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美國
證券交易委員會
華盛頓特區20549 
表格 10-Q 
（打勾號）  
☒根據1934年證券交易法第13或15(d)條款的季度報告。
截至2024年6月30日季度結束 2024年9月30日
或
☐根據1934年證券交易法第13或15(d)條款的過渡報告
過渡期從 _________ 到 _________
委員會檔案編號： 1-40144
apa corporation
（依憑章程所載的完整登記名稱）
特拉華州86-1430562
(成立地或組織其他管轄區)（聯邦稅號）
2000 W. Sam Houston Pkwy. S., 200號套房, 休斯頓, 德克薩斯州 77042-3643
(主要行政辦公室的地址)（郵政編碼）
(713) 296-6000
(註冊人電話號碼，包括區號)
根據法案第12(b)條登記的證券：
每種類別的名稱交易標的（s）每個註冊交易所的名稱
普通股，面值$0.625APA納斯達克全球貨幣選擇市場
請憑勾選標記來表示：(1)在過去12個月內（或對於要求檔案報告的較短時期）公司已提交《1934年證券交易法》第13或15(d)條所要求的所有報告且(2)公司在過去90天內一直遵守該檔案報告的要求。 是 ☒ 否 ☐
請勾選相應的選項以表示，在過去 12 個月（或為在此期間之短者），公司是否依據《Regulation S-t》第 405 條規定提交了所有必須提交的互動數據檔案。 是 ☒ 否 ☐
請勾選指示登記者是否為大型快速提交人、快速提交人、非快速提交人、較小的報告公司或新興成長型公司。請參閱交易所法規120億2條，了解「大型快速提交人」、「快速提交人」、「較小的報告公司」和「新興成長型公司」的定義。
大型加速歸檔人☒加速檔案提交者☐
非加速歸檔人☐ 較小報告公司☐
新興成長型企業☐
如果一家新興成長型企業，請打勾表示公司已選擇不使用擴展過渡期以符合根據《交易所法案》第13(a)條所提供的任何新的或修訂財務會計準則。 ☐
請打勾表示申報人是否為外殼公司（如交易所法規第120億2條所定義）。 是 ☐ 無 ☒
截至2024年10月31日，登記公司普通股的流通股數
369,947,453 



目 錄

項目頁面
第I部分 - 基本報表
1.
2.
3.
4.
第二部分 - 其他信息
1.
1A.
2.
5.
6.


前瞻性陳述和風險
本報告包括根據1933年證券法（經修訂）第27A條及1934年證券交易法（經修訂）第21E條的“未來展望性陳述”，除了在本報告中包含或參照的歷史事實陳述外，所有其他陳述，包括但不限於關於公司未來財務狀況、業務策略、預算、預期收入、預期成本、管理層對未來業務和資本回報框架的計劃和目標，合併（卡隆收購）預期的收益，公司與卡隆石油公司（卡隆）之間的併購對合併公司業務和未來財務和運營結果的預期影響，以及預期從卡隆收購中獲得的協同效應的財務和運營影響及時間均屬於未來展望性陳述。這些未來展望性陳述是基於公司對歷史營運趨勢的審查、截至2023年12月31日估算證實儲量所用的信息以及公司擁有或可從第三方獲得的其他數據。此外，未來展望性陳述通常可以通過使用“可能”、“將”、“可能”、“期望”、“打算”、“項目”、“估計”、“預期”、“計劃”、“相信”、“繼續”、“尋求”、“指導”、“目標”、“可能”、“展望”、“可能”、“潛在”、“前景”、“應該”、“將會”或類似術語來識別，但缺乏這些詞語並不意味著一句話不是前瞻性的。儘管公司認為此類未來展望性陳述在當時情況下合理，但無法保證這些期望將被證明正確。可能導致實際結果與公司期望差異的重要因素包括但不限於其對於
•區域型、全國性和國際性經濟條件的變化，包括任何流行病或大流行病導致的結果；
•石油、天然氣、天然氣液體（NGLs）和其他產品或服務的市場價格，包括從第三方購買天然氣的價格以賣出並運送至美國的液化天然氣出口設施所收到的價格；
•公司的商品對沖安排;
•石油、天然氣、天然氣液體（NGLs）及其他產品或服務的供應和需求；
•生產和儲備水平；
•鑽井風險;
•經濟和競爭條件，包括由俄羅斯對烏克蘭戰爭、以色列和加薩地帶的武裝衝突以及外國石油和燃料幣生產國家所導致的市場和宏觀經濟混亂，其中包括組織石油輸出國家組織(OPEC)以及參與OPEC倡議的非OPEC成員(OPEC+)的行動；
•資金資源的可用性；
•資本支出和其他合同義務;
•貨幣兌換匯率;
•天氣條件；
•通脹率;
•有關稅法變更的影響;
•商品和服務的供應；
•政治壓力、環保母基及其他利害關係人對公司及其聯屬公司所從事之產業的決策和政策所帶來的影響。
•立法、規制或政策變革，包括應對全球氣候變化影響或更進一步規管水力壓裂、甲烷排放、明火或廢水處置的倡議；
•公司在環保、社會和公司治理方面的表現；
•網絡攻擊和恐怖主義;
•公司獲取資本市場的能力;
•市場相關風險，如一般信用風險、流動性風險和利率風險；
•保留和聘用關鍵人員的能力;
•財產收購或出售；


•併購整合，包括爲Callon收購而轉移管理時間處理與整合相關的問題，以及公司可能無法成功地或在預期時間內整合Callon的業務的風險；
•來倫收購所預期的收益、成本節省、協同效應和增長可能無法完全實現，或實現時間超出預期。
•Callon收購對公司的業務關係和業務有負面影響，可能影響公司的普通股市場價格和/或公司的營業業績；
•在公司截至2023年12月31日的年度報告Form 10-k中，在第1和2項—業務和財產—估計的被證明儲量和未來淨現金流量，第1A項—風險因素，第7項—管理層對財務狀況和經營結果的討論，第7A項—市場風險的定量和定性披露等其他條款下披露的其他因素；
•公司2024年第三季度盈利發佈中披露的其他風險和不確定因素；
•根據本季度10-Q表格第II部分披露的其他因素， 第1A項-風險因素 以及
•公司向證券交易委員會提交的其他備檔中披露的其他因素。
其他可能導致公司實際結果與公司預期有重大差異的因素或事件可能不時出現，公司無法預測所有這些因素或事件。所有隨後由公司或代表公司行事的人發表的口頭或書面前瞻性聲明均在其整體上由這些警示性聲明明確限定。所有前瞻性聲明僅作爲本季度10-Q表格的日期而存在。在法律要求的情況下，公司否認有義務根據內部估計或期望的變化、新信息、未來發展或其他原因更新或修訂這些聲明。


定義
所有在《S-X條例》4-10(a)規則下定義的術語，在本第十號表格十-Q季度報告中使用時，應具有其法定規定的含義。在本文件中使用的術語包括：
「b/d」 意味着每天的石油桶或天然氣液體桶數。
「bbl」或「bbls」表示桶裝或桶裝的石油或天然氣液體。
「bcf」表示十億立方英尺的天然氣。
「bcf/d」表示每天一億立方英尺。
「boe」代表油桶當量，通過使用一桶石油或液化天然氣相當於六千立方英尺的燃料幣來確定。
「boe/d」 意味着每日油當量。
「Btu」表示的是英國熱量單位，用於衡量供熱價值。
「液體」指的是石油和天然氣液。
「液化天然氣」 是指液化天然氣。
「Mb/d」表示每天Mbbls。
「Mbbls」表示千桶石油或天然氣液體。
「Mboe」意味着一千桶石油當量。
「Mboe/d」表示每日千桶油當量。
「Mcf」表示千立方英尺的天然氣。
「Mcf/d」表示每天的Mcf。
「MMbbls」意指百萬桶原油或天然氣液體。
「MMboe」表示百萬桶油當量。
「MMBtu」表示百萬英熱單位。
「MMBtu/d」表示每天的MMBtu。
「MMcf」表示百萬立方英尺的天然氣。
「MMcf/d」表示每天MMcf。
「NGL」或「NGLs」表示天然氣液體，以桶爲單位。
「nymex」 表示紐約商品交易所。
「石油」包括wti原油和凝析油。
「PUD」代表已被證實但尚未開發的地區。
「SEC」指美國證券交易委員會。
「tcf」表示天然氣的萬億立方英尺。
「U.k.」意味着英國。
「U.S.」表示美利堅合衆國。
關於公司對井或土地權益的信息，「淨」石油和燃料幣井或土地是通過將總井或土地乘以公司在其中的工作權益來確定的。除非另有規定，所有對井和畝數的引用均爲總數。
對「APA」，「公司」，「我們」，「我們」，「我們」的提及是指APA公司及其合併子公司，包括阿帕奇石油公司，除非另有特別說明。提及「阿帕奇」是指阿帕奇石油公司，公司的全資子公司及其合併子公司，除非另有特別說明。


第一部分 - 財務信息
項目1. 基本報表
APA公司及其子公司
合併運營報表
(未經審計)
截至本季度結束
9月30日，
截至九個月的營業收入
9月30日，
2024202320242023
 （金額單位：百萬美元，除每股數據外）
營收和其他：
石油、天然氣和天然氣液體生產收入(1)
$2,058 $2,079 $6,007 $5,500 
購買的石油和天然氣銷售(1)
473 229 1,018 612 
總收入2,531 2,308 7,025 6,112 
衍生工具收益（損失），淨(10)— (17)104 
淨減少損失盈利1 1 284 7 
以前出售的墨西哥灣產業損失— — (83)— 
其他，淨額18 — 26 77 
2,540 2,309 7,235 6,300 
營業費用:
租賃營業費用(1)
418 394 1,216 1,076 
採集、加工和傳輸(1)
123 89 328 245 
購買石油和天然氣成本(1)
292 211 665 558 
所得稅以外的稅費70 61 205 163 
勘探29 49 248 144 
一般行政92 139 270 276 
交易、重組和分拆14 5 156 11 
折舊、資源遞耗和攤銷595 418 1,613 1,117 
資產養老責任累計36 29 112 86 
減值1,111 — 1,111 46 
財務費用的淨額100 81 276 235 
2,880 1,476 6,200 3,957 
稅前淨利潤（損失）(340)833 1,035 2,343 
當前所得稅費用260 422 845 1,022 
遞延所得稅收益
(461)(144)(503)(22)
包括非控制權益的淨利潤（損失）(139)555 693 1,343 
非控制權益淨收益
84 96 243 261 
歸屬於普通股的淨利潤（損失）$(223)$459 $450 $1,082 
每股淨利潤（損失）:
基本$(0.60)$1.49 $1.30 $3.50 
攤薄$(0.60)$1.49 $1.29 $3.50 
普通股權重平均持股數量:
基本370 308 348 309 
攤薄370 308 348 309 
(1)    有關公司出售其所剩餘的Kinetik A類普通股並董事辭任導致的Kinetik董事會指定董事之前與Kinetik進行的交易，請參考 注6—權益法投資.
附註是基本報表的組成部分。
1

APA公司及其子公司
綜合收益（損失）綜合報告
(未經審計)
 
截至本季度結束
9月30日，
截至九個月的營業收入
9月30日，
 2024202320242023
 （以百萬計）
淨利潤（損失）包括非控股權益
$(139)$555 $693 $1,343 
其他綜合收益（損失），稅後淨額：
養老金和離退休福利計劃— — (1)3 
綜合收益（損失），包括非控制權益
(139)555 692 1,346 
歸屬於非控股股東的綜合收益
84 96 243 261 
綜合收益（損失）歸屬於普通股
$(223)$459 $449 $1,085 

附註乃本合併基本報表之重要組成部分。
2

apa corporation及其附屬公司
綜合綜合現金流量基本報表
(未經查核)
截至九個月的營業收入
9月30日，
  20242023
 （以百萬計）
經營活動產生的現金流量：
淨利潤（包括非控制權益）$693 $1,343 
調整淨利潤以計入經營活動現金流量:
衍生工具未實現損益，淨額18 (61)
處置收益，淨額(284)(7)
勘探乾井費用和未經證實的租賃權受損183 91 
折舊、資源遞耗和攤銷1,613 1,117 
資產養老責任累計112 86 
減值1,111 46 
遞延所得稅收益
(503)(22)
債務清償收益
— (9)
以前出售的墨西哥灣資產減值83 — 
其他，淨額(14)(45)
經營性資產和負債變動:
應收賬款181 (289)
存貨(26)19 
鑽探進展及其他流動資產37 40 
遞延費用及其他長期資產(215)227 
應付賬款(191)(2)
應計費用(271)1 
遞延貸款及非流動負債57 (436)
營業活動產生的現金流量淨額2,584 2,099 
投資活動產生的現金流量：
上游石油和天然氣資產增加(2,153)(1,747)
租賃和物業收購(64)(11)
資產剝離收益724 29 
出售Kinetik股份所得款項
428 — 
其他，淨額58 (53)
投資活動產生的淨現金流量(1,007)(1,782)
籌資活動產生的現金流量：
商業票據和循環信貸設施的淨收益
190 202 
來自期限貸款設施的收益
1,500 — 
按期貸款設施的支付
(500)— 
Callon信貸協議的付款
(472)— 
固定利率債務的付款
(1,641)(65)
分配給非控股權益持有人的股份
(233)(154)
庫存活動淨額(146)(208)
向APA普通股股東支付的股息(260)(232)
其他，淨額(38)(10)
融資活動中使用的淨現金(1,600)(467)
現金及現金等價物淨減少額(23)(150)
年初現金及現金等價物餘額87 245 
期末現金及現金等價物$64 $95 
補充現金流量數據：
利息支付淨額，扣除資本化利息。$306 $278 
所支付的所得稅淨額，減去退款876 867 
附註是基本報表的組成部分。
3

APA公司及其子公司
合併資產負債表
(未經審計)
9月30日，
2024
12月31日,
2023
（金額單位：百萬美元，除每股數據外）
資產
流動資產：
現金及現金等價物$64 $87 
應收賬款淨額爲27,782.5萬元和25,274.1萬元，分別扣除120 和 $114
1,652 1,610 
待售資產
1,091 — 
其他流動資產（注5)
813 765 
3,620 2,462 
資產：
油氣性質44,026 44,860 
採集、加工和傳輸設施446 448 
其他557 634 
減：累計折舊、減值和攤銷(32,428)(35,904)
12,601 10,038 
其他資產:
權益法投資（注6)
— 437 
售出墨西哥灣資產的清算安防（注11)
21 21 
遞延稅務資產（注10)
2,550 1,758 
遞延費用和其他584 528 
$19,376 $15,244 
負債、非控股利益和權益
流動負債：
應付賬款$939 $658 
當前債務2 2 
待售負債
224 — 
其他流動負債（注7)
1,760 1,744 
2,925 2,404 
長期債務（注9)
6,370 5,186 
遞延貸款和其他非流動負債：
遞延稅負（注10)
86 371 
資產養老義務（注8)
2,502 2,362 
出售墨西哥灣資產退役備用金（注11)
759 764 
其他574 466 
3,921 3,963 
股本：
普通股，每股面值爲 $0.0001；0.625 par, 860,000,000 491,531,484 和 420,595,901 相應地發行了股票
307 263 
實收資本13,239 11,126 
累積赤字(2,509)(2,959)
截至2024年3月31日和2023年12月31日，公司的庫藏股票分別有2,279,784股和2,693,653股。121,613,494 和 117,020,000 股份分別爲
(5,937)(5,790)
累計其他綜合收益14 15 
APA股東權益5,114 2,655 
非控股權益
1,046 1,036 
總股本6,160 3,691 
$19,376 $15,244 


附註乃本合併基本報表之重要組成部分。
4

apa corporation及其附屬公司
綜合股權及非控制權益變動表
(未經查核)
Common
股票		資本剩餘
資本		累積虧損金融部門
股票		累計
其他
綜合
收入
APA股東的
股東權益
非控制權益
利息
TOTAL
股東權益
（以百萬為單位）
2023年9月30日季度結束
2023年6月30日結餘
$263 $11,267 $(5,191)$(5,647)$17 $709 $987 $1,696 
歸屬於普通股的淨利潤— — 459 — — 459 — 459 
歸屬於非控制權益的淨利潤
— — — — — — 96 96 
$
— — — — — — (54)(54)
宣布的普通股股息（$0.25 元）
— (77)— — — (77)— (77)
庫藏股交易活動，淨額— — — (20)— (20)— (20)
其他— 7 — — — 7 — 7 
截至2023年9月30日的結餘
$263 $11,197 $(4,732)$(5,667)$17 $1,078 $1,029 $2,107 
截至2024年9月30日季度結束
2024年6月30日餘額
$307 $13,322 $(2,286)$(5,934)$14 $5,423 $1,072 $6,495 
歸屬於普通股的淨虧損
— — (223)— — (223)— (223)
歸屬於非控制權益的淨利潤
— — — — — — 84 84 
$
— — — — — — (110)(110)
宣布的普通股息（$0.25 元）
— (92)— — — (92)— (92)
庫藏股交易活動，淨額— — — (3)— (3)— (3)
其他— 9 — — — 9 — 9 
2024年9月30日結餘
$307 $13,239 $(2,509)$(5,937)$14 $5,114 $1,046 $6,160 


附註乃本合併基本報表之重要組成部分。
5

apa corporation及其附屬公司
綜合權益及非控制權益變動表 - 續
(未經查核)
Common
股票		資本剩餘
資本		累積虧損金融部門
股票		累計
其他
綜合
收入
APA
股東的
股東權益
非控制權益
利息
總股本
（以百萬為單位）
截至2023年9月30日的九個月結束
2022年12月31日結餘
$262 $11,420 $(5,814)$(5,459)$14 $423 $922 $1,345 
歸屬於普通股的淨利潤— — 1,082 — — 1,082 — 1,082 
凈利潤歸屬於非控股權益-埃及— — — — — — 261 261 
分紅派息給非控股權益-埃及— — — — — — (154)(154)
宣布的普通股分紅（$0.75 元）
— (232)— — — (232)— (232)
庫藏股交易活動，淨額— — — (208)— (208)— (208)
其他1 9 — — 3 13 — 13 
截至2023年9月30日的結餘
$263 $11,197 $(4,732)$(5,667)$17 $1,078 $1,029 $2,107 
截至2024年9月30日九個月的數據
2023年12月31日餘額
$263 $11,126 $(2,959)$(5,790)$15 $2,655 $1,036 $3,691 
歸屬於普通股的淨利潤— — 450 — — 450 — 450 
歸屬於非控制權益的凈收益 – 埃及— — — — — — 243 243 
分給非控制權益的款項 – 埃及— — — — — — (233)(233)
宣布的普通股息（$0.75 元）
— (260)— — — (260)— (260)
發行普通股股票
44 2,370 — — — 2,414 — 2,414 
庫藏股交易活動，淨額— — — (147)— (147)— (147)
其他— 3 — — (1)2 — 2 
2024年9月30日結餘
$307 $13,239 $(2,509)$(5,937)$14 $5,114 $1,046 $6,160 


