美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
形式10-K
截至财政年度(一九二零九年十二月三十一日)
或
委员会档案编号001-31539
(其章程所指明的注册人的确切姓名)
(州或其他司法管辖区成立为法团或组织) | (国税局雇主识别号码) | ||
(主要行政办公室地址) | (邮政编码) | |||||
(登记人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每一班的职称 | 交易符号 | 注册的每个交易所的名称 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如“证券法”第405条所界定，登记人是否为知名的经验丰富的发行人，请勾选。是 ☑不☐
如果注册人不需要根据该法第13条或第15(D)条提交报告，请用复选标记表示。是☐ 不 ☑
用检查标记标明登记人(1)是否已提交1934年“证券交易法”第13条或第15(D)条要求在过去12个月内提交的所有报告(或登记人被要求提交此类报告的较短期限)，(2)在过去90天中一直受到这类备案要求的限制。是 ☑不☐
通过检查标记说明注册人是否已以电子方式提交了条例S-T(本章第232.405节)规则第四零五条规定提交的每一份交互数据文件(或短时间内要求注册人提交此类文件)。是 ☑不☐
通过检查标记表明注册人是大型加速备案者、加速备案者、非加速备案者、较小的报告公司还是新兴的增长公司。参见“外汇法案”第12b-2条规则中“大型加速备案者”、“加速申报人”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
☑ | 加速过滤器 | ☐ | ||||
非加速滤波器 | ☐ | 小型报告公司 | ||||
新兴成长型公司 | ||||||
如果是新兴成长型公司，请用支票标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。☐ | ||||||
通过检查标记表明注册人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所定义)。是☐ 不☑
的总市值111,242,033注册人非联营公司持有的有表决权股票的股份，根据登记人普通股的收盘价2019年6月28日注册人最近完成的第二财政季度的最后一个营业日$12.52据纽约证券交易所报道，每股$1,392,750,253 。每名董事及执行主任所持有的普通股股份，以及拥有10%或以上已发行普通股股份或注册人以其他方式认为处于控制地位的人所持有的普通股股份，均不包括在内。这种从属地位的确定不一定是其他目的的决定性决定。
截至2020年2月6日，登记人112,988,364 普通股流通股。
以参考方式合并的文件
第III部第10、11、12、13及14项所规定的某些资料，是参照注册人就附表14A就其作出的最后委托书中与其有关的部分而纳入的。2020股东周年会议须在会议后120天内提交2019年12月31日.
1
目录 | ||
项目 | 页 | |
关于前瞻性陈述的警告信息 | 4 | |
石油和天然气术语汇编 | 4 | |
第一部分 | 7 | |
项目1和2。 | 商业及物业 | 7 |
一般 | 7 | |
战略 | 7 | |
2019年的重大发展 | 7 | |
2020年展望 | 8 | |
行动区 | 8 | |
储备 | 9 | |
生产 | 13 | |
生产井 | 13 | |
钻井完井活动 | 14 | |
面积 | 15 | |
交付承诺 | 15 | |
主要客户 | 15 | |
员工与办公空间 | 16 | |
物业名称 | 16 | |
季节性 | 16 | |
竞争 | 17 | |
政府规章 | 17 | |
可得信息 | 20 | |
项目1A。 | 危险因素 | 20 |
项目1B。 | 未解决的工作人员意见 | 36 |
项目3. | 法律程序 | 36 |
项目4. | 矿山安全披露 | 36 |
第二部分 | 37 | |
项目5. | 注册人普通股市场、相关股东事务和发行人购买权益证券 | 37 |
项目6. | 选定财务数据 | 39 |
项目7. | 管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析 | 41 |
公司概况 | 41 | |
业务财务结果和其他比较数据 | 45 | |
2019至2018年及2018-2017年财务业绩和趋势比较 | 48 | |
流动性与资本资源概述 | 52 | |
关键会计政策和估计 | 56 | |
会计事项 | 59 | |
环境 | 59 | |
非公认会计原则财务措施 | 60 | |
2
目录 | ||
(续) | ||
项目 | 页 | |
项目7A. | 市场风险的定量和定性披露(包括在第7项内容中) | 62 |
项目8. | 合并财务报表和补充数据 | 63 |
项目9. | 会计与财务披露的变化及与会计人员的分歧 | 107 |
项目9A. | 管制和程序 | 107 |
项目9B. | 其他资料 | 111 |
第III部 | 111 | |
项目10. | 董事、执行干事和公司治理 | 111 |
项目11. | 行政薪酬 | 111 |
项目12. | 某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项 | 112 |
项目13. | 某些关系和相关交易，以及董事独立性 | 113 |
项目14. | 首席会计师费用及服务 | 113 |
第IV部 | 114 | |
项目15. | 证物及综合财务报表附表 | 114 |
项目16. | 表格10-K摘要 | 117 |
3
关于前瞻性陈述的警告信息
这份关于表10-K(“表10-K”)的年度报告载有1933年“证券法”第27A节(经修正的“证券法”)和1934年经修正的“证券交易法”(“交易法”)第21E节所指的“前瞻性陈述”。除历史事实陈述外，本报告中涉及我们的财务状况、经营结果、业务前景或经济业绩的活动、事件或发展的所有陈述，除历史事实陈述外，均为前瞻性陈述。“预期”、“假设”、“相信”、“预算”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“打算”、“待决”、“计划”、“潜力”、“项目”、“目标”、“意志”等类似的表述旨在识别前瞻性陈述。本报告全文都有前瞻性发言，其中包括关于下列事项的说明：
• | 未来资本支出的数额和性质以及为资本支出提供资金的流动性和资本资源； |
• | 根据我们修订的第六份经修订和恢复的信贷协议(“信贷协议”)对借款基础或贷款人总承付款的任何改变； |
• | 我们对未来原油、天然气和天然气液体(在本文件中分别称为“石油”、“天然气”和“NGLs”)的价格、油井费用、服务费用、租赁业务费用以及一般和行政费用的展望； |
• | 钻井和其他勘探和开发活动，获得许可证和政府批准的能力，以及我们、我们的联合开发伙伴和/或其他第三方经营者的计划； |
• | 可能或预期的收购和剥离，包括对某些财产的可能剥离或农场减持，或与某些财产有关的合资企业； |
• | 石油、天然气和NGL储量估计数以及与这些储量估计数有关的未来净收入和未来净收入现值估计数； |
• | 未来石油、天然气和天然气产量估计，确定钻井地点，以及钻探前景、库存、项目和方案； |
• | 现金流量、预期流动资金、利息和相关偿债费用、我们实际税率的变化以及未来的债务偿还情况； |
• | 业务战略和未来业务的其他计划和目标，包括扩大和增长业务或推迟资本投资的计划，关于未来股息支付的计划，以及我们对未来财务状况或经营结果的展望； |
• | 计划、目标、期望和意图；以及 |
• | 其他类似事项，如管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析在本报告第二部分项目7中。 |
我们的前瞻性声明是根据我们的经验和我们对历史趋势、当前情况、预期未来发展以及我们认为在这种情况下适当的其他因素的看法所作的假设和分析作出的。这些陈述受到已知和未知的风险和不确定因素的影响，这些风险和不确定性可能导致我们的实际结果和业绩与前瞻性陈述所表达或暗示的任何未来结果或表现大不相同。可能导致我们的财务状况、经营结果、业务前景或经济表现与预期不同的因素包括第一部分第1A项中讨论的因素，危险因素-与我们业务有关的风险在本报告下面和其他地方。本报告中的前瞻性发言说明了提交本报告时的情况。尽管我们可能会不时地自愿更新我们先前的前瞻性声明，但我们拒绝任何这样做的承诺，除非根据适用的证券法的要求。
石油和天然气术语汇编
本报告全文使用本节所界定的石油和天然气术语。已开发储量、探井、油田、已探明储量和未开发储量的定义已从条例S-X规则第4条至第10条(A)项各自的定义中缩略。条例S-X第4-10(A)条对这些术语的全部定义可通过证券交易委员会(“SEC”)的网站www.sec.gov查阅。
从价税。以房地产或个人财产价值为基础的税收。
BBL。一个储罐桶，或42加仑液体体积，用于指石油、NGL、水或其他液态碳氢化合物。
布图。10亿英国热单位。
bcf. 10亿立方英尺，用于指气体。
4
英国央行。石油当量桶。石油等价物是用6 Mcf的气体与1 Bbl的石油或NGL的比值来确定的。
BTU。英国的一个热单位，把一磅水的温度提高1华氏度所需的热量。
开发面积。 可分配给生产井或能生产的井的英亩数。
已开发的储备。可预期可收回的储备：(1)通过现有设备和作业方法的现有井，或所需设备的费用相对于新井的费用相对较小的现有井；(2)通过在储备时使用的已安装的抽采设备和基础设施，估计是否以不涉及一口井的方式进行开采。
发展得很好。在已探明的油气藏区域内钻到已知地层层的深度的井。
干洞。被发现无法在商业上生产石油、天然气和/或NGL的油井。
探索井。一口在先前被发现在另一储集层中生产石油或天然气的油田中发现新油田或新储集层的油井。
收费物业。土地最广泛的权益，包括地表权和矿业权(包括石油和天然气)。
场。由一个或多个储集层组成的区域，它们都集中在或与同一地质构造特征和/或地层条件有关。
编队。在相同的地质条件下沉积的一系列沉积层。
总英亩。拥有经营权益的一英亩土地。
真恶心。拥有工作权益的井。
水平井。从垂直方向钻出的角度大于70度的井。
租赁业务费用。将石油、天然气和/或NGL从生产层提升到地面而引起的费用，构成工作利益目前运营费用的一部分，还包括劳动、监督、用品、修理、维修、分配的间接费用和生产附带的其他费用，但不包括租赁、钻井或完井费用。
曼布尔。1000桶石油、天然气、水或其他液态碳氢化合物。
姆博伊。一千桶石油当量。
麦夫。1000立方英尺，用于指气体。
嗯哼。一百万桶石油、天然气、水或其他液态碳氢化合物。
嗯。一百万桶石油当量。
嗯嗯。一百万英国热单位。
麦克夫。一百万立方英尺，用于指气体。
净英亩或净井。我们的部分工作权益的总和，拥有的总英亩或总水井。
NGLs。 乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油的组合，从气体中除去后，在不同的压力和较低的温度下变成液体。
尼美克斯WTI。纽约商品交易所西德克萨斯中质，一个共同的行业基准价格的石油。
Nymex Henry Hub。纽约商品交易所亨利中心，一个共同的行业基准价格的天然气。
OPIS。石油价格信息服务，一个通用的行业基准NGL定价在蒙特贝维尤，得克萨斯州。
5
PV-10(非GAAP)。PV-10是一种非GAAP测度.从生产估计的已证实净储量中产生的估计未来收入的现值，减去估计的生产和未来发展成本，根据截至所示日期已证实的储量和费用所使用的价格(除非这些费用根据合同规定有变动者除外)，而不实施与财产有关的费用，如一般和行政费用、债务偿还、未来所得税费用，或折旧、耗竭和摊销，按10%的年贴现率折算。虽然这一措施不包括所得税的影响，因为它在使用未来现金流量贴现计算的标准计量时是如此，但它确实提供了公司相对价值的指示性表述，以便与其他公司进行比较，并从一个时期到另一个时期。
生产良好。一口生产石油、天然气和/或NGL的井，或能够商业化生产这些产品的油井。
已探明储量。这些石油、天然气和天然气的数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理肯定地估计，从某一日期起，从已知的水库，以及在现有的经济条件、操作方法和政府规章下，在提供经营权的合同到期之前，经济上可以产生石油、天然气和天然气，除非有证据表明，更新是合理肯定的，无论是否使用确定性或概率方法进行估算。现有的经济条件包括价格和成本，以确定水库的经济可产性，使用的价格是报告所涉期间结束之日之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月第一天价格的未加权算术平均数，除非价格是由合同安排确定的，不包括基于未来条件的升级。
重新完成。在先前已完成的地层以外的地层中，现有井眼的完井。
储备寿命指数以年份表示，表示在指定日期的估计净探明储量除以前12个月期间的实际产量。
水库。一种多孔的、可渗透的地下地层，含有可生产的石油、天然气和/或相关的液体资源的自然堆积，受不透水岩石或水屏障的限制，独立于其他储层。
资源游戏。一种术语，用来描述石油、天然气和/或相关的液体资源的聚集，这些资源已知存在于一大片区域上，与常规开采相比，这种区域通常具有较低的预期地质风险。
皇室成员。向矿业权所有人支付的金额或费用，以石油、天然气和天然气生产和销售的总收入的百分比或部分表示，未受影响油井的钻探、完井和运营费用未支配。
版税利息。一种石油和天然气财产的权益，使所有者有权分享石油、天然气和NGL的生产，而无需支付勘探、开发和生产作业的费用。
地震。这个 将能量波或声波送入地球，并对反射波进行分析，推断地下岩层的类型、大小、形状和深度。
页岩。细粒沉积岩主要由固结粘土或泥组成。页岩是最常见的沉积岩。
未来现金流量折现的标准化计量。根据用于估算准备金、年终成本和法定税率的价格，按10%的年贴现率计算与估计的已证实准备金有关的未来净现金流量。此计算的信息包括在石油和天然气补充资料(未经审计)载于本报告第二部分第8项。
跟踪记录。当年已探明未开发储量转为已探明已开发储量，除以年初已探明未开发储量。
未开发的土地。未钻探或完成油井的租赁面积，使其能够生产石油、天然气和天然气的商业数量，而不论这种面积是否含有估计的已探明净储量。
未开发的储备。预期将从未钻探面积上的新井或需要较大费用重新完成的现有井中收回的储量。美国证交会对未开发储量的适用定义规定，只有在采用了一项发展计划，表明计划在五年内钻探未开发储量的情况下，才能将未钻探的地点归类为拥有未开发储量，除非具体情况需要更长的时间。
工作兴趣。使业主有权在财产上钻探、生产和进行经营活动并分享生产、销售和成本的经营权益。
6
第一部分
当我们使用“SM能源”、“公司”、“我们”、“我们”或“我们”等术语时，我们指的是SM能源公司及其子公司，除非上下文另有要求。我们已经包含了一些对理解我们的业务非常重要的技术术语。石油和天然气术语汇编本报告第一节。在本文件中，我们对未来的期望、可能性或事件作出陈述和预测，所有这些都可以被归类为“前瞻性”。请参阅关于前瞻性陈述的警告信息本报告关于这类报表以及相关风险和不确定因素的解释的章节。
项目1.和2.业务和财产
一般
我们是一家独立的能源公司，在德克萨斯州从事石油、天然气和NGLs的收购、勘探、开发和生产。SM能源公司成立于1908年，1915年在特拉华州成立，我们于1992年12月首次公开发行普通股。我们的普通股在纽约证券交易所交易，交易代码是“SM”。
我们的主要办公室位于1775号谢尔曼街，套房1200，丹佛，科罗拉多州80203，我们的电话号码是(303)861-8140。
战略
在SM能源公司，我们的目的是通过负责任地生产能源供应，促进国内能源安全和繁荣，并在我们居住和工作的社区产生积极影响，改善人民的生活。我们对公司的长期愿景是为我们的所有利益相关者持续增长价值.我们认为，为了实现这一愿景，我们必须成为顶级资产的首要运营者。我们目前的能源项目开发组合集中在德克萨斯州的石油和天然气生产属性。
2019年的重大发展
战略转型在2019年，我们完成了我们的战略转型，从2016年开始，通过一系列资产收购和剥离。在2019年第四季度，我们通过了一个重要的里程碑，实现了经营活动提供的净现金与投资活动使用的净现金之间的正差额。我们在2019年的运营执行非常出色，实现了我们在重要行业指标方面的目标，包括关键的环境、健康和安全性能的顶级四分位基准。我们还成功地在我们现有的土地上证明了更多的投资机会。
生产。我们的平均日产量2019由59.9大量的石油，300.8气体的MMcf，和22.2的平均日均当量生产量132.3MBOE，代表百分之十 增加相比较2018。这增加主要是由百分之二十五 增加由于我们的油井表现强劲，钻井和完井效率的提高，完井设计的改进，以及更长的侧线，我们的中土盆地资产的产量。我们完成了更多的侧足2019相比较2018，以较低的平均钻井和完井成本推动了产量的持续增长。在保留资产的基础上，我们的生产量增加了。百分之十三在……里面2019。由于上述原因，石油生产收入约为百分之七十五在截至年底的年度生产收入总额中所占比例2019年12月31日，与百分之六十五和百分之五十二最后几年2018年12月31日和2017分别。请参阅行动区 以供进一步讨论。
储备和资本投资。我们估计的探明储量减少 百分之八到462.0嗯.2019年12月31日，来自503.4嗯.2018年12月31日。从发现、扩展和填充中增加的储量总计98.4这是我们成功的开发计划的结果，完成的优化导致了良好的表现，以及我们认为将提高库存价值的发展计划的改进。这个2019储备的增加被2019年的生产量抵消48.3通过向下修正94.7这主要是由于较低的商品价格的影响。我国已探明的储备寿命指数减少到9.6截至2019年12月31日，与11.5截至2018年12月31日。开发和勘探活动的费用，不包括购置，减少 百分之二十三从前一年到10亿美元在……里面2019。请参阅行动区 和储备 下面，和石油和天然气补充资料(未经审计) 在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
经营活动提供的净现金。业务活动提供的现金净额为8.236亿美元截止年度2019年12月31日，与7.206亿美元截止年度2018年12月31日，这是增加的百分之十四一年比一年。石油、天然气和NGL生产收入在终了年度下降2019年12月31日，与2018，因为较高的生产量所产生的影响被较低的商品价格所抵消。然而，2019年大宗商品价格下跌的影响被衍生产品现金结算净收益所抵消。3 920万美元截止年度2019年12月31日，与衍生产品现金结算损失净额比较1.358亿美元为2018。请参阅2019~2018年以及2019~2018年期间现金流量变化分析
7
2018年和2017年 在……里面流动性与资本资源概述 第二部分第7项和附注10-衍生金融工具在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
展望
我们未来几年的业务前景是我们改善经营利润率和现金流的轨迹的延续，同时通过绝对减债和改善杠杆指标来加强我们的资产负债表。我们2020年的总资本计划预算在8.25亿美元至8.5亿美元之间，预计将比2019年低约20%，这在很大程度上是由于在2019年实现了显著的成本削减和效率提高。我们的2020年计划将把重点放在我们的米德兰盆地和得克萨斯州南部的高度经济的石油开发项目上。我们预计，与2019年相比，2020年的总产量将略有下降，因为我们石油产量的持续增长不会完全抵消天然气和天然气产量预期下降的影响。
可持续性是我们计划的一个关键重点，因为我们在财政上能够参与未来的能源投资机会，并执行我们的战略，成为一个高标准的公司责任的首要经营者。我们致力于卓越的安全、健康和环境管理；支持多元化和蓬勃发展的员工队伍的专业发展；积极改变我们居住和工作的社区；透明地报告我们在这些领域取得的进展。
请参阅流动性与资本资源概述在本报告第二部分第7项中，讨论我们期望如何为2020资本计划。
行动区
我们的2019业务集中在米德兰盆地和得克萨斯州南部，详见下文。下表汇总了估计的已探明储量、产量和在石油和天然气生产活动中发生的费用(“发生的费用”)。2019年12月31日，就这些领域而言：
米德兰盆地 | 南得克萨斯州 | 共计(1) | |||||||||
探明储量 | |||||||||||
石油(MMBbl) | 167.5 | 16.6 | 184.1 | ||||||||
气体(Bcf) | 398.8 | 824.4 | 1,223.2 | ||||||||
NGL(MMBbl) | 0.1 | 73.9 | 74.0 | ||||||||
姆博伊(1) | 234.1 | 227.8 | 462.0 | ||||||||
相对百分比 | 51 | % | 49 | % | 100 | % | |||||
已证实发展% | 49 | % | 58 | % | 53 | % | |||||
生产 | |||||||||||
石油(MMBbl) | 20.5 | 1.3 | 21.9 | ||||||||
气体(Bcf) | 34.4 | 75.4 | 109.8 | ||||||||
NGL(MMBbl) | — | 8.1 | 8.1 | ||||||||
姆博伊(1) | 26.3 | 22.0 | 48.3 | ||||||||
艾格。每日等值(MBOE/d)(1) | 72.0 | 60.3 | 132.3 | ||||||||
相对百分比 | 54 | % | 46 | % | 100 | % | |||||
发生的费用(以百万计)(2) (3) | $ | 859.6 | $ | 160.9 | $ | 1,040.2 | |||||
____________________________________________
(1) | 由于四舍五入，金额可能不计算。 |
(2) | 区域费用不等于主要因勘探活动而产生的公司间接费用的总费用，而这些费用不包括在本区域表之外。请参阅石油和天然气生产活动中发生的费用在……里面石油和天然气补充资料(未经审计) 在本报告第二部分项目8中。 |
(3) | 发生的费用2019包括在内1 130万美元与收购主要未探明的石油和天然气属性有关，在米德兰盆地。请参阅石油和天然气生产活动中发生的费用 在……里面石油和天然气补充资料(未经审计) 第二部分，本报告第8项。 |
不包括购置活动、发生的费用减少在……里面2019通过百分之二十三相比较2018主要是由于提高了作业效率，减少了钻井、完井人员，以及开发我们的中部盆地资产所产生的砂成本。年底估计已探明储量总额2019 减少 百分之八从…2018。生产增加 百分之十按同等基础计算2019年12月31日，与2018，并增加百分之十三在保留资产的基础上。
8
米德兰盆地我们的米德兰盆地资产位于得克萨斯州西部的二叠纪盆地内，约有8万英亩净土地(“米德兰盆地”)。在……里面2019，我们的重点是继续划定，发展和扩大我们的中部盆地的地位。我们目前的米德兰盆地位置提供了大量的未来发展机会，在多个富油间隔期，包括Spraberry和WolfcAMP地层。
在2019年，我们8.596亿美元费用和平均费用六钻井平台和三完工人员。我们米德兰盆地的大部分资本被部署在针对下斯普拉贝里和沃尔夫营A和B的项目上，这是我们在霍华德和马丁县、得克萨斯州和德克萨斯州厄普顿和米德兰县的Rockstar资产的间隔时间。我们完成了123毛额(111(净)油井和全年生产增加 百分之二十五年复一年26.3为.2019。截至2019年12月31日，有51毛额(48NET)在我们的米德兰盆地计划中已经钻井但尚未完成的井。估计已探明储量增加百分之九到234.1年底2019，来自214.3年底2018。这一增长是由于增加了58.9发现、扩展、填充和收购，部分抵消12.6从价格、业绩和老化方面向下修正，证明了未开发的储量。
南德克萨斯州。我们在得克萨斯州南部的资产约有158，900英亩，位于得克萨斯州的Dimmit和Webb县(“南得克萨斯州”)。我们目前在得克萨斯州南部的业务重点是开发鹰福特页岩层和描述奥斯汀查尔克组。我们在Eagle Ford页岩和奥斯汀Chalk建造中重叠的面积位置覆盖了西部鹰福特页岩和Maverick盆地奥斯汀Chalk(“鹰福特页岩”)的很大一部分，包括石油、天然气凝析物和干式天然气窗的面积，这些窗户的天然气成分适合加工进行NGL开采。
在……里面2019，我们1.609亿美元费用和平均费用一钻机和一完成工作人员。我们完成了31毛额(20(网)2019，以及全年的区域生产。增加 百分之一年复一年22.0为.2019。截至2019年12月31日，有21毛额(21NET)在我们的南得克萨斯州计划中已经钻井但尚未完成的油井。
在我们得克萨斯州南部土地位置北部的某些钻探和完井活动主要由第三方根据我们的联合开发协议提供资金。该协议规定，第三方承担了大量的所有钻井和完井费用，并在达到某些付款阈值之前，从这些油井中获得大部分的工作和收入利益。这一安排使我们能够利用第三方资本来证明我们的鹰福特北部地区的价值，同时也允许我们测试尖端技术，获取额外的技术数据，满足某些租赁义务，并有可能在未来扩大经济钻探库存。所有受本协议约束的油井已于2019年12月31日.
在2019年，我们增加了43.0已探明储量估计数，由82.1嗯，其中68.5由于商品价格下降和10.3mmboe是业绩调整的结果。因此，估计已探明储量减少 百分之二十一到227.8年底2019，来自289.1年底2018.
