | $ | 30 | | | $ | 7 | | | $ | 4 | |
| 攤銷先前服務費用 | — | | | (2) | | | — | | | — | |
| 税收估值免税額的發放對養老金結算的影響 | (14) | | | — | | | — | | | — | |
| 聚落 | (2) | | | (1) | | | — | | | — | |
| | | | | | | |
減去：税收效應 (1) | — | | | — | | | — | | | — | |
| 在其他全面收益中確認的金額 | $ | (16) | | | $ | 27 | | | $ | 7 | | | $ | 4 | |
(1)其他退休後福利税收影響約為$1截至2023年12月31日及2022年12月31日止年度的百萬元已從估值津貼中扣除，因此計入累計其他全面收益。
截至2023年12月31日的年度，$9本期其他全面虧損從累積的其他全面收入中歸類，主要是由於税收估值免税額的發放對養老金結算的影響被公司其他退休後福利的精算收益所抵消。
在衡量公司截至2023年12月31日、2023年和2022年的福利義務時使用的假設如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 養老金福利(1) | | 其他退休後福利 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 貼現率 | 不適用 | | 5.60 | % | | 5.20 | % | | 5.50 | % |
補償增值率(2) | 不適用 | | 不適用 | | 不適用 | | 不適用 |
(1)本公司於2023年完成了養老金計劃的終止。
(2)其他退休後福利的薪酬增長率披露為“n/a”，因為所有僱員的福利都是相同的，而不是基於薪酬。
在衡量公司2023年、2022年和2021年的定期收益淨成本時使用的假設如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 養老金福利(1) | | 其他退休後福利 |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 貼現率 | 不適用 | | 5.60 | % | | 3.20 | % | | 5.50 | % | | 3.10 | % | | 2.80 | % |
| 計劃資產的預期回報 | 不適用 | | 0.10 | % | | 0.10 | % | | 不適用 | | 不適用 | | 不適用 |
補償增值率(2) | 不適用 | | 不適用 | | 3.50 | % | | 不適用 | | 不適用 | | 不適用 |
(1)本公司於2023年完成本計劃的終止。
(2)其他退休後福利的薪酬增長率披露為“n/a”，因為所有僱員的福利都是相同的，而不是基於薪酬。
各種福利計劃的計劃資產預期回報是基於對歷史回報的審查，以及基於所採用的資產分配策略的未來預期回報。這些計劃尋求獲得足夠的回報，以符合《僱員退休收入保障法》的聯邦標準和審慎的多樣化程度，為債務提供資金。
為便於衡量，假設2023年和2022年的趨勢增長率如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 |
| 假設明年的醫療保健成本趨勢 | 7.0 | % | | 7.0 | % |
| 假定成本趨勢將下降的比率 | 5.0 | % | | 5.0 | % |
| 利率達到最終趨勢利率的年份 | 2041 | | 2040 |
養老金支付和資產管理
2023年，該公司做出了不是該基金對該計劃的繳費不到100萬美元，對其他退休後福利計劃的繳費不到100萬美元，在終止該計劃期間沒有向該計劃提供任何額外繳款。
截至2023年12月31日，公司預計將支付福利付款，包括預計未來的利息成本，與其他退休後福利相關的金額為5美元。3從2029年到2033年。
截至2023年12月31日，公司沒有計劃資產。使用中描述的公允價值層次注8，本公司於2022年12月31日的計劃資產公允價值計量如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 總計 | | 相同資產的活躍市場報價(第1級) | | 重要的可觀察輸入 (2級) | | 無法觀察到的重要輸入 (3級) |
| 在公允價值層次內計量 | | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
固定收益(1) | 69 | | | 69 | | | — | | | — | |
| 現金和現金等價物 | 2 | | | 2 | | | — | | | — | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 按公允價值計算的計劃資產總額 | $ | 71 | | | $ | 71 | | | $ | — | | | $ | — | |
(1)美國國庫券
本公司被歸類為第1級的計劃資產是指由現金或對開放式共同基金的投資組成的投資，該共同基金產生的每日資產淨值經充分的可觀察活動驗證，足以支持將公允價值計量歸類為第1級。
(14) 長期激勵性薪酬
《西南能源公司2022年激勵計劃》(簡稱《2022年計劃》)於2022年5月19日經股東批准，取代了修訂後的《西南能源公司2013年激勵計劃》(簡稱《2013年計劃》)。2013年計劃於2022年5月20日終止，2013年計劃不再授予新的獎勵。2022年計劃規定了公司及其子公司的高級管理人員、關鍵員工和符合條件的非員工董事的薪酬。
2022年計劃規定向員工、高級管理人員和非員工董事授予期權、股票增值權、限制性股票、限制性股票單位、現金獎勵和其他基於股權或與股權相關的獎勵，總計不超過40,000,000減去在2022年3月21日至2022年5月20日期間根據2013計劃授予的任何股份。可授予的激勵類型是全面的，旨在使公司董事會能夠構建最合適的激勵措施，並應對可能在2022年計劃期間頒佈的所得税法律變化。
公司目前的長期激勵性薪酬計劃包括基於股票的獎勵和現金獎勵的組合，股票獎勵的價值直接或間接來自公司的普通股價格，現金獎勵的金額是固定的，但必須達到年度業績門檻。
本公司在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度記錄了與長期激勵薪酬相關的以下成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 長期激勵性薪酬-已支出 | $ | 23 | | | $ | 30 | | | $ | 30 | |
| 長期激勵性薪酬資本化 | $ | 15 | | | $ | 20 | | | $ | 18 | |
基於股票的薪酬
根據公認會計原則，公司的股票薪酬分為股權或負債獎勵。股權分類獎勵的公允價值在授予日確定，並在獎勵歸屬期間按直線攤銷為一般和行政費用以及資本化費用。負債分類獎勵的公允價值自授予日起至最終歸屬時按季度確定。負債分類獎勵公允價值的變化在獎勵歸屬期間記為一般和行政費用。這些一般和行政費用的一部分被資本化為天然氣和石油資產。包括在財產和設備中。通常，授予員工和董事的股票期權可按比例授予三年自授權日起至期滿10自授予之日起數年。公司向員工和董事發行限制性股票或限制性股票單位，一般情況下三年.
根據2022年計劃授予參與者的限制性股票、限制性股票單位和股票期權在參與者死亡、殘疾或退休時立即歸屬(受最低三年服務)。若未就“控制權變更”(定義見“2022年計劃”)作出撥備，以承擔先前根據“2022年計劃”授予的獎勵以取代該等新獎勵，則(I)以時間為基礎的尚未完成獎勵將完全歸屬，及(Ii)每項以業績為基礎的獎勵將按業績期間(包括控制權變更日期)有資格歸屬的普通股股份數目或有資格歸屬獎勵的現金金額而歸屬，按比例按控制權變更前業績期間的天數計算。在與控制權變更相關的獎勵被假定或替代的情況下，如果參與者在控制權變更後12個月內被公司無故終止或參與者因“充分理由”(定義見《2022年計劃》)辭職，則(I)每個基於時間的獎勵將被完全授予，(Ii)每個未完成的基於業績的獎勵將根據包括控制權變更日期在內的業績期間的業績按比例分配給終止之前的業績期間的天數。
公司發行歷史上授予的績效單位三年對員工來説。2021年、2022年和2023年授予的演出單位-2023年底懸崖背心三年.