附註乃本合併基本報表之重要組成部分。
6

apa corporation及其附屬公司
基本報表附註
(未經查核)
這些合併基本報表是由apa corporation（簡稱為APA或該公司）根據證券交易委員會（SEC）的規則和法規，在未經審核的情況下編製的。這些基本報表反映了所有調整，根據管理層的意見，對中期期間的結果進行公平呈現所必需的，基礎與年度經審核的基本報表一致，除了最近採納的任何會計準則之外。所有這些調整都是正常週期性的。根據這些規則和法規，通常包括在按照美國通用會計原則（GAAP）編制的基本報表中的某些信息、會計政策和補充說明已被縮短或省略，盡管該公司認為這些披露是充分的，使所呈現的信息不會誤導。應該閱讀這份10-Q表格的季度報告，該報告是截至2023年12月31日結束的該公司10-k年度報告的補充，其中包含了該公司重大會計政策和其他披露的摘要。
1.    重要會計政策摘要
截至2024年9月30日，公司的重要會計政策與公司年報10-K表格中截至2023年12月31日財政年度的基本報表註釋中討論的相一致。公司過去期間的基本報表可能包括為符合當年度呈現方式而進行的再分類。
合併原則
隨基本報表附帶的合併財務報表包括APA及其附屬公司的帳戶，在抵銷公司內部餘額和交易後。
公司對石油和天然氣勘探、生產項目以及合作夥伴的不可分割權益按比例進行合併。公司對所有其他投資進行合併，無論是通過直接或間接持有，只要公司持有超過50%表決權益或控製財務和營運決策。
中國石油化工股份有限公司國際上遊勘探和生產公司（中石化）擁有公司在埃及石油和燃料幣業務中的三分之一少數參股權益，作為公司綜合賬表中的一個分離的非控股權益成分予以反映。公司已確定，對阿帕奇石油埃及業務擁有控制權的有限合夥企業和APA子公司符合GAAP下的變量利益實體（VIE）資格。阿帕奇石油合併APA埃及業務的活動，因為公司認為一家全資子公司對APA埃及業務擁有控制財務利益並被確定為VIE的主要受益方。
公司對其具有重大影響力但無法控制的投資，根據權益法會計準則進行核算。截至2023年9月30日及2024年3月31日季度結束時，公司在Kinetik Holdings Inc.（Kinetik）董事會設有特定董事。公司指定的董事於2024年4月3日從Kinetik董事會辭職。因此，在指定董事從Kinetik董事會辭職之前所呈現的期間內，公司被認為對Kinetik具有重大影響力。
截至2023年12月31日，公司持有Kinetik A類普通股（Kinetik股票），在公司的合併資產負債表中獨立記錄爲「權益法下的投資」。2024年3月18日，公司出售了其餘的Kinetik股票。 參見 注6—權益法投資 了解更多詳情。

7

使用估計
按照GAAP制定財務報表，並披露潛在資產和負債需要管理層對資產和負債在財務報表日期的報告金額以及報告期間的收入和費用金額進行估計和假設，公司根據歷史經驗和其他各種合理假設作出估計，這些估計的結果構成對資產和負債的賬面價值進行判斷的依據，這些賬面價值並不是從其他來源直接明顯的。公司定期評估其估計和假設，實際結果可能與編制公司財務報表時使用的這些估計和假設有所不同，已知的這些估計的變化會記錄下來。
這些基本報表中的重要估計包括對長期資產的公允價值估計（請參閱本附註第1節中的「公允價值衡量」和「財產及設備」部分），已獲取資產和負債的公允價值確定（請參閱 附註2—收購與剝離），資產養老義務的評估（請參閱 附註8—資產養老義務），所得稅估計（請參閱 附註10—所得稅），對Apache在墨西哥灣已出售物業的潛在退役義務的依從性責任估計（請參閱 附註11—承諾和事件）和預計的經驗證的石油和燃料幣儲備量，以及相關的未來淨現金流量現值估計。
公允價值測量
公司合併資產負債表中某些資產和負債按照公允價值定期報告。 會計準則編碼（ASC）820-10-35，「公允價值衡量」（ASC 820），提供了一種優先級制度，對用於衡量公允價值的輸入類型進行了優先級和定義。 公允價值層次結構最優先考慮一級輸入，這些輸入由活躍市場中相同工具的未調整報價組成。 二級輸入由類似工具的報價組成。 三級估值源自重要且不可觀察的輸入； 因此，這些估值優先級最低。
用於衡量公允價值的估值技術包括市場法、收益法和成本法。市場法使用市場交易生成的價格和其他相關信息，涉及相同或可比資產或負債。收益法使用估值技術，將未來金額轉換爲基於當前市場預期的單一現值，包括現值技術、期權定價模型和超額盈利法。成本法基於目前替換資產服務能力所需的金額（替換成本）。
請參閱 附註4—衍生工具和套期保值活動, 注6—權益法投資, and 附註9—債務和融資成本 有關公司定期記錄的公允價值衡量的詳細信息，請參閱。
公司在某些資產的定性評估表明存在潛在減值時，也會基於非經常性的公允價值計量。
2024年第三季度，鑑於一些新的監管指導方針和環繞重大稅收徵收和老化基礎設施現代化的義務，公司繼續對其北海資產進行經濟評估。公司確定預期回報不支持根據法規的綜合影響所需的投資，將在2030年之前停止在北海設施的生產。因此，公司於2024年9月30日之前進行了對其北海石油和天然氣資產現值的公允價值評估。因此，公司在2024年第三季度確認了對北海某些已證實財產的減值$793 百萬，這些財產的賬面價值已減記至其估計的公允價值。此減值在下文「財產和設備-石油和天然氣財產」中有進一步討論。
此外，在2024年第三季度，公司達成協議，賣出了位於Permian盆地的特定非核心美國石油和燃料幣生產資產。基於協議確定的交易淨收益減去賣出成本，對處置組內的每項資產進行了單獨的減值分析。這些分析是基於一級公允價值測量。待處置淨資產的歷史賬面價值超過預期淨收益隱含的公允價值，導致總計金額達到$315百萬美元的公司在美國已證明的資產上產生了減值。詳見 註釋2—收購和 出售 以獲取更多細節。

8

2023年9月30日結束的三個月和九個月內，公司記錄了 no 與公允價值評估相關的資產減值。
收入確認
與客戶簽訂的合同應收賬款，包括石油和燃料幣銷售的應收賬款淨額，分別爲$1.5百萬美元，分別爲2024年9月30日和2023年12月31日。 所有與客戶簽訂的合同款項通常在產品或服務交付後的一年或更短期限內到期並收到。 在過去的一年中，公司與埃及石油公司（EGPC）的應收賬款餘額逐漸增加，因爲對公司的埃及石油和燃料幣銷售款項的支付已經延遲超過歷史經驗。 公司正在積極與埃及政府就解決EGPC支付延遲進行討論。 公司在此期間已收到款項，並管理層相信公司將能夠收回應收賬款餘額。
石油和燃料幣生產收入包括由EGPC代表公司向阿拉伯埃及共和國支付的所得稅。 有關此類稅收量的營業收入和相關費用分別記錄在公司的合併營運報表中的「石油、天然氣和天然氣液體生產收入」和「當前所得稅提供」。
請參閱 注13—業務部門信息 按產品和報告部門顯示的石油、燃料幣和天然氣生產營業收入的細分。
根據ASC 606的規定，將每筆短期商品銷售的可變市場價格完全分配給每項履約義務，因爲支付條款與公司履行義務的努力直接相關。因此，公司已選擇標準下可用的實際簡化措施，不披露報告期末分配給未履約或部分履約履約義務的總交易價格。
存貨
庫存主要由管材和設備組成，並按加權平均成本或淨可變現價值的較低者計價。未銷售的石油主要來自北海，也記錄在存貨中，並按生產成本或淨可變現價值的較低者計價。 公司記錄了2024年第三季度和截至2024年9月30日的九個月末存貨減值爲$3 百萬，2013年截至2023年9月30日九個月末存貨減值爲$46百萬。
資產和設備
公司的固定資產的賬面價值代表了獲取該固定資產所發生的成本，包括資本化利息，並扣除任何減值。對於業務組合和收購，固定資產的成本是基於收購日期的公允價值。
石油和燃料幣資產
公司採用成功努力會計法覈算其石油和燃料幣資產。根據這種會計方法，勘探成本、生產成本、一般公司間接費用以及類似活動都在發生時提前支出。如果探井提供證據證明可能開發儲量，與該井相關的鑽井成本最初被資本化，或擱置，直至確定是否可以歸因於鑽井結果的可商業充分數量的探明儲量。每個季度末，管理層根據持續的勘探活動審查所有擱置的探井成本的狀態，如果管理層確定未來評估鑽井或開發活動不太可能發生，相關的擱置的探井成本被提前支出。
開發經證實儲量所需的成本，包括原油和天然氣生產中使用的所有開發井和相關設備的成本，應予以資本化。已證實原油和天然氣資產成本的折舊採用產量計算法（UOP）。UOP計算是通過將每個季度產出的預估證實儲量的百分比乘以關聯的已證實原油和天然氣資產賬面價值來進行的。
9

當情況顯示證實的石油和天然氣資產價值可能無法收回時，公司將未攤銷的資本化成本與預期的未折現稅前未來現金流量進行比較，這些現金流量是將資產分組至最低級別，該級別的可識別現金流量獨立於其他資產的現金流量。如果預期的未折現稅前未來現金流量，基於公司對未來原油和天然氣價格、運營成本、證實儲量的預期產量和其他相關數據的估計，低於未攤銷資本化成本，則將資本化成本減少至公允價值。公允價值通常是使用ASC 820中所描述的收入方法進行估計。用於減值審核和相關公允價值計算的預期未來現金流量通常基於主觀評估，是一種3級公允價值衡量。
在上文討論過的北海停產日期變更對「公平值衡量」的影響顯著地改變了公司在北海的剩餘石油和燃料幣儲量，並觸發了該公司於2024年第三季結束時對已證實石油和燃料幣資產進行減值評估。未來生產量和估計的未來商品價格是未來現金流變動的主要驅動因素。預期現金流量基於管理層對資產負債表日前景價格的看法進行估算。基於市場為基礎的資本加權平均成本的折現率應用於未折現現金流量估算，以評估公司的北海資產價值。在進行此評估時，公司對部分北海已證實資產記錄的減值總額為$793發生於某公司在北海部分已證實資產的損值總額達$263百萬。
另外，在2024年第三季度，公司錄得總計$的損失。315萬美元，涉及出售Permian Basin領域某些非核心生產性物業的協議。這些減值損失在上面的“公平值計量”及 附註2—收購和出售中有進一步詳細討論。1.1截至2024年9月30日，這些美國物業的總公平價值為$十億。
未經證實的租賃減損通常被記錄為公司合併營運報表中的"探勘"費用的一部分。公司石油和燃料幣產品的收購和出售賺取和損失在交易結束時被認可在合併營運報表中。 參閱 附注2—收購和出售 詳細資訊請參閱。 更多細節。
收集、處理和變速器（GPT）設施
GPt設施按線性方式遞減，跟據資產的預估使用年限計算。有關使用年限的估算考慮了透過GPt資產服務的地區預期生產壽命，無論是APA運營還是第三方運營，以及公司對未開發土地或接近這些地區的潛在開發計劃。
公司在事件或情況變化顯示其GPt設施的攜帶金額可能無法收回時，對其GPt設施的攜帶金額進行評估。如果這些設施的攜帶金額超過未折現現金流之和，則將承認對攜帶價值超過其公允價值的部分的減損損失。
交易、重組和分離（TRS）
公司在2023年7月31日結束的三個月內，錄得了$百萬的費用，用於由Google提供的託管和其他服務，其中$百萬被歸類為營業成本。14 百萬美元和156 2024年第三季度和前九個月分別成本計1,000萬美元和1,000萬美元。5 百萬美元和11 2023年第三季度和前九個月分別成本計1,000萬美元和1,000萬美元。在2024年前九個月產生的TRS費用主要包括1,000萬美元與Callon收購相關，其中包括1,000萬美元的分拆成本和1,000萬美元的交易和整合成本。1391,000萬711,000萬681,000萬
新發布的聲明尚未採納
在2024年11月，財務會計準則委員會(FASB)發布了《會計準則更新(ASU)2024-03，「損益表 - 報告綜合收益 - 費用分解揭露(專題220-40)」》，該標準擴展了有關上市公司特定項目的成本和費用的揭露(即僱員薪酬、折舊及攤銷費用等)，要求將根據GAAP應予揭露的金額與其他項目分解要求一併揭露，要求對費用標題中未經定量分解的金額進行定性描述，並要求揭露總銷售費用，在年度期間，揭露銷售費用的定義。修訂不會改變或刪除現有的揭露要求。該修訂將於2026年12月15日後開始的財政年度和2027年12月15日後開始的中期期間生效。允許提前採用，修訂標準可前瞻性或回顧性地適用於賬面報表中呈現的任何或所有期間。公司目前正在評估採用此標準的影響。
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2.    併購和出售
2024 年活動
在Permian盆地出售非核心物業
2024年9月10日，APA宣布達成協議，將Permian盆地的非核心生產資產出售給一位未公開的買家，獲得現金收益$950百萬美元，在習慣的交割調整前。這些資產位於德州的中央盆地台地、新墨西哥台地以及西北台地，目前估計淨產量為 21,000 桶油當量每天，其中約 57 ％為原油。此次出售所得款項預計主要用於償還債務。交易的生效日期為2024年7月1日，預計交易將在2024年第四季度完成。公司在2024年第三季度與此次出售相關收到存入資金$95百萬美元。
根據協議，公司對相關資產和負債進行公平價值評估，並記錄減值為 $315相關石油和天然氣物業的負面價值的百萬。截至 2024 年 9 月 30 日，這些資產符合持有待售分類的標準。美國石油和天然氣物業總值 $1.1 億元及相關資產退休義務為 $224 截至二零二四年九月三十日，百萬元分別分為持有供出售的流動資產和持有供出售的流動負債。
卡隆石油公司收購
2024 年 4 月 1 日，APA 完成收購卡隆石油公司（卡隆），價值約為美元的全股交易4.5數十億，包括卡隆的債務（卡隆收購）。該交易在 2024 年 3 月 27 日舉行的特別大會上獲得 APA 和卡隆股東批准。收購的資產包括大約 120,000 特拉華州盆地的淨英畝和 25,000 米德蘭盆地的淨英畝。

根據併購協議（併購協議）的條款，每股Callon普通股都轉換為有權收到 1.0425 APA普通股份，且以現金替代碎股。因此，根據APA普通股在結束當日的價值，APA發行了約 70百萬股APA普通股與交易相關，且完成收購後，Callon普通股不再在紐交所上市交易。除提供股權代價外，APA在交易結束時轉移了約24百萬美元的其他考慮。
完成收購後，APA已償還了Callon的所有債務，並進行了再融資，部分借款金額為$1.5 十億美元未受保證的委託期限貸款方案。請參見 附錄9—債務和融資成本 以供參考。
資產取得記錄和負債承擔
交易是根據收購會計方法記錄的，該方法要求資產和負債等必須於收購日期的公正價值上認可。對於某些資產和負債的公正價值的最終確定將在獲取完成分析所需信息後盡快完成。這些金額將在最快時間內確定，但不遲於收購日期後一年。
以下表格概述了合併中資產收購和負債承擔的初步估算:
(以百萬計)
流動資產
$282 
物業、工廠及設備
4,493 
遞延稅資產
575 
其他資產11 
收購資產總額$5,361 
流動負債$616 
長期債務
2,113 
資產退休義務136 
其他長期義務58 
承擔負債總額$2,923 
收購淨資產$2,438 
11

截至2024年和2023年9月30日的三個月和九個月的未經審核的合併資料反映了公司業務的綜合結果，假設Callon收購於2023年1月1日發生。未經審核的資料包括某些會計調整，涉及交易成本、折舊、耗竭和攤銷費用、利息費用、與先前Callon收購相關的衍生品收益，以及合併調整的預估稅收影響。
截至本季結束
九月三十日，		截至年終前九個月
九月三十日，
2024202320242023
（單位：百萬，股數資料除外）
收益
$2,531 $2,927 $7,589 $7,810 
歸屬於普通股的凈利潤（損失）
(223)737 556 1,527 
每股基本凈利潤（損失）
(0.60)1.95 1.50 4.04 
每股普通股凈利潤（損失）-稀釋
(0.60)1.95 1.50 4.04 
從收購日期至2024年9月30日，與Callon資產相關的收入和歸屬於普通股股東的凈利潤總額為$840 百萬美元和192分別為。
未經審計的簡明綜合財務資訊僅供比較之用，並不一定代表實際結果，如果交易在指定日期發生可能會產生什麼結果。未經審計的簡明綜合結果也不應被視為未來結果的預測，也不包括從Callon收購可能產生的任何未來成本節省或其他協同效應，也不包括尚未發生的任何估計成本。
美國割讓交易
2024年前九個月，公司完成了對東德州奧斯汀灰岩和Eagle Ford礦層的非核心基地的出售，其攜帶價值為$347百萬，總現金收入為$253百萬，並承擔了$48百萬的資產養老義務。公司在2024年前九個月因此銷售而認列了$46百萬的損失。
2024年前九個月，該公司還完成了在Permian Basin出售非核心礦業和礦權利益，其帶有面值的價值為$71 百萬美元，經過發帖調整後大約為$392 百萬美元 。公司在2024年前九個月認可了$321 百萬美元的盈利與這筆交易相關。
此外，在2024年第三季和前九個月，公司完成了非核心資產和租賃權的出售，透過多筆交易獲得了總計$資產收益。1 百萬美元和73分別為1000萬美元和500萬美元，透過這些交易的結束，公司實現了約1000萬美元和500萬美元的盈利。1 百萬美元和9分別為1000萬美元和500萬美元，透過這些交易的結束，公司實現了約1000萬美元和500萬美元的盈利。
銷售動能股份
2024年3月18日，公司以現金收益的方式出售了其剩餘的Kinetik股份。428百萬美元。詳見 附註6—權益法投資 以供參考。
租賃權和房地產收購
在2024年第三季度和前九個月，除了收購Callon之外，公司還完成了其他的租賃和地產收購，主要位於Permian盆地，總現金交易金額約為$1 百萬美元和64分別為。
二零二三年活動
租賃權和房地產收購
在2023年第三季度和前九個月，公司完成了租賃和物業收購，主要位於Permian盆地，總現金代價約為$1百萬和$11分別為。
12