储备
储量估计本身是不精确的，对新发现和未开发地点的估计比生产石油和天然气特性的储量估计更不精确。因此，我们期望随着新资料的提供，这些估计数会有所改变。下表列出了未来贴现净现金流量和税前PV-10(“PV-10”)的标准计量。PV-10是一种非GAAP财务计量，通常与最直接可比的GAAP财务计量-贴现未来净现金流量的标准衡量方法不同，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。无论是对未来现金流量折现的标准衡量标准，还是PV-10，都不代表我们石油和天然气资产的公平市场价值。我们和其他石油和天然气行业的人使用PV-10作为衡量标准，比较已探明储量的相对规模和价值，而不考虑这些实体的具体税收特点。请参阅石油和天然气术语汇编本报告关于这些措施的补充资料，请参阅下文所述关于未来现金流量贴现标准计量与PV-10的核对情况。我们估计的已探明储量的实际数量和现值可能比我们估计的多或少。自上个财政年度开始以来，除证交会外，我们没有向任何联邦当局或机构(SEC除外)提交或列入对我们已证实储量的估算。下表应与题为危险因素-与我们业务有关的风险 下面。
我们用新的石油和天然气储量替代生产的能力对我们的业务未来的成功至关重要。请参阅石油和天然气术语汇编部分，以获取描述如何计算此度量的信息。
9
下表概述了已探明储量估计数、未来现金流量贴现标准计量(GAAP)、pv-10(非公认会计原则)、用于计算已探明储量估计数的价格以及截至以下日期的储备寿命指数。2019年12月31日, 2018，和2017:
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
储备数据： | |||||||||||
证明发展 | |||||||||||
石油(MMBbl) | 85.0 | 68.2 | 58.6 | ||||||||
气体(Bcf) | 712.1 | 699.1 | 642.9 | ||||||||
NGL(MMBbl) | 43.4 | 60.1 | 49.0 | ||||||||
姆博伊(1) | 247.0 | 244.8 | 214.7 | ||||||||
已证实未开发 | |||||||||||
石油(MMBbl) | 99.1 | 107.6 | 99.6 | ||||||||
气体(Bcf) | 511.1 | 622.7 | 637.2 | ||||||||
NGL(MMBbl) | 30.6 | 47.2 | 47.6 | ||||||||
姆博伊(1) | 214.9 | 258.6 | 253.4 | ||||||||
总证明(1) | |||||||||||
石油(MMBbl) | 184.1 | 175.7 | 158.2 | ||||||||
气体(Bcf)(2) | 1,223.2 | 1,321.8 | 1,280.1 | ||||||||
NGL(MMBbl) | 74.0 | 107.4 | 96.5 | ||||||||
姆博伊 | 462.0 | 503.4 | 468.1 | ||||||||
已探明已开发储量% | 53 | % | 49 | % | 46 | % | |||||
已探明未开发储量% | 47 | % | 51 | % | 54 | % | |||||
储备数据(百万)： | |||||||||||
未来现金流量折现标准计量(GAAP) | $ | 4,104.0 | $ | 4,654.4 | $ | 3,024.1 | |||||
PV-10(非公认会计原则)： | |||||||||||
已证明已开发的pv-10 | $ | 2,830.4 | $ | 3,084.2 | $ | 1,984.2 | |||||
证明未开发的pv-10 | 1,532.4 | 2,020.1 | 1,072.3 | ||||||||
总证明PV-10(非公认会计原则) | $ | 4,362.8 | $ | 5,104.3 | $ | 3,056.5 | |||||
12个月后的平均价格(3) | |||||||||||
石油(每桶) | $ | 55.69 | $ | 65.56 | $ | 51.34 | |||||
天然气(按MMBtu计) | $ | 2.58 | $ | 3.10 | $ | 3.00 | |||||
NGL(每BBL) | $ | 22.68 | $ | 33.45 | $ | 27.69 | |||||
储备寿命指数(年份) | 9.6 | 11.5 | 10.5 | ||||||||
____________________________________________
(1) | 由于四舍五入，金额可能不计算。 |
(2) | 最后几年2019年12月31日, 2018，和2017，已探明的天然气储量分别为44.9Bcf、59.1 Bcf和48.1 bcf，我们期望生产和使用这些气体作为野外设备燃料来源(主要用于动力压缩机)。 |
(3) | 在计算已证实的储备估计数时使用的价格反映了根据SEC规则，每月第一天价格的12个月平均水平。然后，我们调整这些价格，以反映适当的质量和位置差异，在这段时间内，我们已证实的储量估计。 |
10
下表对贴现的未来净现金流量(GAAP)的标准化计量与PV-10(非GAAP)的估计已探明储量总额进行了核对。请参阅石油和天然气术语汇编 本报告第一节 未来现金流量贴现和PV-10标准化计量的定义。
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计) | |||||||||||
未来现金流量折现标准计量(GAAP) | $ | 4,104.0 | $ | 4,654.4 | $ | 3,024.1 | |||||
加：扣除所得税后每年10%的折扣 | 2,955.3 | 3,847.1 | 2,573.2 | ||||||||
加：未来未扣除的所得税 | 579.8 | 1,012.2 | 205.7 | ||||||||
税前未贴现未来净现金流量 | 7,639.1 | 9,513.7 | 5,803.0 | ||||||||
减：不受税收影响的10%年度折扣 | (3,276.3 | ) | (4,409.4 | ) | (2,746.5 | ) | |||||
PV-10(非公认会计原则) | $ | 4,362.8 | $ | 5,104.3 | $ | 3,056.5 | |||||
已探明未开发储量
已探明的未开发储量包括预期将从未钻探面积的未来井中回收的储量，或从需要较大支出才能重新完成的现有井中回收的储量。未开发的储量可归类为未钻探面积上的已探明储量，直接抵消了在钻探时合理肯定生产或可靠的技术提供合理的经济可产性的开发区的探明储量。未钻探的地点只有在通过一项发展计划，表明计划在五年内进行钻探时，才可归类为已证实未开发的储量，除非具体情况需要较长的时间。截至2019年12月31日我们的账面上没有超过五年的任何已证实的未开发储量，而且我们已探明的未开发储量中没有一处位于预期到期的土地上，或在预定完工日期之前预计不会通过更新而保留的土地上。
对于已探明的未开发地点，即离发达产区有多个开发间隔区的，在预测已探明未开发储量时，采用了可靠的地质技术和工程技术。.的.214.9已探明的未开发储量总额2019年12月31日，约60.1中西部盆地已探明未开发储量68.7我们得克萨斯州南部已探明的未开发储量被最近开发生产地点的多个开发间隔区所抵消。我们结合了来自多个来源的公共和专有数据，建立了每个地层及其生产性质的地质连续性。这包括地震数据和解释(3-D和微观地震)、开孔测井资料(纵向和横向收集的)和对该测井数据的岩石物理分析、泥浆测井、天然气样品分析、总有机含量、热成熟度、测试产量、流体性质和岩心数据，以及在某些类似区域内产生可预测和可重复储量估计的统计性能数据。这些地点仅限于那些可以证明既有的地质一致性和充分的统计性能数据以提供合理的确定结果的地区。在所有其他地区，我们将已证实未开发的地点限制在与开发间隔区相邻的开发间隔区。
截至2019年12月31日，估计未开发储量减少 43.7嗯，或者百分之十七相比较2018年12月31日。下表提供了已证实的未开发储备在截至年底的核对情况。2019年12月31日:
共计 (Mmboe) | ||
已探明未开发储量共计： | ||
年初 | 258.6 | |
修订以前的估计数 | (47.6 | ) |
从发现、扩展和填充中添加 | 78.5 | |
采购已到位的矿物 | 1.9 | |
五年规则 | (9.8 | ) |
向证明发展的转换 | (66.7 | ) |
年底 | 214.9 | |
修订以前的估计数。对先前估计数的修订包括下调定价42.3由于天然气和NGL价格的下降，我们的南得克萨斯计划。此外，我们还对6.0在我们的米德兰盆地计划中，我们根据未来井距更新了某些假设。
11
从发现、扩展和填充中添加的内容。我们加了40.8姆博伊和30.4我们的中部盆地和得克萨斯州南部资产的已证实未开发储量2019。我们加了一个3.1姆博伊和4.1通过各种扩展和发现，分别证实了中部盆地和得克萨斯州南部未开发的储量。我们的米德兰盆地和得克萨斯南部项目中的大部分新增项目是由于我们正在进行的开发和投资组合优化活动所确定的未来开发项目。
五年的规定。由于我们在2019年的测试和描述工作，我们修改了我们未来发展计划的某些方面，以最大限度地提高我们资产的回报和价值。结果，我们把9.8已证实未开发储量的估计数，并将这些地点重新归类为未探明的储量类别。重新分类的地点通常被质量较高的已证实未开发储量的地点所取代，这反映为发现、扩展和填充的增加。
转化为已证实的发展。我们的2019转化率百分之二十六。期间2019，我们6.863亿美元关于在项目结束时已记录为未开发的储备的项目2018，其中6.111亿美元将已探明的未开发储量转化为已探明的已开发储量2019年12月31日。在…2019年12月31日，已钻井但未完井26.8已证实未开发的总储量。我们希望1.82亿美元在完成这些已钻探但未完井的资本开支中，我们预期所有估计已证实的未开发储备，将於最初订出为已证实未开发储备后的5年内，转为已证实的已开发储备。
截至2019年12月31日，与我们已证实的未开发储备有关的未来发展成本估计如下：5.915亿美元, 6.156亿美元，和4.581亿美元在……里面2020, 2021，和2022分别。
对已证实储量估计数的内部控制
我们对已探明储量记录的内部控制是按照SEC的规定，客观、准确地评估我们的储量数量和价值。我们管理和监测已探明储量的过程委托给我们的公司储备小组，并由我们的公司工程经理协调，但须受管理层和董事会审计委员会的监督，如下文所述。我们的公司工程经理在能源行业有大约12年的经验，并且已经被公司雇用了10年。他拥有蒙大拿大学蒙大拿理工大学石油工程学士学位，是得克萨斯州、怀俄明州和蒙大拿州注册的专业石油工程师。他也是石油工程师协会的会员。我们的资产的技术、地质和工程审查全年由我们的区域工作人员进行。从这些审查中获得的数据，连同经济数据和我们的所有权信息，用于确定已证实的估计储量数量。我们的区域工程技术人员不直接向我们的公司工程经理报告，他们要么向各自的区域技术经理报告，要么直接向区域经理报告。这一设计旨在促进我们区域内在已探明储量估算过程中的客观和独立分析。
第三方准备金审计
RyderScott是一家独立的石油工程咨询公司，在世界各地提供石油工程咨询服务已有70多年的历史。RyderScott使用自己的工程假设进行了独立审计，但使用了我们提供的经济和所有权数据。赖德斯科特审计至少80%，我们的全部计算证明储备光伏-10。根据我们的政策，由Ryder Scott确定的经审计财产的已证实准备金总额必须在公司总准备金的10%以内，也需要在每个地区的准备金数额的10%以内。Ryder Scott的技术人员主要负责监督我们的储备审计，他是一名咨询高级副总裁，1979年在普渡大学获得化学工程学士学位，1981年在伯克利加利福尼亚大学获得化学工程硕士学位。他是德克萨斯州的一名有执照的专业工程师，也是石油工程师协会和石油评估工程师协会的成员。这个2019赖德·斯科特关于我们的储备的报告载于表99.1。
除了第三方审计外，我们的储备金还由我们的管理层与我们董事会的审计委员会进行审查。我们的管理层包括我们的总裁兼首席执行官、执行副总裁兼首席财务官以及执行副总裁兼首席运营官，负责审查和核实已探明储量的估算是否合理、完整和准确。审计委员会结合Ryder Scott的结果审查最后准备金估计数的摘要，并与Ryder Scott的代表(除了我们的管理层)不时举行会议，讨论程序和调查结果。
12
生产
下表汇总了石油、天然气和NGL的产量和实际价格，这些资产是我们在所述期间持有权益的。下文列出的实际价格不包括衍生合同结算的影响。此外，还提供了相关生产费用的总结，在每个BOE的基础上。
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
净生产量 | |||||||||||
石油(MMBbl) | 21.9 | 18.8 | 13.7 | ||||||||
气体(Bcf) | 109.8 | 103.2 | 123.0 | ||||||||
NGL(MMBbl) | 8.1 | 7.9 | 10.3 | ||||||||
等效(MMBOE)(1) | 48.3 | 43.9 | 44.5 | ||||||||
中部盆地净生产量(2) | |||||||||||
石油(MMBbl) | 20.5 | 16.6 | 8.5 | ||||||||
气体(Bcf) | 34.4 | 25.8 | 14.7 | ||||||||
NGL(MMBbl) | — | — | — | ||||||||
等效(MMBOE)(1) | 26.3 | 20.9 | 11.0 | ||||||||
鹰福特页岩净生产量(2)(3) | |||||||||||
石油(MMBbl) | 1.3 | 1.2 | 1.9 | ||||||||
气体(Bcf) | 75.4 | 76.1 | 104.0 | ||||||||
NGL(MMBbl) | 8.1 | 7.9 | 10.1 | ||||||||
等效(MMBOE)(1) | 21.9 | 21.8 | 29.3 | ||||||||
已变现价格，未受衍生产品结算的影响 | |||||||||||
石油(每桶) | $ | 54.10 | $ | 56.80 | $ | 47.88 | |||||
气体(每麦克福) | $ | 2.39 | $ | 3.43 | $ | 3.00 | |||||
NGL(每BBL) | $ | 17.26 | $ | 27.22 | $ | 22.35 | |||||
每BOE | $ | 32.84 | $ | 37.27 | $ | 28.20 | |||||
每个BOE生产费用 | |||||||||||
租赁营运费用 | $ | 4.67 | $ | 4.74 | $ | 4.43 | |||||
运输成本 | $ | 3.88 | $ | 4.36 | $ | 5.48 | |||||
生产税 | $ | 1.35 | $ | 1.52 | $ | 1.18 | |||||
从价税费用 | $ | 0.48 | $ | 0.48 | $ | 0.34 | |||||
____________________________________________
(1) | 由于四舍五入，金额可能不计算。 |
(2) | 每一年结束2019年12月31日, 2018，和2017，我们米德兰盆地资产的总探明储量和我们的鹰福特页岩资产超过了我们在同等基础上表示的总探明储量的15%。 |
(3) | 2017年第一季度，我们完成了对我们外部运营的鹰福特页岩资产的剥离。这些资产相当于2017年12月31日终了年度的净生产量的约1.5MMBOE。 |
生产井
截至2019年12月31日生产油井807口(净758口)，生产气井519口(487口)。生产井是指正在生产或能够商业化生产石油、天然气和/或天然气的勘探、开发或延伸井。生产井可能暂时关闭。同一井眼的多次完井计算为一口井。截至2019年12月31日，其中两口井有多个完井。根据国家报告条例，一口井按首次开始生产时的气油比将其归类为油井或气井，但这种命名可能并不表示目前或未来的生产构成。
13
钻井完井活动
我们所有的钻井和完井活动都是由独立的承包商进行的。我们没有任何钻井或完井设备。下表汇总了在我们的物业上已钻探、已完成或重新完成的操作和外部操作井的数量。2019, 2018，和2017，不包括未获同意的工程、活跃的注入器井、盐水处理井或我们只拥有专营权权益的水井：
截至12月31日， | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||
毛额 | 网 | 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | ||||||||||||
开发井 | |||||||||||||||||
油 | 119 | 107 | 103 | 92 | 56 | 46 | |||||||||||
毒气 | 27 | 16 | 39 | 24 | 38 | 35 | |||||||||||
非生产性 | 1 | 1 | — | — | 4 | 3 | |||||||||||
147 | 124 | 142 | 116 | 98 | 84 | ||||||||||||
探井 | |||||||||||||||||
油 | 4 | 4 | 18 | 14 | 32 | 29 | |||||||||||
毒气 | 4 | 4 | 1 | 1 | — | — | |||||||||||
非生产性 | 1 | 1 | — | — | 1 | — | |||||||||||
9 | 9 | 19 | 15 | 33 | 29 | ||||||||||||
共计 | 156 | 133 | 161 | 131 | 131 | 113 | |||||||||||
生产井是指正在生产或能够商业化生产石油、天然气和/或NGL的勘探、开发或延伸井。非生产井，在工业中常被称为干井，是一口探井、开发或延伸井，证明无法生产足够的商业数量的石油、天然气和/或NGL来证明完井或完井后的经济运作。
根据美国证券交易委员会的定义，探井是指在先前发现的另一个油田生产石油或天然气的油田中，为寻找新的油田或寻找新的油藏而钻探的油井。开发井是指在已探明的油气藏区域内钻到已知地层层深度的油井。钻探井数是指无论何时开始钻探，在各自年份内任何时候完成的井数。完井是指安装生产石油、天然气和/或天然气的设备，或在干井情况下，向主管当局报告该井已被遗弃。
除了钻探和完成的井2019(上表所列)截至2020年1月31日，我们积极参加了22口毛井(20口净井)的钻探工作，共钻井66口(净额63口)，但未完井。这些已钻探但未完井的油井是指截至2020年1月31日正在完成或等待完井的油井。
14
面积
下表列出了已开发和未开发的石油和天然气租赁地的总面积和净面积面积、收费性质以及我们所拥有的矿藏数量。2019年12月31日。未开发面积包括包含已证实未开发储量的租赁权益。
发达英亩(1) | 未开发英亩(2)(3) | 共计 | |||||||||||||||
毛额 | 网 | 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | ||||||||||||
米德兰盆地： | |||||||||||||||||
洛克星 | 67,113 | 59,589 | 4,966 | 4,217 | 72,079 | 63,806 | |||||||||||
甜心派克 | 17,007 | 15,782 | 2,835 | 251 | 19,842 | 16,033 | |||||||||||
米德兰盆地共计(4) | 84,120 | 75,371 | 7,801 | 4,468 | 91,921 | 79,839 | |||||||||||
鹰福特页岩 | 74,247 | 71,296 | 88,058 | 87,631 | 162,305 | 158,927 | |||||||||||
其他 (5) | 16,259 | 11,363 | 90,415 | 25,599 | 106,674 | 36,962 | |||||||||||
共计 | 174,626 | 158,030 | 186,274 | 117,698 | 360,900 | 275,728 | |||||||||||
____________________________________________
(1) | 开发面积是指国家批准的生产地层井距单位的生产井面积。我们的已开发面积，包括不同井距要求的多个地层，可视为某些地层未开发，但仅作为已开发面积列入上表。 |
(2) | 未开发面积是指油井尚未钻探或完井的面积，使其能够生产石油、天然气和/或天然气的商业数量，而不论这种面积是否含有估计的已探明净储量。 |
(3) | 截至2020年2月6日，约1,354, 184，和155未开发面积的净英亩将于2020年12月31日, 2021，和2022如果生产不成立，或者我们没有采取任何其他行动来延长适用租约的期限。我们的某些鹰福特页岩土地是受租赁合并协议，包括钻探，完成，和其他义务，我们目前打算满足。不履行这些义务将导致租约合并协议的终止，如果个别租约所要求的持续发展义务得不到履行，这可能导致今后的租约到期。 |
(4) | 截至2019年12月31日，中部盆地总面积约不包括在内。1,940与我们打算追求的赚钱机会相关的净英亩土地。 |
(5) | 包括位于路易斯安那州、蒙大拿州、北达科他州、得克萨斯州、犹他州和怀俄明州的其他非核心土地。 |
交付承诺
截至2019年12月31日，我们与各种第三方进行了收集、加工、运输吞吐量和交付承诺，这些第三方要求交付的最低数量为24石油和424Bcf气体通过2023，和18采出水2027。我们必须对某些协定规定的最低数额承诺的任何短缺定期支付不足的款项。我们期望通过现有生产井的产量、已探明的未开发储量的未来开发以及尚未探明储量的资源的未来开发来履行我们的交付承诺。根据我们的某些承诺，如果我们无法从我们的生产中交付最低数量，我们可以交付从第三方获得的产品，以满足我们的最低数量承诺。
截至2019年12月31日，如果没有按照这些协议交付更多数量，今后未贴现的总计不足付款总额将达到。2.185亿美元。这一数额不包括与大约有关的不足付款估计数。16.5我们无法准确预测这些付款的数额和时间的未来石油交付承诺，因为这些付款取决于结算时的石油价格。
在提交本报告时，我们预计这些承诺不会出现任何实质性短缺。
主要客户
我们不相信失去任何一个我们生产的买家会对我们的经营业绩产生重大影响，因为石油、天然气和NGL是具有良好市场的产品，在我们的经营区域也有其他可行的购买者选择。
15
下列主要客户和共同控制的实体至少在所列的一个时期内占我们石油、天然气和NGL生产总收入的10%或10%以上：
截至12月31日， | ||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||
主要客户#1 (1) | 18 | % | 18 | % | 6 | % | ||
主要客户#2 (1) | 14 | % | 5 | % | 1 | % | ||
主要客户#3(1) | 13 | % | 7 | % | — | % | ||
主要客户#4(1) | 9 | % | 10 | % | 10 | % | ||
由共同控制的实体组成的第1组 (2) | 13 | % | 18 | % | 17 | % | ||
由共同控制的实体组成的第2组(2) | 11 | % | 12 | % | 8 | % | ||
____________________________________________
(1) | 这些主要客户是我们的一部分生产从我们的中部盆地资产的购买者。 |
(2) | 总的来说，这些由共同控制的实体组成的集团所代表的购买者超过百分之十占石油、天然气和NGL生产总收入中至少一个时期的收入；然而，不由任何一个集团组成的个人实体都是一个以上的购买者。百分之十我们的石油，天然气和NGL的生产收入。 |
员工与办公空间
截至2020年2月6日，我们有530全职员工。这是一个百分之十三 减少从611我们报告的全职员工2019年2月7日。我们的雇员都不受集体谈判协议的约束。
下表汇总了我们租赁的办公空间的面积。2019年12月31日，包括我们的公司总部和区域办事处：
租赁的近似平方尺 | |||
企业 | 107,000 | ||
米德兰盆地 | 59,000 | ||
南得克萨斯州 | 62,000 | ||
共计 | 228,000 | ||
除上表概述的租赁办公空间外，2019年12月31日，我们大约拥有12,000得克萨斯州南部的办公空间。
物业名称
基本上，我们所有的石油和天然气生产资产都是根据石油和天然气租赁从第三方矿主手中持有的。我们在开始对我们经营的物业进行初步钻探操作之前，会获得所有权意见。我们已取得业权意见，或已就我们所有的生产物业进行其他业权检讨，并相信我们对该等物业拥有满意的业权。我们生产的物业，大部份受按揭贷款所规限，包括我们的信贷协议所规定的负债、专营权费及凌驾一切的专营权权益、现行税项的留置权，以及其他我们相信不会对这些物业的发展造成实质影响的普通课程负担。我们通常按照石油和天然气行业普遍接受的标准进行产权调查，然后才能获得已开发和未开发的土地面积。
季节性
原油价格主要受全球社会经济因素的驱动，受季节波动的影响较小；然而，冬季和夏季驾车季节对能源的需求普遍较高。天然气的需求和价格在冬季经常增加，夏季减少。为了减轻季节性天然气需求和价格波动的影响，管道、公用事业、当地分销公司和工业用户定期利用储气库，并在夏季提前购买预期的冬季需求。然而，夏季电力需求的增加可以将传统上储存的天然气转用于储存，而这反过来又可能增加典型的冬季季节性价格。季节性异常，如温和的冬天，有时会减少这些波动。
我们的某些钻探、完井和其他作业也受到季节性限制。季节性天气条件、政府规定和租赁规定对我们在一些经营地区进行钻探活动的能力产生不利影响。请参阅危险因素-与我们业务有关的风险 以供进一步讨论。
16
竞争
石油和天然气行业竞争激烈，特别是在获取潜在的石油和天然气属性方面。我们认为，我们的面积状况为发展活动提供了基础，我们期望这些活动将推动我们未来的增长。我们的竞争地位也取决于我们的地质、地球物理和工程专业知识，以及我们的财政资源。我们相信，我们的土地位置；我们的勘探、钻探、操作和生产专门知识；可用的技术；我们的财政资源和专门知识；以及我们的管理和技术团队的经验和知识使我们能够在我们的核心业务领域竞争。然而，我们面临着大量大型和独立的石油和天然气公司的激烈竞争，在某些情况下，这些公司比我们拥有更多的技术团队和更多的财政和业务资源。其中许多公司不仅从事石油和天然气储量的获取、勘探、开发和生产，而且还从事收集、加工或精炼业务，销售精制产品，提供、处置和运输淡水和生产水，拥有钻井平台或生产设备，或发电。
我们还与其他石油和天然气公司竞争，确保钻井平台和钻井、完井和维护以及石油、天然气和水的收集、运输和加工所需的其他设备和服务。因此，我们可能会面临短缺，拖延，或增加成本，以确保这些服务不时。石油和天然气工业也面临着来自替代燃料的竞争，包括太阳能和风能等可再生能源，以及煤炭等其他化石燃料。竞争条件可能会受到未来能源、气候相关、金融或其他政策、立法和法规的影响。
此外，我们竞争人才，包括经验丰富的地质学家，地球物理学家，工程师和其他专业人员。在整个石油和天然气工业中，吸引和留住有才能的人才的需要日益增加，而由于我们行业的人口结构不断变化，具备这些技能的人员越来越有限。我们不能脱离对高素质人才的竞争，我们必须进行有效的竞争才能取得成功。
政府规章
我们业务的几乎每一个方面都受到联邦、州和地方法律及政府法规的约束。这些法例和规例经常因应经济或政治情况或其他发展而改变，将来我们的规管负担可能会增加。法律法规有可能增加我们做生意的成本，从而影响我们的盈利能力。然而，我们并不认为我们受到的影响比我们这个行业中的其他人受到的影响更大或更小。
能源法规
德克萨斯州是我们开展业务并拥有几乎所有油气资产的州，它通过了关于石油、天然气和天然气勘探和生产的法律和条例，包括要求钻井许可证的法律和条例，规定钻井或操作油井的债券要求，规定钻井和井位的时间，钻井和套管井的方法，钻探井的表面使用和恢复，以及堵塞和废弃油井。我们的行动还须遵守德克萨斯州的保护法律和条例，包括关于钻井和间距单位或分配单位的大小、可能在一个地区钻探的油井数量、油井间距以及石油和天然气属性的单元化或汇集的条例。此外，德克萨斯州的保护法律规定了石油和天然气井的最高产量，一般限制或禁止天然气的排放或燃烧，并可能对油田和个别油井的可转率或公平分配产量提出某些要求。
我们的天然气销售受到天然气管道运输的供应、条款和成本的影响。联邦能源管理委员会(“联邦能源管理委员会”)对州际商业中天然气的运输和销售具有管辖权。FERC目前的监管框架通常为天然气的销售和运输提供了一个竞争和开放的市场准入市场。然而，FERC的规定继续影响着行业的中流和运输部门，因此可能间接影响我们获得的天然气生产的销售价格。
环境、卫生和安全事项
将军。我们的业务受到严格和复杂的联邦、州和地方法律法规的制约，这些法律和法规涉及保护环境和工人的健康和安全，以及将材料排放到环境中。除其他外，这些法律和条例可：
• | 要求在钻井开始前取得各种许可证； |
• | 限制与石油和天然气钻探和生产以及盐水处置活动有关的各种物质的种类、数量和浓度； |
• | 限制或禁止在荒野、湿地和其他保护区内的某些土地上进行钻探活动，包括某些野生动物或受威胁和濒危动植物物种的区域；以及 |
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• | 需要采取补救措施，以减轻以前和正在进行的作业造成的污染，例如关闭井坑和堵塞废弃井。 |
这些法律、规则和条例也可能将石油和天然气的产量限制在本来可能达到的速度以下。石油和天然气行业的监管负担增加了在该行业开展业务的成本，从而影响了盈利能力。此外，环境法律和条例经常得到修订，任何变化都可能导致对石油和天然气行业的废物处理、处置和清理要求更加严格或不同，并可能对我们的经营成本产生重大影响。
以下是一些现行的法律，规则和条例的摘要，我们的业务是受影响的。
废物处理。“资源保护和回收法”(RCRA)和类似的州法规对危险和非危险废物的产生、运输、处理、储存、处置和清理作出了规定。在美国环境保护局(“EPA”)的主持下，个别州执行RCRA的部分或全部规定，有时与它们自己的更为严格的要求相结合。钻井液、产出的水和与勘探、开发和生产石油或天然气有关的大多数其他废物目前都受到RCRA的非危险废物规定的管制。然而，某些油气勘探和生产废物现在被列为非危险废物，将来有可能被归类为危险废物。任何这类改变都可能导致我们管理和处置废物的成本增加，这可能对我们的业务结果和财务状况产生重大不利影响。
综合环境反应、赔偿和责任法。“综合环境应对、赔偿和责任法”(“CERCLA”)(又称“超级基金法”)对被认为对向环境释放或威胁释放危险物质负有责任的各类人，不考虑行为的过失或合法性，规定了共同和多项责任。这些人包括释放发生地点的所有人或经营者，以及处置或安排处置在现场释放的危险物质的任何人。根据CERCLA，这些人可能要为清理排放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害和某些健康研究的费用承担连带责任。此外，第三方对据称由释放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损害提出索赔也并不少见。
我们目前拥有、租赁或经营许多已用于石油和天然气勘探和生产多年的财产。虽然我们相信我们使用了当时业界标准的操作和废物处理方法，但危险物质、废物或碳氢化合物可能在我们拥有或租赁的财产上或之下释放，或在其他地点(包括场外地点)被释放，而这些物质已被弃置。此外，我们的一些财产是由第三方或以前的所有者或经营者经营的，他们对危险物质、废物或碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。这些性质和在其上处置或释放的物质可能受到CERCLA、RCRA和类似州法律的约束。根据这些法律，我们可能需要清除以前处置的物质和废物，支付罚款，补救受污染的财产，或进行补救行动，以防止未来的污染。
水的排放。“联邦水污染控制法”(“清洁水法”)和类似的州法律对向美国和各州水域排放污染物，包括石油和其他物质的泄漏和泄漏实行限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或类似的州机构颁发的许可证的规定。“清洁水法”还禁止向包括湿地在内的美国水域排放疏浚或填充物，除非符合美国陆军工兵部队颁发的许可证的条款，或者如果该州已接管颁发此类许可证的权力，则属例外。联邦和州的监管机构可以对不遵守排放许可证或“清洁水法”和类似的州法律和条例的其他要求的行为实施行政、民事和刑事处罚。
1990年“石油污染法”(“OPA”)涉及预防、遏制和清理以及与石油污染有关的责任。OPA适用于船舶、海上平台和陆上设施。OPA要求这些设施的所有者对控制和清除费用、自然资源损害以及石油泄漏到管辖水域的某些其他后果承担严格责任。任何不允许从我们的行动中释放石油或其他污染物，都可能导致政府的惩罚和民事责任。
空气排放。“联邦清洁空气法”(CAA)和类似的州法律通过允许空气排放的计划和其他要求来管制各种空气污染物的排放。此外，环境保护局已经并将继续制定严格的条例，管制特定来源的有毒空气污染物的排放。联邦和州的监管机构可以对不遵守航空许可证或其他CAA和相关州法律和法规的要求的行为实施行政、民事和刑事处罚。
气候变化。2009年12月，环保局认定，二氧化碳、甲烷和其他“温室气体”(“温室气体”)的排放对公众健康和环境构成危害，因为根据环境保护局的说法，这些气体的排放有助于地球大气层变暖和其他气候变化。根据这些调查结果，环境保护局开始通过和实施一套全面的条例，根据“国家环境协定”的现有规定限制温室气体的排放。特朗普政府已采取措施撤销或审查其中许多规定。与气候有关的立法和监管举措
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变化可能对我们的业务和对石油和天然气的需求产生不利影响。请参阅危险因素-与我们业务有关的风险 - 与全球变暖和气候变化有关的立法和监管举措可能会对我们的运营以及对石油、天然气和天然气的需求产生不利影响。 除了监管的影响外，全球气候变化的气象影响还可能给我们的业务带来更多风险，包括与更频繁、更强烈的风暴和洪水有关的有形损害风险，并可能对我们产品的需求产生不利影响。
濒危物种。“联邦濒危物种法”和类似的州法律规定了可能对受威胁或濒危物种产生不利影响的活动。我们的一些行动是在已知存在受保护物种的地区进行的。在这些地区，我们可能有责任制订和执行计划，以避免对受保护物种造成潜在的不利影响。我们可能被禁止在某些地点或在某些季节(如繁殖和筑巢季节)作业，因为我们的行动可能对这些物种产生不利影响。如果确定某一活动可能对受保护物种产生严重的不利影响，联邦或州机构也有可能下令完全停止在某些地点的活动。在我们进行钻探、完井和生产活动的地区存在受保护物种可能会损害我们及时完成钻井和开发的能力，并可能对我们今后在这些地区的生产产生不利影响。
“国家环境政策法”。联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动受“国家环境政策法”管辖。“国家环境政策法”要求联邦机构，包括内政部，评估有可能对环境产生重大影响的主要机构行动。在这种评价过程中，机构将编写一份环境评估，以确定拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，并在必要时编写一份更详细的环境影响说明，供公众审查和评论。特朗普政府已采取措施修改“国家环境政策法”的实施条例，旨在简化“国家环境政策法”的程序。尚未最后确定新的条例。预计将面临司法和监管方面的挑战，我们无法预测任何此类挑战的结果。我们目前在联邦土地上的所有勘探和生产活动，以及拟议的勘探和开发计划，都需要政府许可，但须符合“国家环境政策法”的要求。这一进程有可能推迟我们一些石油和天然气项目的发展。