如中進一步討論的注3，由於公司組織結構的戰略調整，公司於2021年2月通知員工裁員計劃。受這些事件影響的員工獲得了遣散費，其中包括根據服務年限一次性支付的款項，如果適用，還包括被沒收的未授予長期激勵獎勵的現值。註銷前確認為一般和行政費用或資本化費用的基於股票的補償成本已被沖銷，遣散費隨後在綜合經營報表中確認為截至2021年12月31日的年度的重組費用。
股權分類獎
在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，公司在員工權益分類的股票薪酬成本中確認了以下金額：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 股權-分類獎勵-已支出 | $ | 9 | | | $ | 4 | | | $ | 2 | |
| 股權-分類獎勵-資本化 | $ | 3 | | | $ | 3 | | | $ | — | |
股權分類股票期權
《公司記錄》不是截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的股權分類股票期權相關薪酬成本。
公司記錄的金額不到$1百萬美元和美元1截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日止年度與股票期權相關的遞延税項負債分別為1.2億歐元。公司記錄的金額不到$1截至2021年12月31日的年度遞延税項資產為百萬元。此外，本公司不是截至2023年12月31日，與未歸屬股票期權相關的未確認補償成本。
下表彙總了2023年、2022年和2021年的股票期權活動，並提供了每年12月31日未償還期權的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 數
的股份 | | 加權平均行權價 | | 數 的股份 | | 加權平均行權價 | | 數 的股份 | | 加權平均行權價 |
| (單位：千) | | | | (單位：千) | | | | (單位：千) | | |
| 1月1日的未償還期權 | 997 | | | $ | 8.59 | | | 3,006 | | | $ | 8.98 | | | 3,850 | | | $ | 13.39 | |
| 授與 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 已鍛鍊 | — | | | $ | — | | | (893) | | | $ | 7.80 | | | — | | | $ | — | |
| 沒收或過期 | (177) | | | $ | 8.60 | | | (1,116) | | | $ | 10.26 | | | (844) | | | $ | 29.10 | |
| 12月31日未平倉期權 | 820 | | | $ | 8.59 | | | 997 | | | $ | 8.59 | | | 3,006 | | | $ | 8.98 | |
在12月31日可行使的期權(1) | 820 | | | $ | 8.59 | | | | | | | | | |
(1)未償還和可行使期權的加權平均剩餘合同期限為1.1年，截至2023年12月31日。
股權分類限制性股票
在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，公司記錄了與股權分類限制性股票授予相關的以下補償成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 限制性股票授予--一般和行政費用 | $ | 2 | | | $ | 1 | | | $ | 2 | |
| 限制性股票授予--資本化費用 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
該公司還記錄了一筆不到#美元的遞延税款負債。1截至2023年12月31日的年度，與限制性股票相關的百萬美元，相比之下，1截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度遞延税項資產為100萬美元。截至2023年12月31日，只有不到1美元。1與限制性股票的未歸屬股份有關的未確認補償成本總額的百萬美元，預計將在加權平均期間內確認0.4好幾年了。
下表彙總了2023年、2022年和2021年的限制性股票活動，並提供了每年12月31日已發行的限制性股票的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 數量
股票 | | 加權平均公允價值 | | 數量 股票 | | 加權平均公允價值 | | 數量 股票 | | 加權平均公允價值 | |
| (單位：千) | | | | (單位：千) | | | | (單位：千) | | | |
| 1月1日的未歸屬股份 | 211 | | | $ | 5.81 | | | 242 | | | $ | 5.12 | | | 697 | | | $ | 5.97 | | |
| 授與 | 336 | | | $ | 5.34 | | | 231 | | | $ | 6.92 | | | 438 | | | $ | 5.18 | | |
| 既得 | (378) | | | $ | 5.71 | | | (262) | | | $ | 6.15 | | | (893) | | | $ | 5.81 | | |
| 被沒收 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | 8.59 | | |
| 12月31日未歸屬股份 | 169 | | | $ | 5.09 | | | 211 | | | $ | 5.81 | | | 242 | | | $ | 5.12 | | |
贈款的公允價值為#美元。22023年、2022年和2021年各為100萬股。歸屬的股份公允價值總額為22023年和2022年的百萬美元和52021年為100萬。
股票分類限制性股票單位
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，本公司錄得以下與權益分類受限制股份單位有關的補償成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 限制性股票單位-一般和行政費用 | $ | 5 | | | $ | 2 | | | $ | — | |
| 限制性股票單位-資本化費用 | $ | 2 | | | $ | 2 | | | $ | — | |
截至2023年12月31日，有1美元6與未歸屬的權益分類限制性股票單位有關的未確認補償成本總額為100萬美元，預計將在大約 1.5好幾年了。
下表概述截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度將以公司股票支付的權益分類限制性股票單位活動。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 數
單位數 | | 加權平均
公允價值 | | 數
單位數 | | 加權平均
公允價值 | | 數
的股份 | | 加權平均
公允價值 |
| (單位：千) | | | | (單位：千) | | | | (單位：千) | | |
| 1月1日未歸屬單位 | 1,645 | | | $ | 4.44 | | | 37 | | | $ | 3.05 | | | 134 | | | $ | 3.05 | |
| 授與 | 1,617 | | | $ | 4.94 | | | 1,699 | | | $ | 4.45 | | | — | | | $ | — | |
| 既得 | (555) | | | $ | 4.42 | | | (22) | | | $ | 3.05 | | | (92) | | | $ | 3.05 | |
| 被沒收 | (1) | | | $ | 3.05 | | | (69) | | | $ | 4.37 | | | (5) | | | $ | 3.05 | |
| 12月31日未歸屬單位 | 2,706 | | | $ | 4.74 | | | 1,645 | | | $ | 4.44 | | | 37 | | | $ | 3.05 | |
股票分類業績單位
於二零一八年開始的各年度，本公司授予於一個年度結束時或超過一個年度歸屬的表現單位。 三年制期，並以現金或股份支付。於2020年及2021年授出的表現單位入賬列作負債分類獎勵，詳情載於下文。於二零二二年及二零二三年，本集團授出兩類績效單位。第一類賠償金屬於負債類，因為賠償金只能按照賠償協定的規定以現金支付。於二零二二年及二零二三年授出的第二類獎勵已入賬列作權益分類獎勵，原因為擬以股票結算該等獎勵。權益分類獎勵按其於授出日期之公平值確認，並於整個歸屬期內攤銷。2022年及2023年表現單位獎勵包括基於相對股東總回報（定義見下文）的市況。於授出日期，市況之公平值乃以蒙特卡羅模式計算。截至2023年12月31日，6與公司未歸屬的權益分類業績單位相關的未確認薪酬成本總額為200萬美元。預計該費用將按以下加權平均數確認： 1.8好幾年了。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 業績單位-一般和行政費用 | $ | 2 | | | $ | 1 | | | $ | — | |
| 績效單位-資本化費用 | $ | 1 | | | $ | 1 | | | $ | — | |
公司記錄的遞延税項資產約為#美元。3截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，與股權分類業績單位有關的百萬美元，相比之下，約為#美元2截至2021年12月31日的年度遞延税項資產為百萬美元。
下表彙總了截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日止年度將以公司股票形式支付的股權分類業績單位活動，並提供截至2023年12月31日、2023年2022年和2021年12月31日未歸屬單位的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 數量 單位 (1) | | 加權
平均公允價值 | | 數量 單位 (1) | | 加權
平均公允價值 | | 數量
單位 | | 加權
平均公允價值 |
| (單位：千) | | | | (單位：千) | | | | (單位：千) | | |
| 截至1月1日的未歸屬單位 | 817 | | | $ | 6.04 | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 授與 | 940 | | | $ | 6.12 | | | 850 | | | $ | 6.04 | | | — | | | $ | — | |
| 既得 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | |
| 被沒收 | — | | | $ | — | | | (33) | |
| $ | 6.04 | | | — | | | $ | — | |
| 12月31日未歸屬股份 | 1,757 | | | $ | 6.08 | | | 817 | | | $ | 6.04 | | | — | | | $ | — | |
責任-分類獎勵
在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，公司確認了以下金額的員工責任分類股票薪酬成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 負債-分類的股票薪酬-已支出 | $ | 5 | | | $ | 20 | | | $ | 24 | |
| 負債-分類的股票薪酬獎勵-資本化 | $ | 2 | | | $ | 11 | | | $ | 14 | |
負債-分類限制性股票單位
自2018年開始的每年第一季度，公司授予限制性股票單位，在一段時間內歸屬於四年並由公司董事會薪酬委員會選擇以現金或股票支付。-2021年授予的責任分類獎勵在一段時間內歸屬三年。該公司已將這些列為負債分類獎勵，因此，在獎勵歸屬期間，票據市場價值的變化將被記錄為一般和行政費用以及資本化費用。2022年和2023年授予的限制性股票單位被歸類為股權獎勵。