美國割讓交易
2023年第三季度和前九個月，公司完成了多次交易中的非核心資產和租賃權的出售，總現金收益為$1 百萬美元和29分別為1000萬美元和500萬美元，透過這些交易的結束，公司實現了約1000萬美元和500萬美元的盈利。1 百萬美元和7分別為1000萬美元和500萬美元，透過這些交易的結束，公司實現了約1000萬美元和500萬美元的盈利。
3.    資本化的探勘井成本
公司於2024年9月30日和2023年12月31日分別資本化的探井成本為美金$611 百萬美元和586 增加主要源於埃及和美國的額外鑽探活動。 沒有 於2023年12月31日大於一年之久已資本化的停滯性探井成本在2024年第三季被列入乾井支出。在2024年前九個月，大約$512023年12月31日大於一年之久已資本化的停滯性井成本約$
資本化超過一年自鉆探完工以來暫停開發井成本的專案，是由管理層指定的，具備足夠的碳氫化合物數量，以證明開發的潛力。管理層正在積極努力評估這些專案是否可以歸屬為已證明的儲量。
4.    衍生工具和套期保值活動
目標和策略
公司在全球大部分生产中暴露于wti原油和天然氣價格的波動，以及與以外幣計價的交易相關的匯率波動。公司通過偶爾進行衍生交易來管理現金流量的變化，其中包括對部分wti原油和天然氣生產以及外幣交易進行衍生性交易。公司利用各種形式的衍生金融工具，包括远期合同、期貨合同、掉期和期權，以管理由商品價格或外幣价值变化导致的现金流波动。公司已選擇不將其任何衍生合同指定為现金流量套期保值。
交易對手風險
衍生工具的使用會使公司暴露於因交易對手方未能履約而導致的信用損失。為了降低對任何單一交易對手的風險集中度，公司利用一個多元化的投資等級評級的合作夥伴群組，主要是金融機構，進行其衍生工具交易。截至2024年9月30日，公司持有與某交易對手的衍生頭寸。公司定期監控交易對手的信用狀況；但是，公司無法預測交易對手信用狀況的突然變化。此外，即使這些變化不是突然的，公司在減輕交易對手信用風險增加方面可能受限。如果這些交易對手之一不履行，公司可能無法實現由於商品價格下跌而獲得某些衍生工具帶來的利益。 一年。 公司通過衍生工具的使用使自身暴露於當交易對手未能履行時的信貸損失。爲了降低對任一個單獨交易對手的風險濃度，公司將多元化投資等級評級的合作夥伴群體，主要是金融機構，用作其衍生品交易。截至2024年9月30日，公司與某個交易對手擁有衍生頭寸。公司繼續密切關注交易對手的信用資格；然而，公司無法預測交易對手信用資格的突然變化。此外，即使這些變化不是突然的，公司或許在限制增加交易對手信用風險的能力方面受到限制。若其中一個交易對手未能履行，公司可能無法實現其部分衍生工具所產生的效益，因為商品價格下跌。
衍生工具
商品衍生工具
截至2024年9月30日，公司持有以下的開放性天然氣金融領口合約:
生產期間結算指数MMBtu
(以千為單位)		加權平均底價加權平均頂價
2024年10月至12月
NYMEX 亨利加侖
1,654$3.00$3.33
截至2024年9月30日，公司持有以下的開放性天然氣財務基礎掉期合約：
基期掉期已購入基期掉期已售出
生產期間結算指數MMBtu
（以千為單位）		加權平均價差MMBtu
(以千為單位)		加權平均價格差異
2024年10月至12月
nymex亨利鎮/IF Waha——1,840$(1.06)
2024年10月至12月
nymex亨利鎮/IF HSC——3,680$(0.42)
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截至2024年9月30日，公司持有以下未平倉NGL固定掉期合約：
生產期間結算指數
一千桶
(以千為單位)
加權平均價格差異
2024年10月至12月
OPIS異丁烷比率貝爾維尤非TET
6$33.18
2024年10月至12月
OPIS NButane Mt Belvieu 非TET
17$33.18
嵌入式衍生工具
由於 Callon 收購，該公司承擔了 Callon 的溢利義務，該公司可能需要支付高達 $50如果 WTI 原油平均每日結算價格超過美元，則總計百萬60.00 2024 年和 2025 年的每桶。此外，在與 Callon 收購有關，該公司承擔了一項有關的代價安排，該公司可獲得高達 $45如果 2024 年 WTI 原油平均每日結算價格至少為美元，則百萬80.00 每桶。如果 2024 年 WTI 原油的平均每日結算價格低於 $80.00 每桶，但至少 $75.00 每桶，那麼公司就會收到 $20百萬。
公司確定待收益責任和條件性報酬收入與基礎協議並無明確和密切關聯，因此將這些嵌入式功能進行分離並按公平價值記錄這些衍生工具。有關這些衍生工具的更多討論，請參閱下文的「公平價值衡量」。
公允價值衡量
以下表格顯示了公司以重複方式計量公平值的衍生資產和負債：
公平價值計量使用
活躍市場中的報價
（1級）		其他重大輸入
(2級)		顯著不可觀察變數
（3級）		總計
公平價值
淨額(1)
攜帶金額
（以百萬為單位）
2024年9月30日
資產：
商品衍生工具$— $1 $— $1 $(1)$— 
有條件出資安排
— 10 — 10 — 10 
負債：
商品衍生工具$— $1 $— $1 $(1)$— 
附條件考量安排
— 39 — 39 — 39 
2023年12月31日
資產：
商品衍生工具$— $6 $— $6 $— $6 
(1) 衍生工具公平價值乃基於對每份合約的毛基礎分析，不包括與交易對手的抵銷協議影響。
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上述談及的earn-out obligation和contingent consideration安排內的嵌入式期權被視為ASC 815標準下的金融工具。公司使用市場方法來估算這些衍生工具的公平價值，經常性地使用由聲譽良好的第三方提供的期權定價模型方法。評估包括重要的輸入，如未來油價走勢、到期時間和隱含波動率。由於這些輸入在整個contingent consideration安排的全期間內幾乎都是可觀察的，因此這些輸入被視為第2級公平價值衡量。截至2024年9月30日，earn-out obligation和contingent consideration收款的預估公平價值為$。39百萬和$10分別為。
衍生工具活動已記錄在綜合資產負債表中
所有衍生工具會以公允價值的形式反映在合併資產負債表上，這些公允價值是通過抵銷資產和負債項目來記錄的，其中交易對手主要抵銷安排包含淨結算條款。 公司衍生資產和負債的攜帶金額以及它們在合併資產負債表上的位置如下：
九月三十日，
2024
12月31日，
2023
（以百萬為單位）
流動資產：其他流動資產$10 $6 
總衍生品資產$10 $6 
流動負債：其他流動負債$25 $— 
遞延信貸及其他非流動負債：其他
14 — 
總衍生品負債$39 $— 
在合併營業報告中記錄的衍生合約活動
下表彙總了衍生工具對公司綜合營運報告的影響：
 
截至本季結束
九月三十日，
截至年終前九個月
九月三十日，
2024202320242023
 （以百萬為單位）
已實現：
商品衍生工具$3 $19 $1 $43 
已實現收益，淨值
3 19 1 43 
未實現：
商品衍生工具(1)(19)(6)61 
附條件考量安排(12)— (12)— 
未實現收益（虧損），淨額(13)(19)(18)61 
衍生工具收益（虧損），淨額$(10)$— $(17)$104 
衍生工具的投資收益和損失記錄在公司綜合營運報表中的“收入和其他”項下的“衍生工具投資收益（損失），淨”。綜合營運報表中記錄的衍生活動的未實現收益（損失）將分別在“調整使淨利潤與營運活動提供的淨現金相符”項下以“未實現衍生工具（收益）損失，淨”體現於綜合現金流量表中。
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5.    其他流動資產
下表提供了公司其他流動資產的詳細資料：
九月三十日，
2024
12月31日，
2023
 （以百萬為單位）
存貨$501 $453 
鑽探進展60 88 
已售出墨西哥灣資產的目前退役安防167 178 
預付資產和其他85 46 
其他目前資產總額$813 $765 
6.    股權法成本投資
截至2023年12月31日，公司持有 13.1百萬Kinetik股份，按照其公允價值$437百萬進行記錄，並分別列示為公司合併資產負債表中的“股權法投資”。公司選擇按照實際便利性、報告時程的差異和成本效益考量為基準基于公平價值方式測定其對Kinetik的股權法投資。公司對Kinetik的股權法投資的公平價值是根據主要交易所上可觀察的股票價格確定的，是屬於一級公平價值計量。在2024年3月18日，公司以現金收益$賣出其餘的Kinetik股份。428百萬。
在公司出售其餘的 Kinetik 股份及公司指定董事辭任 Kinetik 董事之前，公司記錄其 Kinetik 股票方式權益的公平價值變動，總虧損為 $92024 年第一季度的百萬，虧損為美元14百萬，收益為美元57二零二三年第三季和前九個月分別有百萬。這些公平價值變動被記錄為「收入及其他」的一部分，在本公司的綜合業務報表中。
以下表格代表了在公司出售其餘Kinetik股份及公司指定董事從Kinetik董事會辭職前，與Kinetik有關的關聯交易銷售和成本：
截至本季結束
九月三十日，
截至年終前九個月
九月三十日，
2024202320242023
（以百萬為單位）
天然氣和NGL銷售$— $35 $13 $78 
石油和天然氣的購買銷售— 11 22 18 
$— $46 $35 $96 
收集、處理和變速器成本$— $26 $23 $81 
購買石油和天然氣成本— 37 23 65 
租賃營業費用— — 2 — 
$— $63 $48 $146 
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7.    其他流動負債
下表詳細列出了公司的其他當前負債：
九月三十日，
2024
12月31日，
2023
 （以百萬為單位）
應計營業費用$254 $162 
已計提的勘探和開發543 371 
應計的薪資和福利費用189 390 
應計利息66 93 
應計所得稅144 138 
當前資產退休義務75 76 
當前經營租賃負債98 116 
已售出墨西哥灣物業的當前停運備用金94 60 
其他297 338 
其他當前負債總額$1,760 $1,744 
8.    資產養老義務
以下表格描述了公司資產養老義務（ARO）責任的變化：
九月三十日，
2024
 (以百萬為單位)
2023年12月31日資產退役義務
$2,438 
所負債務發生11 
已取得負債140 
債務結清(47)
負債被剥离(48)
待售負債(224)
增值費用112 
預估負債的修訂195 
2024年9月30日資產養老義務
2,577 
扣除當期部分(75)
長期資產養老義務$2,502 
9.    債務和融資成本
下表顯示了公司債務的攜帶價值：
9月30日，
2024
12月31日,
2023
（以百萬計）
阿帕奇石油未攤銷貼現和債務發行成本的票據和債券(1)
$4,835 $4,835 
到期貸款設施、商業票據和銀團信貸設施(2)
1,562 372 
阿帕奇石油融資租賃義務30 32 
未攤銷貼現(25)(26)
債務發行費用(30)(25)
總債務6,372 5,188 
應付短期債款(2)(2)
長期債務$6,370 $5,186 
(1) 阿帕奇石油票據和債券的公允價值爲$4.5私人股權和其他投資的金額分別爲52.27億美元和53.98億美元，截至2023年7月31日和2023年1月31日。4.3 我們使用二級輸入，根據可用於類似於公司現有債務安排的債務的利率，計算了長期債務的公允價值。公司長期債務的流動部分記錄在未經審計的綜合財務狀況表中的其他流動負債中。
公司使用市場方法判斷其票據和債券的公平價值，採用獨立投資金融數據服務公司提供的估計（二級公平價值衡量）。
(2) 由於利率期貨變量且反映市場利率，因此，在定期貸款、商業票據和信貸設施上的借款攤銷值大致等於公平值。
截至2024年9月30日和2023年12月31日，流動負債中包括了$2 百萬美元的融資租賃義務。
17

融資成本，淨額
以下表格顯示公司財務成本的元件，淨額:
 
截止季度
九月三十日
已結束的九個月
九月三十日
 2024202320242023
 (以百萬計)
利息支出$109 $89 $302 $266 
債務發行成本攤銷1 1 4 3 
資本利息(8)(7)(22)(18)
清除債務的收益
— — — (9)
利息收入(2)(2)(8)(7)
融資成本淨值$100 $81 $276 $235 
2023年9月30日結束後的九個月內，阿帕奇石油在公開市場購入並取消在其債券契約下發行的優先票據，總面額為$74 百萬美元，購入總價為$65 百萬美元現金。公司於這些回購上認列了$9 百萬美元的收益。
2022年未担保承诺信贷设施
2022年4月29日，公司簽訂了不動產意向信貸協議，用於一般企業目的。 兩個 為了一般企業目的，公司簽署了無擔保聯合授信協議。
•一 協議以美元指數（USD Agreement）計價，並提供無抵押 在公司完成3.5億美元的資本投資並新增維持5年的全職職位的條件下，可額外獲得1850萬美元可退還稅款。 循環信貸額度，統計承諾金額為美元1.8十億美元（包括最高可達美元的信用證子額）750百萬美元，其中目前已經確定的為150百萬美元。公司可以透過新增貸方或獲得任何增加現有貸方的同意，將承諾金額增加至總計美元2.3十億美元，此額度將於2027年4月到期，視公司的 兩個, 一年期 延展期權。
•第二份協議以英鎊（GBP協議）計價，並提供無擔保的循環信貸額度。 在公司完成3.5億美元的資本投資並新增維持5年的全職職位的條件下，可額外獲得1850萬美元可退還稅款。  十億英鎊的貸款和信用證承諾。1.5此信貸額度將於2027年4月到期，受公司的 兩個, 一年期 延期期權。

阿帕奇石油可以根據美元指數協議借款，最高可達美元總本金額。300百萬美元當時未還的部分。阿帕奇石油已為美元指數協議和英鎊協議下的負債提供擔保，直至根據阿帕奇現有的債券成文第一次尚未償還下的總本金負債額少於美元。1.0十億美元。
截至2024年9月30日，美元協議下的借款總額為美元232 百萬，英鎊協議下的信用證總額為英鎊303  百萬。截至2024年9月30日，美元協議下的信用證總額為 無 美元。截至2023年12月31日，美元協議下的借款總額為美元372 百萬，英鎊協議下的信用證總額為英鎊348 百萬。截至2023年12月31日，美元協議下的信用證總額為 無 根據美元協議，尚有未付的信用狀。
未使用的信用額度
每家公司和阿帕奇石油不時擁有並使用無承諾的信貸和信用狀設施，用於運營資金和信用支持之目的。截至2024年9月30日和2023年12月31日， 無 在這些設施下有未償還的借款。截至2024年9月30日，這些設施下有未償還的借款£461百萬和$11 百萬英鎊分別在這些設施下有未償還的信用狀。截至2023年12月31日，416百萬和$2 百萬英鎊分別在這些設施下有未償還的信用狀。
商業票據計劃
2023年12月，公司設立了商業票據計劃，該計劃不時發行免登記證券法下的私人配售的短期無擔保期票據（CP票據），最高面額為美元1.8億美元，任何時候都不超過。 CP票據的到期日可能有所不同，但不得超過發行日後 397 天。未偿還的CP票據得到了公司承諾的為其提供支持的1.8美元協議下的可用借款額度。
18