OSHA和其他法律法规。我们受“联邦职业安全与健康法”(“职业安全与健康法”)和类似的州法规的约束。“OSHA危险通信标准”、“环境保护局社区相关知情权条例”(CERCLA第三章)和类似的州法规要求我们组织和/或披露关于在我们的操作中使用或生产的危险材料的信息。此外，根据职业安全和健康管理局的规定，职业安全和健康管理局制定了与工作场所接触危险物质以及雇员健康和安全有关的各种标准。我们相信我们在很大程度上符合OSHA和类似法律的适用要求。
水力压裂二次水力压裂是刺激致密地层油气生产的一种重要而普遍的做法。我们经常在我们的钻井和完井项目中使用水力压裂技术。这一过程包括在压力下向地层注入水、沙子和化学物质，以破坏围岩并刺激生产。这一过程通常由国家石油和天然气委员会管理。然而，根据安全饮用水法案的地下注射控制计划，美国环保局已经对涉及柴油添加剂的水力压裂进行了联邦监管。“联邦安全饮用水法”通过采用饮用水标准和控制向地下地层注入废水，包括盐水处理液，从而保护国家公共饮用水的质量，这可能对饮用水来源产生不利影响。
对水力压裂过程给予更多的监管和重视可能导致更多地反对使用水力压裂技术开展石油和天然气活动，这可能导致新油井和天然气井的完工减少、合规费用增加和延误，所有这些都可能对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。由于在国家和地方一级通过了新的法律或法规，严重限制了水力压裂，这些法律可能使我们更难或更昂贵地进行压裂，以刺激致密地层的生产。此外，如果由于联邦立法或环境保护局或其他联邦机构的管理倡议，水力压裂在联邦一级受到管制，我们的压裂活动可能会受到额外的许可要求的限制，这可能导致额外的允许拖延和潜在的成本增加。对水力压裂的限制也可能减少我们最终能够从我们的储量中生产的石油和天然气的数量。
我们认为，地方和州环境立法和监管的趋势有可能继续朝着更严格的标准发展，而在特朗普政府的领导下，联邦环境立法和监管的趋势将面临一个不确定的未来。虽然我们认为我们在很大程度上遵守适用于我们目前业务的现行环境法律和条例，而且我们继续遵守现有要求不会对我们的财务状况和业务结果造成重大不利影响，但我们不能保证我们今后不会受到不利影响。
环境、健康和安全倡议。我们致力于卓越的安全、健康和环境管理；在我们居住和工作的社区做出积极的改变；在报告我们在这些领域取得的进展时保持透明度。我们为我们的环境、健康和安全项目设定了年度目标，重点是减少与安全有关的事件的数量以及生产液体泄漏的数量和影响。此外，我们还确定了温室气体排放强度和甲烷排放量在甲烷总排放量中所占百分比的年度目标。我们还定期对我们的业务进行审计，以确保遵守法规，并努力为我们的员工提供适当的培训。由于泄漏、排气或
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在操作过程中燃烧气体已成为监管工作和合规工作的一个主要重点领域，虽然有时有必要进行燃烧，但减少这些体积是我们的一个优先事项。为了避免在可能的情况下燃烧，我们限制测试期，并在完成工程后尽快将我们的生产与天然气管道基础设施连接起来，我们过去曾发生过类似的情况，并预计今后会产生与遵守环境有关的资本成本，这些开支包括在我们的总资本预算内，而不是单独逐项列出。
可得信息
我们的网址是www.sm-energy.com。我们经常在我们的网站上为投资者发布重要信息。在我们网站的投资者关系部分，我们免费提供我们关于表格10-K的年度报告，关于表10-Q的季度报告，关于表格8-K的当前报告，以及根据适用的证券法向SEC提交或提供的报告的修正案。在我们以电子方式向证券交易委员会提交这些材料或向其提供这些材料后，这些材料将在合理可行的情况下尽快提供，并可在www.sec.gov上找到。我们还通过我们的网站提供我们的公司治理准则、商业行为守则和利益冲突政策、财务道德守则以及我们董事会的审计、薪酬、执行、提名和公司治理委员会章程。本报告未提及本网站上的信息，不应将其视为本文件的一部分。
项目1A。危险因素
除了本报告所载的其他资料外，在评估对我们的投资时，还应仔细考虑下列风险因素。
与我们业务有关的风险
石油、天然气和NGL价格波动不定，价格下跌对我们的盈利能力、财务状况、现金流、获得资本的机会和增长能力产生不利影响。
我们的收入、经营业绩、盈利能力、未来增长率以及我们的油气资产的账面价值在很大程度上取决于我们获得的石油、天然气和NGL销售价格。石油、天然气和NGL的价格也会影响我们可用于资本支出和其他项目的现金流、我们的借贷能力以及我们的石油、天然气和NGL储备的数量和价值。例如，根据我们的信贷协议，我们的借款基础的数额将根据我们银行集团在重新确定时指定的石油、天然气和NGL价格定期重新确定。此外，如果石油和天然气价格大幅下跌，我们可能会对已探明储量的估计值造成损害或向下修正。请参阅2019年的重大发展和储备 第一部分，项目1和2 2019至2018年及2018-2017年财务业绩和趋势比较 在第二部分第7项中，以及附注1-重要会计政策摘要, 附注11-公允价值计量，和 石油和天然气补充资料(未经审计)在第二部分项目8中进行具体讨论。
从历史上看，石油、天然气和NGL的市场一直不稳定，而且它们很可能继续波动。石油、天然气和天然气价格的大幅度波动可能是由于石油、天然气和天然气的供求变化相对较小、市场不确定性和其他我们无法控制的因素造成的，包括：
• | 全球和国内石油、天然气和天然气的供应，以及整个行业的生产能力； |
• | 消费者对石油、天然气和天然气的需求水平； |
• | 全球和国内总体经济状况； |
• | 天气条件； |
• | 区域或局部地区的收集、运输、加工和/或精炼设施的可用性和能力； |
• | 液化天然气进出美国； |
• | 替代燃料的价格和供应情况； |
• | 影响能源消费和节能的技术进步和法规； |
• | 石油输出国组织成员国和其他出口国保持有效的石油价格和生产控制的能力； |
• | 石油或天然气产区的政治不稳定或武装冲突； |
• | 实际或预期的流行病风险，如2020年初爆发的冠状病毒； |
• | 美元相对于其他货币的坚挺和疲软； |
• | 股东活动或非政府组织为限制资金来源或限制石油、天然气和天然气及相关基础设施的勘探和生产而开展的活动； |
• | 政府规章和税收。 |
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石油、天然气和NGL价格的下跌将减少我们的收入，也可能减少我们能够在经济上生产的石油、天然气和NGL的数量，这可能对我们产生实质性的不利影响。
经济状况的疲软或金融市场的不确定性可能会对我们的业务产生我们无法预测的重大不利影响。
在过去十年中，美国以及全球经济和金融系统经历了动荡和动荡，其特点是股票和债务证券价格极端波动、流动性和信贷供应减少、无法进入资本市场、金融机构破产、破产、崩溃或出售，以及美国联邦政府和其他政府空前程度的干预。美国经济或其他大型经济体的疲软或不确定可能对我们的商业和金融状况产生重大不利影响。例如：
• | 我们的客户信贷紧缩或缺乏信贷，可能会对我们收取贸易应收款的能力产生不利影响； |
• | 如果任何贷款人无法为其承诺提供资金，我们的信贷协议下的流动资金可能会减少； |
• | 我们的能力或我们的供应商或承包商进入资本市场的能力可能受到限制或根本不存在，因为我们或他们希望或需要为我们或他们的业务筹集资金，包括勘探和(或)开发储量； |
• | 如果我们的对手方不能履行其义务或寻求破产保护，我们的商品衍生合同可能在经济上失效；以及 |
• | 可变利率利差水平，包括libor(或任何适用的替代利率)和最优惠利率，都可能大幅增加，导致根据我们的信用协议，基于无对冲的可变利率借款的利息成本增加。 |
如果我们不能取代储备，我们就无法维持生产。
我们的未来业务取决于我们找到、开发和获取经济上可生产的石油、天然气和NGL储量的能力。随着时间的推移，我们的财产生产石油、天然气和NGLs的速度都在下降。为了保持目前的产量，我们必须找到、开发和获取新的石油、天然气和NGL储量，以取代因生产而枯竭的储量。对石油和天然气属性的竞争十分激烈，我们的许多竞争对手拥有必要的财力、技术、人力和其他资源来评估和整合远大于我们可利用的收购。
对于我们以前的收购，以及我们将来可能完成的任何收购，我们的业务的成功结果将取决于许多因素，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素包括收购价格和交易成本、未来石油、天然气和NGL价格、合理估计可回收储量数量的能力、未来产量和从储量中获得的未来净收入、未来运营和资本成本、未来勘探、开采和开发活动的结果，以及未来放弃和未来可能的环境或其他负债。在估计已探明的石油和天然气储量的数量、实际的未来产量以及与预期的采购目标有关的相关费用和潜在负债方面，存在许多固有的不确定性。实际结果可能与估计数中假设的结果大不相同。我们与收购有关的惯例审查不一定会揭示或允许我们全面评估这些财产的所有现有或潜在问题和缺陷。我们不检查每一口井，即使我们检查一口井，我们也不会发现可能存在或出现的结构、地下或环境问题。我们可能没有资格获得合同赔偿前的负债，包括环境责任.我们经常在“原样”的基础上取得物业权益，但对违反申述和保证的补救措施有限。
此外，重大收购可以改变我们的业务和业务性质，这取决于获得的财产的性质，如果它们的经营和地质特征有很大的不同，或者在与我们现有财产不同的地理位置。如果取得的财产与我们现有的财产有很大不同，我们有效实现此类交易预期经济效益的能力可能会受到限制。
整合收购的业务和财产涉及许多独特的风险。这些风险包括：管理层可能因需要整合业务和系统而偏离正常的业务关切，在整合业务和系统以及留住和吸收雇员方面可能出现不可预见的困难。任何这些或其他类似的风险都可能导致潜在的不利的短期或长期影响我们的经营业绩，并可能导致我们无法实现任何或所有的预期利益的收购。
要发展和取代我们的储备，就需要大量的资本。
我们必须投入大量资本来寻找、获取、开发和生产石油、天然气和NGL储量。未来的现金流和资金的可得性取决于许多因素，如现有油井的生产水平、石油、天然气和NGL销售的价格、我们在寻找、开发和获取新储量方面的成功，以及石油、天然气和天然气的有序运作。
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信贷和资本市场。如果我们的业务现金流低于预期，我们可能会减少计划中的资本支出，除非我们能够通过债务或股权融资或资产剥离来筹集额外资金。我们未必总能以足够的款额或可接受的条件获得债务或股本融资，而我们为潜在的资产剥离而提供的收益，亦未必总能为我们所接受。我们信用评级的任何降级都可能使我们更难或更昂贵地借入更多资金。
如果我们的收入在未来由于石油、天然气或NGL价格降低、产量下降或其他原因而减少，如果我们无法根据我们的信贷协议、其他可接受的债务或股权融资安排或通过出售资产获得足够的流动性，我们执行发展计划、替换我们的储备、维持我们的面积或维持生产水平的能力可能会受到极大的限制。
我们出售石油、天然气和NGL的能力，以及(或)接受我们生产的市场价格，可能会受到第三方拥有或运营的收集系统、加工设施、管道和其他运输系统的限制，或者受到我们无法控制的其他中断的影响，这可能会阻碍、限制或消除我们进入石油、天然气和NGL市场的机会。
我们的石油、天然气和NGL生产的可销售性在一定程度上取决于收集系统、加工设施、管道和其他运输系统的可用性、邻近性和容量，这些系统通常是由第三方拥有或运营的。这些系统和设施在服务上的任何重大中断、损坏或缺乏可用能力，都可能导致油井停产、推迟或中断我们财产的开发计划，或降低价格。虽然我们对我们经营的产品的加工和运输有一定的影响，但这些业务关系中的物质变化可能会对我们的业务产生重大影响。联邦和州对石油、天然气和NGL生产和运输的监管、税收和能源政策、供需变化、管道压力、管道或加工设施的损坏或破坏、基础设施或能力限制以及一般经济状况可能对我们生产、收集、加工、运输或销售石油、天然气和天然气的能力产生不利影响。
特别是，如果米德兰盆地的产量继续增长，我们和其他人生产的石油、天然气和NGL的数量可能超过现有的收集和运输系统、管道、加工设施和其他基础设施的能力，并造成限制。在这种情况下，需要扩大、建造或发展管道、收集和运输系统、加工设施和其他基础设施，以适应预期的生产。为这些领域可能考虑或正在考虑的某些加工、管道和其他收集、运输和基础设施项目可能因缺乏资金或其他制约因素，包括监管限制而无法及时制定或根本没有制定。资本和其他限制也可能限制我们建立或进入州内收集和运输系统的能力，这些系统是将我们的生产运输到州际管道或其他销售点或交货点所必需的。在这种情况下，我们可能不得不推迟或停止开发活动或关闭油井，以等待足够的基础设施发展或能力扩大和(或)以低得多的价格出售生产，这将对我们的业务结果和现金流动产生不利影响。此外，我们在收集、加工和运输服务中所依赖的第三方的运作受到复杂和严格的法律和条例的制约，这些法律和法规要求从各个联邦、州和地方政府当局获得和保持大量的许可证、批准和认证。为了遵守现行和未来的法律和条例，这些第三方可能需要支付大量费用。如果现有的有关第三方服务的法律和法规被修改或重新解释, 或者，如果新的法律和条例适用于它们的业务，这些变化可能会影响这些服务的提供和成本。同样，我们所依赖的第三方不遵守这些法律和条例，可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大的不利影响。
我们在任何地区的一部分生产可能由于多种原因而不时中断或关闭，包括由于天气状况、事故、管道丢失、收集、加工或运输系统的进出或能力、现场劳工问题或罢工，或者我们可能会根据市场或其他条件自愿减少生产。如果我们的大量生产同时中断，可能会对我们的现金流和经营结果产生不利影响。
各种信用评级机构下调我们的信用评级可能会影响我们获得资本的机会，并对我们的业务和财务状况产生实质性的不利影响。
我们的债务评级水平可能对我们的业务和未来前景产生重大不利影响，并可能：
• | 限制我们进入债务市场的能力，包括为我们现有债务再融资的目的； |
• | 使我们以较不优惠的条款和条件进行再融资或发行债务，这些债务可能会限制我们进行股利分配或回购股份的能力； |
• | 负面影响当前和潜在客户与我们进行业务往来的意愿； |
• | 附加保险、担保和担保品要求； |
• | 限制我们获得银行和第三方担保、担保书和信用证； |
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• | 使我们的供应商和金融机构在与我们打交道时降低或取消通过付款条件或日内资金提供的信贷水平，从而增加对手头现金水平的需求，从而降低我们偿还未偿债务的能力。 |
我们不能保证我们现时的任何债务评级会在任何一段时间内继续有效，或在评级机构认为有需要的情况下，评级不会被评级机构进一步调低或撤销。
我们的行业竞争激烈，我们的许多竞争对手拥有比我们更多的财力、技术和人力资源。
我们面临着来自世界各地寻求石油和天然气投资的主要石油和天然气公司、独立的油气勘探和生产公司、机构投资者和个人投资者以及经营石油和天然气资产所需的设备、专业知识、劳动力和材料的激烈竞争。我们的许多竞争对手拥有超出我们现有资源的财政、技术和其他资源，许多石油和天然气资产是通过竞争性投标程序出售的，在这个过程中，我们的竞争对手可能能够而且愿意为勘探和发展前景及生产特性支付更多的费用，或者我们的竞争对手拥有我们无法评估和成功投标的技术信息或专门知识。面对这种竞争，我们可能无法成功地获得和开发有利可图的房产。此外，其他公司可能更有能力在石油或天然气价格较低的时期继续进行钻探活动，并承担现行和未来政府规章和税收的负担。此外，由于激烈的竞争，设备、劳动力或材料的短缺可能导致成本增加或无法根据需要获得这些资源。我们无法在任何业务领域有效地与公司竞争，可能会对我们的业务活动、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。
关键人员的流失可能对我们的业务产生不利影响。
我们在很大程度上依赖于我们的行政管理团队和其他关键人员的努力和持续雇用。他们失去服务可能会对我们的业务产生不利影响。我们的钻探成功和其他活动的成功将在一定程度上取决于我们吸引和留住经验丰富的地质学家、工程师、陆地工人和其他专业人员的能力。许多这些专业人士的竞争可能是激烈的。如果我们不能留住我们的技术人员或吸引更多有经验的技术人员和专业人员，我们的竞争能力就会受到损害。
我们已探明的石油、天然气和NGL储量的实际数量和现值可能低于我们的估计。
这份报告和美国证券交易委员会的某些文件包含了对我们已探明的石油、天然气和NGL储量的估计，以及对这些储量未来净收入的估计。这些估计数基于各种假设，包括美国证券交易委员会所要求的有关石油、天然气和天然气价格、钻井和完井费用、收集和运输费用、业务费用、资本支出、政府管制的影响、税收、运营时间和资金供应等方面的假设。估计石油、天然气和NGL储量的过程是复杂的，在评估每个储集层的现有地质、地球物理、工程和经济数据时涉及重大决策和假设。这些估计取决于许多变量，而且随着我们对这些变量的认识的发展，变化往往会发生。因此，这些估计本身是不准确的。此外，我们对没有重要生产历史的财产的储备估计可能不如对生产历史悠久的财产的估计那么可靠。缺乏生产历史可能导致我们对已证实的储量、未来的产量以及开发支出的时间和(或)数额的估计不准确。
实际的未来产量；石油、天然气和天然气的价格；收入；生产税；开发开支；运营费用；以及可生产的石油、天然气和NGL储量的数量很可能与估计值不同。任何性质的重大差异都可能对我们披露的已证实储量的估计数量和现值产生重大影响，实际数量和现值可能大大低于我们先前的估计。此外，我们可以调整已探明储量的估计数，以反映生产历史、作业结果、勘探和开发活动的结果、普遍的石油、天然气和NGL价格、开发和经营财产的成本以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。我们的属性也可能容易受到生产中的碳氢化合物排放的影响，而这可能是我们无法控制的。
截至2019年12月31日, 百分之四十七，或214.9嗯，在我们估计的探明储量中，事实证明是未开发的。为了开发我们已探明的未开发储量，如2019年12月31日，我们估计20亿美元将需要资本支出。虽然我们已按照行业标准估计了我们的探明储量和与这些探明储量有关的成本，但估计成本可能不准确，开发可能无法如期进行，实际结果可能不会按估计那样发生。
您不应假定，本报告中包含的未来现金流量贴现或PV-10的标准度量值代表了我们估计的已探明石油、天然气和NGL储量的当前市场价值。管理层根据证交会要求的价格和成本假设，估算出经证实的储备未来现金流量的贴现净额，而实际未来价格和成本可能会大幅提高或降低。例如，我们的已探明储量的现值2019年12月31日，按12个月的平均销售价格计算。$55.69每桶石油(NYMEX WTI现货价格)，$2.58每吨天然气(NYMEX Henry Hub现货价格)，以及$22.68每升NGL(OPIS现货价格)。然后，我们调整这些价格，以反映适当的质量和位置差异，在这段时间内，我们已证实的储量估计。期间2019，我们的月平均油价在
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衍生结算的效果高达$61.66每磅和低至$42.28每磅油，高到$3.33每个Mcf和低到$2.05每麦克福的汽油，而且高得就像.$20.06每磅和低至$13.84NGL的每个Bbl。许多其他因素将影响未来的实际净现金流量，包括：
• | 实际生产的数量和时间； |
• | 石油、天然气和天然气的供应和需求； |
• | 减少或增加石油购买者和天然气管道的消费； |
• | 修改政府规章或税收，包括遣散费和消费税；以及 |
• | 服务供应商和设备费用因供求变化而升级或减少。 |
石油和天然气属性生产的时间和相关费用的时间，影响到已探明储量未来实际净现金流量的时间，从而影响其实际现值。为了计算PV-10，我们未来的实际净现金流量可能低于预计的未来净现金流量。此外，鉴于实际利率、资本成本以及我们的业务和石油天然气行业普遍面临的其他风险，SEC为报告目的计算PV-10所要求的10%的贴现率并不一定是最合适的贴现率。
我们的处置活动可能受制于我们无法控制的因素，在某些情况下，我们可能会在某些事情上保留不可预见的责任。.
我们定期出售非核心资产，以增加可用于核心资产和其他用途的资本资源，并提高组织和业务效率。我们还偶尔出售核心资产的权益，以加速发展和提高其他核心资产的效率。各种因素可能对我们处置此类资产的能力产生重大影响，包括政府机构或第三方的批准、是否有买家愿意以我们认为可以接受的条件获得资产，或可能影响此类处置的其他事项或不确定因素，包括交易能否以我们预期的形式或时间完成或完成。我们有时可能被要求保留某些负债，或同意就与出售资产有关的某些事项向买方提供赔偿。任何这类保留的负债或赔偿义务的数额在交易时可能难以量化，最终可能是实质性的。
我们对我们不经营的物业的活动有有限的控制权。
我们的一些物业由其他公司经营，涉及第三方工作权益所有者.因此，我们影响或控制这些物业的运作或未来发展的能力有限，包括钻探和经营活动的性质和时间、营办商的技术和专业知识、遵守环境、安全及其他规例、这些物业的其他参与者的批准、适当技术的选择和应用，或我们在这些物业方面所需的开支数额。此外，我们还依赖这些项目的其他工作利益所有者为他们在这些财产的支出中承担合同份额提供资金。这些限制和我们对这些项目中的经营者和其他工作利益拥有者的依赖，可能会使我们今后产生意想不到的费用，并对我们的财务状况和经营结果产生重大和不利的影响。
我们依靠第三方服务提供商对我们经营的物业进行钻探、完井和其他相关业务。
如果我们是一个物业的经营者，我们依赖第三方服务提供商进行必要的钻探和完井及其他相关操作。第三方服务提供商开展此类业务的能力将取决于这些服务提供商竞争和留住合格人员的能力、财务状况、经济表现和获得资本的机会，这反过来将取决于石油、天然气和NGL的供求、普遍的经济状况以及金融、商业和其他因素。此外，持续较低的大宗商品价格可能导致第三方服务提供商合并或宣布破产，这可能会限制我们聘用此类供应商的选择。第三方服务提供商未能充分开展业务，可能会推迟钻井或完井，或减少财产的产量，并对我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
我们有权益的财产的所有权可能会因所有权缺陷而受到损害。
我们通常依靠产权报告来获取石油和天然气租赁权益。我们在开始对我们经营的物业进行初步钻探操作之前，会获得所有权意见。未开发的土地面积比未开发的土地面积更容易出现产权缺陷，而且产权保险一般不适用于石油和天然气属性。按照我们行业的惯例，我们依靠工作人员和独立地主的判断力，他们在适当的政府办公室和产权抽象设施进行实地检查记录，然后才能获得特定的矿物兴趣和(或)进行钻探活动。在某些情况下，我们进行治疗工作，以纠正标题在市场化方面的不足。一般来说，根据影响我们物业的经营协议条款，任何因丧失业权而引致的金钱损失，均须由任何该等协议的各方按其在该等财产上的权益而承担。物质性产权缺陷会降低财产的价值或使其变得毫无价值，从而对我们的财务状况、经营结果和经营现金流量产生不利影响，如果这些财产有足够的价值的话。
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勘探开发钻探可能不会产生商业可采储量。
石油和天然气的钻探、完井和生产活动受到许多风险的影响，包括找不到商业上可生产的石油、天然气或NGL的风险。钻井和完井的成本往往是不确定的，石油、天然气或天然气钻井和生产活动可能由于各种因素而缩短、推迟或取消，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素可能包括但不限于：
• | 意外不利的钻井或完井情况； |
• | 标题问题； |
• | 在我们经营的地区或附近与业主或表面权益持有人发生的纠纷； |
• | 地层压力或地质异常； |
• | 工程和施工延误； |
• | 设备故障或事故； |
• | 飓风、龙卷风、洪水或其他恶劣天气条件； |
• | 政府允许拖延； |
• | 遵守环境和其他政府要求；以及 |
• | 钻井平台和工作人员、裂缝刺激人员和设备、管道、化学品、水、沙子和其他用品的供应短缺或延误或费用增加。 |
石油、天然气和天然气的普遍价格影响着钻井平台、完井和生产设备以及其他相关服务的成本和需求。然而，成本的变化不可能与商品价格的相应变化同时发生。钻井平台的可用性在任何特定时间都会因地区而有很大差异。尽管由于需求水平的变化，陆地钻井平台可以从一个区域转移到另一个区域，但任何区域的钻机供应不足都可能导致该区域现有钻机的钻井延迟和钻井成本上升。
我们的钻探计划所固有的另一个重大风险是需要从州、地方和其他政府当局获得钻探许可证。拖延获得管理许可和钻探许可证，包括延误，危及我们在适用的租赁期内实现租赁财产潜在利益的能力，未能获得钻井许可证，或收到条件或费用不合理的许可证，都可能对我们探索或开发财产的能力产生重大不利影响。
我们钻探的油井可能没有成效，我们可能无法收回对这些油井的全部或部分投资。我们使用的地震数据和其他技术不允许我们在钻井之前确切地知道是否存在石油、天然气或NGL，或者是否能够经济地生产。钻井活动可能导致干井或油井生产，但在运营后未产生足够的净收入和其他费用，以支付钻井和完井费用。即使存在足够数量的石油、天然气或NGL，我们也可能在钻井或完井过程中损坏潜在的含油气层或遇到机械困难，这可能导致油井产量减少或不生产，造成修复井的大量开支和/或油井的损失和废弃。
在较新的资源游戏中的结果可能比资源游戏的结果更不确定，后者更发达，并且有更长的生产历史。与开发和生产历史较长的其他地区相比，我们和该行业对储量的最终可采性和较新资源的产量递减率的信息一般较少。已证明在其他资源方面成功的钻井和完井技术正被用于早期开发新的钻井和完井技术；然而，我们无法保证这些钻井和完井技术的最终成功。
此外，我们战略的一个重要部分是增加钻探地点的库存。这样的多年钻井库存更容易受到长期不确定性的影响，这些不确定性可能会在很大程度上改变实际钻井的发生或时间。由于这些不确定因素，我们不知道我们所确定的潜在钻探地点是否会被钻探，尽管我们目前打算这样做，因为这些地点已被确认为未开发的地点，或者我们是否能够从这些潜在的钻井地点生产石油、天然气或天然气。
我们可能无法获得任何选择或租赁权利，在潜在的钻探地点，我们确定。除非在我们确定钻探地点的未开发土地的间隔单位内建立生产，否则这些土地的租约将到期，我们将失去开发相关财产的权利。我们的总净面积2020年2月6日，它将在未来三年内到期，大约代表百分之一在我们的总未开发面积中2019年12月31日。虽然我们已经确定了许多潜在的钻井地点，但我们可能无法从所有这些地方经济地开采和生产石油、天然气或天然气，而且我们的实际钻探活动可能与目前确定的大不相同，这可能会对我们的财务状况、运营结果和经营现金流产生不利影响。
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我们战略的一部分是利用一些最新的水平钻井和完井技术，在现有的或正在出现的资源游戏中进行钻探。我们计划勘探和圈定钻井的结果会受到钻井和完井技术风险的影响，结果可能无法满足我们对储量或产量的期望。因此，我们可能会招致物质减记，如果钻探结果不成功，我们的未开发面积的价值可能会下降。
我们的许多业务涉及利用我们、其他运营商和服务提供商开发的最新钻井和完井技术，以便最大限度地提高产量和最终采收率，从而产生尽可能高的回报。我们在钻井时所面临的风险包括，但不限于：将我们的井筒落在期望的钻井区之外；在水平穿过地层时偏离期望的钻井带；无法使我们的套管贯穿整个井筒；以及无法通过水平井持续地运行工具和回收设备。我们在完成油井时所面临的风险包括，但不限于：无法压裂刺激计划的阶段数目；在完井作业期间无法运行工具和其他设备-整个井眼长度；无法收回这些工具和其他设备；以及在最后一次压裂刺激完成后，无法成功地清除井筒。
最终，这些钻井和完井技术的成功只能随着时间的推移而评估，因为有更多的油井被钻井，并在足够长的时间内建立生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资金限制、租约到期、集输系统和外卖能力有限以及/或石油、天然气和天然气价格下降，我们无法执行我们的钻探计划，那么我们对某一特定项目的投资回报可能不像我们预期的那么有吸引力，我们可能会招致石油和天然气属性的物质减值，而我们未开发的土地的价值在未来可能会下降。
我们的许多财产可能已经部分枯竭或被偏移井抽干，我们的某些油井可能会受到其他经营者在钻探、完成或操作他们拥有的油井时可能采取的行动的不利影响。
我们的许多财产是在一些地区，可能已经部分耗尽或排水的早期偏移钻井。与我们任何物业相邻的租赁权益的所有者可以采取行动，例如钻探和完成额外的油井，这可能会对我们的业务产生不利影响。当一口新井建成并生产时，油井附近的压差会导致储层流体向新井眼迁移(并有可能远离现有的井眼)。因此，这些潜在地点的钻探和生产可能导致已探明储量的枯竭，并可能妨碍我们进一步开发已探明储量的能力。此外，在邻近或附近的油井上进行的完井作业和其他活动，可能导致我们油井的生产无限期关闭，导致租赁业务费用增加，并对我们的油井重新开始生产后的生产和储备产生不利影响。我们无法控制抵消运营商的运作或活动。
我们的商品衍生合同活动可能会导致财务损失，或者限制石油、天然气和NGL销售的价格。
为了减轻石油、天然气和NGL价格潜在不利市场变化的风险，以及对现金流的相关影响，我们签订了各种衍生品合同。我们现有的衍生合约包括石油的互换和项圈安排，以及天然气和NGL的互换安排。我们还为我们预期的米德兰盆地石油产量的一部分进行了基础互换安排，以减少这些交易量与纽约商品交易所(NYMEXWTI)之间的位置差异所带来的波动。截至2019年12月31日，我们的收入净额资产位置2 150万美元关于我们的石油，天然气和NGL衍生活动。这些活动可能使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括在下列情况下：
• | 我们的产量低于预期； |
• | 我们商品衍生产品合同的一个或多个对手方违约；或 |
• | 我们生产的交货点和商品衍生合同安排中假定的交货点之间的价差正在扩大。 |
此外，如果石油、天然气或NGL的价格大幅度高于商品衍生合约所确定的价格，商品衍生合约可能会限制我们的石油、天然气和NGL销售的价格。
客户或资产的共同所有者无法履行其义务，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
基本上，我们所有的应收账款都来自石油、天然气和NGL的销售，或者是对我们经营的石油和天然气财产的共同所有者的联合利息账单。客户和共同利益所有者的这种集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样受到各种经济和其他市场条件的影响，包括石油、天然气和NGL价格的下跌。失去一个或多个这样的客户可能会减少对我们产品的竞争，并对我们销售的商品价格产生负面影响。我们不相信任何买家的流失会对我们的经营业绩造成重大影响，因为我们在每一个经营范围内，都有很多可供买家选择的方法，供我们生产石油、天然气和NGL之用。请参阅信用风险集中与大客户在……里面附注1-重要会计政策摘要, 在本报告第二部分第8项中，进一步讨论我们集中的信贷风险和主要客户。此外，我们的共同所有者无法支付共同的利息帐单可能会对我们的现金流和财务能力产生负面影响，以钻和完成目前和未来的油井。
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我们已经签订了牢固的运输合同，要求我们向我们的对手方支付固定金额的款项，而不管实际装运、加工或收集的数量如何。如果我们无法向对手方交付必要数量的石油、天然气、NGL或生产用水，我们的经营结果、财务状况和流动性可能会受到不利影响。
截至2019年12月31日，我们在合同上承诺24石油和424Bcf气体通过2023，和18采出水2027。随着我们扩大资源业务的发展，我们可能会签订更多的牢固的运输协议。目前，我们没有足够的已证明已开发的储备来抵消这些合同债务，但我们预计将开发出将履行或超过承付款额的储备金，因此，我们预计不会出现任何物质短缺。如果我们在钻井和完井方面遇到延误，或由于施工、作业中断、或在较长一段时间内无法将新的数量连接到收集系统或管道，或者由于未来商品价格下降或其他原因而进一步限制我们的资本支出，则支付未交付数量的要求可能对我们的业务结果、财务状况和流动性产生重大影响。
未来石油、天然气和NGL的价格下跌或勘探努力失败可能导致我们资产账面价值的减记。
我们遵循成功的努力方法，对我们的石油和天然气属性进行核算。在确定是否已发现探明储量之前，所有财产购置费用以及勘探和开发井的费用在发生时都要资本化。如果未在探井中发现商业数量的碳氢化合物，则需支付钻探这口井的费用。
按耗竭池计算，我国石油和天然气资产的资本化成本不能超过该枯竭池未来未贴现的现金流量估计数。如果资本成本净额超过未贴现的未来净现金流量，我们通常必须将每个损耗池的成本记作该耗竭池未来预计的贴现净现金流量。未证实财产的减记也被评估为超过公允价值的账面成本。此评估考虑到由于租约到期、由于所有权缺陷造成的面积损失、开发计划的变化以及其他固有的面积风险而导致的放弃的可能性。最后几年2019年12月31日, 2018，和2017，我们总共承担了石油和天然气资产减值费用。3 380万美元, 4 990万美元，和1 610万美元分别。如果石油、天然气或天然气价格下跌，或者勘探工作失败，今后可能会造成更多的已证实和/或未证实的财产损害。
我们根据每个季度末的实际价格，每季度审查我们财产的账面价值，作为减值指标。一旦发生，即使石油、天然气或NGL的价格上涨，也不能在稍后的日期对持有的石油和天然气资产进行减记。
较低的石油、天然气或NGL价格可能会限制我们根据我们的信用协议借款的能力。
我们的信用协议目前的承诺金额为12亿美元，根据银行集团对已探明储量价值的评估，贷款人每半年重新确定一次借款基数，这反过来又会受到石油、天然气和NGL价格的影响。我们的信贷协议下的借款基础是16亿美元，从15亿美元在…2018年12月31日。下一个半年一次的重定日期定于2020年4月1日。剥离更多的财产、增加债务或商品价格下跌可能会限制我们的借贷基础，并减少我们根据我们的信贷协议可以借款的数额。
我们的债务数额可能限制我们获得收购融资的能力，使我们更容易受到不利经济条件的影响，并使我们更难以偿还债务。
截至2019年12月31日，我们有下列未偿还的长期债务：
• | 4.768亿美元与我们有关的长期高级无担保债务6.125%高级债券到期(“2022年高级债券”)2014年11月17日; |
• | 500亿美元与我们有关的长期高级无担保债务5.0%高级债券到期2024年(“2024年高级债券”)2013年5月20日; |
• | 500亿美元与我们有关的长期高级无担保债务5.625%高级债券应于2025年到期(“2025年高级债券”)2015年5月21日; |
• | 500亿美元与我们有关的长期高级无担保债务6.75%高级债券到期(“2026年高级债券”)2016年9月12日; |
• | 500亿美元与我们有关的长期高级无担保债务6.625%高级债券到期(“2027高级债券”及所有高级债券统称为“高级债券”)2018年8月20日；以及， |
• | 1.725亿美元与我们有关的长期高级无担保可转换债务的总本金1.50%高级可转换债券到期2021年7月1日(“高级可转换债券”)2016年8月12日. |
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另外，我们1.225亿美元在我们的信用协议下未偿还的借款2019年12月31日，导致11亿美元根据我们的担保信贷安排可获得的借款能力。我们的长期债务代表了百分之五十在我们的账面资本化总额中2019年12月31日.