該公司在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度記錄了與負債分類限制性股票單位授予相關的以下補償成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 限制性股票單位-一般和行政費用 | $ | 4 | | | $ | 9 | | | $ | 12 | |
| 限制性股票單位-資本化費用 | $ | 2 | | | $ | 6 | | | $ | 8 | |
該公司還記錄了$1截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，與負債分類限制性股票單位有關的遞延税項負債為100萬美元，而1截至2021年12月31日的年度遞延税項資產為100萬美元。截至2023年12月31日，1與負債分類限制性股票單位有關的未確認補償費用總額的百萬美元，預計將在#年加權平均期間確認0.2好幾年了。責任分類賠償的未確認賠償成本的金額將隨着時間的推移而波動，因為它們是按市場計價的。
下表彙總了截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度將以現金或公司股票支付的限制性股票單位活動，並提供了截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年的未歸屬單位的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 數
單位數 | | 加權平均公允價值 | | 數
單位數 | | 加權平均公允價值 | | 數
單位數 | | 加權平均公允價值 |
| (單位：千) | | | | (單位：千) | | | | (單位：千) | | |
| 截至1月1日的未歸屬單位 | 3,950 | | | $ | 4.81 | | | 7,937 | | | $ | 4.08 | | | 11,613 | | | $ | 2.67 | |
| 授與 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | 1,486 | | | $ | 4.23 | |
| 既得 | (2,206) | | | $ | 4.84 | | | (3,817) | | | $ | 4.48 | | | (4,522) | | | $ | 3.40 | |
| 被沒收 | (3) | | | $ | 5.57 | | | (170) | | | $ | 6.83 | | | (640) | | (1) | $ | 4.56 | |
| 12月31日未歸屬單位 | 1,741 | | | $ | 4.67 | | | 3,950 | | | $ | 4.81 | | | 7,937 | | | $ | 4.08 | |
(1)包括360,253截至2021年12月31日止年度，本集團與裁員有關的單位數目如下：
負債分類業績單位
自2018年開始的每一年，本公司授予的績效單位於2018年年底或超過2018年年底歸屬。 三年制期，並以現金或股份支付。於二零二零年授出的表現單位歸屬於 三年制根據賠償協議的規定，這些款項應按現金支付，並已作為負債分類賠償金入賬。本公司於2021年授出兩類績效單位， 三年制期一種是根據薪酬協議規定以現金支付，另一種是根據公司董事會薪酬委員會的選擇以現金或股票支付。這兩類賠償金都被列為負債類賠償金。本公司於2022年及2023年授出兩類績效單位， 三年制期於2022年及2023年，一類為根據補償協議規定以現金支付並已分類為負債，而另一類為權益分類（如上文進一步討論）。負債分類獎勵工具的公平市值變動將於獎勵歸屬期內計入一般及行政開支及資本化開支。
於二零二零年授出的表現單位包括基於所用平均資本回報的表現條件及基於相對股東總回報的市況。於2021年，在已授出的兩類表現單位中，第一類獎勵包括基於已動用資本回報率的表現條件及基於再投資率的表現條件，而第二類獎勵包括基於相對股東總回報率的一項市況。於二零二二年及二零二三年授出的負債分類表現單位包括基於已動用資本回報率及再投資率的表現條件。上述所有市況之公平值乃按季度以蒙特卡羅模式計算。
截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度，本公司錄得以下與負債分類表現單位授出相關的補償成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 按負債分類的執行單位-一般和行政費用 | $ | 1 | | | $ | 11 | | | $ | 12 | |
| 按負債分類的業績單位-資本化費用 | $ | — | | | $ | 5 | | | $ | 6 | |
本公司亦錄得遞延税項資產少於$1截至2023年12月31日止年度，與負債分類績效單位相關的百萬美元，相比之下，4 截至2022年及2021年12月31日止年度的遞延税項資產為百萬美元。截至2023年12月31日，4未確認的補償費用總額中有100萬美元與負債分類的業績單位有關。預計該成本將在以下加權平均期間內確認： 1.9年負債分類賠償的未確認賠償成本金額將隨着時間的推移而波動，因為它們是按市價計值的。績效單位獎勵的最終價值取決於公司對績效指標的實際績效。
下表概述截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度將以現金或股票支付的負債分類表現單位活動，並提供截至2023年、2022年及2021年12月31日未歸屬單位的資料：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 數
單位數 | | 加權平均
公允價值 | | 數
單位數 | | 加權平均
公允價值 | | 數
單位數 | | 加權平均
公允價值 |
| (單位：千) | | | | (單位：千) | | | | (單位：千) | | |
| 截至1月1日的未歸屬單位 | 10,982 | | | $ | 2.25 | | | 9,515 | | | $ | 2.88 | | | 8,699 | | | $ | 2.57 | |
| 授與 | 5,136 | | | $ | 4.83 | | | 3,798 | | | $ | 1.00 | | | 3,580 | | | $ | 4.14 | |
| 既得 | (3,966) | | | $ | 6.13 | | | (1,910) | | | $ | 6.45 | | | (2,020) | | | $ | 4.05 | |
| 被沒收 | — | | | $ | — | | | (421) | | | $ | 6.70 | | | (744) | | | $ | 3.40 | |
| 12月31日未歸屬單位 | 12,152 | | | $ | 0.94 | | | 10,982 | | | $ | 2.25 | | | 9,515 | | | $ | 2.88 | |
現金薪酬
表演現金獎
從2020年到2022年，公司授予績效現金獎勵超過四年制定期支付，每年以現金支付。2023年，公司授予績效現金獎勵，獎勵超過三年制定期支付，每年以現金支付。每一單位獎勵的價值等於一美元。該公司將這些獎勵的成本確認為一般和行政費用、運營費用和獎勵歸屬期間的資本化費用。從2020年到2023年授予的績效現金獎勵包括公司每年確定的績效條件。對於所有年份，業績衡量標準都是一個有針對性的可自由支配現金流金額。如本公司全權酌情決定未達到該門檻，則該歸屬期間的款項將不會歸屬，並將予註銷。
本公司在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度記錄了與績效現金獎勵相關的以下補償成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 績效現金獎勵--一般和行政費用 | $ | 9 | | | $ | 6 | | | $ | 4 | |
| 績效現金獎勵-資本化費用 | $ | 10 | | | $ | 6 | | | $ | 4 | |
該公司還記錄了大約$1截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，與績效現金獎勵相關的遞延税項資產為100萬美元。截至2023年12月31日，有1美元33與績效現金獎勵相關的未確認薪酬成本總額的百萬美元。這一成本預計將在加權平均水平上確認2.0好幾年了。業績現金獎勵的最終價值取決於公司相對於這些業績衡量標準的實際業績。
下表彙總了截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日終了年度將以現金形式支付的績效現金獎勵活動，並提供了截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年未獲授權單位的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 數
單位數 | | 加權平均
公允價值 | | 數
單位數 | | 加權平均
公允價值 | | 數
的股份 | | 加權平均
公允價值 |
| (單位：千) | | | | (單位：千) | | | | | | |
| 截至1月1日的未歸屬單位 | 39,994 | | | $ | 1.00 | | | 28,272 | | | $ | 1.00 | | | 18,353 | | | $ | 1.00 | |
| 授與 | 27,493 | | | $ | 1.00 | | | 24,416 | | | $ | 1.00 | | | 18,546 | | | $ | 1.00 | |
| 既得 | (13,320) | | | $ | 1.00 | | | (8,786) | | | $ | 1.00 | | | (4,955) | | | $ | 1.00 | |
| 被沒收 | (4,489) | | | $ | 1.00 | | | (3,908) | | | $ | 1.00 | | | (3,672) | | (1) | $ | 1.00 | |
| 12月31日未歸屬單位 | 49,678 | | | $ | 1.00 | | | 39,994 | | | $ | 1.00 | | | 28,272 | | | $ | 1.00 | |
(1)包括1,241,000截至2021年12月31日止年度，本集團與裁員有關的單位數目如下：
(15) 細分市場信息
該公司的可報告業務部門已根據所提供的產品或服務的不同而確定。該公司的勘探和開發部門由天然氣和石油資產組成，這些資產作為一個整體進行管理，而不是通過分散的業務進行管理。公司E&P部門的運營信息按地理區域進行跟蹤；然而，財務業績和資源分配是在部門層面進行評估的，而不考慮地理區域。勘探和銷售部門的收入來自天然氣和液體的生產和銷售。營銷部門通過營銷公司和第三方生產的天然氣和液體數量來產生收入。
下表顯示了本公司可報告部門的彙總財務信息。這些部門的會計政策與注1管理層根據營業收入(定義為營業收入減去營業成本)來評估其部門的業績。所得税前收入是營業收入(虧損)、利息支出、衍生工具收益(虧損)、提前清償債務的收益(虧損)和其他收入(虧損)的總和。“其他”一欄包括與公司應報告部門無關的項目，包括房地產和公司項目。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 探索 和 生產 | | 營銷 | | 可報告細分市場合計 | | 其他 | | 總計 |
| 2023 | | | | | | | | | |
| 來自外部客户的收入 | $ | 4,167 | | | $ | 2,355 | | | $ | 6,522 | | | $ | — | | | $ | 6,522 | |
| 部門間收入 | (58) | | | 3,922 | | | 3,864 | | | — | | | 3,864 | |
| 折舊、損耗和攤銷費用 | 1,302 | | | 5 | | | 1,307 | | | — | | | 1,307 | |