阿帕奇石油已無條件以無擔保方式對CP票據的支付提供保證，該保證有效直至阿帕奇石油現有債券契約下未償還的債務本金金額首次低於美元。1.0十億美元。
截至2024年9月30日，尚有$330 億元的票面金額總計CP票據未偿，被歸類為長期債務。截至2023年12月31日，CP票據未偿有 無 張未偿。
無擔保承諾期限貸款設施
2024 年 1 月 30 日，APA 簽訂了一份聯合信貸協議，根據該協議貸款人承諾總金額2.0向 APA（定期貸款信貸協議）提供 10 億美元的高級無抵押延期貸款，其所得款項只可用於根據合併協議和定期貸款信貸協議結束之日，Callon 的某些債務再融資一次。在這些總承諾中，$1.5十億是用於將到期的定期貸款 三年 在該等關閉日期之後（3-年度分期貸款) 和 $500百萬是用於將到期的定期貸款 364 關閉日期後的日期（364-日期分期貸款）。Apache 根據「定期貸款信貸協議」的保證義務生效，直到 Apache 現有簽約下的高級債券和債券的總債務金額少於 $ 為止1.0十億。
2024年4月1日，APA在長期貸款信貸協議下結束交易，選擇借入總額美元。1.5十億 3融資到期日為2027年4月1日的-Year Tranche Loans，並允許融資到期日為的貸方承諾到期。 364十天 Tranche Loans
借款款項用於Callon的某些債務再融資，就APA根據併購協議收購Callon進行實質同時結案時支付相關費用。 APA可隨時提前償還一年期貸款協議下的貸款。 截至2024年9月30日，根據一年期貸款協議，仍有$1.0十億 3年期分期貸款在一年期貸款協議下仍未償還。
APA可以通過在長期貸款信貸協議下借款來償還Callon的債務，該債務包括以下尚未償還的債務：（i）2022年10月19日簽署的經修訂和重訂的信貸協議（項目1），該協議主體為Callon、摩根大通銀行作為行政代理人以及參與方中的貸款人，（ii）Callon的廿二年到期優先票據（項目2），（iii）Callon的廿二年到期優先票據（項目3），以及（iv）Callon的2030年到期優先票據（項目4）。 6.3752026年到期的Callon優先票據（Callon的2026年票據），（iii）Callon的廿二年到期優先票據（Callon的2028年票據），以及（iv）Callon的二零三零年到期的Callon的2030年到期優先票據（Callon的2030年票據）。 8.002026年到期的Callon優先票據（Callon的2026年票據），（iii）Callon的廿二年到期優先票據（Callon的2028年票據），以及（iv）Callon的二零三零年到期的Callon的2030年到期優先票據（Callon的2030年票據）。 7.5002026年到期的Callon優先票據（Callon的2026年票據），（iii）Callon的廿二年到期優先票據（Callon的2028年票據），以及（iv）Callon的二零三零年到期的Callon的2030年到期優先票據（Callon的2030年票據）。
2024年4月1日，對Callon信貸協議和Callon的2026年票據的所有債務均已償還，並且Callon的2028年票據和Callon的2030年票據的未償還本金餘額已降至$。24百萬。2024年5月6日，Callon的2028年票據和Callon的2030年票據所有未償還債務均已還清。鑑於這些償還，Callon對APA根據授信協議預期貸款的債務並不需要提供保證。
2024年4月1日，以下Callon的負債由長期貸款授信協議和美元指數協議借款償還：
•Callon完成了Callon公司2028年票據和2030年票據的現金要約，接受購買$1.2億元票面總額的票據。Callon現金支付持有人總額$1.3億元，反映票面金額、超額部分、早期償還同意費和應計但未支付的利息。
•Callon已贖回未償還的 $321百萬元主金額的Callon 2026年債券，贖回價格相當於 101.063% 的主金額，加上截至贖回日未支付的利息。
•Callon償還了根據Callon信貸協議應還的全部$472百萬，包括本金、應計但未支付的利息和某些費用。
2024年5月6日，Callon以退出價格等於其本金金額的方式全額贖回了尚未清償的美元8　百萬美元本金的Callon 2028年票據，贖回價格等於其本金金額的 101.588　百分之16　百萬美元本金的Callon 2030年票據，贖回價格等於其本金金額的 102.803　百分之其本金金額，當中包括截至贖回日期的應計及未付利息。這些還款部份來自根據美元指數協議的借款。
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10.    所得稅
公司估計其在各個營運地區記錄季度所得稅準備時的年度有效所得稅率。公司油氣資產攤銷值上的非現金減損、資產出售的收益和虧損、法定稅率變動以及其他重大或飛凡事項被視為離散項目，在其發生的季度中予以識別。
截至2024年9月30日的三個月和九個月，公司的有效所得稅率與21%的美國聯邦法定所得稅率不同，原因是對海外業務徵收的稅款。在2023年第三季度，由於對海外業務征收的稅款以及對其美國遞延稅資產的減值準備金額減少，公司的有效所得稅率與21%的美國聯邦法定所得稅率不同。截至2023年9月30日的九個月，公司的有效所得稅率與21%的美國聯邦法定所得稅率不同，原因是對海外業務征收的稅款，與英國財政法案2023的生效而導致對稅款重新計量的遞延稅費用，以及對其美國遞延稅資產的減值準備金額減少。
2024年4月1日，APA完成了以全股票交易方式收購Callon。該公司的递延税資產因為透過Callon收購而增加了約$575百萬，作為Callon收購中承擔的資產的一部分。請參閱 附注2—收購和出售 詳細資訊請參閱。 以供參考。
2022年8月16日，美國實施了2022年通脹減少法（IRA）。IRA 包括對適用公司徵收新的15%公司備選最低稅（CAMT），對於在稅收年度之前的任何三倂年均調整基本報表收入超過10億美元。CAMt自2022年12月31日後開始生效。公司從2024年1月1日起成為適用公司，受CAMt約束。2024年9月12日，美國財政部和國稅局釋出了有關CAMt的應用和實施的提案性規定。公司正在繼續評估提案性規定及其對公司合併基本報表的影響。
2021年12月，經濟合作暨發展組織發布了第二柱模型規則，引入了全球最低15%的稅率，按國家逐一制定，某些方面於2024年1月1日在某些司法管轄區生效。儘管公司繼續監察已頒布的立法以在公司可能受影響的國家實施這些規則，APA不認為第二柱框架將對其合併財務報表產生重大影響。
公司及其附屬公司須繳納美國聯邦所得稅，以及各州和外國司法管轄區的所得稅或資本稅。公司的稅金準備金與可能會接受相關稅務機構審查的稅款年度有關。
11.    承諾事項與可能負擔之事項
法律問題
公司涉及各種普通業務過程中發生的法律訴訟、政府和監管控制等法律行動，這也可能包括與氣候變化潛在影響相關的控制。截至2024年9月30日，公司已核算約$ 所有板塊之法律訴訟的應計負債。18百萬之數​​的所有法律潛在性可能性且可合理估計的應計負債。公司的估計基於已知事項及就類似事項爭議、訴訟和和解方面的經驗。儘管實際金額可能與管理層的估計不同，但管理層認為這些行動中沒有涉及可能對公司的財務狀況、營運結果或流動性構成重大影響的未來金額，考慮到已記錄的應計負債。就公司認為可能發生不利結果情形的重要事項，公司已披露事項性質及可能受到影響範圍，除非目前無法估計。管理層認為，任何其他訴訟事項和聲索的損失若發生機率合理，對公司財務狀況、營運結果或流動性將不會構成重大不利影響。
有關以下所述法律事項的詳細資訊，請參閱截至2023年12月31日止財政年度公司年度報告中包含的基本報表附註11—承諾和事件。
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阿根廷環保母基主張
於2014年3月12日，該公司及其附屬公司完成了將阿根廷所有的業務和財產出售給YPF Sociedad Anonima (YPF)的交易。作為該筆交易的一部分，YPF承擔了涉及該公司子公司在阿根廷過去、現在和未來訴訟的所有責任，但該公司子公司已同意為某些環保、稅收和特定總額為美元若干的皇家義務對YPF進行賠償。100百萬。該賠償須符合特定約定的先決條件、門檻、條件、限制、索賠截止日期、損失分擔及其他條款和條件。於2014年4月11日，YPF首次提出了根據賠償的索賠通知。公司子公司尚未根據賠償支付任何金額，但將繼續審查並考慮YPF提出的索賠。此外，公司子公司保留根據2006年公司子公司與先鋒自然資源公司（先鋒）之間股份購買協議的條款和條件，追索最高為美元若干的與阿根廷相關的賠償義務的權利。45百萬。
路易斯安那州的修復工作 
正如該公司2023年12月31日結束的財政年度10-k表格所詳細描述的，路易斯安那州的土地所有者經常對石油和天然氣公司提起訴訟或主張，包括該公司，聲稱操縱者和持份工作業主應對租賃場地上的環保母基損失負責，包括按照還原租賃場地的成本衡量的損失，無論其基礎物業的價值如何。偶爾，公司為與還原有關的訴訟和索賠支付的金額達成和解並不重大，同時新的訴訟和索賠也會針對公司提出。就目前尚未解決的每一起訴訟和索賠而言，所要求的金額目前還沒有確定或不重大。此外，與這些訴訟和索賠相關的總體風險目前尚未確定。儘管可能會有對公司不利的判決，但公司打算積極防禦這些訴訟和索賠。
從2013年11月開始一直持續到2023年，路易斯安那州的幾個教區對許多油氣生產商，包括該公司，提起了未決訟訴訟。在這些案例中，作為原告的教區聲稱，被告在指定的領域進行的油氣探勘、生產和運輸運營違反了1978年修訂的州及當地海岸資源管理法以及由教區或路易斯安那州制定或採納的適用法規、規則、命令和條例。原告聲稱被告對位於路易斯安那海岸帶的土地和水體造成了重大損害。原告要求，除其他外，為聲稱違反海岸帶內適用法律的不明確損害，支付清理、重新植被、去毒和恢復被投訴海岸帶，使其盡可能恢復到原始狀態的成本，以及將海岸帶實際恢復到其原始狀態。該公司為避免未來訴訟的費用和不確定性，並不承認或承擔任何責任，僅同意與路易斯安那州和路易斯安那海岸教區達成和解，解決了該公司在待定訴訟中可能對教區和/或路易斯安那州提出或可能提出的索賠之潛在責任。公司在和解中支付的費用對公司的財務狀況沒有實質影響。在解決這些各種訴訟後，公司將只在餘下的海岸帶訴訟中成為被告，該訴訟是由新奧爾良市對該公司和多家油氣運營商提起的。 一年。 剩餘的海岸帶訴訟由新奧爾良市對該公司和一些油氣運營商提起。
阿波羅探索訴訟
在標題的案例中 阿波羅探索有限公司、科金特勘探有限公司和塞爾莫科有限公司訴阿帕奇公司，原因編號。385 型號中的 CV50538第 德克薩斯州米德蘭縣司法地區法院，原告聲稱損害超過 $200 百萬（以前申請超過美元1.1 億) 有關位於德克薩斯州哈特利、摩爾、波特和奧爾德姆縣的物業的購買和銷售協議、礦產租賃以及相互利益範圍協議。審法院為本公司作出最終裁決，裁定原告人不承擔任何索賠，並將公司授予本公司律師費用和訴訟所產生的費用。上訴法院部分確認並部分撤銷審法院的判決，從而恢復了部分原告人的索賠。德克薩斯州最高法院在 2022 年 10 月批准了該公司的審議申請並聆聽口頭辯論。2023 年 4 月 28 日，德克薩斯州最高法院撤銷上訴法院的決定，並將案件歸還上訴法院以進一步的程序。在原告人要求重新聆訊後，在 2023 年 7 月 21 日，德州最高法院再次確認撤回上訴法院的決定，並將案件暫存回上訴法院以進一步的程序。
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澳洲業務脫售糾紛
依據2015年4月9日簽署的買賣協議（Quadrant SPA），公司及其附屬公司將澳洲業務出售給Quadrant Energy Pty Ltd（Quadrant）。交割日期為2015年6月5日。2017年4月，公司控告Quadrant違反了Quadrant SPA。在控告書中，公司要求約AUD $80 百萬。2017年12月，Quadrant提出了一項軍工股的抗辯，針對公司的索賠提出了約AUD $200 百萬的反訴。公司將積極推行其索賠，同時積極防禦Quadrant的反訴。
加利福尼亞和特拉華訴訟
二零一七年七月十七日，在 三 分別的訴訟，聖馬特奧和馬林縣，以及加利福尼亞州帝國海灘市，都單獨代表加利福尼亞州人民提出訴訟 30 石油和天然氣公司聲稱由於全球暖化所造成的損害。原告人根據各種非法律理論尋求未指明的損害賠償和減免。二零一七年十二月二十日，在 二 單獨的訴訟，聖克魯斯市和聖克魯斯縣對許多同一被告提出類似的訴訟。2018 年 1 月 22 日，里士滿市提出類似的訴訟。然後，這些案件在一個多區訴訟（MDL）程序中的單一法官在一名法官面前合併。2024 年 8 月 14 日，在 MDL 中，原告人同意在所有事宜的情況下解除 Apache，並且法院已經提出解僱。
2020年9月10日，特拉華州代表州民控告了超過燃料幣公司，指控因全球暖化而造成損害。原告們根據各種侵權理論尋求未指明的損害賠償和減輕。 25 石油和燃料幣公司被控全球暖化造成損害，原告要求未指明的賠償和遏止措施。
Kulp礦產告訴
2023 年 4 月 7 日左右，Apache 在新墨西哥州的一項聲稱集體訴訟中被起訴 庫爾普礦產有限公司訴阿帕奇公司, 案例編號第五司法區的 D-506-CV-2023-00352 號。 庫爾普礦物 該案尚未通過認證，並旨在代表一群被稱為根據新墨西哥法律而被稱為逾期的石油和天然氣付款而欠法定利息的一群業主。此索償金額尚未合理確定。本公司打算強烈抵禦本訴訟中所提出的聲明。
股東和衍生訴訟
二零二一年二月二十三日，一個案例標題 普利茅斯縣退休系統訴阿帕奇公司等。 對該公司和某些現任和前官員向德克薩斯州南區地區法院（休斯頓分區）提出申訴。該投訴是一項被稱為集體訴訟的股東訴訟，其中指稱 (1) 公司故意使用阿爾卑斯高可用石油和天然氣的數量和組成的假設；(2) 該公司沒有適當的基礎設施來安全和/或經濟地鑽探和/或運輸這些資源，即使它們存在於聲稱的數量；(3) 某些陳述和遺漏人工增加公司的價值在柏米亞盆地的營運；及 (4) 因此，公司的公開聲明實質上是虛假及誤導性。當事人沒有承認、寬恕或發現任何錯誤、責任或違法行為，而只是為了避免訴訟費用和不確定性，雙方已同意解決該組別對被告所提出的所有索賠。該和解協議已經被法院預先批准，並且該和解的最終批准預計將在 2024 年底之前發生。結算將不會對公司的財務狀況、營運結果或流動性產生重大影響，並受公司對這些類型的索償保險保障約束。
於2023年2月21日，在南德州聯邦地方法院提起一宗標題為 Steve Silverman，代表APA Corp.提出訴訟與John J. Christmann IV等人 法定代理人並代表提名被告apa corporation對John J. Christmann IV等人提起訴訟，案件於2023年7月21日在南德州聯邦地方法院提出。 Yang-Li-Yu，代表APA Corp.提出法定代理訴訟與John J. Christmann IV等人 提出對公司高級管理層和董事對多項與 In Re APA Corporation 衍生訴訟案件號4:23-cv-00636在南德州聯邦地方法院，宣稱是針對長者管理層和公司董事針對許多與 Plymouth縣養老基金 對責任主張進行辯護，分別為(1)違反信託義務；(2)浪費企業資產；以及(3)不當受益。被告提交了一項針對合併訴訟的駁回動議，2024年9月26日，聯邦法院發布最終裁決，支持被告的動議，並駁回了針對被告的合併主張。
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環保母基
截至2024年9月30日，公司對環保母基治理的無貼現儲備約爲$2截至2021年3月27日，未償還本金總額爲$。
2020年9月11日，公司收到了美國環境保護署（EPA）發出的違規通知和違規查明通知，以及隨附的《清潔空氣法》信息要求，此前在2019年4月對位於新墨西哥利亞和埃迪縣的公司多個油氣生產設施進行了現場檢查。隨後，2020年12月29日，公司收到了EPA發出的違規通知和協商機會通知，以及隨附的《清潔空氣法》信息要求，此前在2019年9月對位於德克薩斯州裏夫斯縣的公司多個油氣生產設施進行了直升機飛越檢查。這些通知和信息要求涉及涉嫌排放控制和報告違規。公司配合EPA，回應信息要求，並就新墨西哥和得克薩斯的涉嫌違規問題進行磋商並達成一項一致法令，該法令已經得到法院批准及生效。公司就此一致法令提供的對價包括一筆100萬美元的支付，對公司的財務狀況沒有重大影響。4 百萬美元的支付，對公司的財務狀況沒有重大影響。
截至2024年9月30日，公司並不知情存在任何未被提及或將對其財務狀況、經營業績或流動性產生重大影響的環保索賠。然而無法保證當前的監管要求不會發生變化，公司在過去對環保法律的違規行爲也不會被發現。
已售出房地產的潛在棄置義務
2013年，阿帕奇將其墨西哥灣（GOM）貨架業務和物業及其GoM運營子公司GoM Shelf LLC（GoM Shelf）出售給了菲爾德伍德能源有限責任公司（Fieldwood）。菲爾德伍德承擔了退出GoM Shelf持有的財產以及從阿帕奇及其其他子公司收購的財產（統稱 「傳統GoM資產」）的義務。2018年2月14日，菲爾德伍德申請（隨後退出）第11章破產保護。2020年8月3日，菲爾德伍德第二次申請（隨後退出）第11章破產保護。從第二次破產中脫穎而出後 傳統的GoM資產被拆分爲一家獨立的公司，該公司隨後併入了GoM Shelf。根據GoM Shelf的有限責任公司協議，傳統GoM資產的生產收益將用於資助GoM Shelf的運營和傳統GoM資產的退役。 根據在第一次破產案中修訂的原始交易條款, 當要求Apache履行或支付任何此類退役費用時，傳統GoM資產的資產報廢義務的擔保是通過張貼支持Apache的信用證（信用證）來實現的，提供 二 支持阿帕奇的債券（債券），以及建立一個信託帳戶，阿帕奇是該帳戶的受益人，該帳戶由淨利潤利息（NPI）提供資金，具體取決於未來的油價。此外，在這些來源用盡之後，Apache同意解決GoM Shelf的第二次破產問題，向GoM Shelf提供高達美元的備用貸款400百萬美元用於退役，此類備用貸款由傳統GoM資產的第一和優先留置權擔保。
通過2022年4月5日的信函（取代 二 較早的信函）以及隨後的2023年3月1日的信中，GoM Shelf通知安全和環境執法局（BSEE），它無法爲其在某些傳統Gom資產上履行的退役義務提供資金。結果，Apache以及這些資產的其他現任和前任所有者收到了BSEE的命令以及第三方要求退出GoM Shelf給BSEE的通知中包含的某些傳統GoM資產的要求。Apache預計將收到對GoM Shelf通知信中包含的其他傳統GoM資產的類似訂單和要求。Apache還收到了停用GoM Shelf通知信中未包含的其他傳統GoM資產的命令。此外，Apache預計，GoM Shelf將來可能會向BSEE發送更多此類通知，並且可能會收到BSEE的額外命令，要求其停用其他傳統的GoM資產。
23