我们的债务可能对我们的业务产生重要影响，包括：
• | 使我们今后更难以为我们的业务和可能的收购、周转资本需求、资本支出、债务偿还或其他一般公司需求获得额外资金； |
• | 要求我们将业务现金流量的很大一部分用于偿还债务和偿还与我们的债务有关的利息费用，而不是用于生产性投资； |
• | 限制我们的经营灵活性，因为财政和其他限制性的契约，包括限制产生额外的债务，进行收购，并支付股息； |
• | 与债务较少的竞争对手相比，我们处于竞争劣势； |
• | 使我们在经济或工业条件不利或业务下滑时更易受伤害。 |
如果我们的业务不能从业务中产生足够的现金流量，或根据我们的信贷协议或从其他来源得不到足够的借款，我们可能无法偿还我们的债务，发行额外的债务，或为我们计划的资本支出和其他流动资金需求提供资金。如果我们由于流动性不足或其他原因无法偿还债务，我们可能不得不推迟或取消收购、推迟资本支出、出售股票证券、剥离资产和/或重组或再融资我们的债务。我们可能无法及时或以令人满意的条件出售我们的股权、出售我们的资产，或对我们的债务进行重组或再融资。此外，我们现有的或未来的债务协议的条款，包括我们的信贷协议和任何未来的信贷协议，可能禁止我们寻求任何这些选择。此外，我们债务信用评级的变化可能会对未来融资的成本、条款、条件和可得性产生负面影响。
我们的债务协议，包括我们的信贷协议，以及有关我们的高级债券和高级可转换债券的契约，使我们日后可招致额外的债务，但须符合该等协议所订的限制性合约。此外，我们今后可能收购的实体可能需要承担大量未偿债务，并在某些情况下加快偿还与购置有关的债务，或者我们可能为完成购置而欠下巨额债务。
如上文所述，我们的信贷协议将受到定期借款基础的重新确定。如果我们的借贷基础下调，我们可能被迫偿还部分银行借款，届时我们可能没有足够的资金偿还这笔贷款。如果我们没有足够的资金，并且无法通过谈判来调整我们的借贷基础或安排新的融资，我们可能被迫出售大量的资产。
有关债务安排的协议，载有多项公约，限制我们在经营业务方面的酌情权，禁止我们进行我们认为有益的交易，并可加速偿还我们的债项。
我们的债务协议，包括我们的信贷协议和管理我们的高级债券和高级可转换债券的契约，包含了限制性的契约，限制了我们从事可能符合我们长期最佳利益的活动的能力。我们根据信用协议借款的能力取决于某些金融契约的遵守情况。根据“信贷协议”订立的财务契约规定，我们(A)信贷协议所界定的经调整的EBITDAX比率在最近四个财政季度(不包括将采用年度调整的EBITDAX的前三个季度)不得大于4.25从2018年12月31日终了的季度开始至1点，通过并包括2019年12月31日终了的财政季度，其后每一季度的比率不得超过4.00至1.00；及(B)经调整的流动比率不得少于1.0在任何财政季度的最后一天降至1.0。我们的信用协议还要求我们遵守某些额外的财务契约，包括我们将每年的现金红利限制在不超过5 000万美元。这些限制我们经营业务的能力可能会严重损害我们的业务，其中包括限制我们利用融资、合并和收购以及其他公司机会的能力。到目前为止，我们遵守了所有的金融和非金融契约。2019年12月31日，并通过提交本报告。请参阅非公认会计原则财务措施 在本报告第二部分第7项中，我们对调整后的EBITDAX的定义。
有关高级债券及高级可转换债券的契约，除其他事项外，亦限制我们的能力及附属公司的以下能力：
• | 产生额外债务； |
• | 对我们的股本或者购买、赎回或者退出普通股进行一定的股利、派息或者分配； |
• | 出售资产，包括我们子公司的普通股； |
• | 限制我们子公司的股息或其他付款； |
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• | 建立担保债务的留置权； |
• | 与联营公司进行交易； |
• | 与另一家公司合并或合并，或将我们的全部或实质资产转让或租赁给另一家公司。 |
我们不遵守这些公约可能导致违约，如果不加以纠正或放弃，可能导致我们的全部或部分债务加速。我们没有足够的周转金，如果我们的全部或很大一部分未偿债务加速，我们就无法履行我们的债务义务。
我们对数字技术的日益依赖使我们面临可能导致信息盗窃、数据腐败、操作中断或经济损失的网络事件的风险。
我们面临网络安全风险。石油和天然气工业在我们业务的各个方面都越来越依赖数字技术。我们使用数字技术进行钻井开发、生产和收集活动，管理钻机和完井设备，收集和解释地震数据，进行储层建模，记录财务和操作数据，维护员工和其他数据库。我们的服务提供商，包括那些收集、加工和销售我们的石油、天然气和NGL的供应商，也越来越依赖于数字技术。我们和他们对这一技术的依赖日益使我们面临技术系统故障、数据或网络中断、网络攻击和其他网络安全漏洞的风险。由于硬件或软件故障、计算机病毒、破坏、恐怖主义、自然灾害、火灾、洪水、人为错误或其他手段造成的电力故障、电信或其他系统故障可能严重损害我们开展业务的能力。
特别是网络安全攻击正在演变，包括但不限于恶意软件、未经授权访问数据的企图以及可能导致关键系统中断、机密或其他受保护信息未经授权发布以及数据腐败的其他电子安全漏洞。蓄意攻击或破坏我们的系统、基础设施、第三方系统和基础设施，或基于云的应用程序，可能导致机密信息的泄露、我们专有数据的腐败或丢失、生产或勘探活动的拖延、交易的完成或结算困难、在维护我们的账簿和记录方面的挑战、环境破坏、通信或其他业务中断，以及对第三方的责任。我们将来可能获得的任何保险都可能无法提供足够的保护，使我们免受这些风险的影响。任何此类事件都可能损害我们的声誉，并导致因补救行动、业务损失或潜在责任而造成的经济损失。随着这些网络风险的不断演变和我们对数字技术的依赖程度的增加，我们可能需要花费大量的额外资源来继续修改或加强我们的保护措施和补救网络脆弱性。
我们的业务可能受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁、恐怖主义、武装冲突和其他干扰。
作为一家石油、天然气和NGL生产商，我们面临着各种安全威胁，包括未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁；对我们员工安全的威胁；对我们设施和基础设施或第三方设施和基础设施(如加工厂和管道)的安全的威胁；以及来自恐怖行为的威胁。虽然我们利用各种程序和控制措施来监测这些威胁并减轻我们受到这种威胁的风险，但不能保证这些程序和控制措施将足以防止安全威胁的出现。如果任何这些事件发生，它们可能导致敏感信息、关键基础设施、人员或对我们的业务必不可少的能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况、业务结果或现金流动产生重大不利影响。
恐怖主义的威胁和军事及其他行动的影响造成了世界金融市场的不稳定，并可能导致石油、天然气和非政府组织的价格波动加剧，所有这些都可能对我们的生产市场产生不利影响。能源资产可能是恐怖袭击的具体目标。虽然我们目前维持了一些针对恐怖袭击的保险，但这种保险的费用越来越高，难以获得。因此，保险公司可能不会继续按我们认为合理的条件向我们提供这种保险。此外，这种保险可能不包括我们因恐怖袭击而遭受的全部损失。这些事态发展使我们的业务面临更大的风险，并视其发生和最终规模而定，可能对我们的业务、财务状况或业务结果产生重大不利影响。
市民对本港业务及整个油气行业的负面看法及投资者情绪，可能会对本港的业务、运作及吸引资金的能力造成不良影响。
部分市民，特别是投资界，对本港的工业已产生负面情绪。该部门最近的股本回报率与其他工业部门相比，导致某些关键股票市场指数中的石油和天然气代表性下降。此外，一些投资者，包括投资管理公司、主权财富和养恤基金、大学捐赠基金和其他投资顾问，已采取政策，出于社会和环境考虑，停止或减少对石油和天然气部门的投资。此外，其他有影响力的利益攸关方向商业银行和投资银行施压，要求它们减少或停止对石油和天然气公司及相关基础设施项目的融资。
这些事态发展，包括环境行动主义和旨在限制气候变化和减少空气污染的倡议，可能对包括我国在内的石油和天然气公司的股价造成下行压力。这也可能导致潜在发展项目的可用资本资金减少，影响我们未来的财务业绩。
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我们面临经营和环境方面的风险和危害，这些风险和危害可能导致重大损失或责任，而这些损失或责任可能没有得到充分的保险。
石油和天然气作业面临许多风险，包括人为错误和事故，可能造成人身伤害、死亡、财产损失、井喷、弹坑、爆炸、石油、天然气和天然气的无法控制的流动，或油井流体、释放或泄漏完井液、泄漏或从用于运送或储存这些材料的设施和设备泄漏、溢出或释放盐水或其他生产或回流的水、地下条件，使我们无法刺激计划的完工阶段数、在完井期间用我们的工具进入整个井筒，或从井中取出材料，以便开始生产、着火、飓风或龙卷风等不利天气、冻结条件，洪水、干旱、压力异常的地层、管道破裂或泄漏、污染、地震事件、硫化氢等有毒气体的释放以及其他环境风险和危害。如果发生任何这类事件，我们可以承受巨大的损失。
此外，如果我们遇到任何问题与上述井的刺激和完井活动，我们的能力，勘探和生产石油，天然气，或NGL可能受到不利影响。由于需要关闭、放弃或迁移钻井作业、需要修改钻井场地以减少泄漏或释放的风险、需要调查和(或)补救可能发生的任何溢漏、释放或地下水污染，我们可能会在特定地层中造成重大损失或无法实现储量，以及需要暂停我们的作业。
由于我们目前和过去的生产、处理和处置材料，包括产生的水、固体和危险废物以及石油碳氢化合物，在我们的业务中产生重大的环境成本和责任是固有的风险。根据适用的美国联邦和州环境法，我们可能就石油碳氢化合物和其他危险物质在我们租赁或拥有的财产上、之下或从这些财产上的释放承担连带责任和(或)严格责任，其中一些财产多年来一直用于石油和天然气勘探和生产活动，往往是由不受我们控制的第三方进行的。对于我们的外部经营的财产，我们依赖运营商的操作和监管合规，并可能承担责任，如果不符合。根据适用的法律，这些财产及其处置的废物可能受到严格和昂贵的调查或补救要求，其中一些法律是严格的责任法，不考虑过失或原始行为的合法性，包括CERCLA或超级基金法、RCRA、“清洁水法”、CAA、OPA和类似的州法律。根据各项执行条例，我们可被要求移走或补救先前处置的废物(包括先前的拥有人或经营者处置或释放的废物)或财产污染(包括地下水污染)，或进行自然资源的缓解或恢复工作，或进行补救的封堵或封闭作业，以防止未来的污染。此外，邻近的土地拥有人和其他第三者就人身伤害或财产损害(包括诱发的地震损害)提出申索，并不少见。, 据称是由石油、碳氢化合物或其他有害物质向环境释放造成的。因此，我们可能对第三方或政府实体承担重大责任，这可能会减少或消除可用于勘探、开发或收购的资金，或使我们蒙受损失。
我们为这些潜在的风险和损失提供保险，但不是全部。我们对突发性环境破坏有重大但有限的保障。我们认为，考虑到我们业务的性质以及这种保险的性质和费用，目前对逐步发生的环境损害可能造成的全部潜在责任的保险不适合我们。此外，如果我们认为现有保险的费用相对于我们所面临的风险来说过高，我们可能选择不投保。因此，如果发生环境或其他损害，我们可能要承担赔偿责任，或可能损失大量资产。如果发生重大事故或其他事件，且未完全投保，我们可能遭受物质损失。
我们的业务受到复杂的法律和条例的制约，包括环境条例，这些规定造成了巨大的成本和其他风险。
联邦、州和地方当局广泛地管理石油和天然气工业。正在不断审查影响该行业的立法和条例，以进行修订或扩大，增加可能变得更加严格的变化的可能性，从而可能影响石油、天然气和NGL生产的定价或销售。不遵守法规和条例以及监管机构更有力地执行这些法规和条例，可能会导致重大的行政、民事和刑事处罚，包括评估自然资源损害、施加重大的调查和补救义务，并可能导致暂停或终止我们的业务。整个行业的监管负担增加了放置、设计、钻探、完成、安装、操作和放弃水井及相关设施的成本，进而降低了盈利能力。
政府当局管理石油、天然气和天然气钻井和生产的各个方面，包括钻井的许可证和粘接要求、油井间距、油气财产利益的单一化或汇集、通行权和地役权、产出水的处置、环境问题、职业健康和安全、市场共享、生产限制、堵塞、废弃、恢复标准以及石油和天然气作业。近几年来，公众对环境保护的兴趣有所增加，环境组织也反对某些项目，并取得了一些成功。在某些情况下，监管当局可能会拒绝给予拟议的许可证或通行权，或施加批准条件，以减轻潜在的环境影响，在任何一种情况下，都会对我们探索或发展某些物业的能力产生负面影响。联邦当局也可能要求我们的任何正在进行或计划的联邦租赁业务被延迟，暂停，或终止。任何此类延误、暂停或终止都可能对我们的业务产生重大不利影响。
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我们的业务还受到联邦、州和地方政府当局在我们从事勘探或生产业务的管辖区内通过的复杂和不断变化的环境法律和条例的制约。新的法律或条例，或对现行要求的修改，包括将以前未受保护的野生动物或植物指定为在我们经营的地区受到威胁或濒危的物种，可能导致对我们拥有或已经拥有的财产的物质成本或索赔。我们将继续受制于与新的监管解释相关的不确定性，以及州和联邦机构之间不一致的解释。根据现有或未来的环境法律和条例，我们可能承担重大责任，包括联邦、州和地方环境法规定的排放和向空气、土壤、地表水或地下水排放石油、天然气和天然气或其他污染物的连带严格责任。我们可能需要花费大量的资金在调查、诉讼和补救这些排放和排放以及其他遵约问题上。从我们的行动中不允许释放石油或其他污染物，不仅会造成清理费用，而且还会造成自然资源、不动产或个人财产以及其他损害以及民事和刑事责任。将更多野生动物或植物列为联邦濒危或威胁物种可能会限制某些地点的勘探和生产活动。现有的环境法律或法规，如目前的解释或执行，或将来可能被解释、执行或改变，可能对我们产生重大的不利影响。
恶劣的天气条件和租赁条款的影响对我们在某些地区开展钻探活动的能力产生了不利影响。
我们在米德兰盆地和得克萨斯南部资产上的业务受到极端天气条件和旨在保护各种野生动物或植物物种的租赁规定的影响。在某些地区，钻探和其他石油和天然气活动只能在一年中有限的时间内进行。这限制了我们在这些地区开展业务的能力，并可能在这些时期加剧对钻井平台和完井设备、油田设备、服务、用品和合格人员的竞争，这可能导致周期性短缺。野生动物的季节性限制可能会限制获得联邦租赁或跨联邦土地的机会。这些制约因素以及由此造成的短缺或高成本可能会延误我们的业务，并大大增加我们的运营成本和资本成本。
拟议的与水力压裂、空气质量和温室气体排放有关的联邦和州立法和监管举措可能导致成本增加和额外的操作限制或延误。.
水力压裂是油气工业中的一种常见做法，用于刺激稠密地下岩层的油气和天然气的生产。我们经常将水力压裂技术应用于我们的许多石油和天然气属性，包括我们在米德兰盆地和得克萨斯州南部资产范围内的非常规资源开采。水力压裂包括在压力下注入水、沙子和某些化学物质，使含油气岩层破裂，从而允许碳氢化合物流入井筒。这一过程通常由国家石油和天然气委员会管理。然而，环境保护局和其他联邦机构已经声明了对水力压裂活动的某些方面的联邦管理权力，如下所述。
根据“安全饮用水法”，环境保护局有权管理地下注射剂中含有柴油的液体系统。环境保护局已经发布了一份解释性备忘录，并允许使用这一监管机构指导压裂液的监管。2016年6月，美国环保局根据“联邦清洁水法案”颁布了法规，对水力压裂过程中由非常规油气作业产生的废水制定了联邦预处理标准。根据最近的一项解决方案，环保局必须在2019年3月之前决定是否在RCRA副标题D下启动关于石油和天然气开发废水处置的规则制定工作。2019年4月，环保局发布了其审查报告，得出结论认为，根据环保局的结论，不需要任何新的法规来管理废水，即现有的州法规和最佳管理做法足以保护人类健康和环境。如果环境保护局执行进一步的水力压裂规定，我们可能需要额外的费用来遵守这类要求，这些要求在性质上可能很严重，在勘探、开发或生产活动中可能会受到拖延或减少，甚至可能被禁止钻探和/或完成某些油井。
包括得克萨斯州在内的一些州已经通过并正在考虑通过一些法规，这些法规可能会对水力压裂作业实施更严格的允许、公开披露、废物处置和油井建设要求，或者以其他方式寻求完全禁止压裂活动。除州法律外，地方土地使用限制，如城市法令，一般可限制或禁止钻井，特别是水力压裂。最近，市政当局通过或提议制定分区法令，禁止或严格监管城市边界内的水力压裂，为州监管机构和第三方的挑战创造条件。类似的事件和过程正在美国多个城市、县和乡镇上演。如果国家、地方或市政法律限制在我们目前正在进行的地区或在今后开展业务的计划中得到通过，我们可能需要额外的费用来遵守这些要求，这些要求在性质上可能很严重，在勘探、开发或生产活动中可能会受到拖延或限制，甚至可能被禁止钻探和(或)完成某些油井。
最近，几个联邦政府机构积极参与了以环境方面和水力压裂做法的影响为重点的研究或审查。例如，2016年12月，环保局发布了一份关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终评估报告。2017年3月28日，特朗普总统发布了题为“促进能源独立和经济增长”(“13783行政命令”)的第13783号行政命令。第13783号行政命令指示执行部门和机构审查有可能加重制定或使用
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国内生产的能源资源，并酌情暂停、修订或取消对国内能源开发造成不适当负担的资源。
我们将继续受制于与新的监管暂停，修订或取消和不一致的州和联邦监管授权的不确定性，这可能会对我们的生产产生不利影响。
此外，关于对石油和气源的空气质量和温室气体管制，总的趋势是加强管制和要求减少排放。特朗普政府已采取措施撤销或审查其中许多规定，但任何放松监管都可能面临直接的司法挑战。奥巴马政府采取了几项措施来管制空气质量和温室气体，其中许多措施仍然有效。例如，2012年8月16日，环保局发布了最后规则，将所有新的和经修改的石油和天然气作业(生产、加工、传输、储存和分配)置于“新源绩效标准”(“NSPS”)以及所有现有和新的操作都受“危险空气污染物国家排放标准”(“NESHAP”)方案的管制之下。环境保护局的规则还包括国家科学研究院关于水力压裂气井完井的标准。这些标准要求使用环境保护局的“天然气之星”计划中开发的减少排放完成(“REC”)技术，以及从2015年1月起未发送到收集线的天然气的坑燃烧。这些标准适用于新钻井和裂缝井以及现有的折射井。此外，NESHAP的条例还包括对那些乙二醇脱水器和某些储存容器的最大可实现的控制技术标准，它们是以前不受MACT标准限制的主要危险空气污染物来源。这些规则需要额外的控制设备、程序变更以及广泛的监测和报告。2013年9月和2014年12月，环保局发布了对2012年NSPS的技术修正。, 包括适用于NSPS的储罐标准。修正案澄清了回流阶段和要求绿色完井设备的时间点，并更新了对储罐和加工厂检漏要求的要求。作为奥巴马政府期间美国环保局减少石油和天然气工业甲烷和臭氧形成的挥发性有机化合物(“VOC”)排放的战略的一部分，2016年5月12日，环保局发布了修订和扩大2012年法规的最终条例。2016年核供应处要求减少石油和天然气生产、加工、传输和储存活动中某些活动产生的甲烷和VOCs形式的温室气体，并适用于在2015年9月18日后建造、改造或重建的设施。最后的规定除其他外，要求某些设备的温室气体和VOC标准，如离心式压缩机和往复式压缩机；井场半年检漏和修理，每季度增加和收集压缩机站和天然气输送压缩机站；气动泵的控制要求和排放限制；以及控制完井产生的温室气体和VOCs的附加要求。2012年和2016年的规则都是向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院(U.S.巡回上诉法院)提出的复审申请的主题，尽管这两项规则的诉讼已被搁置。2017年6月，美国环保局(EPA)在2016年国家战略计划(NSPS)中提议将合规要求暂停两年。在2017年3月的一项相关行动中，环保局撤回了它在2016年发出的最后信息请求，这是为根据“国家石油和天然气管理局关于石油和天然气行业现有来源的甲烷和其他排放物的规定制定标准”而作出的努力的一部分。2018年9月, 环境保护局提议对2016年“国家战略计划”作出修改，除其他外，修正与散逸性排放要求有关的具体规定。在2019年8月29日，环保局提议对2012和2016年NSPS进行修正，从甲烷排放和其他VOCs的监管中删除传输和储存基础设施。这些修正案还将取消对石油和天然气生产和加工设备的甲烷要求。作为一种替代办法，环保局提议完全取消对石油和天然气的甲烷要求，并寻求对其根据“清洁空气法”第111条管制污染物的权力的其他解释作出评论。
2015年10月，美国环保局(EPA)修订并降低了美国环境空气质量标准(CAA)下的臭氧环境空气质量标准，从每十亿份中75份降至每十亿份70份，这很可能导致更多、更大的臭氧不达标地区，而这又将要求各州通过实施计划，减少石油和天然气工业等行业排放的形成臭氧的污染物，如VOCs和氮氧化物。新的臭氧标准的反对者在联邦法院对该机构的行动提出了质疑。2019年8月，华盛顿上诉法院维持了以健康为基础的臭氧标准，但将旨在保护环境价值的二级公共福利标准发回环保局。2015年臭氧标准正在根据环保局2018年12月的最后执行规则实施。2016年10月，环保局最终确定了控制技术指南，用于控制在中度臭氧不达标地区现有石油和天然气设备和工艺的VOC排放。这些控制技术指导方针为各州和地方航空机构提供建议，以便在确定哪些排放要求适用于非达标地区的排放源时加以考虑。环境保护局已经提议完全撤销这些规定。2016年5月12日，环保局还发布了一项名为“源确定规则”的最终规则，以澄清何时必须将多个石油和天然气设备和活动合并为一个单一来源，以确定是否适用主要的来源许可方案。这一行动可以将许可和相关控制要求扩大到以前不受许可要求约束的来源。然而，最近，环境保护局发布了若干指导文件和备忘录，这些文件和备忘录涉及可能缩小“来源确定规则”效力的设施的集合。
对水力压裂过程给予更多的监管和重视，可能导致更多的反对，包括诉讼，反对使用水力压裂技术的石油和天然气生产活动。披露水力压裂过程中使用的化学品可使反对此类活动的第三方更容易对生产商和服务提供者提起法律诉讼，理由是在压裂过程中使用的特定化学品可能对人类健康或环境产生不利影响，包括地下水。2013年，加州一家法院裁定，土地管理局(“BLM”)没有遵守“国家环境政策法”，因为它在发放租约之前没有充分考虑水力压裂和水平钻井的影响。纽约和科罗拉多州的法院降低了在法院同意审理财产所有者声称的水力压裂造成的损害索赔之前所需的证据水平。与水力压裂有关的损害赔偿，
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包括诱发地震活动造成的损害，可引发今后的诉讼，并引起人们对水力压裂实践的更多关注。司法裁决也可能导致更多的监管、允许要求、执法行动和惩罚。另外的立法或条例也可能导致石油、天然气和天然气勘探和生产的操作延误或限制，或增加成本，包括开发页岩开采，或使水力压裂更加困难。通过更多的州或地方法律，或执行关于水力压裂的新条例，可能会导致新的石油和天然气井的完工减少，或合规费用和延误增加，这可能对我们的财务状况、业务结果和现金流动产生不利影响。
减少气体燃烧的要求可能对我们的业务产生不利影响。
在得克萨斯州米德兰盆地的油井，我们在那里有重要的业务，生产天然气，以及石油和天然气。在米德兰盆地某些地区，天然气收集和加工网络受到限制，导致大量天然气爆发，而不是收集、加工和出售。此外，我们还受到州和其他监管机构制定的法律的约束，这些法律限制了可以合法燃烧的天然气的期限和数量。这些法律和条例，包括今后可能对燃烧施加进一步限制的条例，可能限制我们可以从油井生产的石油和天然气的数量，也可能限制油井的数量或我们可以钻的地点。任何未来的法律和法规都可能增加我们的运营成本，或者限制我们的生产，这可能会对我们的财务状况、经营结果和现金流产生实质性和不利的影响。
如果我们不能为我们的钻井作业和(或)完井获得足够的水供应，或无法以合理的成本和根据适用的环境规则处置或回收我们使用的水，我们在经济上和商业上生产石油、天然气和天然气的能力就会受到损害。
我们和我们工业中的其他人所依赖的水力压裂过程，要完成生产石油、天然气和NGLs商业数量的油井，就需要使用和处置大量的水。
我们无法获得足够的水，或无法处理或循环利用从我们的水井产生的水，可能会对我们的业务产生不利影响。此外，实施新的环境倡议和条例可能包括限制我们进行某些作业的能力，例如水力压裂或处置废物，包括但不限于生产的水、钻井液和与勘探、开发或生产石油、天然气和天然气有关的其他废物。
遵守有关撤出、储存和使用水井水力压裂所需地表水或地下水的环境条例和许可证要求，可能会增加我们的作业费用，造成延误、中断或终止，其程度无法预测，所有这些都可能对我们的业务和财务状况产生不利影响。
与全球变暖和气候变化有关的立法和监管举措可能会对我们的运营以及对石油、天然气和天然气的需求产生不利影响。
2009年12月，环保局发现二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放危害公共健康和环境，因为这些气体的排放导致地球大气层变暖和其他气候变化。根据这一调查结果，环境保护局通过并实施了一套全面的条例，根据“国家环境协定”的现有规定限制和以其他方式管制温室气体的排放。特别是，环境保护局通过了两套规则，对“环境协定”下的温室气体排放作出规定。一项规则要求减少机动车辆的温室气体排放量，另一项规则规定某些大型固定来源的允许和温室气体排放。这些环保局的监管行动受到了不同行业团体的挑战，最初是在D.C.巡回法院，后者在2012年裁定在各方面都支持环保局。然而，2014年6月，美国最高法院推翻了D.C.规则，废除了环境保护局的温室气体许可规则，因为这些规则要求仅根据温室气体排放获得许可证。环境保护局在2016年提出了一项规则，以遵守美国最高法院的裁决，限制获得排放温室气体的许可证，以处理大量其他空气污染物的排放，如挥发性有机化合物或氮氧化物，这些污染物每年也排放10万吨或更多的CO。2 (或对这些源的修改导致每年排放增加75，000吨或更多的CO)2e)。如果最后确定，将需要除温室气体以外的大量空气污染物源，以实施现有的最佳温室气体捕获技术。然而，环保局尚未就拟议的规则采取行动，而且在特朗普政府的领导下也不太可能采取行动。环境保护局还通过了美国特定温室气体排放源的温室气体排放报告规则，其中包括炼油厂以及某些陆上石油和天然气开采和生产设施。
近年来，法院审理了其他几起涉及温室气体的案件。虽然法院一般拒绝将气候变化的直接责任分配给大量温室气体排放源，但有些法院要求联邦机构加强对此类排放的审查，并要求主管部门予以允许。对温室气体排放量大的公司提出索赔的风险仍然存在，新的损害赔偿要求和加强政府审查，特别是来自州和地方政府的索赔很可能会继续。这种情况往往试图对温室气体排放者申请的空气排放许可提出质疑，试图迫使排放者减少其排放量，或就所称的气候变化对环境、人和财产的影响寻求损害赔偿。任何限制或要求减少温室气体排放的法院裁决、法律或条例都可能导致运营和合规成本增加，并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。
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美国国会不时考虑通过减少温室气体排放的立法，近一半的州已经采取措施减少温室气体的排放，主要是通过计划编制温室气体排放清单和/或区域温室气体“上限和交易”方案。这些限额和交易方案大多要求主要排放源，如发电厂，或燃料的主要生产者，如炼油厂和天然气加工厂，获得和交出排放许可。每年减少可供购买的限额数量，以努力实现总体减少温室气体排放的目标。2013年，国会预算办公室向国会提供了一份关于征收温室气体排放税对美国经济的潜在影响的研究报告，并最近总结了征收温室气体排放税以减少赤字的影响。虽然“碳税”立法已在国会提出，但目前通过此类立法的前景尚不明朗。