| 減值 | 1,710 | | | — | | | 1,710 | | | — | | | 1,710 | |
| 營業收入(虧損) | (1,061) | | | 92 | | | (969) | | | (5) | | | (974) | |
利息支出(1) | 142 | | | — | | | 142 | | | — | | | 142 | |
| 衍生品收益 | 2,433 | | | — | | | 2,433 | | | — | | | 2,433 | |
| 提前清償債務損失 | — | | | — | | | — | | | (19) | | | (19) | |
| 其他收入，淨額 | 2 | | | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
受益於 所得税(1) | (257) | | | — | | | (257) | | | — | | | (257) | |
| 資產 | 11,253 | | (2) | 591 | | | 11,844 | | | 147 | | | 11,991 | |
資本投資(3) | 2,122 | | | — | | | 2,122 | | | 9 | | | 2,131 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 探索 和 生產 | | 營銷 | | 可報告細分市場合計 | | 其他 | | 總計 |
| 2022 | | | | | | | | | |
| 來自外部客户的收入 | $ | 10,583 | | | $ | 4,419 | | | $ | 15,002 | | | $ | — | | | $ | 15,002 | |
| 部門間收入 | (6) | | | 10,102 | | | 10,096 | | | — | | | 10,096 | |
| 折舊、損耗和攤銷費用 | 1,169 | | | 5 | | | 1,174 | | | — | | | 1,174 | |
| | | | | | | | | |
| 營業收入 | 7,253 | | (4) | 101 | | | 7,354 | | | — | | | 7,354 | |
利息支出(1) | 184 | | | — | | | 184 | | | — | | | 184 | |
| 衍生品損失 | (5,257) | | | — | | | (5,257) | | | (2) | | | (5,259) | |
| 提前清償債務損失 | — | | | — | | | — | | | (14) | | | (14) | |
| 其他收入，淨額 | 3 | | | — | | | 3 | | | — | | | 3 | |
所得税撥備(1) | 51 | | | — | | | 51 | | | — | | | 51 | |
| 資產 | 11,473 | | (2) | 1,274 | | | 12,747 | | | 179 | | | 12,926 | |
資本投資(3) | 2,196 | | | — | | | 2,196 | | | 13 | | | 2,209 | |
| | | | | | | | | |
| 2021 | | | | | | | | | |
| 來自外部客户的收入 | $ | 4,701 | | | $ | 1,966 | | | $ | 6,667 | | | $ | — | | | $ | 6,667 | |
| 部門間收入 | (61) | | | 4,223 | | | 4,162 | | | — | | | 4,162 | |
| 折舊、損耗和攤銷費用 | 537 | | | 9 | | | 546 | | | — | | | 546 | |
| 減值 | 6 | | | — | | | 6 | | | — | | | 6 | |
| 營業收入 | 2,583 | | (5) | 52 | | | 2,635 | | | — | | | 2,635 | |
利息支出(1) | 136 | | | — | | | 136 | | | — | | | 136 | |
| 衍生工具的收益(損失) | (2,437) | | | — | | | (2,437) | | | 1 | | | (2,436) | |
| 提前清償債務損失 | — | | | — | | | — | | | (93) | | | (93) | |
| 其他收入，淨額 | 5 | | | — | | | 5 | | | — | | | 5 | |
所得税撥備(1) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 資產 | 10,767 | | (2) | 956 | | | 11,723 | | | 125 | | | 11,848 | |
資本投資(3) | 1,107 | | | — | | | 1,107 | | | 1 | | | 1,108 | |
(1)利息支出和 撥備(利益) 按部門劃分的所得税是在公司層面發生的公司金額的分配。
(2)E&P資產包括辦公室、技術、水利基礎設施、鑽井平臺和其他與天然氣和石油資產沒有直接關係的輔助設備。這也包括遞延税項資產，這是在公司層面發生的公司金額的分配。
(3)資本投資包括減少#美元442023年為100萬，增加了$882022年為100萬美元，增加1美元702021年的100萬美元與年度間應計支出的變化有關。
(4)E&P部門的營業收入包括$27截至2022年12月31日的年度與收購相關的費用為100萬美元。
(5)E&P部門的營業收入包括 $7百萬美元的重組費用和76截至2021年12月31日的年度與收購相關的費用為100萬美元。
下表列出了其他資產的細目，這些資產是截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日的年度中未分配給部門的公司資產和不可報告部門的資產：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日止年度， |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 現金和現金等價物 | $ | 21 | | | $ | 50 | | | $ | 28 | |
| 應收賬款 | — | | | 1 | | | — | |
| | | | | |
| | | | | |
| 提前還款 | 18 | | | 14 | | | 6 | |
| 其他流動資產 | 2 | | | — | | | — | |
| 財產、廠房和設備 | 24 | | | 19 | | | 12 | |
| 未攤銷債務支出 | 15 | | | 19 | | | 10 | |
| 使用權租賃資產 | 49 | | | 57 | | | 65 | |
| 不合格退休計劃 | 3 | | | 3 | | | 4 | |
| 長期資產 | 15 | | | 16 | | | — | |
| $ | 147 | | | $ | 179 | | | $ | 125 | |
包括在營銷部門的部門間收入中有3.9億，美元10.110億美元4.22023年、2022年和2021年分別用於公司E&P銷售的營銷。*公司資產包括現金和現金等價物、傢俱
以及固定裝置和其他成本。公司一般和行政成本、折舊費用和收入以外的税收分配給各部門。
(16) 後續事件
於二零二四年一月十日，本公司與切薩皮克能源公司、美國俄克拉何馬州的切薩皮克能源公司(“切薩皮克”)、特拉華州的公司及切薩皮克新成立的全資附屬公司綠巨人合併附屬公司(“合併附屬公司”)及切薩皮克有限責任公司及切薩皮克的全資附屬公司(“有限責任附屬公司”，連同合併附屬公司、本公司及切薩皮克，“雙方”)訂立合併協議及計劃(“合併協議”)，據此，附屬公司將與本公司合併及併入本公司(“建議合併”)，本公司繼續作為切薩皮克公司(“尚存公司”)的全資附屬公司。緊隨建議合併生效後(“生效時間”)，尚存公司將與LLC Sub合併並併入LLC Sub，而LLC Sub將繼續作為尚存實體及切薩皮克的全資附屬公司。根據合併協議的條款，於建議合併完成後，西南航空的股東將獲得0.0867切薩皮克普通股換一股西南普通股。根據合併協議須支付的代價可按合併協議的規定作出調整。在擬議的合併中，不會發行切薩皮克普通股的零碎股份，根據合併協議的條款，西南普通股的持有者將獲得現金，以代替切薩皮克普通股的零碎股份。
完成建議合併須符合或豁免慣常的成交條件，包括：收到本公司及切薩皮克股東所需的批准，以及根據經修訂的1976年哈特-斯科特-羅迪諾反托拉斯改善法案(“HSR法案”)的等待期屆滿或終止，以及雙方與任何政府實體並無協議或承諾不完成建議合併。本公司和切薩皮克公司在合併協議中各自作出了慣常的陳述和保證。合併協議亦載有本公司及切薩皮克的慣常成交前契諾，包括(除若干例外情況外)有關按照過往慣例在正常過程中經營各自業務及不採取若干行動的契諾，但合併協議明確準許或規定、法律規定或另一方書面同意的行動除外。合併協議規定，在某些情況下，如果合併協議終止，我們可能需要償還切薩皮克公司高達#美元的費用55.6或向切薩皮克支付相當於1美元的終止費389減去之前支付的任何費用。此外，切薩皮克可能需要償還我們高達$的費用37.25或向我們支付相當於#美元的終止費260減去之前支付的任何費用。
補充石油和天然氣披露(未經審計)
該公司經營的天然氣和石油資產僅位於美國。該公司還擁有加拿大物業的許可證，其開發受到無限期暫停。請參閲《我們的業務-其他-加拿大新不倫瑞克》。項目1本年度報告第1部分。
天然氣和石油勘探開發的成本
下表列出了天然氣和石油財產購置、勘探和開發活動的資本化成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位為百萬，不包括按麥克菲計算的金額) | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 未經證實的財產購置成本 | $ | 184 | | | $ | 202 | | | $ | 139 | | |
| 勘探成本 | — | | | — | | | — | | |
| 開發成本 | 1,939 | | | 2,021 | | | 984 | | |
| 已發生的資本化成本 | $ | 2,123 | | | $ | 2,223 | | | $ | 1,123 | | |
| 按Mcfe攤銷全成本池 | $ | 0.77 | | | $ | 0.67 | | | $ | 0.42 | | |
資本化利息作為天然氣和石油資產成本的一部分計入。115百萬，$121百萬美元和美元972023年、2022年和2021年分別為100萬歐元，這是根據公司用於為支出融資的加權平均借款成本計算的。
除資本化利息外，公司還資本化了內部成本共計#美元。852023年和2022年分別為100萬美元和64於二零二一年期間，全部與收購、勘探及開發本公司的天然氣及石油資產直接相關。
天然氣和石油生產活動的運營結果
下表列出了天然氣和石油生產活動的經營結果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 銷售額 | $ | 4,109 | | | $ | 10,577 | | | $ | 4,640 | |
| 生產(提升)成本 | (1,990) | | | (1,969) | | | (1,304) | |
| 折舊、損耗和攤銷 | (1,302) | | | (1,169) | | | (537) | |
| 天然氣和石油性質的減值 | (1,710) | | | — | | | — | |
| (893) | | | 7,439 | | | 2,799 | |
所得税撥備(福利)(1) | (200) | | | — | | | — | |
行動的結果(2) | $ | (693) | | | $ | 7,439 | | | $ | 2,799 | |
(1)由於分別確認截至2022年、2022年和2021年12月31日的年度的税收估值免税額，2022年和2021年沒有税收撥備(優惠)。
(2)經營結果不包括未結算商品衍生工具的收益(虧損)。 注6.