2023年6月21日， 兩個 直接向阿帕奇石油發行債券的擔保公司和 兩個 向開立信用證的銀行發行債券的擔保公司在一起的案件中起訴了阿帕奇公司，案件名稱爲 蘇黎世美國保險公司，HCC國際保險公司PLC，費城保險公司和埃佛勒再保險公司（保險公司）訴阿帕奇公司案，案號爲2023-38238在281號法庭。日 在德克薩斯州賀錦麗縣的第281司法地區法院。擔保人試圖阻止阿帕奇石油動用債券和信用證，並進一步聲稱他們已免除與退役成本相關的償付義務，並有權獲得其他救濟。2023年7月20日,日 第281司法地區法院否決了保險公司請求暫時禁令的申請。2023年7月26日，阿帕奇石油將訴訟移交至美國德克薩斯州南區破產法院（休斯頓分區）。自擔保人提起州法院訴訟以來，阿帕奇石油已經動用了所有信用證。阿帕奇石油還試圖動用債券；然而，擔保人拒絕支付這些債券提款。2024年9月12日，破產法院發表意見：(1)裁定擔保人對阿帕奇石油提起的州法院訴訟無效；(2)裁定阿帕奇石油對擔保人未付款項的訴訟可在破產法院繼續進行；(3)裁定對擔保人進行民事藐視並作爲制裁向阿帕奇石油支付律師費，數額將在未來的聽證會上確定。該聽證會於2024年10月24日舉行，儘管法院尚未對所涉問題，包括向阿帕奇石油支付律師費等問題發表裁決。阿帕奇石油正在積極追究其對擔保人的訴求。
截至2024年9月30日，公司已錄得一筆$188百萬資產，這代表公司預計從與這些退役成本相關的安防中獲得的待償餘額。
公司已記入偶發性負債，金額爲$853萬美元和824百萬美元，分別截至2024年9月30日和2023年12月31日，代表可能需要對Legacy GOm資產進行的清理估計成本。公司在2024年前九個月已確認「以前出售的墨西哥灣房地產的損失」爲$83百萬美元。2024年前九個月記錄的金額包括與BSEE在此期間收到的針對之前出售給Cox Operating LLC的房地產以及對由Fieldwood Energy Offshore和Dynamic Offshore Resources NS, LLC運營和生產的房地產進行清理相關的$50百萬美元。公司在2023年第三季度和2024年前九個月爲清理先前出售的房地產的損失做了確認。從2023年12月31日起並沒有其他對公司財務狀況、經營業績或流動性產生重大影響的估計變化。 no 公司在第三季度和2023年前九個月爲清理先前出售的房地產承擔了損失。對公司的財務狀況、經營業績或流動性沒有其他變化。
12.    股份
每股普通股淨收益（淨損失）
下表顯示了基本和稀釋每股普通股淨利潤（損失）的元件在合併財務報表中的調解：
 
截至9月30日季度結束
 20242023
 
損失
股份每股收入股份每股
 （以百萬爲單位，每股數據除外）
基本的：
歸屬普通股的收入（損失）
$(223)370 $(0.60)$459 308 $1.49 
稀釋的：
歸屬普通股的收入（損失）
$(223)370 $(0.60)$459 308 $1.49 
截至9月30日的九個月
20242023
收入股份每股收入股份每股
（以百萬爲單位，每股數據除外）
基本的：
歸屬於普通股的收入$450 348 $1.30 $1,082 309 $3.50 
稀釋證券的影響:
期權和其他$— — $(0.01)$— — $— 
稀釋的：
歸屬於普通股的收入$450 348 $1.29 $1,082 309 $3.50 
24

稀釋每股收益計算不包括在2024年和2023年第三季度分別爲萬美元的期權和限制性股票單位。 1.9500萬股，並且總成本（包括佣金和消費稅）分別爲$1.7 萬美元，在2024年和2023年前九個月分別爲。 2.0和2.0萬美元，在2024年和2023年前九個月分別爲。
股票回購計劃
2021年第四季度，公司董事會授權購買 40百萬股公司普通股。2022年第三季度，公司董事會又授權購買額外的 40百萬股普通股。
在2024年第三季度，公司回購了約 0.1萬股平均價格爲$29.33 每股。截至2024年9月30日，公司回購了 4.6萬股平均價格爲$31.72 每股，截至2024年9月30日，公司仍有權授權回購高達 39.3萬股平均價格爲$ 0.5每股。截至2023年9月30日，公司回購了41.90 萬股。 5.5 百萬股平均價格爲$37.91普通股股東有一票權。
公司沒有義務收購任何額外股份。股份可以在公開市場購買，也可以通過私下協商的交易購買。
普通股股息
截至2024年和2023年9月30日的季度，公司分別支付了美元。921百萬美元和77對於截至2024年和2023年9月30日的九個月，公司分別支付美元的普通股分紅派息。2601百萬美元和232截至2024年和2023年9月30日的九個月，公司分別支付美元的普通股分紅派息。
普通股發行
2024年4月1日，公司在Callon收購中發行了約 70百萬股普通股，以換取Callon的普通股。股份代價總值約爲2.4十億美元，根據APA收購完成日的股價。
25

13.    業務部門信息
截至2024年9月30日，該公司的合併子公司在海外進行勘探和生產（上游）業務 三 在美國、埃及和北海等經營部分，公司的上游業務進行原油、天然氣和天然氣液體的勘探、開發和生產。公司還在蘇里南進行積極勘探和計劃中的評估工作，以及在烏拉圭和其他國際地區擁有利益，隨着時間推移，這些地點可能會出現需要報告的發現和發展機會。 以下是各個業務部門的財務信息：
美國交易法案交易所
埃及(1)
北海板塊間
剔除項
其他
總計(4)
截至2024年9月30日季度結束
（以百萬計）
營收：
石油收入$1,007 $673 $117 $— $1,797 
天然氣收入7 81 15 — 103 
天然氣液體收入153 — 5 — 158 
石油、天然氣和天然氣液體生產收入1,167 754 137 — 2,058 
購買的石油和天然氣銷售473 — — — 473 
1,640 754 137 — 2,531 
營業費用：
租賃營業費用222 109 87 — 418 
採集、加工和傳輸110 6 7 — 123 
購買石油和天然氣成本292 — — — 292 
所得稅以外的稅費70 — — — 70 
勘探(1)21 — 9 29 
折舊、資源遞耗和攤銷355 167 73 — 595 
資產養老責任累計10 — 26 — 36 
減值315 — 796 — 1,111 
1,373 303 989 9 2,674 
營業收入（虧損）(2)
$267 $451 $(852)$(9)(143)
其他收益（費用）：
衍生工具損失，淨額
(10)
處置收益，淨額1 
其他，淨額18 
一般行政(92)
交易、重組和分拆(14)
財務費用的淨額(100)
稅前損失
$(340)
26


美國交易法案交易所
埃及(1)
北海板塊間
剔除項
其他
總計(4)
2024年9月30日結束的九個月
（以百萬計）
營收：
石油收入$2,616 $2,003 $517 $— $5,136 
天然氣收入79 231 104 — 414 
天然氣液體收入436 — 21 — 457 
石油、天然氣和天然氣液體生產收入3,131 2,234 642 — 6,007 
購買的石油和天然氣銷售1,018 — — — 1,018 
4,149 2,234 642 — 7,025 
營業費用：
租賃營業費用582 352 282 — 1,216 
採集、加工和傳輸272 19 37 — 328 
購買石油和天然氣成本665 — — — 665 
所得稅以外的稅費205 — — — 205 
勘探107 77 1 63 248 
折舊、資源遞耗和攤銷930 464 219 — 1,613 
資產養老責任累計35 — 77 — 112 
減值315 — 796 — 1,111 
3,111 912 1,412 63 5,498 
營業收入（虧損）(2)
$1,038 $1,322 $(770)$(63)1,527 
其他收益（費用）：
金融工具虧損淨額
(17)
海上退役備用金虧損(83)
處置收益，淨額284 
其他，淨額26 
一般行政(270)
交易、重組和分拆(156)
財務費用的淨額(276)
稅前利潤$1,035 
總資產(3)
$13,847 $3,525 $1,439 $565 $19,376 

27

美國
埃及(1)
北海分段間
淘汰
& 其他
總計(4)
截至2023年9月30日的季度
（以百萬計）
收入：
石油收入$633 $724 $348 $— $1,705 
天然氣收入89 81 66 — 236 
液化天然氣收入133 — 5 — 138 
石油、天然氣和液化天然氣的生產收入855 805 419 — 2,079 
購買的石油和天然氣銷售229 — — — 229 
1,084 805 419 — 2,308 
運營費用：
租賃運營費用164 128 102 — 394 
收集、處理和傳輸61 13 15 — 89 
購買的石油和天然氣成本211 — — — 211 
收入以外的稅收61 — — — 61 
探索4 25 9 11 49 
折舊、損耗和攤銷199 129 90 — 418 
資產報廢義務的增加9 — 20 — 29 
709 295 236 11 1,251 
營業收入（虧損）(2)
$375 $510 $183 $(11)1,057 
其他收入（費用）：
資產剝離收益，淨額
1 
一般和行政(139)
交易、重組和分離(5)
融資成本，淨額(81)
所得稅前收入$833 
28


美國交易法案交易所
埃及(1)
北海板塊間
剔除項
其他
總計(4)
截止2023年9月30日止九個月
（以百萬計）
營收：
石油收入$1,631 $1,971 $865 $— $4,467 
天然氣收入229 264 165 — 658 
天然氣液體收入356 — 19 — 375 
石油、天然氣和天然氣液體生產收入2,216 2,235 1,049 — 5,500 
購買的石油和天然氣銷售612 — — — 612 
2,828 2,235 1,049 — 6,112 
營業費用：
租賃營業費用452 346 278 — 1,076 
採集、加工和傳輸181 26 38 — 245 
購買石油和天然氣成本558 — — — 558 
所得稅以外的稅費163 — — — 163 
勘探10 91 18 25 144 
折舊、資源遞耗和攤銷530 378 209 — 1,117 
資產養老責任累計29 — 57 — 86 
減值— — 46 — 46 
1,923 841 646 25 3,435 
營業收入（虧損）(2)
$905 $1,394 $403 $(25)2,677 
其他收益（費用）：
衍生工具收益，淨額
104 
處置收益，淨額7 
其他，淨額77 
一般行政(276)
交易、重組和分拆(11)
財務費用的淨額(235)
稅前利潤$2,343 
總資產(3)
$7,827 $3,518 $1,665 $535 $13,545 
(1)包括截至2024年和2023年9月30日的季度和九個月的石油和天然氣生產收入，將由EGPC代表公司支付稅款。
截至9月30日的季度
截至9月30日的九個月
 2024202320242023
（以百萬計）
石油$182 $202 $533 $539 
天然氣22 23 63 73 
(2)蘇里南的營業虧損包括$的租賃減值損失。12024年第三季度的美金運營收入(虧損)中，包括$百萬的租賃減值損失。
2023年第三季度的美國、北海和蘇里南的營業收入(虧損)分別包括$百萬的租賃減值損失。美國和蘇里南的營業收入(虧損)分別包括$百萬的租賃減值損失。2$百萬。6$400萬、$300萬和$500萬。1 2024年前九個月的美國、北海和蘇里南的營業虧損包括$百萬的租賃減值損失。101百萬美元和1 美國、北海和蘇里南的營業收入(虧損)分別包括$百萬的租賃減值損失。7$百萬。12$400萬、$300萬和$500萬。1 分別爲2023年前九個月的1600萬美元和2400萬美元。
(3)跨公司結餘不包括在總資產中。
(4)在埃及包括非控股權益。

29

ITEM 2.    MANAGEMENT’S DISCUSSION AND ANALYSIS OF FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS
The following discussion relates to APA Corporation (APA or the Company) and its consolidated subsidiaries and should be read together with the Company’s Consolidated Financial Statements and accompanying notes included in Part I, Item 1—Financial Statements of this Quarterly Report on Form 10-Q, as well as related information set forth in the Company’s Consolidated Financial Statements, accompanying Notes to Consolidated Financial Statements, and Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations included in the Company’s Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2023.
Overview
APA is an independent energy company that owns consolidated subsidiaries that explore for, develop, and produce natural gas, crude oil, and natural gas liquids (NGLs). The Company’s upstream business has oil and gas operations in three geographic areas: the U.S., Egypt, and offshore the U.K. in the North Sea (North Sea). APA also has active exploration and appraisal operations ongoing in Suriname, as well as interests in Uruguay and other international locations that may, over time, result in reportable discoveries and development opportunities. As a holding company, APA Corporation’s primary assets are its ownership interests in its subsidiaries.
APA believes energy underpins global progress, and the Company wants to be a part of the solution as society works to meet growing global demand for reliable and affordable energy. APA strives to meet those challenges while creating value for all its stakeholders.
Uncertainties in the global supply chain and financial markets, including the impact of ongoing international conflicts, inflation, and actions taken by foreign oil and gas producing nations, including OPEC+, impact oil supply and demand and contribute to commodity price volatility. Despite these uncertainties, the Company remains committed to its longer-term objectives: (1) to invest for long-term returns in pursuit of moderate, sustainable production growth; (2) to strengthen the balance sheet to underpin the generation of cash flow in excess of its upstream exploration, appraisal, and development capital program that can be directed to debt reduction, share repurchases, and other return of capital to its shareholders; and (3) to responsibly manage its cost structure regardless of the oil price environment.
The Company closely monitors hydrocarbon pricing fundamentals to reallocate capital as part of its ongoing planning process. APA’s diversified asset portfolio and operational flexibility provide the Company the ability to timely respond to near-term price volatility and effectively manage its investment programs accordingly. For additional detail on the Company’s forward capital investment outlook, refer to “Capital Resources and Liquidity” below.
The Company remains committed to its capital return framework for equity holders to participate more directly and materially in cash returns.
•The Company believes returning 60 percent of cash flow over capital investment creates a good balance for providing near-term cash returns to shareholders while still recognizing the importance of longer-term balance sheet strengthening.
•The Company pays a quarterly dividend of $0.25 per share on its common stock.
•Beginning in the fourth quarter of 2021 and through the end of the third quarter of 2024, the Company has repurchased 80.7 million shares of the Company’s common stock.
Financial and Operational Highlights
On April 1, 2024, APA completed its acquisition of Callon Petroleum Company (Callon) in an all-stock transaction valued at approximately $4.5 billion, inclusive of Callon’s debt (the Callon acquisition). The acquired assets include approximately 120,000 net acres in the Delaware Basin and 25,000 net acres in the Midland Basin. The Company believes the acquisition of Callon provides opportunities to reduce costs, improve capital efficiencies, leverage economies of scale, and expand the development inventory that formed the basis of the transaction value.
Subject to the terms of the merger agreement (Merger Agreement), each share of Callon common stock was converted into the right to receive 1.0425 shares of APA common stock, with cash in lieu of fractional shares. As a result, APA issued approximately 70 million shares of APA common stock in connection with the transaction, and following the acquisition, Callon common stock is no longer listed for trading on the NYSE.
30

On September 10, 2024, APA announced it entered into an agreement to sell non-core producing properties in the Permian Basin to an undisclosed buyer for $950 million, prior to customary closing adjustments. The properties are located in the Central Basin Platform, Texas and New Mexico Shelf, and Northwest Shelf and currently represent estimated net production of 21,000 barrels of oil equivalent per day, of which approximately 57 percent is oil. Proceeds from this sale are expected to be used primarily to reduce debt. The effective date of the transaction is July 1, 2024, and the transaction is expected to close during the fourth quarter of 2024.
In the third quarter of 2024, the Company reported a net loss attributable to common stock of $223 million, or $0.60 per diluted share, compared to net income of $459 million, or $1.49 per diluted share, in the third quarter of 2023. The decrease in net income in the third quarter of 2024 compared to the third quarter of 2023 was primarily driven by $1.1 billion of impairments, which included $793 million of oil and gas property impairments in the North Sea, a $315 million impairment of assets held for sale in the Permian Basin, and $3 million inventory impairments in the North Sea. These impacts to net loss were partially offset by lower income tax expense compared to the same prior-year period.
In the first nine months of 2024, the Company reported net income attributable to common stock of $450 million, or $1.29 per diluted share, compared to net income of $1.1 billion, or $3.50 per diluted share, in the first nine months of 2023. The decrease in net income in the first nine months of 2024 compared to the first nine months of 2023 was primarily driven by $1.1 billion of impairments recorded during the third quarter of 2024 and the related tax impacts. Net income was further impacted by higher depreciation expense, transaction and reorganization costs, and lease operating expenses, primarily a result of the Callon acquisition. These impacts to net income were partially offset by higher revenues as a result of increased drilling activity in the Permian Basin, production from the acquired Callon properties, gain from divestitures of non-core assets, and lower income tax expense compared to the same prior-year period.
The Company generated $2.6 billion of cash from operating activities during the first nine months of 2024, 23 percent higher than the first nine months of 2023. APA’s higher operating cash flows for the first nine months of 2024 were primarily driven by higher revenues as a result of increased drilling activity in the Permian Basin, production from the acquired Callon properties, and timing of working capital items. The Company repurchased 4.6 million shares of its common stock for $146 million and paid $260 million in dividends to APA common stockholders during the first nine months of 2024.
Key operational highlights include:
United States
•Daily boe production from the Company’s U.S. assets accounted for 64 percent of its total production during the third quarter of 2024 and increased 33 percent from the third quarter of 2023. Daily oil production from the Company’s U.S. assets increased 71 percent from the third quarter of 2023. During the third quarter of 2024, the Company averaged nine drilling rigs in the Permian Basin, including five rigs in the Southern Midland Basin and four rigs in the Delaware Basin. The Company brought online 48 operated wells during the quarter, of which 21 wells were associated with the Callon assets. The Company’s core Permian Basin development program continues to represent key growth areas for the U.S. assets. The Company expects to average 8 drilling rigs in the Permian Basin for the remainder of 2024 and into 2025.
International
•In Egypt, the Company continued its drilling and workover activity with a focus on oil production. The Company averaged 12 drilling rigs and drilled 15 new productive wells during the third quarter of 2024. During the same period, the Company averaged 20 workover rigs as it continues to align its drilling and workover activity with a goal of driving improved capital efficiency. Third quarter 2024 gross production from the Company’s Egypt assets decreased 5 percent from the third quarter of 2023, and net production increased 2 percent.
•Subsequent to September 30, 2024, but prior to the date of this filing, the Company entered into a new pricing agreement for incremental gas volumes produced in Egypt, making gas exploration and development more economically competitive with oil development.
•The Company suspended all new drilling activity in the North Sea during the second quarter of 2023. During the third quarter of 2024, the Company continued its economic assessment of its North Sea assets in light of several new regulatory guidelines and obligations surrounding significant tax levies and modernization of aging infrastructure. The Company determined the expected returns do not economically support making investments required under the combined impact of the regulations, and it will cease production at its facilities in the North Sea prior to 2030. The Company’s investment program in the North Sea is now directed toward asset safety and integrity.
31

•In October 2024, the Company announced that its subsidiary reached a positive final investment decision for the first oil development, named GranMorgu, in Block 58 offshore Suriname. This development will include production from the Krabdagu and Sapakara oil discoveries. These fields, located in water depths between 100 and 1,000 meters, will be produced through a system of subsea wells connected to a floating production, storage and offloading (FPSO) unit located 150 km off the Suriname coast, with an oil production capacity of 220,000 barrels per day. The GranMorgu FPSO unit is designed to accommodate future tie-back opportunities that would extend its 4-year production plateau and will feature technology that minimizes greenhouse gas emissions. Total investment is estimated at $10.5 billion, with APA’s share of the investment subject to the existing agreement with TotalEnergies to carry a portion of Apache’s appraisal and development capital. First oil is anticipated in 2028.