2013年6月25日，奥巴马总统发布了“气候行动计划”，通过各种行政行动解决气候变化问题，包括减少石油和天然气生产和加工作业以及管道和煤矿产生的甲烷排放(“气候行动计划”)。请参阅拟议的与水力压裂、空气质量和温室气体排放有关的联邦和州立法和监管举措可能导致成本增加和额外的操作限制或延误。 有关环保局为执行“气候行动计划”而采取的行动的更多信息。将重点放在立法和(或)管理甲烷上，最终可能导致：
• | 现有石油和天然气设备减少甲烷排放的要求； |
• | 加强对排放大量甲烷的源的审查，包括在允许的过程中； |
• | 将分析、管制和减少甲烷排放作为项目批准的一项要求； |
• | 一个机构为某一特定行业采取的行动，为其他机构和工业部门确立了先例。 |
关于“气候行动计划”，假设全球升温潜能值(“全球升温潜能值”)和与甲烷和其他温室气体排放相关的社会成本都已最后确定，包括甲烷全球升温潜能值增加20%。对这些计量工具的改变可能会对许可要求、各机构对甲烷排放量高的源类别的现行条例的适用以及对某一来源是否符合“环境协定”规定的监管产生不利影响。然而，在第13783号行政命令中，特朗普总统下令审查碳的社会成本用于监管影响分析。因此，特朗普政府是否会继续使用碳的社会成本是不确定的。
最后，应当指出的是，科学家预测，地球大气层中温室气体浓度的增加可能导致气候变化，产生重大的物理影响，例如风暴、干旱和洪水及其他气候事件的频率和严重程度的增加。如果发生这种影响，我们的行动可能会受到不利影响。潜在的不利影响可能包括中断我们的生产活动，例如，我们的设施因洪水而受到损害，我们的运作费用增加，或我们的业务效率降低，以及在这些事件发生后，保险费用可能会增加。气候变化的重大物理效应也可能对我们的融资和运营产生间接影响，因为它会干扰我们与之有业务关系的中流公司、服务公司或供应商提供的运输或流程相关服务。我们可能无法通过保险收回气候变化的潜在物理影响可能造成的部分或任何损害、损失或费用。有关气候变化准备要求的联邦法规或政策变化也可能影响我们的成本和规划要求。
新技术可能会使我们现有的勘探和钻探方法过时。
石油和天然气工业在技术方面取得了迅速和重大的进步，包括引进了使用新技术的新产品和服务。由于竞争对手使用或开发新技术，我们可能处于竞争劣势，竞争压力可能迫使我们以巨大的代价实施新技术。此外，竞争对手可能拥有更多的财力、技术和人力资源，使他们能够享受技术优势，并在未来允许他们在我们之前实施新技术。我们在未来使用或实施的一项或多项技术可能会过时。我们不能确定我们能否及时或以我们可以接受的代价实施技术。如果我们不能保持符合行业标准的技术进步，我们的业务和财务状况可能会受到不利影响。
与我们普通股有关的风险
我们的普通股价格可能会大幅波动，可能会给投资者带来损失。
从…2019年1月1日，到2020年2月6日，根据纽约证券交易所的报告，我们普通股的日内交易价格从较低的$6.85每股十月 2019高出$21.19每股一月 2019。我们预计，由于各种因素，包括我们无法控制的因素，我们的股票将继续受到波动的影响。这些因素除本报告所述的其他风险因素外，还包括下列因素：
• | 石油、天然气或NGL价格的变化； |
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• | 区域、国家或全球商品供求前景的变化； |
• | 钻井、再完井和作业活动的变化； |
• | 证券分析师财务估计的变动； |
• | 可比公司的市场估值变化； |
• | 关键人员的增减； |
• | 由于算法交易做法的影响，波动性增加； |
• | 未来销售我们的普通股； |
• | 国家和全球经济前景的变化，包括贸易协定的潜在影响；以及 |
• | 国际贸易关系，可能包括影响我们使用的原材料和我们在业务中生产的商品的贸易限制或关税的影响。 |
在将来的某个时候，我们可能无法满足我们的股东和/或证券分析师的期望，我们的股价可能因此而下跌。
我们的公司注册证书和附则有阻止公司收购的规定，并可能阻止股东从他们的投资中获得收购溢价，这可能会对我们普通股的价格产生不利影响。
特拉华州的公司法和我们的公司注册证书和附则包含的条款可能会影响我们或我们的管理层的控制权的改变。除其他外，这些规定规定了董事会成员选举中的非累积投票，并对希望在股东会议上提名董事或提出其他行动的股东规定了程序要求。这些规定单独或相互结合，可能会阻止涉及实际或潜在控制权变化的交易，包括否则可能涉及向普通股股东支付高于现行市场价格的溢价的交易。因此，这些规定可能使第三方更难以收购我们，即使这样做会使我们的股东受益，这可能限制投资者今后愿意支付的我们普通股的价格。
此外，在我们的行业中，股东行动主义一直在增加，如果投资者试图对我们的业务施加影响或影响我们认为不符合股东长期最佳利益的变化，这些行动可能会对我们的业务产生不利影响，除其他外，会分散我们的董事会和管理团队的注意力，使我们承担意想不到的咨询费和其他相关费用，影响我们战略目标的实现，并造成不必要的市场不确定性。
我们可能并不总是为我们的普通股支付红利。
未来股息的支付仍由董事会自行决定，并将继续取决于我们的收益、资本要求、财务状况和其他因素。此外，支付股息须遵守我们的信用协议中的一项契约，将我们的年度现金红利限制在不超过5 000万美元，以及我们的高级债券和高级可转换债券的契约，这些契约限制我们支付超过一定数额的股息的能力。我们的董事会可能在未来决定降低目前的半年度股息率为每股0.05美元，或完全停止支付股息。
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项目1B。未解决的工作人员意见
我们没有未解决的意见，从证券交易委员会的工作人员对我们的定期或目前的报告，根据外汇法案。
第3项.同等法律程序
我们可能会不时参与与我们的业务及正常业务运作所引起的申索有关的诉讼。在提交本报告时，我们认为单独或集体可能对我们的财务状况、业务结果或现金流动产生重大不利影响的法律诉讼尚未结束。
酋长皇家公司诉SM能源公司，案件编号。在美国俄克拉荷马州西区地区法院.2011年1月27日，酋长皇家公司(“原告”)向俄克拉荷马州比弗县地区法院提起了一项集体诉讼，对最初被称为“皇家酋长公司诉SM能源公司”(包括前任、继承人和附属公司)的问题提出了申诉。CJ-201104，声称公司从俄克拉荷马州各地油井生产应支付的特许权使用费中不当地扣除了生产后费用，并声称公司因违约、侵权违约、违反信托或准信托义务、欺诈(实际和建设性)、欺骗、转换和共谋而对公司提出索赔。该公司将此案移交给美国俄克拉荷马州西区地区法院。
2018年8月2日，最高法院要求原告提交任何在2019年2月8日前证明某一类别的动议。原告提出了此类动议，但仅限于与俄克拉荷马州煤炭县管道系统有关的油井的使用费所有者。该公司的附属公司--四风营销有限责任公司(Four Will Market，LLC)拥有该系统，直到2015年，相关油井和管道系统才被出售给第三方。该公司反对这项动议，但仍有争议和悬而未决。
本案涉及复杂的法律和事实问题以及俄克拉何马州法律和联邦法律在本案情况下关于阶级认证的不确定性，并导致了大量的发现。该公司认为，根据俄克拉何马州的法律，它已适当地支付了特许权使用费，并且原告提议的类别不应得到认证。该公司已经并将继续大力为这一案件辩护。
SPM NAM有限责任公司等人诉SM能源公司案号2018-07160，位于得克萨斯州哈里斯县第189司法区(“诉讼”)。原告SPM NAM LLC(“SPM”)于2018年2月1日对该公司提起诉讼。这起诉讼涉及2016年8月2日的“收购和发展融资协议”(以及其修正案“ADFA”)。ADFA(及其修正案)的当事方是SPM公司；SPM和SPM的某些附属公司：(1)斯伦贝谢技术公司；(2)史密斯国际公司；(3)M-I，L.L.C.；和(4)Cameron International Corporation(“Schumberger Service Provider”)。在诉讼中，SPM和斯伦贝谢服务提供商是原告，公司是被告。
在诉讼中，SPM称，该公司违反了ADFA，因为该公司同意将其在粉河流域的权益(统称“公司利益”)出售给第三方(“买方”)。SPM称，根据ADFA，SPM有权按照公司利益通过“标记-沿途”出售的相同条款和条件，将其相关的井筒权益出售给买方。SPM称，该公司没有遵守ADFA的标签条款。该诉讼还指称，该公司欺诈性地诱使SPM对ADFA进行了一项与其出售有关的修订。SPM提出撤销、欺诈、违约、不当得利、违反诚实信用、公平交易、宣告性判决等债权。SPM在其诉状中没有具体说明它所要求的损害赔偿，但声明数额超过1，000，000美元。
该公司提出了肯定抗辩和反诉，部分声称：(1)SPM违反了ADFA，在任何撤销补救被ADFA明确禁止时，SPM违反了ADFA；和(2)公司有权要求宣布公司遵守了ADFA；和(3)SPM的标记-以及ADFA规定的权利过期。
此案正在调查中，审判定于2020年6月22日进行。该公司相信，它已经遵守了ADFA的条款，打算对SPM的索赔进行有力的辩护，并打算大力起诉自己的索赔。
第4项.评定等级的矿山安全披露
这些披露不适用于我们。
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第二部分
第五条登记人普通股的转制市场、相关股东事项和发行人购买权益证券
市场信息。我们的普通股目前在纽约证券交易所进行交易，交易代码为“SM”。
性能图
下面的性能图表比较了我们普通股在开始期间的累计回报率2014年12月31日和结局2019年12月31日，包括道琼斯勘探和生产指数(DJUSOS)和标准普尔500指数(SPX)的累计总回报率。
5年累计总收益比较
标题绩效图下的上述信息应视为已提供，但未提交证券交易委员会。
持卡人。截至2020年2月6日，我们的普通股记录保持者人数是75人。根据调查，管理层认为我们普通股的受益所有者人数约为17，350人。
发行人和关联购买者购买股票证券的行为。下表提供了我们和任何附属买家(根据“交易法”第10b-18(A)(3)条)在指定季度和截止年度内进行的采购的信息。2019年12月31日我们的普通股，这是我们根据“交易法”第12条登记的唯一一种股权证券。
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发行人及附属买家购买股票证券
期间 | 购买股份总数(1) | 每股加权平均价格 | 作为公开宣布的计划的一部分而购买的股份总数 | 5月份根据该计划购买的最大股份数量(2) | |||||||||
01/01/2019 - 03/31/2019 | 990 | $ | 17.82 | — | 3,072,184 | ||||||||
04/01/2019 - 06/30/2019 | 154 | $ | 14.91 | — | 3,072,184 | ||||||||
07/01/2019 - 09/30/2019 | 130,992 | $ | 12.52 | — | 3,072,184 | ||||||||
10/01/2019 - 12/31/2019 | — | $ | — | — | 3,072,184 | ||||||||
共计 | 132,136 | $ | 12.56 | — | 3,072,184 | ||||||||
(1) | 我们所购买的所有股份2019将抵消在交付限制性股票单位(“RSU”)所涉流通股时产生的扣缴税款义务，这些股份是根据SM能源股权奖励补偿计划(自2018年5月22日起修订和重报的)授予协议条款(“股权计划”)发放的。 |
(2) | 2006年7月，我们的董事会批准将根据1998年8月最初授权可回购的股份数目增加到6 000 000股，自决议生效之日起生效。因此，在提交本报告时，如果得到我们董事会的批准，我们可以在未来的基础上回购至多3 072 184股普通股。这些股份可不时在公开市场交易或私下谈判交易中回购，但须视乎市场条件及其他因素而定，包括我们的信贷协议的某些条文、有关高级债券及高级可转换债券的契约，以及符合证券法的规定。根据我们的信用协议，股票回购可以由现有现金余额、内部现金流或借款提供资金。股票回购计划可随时暂停或中止。 |
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项目6.金融数据
下表列出了截至所述日期或年份的若干补充财务和业务数据。提出的每五年的财务数据都是根据我们的合并财务报表得出的。以下数据应与管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析本报告第二部分第7项讨论了对所提供资料的可比性产生重大影响的因素，并结合本报告所载的综合财务报表。
截至12月31日为止的年份， | |||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | 2016 | 2015 | |||||||||||||||
(单位：百万，但每股数据除外) | |||||||||||||||||||
业务报表数据： | |||||||||||||||||||
营业收入和其他收入共计 | $ | 1,590.1 | $ | 2,067.1 | $ | 1,129.4 | $ | 1,217.5 | $ | 1,557.0 | |||||||||
净收入(损失) | $ | (187.0 | ) | $ | 508.4 | $ | (160.8 | ) | $ | (757.7 | ) | $ | (447.7 | ) | |||||
每股净收入(亏损)： | |||||||||||||||||||
基本 | $ | (1.66 | ) | $ | 4.54 | $ | (1.44 | ) | $ | (9.90 | ) | $ | (6.61 | ) | |||||
稀释 | $ | (1.66 | ) | $ | 4.48 | $ | (1.44 | ) | $ | (9.90 | ) | $ | (6.61 | ) | |||||
按普通股申报和支付的现金股利 | $ | 0.10 | $ | 0.10 | $ | 0.10 | $ | 0.10 | $ | 0.10 | |||||||||
资产负债表数据： | |||||||||||||||||||
总资产 | $ | 6,292.2 | $ | 6,352.9 | $ | 6,176.8 | $ | 6,393.5 | $ | 5,621.6 | |||||||||
长期债务： | |||||||||||||||||||
循环信贷设施 | $ | 122.5 | $ | — | $ | — | $ | — | $ | 202.0 | |||||||||
高级说明，扣除未摊销递延融资费用 | $ | 2,453.0 | $ | 2,448.4 | $ | 2,769.7 | $ | 2,766.7 | $ | 2,316.0 | |||||||||
高级可转换债券，扣除未摊销折扣和递延融资费用 | $ | 157.3 | $ | 147.9 | $ | 139.1 | $ | 130.9 | $ | — | |||||||||
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补充选定的财务和业务数据 | |||||||||||||||||||
截至12月31日为止的年份， | |||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | 2016 | 2015 | |||||||||||||||
资产负债表数据(百万)： | |||||||||||||||||||
周转资金总额(赤字) | $ | (219.4 | ) | $ | (36.8 | ) | $ | (10.1 | ) | $ | (190.5 | ) | $ | 216.5 | |||||
股东权益总额 | $ | 2,749.0 | $ | 2,920.3 | $ | 2,394.6 | $ | 2,497.1 | $ | 1,852.4 | |||||||||
加权平均流通股(单位：千)： | |||||||||||||||||||
基本 | 112,544 | 111,912 | 111,428 | 76,568 | 67,723 | ||||||||||||||
稀释 | 112,544 | 113,502 | 111,428 | 76,568 | 67,723 | ||||||||||||||
准备金： | |||||||||||||||||||
石油(MMBbl) | 184.1 | 175.7 | 158.2 | 104.9 | 145.3 | ||||||||||||||
气体(Bcf) | 1,223.2 | 1,321.8 | 1,280.1 | 1,111.1 | 1,264.0 | ||||||||||||||
NGLs(MMBbl) | 74.0 | 107.4 | 96.5 | 105.7 | 115.4 | ||||||||||||||
姆博伊(1) | 462.0 | 503.4 | 468.1 | 395.8 | 471.3 | ||||||||||||||
生产和经营(以百万计)： | |||||||||||||||||||
石油、天然气和NGL的生产收入 | $ | 1,585.8 | $ | 1,636.4 | $ | 1,253.8 | $ | 1,178.4 | $ | 1,499.9 | |||||||||
石油、天然气和NGL生产费用 | $ | 500.7 | $ | 487.4 | $ | 507.9 | $ | 597.6 | $ | 723.6 | |||||||||
损耗、折旧、摊销和资产留存负债 | $ | 823.8 | $ | 665.3 | $ | 557.0 | $ | 790.7 | $ | 921.0 | |||||||||
一般和行政(2) | $ | 132.8 | $ | 116.5 | $ | 117.3 | $ | 124.8 | $ | 156.1 | |||||||||
生产量： | |||||||||||||||||||
石油(MMBbl) | 21.9 | 18.8 | 13.7 | 16.6 | 19.2 | ||||||||||||||
气体(Bcf) | 109.8 | 103.2 | 123.0 | 146.9 | 173.6 | ||||||||||||||
NGL(MMBbl) | 8.1 | 7.9 | 10.3 | 14.2 | 16.1 | ||||||||||||||
姆博伊(1) | 48.3 | 43.9 | 44.5 | 55.3 | 64.2 | ||||||||||||||
已变现价格，在衍生产品结算前： | |||||||||||||||||||
石油(每桶) | $ | 54.10 | $ | 56.80 | $ | 47.88 | $ | 36.85 | $ | 41.49 | |||||||||
气体(每麦克福) | $ | 2.39 | $ | 3.43 | $ | 3.00 | $ | 2.30 | $ | 2.57 | |||||||||
NGL(每BBL) | $ | 17.26 | $ | 27.22 | $ | 22.35 | $ | 16.16 | $ | 15.92 | |||||||||
每BOE | $ | 32.84 | $ | 37.27 | $ | 28.20 | $ | 21.32 | $ | 23.36 | |||||||||
每个央行的费用： | |||||||||||||||||||
租赁营运费用 | $ | 4.67 | $ | 4.74 | $ | 4.43 | $ | 3.51 | $ | 3.73 | |||||||||
运输成本 | $ | 3.88 | $ | 4.36 | $ | 5.48 | $ | 6.16 | $ | 6.02 | |||||||||
生产税 | $ | 1.35 | $ | 1.52 | $ | 1.18 | $ | 0.94 | $ | 1.13 | |||||||||
从价税费用 | $ | 0.48 | $ | 0.48 | $ | 0.34 | $ | 0.21 | $ | 0.39 | |||||||||
损耗、折旧、摊销和资产留存负债 | $ | 17.06 | $ | 15.15 | $ | 12.53 | $ | 14.30 | $ | 14.34 | |||||||||
一般和行政(2) | $ | 2.75 | $ | 2.65 | $ | 2.64 | $ | 2.26 | $ | 2.43 | |||||||||
现金流量表数据(百万)： | |||||||||||||||||||
由经营活动提供(2) | $ | 823.6 | $ | 720.6 | $ | 515.4 | $ | 552.8 | $ | 990.8 | |||||||||
用于投资活动(2) | $ | (1,013.3 | ) | $ | (587.9 | ) | $ | (201.5 | ) | $ | (1,867.6 | ) | $ | (1,144.6 | ) | ||||
由(用于)筹资活动提供的(2) | $ | 111.8 | $ | (368.7 | ) | $ | (12.3 | ) | $ | 1,327.2 | $ | 153.7 | |||||||
____________________________________________
(1) | 由于四舍五入，金额可能不计算。 |
(2) | 由于在以往各期采用了新的会计准则，某些上期数额已重新分类，以符合合并财务报表的本期列报方式。 |
40
第七项中转业管理部门对财务状况和经营成果的探讨与分析
以下讨论包括前瞻性陈述。请参阅关于前瞻性陈述的警告信息有关这类声明的重要信息，请参阅本报告的部分。
公司概况
概况
我们的目的是通过负责任地生产能源供应，促进能源安全和繁荣，并在我们生活和工作的社区产生积极影响，使人民的生活得到改善。我们对公司的长期愿景是为我们的所有利益相关者持续增长价值.我们认为，为了实现这一愿景，我们必须成为顶级资产的首要运营者。目前，我们的投资组合集中在得克萨斯州高质量的石油和天然气生产资产上，特别是在得克萨斯州西部的米德兰盆地和南得克萨斯州。
2019财务和业务要点
我们仍然致力于最大限度地提高收益和增加我们的顶级米德兰盆地和得克萨斯州南部资产的价值。我们希望通过持续的开发、优化和描述来做到这一点。我们相信，我们的资产提供了显著的生产增长潜力和强劲的回报，能够增加内部产生的现金流，并支持我们改善信贷指标和保持强大的财务灵活性的优先事项。
财务和业务成果。截至年底的平均每日净生产量2019年12月31日，曾132.3MBoe，与120.3同时期的MBoe2018。这增加主要是由百分之二十五 增加我们的米德兰盆地资产的生产量。石油、天然气和天然气衍生品结算前的实际价格减少 百分之五, 百分之三十，和百分之三十七分别为截至年底的年度2019年12月31日，与年底相比2018年12月31日。由于实际价格、石油、天然气和NGL生产收入下降减少 百分之三到15.9亿美元截止年度2019年12月31日，与16.4亿美元为2018。这个减少在石油、天然气和NGL的生产中，由于定价而产生的收入大部分被抵消。增加生产。我们记录了净衍生产品损失9 750万美元截止年度2019年12月31日，与净衍生收益相比1.618亿美元在同一时期2018。包括在这些衍生金额中的是增益的3 920万美元关于在年终结算的衍生合约2019年12月31日，以及损失的1.358亿美元在同一时期2018。终了年度的总体财务和业务活动2019年12月31日，结果如下：
• | 净损失1.87亿美元，或$1.66截至年底的摊薄每股2019年12月31日，与5.084亿美元，或$4.48截至年底的摊薄每股2018年12月31日。请参阅2019至2018年及2018-2017年财务业绩和趋势比较 下文就每一期间的净收入(损失)构成部分进行进一步讨论； |
• | 业务活动提供的现金净额为8.236亿美元截止年度2019年12月31日，与7.206亿美元在……里面2018，这是增加的百分之十四一年比一年。请参阅2019~2018年及2018-2017年现金流量变化分析下文作进一步讨论；以及 |
• | 调整后的EBITDAX，一种非公认会计原则的财务计量，用于截至年底的年度2019年12月31日，曾9.934亿美元，与9.04亿美元在同一时期2018。请参阅非公认会计原则财务措施 下面进行更多的讨论，包括我们对调整后的EBITDAX的定义，以及我们对业务活动提供的净收入(亏损)和净现金的调节。 |
截至2005年核定储量估计数共计2019年12月31日 减少 百分之八从…2018年12月31日到462.0嗯，其中，百分之五十六是液体(油和NGLs)和百分之五十三已证实发育。期间2019，我们补充说98.4通过我们的米德兰盆地和得克萨斯南部的开发活动。这个2019的向下修正部分抵消了结果94.7主要是由较低的商品价格造成的。较低的商品价格也是我们的主要因素。减少估计已证实的储备寿命指数，即9.6年复一年2019年12月31日，与11.5年复一年2018年12月31日。请参阅储备 第一部分，本报告项目1和2，供进一步讨论。未来现金流量贴现的标准计量是41亿美元截至2019年12月31日，与47亿美元截至2018年12月31日，这是减少的百分之十二一年比一年。请参阅石油和天然气补充资料(未经审计)在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
业务活动. 我们在米德兰盆地的洛克斯塔尔地区的业绩继续超过我们收购前的预期，是推动我们的营业利润率和现金流显著增长的关键。2019因为这些油井生产的石油比例很高。我们在这一地区的业务执行和发展战略取得了很好的业绩，这是因为我们的完井设计得到了加强，而且由于成功的填充租赁和土地交易，我们能够钻更长的侧方，因为我们的面积位置越来越毗连。完成和操作效率
41
继续2019由于我们的水运输和处置需要的很大一部分仍由我们在罗克斯塔尔地区的核心地区经营的供水设施所满足。我们还继续在我们的完井工程中使用本地来源的沙子，从而进一步节省了成本，提高了我们项目的回报。
我们的米德兰盆地计划平均六钻井平台和三完工人员2019。我们完成了123毛额(111(网)操作井2019和增加年产量百分之二十五到26.3嗯，其中78%是石油。百分之八十二在我们的总数中2019我们的石油和天然气生产活动所产生的费用是在我们的中土盆地计划中发生的。我们在米德兰盆地的Rockstar和Swetie Peck位置上的钻探和完井活动继续主要集中在划定和开发下Spraberry和WolfcAMP A和B页岩段。
我们的南得克萨斯项目平均一钻机和一完成船员期间2019。我们完成了31毛额(20(网)2019。总产量2019曾.22.0嗯.百分之一 增加从…2018. 百分之十六在我们的总数中2019我们的石油和天然气生产活动所产生的费用是在我们的南德克萨斯计划中发生的。南德克萨斯州的钻井和完井活动继续侧重于开发鹰福特页岩地层和划定奥斯汀恰尔克地层。
在我们得克萨斯州南部土地位置北部的某些钻探和完井活动主要由第三方根据我们的联合开发协议提供资金。该协议规定，第三方将承担大量的所有钻井和完井费用，并在达到某些支出阈值之前获得这些油井的大部分工作和收入利益。这一安排使我们能够利用第三方资本来证明我们的鹰福特北区的价值，同时也允许我们测试尖端技术，获取额外的技术数据，并满足某些租赁义务。所有受本协议约束的油井已于2019年12月31日.