上述經營業績不包括一般和行政費用以及利息費用，不一定表明公司的天然氣和石油業務對其綜合經營業績的貢獻。所得税開支乃按收入減成本（包括折舊、耗減及攤銷）並計入永久性差額及税項抵免後之法定税率計算。
天然氣和石油儲備
該公司聘請了美國證券交易委員會，休厄爾和聯營公司，公司，或NSAI，一家獨立的石油工程公司，審計該公司的油藏工程師估計的儲量。在進行審計時，NSAI的工程師和地質學家詳細研究了該公司的財產，並獨立進行了儲量估計。NSAI的審計主要包括實質性測試，其中包括對公司財產的詳細審查， 99截至2023年12月31日，公司總探明儲量現值的%。對於2022年和2021年，NSAI的審計佔 99%和99%，分別佔本公司全部經證實物業當時的現值。儲備審計與財務審計不同，儲備審計在性質上不如獨立石油工程公司編寫的載有其自己對儲備的估計的儲備報告嚴格。儲量估計本來就不精確，公司的儲量估計通常基於歷史生產趨勢、天然氣和原油的歷史價格以及類似屬性和體積計算的外推。因此，公司的估計預計將發生變化，這些變化可能是重大的，並在短期內發生，因為未來的信息變得可用。
下表總結了公司2021年、2022年和2023年已探明天然氣、石油和NGL儲量的變化，這些儲量均位於美國：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然氣 (Bcf) | | 油 （兆字節） | | NGL （兆字節） | | 總計 (Bcfe) |
| 2020年12月31日 | 9,181 | | | 58,024 | | | 410,151 | | | 11,990 | |
由於價格原因對先前估計數的訂正 (1) | 501 | | | 1,414 | | | (15,525) | | | 415 | |
對價格以外的先前估計數的修訂(2) | 1,402 | | | 17,384 | | | 127,197 | | | 2,270 | |
擴展、發現和其他添加(2) | 1,389 | | | 9,381 | | | 85,901 | | | 1,961 | |
| 生產 | (1,015) | | | (6,610) | | | (30,940) | | | (1,240) | |
現有儲備的獲取(3) | 5,750 | | | 247 | | | 180 | | | 5,753 | |
| 儲備的處置到位 | (1) | | | (61) | | | — | | | (1) | |
| 2021年12月31日 | 17,207 | | | 79,779 | | | 576,964 | | | 21,148 | |
| 由於價格原因對先前估計數的修訂 | 61 | | | (107) | | | (828) | | | 55 | |
對價格以外的先前估計數的修訂(4) | (458) | | | (2,149) | | | 40,138 | | | (230) | |
| 擴展、發現和其他添加 | 2,106 | | | 10,877 | | | 42,719 | | | 2,428 | |
| 生產 | (1,520) | | | (4,993) | | | (30,446) | | | (1,733) | |
| | | | | | | |
| 儲備的處置到位 | (34) | | | (21) | | | (1,411) | | | (43) | |
| 2022年12月31日 | 17,362 | | | 83,386 | | | 627,136 | | | 21,625 | |
由於價格原因對先前估計數的修訂 | (1,779) | | | (1,118) | | | (10,217) | | | (1,847) | |
對價格以外的先前估計數的修訂(5) | (417) | | | (3,630) | | | 52,283 | | | (125) | |
| 擴展、發現和其他添加 | 1,813 | | | 5,062 | | | 30,444 | | | 2,026 | |
| 生產 | (1,438) | | | (5,602) | | | (32,859) | | | (1,669) | |
| | | | | | | |
| 儲備的處置到位 | (350) | | | — | | | — | | | (350) | |
| 2023年12月31日 | 15,191 | | | 78,098 | | | 666,787 | | | 19,660 | |
(1)這個15,5252021年Mbbl天然氣液化氣產量的減少是由於公司改變了五年發展計劃，並根據乙烷運輸合同選擇保留天然氣中的乙烷。這次選舉是由大宗商品定價推動的，天然氣價格相對於乙烷價格更高，從而創造了更有利的經濟地位。
(2)包括1,155Bcf，15MBbls和126天然氣、石油和天然氣已探明儲量的MBbls，這些儲量以前被列為“擴展、發現和其他補充”，已被重新分類為“價格以外的先前估計的修訂”，以符合2022年和2023年的加密儲量列報。
(3)2021年的收購金額主要與Indigo合併和GEPH合併有關。
(4)包括積極的業績修訂272Bcf，負681MBbls和正數41,490天然氣、石油和天然氣已探明儲量分別為MBbls、Mbbls和NGL。包括與填充開發相關的附加內容303Bcf，5,254MBBLS，以及40,423天然氣、石油和天然氣已探明儲量分別為MBbls、Mbbls和NGL。包括因發展計劃的變化而向下修訂的1,033Bcf，6,722MBBLS，以及41,775天然氣、石油和天然氣已探明儲量分別為MBbls、Mbbls和NGL。
(5)包括積極的業績修訂25Bcf，負3,062MBbls和正數28,189天然氣、石油和天然氣已探明儲量分別為MBbls、Mbbls和NGL。包括與填充開發相關的附加內容647Bcf，12,493MBBLS，以及85,378天然氣、石油和天然氣已探明儲量分別為MBbls、Mbbls和NGL。包括因發展計劃的變化而向下修訂的1,089Bcf，13,061MBBLS，以及61,284天然氣、石油和天然氣已探明儲量分別為MBbls、Mbbls和NGL。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然氣 (Bcf) | | 油 （兆字節） | | NGL （兆字節） | | 總計 (Bcfe) |
| 已探明的已開發儲量截至： | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 9,308 | | | 40,930 | | | 296,832 | | | 11,335 | |
| 2022年12月31日 | 9,793 | | | 41,138 | | | 350,821 | | | 12,145 | |
| 2023年12月31日 | 9,196 | | | 38,581 | | | 362,983 | | | 11,605 | |
| 截至以下日期的已探明未開發儲量： | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | 7,899 | | | 38,849 | | | 280,132 | | | 9,813 | |
| 2022年12月31日 | 7,569 | | | 42,248 | | | 276,315 | | | 9,480 | |
| 2023年12月31日 | 5,995 | | | 39,517 | | | 303,804 | | | 8,055 | |
該公司估計已探明的天然氣、石油和天然氣儲量為19,660Bcfe於2023年12月31日，與21,625本公司於2022年12月31日的儲量較2022年減少，因業績下降及價格修訂、生產及處置只部分被擴建及發現所抵銷。
與2021年相比，該公司2022年的儲量有所增加，因為擴建和發現、積極的業績修訂和積極的價格修訂僅被生產、開發計劃的變化和處置部分抵消。
下表彙總了2021年、2022年和2023年的儲備變動情況：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (在Bcfe) | 阿巴拉契亞 | | 海恩斯維爾 | | 其他(1) | | 總計 |
| 2020年12月31日 | 11,989 | | | — | | | 1 | | | 11,990 | |
| 淨修訂 | | | | | | | |
| 價格調整 | 415 | | | — | | | — | | | 415 | |
性能和生產修訂 (2) | 2,271 | | | — | | | (1) | | | 2,270 | |
| 修訂總淨額 | 2,686 | | | — | | | (1) | | | 2,685 | |
| 擴展、發現和其他添加 | | | | | | | |
已被證明是發達的(2) | 197 | | | — | | | — | | | 197 | |
證明未開發 (2) | 1,764 | | | — | | | — | | | 1,764 | |
| 新增準備金總額 | 1,961 | | | — | | | — | | | 1,961 | |
| 生產 | (1,108) | | | (132) | | | — | | | (1,240) | |
| 購置到位準備金 | — | | | 5,753 | | | — | | | 5,753 | |
| 儲備的處置到位 | (1) | | | — | | | — | | | (1) | |
| 2021年12月31日 | 15,527 | | | 5,621 | | | — | | | 21,148 | |
| 淨修訂 | | | | | | | |
| 價格調整 | (4) | | | 59 | | | — | | | 55 | |
性能和生產修訂(3) | (33) | | | (197) | | | — | | | (230) | |
| 修訂總淨額 | (37) | | | (138) | | | — | | | (175) | |
| 擴展、發現和其他添加 | | | | | | | |
| 已被證明是發達的 | 235 | | | 171 | | | — | | | 406 | |
| 證明未開發 | 1,038 | | | 984 | | | — | | | 2,022 | |
| 新增準備金總額 | 1,273 | | | 1,155 | | | — | | | 2,428 | |
| 生產 | (1,054) | | | (679) | | | — | | | (1,733) | |
| 購置到位準備金 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 儲備的處置到位 | (43) | | | — | | | — | | | (43) | |
| 2022年12月31日 | 15,666 | | | 5,959 | | | — | | | 21,625 | |
| 淨修訂 | | | | | | | |
| 價格調整 | (570) | | | (1,277) | | | — | | | (1,847) | |
性能和生產修訂(4) | 189 | | | (314) | | | — | | | (125) | |
| 修訂總淨額 | (381) | | | (1,591) | | | — | | | (1,972) | |
| 擴展、發現和其他添加 | | | | | | | |
| 已被證明是發達的 | 14 | | | 66 | | | — | | | 80 | |
| 事實證明是未開發的 | 769 | | | 1,177 | | | — | | | 1,946 | |
| 新增準備金總額 | 783 | | | 1,243 | | | — | | | 2,026 | |
| 生產 | (1,034) | | | (635) | | | — | | | (1,669) | |
| 購置到位準備金 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 儲備的處置到位 | (349) | | | (1) | | | — | | | (350) | |
| 2023年12月31日 | 14,685 | | | 4,975 | | | — | | | 19,660 | |
(1)其他包括阿巴拉契亞和海恩斯維爾以外的房產。
(2)包括158Bcf，2MBbls和14天然氣、石油和NGL已探明已開發儲量的MBbls，以前作為“擴展、發現和其他補充”列報，已重新分類為“業績和產量修訂”，以符合本年度關於填充儲量的列報。包括997Bcf，13MBbls和112天然氣、石油和NGL已探明的已探明儲量分別為“擴展、發現和其他新增儲量”，現已重新分類為“性能和產量修訂”，以符合2022年和2023年的加密儲量列報。
(3)包括阿巴拉契亞保護區，業績修正為381Bcf，與填充開發相關的添加577Bcf，以及根據#年發展計劃的變化向下修訂991Bcf.包括海恩斯維爾預備隊，業績修正為136Bcf和因發展計劃的變化而向下修訂333Bcf.