32

Results of Operations
Oil, Natural Gas, and Natural Gas Liquids Production Revenues
Revenue
The Company’s production revenues and respective contribution to total revenues by country were as follows:
 
For the Quarter Ended
September 30,
For the Nine Months Ended
September 30,
 2024202320242023
$ Value%
Contribution		$ Value%
Contribution		$ Value%
Contribution		$ Value%
Contribution
 ($ in millions)
Oil Revenues:
United States$1,007 56 %$633 37 %$2,616 51 %$1,631 37 %
Egypt(1)
673 37 %724 43 %2,003 39 %1,971 44 %
North Sea117 7 %348 20 %517 10 %865 19 %
Total(1)
$1,797 100 %$1,705 100 %$5,136 100 %$4,467 100 %
Natural Gas Revenues:
United States$7 7 %$89 38 %$79 19 %$229 35 %
Egypt(1)
81 79 %81 34 %231 56 %264 40 %
North Sea15 14 %66 28 %104 25 %165 25 %
Total(1)
$103 100 %$236 100 %$414 100 %$658 100 %
NGL Revenues:
United States$153 97 %$133 96 %$436 95 %$356 95 %
North Sea5 3 %5 4 %21 5 %19 5 %
Total(1)
$158 100 %$138 100 %$457 100 %$375 100 %
Oil and Gas Revenues:
United States$1,167 56 %$855 41 %$3,131 52 %$2,216 40 %
Egypt(1)
754 37 %805 39 %2,234 37 %2,235 41 %
North Sea137 7 %419 20 %642 11 %1,049 19 %
Total(1)
$2,058 100 %$2,079 100 %$6,007 100 %$5,500 100 %
(1)    Includes revenues attributable to a noncontrolling interest in Egypt.

33

Production
The Company’s production volumes by country were as follows:
 
For the Quarter Ended
September 30,
For the Nine Months Ended
September 30,
2024Increase
(Decrease)		20232024Increase
(Decrease)		2023
Oil Volume (b/d)
United States143,299 71%83,584 122,138 58%77,198 
Egypt(1)(2)
91,673 4%88,521 88,725 1%88,038 
North Sea21,334 (40)%35,680 25,888 (28)%36,070 
Total256,306 23%207,785 236,751 18%201,306 
Natural Gas Volume (Mcf/d)
United States467,615 3%454,643 473,997 6%448,838 
Egypt(1)(2)
300,418 0%300,326 287,953 (13)%331,158 
North Sea18,911 (71)%65,168 41,042 (14)%47,665 
Total786,944 (4)%820,137 802,992 (3)%827,661 
NGL Volume (b/d)
United States79,474 20%66,280 71,690 17%61,418 
North Sea543 (64)%1,497 1,164 (4)%1,209 
Total80,017 18%67,777 72,854 16%62,627 
BOE per day(3)
United States300,709 33%225,639 272,827 28%213,423 
Egypt(1)(2)
141,742 2%138,575 136,718 (5)%143,231 
North Sea(4)
25,029 (48)%48,038 33,892 (25)%45,222 
Total467,480 13%412,252 443,437 10%401,876 
(1)    Gross oil, natural gas, and NGL production in Egypt were as follows:
For the Quarter Ended September 30,
For the Nine Months Ended September 30,
 2024202320242023
Oil (b/d)136,670 144,528 138,039 141,995 
Natural Gas (Mcf/d)447,173 472,744 445,397 511,430 
(2)    Includes net production volumes per day attributable to a noncontrolling interest in Egypt of:
For the Quarter Ended September 30,
For the Nine Months Ended September 30,
 2024202320242023
Oil (b/d)30,579 29,514 29,596 29,369 
Natural Gas (Mcf/d)100,210 100,122 96,054 110,476 
(3)    The table shows production on a boe basis in which natural gas is converted to an equivalent barrel of oil based on a 6:1 energy equivalent ratio. This ratio is not reflective of the price ratio between the two products.
(4)    Average sales volumes from the North Sea for the third quarters of 2024 and 2023 were 19,374 boe/d and 55,283 boe/d, respectively, and 30,607 boe/d and 47,370 boe/d for the first nine months of 2024 and 2023, respectively. Sales volumes may vary from production volumes as a result of the timing of liftings.


34

Pricing
The Company’s average selling prices by country were as follows:
 
截至本季度結束
9月30日，
截至九個月的營業收入
9月30日，
2024增長
（減少）		20232024增長
（減少）		2023
每桶平均油價
美國$76.34 (7)%$82.33 $78.16 1%$77.40 
埃及79.88 (10)%88.99 82.41 0%82.04 
北海83.36 (5)%87.70 83.67 1%83.25 
總計78.06 (9)%86.15 80.31 0%80.50 
每千立方英尺天然氣平均價格
美國$0.16 (92)%$2.12 $0.61 (67)%$1.87 
埃及2.93 1%2.91 2.93 0%2.92 
北海9.76 (11)%10.98 9.89 (23)%12.83 
總計1.43 (54)%3.12 1.89 (35)%2.91 
天然氣液平均價格-每桶
美國$20.91 (4)%$21.87 $22.20 5%$21.24 
北海45.93 7%42.78 46.47 (2)%47.58 
總計21.29 (4)%22.26 22.73 4%21.85 
2024年第三季度與2023年第三季度對比
wti原油 2024年第三季度wti原油收入總額達到18億美元，比2023年同期增加了9200萬美元。較第三季度2023年的原油日均產量增加23%，使2024年第三季度原油收入比2023年同期增加了25100萬美元，而平均實現價格下降了9%，導致收入減少了15900萬美元。2024年第三季度wti原油收入佔總油氣生產收入的87%，佔全球生產量的55%。2024年第三季度實現的wti原油價格平均爲每桶78.06美元，而去年同期爲每桶86.15美元。
公司在2024年第三季度的全球石油產量增加了48.5 Mb/d，達到256.3 Mb/d，主要是由於Permian盆地的鑽探活動增加以及Callon的收購。這些增長部分被自然產量下降、在美國出售非核心資產以及由於北海維護活動而造成的運營停機所抵消。
天然氣 2024年第三季度的天然氣收入總計爲10300萬美元，比2023年同期減少13300萬美元。與2023年第三季度相比，平均實現價格下降了54%，使2024年第三季度的天然氣收入減少了12800萬美元，而平均日產量下降了4%，使收入減少了500萬美元。2024年第三季度的天然氣收入佔總油氣生產收入的5%，佔全球生產的28%。
公司在2024年第三季度的全球天然氣產量下降了33.2 MMcf/d，至786.9 MMcf/d，主要是由於北海維護工作導致的運營停機、響應Waha基差極端差異導致阿爾派因高地產量減少、天然產量下降以及在美國出售非核心資產。這些減少部分被Callon收購以及Permian盆地增加的鑽探活動和重新完工所抵消。
NGL 2024年第三季度燃料幣收入總額爲15800萬美元，比較2023年同期增加了2000萬美元。與2023年第三季度相比，平均每日產量增加了18%，使2024年第三季度燃料幣收入增加了2600萬美元，而平均實現價格下降了4%，使收入減少了600萬美元。2024年第三季度燃料幣收入佔總油氣生產收入的8%，全球產量的17%。
35

2024年第三季度，公司全球NGL產量從同比去年同期的67.8 Mb/d增加至80 Mb/d，主要是由於Callon收購以及Permian盆地增加的鑽探活動。這些增長部分被自然產量下降、應對Waha基差極端不利影響而在Alpine High削減產量以及在美國非核心資產出售所抵消。此外，由於北海維護活動而導致的運營停機也抵消了這些增長。
2024年至今與2023年至今相比
wti原油 2024年前9個月的原油收入總額爲51億美元，比2023年同期增加了66900萬美元。相較於去年同期，平均日產量增加了18％，使2024年期間的原油收入比上一年同期增加了68000萬美元，而平均實現價格的輕微下降使原油收入比去年同期降低了1100萬美元。2024年前9個月的原油收入佔總油氣生產收入的85％，全球生產量的54％。2024年前9個月實現的原油價格平均爲每桶80.31美元，而去年同期爲每桶80.50美元。
公司在2024年前九個月的世界原油產量比去年同期增加了35.4萬桶/日，主要是由於Permian盆地的鑽探活動增加以及Callon收購。所有板塊的自然產量下降，美國非核心資產出售以及由於北海維護活動導致的運營停機抵消了這些增長。
天然氣 2024年前9個月的天然氣收入總額爲41400萬美元，比2023年同期減少了24400萬美元。平均實現價格下降了35%，使2024年的天然氣收入比去年同期減少了23200萬美元，而平均日產量下降了3%，使收入比去年同期減少了1200萬美元。天然氣收入佔2024年前9個月石油和天然氣生產收入的7%，全球生產的30%。
公司全球天然氣產量從2024年前一個年度的803MMcf/d減少了24.7MMcf/d至2024年前九個月，主要是由於北海維護活動導致的運營停機、埃及天然氣活動減少、天然產量下降、響應極端Waha基準價差在Alpine High的銷量減少以及在美國出售非核心資產。這些減少部分被Permian盆地增加的鑽井活動和Callon收購抵消。
天然氣液 2024年前9個月NGL收入總額達到45700萬美元，比較2023年同期增加了8200萬美元。比上一年同期，平均日產量增加了16%，使2024年期間的NGL收入比去年同期增加了6600萬美元，而平均實現價格增長了4%，使收入增加了1600萬美元。2024年前9個月，NGL收入佔總油氣生產收入的8%，佔全球生產的16%。
該公司的全球NGL產量在2024年前九個月增加了10.2 Mb/d，達到72.9 Mb/d，與前一年同期相比，主要是由於Permian盆地的鑽探活動增加以及Callon收購帶來的結果，但因自然產量下降、響應高Waha基差極端情況下減少Alpine High的產量以及在美國非核心資產的出售而受到抵消。 這些增長進一步因北海維護活動導致的運營停機而受到抵消。
購買石油和燃料幣銷售
購買的石油和燃料幣銷售代表主要歸因於美國國內石油和天然氣採購，這些採購由公司出售以履行石油和天然氣運輸義務和交付承諾。與這些購買的數量相關的銷售額分別爲2024年第三季度的47300萬美元和22900萬美元，2023年第三季度的10億美元和61200萬美元，以及2024年和2023年前九個月的10億美元和61200萬美元。購買的石油和燃料幣銷售額被關聯的採購成本抵消，分別爲2024年第三季度的29200萬美元和2.11億美元，以及2024年和2023年前九個月的6.65億美元和5.58億美元。毛購買的石油和燃料幣銷售值在2024年第三季度和前九個月較2023年同期更高，主要受Callon收購活動的推動。
36

研究和開發
公司的營業費用如下，包括在埃及的非控制權益相關成本:
 
截至本季度結束
9月30日，
截至九個月的營業收入
9月30日，
 2024202320242023
 (以百萬計)
租賃營業費用$418 $394 $1,216 $1,076 
採集、加工和傳輸123 89 328 245 
購買石油和天然氣成本292 211 665 558 
所得稅以外的稅費70 61 205 163 
勘探29 49 248 144 
一般行政92 139 270 276 
交易、重組和分拆14 5 156 11 
折舊、減值和攤銷費用：
石油和天然氣資產及設備588 407 1,589 1,086 
收集、處理和傳輸資產2 2 5 5 
其他5 9 19 26 
資產養老責任累計36 29 112 86 
減值1,111 — 1,111 46 
財務費用的淨額100 81 276 235 
總營業費用$2,880 $1,476 $6,200 $3,957 
Lease Operating Expenses (LOE)
LOE increased $24 million and $140 million compared to the third quarter and the first nine months of 2023, respectively. On a per-unit basis, LOE decreased 4 percent and increased 3 percent in the third quarter and the first nine months of 2024, respectively, when compared to the third quarter and the first nine months of 2023. The absolute dollar increase in the third quarter and the first nine months of 2024 compared to same prior year periods was driven by higher operating and labor costs coupled with higher workover activity, primarily from the Callon acquisition.
Gathering, Processing, and Transmission (GPT)
The Company’s GPT expenses were as follows:
For the Quarter Ended
September 30,
For the Nine Months Ended
September 30,
2024202320242023
(In millions)
Third-party processing and transmission costs$123 $63 $305 $164 
Midstream service costs – Kinetik— 26 23 81 
Total Gathering, processing, and transmission
$123 $89 $328 $245 
GPT costs increased $34 million and $83 million in the third quarter and the first nine months of 2024, respectively, when compared to the third quarter and the first nine months of 2023, primarily driven by an increase in natural gas and NGL production volumes in the U.S. when compared to the prior-year periods.
Purchased Oil and Gas Costs
Purchased oil and gas costs increased $81 million and $107 million in the third quarter and the first nine months of 2024, respectively, when compared to the third quarter and the first nine months of 2023. The increase in the third quarter and the first nine months of 2024 compared to same prior-year periods was primarily driven by oil purchases from activity associated with the Callon acquisition. With widening margins under third-party gas agreements, purchased oil and gas costs were more than offset by associated sales to fulfill oil and natural gas takeaway obligations and delivery commitments totaling $473 million and $1.0 billion in the third quarter and the first nine months of 2024, respectively, as discussed above.
37

Taxes Other Than Income
除收入稅外，其他稅收分別比2023年第三季度和前九個月增加了900萬美元和4200萬美元，主要是由於美國生產量增加，導致離職稅增加比前一年同期。
勘探費用
公司的勘探成本如下：
截至本季度結束
9月30日，
截至九個月的營業收入
9月30日，
2024202320242023
（以百萬計）
未證實的租賃權減值$1 $9 $11 $20 
乾井費用8 18 172 71 
地質和地球物理費用6 1 22 3 
探索開銷和其他14 21 43 50 
總探索$29 $49 $248 $144 
勘探支出較2023年第三季度和2023年頭九個月減少了2000萬美元和10400萬美元。與2023年第三季度相比，2024年第三季度的勘探支出減少主要是由於在2023年期間高幹井支出增加，未經證明的租賃壽命減值和勘探管理費用降低的結果。與2023年頭九個月相比，2024年頭九個月的勘探支出增加主要是由於與阿拉斯加首次鑽井活動的完成相關的乾井支出，其中兩口井無法在規定的季節時間窗口內達到目標。
一般和管理費用
2023年第三季度和前9個月，總管理費用分別減少4700萬美元和600萬美元。與去年同期相比，2024年第三季度和前9個月的總管理費用主要受公司股價變動導致的更高的現金股票補償費用影響，部分抵消了公司整體勞動力成本和Callon收購的上升。
交易、重組和分拆（TRS）成本
2023年第三季度和前九個月，TRS成本分別增加了900萬美元和14500萬美元。2024年第三季度和前九個月的TRS成本主要是由於與北海分離成本相關的持續交易成本和Callon收購而造成的。2024年前九個月發生的TRS成本主要包括與Callon收購相關的1.39億美元，其中7100萬美元用於分離成本，6800萬美元用於交易和整合成本。
折舊、減值和攤銷（DD&A）
燃料幣磋商支出分別從2023年第三季度和前九個月增加了17700萬美元和49600萬美元，主要受到公司石油和天然氣資產的燃料幣磋商的推動。公司在其石油和天然氣資產上的燃料幣磋商率分別從2023年第三季度和前九個月增加了每桶3.30美元和每桶3.33美元。每桶計算的燃料幣磋商增加主要是由於以往期間負的燃料幣價格相關的儲量調整以及2024年Callon收購所導致的影響。較高的燃料幣磋商絕對金額主要是由於在美國和埃及發生的更高資本支出。
減值
在2024年第三季度和前9個月，公司錄得了11億美元的減值，其中包括在北海的79300萬美元石油和氣田資產減值，Permian盆地待售資產3.15億美元減值，以及北海的300萬美元存貨減值。
2023年前九個月，公司因決定暫停在北海的鑽井作業而對鑽井和運營設備庫存估值產生4600萬美元的減值。

38

淨融資成本
公司的融資成本如下：
 
截至本季度結束
9月30日，
截至九個月的營業收入
9月30日，
 2024202320242023
 （以百萬計）
利息費用$109 $89 $302 $266 
債務發行成本攤銷1 1 4 3 
資本化利息(8)(7)(22)(18)
債務清償收益
— — — (9)
利息收入(2)(2)(8)(7)
淨融資成本總額$100 $81 $276 $235 
淨融資成本從2023年第三季度和前9個月分別增加了1900萬美元和4100萬美元。2024年第三季度和前9個月的成本增加主要是由於較高的平均長期債務餘額導致的利息費用增加，相比於2023年第三季度和前9個月。
所得稅費用提列
公司估計其年度有效所得稅率，記錄公司在各個經營司法管轄區內的季度所得稅提備。公司石油和天然氣資產賬面價值的非現金減值損失、資產出售的收益和損失、規定稅率的變化以及其他重大或飛凡項目將被視爲離散項目，並在其發生的季度進行確認。
截至2024年9月30日的三個月和九個月，公司的實際所得稅率與美國聯邦法定所得稅率21%有所不同，原因是對外國業務徵稅。在2023年第三季度，公司的實際所得稅率由於對外國業務徵稅以及對其美國遞延稅收資產減值準備金額的減少而與美國聯邦法定所得稅率21%有所不同。截至2023年9月30日的九個月，公司的實際所得稅率與美國聯邦法定所得稅率21%有所不同，原因是對外國業務徵稅，與英國金融法令2023的頒佈有關的遞延稅費用以及對其美國遞延稅收資產減值準備金額的減少。
2022年8月16日，美國頒佈了2022年通貨膨脹削減法案（IRA）。IRA包括針對適用公司的新的15%企業替代最低稅（CAMT），適用公司是指其平均年度調整財務報表收入連續三年超過10億美元的公司。CAMT適用於2022年12月31日後開始的稅年。公司從2024年1月1日起成爲適用CAMT的公司。2024年9月12日，美國財政部和國內稅務局發佈了有關CAMT的申請和實施的擬議法規。公司將繼續評估擬議法規及其對公司合併財務報表的影響。
2021年12月，經濟合作與發展組織發佈了第二支柱模型規則，引入了全球最低稅率，以逐國家的基礎設定爲15%，其中某些方面從2024年1月1日起在某些司法管轄區生效。儘管公司繼續監測已頒佈的法規，以在公司可能受到影響的國家實施這些規則，APA並不認爲第二支柱框架會對其合併基本報表產生重大影響。
公司及其附屬公司需遵守美國聯邦所得稅以及各州和外國司法管轄區的所得稅或資本稅。公司的稅款準備金與可能由相關征稅機構審查的納稅年度有關。
39