下表概述了我们已钻探但尚未完成的油井数量的变化，以及本年度的钻探和完井活动。2019年12月31日:
_____________________________________
米德兰盆地 | 南得克萨斯州 | 共计 | |||||||||||||||
毛额 | 网 | 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | ||||||||||||
截至2018年12月31日已钻井但尚未完工 | 61 | 55 | 29 | 23 | 90 | 78 | |||||||||||
钻井 | 113 | 104 | 25 | 20 | 138 | 124 | |||||||||||
完井 | (123 | ) | (111 | ) | (31 | ) | (20 | ) | (154 | ) | (131 | ) | |||||
其他(1) | — | — | (2 | ) | (2 | ) | (2 | ) | (2 | ) | |||||||
2019年12月31日已钻井但尚未完工 | 51 | 48 | 21 | 21 | 72 | 69 | |||||||||||
(1) | 包括我们不再打算完成的与先前钻井有关的调整。 |
石油和天然气生产活动中发生的费用。石油和天然气财产购置、勘探和开发活动所产生的费用，无论是资本化的还是费用化的，概述如下：
截止年度 | |||
2019年12月31日 | |||
(以百万计) | |||
发展成本 | $ | 914.0 | |
勘探成本 | 115.0 | ||
收购 | |||
证明性质 | (0.3 | ) | |
未证明性质 | 11.6 | ||
共计，包括资产退休债务(1) | $ | 1,040.2 | |
____________________________________________
注：由于四舍五入，总计可能无法计算。
(1) | 请参阅标题石油和天然气生产活动中发生的费用 在……里面石油和天然气补充资料(未经审计) 第二部分，本报告第8项。 |
我们所有的开发和勘探费用都是在我们的米德兰盆地和南德克萨斯州的项目中发生的。2019年12月31日。在这些费用中，8.486亿美元是为了开发我们的米德兰盆地资产104已钻净井和111已完成净井。相对而言，在最后一年2018年12月31日, 11亿美元针对我国中部盆地资产的开发，共打井117口，完成网井104口。这一年中与米德兰盆地的交易有关的购置费用，以及为延长某些租赁期限和获得新租约而支付的费用。请参阅业务活动上面和获取活动以下是关于我们区域活动的补充资料。
42
生产结果。下表按产品类别列出截至年底每一营运地区的生产情况。2019年12月31日:
____________________________________________
米德兰盆地 | 南得克萨斯州 | 共计 | ||||||
制作： | ||||||||
石油(MMBbl) | 20.5 | 1.3 | 21.9 | |||||
气体(Bcf) | 34.4 | 75.4 | 109.8 | |||||
NGL(MMBbl) | — | 8.1 | 8.1 | |||||
等效(MMBOE) | 26.3 | 22.0 | 48.3 | |||||
艾格。每日等值(MBOE/d) | 72.0 | 60.3 | 132.3 | |||||
相对百分比 | 54 | % | 46 | % | 100 | % | ||
注：由于四舍五入，金额可能不计算。
生产增加 百分之十截止年度2019年12月31日，与2018。这个增加总产量主要归因于我们的米德兰盆地资产增加在生产量中百分之二十五截止年度2019年12月31日，与2018。请参阅 选定的生产和财务信息，包括趋势的年度概览 和2019至2018年及2018-2017年财务业绩和趋势比较下面是关于生产的更多讨论。
收购活动。期间2019，虽然没有发生重大的收购活动，但我们完成了几个位于霍华德、马丁和得克萨斯州米德兰县的未开发地产的非货币性面积交易，以继续最大限度地提高我们在米德兰盆地项目中的运营效率。请参阅附注3-剥离、为出售而持有的资产和收购 在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
石油、天然气和天然气价格
我们的财务状况和我们的经营结果受到我们的石油、天然气和NGL生产价格的重大影响，这些价格可能会剧烈波动。当我们提到以下已实现的石油、天然气和NGL价格时，除非另有说明，否则所披露的价格是相应时期的平均价格，在衍生产品结算的影响之前。虽然所报价的NYMEX石油和天然气以及OPIS NGL价格通常被用作我们行业内比较的基础，但我们所获得的价格受到这些产品的质量、能源含量、位置和运输差异的影响。
下表汇总了截至年底的商品价格数据以及衍生产品结算的影响。2019年12月31日, 2018，和2017:
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
石油(每升)： | |||||||||||
纽约商品交易所合同月平均价格 | $ | 57.03 | $ | 64.77 | $ | 50.95 | |||||
已变现价格，未受衍生产品结算的影响 | $ | 54.10 | $ | 56.80 | $ | 47.88 | |||||
石油衍生沉降效应 | $ | (0.90 | ) | $ | (3.67 | ) | $ | (2.28 | ) | ||
气体： | |||||||||||
NYMEX平均月结算价格(每MMBtu) | $ | 2.63 | $ | 3.09 | $ | 3.11 | |||||
衍生产品结算前的实际价格(每个Mcf) | $ | 2.39 | $ | 3.43 | $ | 3.00 | |||||
气体导数沉降效应(PEMcF) | $ | 0.21 | $ | (0.12 | ) | $ | 0.72 | ||||
NGL(PER BBL)： | |||||||||||
平均OPIS价格(1) | $ | 22.34 | $ | 32.96 | $ | 27.63 | |||||
已变现价格，未受衍生产品结算的影响 | $ | 17.26 | $ | 27.22 | $ | 22.35 | |||||
NGL导数沉降效应 | $ | 4.43 | $ | (6.78 | ) | $ | (3.44 | ) | |||
____________________________________________
(1) | ngl每桶平均opis价格，无论是历史上的还是条形的，都是基于以下产品组合的：37%乙烷32%丙烷，6%异丁烷11%正常丁烷14%所有时期的天然汽油。这种产品组合代表工业标准的复合桶，不一定代表我们的NGL生产的产品组合。实际价格反映了我们的实际产品组合。 |
43
我们预计，由于全球供应和需求的不确定性，未来石油、天然气和天然气的基准价格将继续波动。除了供求基本面外，作为一种全球商品，石油价格还受到世界各区域实际或预期的地缘政治风险以及美元相对于其他货币的相对强势的影响。预计对向墨西哥出口液化天然气和天然气的需求增加将有助于平衡天然气供应。NGL价格可能继续受益于出口和石化市场需求的增加，同时被钻井活动的增加所抵消。我们在当地销售点的实际价格也可能受到我们业务范围内外基础设施能力的影响。
下表汇总了NYMEX WTI石油、NYMEX Henry Hub气和OPIS NGLs(与上表所讨论的产品组合相同)的12个月带钢价格。2020年2月6日，和2019年12月31日:
截至2020年2月6日 | 截至2019年12月31日 | ||||||
尼美克斯WTI油(每Bbl) | $ | 51.46 | $ | 59.01 | |||
Nymex Henry集线器气体(按MMBtu计) | $ | 2.15 | $ | 2.28 | |||
OPIS NGLs(每Bbl) | $ | 18.09 | $ | 20.00 | |||
我们使用金融衍生工具作为我们金融风险管理计划的一部分。我们制定了一项金融风险管理政策，对我们使用衍生品进行管理，有关订立衍生商品合同的决定由一个由高级执行官员和财务人员组成的金融风险管理委员会负责监督。衍生产品所涵盖的生产量是由我们的资产负债表上的债务数额、我们现有的资本承诺和长期债务水平以及我们签订有利的衍生商品合同的能力所驱动的。根据我们目前的衍生商品合约，我们相信在短期内，我们已经部分减少了对商品价格波动和区位差异的风险敞口。我们对部分衍生产品使用无成本项圈，使我们能够参与一些石油和天然气价格的上涨，同时也为我们的部分石油和天然气生产设定了一个价格下限。
请参阅附注10-衍生金融工具 在本报告第二部分第8项中商品价格风险 在……里面流动性与资本资源概述 有关我们的石油、天然气和NGL衍生物的更多信息，请参见下文。
展望
请参阅展望第一部分，本报告第1项，讨论我们的筹资和基本建设计划2020，并参考流动性与资本资源概述下面讨论我们希望如何为我们的2020资本计划。
44
业务财务结果和其他比较数据
下表提供了关于截止三个月的选定生产和财务信息的信息。2019年12月31日前三个季度。
最后三个月 | |||||||||||||||
十二月三十一日， | 九月三十日 | 六月三十日， | 三月三十一日， | ||||||||||||
2019 | 2019 | 2019 | 2019 | ||||||||||||
(以百万计) | |||||||||||||||
生产(MMBOE) | 12.8 | 12.4 | 12.4 | 10.7 | |||||||||||
石油、天然气和NGL的生产收入 | $ | 449.0 | $ | 389.4 | $ | 406.9 | $ | 340.5 | |||||||
石油、天然气和NGL生产费用 | $ | 127.3 | $ | 129.0 | $ | 123.1 | $ | 121.3 | |||||||
损耗、折旧、摊销和资产留存负债 | $ | 228.7 | $ | 211.1 | $ | 206.3 | $ | 177.7 | |||||||
勘探 | $ | 17.7 | $ | 11.6 | $ | 10.9 | $ | 11.3 | |||||||
一般和行政 | $ | 37.2 | $ | 32.6 | $ | 30.9 | $ | 32.1 | |||||||
净收入(损失) | $ | (102.1 | ) | $ | 42.2 | $ | 50.4 | $ | (177.6 | ) | |||||
注：由于四舍五入，金额可能不计算。
性能指标
最后三个月 | |||||||||||||||
十二月三十一日， | 九月三十日 | 六月三十日， | 三月三十一日， | ||||||||||||
2019 | 2019 | 2019 | 2019 | ||||||||||||
平均每日净生产当量(每日MBOE) | 138.8 | 134.9 | 136.5 | 118.7 | |||||||||||
租赁营运费用(按BOE计) | $ | 4.67 | $ | 4.73 | $ | 4.16 | $ | 5.20 | |||||||
运输费用(按BOE计) | $ | 3.46 | $ | 4.00 | $ | 4.00 | $ | 4.08 | |||||||
产油税占石油、天然气和NGL生产收入的百分比 | 4.2 | % | 4.1 | % | 4.0 | % | 4.1 | % | |||||||
从价税费用(按BOE计) | $ | 0.37 | $ | 0.39 | $ | 0.44 | $ | 0.76 | |||||||
耗竭、折旧、摊销和资产留存负债增加(按BOE计) | $ | 17.91 | $ | 17.02 | $ | 16.61 | $ | 16.63 | |||||||
一般和行政(按BOE计) | $ | 2.92 | $ | 2.63 | $ | 2.49 | $ | 3.00 | |||||||
45
选定的生产和财务信息，包括趋势的年度概览
最后几年 十二月三十一日， | 数额变动 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | 2019/2018 | 2018/2017 | 2019/2018 | 2018/2017 | |||||||||||||||||||||
净生产量： (1) | |||||||||||||||||||||||||||
石油(MMBbl) | 21.9 | 18.8 | 13.7 | 3.1 | 5.1 | 17 | % | 37 | % | ||||||||||||||||||
气体(Bcf) | 109.8 | 103.2 | 123.0 | 6.6 | (19.8 | ) | 6 | % | (16 | )% | |||||||||||||||||
NGL(MMBbl) | 8.1 | 7.9 | 10.3 | 0.2 | (2.4 | ) | 2 | % | (23 | )% | |||||||||||||||||
等效(MMBOE) | 48.3 | 43.9 | 44.5 | 4.4 | (0.6 | ) | 10 | % | (1 | )% | |||||||||||||||||
平均每日净生产量： (1) | |||||||||||||||||||||||||||
石油(每天MBbl) | 59.9 | 51.4 | 37.4 | 8.5 | 14.0 | 17 | % | 37 | % | ||||||||||||||||||
气体(MMcf/日) | 300.8 | 282.7 | 337.0 | 18.1 | (54.3 | ) | 6 | % | (16 | )% | |||||||||||||||||
NGLs(每天MBbl) | 22.2 | 21.8 | 28.2 | 0.5 | (6.4 | ) | 2 | % | (23 | )% | |||||||||||||||||
当量(每日市盈率) | 132.3 | 120.3 | 121.8 | 12.0 | (1.5 | ) | 10 | % | (1 | )% | |||||||||||||||||
石油、天然气和NGL生产收入(百万)： (1) | |||||||||||||||||||||||||||
石油生产收入 | $ | 1,183.2 | $ | 1,065.7 | $ | 654.3 | $ | 117.5 | $ | 411.4 | 11 | % | 63 | % | |||||||||||||
天然气生产收入 | 262.5 | 354.5 | 369.4 | (91.9 | ) | (15.0 | ) | (26 | )% | (4 | )% | ||||||||||||||||
NGL生产收入 | 140.0 | 216.2 | 230.1 | (76.2 | ) | (13.9 | ) | (35 | )% | (6 | )% | ||||||||||||||||
石油、天然气和NGL生产收入总额 | $ | 1,585.8 | $ | 1,636.4 | $ | 1,253.8 | $ | (50.6 | ) | $ | 382.6 | (3 | )% | 31 | % | ||||||||||||
石油、天然气和NGL生产费用(百万)： (1) | |||||||||||||||||||||||||||
租赁营运费用 | $ | 225.5 | $ | 208.1 | $ | 196.9 | $ | 17.4 | $ | 11.2 | 8 | % | 6 | % | |||||||||||||
运输成本 | 187.1 | 191.5 | 243.6 | (4.4 | ) | (52.1 | ) | (2 | )% | (21 | )% | ||||||||||||||||
生产税 | 65.0 | 66.9 | 52.4 | (1.9 | ) | 14.5 | (3 | )% | 28 | % | |||||||||||||||||
从价税费用 | 23.1 | 20.9 | 15.0 | 2.2 | 5.9 | 10 | % | 39 | % | ||||||||||||||||||
石油、天然气和NGL生产费用总额 | $ | 500.7 | $ | 487.4 | $ | 507.9 | $ | 13.3 | $ | (20.5 | ) | 3 | % | (4 | )% | ||||||||||||
已变现价格，在衍生产品结算前： | |||||||||||||||||||||||||||
石油(每桶) | $ | 54.10 | $ | 56.80 | $ | 47.88 | $ | (2.70 | ) | $ | 8.92 | (5 | )% | 19 | % | ||||||||||||
气体(每麦克福) | $ | 2.39 | $ | 3.43 | $ | 3.00 | $ | (1.04 | ) | $ | 0.43 | (30 | )% | 14 | % | ||||||||||||
NGL(每BBL) | $ | 17.26 | $ | 27.22 | $ | 22.35 | $ | (9.96 | ) | $ | 4.87 | (37 | )% | 22 | % | ||||||||||||
每BOE | $ | 32.84 | $ | 37.27 | $ | 28.20 | $ | (4.43 | ) | $ | 9.07 | (12 | )% | 32 | % | ||||||||||||
根据英国央行的数据： | |||||||||||||||||||||||||||
生产成本： | |||||||||||||||||||||||||||
租赁营运费用 | $ | 4.67 | $ | 4.74 | $ | 4.43 | $ | (0.07 | ) | $ | 0.31 | (1 | )% | 7 | % | ||||||||||||
运输成本 | $ | 3.88 | $ | 4.36 | $ | 5.48 | $ | (0.48 | ) | $ | (1.12 | ) | (11 | )% | (20 | )% | |||||||||||
生产税 | $ | 1.35 | $ | 1.52 | $ | 1.18 | $ | (0.17 | ) | $ | 0.34 | (11 | )% | 29 | % | ||||||||||||
从价税费用 | $ | 0.48 | $ | 0.48 | $ | 0.34 | $ | — | $ | 0.14 | — | % | 41 | % | |||||||||||||
总生产成本(1) | $ | 10.38 | $ | 11.10 | $ | 11.43 | $ | (0.72 | ) | $ | (0.33 | ) | (6 | )% | (3 | )% | |||||||||||
损耗、折旧、摊销和资产留存负债 | $ | 17.06 | $ | 15.15 | $ | 12.53 | $ | 1.91 | $ | 2.62 | 13 | % | 21 | % | |||||||||||||
一般和行政 | $ | 2.75 | $ | 2.65 | $ | 2.64 | $ | 0.10 | $ | 0.01 | 4 | % | — | % | |||||||||||||
衍生结算收益(损失)(2) | $ | 0.81 | $ | (3.09 | ) | $ | 0.48 | $ | 3.90 | $ | (3.57 | ) | 126 | % | (744 | )% | |||||||||||
每股收益信息： | |||||||||||||||||||||||||||
基本加权平均普通股流通股(单位：千) | 112,544 | 111,912 | 111,428 | 632 | 484 | 1 | % | — | % | ||||||||||||||||||
稀释加权平均普通股(单位：千) | 112,544 | 113,502 | 111,428 | (958 | ) | 2,074 | (1 | )% | 2 | % | |||||||||||||||||
每股基本净收益(亏损) | $ | (1.66 | ) | $ | 4.54 | $ | (1.44 | ) | $ | (6.20 | ) | $ | 5.98 | (137 | )% | 415 | % | ||||||||||
摊薄每股净收益(亏损) | $ | (1.66 | ) | $ | 4.48 | $ | (1.44 | ) | $ | (6.14 | ) | $ | 5.92 | (137 | )% | 411 | % | ||||||||||
____________________________________________
(1) | 由于四舍五入，无法计算金额和百分比变化。 |
(2) | 截至年度的衍生结算2019年12月31日, 2018，和2017，包括在所附的合并业务报表(“附带业务报表”)的净衍生(收益)亏损项内。 |
46
截至年底的平均当量每日生产量2019年12月31日, 增加 百分之十相比较2018。这一增长主要是由百分之二十五 增加我们中土盆地资产截至年底的生产量2019年12月31日，与2018。截至年底我们南德克萨斯州资产的生产量2019年12月31日，与2018。今年上半年，我们剥离了落基山地区剩余的生产资产。2018。我们预计，与2019年相比，2020年的石油总产量将略有下降；然而，我们预计石油总量将增加。因此，我们预计，到2020年，石油产量将约占我们生产总量的50%。请参阅 2019至2018年及2018-2017年财务业绩和趋势比较 以供进一步讨论。
我们在每个央行的基础上提供某些信息，以评估我们相对于同行的业绩，并确定和衡量我们认为可能需要进一步分析和讨论的趋势。
我们的已实现价格，在衍生品结算的影响下，按每英镑利率计算。减少 百分之十二截止年度2019年12月31日，与2018。这减少主要原因是石油、天然气和天然气的基准商品价格较低，以及由于运力紧张而导致米德兰盆地天然气区域差异加大。在2019年上半年，一些第三方的中流不可抗力事件对我们中土盆地天然气生产的价格产生了负面影响。米德兰盆地天然气的区域差异预计将继续对我们2020年的实际价格产生负面影响。预计2021年初将有更多的预期运力上线。截止年度2019年12月31日，我们认识到$0.81就结算我们的衍生合约而言，与确认的损失相比，$3.09英国央行2018.
按每个英国央行计算的租赁业务费用(“LOE”)在截至年底的年度内相对持平2019年12月31日，与2018尽管石油产量在我们总产量中所占的百分比有所增加。绝对LOE的增加主要是由于产量的增加。我们预计在每个英国央行的基础上LOE会更高2020相比较2019随着我们的产品组合继续向更多的石油生产转移。我们预计LOE在每个BOE基础上的波动是由于总生产、我们的总体生产组合、修井项目的时间安排和行业活动的变化，所有这些都会影响到服务提供商的成本。
按每个BOE计算的运输费用减少 百分之十一截止年度2019年12月31日，与2018。这个减少主要是由增加在我们的米德兰盆地资产所产生的生产中所占的百分比，因为这些资产的生产通常在井口或井口附近出售，因此运输成本最低。我们预计总运输成本相对于我们南德克萨斯州资产的生产变化而波动，这将导致我们大部分的运输成本。在每个英国央行的基础上，我们预计运输成本将在2020，与2019，因为我们的米德兰盆地的生产资产继续成为我们总产量的更大一部分。
截止年度按英国央行计算的生产税2019年12月31日, 减少 百分之十一相比较2018，主要原因是百分之十二 减少在截至年底的衍生工具结算的影响前，按每英国央行计算的已变现价格2019年12月31日，与2018。我们每年的总生产税税率2019年12月31日，和2018曾.4.1%。我们预期我们的整体生产税率将保持在2020，与2019。我们一般预期，产油税支出会随着石油、天然气和NGL的生产收入的增加而增加，绝对和按BOE计算。产品组合、生产地点以及鼓励石油和天然气开发的激励措施也会影响我们认识到的生产税的数额。
按每个英国央行计算的截至年底的从价税支出2019年12月31日，与2018，因为我们的资产和生产基础的变化所造成的绝对增长与较高的生产量是一致的。我们预计，由于我们的生产物业估价的持续变化，每个BOE和绝对基础上的从价税费用的波动。
耗损、折旧、摊销和资产留存债务-负债累计(“DD&A”)-按每英国央行计算增加 百分之十三截止年度2019年12月31日，与2018。这个增加我们的重点是开发米德兰盆地的石油生产资产，那里的耗竭率高于我们在南德克萨斯州的主要天然气和NGL生产资产。我们的DD&A率波动的原因是减损、剥离活动、携带成本资金和与第三方分享安排、我们的生产结构的变化以及我们估计的已证实储量总量的变化。一般情况下，我们期望DD&A费用按每个BOE计算2020与.相比增加2019随着我们从米德兰盆地生产的资产继续成为我们总产量的更大一部分。
截止年度的一般和行政费用(“G&A”)，按每个英国央行计算2019年12月31日, 增加 百分之四相比较2018。增加的主要原因是，与前一年相比，被重新归类为勘探费用的雇员补偿数额减少，因为分配给开发活动的雇员时间更多。2019。第四季度2019我们宣布对某些职能进行重组，以消除重复的区域业务职能，降低间接费用，我们预计这将在今后几年减少G&A费用。因此，我们预计与这次重组有关的费用总额将从800万美元到850万美元不等，其中包括在第四季度发生的420万美元。2019。我们预计G&A费用总额将减少，按每次英国央行计算2020相比较2019.
请参阅附注9-每股收益在本报告第二部分第8项中，进一步讨论我们的基本和稀释后每股净收入(亏损)计算中所包括的股份类型。我们记录了每年的净亏损。
47
2019年12月31日，和2017。因此，所有可能稀释的股份都是反稀释的，不包括在计算截止年度每股稀释净亏损中。2019年12月31日，和2017。截止年度2018年12月31日，因此，在计算摊薄后的普通股净收入时，我们记录了净收益，因此将稀释性股份考虑在内。2018年12月31日.
2019至2018年及2018-2017年财务业绩和趋势比较
请参阅2018年至2017年及2017至2016年财务业绩和趋势比较在……里面管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析在2018年表格10-K年度报告的第二部分第7项中，我们于2019年2月21日向证券交易委员会提交了一份详细的讨论，详细讨论了我们在截止年度的财务业绩和趋势的某些比较。2018年12月31日，与年底相比2017年12月31日.
净当量生产、生产收入和生产费用
下表列出了在截止年度内我们的净当量生产、生产收入和生产费用的区域变化情况。2019年12月31日，和2018:
当量生产净增长(减少) | 生产收入增加(减少) | 生产费用增加(减少) | ||||||||
(每日MBoe) | (以百万计) | (以百万计) | ||||||||
米德兰盆地 | 14.6 | $ | 131.1 | $ | 31.5 | |||||
南得克萨斯州 | 0.4 | (124.5 | ) | 5.2 | ||||||
落基山(1) | (3.1 | ) | (57.2 | ) | (23.3 | ) | ||||
共计 | 12.0 | $ | (50.6 | ) | $ | 13.3 | ||||
注：由于四舍五入，金额可能不计算。
(1) | 2018年上半年，我们剥离了落基山区所有剩余的生产资产。因此，2018年第二季度之后，该地区的产量就没有了。 |
我们经历了百分之十 增加在净当量生产中2019相比较2018，主要是由于增加产自我们的米德兰盆地资产。由于中部盆地产量的增加，石油产量在整个产品结构中所占的百分比增加从…百分之四十三在……里面2018，到百分之四十五在……里面2019。石油、天然气和NGL生产收入减少 百分之三截止年度2019年12月31日，与2018，由于较低的商品价格和上半年的资产剥离2018我们在落基山地区的剩余生产资产。截至年底的生产费用总额2019年12月31日, 增加 百分之三相比较2018，由于.增加从价税支出，部分抵消减少生产税和运输费用。按单价计算的生产费用减少 百分之六截止年度2019年12月31日，与2018，主要原因是增加产量，减少运输费用，以及减少由于石油、天然气和NGL生产收入减少而产生的生产税。
下表列出了截至12月31日的年度内我们的净当量生产、生产收入和生产费用的区域变化情况。2018和2017:
当量生产净增长(减少) | 生产收入增加(减少) | 生产费用增加(减少) | ||||||||
(每日MBoe) | (以百万计) | (以百万计) | ||||||||
米德兰盆地 | 27.4 | $ | 582.5 | $ | 89.5 | |||||
南得克萨斯州 | (20.8 | ) | (95.9 | ) | (64.5 | ) | ||||
落基山(1) | (8.1 | ) | (104.0 | ) | (45.5 | ) | ||||
共计 | (1.5 | ) | $ | 382.6 | $ | (20.5 | ) | |||
__________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不计算。
(1) | 2018年上半年，我们剥离了落基山区所有剩余的生产资产。因此，2018年第二季度之后，该地区的产量就没有了。 |
我们经历了百分之一 减少在净当量生产中2018相比较2017。这个减少总体产量是由于资本投资减少、2017年第一季度剥离我们外部运营的鹰福特页岩资产和2018年上半年剥离落基山地区剩余生产资产而导致我们运营的鹰福特页岩资产产量下降所致。南德克萨斯州和落基山地区的产量下降主要由百分之九十一生产量增加我们在米德兰盆地的资产2018年12月31日，与2017。米德兰盆地产量的增加也推动了石油的发展。
48
生产占我们整体产品结构的百分比增加从…百分之三十一在……里面2017，到百分之四十三在……里面2018。这个增加高边际产油量增加已实现价格，在衍生品结算的影响之前，按每英国央行计算百分之三十二在……里面2018，导致百分之三十一 增加石油、天然气和NGL生产收入2018相比较2017。生产费用2018，与2017, 减少 百分之四，主要原因是2018年上半年我们落基山地区剩余资产的剥离，这是我们投资组合中平均生产成本最高的地区。
请参阅选定的生产和财务信息，包括趋势的年度概览 以上所述，用于讨论截至终了年度的按日央行计算的趋势。2019年12月31日, 2018，和2017.
剥离活动净收益(亏损)
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计) | |||||||||||
剥离活动净收益(亏损) | $ | 0.9 | $ | 426.9 | $ | (131.0 | ) | ||||
期间没有发生任何重大资产剥离事件2019。这个4.269亿美元截至年底的资产剥离活动净收益2018年12月31日.class=‘class 1’>的总净收益.4.106亿美元我们于2018年第一季结束的粉河流域资产剥离(“pb资产剥离”)记录在案，合计净收益为1 540万美元记录了我们在位于北达科他州分水县的威利斯顿盆地(“分水县资产剥离”)和我们在米德兰盆地的Halff东部资产(“Halff East Ditionture”)的全部资产剥离情况，该资产于2018年第二季度结束。
截至年底记录的资产剥离活动净亏损2017年12月31日，主要是5.265亿美元在保留的北达科他州资产上进行减记。如上文所述，这些资产在2018年第二季度被剥离。部分抵消了2017年记录的这些减记，3.968亿美元出售我们的外部运营的鹰福特页岩资产的净收益总额。
请参阅附注3-剥离、为出售而持有的资产和收购在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
损耗、折旧、摊销和资产留存负债
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计) | |||||||||||
损耗、折旧、摊销和资产留存负债 | $ | 823.8 | $ | 665.3 | $ | 557.0 | |||||
DD&截至年度的支出2019年12月31日, 增加 百分之二十四相比较2018。DD&截至年度的支出2018年12月31日, 增加 百分之十九相比较2017。这些增加与百分之二十五和百分之九十一 增加S到目前为止的年份2019年12月31日，和2018由于这些资产的损耗率高于我们在得克萨斯州南部的资产，因此，这些资产的生产量分别来自我们的米德兰盆地资产。
请参阅选定的生产和财务信息，包括趋势的年度概览 以上讨论的DD&A费用在每个BOE的基础上。
勘探
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计) | |||||||||||
地质和地球物理费用 | $ | 2.9 | $ | 5.6 | $ | 4.0 | |||||
探干孔 | 4.8 | — | 2.4 | ||||||||
间接费用和其他费用 | 43.8 | 49.6 | 48.3 | ||||||||
共计 | $ | 51.5 | $ | 55.2 | $ | 54.7 | |||||
勘探费用减少 百分之七截止年度2019年12月31日，与2018。减少的主要原因是，由于将更多的雇员时间分配给发展活动，将雇员报酬重新归类为勘探费用的数额减少，这被确认为G&A费用。勘探费用受到我们实际进行的地质和地球物理研究以及勘探干孔费用潜力的影响。
49
油气性质损害
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计) | |||||||||||
已证实性质的损害 | $ | — | $ | — | $ | 3.8 | |||||
未证实财产的遗弃和损害 | 33.8 | 49.9 | 12.3 | ||||||||
共计 | $ | 33.8 | $ | 49.9 | $ | 16.1 | |||||
已证实的财产费用没有减值，但已确认为截至年底的年度。2019年12月31日，和2018。未证明的财产-放弃和减值-记录的截至年度2019年12月31日，和2018与实际和预期租约到期有关，以及由于所有权缺陷、开发计划变化和其他固有面积风险而造成的实际和预期面积损失。
我们预计，在商品价格下跌或低迷的时期，已证实的财产减损将更频繁地发生，未证实的财产放弃和减损的频率将随着租约到期或缺陷的时间而波动，并随着商品价格的下降而改变经济学。此外，钻井计划的改变、勘探活动的失败和向下工程的修改可能导致已证实和未证实的财产损害。对已证实和未证明的属性的未来损害很难预测；然而，根据我们对商品价格的最新假设，到目前为止2020年2月6日，我们预计第一季度不会出现任何物质损伤。2020由于商品价格的影响。请参阅关键会计政策和估计以供进一步讨论。
一般和行政
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计) | |||||||||||
一般和行政 | $ | 132.8 | $ | 116.5 | $ | 117.3 | |||||
G&A费用增加 百分之十四截止年度2019年12月31日，与2018。请参阅选定的生产和财务信息，包括趋势的年度概览 以上讨论G&A费用。
净衍生(增益)损失
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计) | |||||||||||
净衍生(增益)损失 | $ | 97.5 | $ | (161.8 | ) | $ | 26.4 | ||||
我们确认了净衍生产品损失9 750万美元截止年度2019年12月31日。对于在2019，公允价值为1.122亿美元的净资产2018年12月31日，收到的现金结算净额共计3 920万美元，造成7 300万美元的净亏损。此外，截至目前为止，我们在剩余合约上录得2，450万元的市面亏损。2019年12月31日，这是由于2019年年底商品条形价格上涨造成的。
我们确认净衍生收益为1.618亿美元截止年度2018年12月31日。对于在2018，公允价值为负债净额1.083亿美元2017年12月31日，支付的现金净额为1.358亿美元，造成2 750万美元的损失。弥补这一损失的是截至目前为止剩余合同的1.893亿美元按市价计算的收益。2018年12月31日，这是由于2018年年底大宗商品条形价格下降所致。
我们确认了净衍生产品损失2 640万美元截止年度2017年12月31日。对于在2017截至2016年12月31日，公允价值为净负债6 090万美元，收到的现金结算净额为2 120万美元，增加了8 210万美元。抵消这一收益的是，截至目前为止，剩余合同的市值损失为1.085亿美元。2017年12月31日，这是由于商品条形价格上涨造成的。
请参阅附注10-衍生金融工具在第二部分，本报告第8项作进一步讨论。
50
利息费用
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计) | |||||||||||
利息费用 | $ | (159.1 | ) | $ | (160.9 | ) | $ | (179.3 | ) | ||
截至年底的利息开支2019年12月31日，与2018。我们预计，与2019年相比，与我们的高级债券相关的利息支出在2020年将相对持平；不过，利息支出总额可能会根据任何借入我们信贷安排的时间和金额而有所不同。
这个1 840万美元，或百分之十, 减少截至年底的利息开支2018年12月31日，与2017，部分原因是赎回了我们应于2021年到期的6.50%高级债券(“2021年高级债券”)，与2017年相比，2018年与债务有关的利息支出减少了940万美元。除了债务的总体减少外，由于2018年的发展活动水平高于2017年，我们资本化的利息数额也有所增加，利息支出也随之减少。
请参阅附注5-长期债务在本报告第二部分第8项中流动性与资本资源概述以供进一步讨论。
债务清偿损失
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计) | |||||||||||
债务清偿损失 | $ | — | $ | (26.7 | ) | $ | — | ||||
截止年度2018年12月31日，我们录制了2 670万美元我们的2021年高级债券早日失效后的净亏损，6.50%高级债券到期日期2023年(“2023年高级债券”)，以及我们的部分6.125%高级债券到期(“2022高级说明”)。债务清偿净损失包括在内2 040万美元与赎回及回购时所缴付的保费有关，及630万美元与加速未摊销的递延融资费用有关。
请参阅附注5-长期债务在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
所得税(费用)福利
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计，税率除外) | |||||||||||
所得税(费用)福利 | $ | 44.0 | $ | (143.4 | ) | $ | 183.0 | ||||
有效税率 | 19.1 | % | 22.0 | % | 53.2 | % | |||||
截止年度实际税率的下降2019年12月31日，与2018，主要原因是永久项目对年终所得税前损失的不同影响。2019年12月31日，比较这些项目对所得税前收入的影响2018。股票补偿金的超额税收缺陷，对某些受保个人补偿的支出限制，以及其他永久性支出项目，降低了年终的税收优惠率。2019年12月31日。这些项目提高了截至年底的税收支出率。2018年12月31日。税收支出率的降低也反映了这方面的累积效应。2018从资产剥离，以及相关变化对我国的分摊率的影响。
截止年度实际税率的下降2018年12月31日，与2017主要原因是减税和就业法(“2017年税法”)的影响。从2018年开始，最高边际企业税率从35%降至21%，导致2017年非经常性递延税负调整的18.5%是由最高边际税率下降14%造成的。2017年的影响被累加到为该年计算的税收优惠中。这14%的下降反映在2018年的所得税支出率上。此外，由于股票补偿金的超额税收不足，导致2018年税率上升，部分抵消了同比下降的影响，因此，今年全年的税率有所下降。2018年其他名义税率下降包括房地产销售、分配净额变化、研究抵免额和百分比耗竭的影响，这些影响被某些受保个人补偿的限制所抵消。
请参阅流动性与资本资源概述和关键会计政策和估计下面还有附注4-所得税第二部分，本报告第8项，供进一步讨论。
51
流动性与资本资源概述
基于目前的商品价格环境，我们相信我们有足够的流动性和资本资源来执行我们在可预见的未来的商业计划。我们继续管理我们的钻井和完井服务承诺的期限和水平，以便在活动水平和资本支出方面保持灵活性。
现金来源
我们目前期望我们的2020资本计划将由运营中的现金流量提供资金，任何剩余的现金需求都将由我们信贷工具下的借款提供资金。在本年度终了的年度内2019年12月31日，我们产生了8.236亿美元经营活动的现金流量。截至2019年12月31日，根据我们的信贷协议所提供的剩余借款能力11亿美元但是，在流动性方面，我们的借贷基础可以根据商品价格的变化、已证实的财产的收购或剥离或融资活动进行调整。
虽然我们预计这些来源的现金流量足以为我们的预期提供资金。2020资本计划，我们也可以选择通过新的债务或股票发行或其他资金来源筹集资金。如果我们通过发行股票或可转换债务证券筹集额外资金，我们现有股东的持股比例可能会被稀释，而这些新发行的证券可能拥有比现有股东更高的权利、偏好或特权。未来信用评级下调可能会使我们更难或更昂贵地借入更多资金。此外，我们还可以与第三方就某些勘探或开发项目达成携带成本和分担安排。我们所有的流动资金来源都可能受到更广泛的经济状况、不可抗力事件以及商品价格、经营成本和生产量波动的影响，所有这些都影响到我们和我们的行业。
我们无法控制石油、天然气或NGL的市场价格，尽管我们可以通过使用衍生合同作为商品价格风险管理计划的一部分来影响我们从石油、天然气和NGL销售中实现的收入数额。请参阅附注10-衍生金融工具在本报告第二部分第8项中，了解我们目前制定的石油、天然气和NGL衍生产品合同以及这些合同的结算时间。.