(4)包括阿巴拉契亞保護區，業績修正為246Bcf，與填充開發相關的添加1,200Bcf，以及根據#年發展計劃的變化向下修訂1,257Bcf.包括海恩斯維爾預備隊，業績修正為負70Bcf，與填充開發相關的添加34Bcf和因發展計劃的變化而向下修訂278Bcf.
截至2023年12月31日，公司擁有2,548來自200個地點的已探明未開發儲量按已探明儲量要求按未貼現基準計算為正現值，但按10%折現時則為負現值270,000,000美元。 公司2022年12月31日和2021年12月31日的儲量包括不是已探明的未開發儲量，現值分別為負值，折現10%。
該公司沒有來自合成氣、合成油或打算升級為合成氣或油的不可再生自然資源的儲量。該公司使用標準的工程和地球科學方法或方法的組合來確定材料性質的估計，包括性能和測試數據分析、性能數據的偏移統計類比、體積評估，包括分析巖石物理參數(包括孔隙度、淨油層、流體飽和度(即水、油氣)和滲透率)以及估計的儲層參數(包括儲層温度和壓力、地層深度和地層體積因素)、地質分析，包括構造和等厚圖和地震分析。包括審查2-D和3-D數據，以確定故障、關閉和其他因素。
未來淨現金流量貼現的標準化計量
以下關於截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年已探明的天然氣、石油和NGL儲量的貼現未來淨現金流量的標準化計量是在所得税後計算的，使用10%的年度貼現率進行貼現，並不旨在呈現該公司已探明的天然氣、石油和NGL儲量的公平市場價值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 未來現金流入 | $ | 50,499 | | | $ | 132,037 | | | $ | 75,314 | |
| 未來生產成本 | (26,147) | | | (29,632) | | | (23,235) | |
未來開發成本(1) | (6,558) | | | (7,458) | | | (6,032) | |
| 未來所得税支出 | (1,581) | | | (19,323) | | | (8,135) | |
| 未來淨現金流 | 16,213 | | | 75,624 | | | 37,912 | |
| 估計現金流量的時間，每年有10%的折扣 | (8,900) | | | (38,036) | | | (19,181) | |
| 未來淨現金流量貼現的標準化計量 | $ | 7,313 | | | $ | 37,588 | | | $ | 18,731 | |
(1)包括遺棄成本。
根據標準化的衡量標準，估計未來現金流入的方法是，將過去12個月每個月1日的平均價格(根據已知的合同變化進行調整)與年終已探明儲量的估計未來產量計算得出。上述標準計量使用的價格如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
天然氣(每MMBtu) | $ | 2.64 | | | $ | 6.36 | | | $ | 3.60 | |
油(每個Bbl) | 78.22 | | | 93.67 | | | 66.56 | |
NGL(每個Bbl) | 21.38 | | | 34.35 | | | 28.65 | |
為確定税前現金流入，根據年終成本估算的未來生產和開發成本減少了未來現金流入。未來所得税的計算方法是，對相關已探明天然氣和石油資產的税前現金流入超出公司税基的部分，在實施永久性差額和税收抵免後，應用年終法定税率計算。
以下是對2023年、2022年和2021年期間標準化衡量標準變化的分析：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (單位：百萬) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 標準化措施，年初 | $ | 37,588 | | | $ | 18,731 | | | $ | 1,847 | |
| 生產的天然氣和石油的銷售和轉讓，扣除生產成本 | (2,123) | | | (8,611) | | | (3,332) | |
| 價格和生產成本的淨變動 | (36,514) | | | 23,198 | | | 10,417 | |
| 延伸、發現和其他增加，扣除未來生產和開發成本 | 63 | | | 4,976 | | | 3,183 | |
| 購置到位準備金 | — | | | 1 | | | 6,499 | |
| 出售現有儲備 | (710) | | | (49) | | | (1) | |
| 對先前數量估計數的修訂 | (1,174) | | | (400) | | | 596 | |
| 所得税淨變動 | 8,364 | | | (5,158) | | | (3,689) | |
| 未來開發費用估計數的變化 | 1,005 | | | (709) | | | 137 | |
| 先前估計的年內發生的開發成本 | 1,336 | | | 1,208 | | | 419 | |
| 生產率（時間）和其他方面的變化 | (5,165) | | | 2,159 | | | 2,470 | |
| 折扣的增加 | 4,643 | | | 2,242 | | | 185 | |
| 標準化措施，年終 | $ | 7,313 | | | $ | 37,588 | | | $ | 18,731 | |
項目9.會計和財務披露方面的變化和與會計師的分歧
沒有。
第9A項。控制和程序
披露控制和程序
我們在包括首席執行官和首席財務官在內的管理層的監督下，在包括首席財務官在內的管理層的參與下，對我們的披露控制和程序的有效性進行了評估，這些控制和程序在本年度報告所涵蓋的期間結束時，根據交易所法案第13a-15(E)和15d-15(E)條的規定進行了定義。我們的披露控制和程序是我們設計的控制和其他程序，以確保我們記錄、處理、積累信息並與我們的管理層(包括首席執行官和首席財務官)溝通，以便能夠在美國證券交易委員會規則和表格中指定的時間段內就所需披露和提交及時做出決定。所有的內部控制系統，無論設計得多麼好，都有其固有的侷限性。因此，即使那些被確定為有效的，也只能在編制和列報財務報表方面提供一定程度的合理保證。根據評估，我們的管理層，包括首席執行官和首席財務官，得出結論認為，截至2023年12月31日，我們的披露控制和程序在合理的保證水平下是有效的。
在截至2023年12月31日的季度內，我們對財務報告的內部控制(根據外匯法案規則13a-15(F)和15d-15(F)的定義)沒有發生任何變化，這些變化對我們的財務報告內部控制產生了重大影響，或有合理的可能性對財務報告內部控制產生重大影響。
管理層關於財務報告內部控制的報告載於第頁83本年度報告的一部分。
Pricewaterhouse Coopers LLP關於西南能源財務報告內部控制的報告包含在第頁的獨立註冊會計師事務所報告中83本年度報告的一部分。
項目9B。其他信息
董事及高級管理人員的證券交易計劃
在截至2023年12月31日的三個月和十二個月內，董事或公司高管通過或已終止“規則10b5-1交易安排”或“非規則10b5-1交易安排”，每個術語由美國證券交易委員會頒佈的條例S-K第408(A)項定義。
項目9C。關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露
沒有。
第三部分
項目10.董事、高管和公司治理
根據一般指示G(3)，所要求的資料將在本表格10-K年度報告所涵蓋的財政年度結束後120天內作為本表格10-K的修正案提交。
董事和員工的商業道德和行為準則
本公司已採用了適用於其首席執行官、首席財務官和財務總監以及其他高級管理人員和員工的業務行為準則。我們已在我們網站www.swn.com的公司治理部分張貼了一份我們的業務行為準則副本，任何提出要求的股東都可以免費獲得印刷版。索取副本的請求應發送給祕書，地址為10000 Energy Drive，德克薩斯州77389。任何對以下內容的修改或豁免，我們適用於高管和董事的道德準則將在我們網站www.swn.com的“公司治理”部分張貼。請注意，公司網站上的信息並未通過引用併入本文件。
項目11.高管薪酬
根據一般指示G(3)，所要求的資料將在本表格10-K年度報告所涵蓋的財政年度結束後120天內作為本表格10-K的修正案提交。
項目12.某些實益所有人的擔保所有權和管理層及有關股東事項
根據一般指示G(3)，所要求的資料將在本表格10-K年度報告所涵蓋的財政年度結束後120天內作為本表格10-K的修正案提交。
項目13.某些關係和相關交易，以及董事的獨立性
根據一般指示G(3)，所要求的資料將在本表格10-K年度報告所涵蓋的財政年度結束後120天內作為本表格10-K的修正案提交。
項目14.主要會計費和服務
根據一般指示G(3)，所要求的資料將在本表格10-K年度報告所涵蓋的財政年度結束後120天內作為本表格10-K的修正案提交。