資本資源和流動性
經營現金流是公司主要的流動性來源。公司的短期和長期經營現金流受極端波動的商品價格、生產成本和銷售量的影響。商品價格的顯著變化影響公司的收入、利潤和現金流。如果成本不隨商品價格持續下降而走勢，這些變化可能會影響公司的流動性。歷史上，成本與商品價格有趨勢，儘管存在一定的滯後。銷售量也會影響現金流；不過，在短期內，它們對現金流的影響較不穩定。
公司的長期運營現金流量取決於儲量補充和維持運營所需成本水平。現金投資用於資助必要的活動，以抵消產量和已探明的原油和天然氣儲量固有的下降。未來成功地維持和增長儲量和產量在很大程度上取決於公司的鑽井計劃的成功以及公司以經濟方式增加儲量的能力。大宗商品價格的變化也會影響已探明儲量的預估數量。
在2024年9月30日結束的九個月內，由於對北海資產的經濟評估，公司識別出了約佔其2023年年末估計的已探明儲量的26%爲負的儲量修訂，在上文的「財務和運營重點」中有描述。
在完成Callon收購後，公司將其2024年全年預計的上游資本投資修訂爲約28億美元，並致力於其資本回報框架，讓股東可以更直接和實質性地通過分紅和股票回購參與現金回報。.
公司認爲其可用流動性和資本資源替代方案，結合積極措施調整其資本預算以反映波動的商品價格和預期的營運現金流，將足以支持短期和長期運營，包括公司的資本發展計劃、債務到期償還、分紅派息、股份回購活動，以及最終可能支付的與承諾和或未來發生的損失有關的金額。
公司還可以選擇利用手頭現金、承諾的借款能力、債務和股本資本市場的准入，或出售非戰略資產的收益以滿足所有其他的流動性和資本資源需求。
有關更多信息，請參閱公司截至2023年12月31日的年度報告中第I部分第1和2項—業務和財產，以及第1A項—風險因素。
40

現金的來源和運用
下表顯示了公司現金及現金等價物的來源和運用情況。
 
截至九個月的營業收入
9月30日，
 20242023
 （以百萬計）
現金及現金等價物來源:
經營活動產生的現金流量淨額$2,584 $2,099 
商業票據和循環信貸設施的淨收益
190 202 
來自貸款協議的款項
1,500 — 
資產剝離收益724 29 
出售Kinetik股份所得款項
428 — 
其他20 — 
現金及現金等價物的總來源5,446 2,330 
現金及現金等價物的使用情況:
上游石油和天然氣資產增加$2,153 $1,747 
租賃和物業收購64 11 
按期貸款設施的支付
500 — 
Callon信貸協議的付款
472 — 
固定利率債務的付款
1,641 65 
向APA普通股股東支付的股息260 232 
分配給非控股權益持有人的股份
233 154 
庫存活動淨額146 208 
其他，淨額— 63 
現金及現金等價物的總使用情況5,469 2,480 
現金及現金等價物的減少情況
$(23)$(150)
現金及現金等價物來源
經營活動產生的淨現金流量 營運現金流是公司主要的資本和流動性來源，受到商品價格波動的短期和長期影響。 判斷營運現金流的因素基本上與影響淨收益的因素相同，但不包括折舊和攤銷費用（DD&A）、探索性幹孔費用、資產減值、資產養老責任攤銷和遞延所得稅費用等不涉及現金的費用。
2024年前9個月經營活動產生的淨現金爲26億美元，比2023年前9個月增加48500萬美元，主要是由於來自增加的石油和燃料幣生產收入上升以及營運資本項目的時機。
有關商品價格、生產和營業費用的詳細討論，請參閱本項目2中的「運營結果」。有關營業資產和負債變動以及不影響經營活動提供的淨現金的非現金費用的額外細節，請參閱本季度報告表10-Q中第I部分「基本報表」的現金流量表。
商業票據和循環信貸設施的淨收益 截至2024年9月30日，公司的商業票據和美元計價的辛迪加信貸額度未償借款爲56200萬美元，較2023年12月31日增加1.9億美元。2023年9月30日結束的九個月內，公司在美元計價的辛迪加信貸額度下實現淨借款2.02億美元。
來自貸款融資設施的收益 2024年4月1日，公司根據聯合授信協議借入總額15億美元。 貸款款項用於在完成Callon收購交易時重新融資Callon的某些債務。有關信貸協議的詳細信息，請參見“貸款信貸協議 見下文的流動性部分。截至2024年9月30日，根據《貸款信貸協議》管理的貸款融資設施尚有10億美元未償還。
41

Proceeds from Asset Divestitures The Company received $724 million and $29 million in proceeds from the divestiture of certain non-core assets during the first nine months of 2024 and 2023, respectively. For more information regarding the Company’s acquisitions and divestitures, refer to Note 2—Acquisitions and Divestitures in the Notes to Consolidated Financial Statements in Part I, Item 1 of this Quarterly Report on Form 10-Q.
Proceeds from Sale of Kinetik Shares The Company received $428 million of cash proceeds from the sale of its remaining shares of Kinetik Class A Common Stock in March 2024. For more information regarding the Company’s equity method interests, refer to Note 6—Equity Method Interests in the Notes to Consolidated Financial Statements set forth in Part I, Item 1 of this Quarterly Report on Form 10-Q.
Uses of Cash and Cash Equivalents
Additions to Upstream Oil & Gas Property Exploration and development cash expenditures were $2.2 billion and $1.7 billion during the first nine months of 2024 and 2023, respectively. The increase in capital investment compared to the prior-year period is reflective of the Company’s acquisition of Callon, which increased the number of drilling rigs being operated in the Permian Basin, partially offset by the Company’s efforts to balance workover activity in Egypt and reduce drilling activity in the North Sea as it continually assesses inventory opportunities across its diverse portfolio. The Company operated an average of approximately 23 drilling rigs during the first nine months of 2024, compared to an average of approximately 24 drilling rigs during the first nine months of 2023.
Leasehold and Property Acquisitions During the first nine months of 2024 and 2023, in addition to the Callon acquisition, the Company completed other leasehold and property acquisitions, primarily in the Permian Basin, for total cash consideration of $64 million and $11 million, respectively.
Payments on Callon Credit Agreement During the first nine months of 2024, the Company financed Callon’s repayment in full of the $472 million outstanding under the Callon Credit Agreement upon the Callon acquisition.
Payments on Term Loan Facility During the first nine months of 2024, the Company made a payment of $500 million on its syndicated credit agreement. For additional details of the credit agreement, see “Term Loan Credit Agreement” in the Liquidity section below. As of September 30, 2024, $1.0 billion remained outstanding under the term loan facility governed by the Term Loan Credit Agreement.
Payments on Fixed-Rate Debt During the first nine months of 2024, the Company financed Callon’s repayment pursuant to Callon’s cash tender offers for, and redemptions of all senior notes issued under Callon’s indentures for an aggregate cash payment amount of $1.6 billion, reflecting principal amounts, premium to par, and associated fees.
During the nine months ended September 30, 2023, Apache purchased in the open market and canceled senior notes issued under its indentures in an aggregate principal amount of $74 million for an aggregate purchase price of $65 million in cash. The Company recognized a $9 million gain on these repurchases.
The Company expects that Apache will continue to reduce debt outstanding under its indentures from time to time.
Dividends Paid to APA Common Stockholders The Company paid $260 million and $232 million during the first nine months of 2024 and 2023, respectively, for dividends on its common stock.
Distributions to Noncontrolling Interest Sinopec International Petroleum Exploration and Production Corporation (Sinopec) holds a one-third minority participation interest in the Company’s oil and gas operations in Egypt. The Company paid $233 million and $154 million during the first nine months of 2024 and 2023, respectively, in cash distributions to Sinopec.
Treasury Stock Activity, net In the first nine months of 2024, the Company repurchased 4.6 million shares at an average price of $31.72 per share and an aggregate purchase price of approximately $146 million, and as of September 30, 2024, the Company had remaining authorization to repurchase 39.3 million shares. In the first nine months of 2023, the Company repurchased 5.5 million shares at an average price of $37.91 per share and an aggregate purchase price of approximately $208 million.
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Liquidity
The following table presents a summary of the Company’s key financial indicators:
September 30,
2024
December 31,
2023
 (In millions)
Cash and cash equivalents$64 $87 
Total debt – APA and Apache6,372 5,188 
Total equity6,160 3,691 
Available committed borrowing capacity under syndicated credit facilities2,839 2,894 
Cash and Cash Equivalents As of September 30, 2024, the Company had $64 million in cash and cash equivalents. The majority of the Company’s cash is invested in highly liquid, investment-grade instruments with maturities of three months or less at the time of purchase.
Debt As of September 30, 2024, the Company had $6.4 billion in total debt outstanding, which consisted of notes and debentures of Apache, credit facility and commercial paper borrowings, and finance lease obligations. As of September 30, 2024, current debt included $2 million of finance lease obligations.
Unsecured 2022 Committed Credit Facilities On April 29, 2022, the Company entered into two unsecured syndicated credit agreements for general corporate purposes.
•One agreement is denominated in US dollars (the USD Agreement) and provides for an unsecured five-year revolving credit facility, with aggregate commitments of US$1.8 billion (including a letter of credit subfacility of up to US$750 million, of which US$150 million currently is committed). The Company may increase commitments up to an aggregate US$2.3 billion by adding new lenders or obtaining the consent of any increasing existing lenders. This facility matures in April 2027, subject to the Company’s two, one-year extension options.
•The second agreement is denominated in pounds sterling (the GBP Agreement) and provides for an unsecured five-year revolving credit facility, with aggregate commitments of £1.5 billion for loans and letters of credit. This facility matures in April 2027, subject to the Company’s two, one-year extension options.

Apache may borrow under the USD Agreement up to an aggregate principal amount of US$300 million outstanding at any given time. Apache has guaranteed obligations under each of the USD Agreement and GBP Agreement effective until the aggregate principal amount of indebtedness under senior notes and debentures outstanding under Apache’s existing indentures first is less than US$1.0 billion.
As of September 30, 2024, there were $232 million of borrowings under the USD Agreement and an aggregate £303 million in letters of credit outstanding under the GBP Agreement. As of September 30, 2024, there were no letters of credit outstanding under the USD Agreement. As of December 31, 2023, there were $372 million of borrowings under the USD Agreement and an aggregate £348 million in letters of credit outstanding under the GBP Agreement. As of December 31, 2023, there were no letters of credit outstanding under the USD Agreement.
Uncommitted Lines of Credit Each of the Company and Apache, from time to time, has and uses uncommitted credit and letter of credit facilities for working capital and credit support purposes. As of September 30, 2024 and December 31, 2023, there were no outstanding borrowings under these facilities. As of September 30, 2024, there were £461 million and $11 million in letters of credit outstanding under these facilities. As of December 31, 2023, there were £416 million and $2 million in letters of credit outstanding under these facilities.
Commercial Paper Program In December 2023, the Company established a commercial paper program under which it from time to time may issue in private placements exempt from registration under the Securities Act short-term unsecured promissory notes (CP Notes) up to a maximum aggregate face amount of $1.8 billion outstanding at any time. The maturities of CP Notes may vary but may not exceed 397 days from the date of issuance. Outstanding CP Notes are supported by available borrowing capacity under the Company’s committed $1.8 billion USD Agreement.
Payment of CP Notes has been unconditionally guaranteed on an unsecured basis by Apache, such guarantee effective until the first time that the aggregate principal amount of indebtedness under senior notes and debentures outstanding under Apache’s existing indentures is less than US$1.0 billion.
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As of September 30, 2024, there was $330 million in aggregate face amount of CP Notes outstanding, which is classified as long-term debt. As of December 31, 2023, there were no CP Notes outstanding.
Term Loan Credit Agreement On January 30, 2024, APA entered into a syndicated credit agreement under which the lenders committed an aggregate $2.0 billion for senior unsecured delayed-draw term loans to APA (Term Loan Credit Agreement), the proceeds of which could be used to refinance certain indebtedness of Callon only once upon the date of the closings under the Merger Agreement and Term Loan Credit Agreement; of such aggregate commitments, $1.5 billion was for term loans that would mature three years after the date of such closings (3-Year Tranche Loans) and $500 million was for term loans that would mature 364 days after the date of such closings (364-Day Tranche Loans). Apache has guaranteed obligations under the Term Loan Credit Agreement effective until the aggregate principal amount of indebtedness under senior notes and debentures outstanding under Apache’s existing indentures first is less than $1.0 billion.
On April 1, 2024, APA closed the transactions under the Term Loan Credit Agreement, electing to borrow an aggregate $1.5 billion in 3-Year Tranche Loans maturing April 1, 2027, and to allow the lender commitments for the 364-Day Tranche Loans to expire. Loan proceeds were used to refinance certain indebtedness of Callon upon the substantially simultaneous closing of APA’s acquisition of Callon pursuant to the Merger Agreement and to pay related fees and expenses. APA may at any time prepay loans under the Term Loan Credit Agreement. As of September 30, 2024, $1.0 billion in 3-Year Tranche Loans remained outstanding under the Term Loan Credit Agreement.
Indebtedness of Callon that APA could refinance by borrowing under the Term Loan Credit Agreement included indebtedness outstanding under (i) the Amended and Restated Credit Agreement, dated October 19, 2022, among Callon, JPMorgan Chase Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (Callon Credit Agreement), (ii) Callon’s 6.375% Senior Notes due 2026 (Callon’s 2026 Notes), (iii) Callon’s 8.00% Senior Notes due 2028 (Callon’s 2028 Notes), and (iv) Callon’s 7.500% Senior Notes due 2030 (Callon’s 2030 Notes).
On April 1, 2024, all indebtedness under the Callon Credit Agreement and Callon’s 2026 Notes was repaid, and the aggregate principal balance remaining outstanding under Callon’s 2028 Notes and Callon’s 2030 Notes was reduced to $24 million. On May 6, 2024, all remaining indebtedness under Callon’s 2028 Notes and Callon’s 2030 Notes was repaid. Given these repayments, no guarantee by Callon of APA’s obligations under the Term Loan Credit Agreement is required.
On April 1, 2024, the following Callon indebtedness was repaid by borrowings under the Term Loan Credit Agreement and the USD Agreement:
•Callon closed cash tender offers for Callon’s 2028 Notes and Callon’s 2030 Notes, accepting for purchase $1.2 billion aggregate principal amount of notes. Callon paid holders an aggregate $1.3 billion in cash, reflecting principal, premium to par, early tender consent fee, and accrued and unpaid interest.
•Callon redeemed the outstanding $321 million principal amount of Callon’s 2026 Notes at a redemption price equal to 101.063% of their principal amount, plus accrued and unpaid interest to the redemption date.
•Callon repaid the aggregate $472 million owed under the Callon Credit Agreement, including principal, accrued and unpaid interest, and certain fees.
On May 6, 2024, Callon fully redeemed the remaining outstanding $8 million principal amount of Callon’s 2028 Notes at a redemption price equal to 101.588% of their principal amount and $16 million principal amount of Callon’s 2030 Notes at a redemption price equal to 102.803% of their principal amount, in each case, plus accrued and unpaid interest to the redemption date. The repayments were partially funded by borrowing under the USD Agreement.
Off-Balance Sheet Arrangements The Company enters into customary agreements in the oil and gas industry for drilling rig commitments, firm transportation agreements, and other obligations that may not be recorded on the Company’s consolidated balance sheet. For more information regarding these and other contractual arrangements, please refer to “Contractual Obligations” in Part II, Item 7 of APA’s Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2023. There have been no material changes to the contractual obligations described therein.
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Potential Decommissioning Obligations on Sold Properties
In 2013, Apache sold its Gulf of Mexico (GOM) Shelf operations and properties and its GOM operating subsidiary, GOM Shelf LLC (GOM Shelf) to Fieldwood Energy LLC (Fieldwood). Fieldwood assumed the obligation to decommission the properties held by GOM Shelf and the properties acquired from Apache and its other subsidiaries (collectively, the Legacy GOM Assets). On February 14, 2018, Fieldwood filed for (and subsequently emerged from) Chapter 11 bankruptcy protection. On August 3, 2020, Fieldwood filed for (and subsequently emerged from) Chapter 11 bankruptcy protection for a second time. Upon emergence from this second bankruptcy, the Legacy GOM Assets were separated into a standalone company, which was subsequently merged into GOM Shelf. Under GOM Shelf’s limited liability company agreement, the proceeds of production of the Legacy GOM Assets are to be used to fund the operation of GOM Shelf and the decommissioning of Legacy GOM Assets. Pursuant to the terms of the original transaction, as amended in the first bankruptcy, the securing of the asset retirement obligations for the Legacy GOM Assets as and when Apache is required to perform or pay for any such decommissioning was accomplished through the posting of letters of credit in favor of Apache (Letters of Credit), the provision of two bonds (Bonds) in favor of Apache, and the establishment of a trust account of which Apache was a beneficiary and which was funded by net profits interests (NPIs) depending on future oil prices. In addition, after such sources have been exhausted, Apache agreed upon resolution of GOM Shelf’s second bankruptcy to provide a standby loan to GOM Shelf of up to $400 million to perform decommissioning, with such standby loan secured by a first and prior lien on the Legacy GOM Assets.
By letter dated April 5, 2022 (replacing two earlier letters) and by subsequent letter dated March 1, 2023, GOM Shelf notified the Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) that it was unable to fund the decommissioning obligations that it was obligated to perform on certain of the Legacy GOM Assets. As a result, Apache and other current and former owners in these assets have received orders from BSEE and demands from third parties to decommission certain of the Legacy GOM Assets included in GOM Shelf’s notifications to BSEE. Apache expects to receive similar orders and demands on the other Legacy GOM Assets included in GOM Shelf’s notification letters. Apache has also received orders to decommission other Legacy GOM Assets that were not included in GOM Shelf’s notification letters. Further, Apache anticipates that GOM Shelf may send additional such notices to BSEE in the future and that it may receive additional orders from BSEE requiring it to decommission other Legacy GOM Assets.
On June 21, 2023, two sureties that issued Bonds directly to Apache and two sureties that issued bonds to the issuing bank on the Letters of Credit filed suit against Apache in a case styled Zurich American Insurance Company, HCC International Insurance Company PLC, Philadelphia Indemnity Insurance Company and Everest Reinsurance Company (Insurers) v. Apache Corporation, Cause No. 2023-38238 in the 281st Judicial District Court, Harris County Texas. The sureties sought to prevent Apache from drawing on the Bonds and Letters of Credit and further alleged that they are discharged from their reimbursement obligations related to decommissioning costs and are entitled to other relief. On July 20, 2023, the 281st Judicial District Court denied the Insurers’ request for a temporary injunction. On July 26, 2023, Apache removed the suit to the United States Bankruptcy Court for the Southern District of Texas (Houston Division). Since the time the sureties filed their state court lawsuit, Apache has drawn down the entirety of the Letters of Credit. Apache has also sought to draw down on the Bonds; however, the sureties refuse to pay such Bond draws. On September 12, 2024, the bankruptcy court issued its opinion (1) finding that the sureties’ state court lawsuit against Apache was void; (2) holding that Apache’s claims against the sureties for unpaid amounts may proceed in bankruptcy court; and (3) holding the sureties in civil contempt and awarding attorneys’ fees to Apache as a sanction in an amount to be determined in a future hearing. Apache is vigorously pursuing its claims against the sureties.
As of September 30, 2024, the Company has recorded a $188 million asset, which represents the remaining amount the Company expects to be reimbursed from security related to these decommissioning costs.
The Company has recorded contingent liabilities in the amounts of $853 million and $824 million as of September 30, 2024 and December 31, 2023, respectively, representing the estimated costs of decommissioning it may be required to perform on the Legacy GOM Assets. The Company recognized $83 million in the first nine months of 2024 of “Loss on previously sold Gulf of Mexico properties.” Amounts recorded in the first nine months of 2024 included $50 million related to orders received from BSEE during the period to decommission properties previously sold to Cox Operating LLC and to decommission a property operated and produced by Fieldwood Energy Offshore and Dynamic Offshore Resources NS, LLC. The Company recognized no losses for decommissioning previously sold properties during the third quarter and the first nine months of 2023. There have been no other changes in estimates from December 31, 2023 that would have a material impact on the Company’s financial position, results of operations, or liquidity.