2017年税法的颁布将2018年及未来几年的最高边际公司税税率从35%降至21%，但未来利息支出的可扣减性可能是有限的。总的来说，2017年税法的颁布对运营现金流产生了积极影响，我们相信它将对未来的运营现金流产生积极影响。
信贷协议
我们的信贷协议提供了一个高级的有担保的循环信贷设施，最高贷款额为25亿美元并计划在2023年9月28日。然而，如果我们没有按照信贷协议所述，完成与2022年高级债券有关的某些回购、赎回或再融资活动，到期日可能会在2022年8月16日早些时候到期。参加我们的信贷协议的任何一家银行都不超过百分之十贷款人在信贷协议下的承诺。请参阅附注5-长期债务在本报告第二部分第8项中，供进一步讨论，并说明未清余额、信用证总额和根据我们的信贷协议可获得的借款能力。2020年2月6日, 2019年12月31日，和2018年12月31日.
“信贷协议”下的借贷基础须定期进行半年期重新厘定，并会考虑我们(A)根据信贷协议向贷款人提交的最新储备报告所反映的经证实的石油及天然气物业的价值；及(B)商品衍生合约，每项合约均由我们的贷款人团体厘定。下一个预定的借款基准重新确定日期是2020年4月1日.
我们必须遵守信贷协议条款下的某些金融和非金融契约，包括限制股利支付的契约，以及要求我们维持信贷协议所界定的某些财务比率的契约。请参阅附注5-长期债务在本报告第二部分第8项中，提供有关我们的金融公约的更多细节。到目前为止，我们遵守了所有的金融和非金融契约。2019年12月31日，并通过提交本报告。
我们的每日加权平均信贷安排债务余额大约是1.152亿美元和1 310万美元最后几年2019年12月31日，和2017分别。2018年，由于手头的现金和2018年从剥离中获得的现金收益，我们没有信贷贷款借贷活动。我们的经营活动提供的现金流量、资产剥离收益、资本市场活动以及我们的资本支出，包括收购，都会影响我们通过信贷工具借入的金额。
根据我们的信贷协议，根据伦敦银行间同业拆借利率(“libor”)，以欧元美元贷款的形式借入利息。伦敦银行同业拆借利率作为全球参考利率的使用预计将在2021年后停止。我们的信贷协议规定，如果伦敦银行同业拆借利率不再是广泛使用的基准利率，或不再用于确定美国贷款的利率，则信用协议中所界定的行政代理人应与我们协商，确定一个替代利率，以公平反映贷款放款人的成本。我们
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目前并不期望从libor的过渡会对信贷协议下的利息开支或借款活动产生重大影响，或对我们的业务产生重大的不利影响。
加权平均利率和加权平均借款利率
我们的加权平均利率包括已支付利息和应计利息、根据“信用协议”承付总额中未使用部分的费用、信用证费用、递延融资费用的非现金摊销以及与高级可转换债券有关的折扣的非现金摊销。我们的加权平均借款利率仅包括已支付的利息和应计利息.
下表列出截至年度的加权平均利率及加权平均借款利率。2019年12月31日, 2018，和2017.
截至12月31日， | ||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||
加权平均利率 | 6.4 | % | 6.4 | % | 6.4 | % | ||
加权平均借款利率 | 5.7 | % | 5.8 | % | 5.8 | % | ||
我们的加权平均利率和加权平均借款利率2019年12月31日, 2018，和2017，受到长期债务发行和赎回的时机以及循环信贷安排的平均未偿余额的影响。此外，我们的加权平均利率受到支付的费用对我们的总贷款人承诺的未使用部分的影响。截至年底，我们的加权平均利率或加权平均借款利率并无重大变化。2019年12月31日, 2018，和2017。上表披露的费率没有反映与回购高级债券有关的数额，例如回购时已实现的折扣或已支付的溢价，或加速了回购时支出的未摊销递延融资费用。请参阅附注5-长期债务在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
现金的使用
我们使用现金开发、勘探和获取石油和天然气财产，支付经营和一般及行政费用、所得税、股息和包括利息在内的债务。开发、勘探和获取油气资产的支出是我国资本资源的主要用途。期间2019，我们大约花了10亿美元关于资本支出。这一数额与发生的费用数额略有不同，因为所发生的费用是一种权责发生制数额，其中还包括资产退休债务、地质和地球物理费用、石油和天然气财产的购置以及勘探间接费用。请参阅石油和天然气生产活动中发生的费用在……里面石油和天然气补充资料(未经审计)在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
我们未来资本支出的数额和分配将取决于许多因素，包括收购的数量和规模、我们从经营、投资和融资活动中获得的现金流量，以及我们执行发展计划的能力。此外，石油、天然气和NGL价格对投资机会、资本供应以及勘探和开发活动的时间和结果的影响，可能导致未来发展所需资金的变化。 我们定期审查我们的资本支出预算，以评估当前和预计的现金流量变化、收购和剥离活动、债务需求和其他因素。
我们可不时以现金或其他证券的交易所，或两者的组合，回购或赎回我们的全部或部分未偿债务证券。这种回购或赎回可以在公开市场交易、私下谈判交易或其他情况下进行。任何这样的回购或赎回将取决于当前的市场条件，我们的流动性要求，合同限制，遵守证券法，和其他因素。任何此类交易所涉及的金额可能是重大的。回购或赎回将作为我们资本配置的一部分进行审查。2018年第三季度，我们赎回了2021年高级债券，回购了所有2023年高级债券，回购了2022年高级债券的一部分，并发行了2027年高级债券。年内，我们并没有进行类似的债务交易。2019，或通过提交本报告。请参阅附注5-长期债务在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。作为我们2020年战略的一部分，我们将继续把重点放在改进我们的债务衡量标准上，这可能包括减少我们的未偿债务数额。
在提交这份报告时，我们可以回购3,072,184根据我们的股票回购计划我们的普通股，但须经我们的董事会批准。股票可不时在公开市场或私下谈判的交易中回购，但须符合市场条件和其他因素，包括我们的信贷协议的某些条款、管理我们高级债券的契约、管理我们高级可转换债券的契约、符合证券法的规定，以及我们的股票再购买计划的条款和规定。我们的董事会定期审查这一计划，作为我们资本分配的一部分。期间2019，我们没有回购我们的普通股，我们目前也不打算回购我们普通股的任何流通股。2020.
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在结束的几年内2019年12月31日, 2018，和2017，我们付了钱1 130万美元, 1 120万美元，和1 110万美元分别向我们的股东派发股息，反映出股息为$0.10每年每股。我们目前的打算是在可预见的将来继续派发股息，但须视乎我们日后的收入、财务状况、信贷协议、高级债券及高级可转换债券的契约、其他契约及其他可能出现的因素而定。未来股息的支付和数额仍由董事会自行决定。
2019~2018年及2018-2017年现金流量变化分析
下表列出了截至年度的现金流量变化情况。2019年12月31日, 2018，和2017，用于我们的经营、投资和融资活动。每一表后面的分析应结合本报告第二部分第8项所附的现金流量表(“现金流量表”)一并阅读。
经营活动
截至12月31日， | 数额变动 | ||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | 2019/2018 | 2018/2017 | |||||||||||||||
(以百万计) | |||||||||||||||||||
经营活动提供的净现金 | $ | 823.6 | $ | 720.6 | $ | 515.4 | $ | 103.0 | $ | 205.2 | |||||||||
衍生产品结算在截止年度增加了2.029亿美元2019年12月31日，与2018。这一增加被以下因素部分抵消：石油、天然气和NGL生产收入减少、运输成本净额减少和7 340万美元的生产税减少，以及在终了年度支付的LOE和从价税2 200万美元的现金增加。2019年12月31日，与2018。支付利息的现金减少 880万美元截止年度2019年12月31日，与2018，由于在2018年第三季度赎回和回购了某些高级债券，但2027年高级债券的利息和信贷工具借款在终了年度支付的利息增加，部分抵消了这一增加的影响。2019年12月31日。业务活动提供的现金净额也受到周转资金变化以及现金收入和付款时间的影响。
从石油、天然气和NGL生产收入、运输成本净额和包括衍生现金结算在内的生产税中收到的现金增加1.96亿美元截止年度2018年12月31日，与2017，主要是由于我们的实际价格上涨后，衍生结算的影响。已付利息减少 1 340万美元截止年度2018年12月31日，与2017，由于我们在2018年第三季度赎回和回购了某些高级债券。请参阅附注5-长期债务在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
投资活动
截至12月31日， | 数额变动 | ||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | 2019/2018 | 2018/2017 | |||||||||||||||
(以百万计) | |||||||||||||||||||
用于投资活动的现金净额 | $ | (1,013.3 | ) | $ | (587.9 | ) | $ | (201.5 | ) | $ | (425.4 | ) | $ | (386.4 | ) | ||||
用于投资活动的现金净额终了年度增加2019年12月31日，与2018。出售石油及天然气物业所得收益如下：7.355亿美元较低2019比.2018由于在2019。这部分被资本支出减少和为购买已探明和未探明的石油和天然气属性而支付的现金减少所抵消。2.794亿美元和3 070万美元分别。
投资活动所用现金净额在终了年度增加2018年12月31日，与2017。资本支出2018 增加 4.148亿美元相比较2017，来自8.884亿美元到13亿美元由于钻井和完井活动增加。期间2018，为获得已证实和未证实财产而支付的现金减少5 660万美元相比较2017。此外，出售石油和天然气资产的净收益减少 2 820万美元在……里面2018，与2017。期间2018，净收益主要来自公共关系科资产剥离、分治县资产剥离和Halff East资产剥离。期间2017，净收益主要来自出售我们的外部运营的鹰福特页岩资产。
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筹资活动
截至12月31日， | 数额变动 | ||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | 2019/2018 | 2018/2017 | |||||||||||||||
(以百万计) | |||||||||||||||||||
(用于)筹资活动提供的现金净额 | $ | 111.8 | $ | (368.7 | ) | $ | (12.3 | ) | $ | 480.5 | $ | (356.4 | ) | ||||||
(用于)筹资活动提供的现金净额增加4.805亿美元截止年度2019年12月31日，与2018。在本年度终了的年度内2019年12月31日，我们信贷安排下的净借款增加1.225亿美元。我们的信贷额度在整个过程中的余额为零。2018由于2018年上半年剥离所得的现金余额。在本年度终了的年度内2018年12月31日，我们赎回或回购了我们某些高级债券的未偿本金8.246亿美元，并支付了与这些赎回和回购有关的保费共计2，040万美元。此外，我们发行了2027张高级债券，净收益为4.921亿美元。没有这类债务交易2019。请参阅附注5-长期债务在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
利率风险
我们面临市场风险，因为浮动利率与我们的循环信贷设施的任何未清余额有关。截至2019年12月31日，我们有一个1.225亿美元我们信贷工具的余额。我们的信贷协议允许我们在六个月内确定循环信贷贷款本金余额的全部或部分利率。在利率固定的情况下，利率变动将影响信贷工具的公允价值，但不会影响经营结果或现金流量。相反，对于具有浮动利率的信贷工具部分，利率变化不会影响公允价值，但会影响未来的经营结果和现金流量。利率的变化不会影响我们对固定利率高级债券或固定利率高级可转换债券支付的利息数额，但会影响它们的公允价值。截至2019年12月31日，我们未偿还的定息债务本金总计26亿美元我们的浮动利率债务总额1.225亿美元。请参阅附注11-公允价值计量在本报告第二部分第8项中，就高级债券及高级可转换债券的公允价值作进一步讨论。
商品价格风险
我们的石油、天然气和NGL生产的价格直接影响到我们的收入、盈利能力、获得资本的机会和未来的增长率。石油、天然气和NGL的价格受到各种因素的不可预测的波动，包括供求变化，所有这些都是我们无法控制的。石油、天然气和NGLs的市场一直波动不定，特别是在过去几年中，这些市场今后可能会继续波动。我们的生产所得到的实际价格也取决于我们通常无法控制的许多因素。基于我们2019生产，a百分之十在衍生品结算之前，降低我们平均已实现的石油、天然气和NGL的价格，将使我们的石油、天然气和NGL的生产收入减少大约。1.183亿美元, 2 630万美元，和1 400万美元分别。如果商品价格下降了10%，我们在年底的净衍生产品结算额。2019年12月31日将抵消石油、天然气和NGL生产收入下降约7 590万美元。
我们签订商品衍生合同是为了减少商品价格波动的风险。我国商品衍生产品合约的公允价值在很大程度上取决于相关价格指数远期曲线的估计。截至2019年12月31日，与我们的石油、天然气和NGL商品衍生工具相关的正向曲线增加或减少10%将使我们对这些产品的净衍生头寸发生大约改变。1.134亿美元, 640万美元，和360万美元分别。
合同义务表
下表汇总了我们在2019年12月31日，所述期间(以百万计)：
合同义务 | 共计 | 不足1年 | 1至3年 | 3-5岁 | 5年以上 | |||||||||||||||
长期债务(1) | $ | 2,771.8 | $ | — | $ | 649.3 | $ | 622.5 | $ | 1,500.0 | ||||||||||
利息支付(2) | 832.7 | 160.4 | 313.2 | 222.4 | 136.7 | |||||||||||||||
交付承诺(3) | 218.5 | 46.3 | 133.7 | 32.5 | 6.0 | |||||||||||||||
经营租赁和合同(3) | 131.1 | 56.3 | 34.6 | 21.5 | 18.7 | |||||||||||||||
资产退休债务(4) | 114.4 | 3.1 | 6.2 | 36.0 | 69.1 | |||||||||||||||
衍生负债 (5) | 54.6 | 51.1 | 3.5 | — | — | |||||||||||||||
其他(6) | 35.6 | 5.6 | 14.9 | 15.1 | — | |||||||||||||||
共计 | $ | 4,158.7 | $ | 322.8 | $ | 1,155.4 | $ | 950.0 | $ | 1,730.5 | ||||||||||
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____________________________________________
(1) | 长期债务包括1.225亿美元我们的循环信贷工具、高级债券和高级可转换债券的余额，在这些票据的到期日之前不承担本金偿还。实际付款日期可能大不相同。 |
(2) | 我们的高级债券和高级可转换债券的利息估计是假定在这些票据的到期日之前没有本金偿还。我们的信贷工具的利息支付额是使用适用于我们信贷机制的未清余额的利率估算的。2019年12月31日，并承担未来的借款或还款，直至2023年9月28日信用协议的到期日。我们的高级债券、高级可转换债券和我们的信贷安排的实际利息支付可能有很大差异。 |
(3) | 请参阅附注6-承付款和意外开支在本报告第二部分第8项中，进一步讨论我们的经营租赁、合同和收集、加工、运输吞吐量和交付承诺。与我们的收集、加工、运输吞吐量和交付承诺相关的金额反映了假设我们没有交付任何产品的未贴现缺额付款总额。这一数额不包括某些合同可能发生的任何费用，因为我们无法准确预测可能因不履行某些最低承诺而发生的任何付款的数额和时间，因为这种付款取决于结算时的石油价格。 |
(4) | 所示数额为未来未贴现的封堵和废弃费用估计数。贴现债务作为负债记录在我们所附的合并资产负债表(“伴随资产负债表”)中。2019年12月31日。这些义务的最终清偿时间和数额尚不清楚，可能受到经济因素、发展计划的变化以及联邦和州法规的影响。请参阅附注14-资产退休债务在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。 |
(5) | 所显示的金额只代表我们的商品衍生工具的有标记市价的负债部分，而该等价值是根据以下日期的未来市价计算的。2019年12月31日，不包括估计的石油、天然气和NGL商品衍生品收益。这一数额与所附资产负债表上的负债数额不同，因为这些数额是按公允价值列报的，公允价值考虑了时间价值、波动性以及我们和我们的对手方不履约的风险。我们的衍生合约的最终结算金额是未知的，因为它们会受到持续的市场风险和商品价格波动的影响。请参阅附注10-衍生金融工具在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。 |
(6) | 这一数额中的大部分与我们估计的养恤金负债中没有着落的部分有关。3 520万美元，为此，我们根据历史年度缴款额估计了今后付款的时间。 |
表外安排
作为我们正在进行的业务的一部分，我们没有参与与未合并实体或金融伙伴关系产生关系的交易，例如通常被称为结构化金融或特殊目的实体(SPE)的实体，这些实体本来是为了便利表外安排或其他合同范围狭窄或有限的目的而设立的。
我们评估我们的交易，以确定是否存在任何可变利益实体。如果我们确定我们是可变利益实体的主要受益者，该实体将合并到我们的合并财务报表中。期间，我们没有涉及任何未合并的spe事务。2019或2018，或通过提交本报告。
关键会计政策和估计
我们对财务状况和业务结果的讨论是根据我们的合并财务报表中所报告的信息进行的。根据美国普遍接受的会计原则(“公认会计原则”)编制这些合并财务报表，要求我们作出影响所报告的资产、负债、收入和支出数额的假设和估计，以及在我们合并财务报表之日披露或有资产和负债。我们的假设和估计基于历史经验和其他各种我们认为在当时情况下是合理的来源。由于环境、全球经济和政治以及一般商业条件的变化，实际结果可能与我们计算的估计不同。我们的重要会计政策摘要详见附注1-重要会计政策摘要 在本报告第二部分项目8中。我们在下文概述了这些政策，这些政策被确定为对我们的业务和业务成果的理解至关重要，需要运用重大的管理判断。
成功的会计学方法. GAAP 为石油和天然气工业提供两种替代方法，用于石油和天然气生产活动的核算。这两种方法在我们的行业中通常被称为全成本法和成功努力法。这两种方法都得到了广泛的应用。这些方法差别很大，在许多情况下，同一套事实将在给定的一年内提供重大不同的财务报表结果。我们选择了成功的努力方法来核算我们的石油和天然气生产活动。更详细的描述包括在 附注1-重要会计政策摘要 本报告第二部分第8项。
油气储量. 我们估计的经证实的储备数量和未来的净现金流量对于理解我们业务的价值至关重要。它们用于比较财务比率，是我们合并财务报表中重要会计估计数的基础，包括计算已证实和未证实石油的损耗和减值。
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以及气体特性。请参阅油气生产活动 在……里面 附注1-重要会计政策摘要 本报告第二部分第8项，以进一步讨论我国受估计储备量影响的会计政策。
未来现金流入以及未来生产和发展费用是根据适用于每一期间的价格和费用，包括运输、质量差异和基础差异，适用于截至该期间结束时有待生产的已证实储量的估计数量来确定的。预期现金流量按适当的贴现率折现为现值。例如，未来现金流量贴现计算的标准化度量要求采用10%的贴现率。虽然储量估计本身是不精确的，对新发现和未开发地点的估计比已确定的生产石油和天然气性质的估计更不精确，但我们在估算我们的储量方面作出了相当大的努力。我们聘请RyderScott，一家独立的油藏评估咨询公司，对我们计算出的全部已证实储量的至少80%进行审计。我们预计，随着更多信息的提供，以及商品价格、运营成本和资本成本的变化，已证实的储备估计数将发生变化。我们每年年底评估和估算我们的探明储量。不应假定标准计量的未来现金流量贴现(GAAP)或pv-10(非公认会计原则)2019年12月31日，是我们估计的已探明储量的当前市场价值。根据证券交易委员会的要求，我们采取这些措施的依据是截至年底的月份首日价格的12个月平均水平。2019年12月31日。实际未来价格和费用可能大大高于或低于概算中使用的价格和费用。请参阅危险因素-与我们业务有关的风险在本报告第一部分项目1A中。
如果已探明储量的估计数下降，我们记录耗竭费用的速度将增加，这将减少未来的净收入。由于储备数量的变化而引起的损耗率计算的变化是前瞻性的。此外，储备金估计数的下降可能会影响我们评估已证实和未证实的减值财产的结果。损伤记录在识别期间。
下表列出了由于我们不控制的项目(如价格)和由于生产历史和良好表现而发生的变化，从一个时期到另一个时期的已探明储量变化的信息。这些改变并不需要我们动用资本开支，但可能是由于我们为发展其他估计已证实的储备而招致的资本开支。
截至12月31日， | ||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||
mboe变化 | mboe变化 | mboe变化 | ||||||
因执行情况而作的修订 | (14.9 | ) | (59.7 | ) | 7.4 | |||
在我们的五年发展计划中不再移走已探明的未开发储量。 | (9.8 | ) | (22.6 | ) | (13.9 | ) | ||
价格变动引起的修订 | (70.0 | ) | 13.5 | 23.1 | ||||
共计 | (94.7 | ) | (68.8 | ) | 16.6 | |||
如前所述，商品价格波动不定，对储备的估计本质上是不准确的。因此，我们期望继续经历这些类型的变化。
我们不能合理地预测未来的商品价格，尽管我们认为，以下分析提供了合理的信息，说明价格变化和趋势对估计已证实储量总额的影响。下表反映了根据所述假设变化估计的MMBOE变化和对我们报告的总已证实储量总量的百分比变化：
截至2019年12月31日止的年度 | |||||
mboe变化 | 百分比变化 | ||||
证券交易委员会定价下降10%(1) | (7.2 | ) | (2 | )% | |
截至会计年度结束时NYMEX条形码的平均定价(2) | (5.2 | ) | (1 | )% | |
已探明未开发储量减少10%(3) | (21.5 | ) | (5 | )% | |
___________________________________________
(1) | 这一变化完全反映了证券交易委员会定价对截至目前报告的已证实储量总额下降10%的影响。2019年12月31日，而不包括对我们估计的已证实储量的额外影响，这可能是由于我们内部有意钻障碍或未来服务或设备成本的变化所造成的。 |
(2) | 这一变化完全反映了以纽约商品交易所(NYMEX)5年平均价格取代证券交易委员会(SEC)定价的影响。2019年12月31日。证券交易委员会定价$55.69每桶石油，$2.58每个MMBtu的汽油，和$22.68NGL的每Bbl截至2019年12月31日，与纽约商品交易所(NYMEX)的5年平均价格相比，$53.65每桶石油，$2.42每个MMBtu的汽油，和$19.67NGL的每Bbl截至2019年12月31日，这将使我们报告的已证实储量总量下降1%。 |
(3) | 这一变化仅反映出已探明的未开发储量减少了10%。2019年12月31日，而不包括对我们估计已证实储量的额外影响。 |
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其他储备资料可在储备在本报告第一部分第1和第2项中，石油和天然气补充资料(未经审计)在本报告第二部分项目8中。
油气性质损害. 当事件或情况的变化表明其账面价值的可收回性可能已发生下降时，定期对已证实的财产进行逐池减值评估。我们估计我们的油气资产的预期未来现金流，并将这些未折现的现金流与账面金额进行比较，以确定账面金额是否可以收回。如果账面金额超过预计的未来未贴现现金流量，我们将把油气资产的账面金额记作公允价值(或未来现金流量贴现)。管理层根据我们的判断和专门知识，利用各种因素估计来自所有已证实储备和风险的未来现金流量，调整了可能的和可能的储备，包括但不限于商品价格预测、估计的未来业务和资本成本、发展计划和贴现率，以纳入实现预期现金流量的风险和当前市场条件。
未探明的石油和天然气属性被评估为损害，并在有迹象表明可能无法收回承载成本时降至公允价值。个别意义不大的租赁购置费用按前景汇总，估计在租赁期满前非生产性的部分将在适当期间摊销。对什么可能是非生产性的估计是基于历史趋势或其他信息，包括目前的钻探计划和我们打算续约。我们使用市场方法估算未证实物业的公允价值，其中考虑到以下重要假设：剩余租约条款、未来发展计划、风险加权潜在资源回收、估计储备价值以及根据我们或其他市场参与者最近收到的类似土地交易的价格估算的面积价值。
由于上述因素的不确定性，我们无法预测未来的减值费用何时或是否会被记录。尽管任何数量的未来减值都很难预测，但根据我们的商品价格假设，到目前为止2020年2月6日我们预计，在2020年第一季度，商品价格影响不会造成任何实质性财产损失。
请参阅附注1-重要会计政策摘要 和附注11-公允价值计量在本报告第二部分第8项中，讨论所记录的石油和天然气特性在终了年度的损害情况2019年12月31日, 2018，和2017.