第四部分
項目15.證物、財務報表附表
（a） （一） 西南能源公司及其子公司的合併財務報表和獨立註冊會計師事務所的報告載於本年度報告第8項。
(2)由於相關指示並無要求或並不適用，故綜合財務報表附表已被略去。
(3)隨附的展品索引所列的展品作為本年報的一部分提交，或以引用方式併入本年報。
項目16.摘要
沒有。
簽名
根據《1934年證券交易法》第13條或第15（d）條的要求，註冊人已正式促使以下簽名人代表其簽署本報告，並獲得正式授權。
| | | | | |
| 西南能源公司 |
日期：2024年2月22日 | 發信人：/s/ CARL F. GIESLER，JR. |
| 小卡爾·F·吉斯勒 |
| 常務副總裁兼首席財務官 |
| |
根據1934年證券交易法的要求，本報告已於2024年2月22日由以下官員和大多數董事代表註冊人簽署。
| | | | | |
| 威廉·J·韋 | 董事、總裁和首席執行官 |
| 威廉·J·韋 | (首席行政官) |
| |
| /s/ CARL F. GIESLER，JR. | 常務副總裁兼首席財務官 |
| 小卡爾·F·吉斯勒 | (首席財務官) |
| |
| /s/ Colin P. O'BEIRNE | 總裁副主計長 |
| 科林·P·奧貝爾內 | (首席會計官) |
| |
| /S/約翰·D·加斯 | 董事 |
| 約翰·D·加斯 | |
| |
| /S/凱瑟琳·凱爾 | 董事 |
| 凱瑟琳·凱爾 | |
| |
| /S/格雷格·D·科利 | 董事 |
| 格雷格·D·科利 | |
| |
| /S/喬恩·A·馬歇爾 | 董事 |
| 喬恩·A·馬歇爾 | |
| |
| /S/帕特里克·M·普雷沃斯特 | 董事 |
| 帕特里克·M·普雷沃斯特 | |
| |
| /S/安妮·泰勒 | 董事 |
| 安妮·泰勒 | |
| |
| /S/丹尼斯·J·沃爾什三世 | 董事 |
| 丹尼斯·J·沃爾什三世 | |
| |
| /S/西爾維斯特·P·約翰遜四世 | 董事 |
| 西爾維斯特·P·約翰遜四世 | |
| |
| /S/沙米克·科納爾 | 董事 |
| 沙米克·科納爾 | |
展品索引 | | | | | |
展品 數 | 描述 |
| |
| 2.1 | 西南能源公司和蒙太奇資源公司之間的合併協議和計劃，日期為2020年8月12日(根據註冊人於2020年8月12日提交的8-K/A表格當前報告的附件2.1合併) |
| 2.2 | 西南能源公司、Ikon收購公司、有限責任公司、Indigo Natural Resources LLC和IBIS單位持有人代表之間的合併協議和計劃，日期為2021年6月1日(合併通過參考註冊人於2021年6月2日提交的8-K表格當前報告的附件2.1) |
| 2.3 | 西南能源公司、野馬收購公司、GEP Hayensville，LLC和GEPH Unithold Rep，LLC之間的協議和合並計劃，日期為2021年11月3日(合併通過參考註冊人於2021年11月5日提交的8-K表格當前報告的附件2.1) |
| 2.4 | 西南能源公司、切薩皮克能源公司、綠巨人合併子公司和綠巨人有限責任公司之間的合併協議和計劃，日期為2024年1月10日(合併通過參考註冊人於2024年1月10日提交的8-K表格當前報告的附件2.1) |
| 3.1 | 修改和更新《西南能源公司註冊證書》。(通過引用附件3.1併入註冊人2010年5月24日提交的當前8-K表格報告中) |
| 3.2 | 2021年9月1日修訂及重訂的公司註冊證書(根據註冊人於2021年9月1日提交的表格8-K的現行報告附件3.1成立為法團) |
| 3.3 | 2023年5月18日修訂和重新發布的公司註冊證書第2號修正案。(通過引用附件3.1併入註冊人於2023年5月22日提交的8-K表格的當前報告中) |
| 3.4 | 第二次修訂和重新制定西南能源公司章程，修訂至2023年11月1日。(參照註冊人截至2023年9月30日季度10-Q表格季度報告的附件3.4) |
| 4.1 | 根據1934年《證券交易法》第12條登記的公司證券説明(通過參考註冊人截至2019年12月31日年度10-K表格年度報告的附件4.1成立為法團) |
| 4.2 | 普通股證書格式。(參考註冊人2006年8月3日提交的8-K/A表格當前報告的附件4.4) |
| 4.3 | 西南能源公司保密投票政策。(參考註冊人2006年股東周年大會的最終委託書(證監會文件1-08246號)附錄) |
| 4.4 | 註冊權協議，日期為2021年9月1日，由西南能源公司、協議其他各方和Ibis單位持有人代表有限責任公司簽訂(通過參考註冊人截至2021年12月31日年度10-K表格年度報告附件4.4註冊成立) |
| 4.5 | 註冊權利協議，日期為2021年12月31日，由西南能源公司、協議其他各方和GEPH Unithold Rep，LL(通過參考註冊人截至2021年12月31日年度10-K表格年度報告附件4.5合併而成) |
| 4.6 | 交換和註冊權協議，日期為2021年9月3日，由西南能源公司、其擔保方、摩根大通證券有限責任公司和法國農業信貸證券(美國)公司簽訂(通過引用註冊人於2021年9月3日提交的當前8-K表格報告的附件4.3併入) |
| 4.7 | 作為受託人的西南能源公司和美國銀行全國協會之間的契約，日期為2015年1月23日(通過參考註冊人於2015年1月23日提交的8-K表格當前報告的附件4.1成立) |
| 4.8 | 第一補充契約，日期為2015年1月23日，由西南能源公司和美國銀行全國協會作為受託人(通過參考註冊人於2015年1月23日提交的當前8-K表格報告的附件4.2合併) |
| 4.9 | 第二補充契約，日期為2017年9月25日，由西南能源公司和美國銀行全國協會作為受託人(通過參考註冊人於2017年9月25日提交的當前8-K表格報告的附件4.5合併而成) |
| 4.10 | 第三補充契約，日期為2017年11月29日，由西南能源公司和美國銀行全國協會作為受託人(通過參考註冊人於2017年12月1日提交的當前8-K表格報告的附件4.2成立) |
| 4.11 | 第四份補充契約，日期為2018年4月26日，由西南能源公司、其中指定的擔保人和作為受託人的美國銀行全國協會(通過參考註冊人於2018年4月26日提交的當前8-K表格報告的附件4.2合併而成) |
| | | | | |
| 4.12 | 第五份補充契約，日期為2018年12月3日，由西南能源公司、其中指定的擔保人和美國銀行全國協會作為受託人(通過參考註冊人截至2020年12月31日年度10-K表格年度報告(委員會文件第001-08246號)附件4.15成立) |
| 4.13 | 第六份補充契約，日期為2020年12月10日，由西南能源公司、其中指定的擔保人和作為受託人的美國銀行全國協會(通過參考註冊人截至2020年12月31日的10-K表格年度報告(委員會文件第001-08246號)附件4.16成立) |
| 4.14 | 第七份補充契約，日期為2021年9月10日，由西南能源公司、其中指定的擔保人和地區銀行作為受託人(於2021年10月12日提交的註冊人修正案1附件4.14註冊成立，形成S-4) |
| 4.15 | 第八份補充契約，日期為2022年1月4日，由西南能源公司、保證人和地區銀行作為受託人(根據註冊人於2022年1月5日提交的8-K表格當前報告的附件4.2成立為法團) |
| 4.16 | 契約，日期為2017年9月25日，由西南能源公司和美國銀行全國協會作為受託人(通過參考註冊人於2017年9月25日提交的8-K表格當前報告的附件4.1成立) |
| 4.17 | 第二份補充契約，日期為2018年4月26日，由西南能源公司、其中指定的擔保人和作為受託人的美國銀行全國協會(通過參考註冊人於2018年4月26日提交的當前8-K表格報告的附件4.3合併而成) |
| 4.18 | 第三份補充契約，日期為2018年12月3日，由西南能源公司、其中指定的擔保人和美國銀行全國協會作為受託人(通過參考註冊人截至2020年12月31日年度10-K表格年度報告(委員會文件第001-08246號)附件4.21成立) |
| 4.19 | 第四份補充契約，日期為2020年8月27日，由西南能源公司、其中指定的擔保人和作為受託人的美國銀行全國協會(通過參考註冊人於2020年8月27日提交的當前8-K表格報告的附件4.2合併而成) |
| 4.20 | 第五份補充契約，日期為2020年12月10日，由西南能源公司、其中指定的擔保人和作為受託人的美國銀行全國協會(通過參考註冊人截至2020年12月31日的10-K表格年度報告(委員會文件第001-08246號)附件4.23成立) |
| 4.21 | 第六份補充契約，日期為2021年8月30日，由西南能源公司、其擔保方和美國全國銀行協會作為受託人(通過參考註冊人於2021年8月30日提交的當前8-K表格報告的附件4.4成立為法團) |