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Critical Accounting Estimates
The Company prepares its financial statements and accompanying notes in conformity with accounting principles generally accepted in the U.S., which require management to make estimates and assumptions about future events that affect reported amounts in the financial statements and the accompanying notes. The Company identifies certain accounting policies involving estimation as critical accounting estimates based on, among other things, their impact on the portrayal of the Company’s financial condition, results of operations, or liquidity, as well as the degree of difficulty, subjectivity, and complexity in their deployment. Critical accounting estimates address accounting matters that are inherently uncertain due to unknown future resolution of such matters. Management routinely discusses the development, selection, and disclosure of each critical accounting estimate. For a discussion of the Company’s most critical accounting estimates, please see the Company’s Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2023. For the nine months ended September 30, 2024, the Company notes the following additional critical accounting estimate:
Long-Lived Asset Impairments
Long-lived assets used in operations, including proved oil and gas properties and GPT assets, are assessed for impairment whenever changes in facts and circumstances indicate a possible significant deterioration in future cash flows expected to be generated by an asset. Individual assets are grouped for impairment purposes based on a judgmental assessment of the lowest level for which there are identifiable cash flows that are largely independent of the cash flows of other groups of assets. If there is an indication that the carrying amount of an asset group may not be recovered, the asset is assessed by management through an established process in which changes to significant assumptions such as prices, volumes, and future development plans are reviewed. If, upon review, the sum of the undiscounted pre-tax cash flows is less than the carrying value of the asset group, the carrying value is written down to estimated fair value. Because there usually is a lack of quoted market prices for long-lived assets, the fair value of impaired assets is assessed by management using the income approach.
Under the income approach, the fair value of each asset group is estimated based on the present value of expected future cash flows. The income approach is dependent on a number of factors including estimates of forecasted revenue and operating costs, proved reserves, the success of future exploration for and development of unproved reserves, expected throughput volumes for GPT assets, discount rates, and other variables. Key assumptions used in developing a discounted cash flow model described above include estimated quantities of crude oil and natural gas reserves; estimates of market prices considering forward commodity price curves as of the measurement date; and estimates of operating, administrative, and capital costs adjusted for inflation. The Company discounts the resulting future cash flows using a discount rate believed to be consistent with those applied by market participants.
To assess the reasonableness of our fair value estimate, when available, management uses a market approach to compare the fair value to similar assets. This requires management to make certain judgments about the selection of comparable assets, recent comparable asset transactions, and transaction premiums.
Although the fair value estimate of each asset group is based on assumptions believed to be reasonable, those assumptions are inherently unpredictable and uncertain, and actual results could differ from the estimate. Negative revisions of estimated reserves quantities, increases in future cost estimates, divestiture of a significant component of the asset group, or sustained decreases in crude oil or natural gas prices could lead to a reduction in expected future cash flows and possibly an additional impairment of long-lived assets in future periods.
The Company has recorded material impairments of certain proved oil and gas properties and gathering, processing, and transmission facilities in the third quarter of 2024. For discussion of these impairments, see “Fair Value Measurements” of Note 1—Summary of Significant Accounting Policies in the Notes to Consolidated Financial Statements.
Purchase Price Allocation
Accounting for the acquisition of a business requires the allocation of the purchase price to the various assets and liabilities of the acquired business and recording deferred taxes for any differences between the allocated values and tax basis of assets and liabilities. Any excess of the purchase price over the amounts assigned to assets and liabilities would be recorded as goodwill.
The purchase price allocation is accomplished by recording each asset and liability at its estimated fair value. Estimated deferred taxes are based on available information concerning the tax basis of the acquired company’s assets and liabilities and tax-related carryforwards at the merger date, although such estimates may change in the future as additional information becomes known. The amount of goodwill recorded in any particular business combination can vary significantly depending upon the values attributed to assets acquired and liabilities assumed relative to the total acquisition cost.
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In estimating the fair values of assets acquired and liabilities assumed, the Company has made various assumptions. The most significant assumptions relate to the estimated fair values assigned to proved and unproved crude oil and natural gas properties. To estimate the fair values of these properties, the Company prepared estimates of crude oil and natural gas reserves as described in the “Reserves Estimates” section of Management’s Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations included in the Company’s Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2023. Estimated fair values assigned to assets acquired can have a significant effect on results of operations in the future.
New Accounting Pronouncements
In November 2024, the Financial Accounting Standards Board (FASB) issued Accounting Standards Update (ASU) 2024-03, “Income Statement – Reporting Comprehensive Income – Expense Disaggregation Disclosures (Subtopic 220-40),” which expands disclosures around a public entity’s costs and expenses of specific items (i.e. employee compensation, DD&A), requires the inclusion of amounts that are required to be disclosed under GAAP in the same disclosure as other disaggregation requirements, requires qualitative descriptions of amounts remaining in expense captions that are not separately disaggregated quantitatively, and requires disclosure of total selling expenses, and in annual periods, the definition of selling expenses. The amendment does not change or remove existing disclosure requirements. The amendment is effective for fiscal years beginning after December 15, 2026, and interim periods with fiscal years beginning after December 15, 2027. Early adoption is permitted, and the amendment can be adopted prospectively or retrospectively to any or all periods presented in the financial statements. The Company is currently assessing the impact of adopting this standard.
ITEM 3.    QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK
The primary objective of the following information is to provide forward-looking quantitative and qualitative information about the Company’s exposure to market risk. The term market risk relates to the risk of loss arising from adverse changes in oil, gas, and NGL prices, interest rates, or foreign currency and adverse governmental actions. The disclosures are not meant to be precise indicators of expected future losses, but rather indicators of reasonably possible losses. The forward-looking information provides indicators of how the Company views and manages its ongoing market risk exposures.
Commodity Price Risk
The Company’s revenues, earnings, cash flow, capital investments and, ultimately, future rate of growth are highly dependent on the prices the Company receives for its crude oil, natural gas, and NGLs, which have historically been very volatile because of unpredictable events such as economic growth or retraction, weather, political climate, and global supply and demand. The Company continually monitors its market risk exposure, as oil and gas supply and demand are impacted by uncertainties in the commodity and financial markets associated with the conflict in Ukraine, the conflict in Israel and Gaza, actions taken by foreign oil and gas producing nations, including OPEC+, global inflation, and other current events.
The Company’s average crude oil price realizations decreased 9 percent from $86.15 per barrel to $78.06 per barrel during the third quarters of 2023 and 2024, respectively. The Company’s average natural gas price realizations decreased 54 percent from $3.12 per Mcf to $1.43 per Mcf during the third quarters of 2023 and 2024, respectively. The Company’s average NGL price realizations decreased 4 percent from $22.26 per barrel to $21.29 per barrel during the third quarters of 2023 and 2024, respectively. Based on average daily production for the third quarter of 2024, a $1.00 per barrel change in the weighted average realized oil price would have increased or decreased revenues for the quarter by approximately $24 million, a $0.10 per Mcf change in the weighted average realized natural gas price would have increased or decreased revenues for the quarter by approximately $7 million, and a $1.00 per barrel change in the weighted average realized NGL price would have increased or decreased revenues for the quarter by approximately $7 million.
The Company periodically enters into derivative positions on a portion of its projected crude oil and natural gas production through a variety of financial and physical arrangements intended to manage fluctuations in cash flows resulting from changes in commodity prices. Such derivative positions may include the use of futures contracts, swaps, and/or options. The Company does not hold or issue derivative instruments for trading purposes. As of September 30, 2024, the Company had open natural gas derivatives not designated as cash flow hedges in an asset position with a fair value of $1 million. A 10 percent increase in natural gas prices would increase the liability by approximately $1 million, while a 10 percent decrease in prices would decrease the liability by approximately $1 million. As of September 30, 2024, the Company had open NGL derivatives not designated as cash flow hedges in a liability position with a fair value of $1 million. The impact of a 10 percent movement in NGL prices would be immaterial to the fair value of the commodity derivatives. These fair value changes assume volatility based on prevailing market parameters at September 30, 2024. Refer to Note 4—Derivative Instruments and Hedging Activities in the Notes to Consolidated Financial Statements set forth in Part I, Item 1 of this Quarterly Report on Form 10-Q for notional volumes and terms with the Company’s derivative contracts.
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Interest Rate Risk
As of September 30, 2024, the Company had $4.8 billion, net, in outstanding notes and debentures, all of which was fixed-rate debt, with a weighted average interest rate of 5.34 percent. Although near-term changes in interest rates may affect the fair value of fixed-rate debt, such changes do not expose the Company to the risk of earnings or cash flow loss associated with that debt.
The Company is also exposed to interest rate risk related to its interest-bearing cash and cash equivalents balances and amounts outstanding under its term loan facility, commercial paper program, and syndicated credit facilities. As of September 30, 2024, the Company had approximately $64 million in cash and cash equivalents, approximately 86 percent of which was invested in money market funds and short-term investments with major financial institutions. As of September 30, 2024, there were $1.6 billion of borrowings outstanding under the Company’s term loan facility, commercial paper program, and syndicated revolving credit facilities. Changes in the interest rate applicable to short-term investments, term loan facility, commercial paper program, and credit facility borrowings are expected to have an immaterial impact on earnings and cash flows but could impact interest costs associated with future debt issuances or any future borrowings.
Foreign Currency Exchange Rate Risk
The Company’s cash activities relating to certain international operations is based on the U.S. dollar equivalent of cash flows measured in foreign currencies. The Company’s North Sea production is sold under U.S. dollar contracts, while the majority of costs incurred are paid in British pounds. The Company’s Egypt production is sold under U.S. dollar contracts, and the majority of costs incurred are denominated in U.S. dollars. Transactions denominated in British pounds are converted to U.S. dollar equivalents based on the average exchange rates during the period. The Company monitors foreign currency exchange rates of countries in which it is conducting business and may, from time to time, implement measures to protect against foreign currency exchange rate risk.
Foreign currency gains and losses also arise when monetary assets and monetary liabilities denominated in foreign currencies are translated at the end of each month. Foreign currency gains and losses are included as either a component of “Other” under “Revenues and Other” or, as is the case when the Company re-measures its foreign tax liabilities, as a component of the Company’s provision for income tax expense on the statement of consolidated operations. Foreign currency net gain or loss of $5 million would result from a 10 percent weakening or strengthening, respectively, in the British pound as of September 30, 2024.
ITEM 4.    CONTROLS AND PROCEDURES
Disclosure Controls and Procedures
John J. Christmann IV, the Company’s Chief Executive Officer, in his capacity as principal executive officer, and Stephen J. Riney, the Company’s President and Chief Financial Officer, in his capacity as principal financial officer, evaluated the effectiveness of the Company’s disclosure controls and procedures as of September 30, 2024, the end of the period covered by this report. Based on that evaluation and as of the date of that evaluation, these officers concluded that the Company’s disclosure controls and procedures were effective, providing effective means to ensure that the information the Company is required to disclose under applicable laws and regulations is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in the Commission’s rules and forms and accumulated and communicated to the Company’s management, including its principal executive officer and principal financial officer, to allow timely decisions regarding required disclosure.
The Company periodically reviews the design and effectiveness of its disclosure controls, including compliance with various laws and regulations that apply to its operations, both inside and outside the United States. The Company makes modifications to improve the design and effectiveness of our disclosure controls, and may take other corrective action, if the Company’s reviews identify deficiencies or weaknesses in its controls.
Changes in Internal Control Over Financial Reporting
As a result of the Callon acquisition on April 1, 2024, the Company’s internal control over financial reporting, subsequent to the date of acquisition, includes certain additional internal controls relating to Callon. There were no other changes in the Company’s internal control over financial reporting that occurred during the quarter ended September 30, 2024 that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, the Company’s internal control over financial reporting.
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PART II - OTHER INFORMATION
ITEM 1.    LEGAL PROCEEDINGS
Refer to Part I, Item 3—Legal Proceedings of the Company’s Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2023 and Note 11—Commitments and Contingencies in the Notes to the Consolidated Financial Statements set forth in Part I, Item 1 of this Quarterly Report on Form 10-Q (which is hereby incorporated by reference herein), for a description of material legal proceedings.
ITEM 1A.    RISK FACTORS
There have been no material changes to the risk factors disclosed in Part I, Item 1A—Risk Factors of the Company’s Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2023.
Given the nature of its business, Apache Corporation may be subject to different or additional risks than those applicable to the Company. For a description of these risks, refer to the disclosures in Apache Corporation’s Quarterly Reports on Form 10-Q for the quarterly periods ended March 31, 2024, June 30, 2024, and September 30, 2024 and Apache Corporation’s Annual Report on Form 10-K for the fiscal year ended December 31, 2023.
ITEM 2.    UNREGISTERED SALES OF EQUITY SECURITIES AND USE OF PROCEEDS
The following table presents information on shares of common stock repurchased by the Company during the quarter ended September 30, 2024:
Issuer Purchases of Equity Securities
PeriodTotal Number of Shares PurchasedAverage Price Paid per Share
Total Number of Shares Purchased as Part of Publicly Announced Plans or Programs(1)
Maximum Number of Shares that May Yet Be Purchased Under the Plans or Programs(1)
July 1 to July 31, 2024
102,305 $29.33 102,305 39,326,125
August 1 to August 31, 2024
— — — 39,326,125
September 1 to September 30, 2024
— — — 39,326,125
Total102,305$29.33 
(1) During the third quarter of 2022, the Company's Board of Directors authorized the purchase of 40 million shares of the Company's common stock. Shares may be purchased either in the open market or through privately negotiated transactions. The Company is not obligated to acquire any specific number of shares.
ITEM 5.    OTHER INFORMATION
During the three months ended September 30, 2024, none of the Company’s officers or directors adopted or terminated any Rule 10b5-1 trading arrangement or “non-Rule 10b5-1 trading arrangement” (as such term is defined in Item 408 of Regulation S-K promulgated under the Securities Act).

49

ITEM 6.    EXHIBITS
Incorporated by Reference
EXHIBIT
NO.		DESCRIPTION
Form
Exhibit
Filing Date
SEC File No.
2.1
8-K
2.1
1/4/2024
001-40144
3.18-K12B
3.1
3/1/2021
001-40144
3.28-K
3.1
5/25/2023
001-40144
3.38-K
3.1
2/8/2023
001-40144
*31.1
*31.2
**32.1
*101
The following financial statements from the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended September 30, 2024, formatted in Inline XBRL: (i) Statement of Consolidated Operations, (ii) Statement of Consolidated Comprehensive Income (Loss), (iii) Statement of Consolidated Cash Flows, (iv) Consolidated Balance Sheet, (v) Statement of Consolidated Changes in Equity and Noncontrolling Interests and (vi) Notes to Consolidated Financial Statements, tagged as blocks of text and including detailed tags.
*101.SCHInline XBRL Taxonomy Schema Document.
*101.CALInline XBRL Calculation Linkbase Document.
*101.DEFInline XBRL Definition Linkbase Document.
*101.LABInline XBRL Label Linkbase Document.
*101.PREInline XBRL Presentation Linkbase Document.
*104Cover Page Interactive Data File (formatted as Inline XBRL and contained in Exhibit 101).
*    Filed herewith
**    Furnished herewith

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SIGNATURES
Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned thereunto duly authorized.
 APA CORPORATION
Dated:November 7, 2024 /s/ STEPHEN J. RINEY
 Stephen J. Riney
 
President and Chief Financial Officer
 (Principal Financial Officer)
Dated:November 7, 2024 /s/ REBECCA A. HOYT
 Rebecca A. Hoyt
 Senior Vice President, Chief Accounting Officer, and Controller
 (Principal Accounting Officer)

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