| 4.22 | 第七份補充契約，日期為2021年9月10日，由西南能源公司、其中指定的擔保人和作為受託人的美國銀行全國協會(通過參考2021年10月12日提交的註冊人修正案第1號附件4.23成立為公司，形成S-4) |
| 4.23 | 第八份補充契約，日期為2022年1月4日，由西南能源公司、其中指定的擔保人和作為受託人的美國銀行全國協會(通過參考註冊人於2022年1月5日提交的8-K表格當前報告的附件4.3成立為法團) |
| 4.24 | 西南能源公司和作為受託人的地區銀行之間的契約，日期為2021年8月30日(通過參考註冊人於2021年8月30日提交的8-K表格當前報告的附件4.1成立為法團) |
| 4.25 | 第一份補充契約，日期為2021年8月30日，由西南能源公司、其擔保方和地區銀行作為受託人(根據註冊人於2021年8月30日提交的當前8-K表格報告的附件4.2成立為法團) |
| 4.26 | 第二份補充契約，日期為2021年9月3日，由西南能源公司、其擔保方和地區銀行作為受託人(根據註冊人於2021年9月3日提交的當前8-K表格報告的附件4.1成立為法團) |
| 4.27 | 第三份補充契約，日期為2021年9月10日，由西南能源公司、擔保人和地區銀行作為受託人(參照2021年10月12日提交的S-4表格生效後修正案第1號附件4.31成立) |
| 4.28 | 第四份補充契約，日期為2021年12月22日，由西南能源公司、其擔保方和地區銀行作為受託人(根據註冊人於2021年12月22日提交的當前8-K表格報告的附件4.2成立) |
| 4.29 | 第五份補充契約，日期為2022年1月4日，由西南能源公司、保證人和地區銀行作為受託人(根據註冊人於2022年1月5日提交的8-K表格當前報告的附件4.4成立為法團) |
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| 4.30 | 形式為4.95%的債券，2025年到期。(通過引用附件4.5併入註冊人於2015年1月23日提交的當前8-K表格報告) |
| 4.31 | 2028年到期的8.375%債券的形式。(參考註冊人於2020年8月27日提交的當前8-K表格報告的附件4.3) |
| 4.32 | 票面利率為5.375的債券，2029年到期。(通過引用附件4.2併入註冊人於2021年9月3日提交的當前8-K表格報告中) |
| 4.33 | 票面利率為5.375的債券，2030年到期。(參照註冊人於2021年8月30日提交的8-K表格當前報告的附件4.3) |
| 4.34 | 2032年到期的4.750%債券的表格。(參照註冊人於2021年12月22日提交的8-K表格當前報告的附件4.3) |
| 10.1† | 西南能源公司與註冊人的每位高管和董事的第二次修訂和重新簽署的賠償協議的格式。(通過引用附件10.1併入註冊人2006年8月3日提交的8-K/A表格當前報告) |
| 10.2† | 《西南能源公司與西南能源公司每位高管離職協議書》，1999年2月17日生效。(引用註冊人截至1998年12月31日止年度的10-K表格年報(證監會檔案第1-08246號)附件10.12) |
| 10.3† | 2011年前西南能源公司與西南能源公司每位高管離職協議書修正案表格。(以參考附件10.3併入註冊人截至2008年12月31日止年度的10-K表格年報(證監會檔案第1-08246號)) |
| 10.4† | 2011年12月31日後西南能源公司與高級管理人員之間的高管離職協議表格(通過參考註冊人截至2011年12月31日年度10-K表格年度報告的附件10.4(委員會文件1-08426)合併而成)。 |
| 10.5† | 經修訂的西南能源公司補充退休計劃。(參考附件10.1併入註冊人於2008年2月19日提交的當前8-K表格報告中) |
| 10.6† | 經修訂的西南能源公司不合格退休計劃。(在註冊人於2008年2月19日提交的表格8-K的當前報告中通過引用附件10.2併入)。 |
| 10.7† | 西南能源公司非合格退休計劃修正案一(參考註冊人截至2009年12月31日年度10-K表格年報(委員會文件第1-08246號)附件10.9合併) |
| 10.8† | 西南能源公司2022年度激勵計劃。(參照2022年8月10日提交的註冊人S-8表格登記説明書生效後修正案第1號附件4.8併入) |
| 10.9† | 西南能源公司非員工董事遞延薪酬計劃。(在註冊人截至2019年6月30日的季度10-Q表格季度報告中引用附件10.2) |
| 10.10† | 非僱員董事延期補償計劃下的延期協議格式。(在註冊人截至2019年6月30日的季度10-Q表格季度報告中引用附件10.3) |
| 10.11† | 2005年12月8日或之後授予的獎勵的激勵股票期權表格。(在註冊人於2005年12月13日提交的表格8-K的當前報告中引用附件10.2) |
| 10.12† | 於2011年12月8日或之後授予的無限制股票期權協議表格(以註冊人截至2011年12月31日止年度的10-K表格年報(證監會檔案第1-08426號)附件10.20作為法團) |
| 10.13† | 績效現金單位獎勵協議格式，適用於2023年2月21日或之後授予的獎勵。(在註冊人截至2023年3月31日的季度10-Q表格季度報告中引用附件10.1) |
| 10.14† | 表演單位獎勵協議格式，適用於2023年2月21日或之後授予的獎勵。(在註冊人截至2023年3月31日的季度10-Q表格季度報告中引用附件10.2) |
| 10.15† | 限制性股票單位獎勵協議格式，適用於2023年2月21日或之後授予的獎勵。(在註冊人截至2023年3月31日的季度10-Q表格季度報告中引用附件10.3) |
| 10.16† | 董事限制性股票單位獎勵協議格式，適用於2023年5月18日或之後授予的獎勵。(在註冊人截至2023年6月30日的季度10-Q表格季度報告中引用附件10.1) |
| 10.17† | 董事限制性股票獎勵協議格式，適用於2023年5月18日或之後授予的獎勵。(在註冊人截至2023年6月30日的季度10-Q表格季度報告中引用附件10.2) |
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| 10.18 | 西南能源公司、作為行政代理的北卡羅來納州摩根大通銀行和貸款人之間於2022年4月8日修訂和重新簽署的信貸協議(通過參考註冊人於2022年4月12日提交的當前8-K表格報告的附件10.1成立為法團) |
| 10.19 | 西南能源公司與摩根大通銀行於2022年8月4日簽訂的信貸協議第1號修正案，作為行政代理人，以及各貸款人不時參與其中（參考註冊人截至2022年6月30日的10-Q表格季度報告中的附件10.2） |
| 10.20 | 支持協議，日期為2020年8月12日，由與EnCap Investments L. P.和Southwestern Energy Company有關聯的某些股東（參考註冊人於2020年8月12日提交的表格8-K的當前報告的附件10.1合併） |
| 21.1* | 附屬公司名單 |
| 23.1* | 普華永道有限責任公司同意 |
| 23.2* | 荷蘭休厄爾律師事務所同意。 |
| 31.1* | 根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第302條提交的首席執行官證書 |
| 31.2* | 根據2002年薩班斯-奧克斯利法案第302節提交的CFO證明 |
| 32.1 | 根據18 U.S.C.根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906條通過的第1350條 |
| 32.2 | 根據18 U.S.C.根據2002年《薩班斯-奧克斯利法案》第906條通過的第1350條 |
| 97.1* | Southwestern Energy Company Clawback政策於2023年10月24日生效 |
| 99.1* | 美國證券交易所有限公司儲備審計報告，2024年2月14日 |
| 101.1* | 符合法規S-T第405條的交互式數據文件，以內聯XBRL格式：（i）截至2023年12月31日止三個年度的綜合經營報表，（ii）截至2023年12月31日止三個年度的綜合全面收益表，（iii）截至2023年及2022年12月31日的綜合資產負債表，（iv）截至2023年12月31日止三個年度的綜合現金流量表，（v）截至2023年12月31日止三個年度的綜合權益變動表及（vi）綜合財務報表附註 |
| 104.1* | 公司截至2023年12月31日的10-K表格年度報告的封面，以內聯XBRL格式（包括在附件101中） |
______________
*隨函存檔
†管理合同或補償計劃或安排