资产退休债务. 我们必须承认与放弃石油和天然气财产有关的未来费用的估计负债。我们根据我们在放弃石油和天然气井方面的历史经验以及我们目前对联邦和州监管要求的理解来估算我们的赔偿责任。我们的现值计算要求我们估计成本、经济寿命和放弃财产的时间、未来的通货膨胀率以及适当的经信贷调整的无风险贴现率。这些估计数对所附业务报表的影响反映在我们的损耗、折旧和摊销计算中，并发生在我们各自石油和天然气财产的剩余寿命内。请参阅附注14-资产退休债务 在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
收入确认. 自2018年1月1日起，我们更新了收入确认政策，以反映采用新的会计准则。我们的收入确认政策是一项重要的会计政策，因为收入是我们在分析流动性和资本资源时的经营结果和前瞻性报表的关键组成部分。我们的主要收入来源来自石油、天然气和天然气的销售。收入是在合同条款所界定的产品的保管和所有权(“控制权”)转让给购买者时确认的。这些销售的付款通常在生产日期后30至90天内收到。在每个月底，我们对交付给买方的生产量和我们将得到的价格作出估计。我们利用我们的财产、合同安排、历史表现、纽约商品交易所、当地现货市场和OPIS价格等方面的知识作为这些估计的依据。我们的估计数与实际收到的数额之间的差额记录在收到付款的月份。年底我们的应计收入有10%的变化2019会对营业总收入产生大约影响1 460万美元在……里面2019。请参阅附注2-与客户签订合同的收入 在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
衍生金融工具.我们定期签订大宗商品衍生品合约，以管理我们对石油、天然气和NGL价格波动和区位差异的敞口。我们在收益中立即确认商品衍生产品公允价值变化带来的所有损益，而不是在累积的其他综合收入(损失)中延迟支付任何此类数额。我们的衍生工具的估计公允价值需要作出大量的判断。这些价值以期权定价模型、期货价格、波动性、到期日和信用风险为基础。我们在合并财务报表中报告的价值发生变化，因为这些估计数被修改以反映实际结果、市场状况的变化或其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。请参阅附注1-重要会计政策摘要 和 附注10-衍生金融工具 在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
所得税. 我们在合并财务报表中为资产或负债的税基与其账面金额之间的差额提供递延所得税。这一差额将导致应纳税的收入或扣减后，在未来几年报告的数额的资产或负债分别被追回或结算。在预测这些事件何时发生以及资产追回是否更有可能发生时，需要作出相当大的判断。此外，在编制合并财务报表之前，我们的联邦和州所得税申报表通常不提交。因此，我们估计了每一时期末我国资产和负债的税基，以及税率变化、税收抵免、净经营和资本损失结转和结转的影响。与我们使用的估计数和我们报告的实际金额之间的差额有关的调整数是
58
记录在我们提交所得税申报表的时期。这些调整和我们资产追回和负债结算估计数的变化可能会对我们的业务结果产生影响。我们的实际税率的百分之一的变动将使我们计算的所得税开支大约改变一个百分点。230万美元截止年度2019年12月31日。请参阅附注1-重要会计政策摘要 和 附注4-所得税 在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。
会计事项
请参阅最近发布的会计准则在……里面 附注1-重要会计政策摘要在本报告第二部分第8项中提供关于新的权威会计指南的资料。
环境
我们认为，我们在很大程度上遵守了环境法律和条例，目前预计，在现有的监管框架下，今后将不需要重大的开支。然而，环境法律和条例经常会发生变化，我们无法预测未来法律或条例的遵守情况，例如目前正在讨论的那些法律或条例，可能会对未来的资本支出、流动资金和业务结果产生何种影响。
水力压裂水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于刺激致密地层中的碳氢化合物的生产。有关水力压裂及有关环境事宜的补充资料，请参阅危险因素-与我们业务有关的风险 – 拟议的与水力压裂、空气质量和温室气体排放有关的联邦和州立法和监管举措可能导致成本增加和额外的操作限制或延误。.
气候变化。2013年6月，奥巴马总统宣布了一项“气候行动计划”，旨在进一步减少温室气体排放，并为国家应对气候变化可能产生的实际影响做好准备。“气候行动计划”的目标是减少石油和天然气部门的甲烷，作为机构间甲烷综合战略的一部分。作为“气候行动计划”的一部分，环境保护局于2016年5月12日颁布了最后条例，修订和扩大了2012年石油和天然气部门的条例，对一种温室气体-VOCs和甲烷-设定了排放限制，并增加了对以前未受管制的排放源的要求2016年核供应处要求减少石油和天然气生产、加工、传输和储存活动中的甲烷和VOCs，并适用于在2015年9月18日后建造、改造或重建的设施。该条例除其他外，要求某些设备的温室气体和VOC排放限制，例如离心式压缩机和往复式压缩机；井场半年一次的检漏和修理以及季度增压和收集压缩机站和气体传输压缩机站；气动泵的控制要求和排放限制；以及控制完井产生的温室气体和VOCs的附加要求。2012年和2016年的规则都是向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提出的复审申请的主题，尽管这两项规则的诉讼已被搁置。2018年10月，环保局提议缩减2016年NSPS旨在减少甲烷泄漏的规定，包括提议只允许对许多地点进行年度检查。该规则不适用于现有来源，特朗普环保局撤销了旨在收集信息以制定现有来源标准的信息收集请求。2019年8月29日, 环保局提议对2012和2016年NSPS进行修正，从甲烷排放和其他VOCs的监管中删除传输和储存基础设施。这些修正案还将取消对石油和天然气生产和加工设备的甲烷要求。作为一种替代办法，环保局提议完全取消对石油和天然气的甲烷要求，并寻求对其根据“清洁空气法”第111条管制污染物的权力的其他解释作出评论。2016年11月16日，作为奥巴马总统气候行动计划的一部分，BLM最终确定了解决联邦和部落土地上石油和天然气作业中甲烷排放问题的规定。这些规定旨在减少石油和天然气生产造成的气体燃烧、排放和泄漏造成的浪费。该规则包括禁止排放气体的要求，除非在有限的情况下和限制气体的燃烧，并包括检漏和修理的要求。该规则还增加了违反规则要求释放的“废物”气体的使用费。在法院不断提出质疑后，BLM于2018年9月发布了一项最终规则，废除了2016年的大部分规则，包括大部分甲烷控制要求。今后任何要求类似捕获标准的条例都可能增加我们的运营成本，或限制我们的生产，这可能会对我们的财务状况、经营结果和现金流产生重大和不利的影响。
2015年8月，环保局最后确定了现有的源性能标准，作为公用事业公司减少温室气体排放的严格的州排放“目标”。拟议的标准侧重于从燃煤机组向燃气联合循环电厂和可再生能源重新调度电力。然而，2016年2月，最高法院暂停执行这些规则，等待司法审查。环境保护局根据对环境保护局权威的新的法律解释，提议废除该规则。环保局于2018年8月提出了一项替代规则，即可负担得起的清洁能源规则，并于2019年6月最终确定了该规则。
美国国会不时考虑通过减少温室气体排放的立法，近一半的州已经采取法律措施减少温室气体的排放，主要是通过计划编制温室气体排放清单和/或区域温室气体排放上限和贸易方案。这些限额和交易方案大多要求主要排放源，如发电厂，或燃料的主要生产者，如炼油厂和天然气加工厂，获得和交出排放许可。每年减少可供购买的限额数量，以努力实现总体减少温室气体排放的目标。此外，还有一些国际公约和努力制定全球减少温室气体的标准，包括2015年12月的“巴黎协定”。“公约”生效的条件
59
巴黎协议于2016年10月5日生效，30天后于2016年11月4日生效。然而，2017年8月，美国通知联合国秘书长，一旦有能力，即2019年11月，美国将尽快退出该协议。2019年11月4日，特朗普总统正式通知联合国，美国将退出巴黎协议。2019年11月4日的正式通知引发了长达一年的撤军进程.
通过减少温室气体排放的立法或管理方案可能要求我们增加运营成本，例如购买和运行排放控制系统的成本，获得排放许可，或遵守新的监管或报告要求。任何这样的立法或监管计划也会增加消费成本，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求。因此，减少温室气体排放的立法和管理方案可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。新的监管措施可能面临司法挑战，我们无法预测这种挑战的结果。新的监管暂停、修订或撤销，以及州和联邦法规的相互冲突，可能会限制我们准确预测与未来监管合规相关的成本的能力。最后，科学家得出结论认为，地球大气层中温室气体浓度的增加会产生可能产生重大物理影响的气候变化，例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重程度的增加。这种影响可能会对我们的财务状况和业务结果产生不利影响。
在机会方面，管制温室气体排放和采用替代激励措施，例如加强石油回收、碳固存和低碳燃料标准，可以在各种方面使我们受益。例如，虽然联邦法规和气候变化立法可以减少对我们生产的石油和天然气的总体需求，但对天然气的相对需求可能会增加，因为天然气的燃烧产生的排放水平低于石油和煤炭等其他现成的化石燃料。此外，如果风能或太阳能等可再生能源变得更加普遍，燃气发电厂可能会提供替代备用，以维持稳定的电力供应。此外，如果各州采用低碳燃料标准，天然气可能成为更具吸引力的运输燃料.约百分之三十八和百分之三十九的基础上，我们的生产2019和2018分别是气体。以市场为基础的鼓励在地下水库，特别是在石油和天然气储存库捕获和储存二氧化碳的激励措施，也可以通过获得温室气体排放许可或抵消或政府鼓励二氧化碳固存的潜力而使我们受益。
非公认会计原则财务措施
调整后的EBITDAX系指利息支出、利息收入、所得税、损耗、折旧、摊销和资产退休债务负债累加费用、勘探费用、财产放弃和减值费用、非现金库存补偿费用、扣除结算后的衍生损益、资产剥离损益、债务清偿损益和某些其他项目的净收益(损失)。调整后的EBITDAX排除了某些我们认为会影响经营结果可比性的项目，并且可以排除那些通常非经常性或其时间和/或金额无法合理估计的项目。调整后的EBITDAX是一个非GAAP指标，我们认为它为投资者和分析师提供了有用的额外信息，作为业绩衡量标准，用于分析我们为开发、勘探、收购和偿还债务而内部筹集资金的能力。我们亦须遵守根据经调整的EBITDAX比率而订立的信贷协议，详情请参阅信贷协议 分节 流动性与资本资源概述上面。此外，调整后的EBITDAX在油气勘探和生产行业公司的估值、比较和投资建议中被专业研究分析师和其他人广泛使用，许多投资者利用行业研究分析师发表的研究成果进行投资决策。调整后的EBITDAX不应单独考虑或替代净收益(损失)、业务收入(损失)、经营活动提供的现金净额、或根据公认会计原则编制的其他盈利能力或流动性措施。由于调整后的EBITDAX排除了一些但并非所有影响净收益(损失)并可能因公司而异的项目，因此提出的调整后的EBITDAX数额可能无法与其他公司的类似衡量标准相比较。我们的信贷安排为我们提供了流动性的物质来源。根据我们的信贷协议条款，如果我们不遵守“信贷协议”中规定的贷款总额最高允许比率与经调整的EBITDAX比率的公约，我们将违约，这一事件将使我们无法通过我们的信贷安排借款，因此将极大地限制我们的流动性来源。此外，如果我们在我们的信贷安排下失责，而不能从我们的放款人那里获得豁免，则信贷安排下的放款人，以及有关我们未偿还的高级债券及高级可转换债券的契约下的贷款人，将有权就失责行使其一切补救办法。
60
下表列出了在所列期间我们的净收益(亏损)和业务活动提供的现金净额与调整后的EBITDAX(非GAAP)之间的对账调节情况：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
净收入(亏损)(公认会计原则) | $ | (187,001 | ) | $ | 508,407 | $ | (160,843 | ) | |||
利息费用 | 159,102 | 160,906 | 179,257 | ||||||||
所得税费用(福利) | (44,043 | ) | 143,370 | (182,970 | ) | ||||||
损耗、折旧、摊销和资产留存负债 | 823,798 | 665,313 | 557,036 | ||||||||
勘探(1) | 46,995 | 49,627 | 48,413 | ||||||||
油气性质损害 | 33,842 | 49,889 | 16,078 | ||||||||
股票补偿费用 | 24,318 | 23,908 | 22,700 | ||||||||
净衍生(增益)损失 | 97,539 | (161,832 | ) | 26,414 | |||||||
衍生结算收益(损失) | 39,222 | (135,803 | ) | 21,234 | |||||||
资产剥离活动净(收益)损失 | (862 | ) | (426,917 | ) | 131,028 | ||||||
债务清偿损失 | — | 26,740 | 35 | ||||||||
其他，净额 | 481 | (3,214 | ) | 4,852 | |||||||
调整后的EBITDAX(非公认会计原则) | 993,391 | 900,394 | 663,234 | ||||||||
利息费用 | (159,102 | ) | (160,906 | ) | (179,257 | ) | |||||
所得税(费用)福利 | 44,043 | (143,370 | ) | 182,970 | |||||||
勘探(1) | (46,995 | ) | (49,627 | ) | (48,413 | ) | |||||
债务贴现摊销和递延融资费用 | 15,474 | 15,258 | 16,276 | ||||||||
递延所得税 | (41,835 | ) | 141,708 | (192,066 | ) | ||||||
其他，净额 | 1,739 | 3,501 | 3,033 | ||||||||
流动资产和负债的变动 | 16,852 | 13,671 | 69,613 | ||||||||
业务活动提供的现金净额(公认会计原则) | $ | 823,567 | $ | 720,629 | $ | 515,390 | |||||
____________________________________________
(1) | 以股票为基础的补偿费用是勘探费用的一个组成部分，以及所附业务报表上的一般和行政费用细列项目。因此，上述核对中显示的勘探细目将与所附的库存补偿费用组成部分的业务报表中所列数额有所不同，即记录为勘探费用。 |
61
项目7A.市场风险的定量和定性披露
本项所需信息在标题下提供。商品价格风险 和 利率风险在上文项目7下，以及在题为现行石油、天然气和NGL衍生合同概述在……里面附注10-衍生金融工具 在本报告第二部分第8项中，现以参考的方式纳入本报告。
62
项目8.合并财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所报告
给SM能源公司及其子公司的股东和董事会
关于财务报表的意见
我们已审计了所附SM能源公司及其附属公司(该公司)的合并资产负债表。2019年12月31日和2018有关的综合业务报表、综合收入(亏损)、股东权益和现金流量报表2019年12月31日，以及相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们认为，合并财务报表在所有重要方面公允地反映了公司在2019年12月31日和2018，以及在本报告所述期间每年的业务结果和现金流动情况。2019年12月31日，符合美国普遍接受的会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，审计了该公司对财务报告的内部控制。2019年12月31日，根据“内部控制-特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的综合框架”(2013年框架)制定的标准，以及我们于2013年提交的报告2020年2月20日对此发表了无条件的意见。
意见依据
这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们必须独立于该公司。
我们按照PCAOB的标准进行审计。这些准则要求我们规划和进行审计，以获得关于财务报表是否不存在重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中数额和披露情况的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和重大估计数，以及评价财务报表的总体列报方式。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
关键审计事项
下文通报的关键审计事项是本期间对财务报表进行的审计所产生的事项，该事项已通知审计委员会或要求告知审计委员会，且：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。就整个合并财务报表而言，关键审计事项的通报丝毫不改变我们对合并财务报表的意见，我们也没有就关键审计事项或与其有关的账目或披露提供单独的意见。
63
经证实的石油和天然气特性的损耗、折旧和摊销(“DD&A”)
对此事的说明 | 截至2019年12月31日，该公司经证实的石油和天然气资产的账面净值为48亿美元，截至该日止年度的损耗、折旧和摊销(DD&A)费用为8.238亿美元。如合并财务报表附注1所述，根据成功的努力会计方法，开发井的费用不论是否成功，都要资本化。资本化的钻井和完井成本，包括租赁和油井设备、无形开发成本和实地业务支持设施，都是以公司工程技术小组估计的基于已探明的已开发石油和天然气储量的生产单位方法作为一组资产耗尽的。同样，经证实的租赁成本是在同一组资产基础上耗竭的；然而，按公司工程技术小组的估计，生产单位是以已证实的总石油和天然气储量为基础的。在评估已探明的石油和天然气储量时，公司的工程技术团队在评估地球科学和工程数据时需要作出重要的判断。估算储量还需要使用投入，包括石油和天然气价格以及运营和资本成本假设等。由于估计石油和天然气储量的复杂性，管理部门使用一家独立的石油工程咨询公司对该公司工程技术小组编制的估计数进行审计，截至2019年12月31日，该公司至少80%的经计算的已证实储量pv-10属于该公司。 审计公司的DD&A计算特别复杂和判断，因为我们使用了公司的工程技术团队和独立的石油工程咨询公司的工作，以及对管理部门确定上述工程技术小组和独立石油工程咨询公司在估算已探明石油和天然气储量时所使用的投入的评估。 |
我们如何在审计中处理这一问题 | 我们获得了了解，评估了设计，并测试了对公司计算DD&A过程的控制的运作效果，包括管理层对提供给公司工程技术团队和独立石油工程咨询公司的财务数据的完整性和准确性的控制，以便用于估算已探明的石油和天然气储量。 除其他外，我们的审计程序包括评估主要负责监督编制储量估计数的工程技术小组和用于审计估计数的独立石油工程咨询公司的专业资格和客观性。此外，在评估我们能否利用公司工程技术小组和独立石油工程咨询公司的工作时，我们评估了工程技术小组和独立石油工程咨询公司在评估已探明的石油和天然气储量时所使用的财务数据和投入的完整性和准确性，方法是同意来源文件，并确定和评估确证和相反的证据。我们还测试了DD&A计算的数学准确性，包括比较公司储量报告中使用的已探明的石油和天然气储量。 |
/S/Ernst&Young LLP
自2012年以来，我们一直担任公司的审计师。
科罗拉多州丹佛
2020年2月20日
64
SM能源公司及其子公司
合并资产负债表
(单位：千，除共享数据外)
十二月三十一日， | |||||||
2019 | 2018 | ||||||
资产 | |||||||
流动资产： | |||||||
现金和现金等价物 | $ | $ | |||||
应收账款 | |||||||
衍生资产 | |||||||
预付费用和其他 | |||||||
流动资产总额 | |||||||
财产和设备(成功的努力方法)： | |||||||
已探明油气性质 | |||||||
累计耗损、折旧和摊销 | ( | ) | ( | ) | |||
未探明油气性质 | |||||||
正在进行中的井 | |||||||
其他财产和设备，扣除累计折旧64 032美元和57 102美元 | |||||||
财产和设备共计，净额 | |||||||
非流动资产： | |||||||
衍生资产 | |||||||
其他非流动资产 | |||||||
非流动资产总额 | |||||||
总资产 | $ | $ | |||||
负债和股东权益 | |||||||
流动负债： | |||||||
应付帐款和应计费用 | $ | $ | |||||
衍生负债 | |||||||
其他流动负债 | |||||||
流动负债总额 | |||||||
非流动负债： | |||||||
循环信贷设施 | |||||||
高级说明，扣除未摊销递延融资费用 | |||||||
高级可转换债券，扣除未摊销折扣和递延融资费用 | |||||||
资产退休债务 | |||||||
递延所得税 | |||||||
衍生负债 | |||||||
其他非流动负债 | |||||||
非流动负债共计 | |||||||
承付款和意外开支(附注6) | |||||||
股东权益： | |||||||
普通股，面值0.01美元-授权：200，000，000股；已发行和发行股票：112，987，952股和112，241，966股 | |||||||
额外已付资本 | |||||||
留存收益 | |||||||
累计其他综合损失 | ( | ) | ( | ) | |||
股东权益总额 | |||||||
负债和股东权益共计 | $ | $ | |||||
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
65
SM能源公司及其子公司
综合业务报表
(单位：千，除每股数据外)
最后几年 十二月三十一日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
营业收入和其他收入： | |||||||||||
石油、天然气和NGL的生产收入 | $ | $ | $ | ||||||||
剥离活动净收益(亏损) | ( | ) | |||||||||
其他经营收入 | |||||||||||
营业收入和其他收入共计 | |||||||||||
业务费用： | |||||||||||
石油、天然气和NGL生产费用 | |||||||||||
损耗、折旧、摊销和资产留存负债 | |||||||||||
勘探 | |||||||||||
油气性质损害 | |||||||||||
一般和行政 | |||||||||||
净衍生(增益)损失 | ( | ) | |||||||||
其他业务费用净额 | |||||||||||
业务费用共计 | |||||||||||
业务收入(损失) | ( | ) | ( | ) | |||||||
利息费用 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
债务清偿损失 | ( | ) | ( | ) | |||||||
其他非营业收入(费用)，净额 | ( | ) | ( | ) | |||||||
所得税前收入(损失) | ( | ) | ( | ) | |||||||
所得税(费用)福利 | ( | ) | |||||||||
净收入(损失) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
基本加权平均普通股 | |||||||||||
稀释加权平均普通股 | |||||||||||
每股基本净收益(亏损) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
摊薄每股净收益(亏损) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
66
SM能源公司及其子公司
综合收入(损失)综合报表
(单位：千)
最后几年 十二月三十一日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
净收入(损失) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
其他综合收入，扣除税后： | |||||||||||
养恤金负债调整(1) | |||||||||||
扣除税后的其他综合收入共计 | |||||||||||
综合收入总额(损失) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
____________________________________________
(1) | 请参阅附注8-养恤金福利关于养恤金负债调整的补充讨论。 |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
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SM能源公司及其子公司
股东权益合并报表
(单位：千，除股票数据和每股股息外)
额外已付资本 | 累计其他综合损失 | 股东权益总额 | ||||||||||||||||||||
普通股 | 留存收益 | |||||||||||||||||||||
股份 | 金额 | |||||||||||||||||||||
2017年1月1日结余 | $ | $ | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||||||||||
净损失 | — | — | — | ( | ) | — | ( | ) | ||||||||||||||
其他综合收入 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||
现金红利，每股0.10美元 | — | — | — | ( | ) | — | ( | ) | ||||||||||||||
根据员工股票购买计划发行普通股 | — | — | ||||||||||||||||||||
在RSU归属时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份 | ( | ) | — | — | ( | ) | ||||||||||||||||
股票补偿费用 | — | — | ||||||||||||||||||||
会计变更累积效应(1) | — | — | — | |||||||||||||||||||
其他 | — | — | ( | ) | — | — | ( | ) | ||||||||||||||
2017年12月31日结余 | $ | $ | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||||||||||
净收益 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||
其他综合收入 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||
现金红利，每股0.10美元 | — | — | — | ( | ) | — | ( | ) | ||||||||||||||
根据员工股票购买计划发行普通股 | — | — | ||||||||||||||||||||
在RSU归属时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份 | ( | ) | — | — | ( | ) | ||||||||||||||||
股票补偿费用 | — | — | ||||||||||||||||||||
会计变更累积效应(1) | — | — | — | ( | ) | |||||||||||||||||
2018年12月31日结余 | $ | $ | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||||||||||
净损失 | — | — | — | ( | ) | — | ( | ) | ||||||||||||||
其他综合收入 | — | — | — | — | ||||||||||||||||||
申报现金红利，每股0.10美元 | — | — | — | ( | ) | — | ( | ) | ||||||||||||||
根据员工股票购买计划发行普通股 | — | — | ||||||||||||||||||||
在RSU归属时发行普通股，扣除用于扣缴税款的股份 | ( | ) | — | — | ( | ) | ||||||||||||||||
股票补偿费用 | — | — | ||||||||||||||||||||
2019年12月31日结余 | $ | $ | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||||||||||
____________________________________________
(1) | 请参阅最近发布的会计准则在……里面附注1-重要会计政策摘要 以获得更多信息。 |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
68
SM能源公司及其子公司
现金流量表
(单位：千)
最后几年 十二月三十一日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
业务活动现金流量： | |||||||||||
净收入(损失) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
将净收入(损失)与业务活动提供的现金净额对账的调整数： | |||||||||||
资产剥离活动净(收益)损失 | ( | ) | ( | ) | |||||||
损耗、折旧、摊销和资产留存负债 | |||||||||||
油气性质损害 | |||||||||||
股票补偿费用 | |||||||||||
净衍生(增益)损失 | ( | ) | |||||||||
衍生结算收益(损失) | ( | ) | |||||||||
债务贴现摊销和递延融资费用 | |||||||||||
债务清偿损失 | |||||||||||
递延所得税 | ( | ) | ( | ) | |||||||
其他，净额 | |||||||||||
流动资产和负债的变化： | |||||||||||
应收账款 | ( | ) | ( | ) | |||||||
预付费用和其他 | ( | ) | ( | ) | |||||||
应付帐款和应计费用 | |||||||||||
经营活动提供的净现金 | |||||||||||
投资活动的现金流量： | |||||||||||
出售石油和天然气资产的净收益 | |||||||||||
资本支出 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
获得已探明和未探明的油气性质 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
用于投资活动的现金净额 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
来自筹资活动的现金流量： | |||||||||||
信贷贷款收益 | |||||||||||
偿还信贷安排 | ( | ) | ( | ) | |||||||
高级债券收益净额 | |||||||||||
回购高级债券的现金，包括溢价 | ( | ) | ( | ) | |||||||
出售普通股的净收益 | |||||||||||
支付的股息 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
其他，净额 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
(用于)筹资活动提供的现金净额 | ( | ) | ( | ) | |||||||
现金、现金等价物和限制性现金的净变动 | ( | ) | ( | ) | |||||||
期初现金、现金等价物和限制性现金 | |||||||||||
期末现金、现金等价物和限制性现金 | $ | $ | $ | ||||||||
额外现金流动资料及非现金活动的补充附表： | |||||||||||
业务活动： | |||||||||||
支付利息的现金，扣除资本利息后 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||
退还所得税的现金净额(已付) | $ | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||
投资活动： | |||||||||||
资本支出、应计项目和其他方面的变化 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ||||
补充非现金投资活动： | |||||||||||
交换财产的账面价值 | $ | $ | $ | ||||||||
补充非现金融资活动： | |||||||||||
债务清偿非现金损失，净额 | $ | $ | $ | ||||||||
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
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SM能源公司及其子公司
合并财务报表附注
附注1-重要会计政策摘要
行动说明
SM能源公司及其合并子公司是一家独立的能源公司，在德克萨斯州从事石油、天然气和NGLs的收购、勘探、开发和生产。
提出依据
所附的合并财务报表包括公司的账目，是根据公认会计原则和编制10-K格式和条例S-X的指示编制的。公司间账户和交易已被取消。在编制合并财务报表时，公司对资产负债表日期之后的事件进行了评估。2019年12月31日，通过提交本报告。此外，某些上期数额已重新分类，以符合合并财务报表中的本期列报方式。
按照公认会计原则编制财务报表需要管理层作出估计和假设，以影响报告的已证实石油和天然气储备、资产和负债的数额，在财务报表编制之日披露或有资产和负债，以及报告所述期间的收入和支出数额。实际结果可能与这些估计不同。已探明的石油和天然气储量估计数为计算损耗、折旧和摊销费用、已证实财产的减值和资产留存债务提供了依据，每一项都是所附合并财务报表的一个重要组成部分。
现金及现金等价物
公司认为所有初始期限为三个月或更短的流动投资都是现金等价物。由于这些工具的短期性质，现金和现金等价物的账面价值接近公允价值。
应收账款
该公司的应收账款主要包括石油、天然气和NGL购买者以及公司经营财产的共同利益所有人的应收账款。对于来自共同权益所有者的应收账款，公司通常有能力扣留未来的收入支出，以收回未支付的共同利息账单。一般来说，公司的石油、天然气和NGL应收账款都是在30 到90 公司的坏账很少。
虽然在许多公司中实现了多样化，但可收性取决于每一家公司的财政资源，并受该行业总体经济状况的影响。应收款不作抵押。请参阅附注13-应收账款和应付帐款及应计费用 为了更多的披露。
信用风险集中与大客户
在对手方不付款的情况下，该公司面临信用风险，其中很大一部分集中在与能源有关的行业。客户和其他对手方的信誉受到定期审查。
70
该公司不认为，失去其生产的任何一个购买者会对其经营业绩产生重大影响，因为石油、天然气和NGL是在公司经营区域内拥有良好市场和众多购买者的产品。下列共同控制的主要客户和实体至少在所述的一个时期内占其石油、天然气和NGL生产总收入的10%或10%以上：
截至12月31日， | ||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||
主要客户#1 (1) | % | % | % | |||||
主要客户#2 (1) | % | % | % | |||||
主要客户#3(1) | % | % | % | |||||
主要客户#4(1) | % | % | % | |||||
由共同控制的实体组成的第1组 (2) | % | % | % | |||||
由共同控制的实体组成的第2组(2) | % | % | % | |||||
____________________________________________
(1) | 这些主要客户是该公司从米德兰盆地资产中购买部分产品的购买者。 |
(2) | 总的来说，这些由共同控制的实体组成的集团所代表的购买者超过百分之十占石油、天然气和NGL生产总收入中至少一个时期的收入；然而， |
该公司一般根据其信贷协议与贷款人的附属公司签订合同，作为其衍生对手，公司的政策是，每一方必须具有投资等级的高级无担保债务评级。
本公司在一家大型跨国银行维持其主要银行账户，该银行在公司业务区域设有分支机构。该公司的政策是将现金和现金等值投资集中于多个机构和投资产品，以限制对任何单一机构或投资的信贷敞口。该公司与众多银行保持对高评级、高流动性投资产品的投资，这些银行都是其循环信贷机制的参与者。
油气生产活动
证明性质。该公司遵循成功的努力方法，对其石油和天然气性质进行核算。在这种方法下，开发井的成本被资本化，无论这些井是成功的还是不成功的。资本化的钻井和完井成本，包括租赁和油井设备、无形开发费用和实地业务支助设施，都是使用基于已探明的石油和天然气储量估算的单位生产方法集体耗尽的(根据地理和地质特征汇总的财产)。同样，已探明的租赁成本在同一组资产基础上被耗尽；然而，生产单位法是根据已探明的石油和天然气总储量估计数计算的。DD&A的计算考虑了恢复、拆除和废弃费用以及预期的打捞设备收益。
已证实的石油和天然气财产成本被评估为减值，并在有迹象表明相关的承载成本可能无法收回时降低到公允价值。该公司采用收入估值技术，将未来现金流量转换为单一现值数额，通过应用贴现率和公司管理层选择的价格预测来衡量已证实财产的公允价值。该公司使用的贴现率代表当前的市场状况，并考虑到对未来现金支付的估计、准备金类别、现金流量可能变化的预期和/或时间安排、风险溢价和不履约风险。贴现率通常从10 百分比到15 百分比根据储集层对未来现金流量的具体权重，估计已证实和未证实的现金流量。石油和天然气的价格是根据NYMEX带的价格预测的，第一次是按基准差调整的。五年 之后，对每个商品流使用统一的终端价格。NGLs的价格是通过OPIS定价来预测的，只要市场是活跃的交易，然后使用统一的终端价格。今后的业务费用也会根据这些估计数进行适当调整。
已证实的财产在现有领域内的部分出售被视为正常退休，只要处理不显著影响生产单位耗竭率，就不会确认剥离活动的净损益。出售个别经证明的财产的部分权益作为成本回收入账。资产剥离活动的净损益在所附的所有其他已证实财产销售业务报表中予以确认。
未证明性质。所附资产负债表中未探明的石油和天然气属性项目包括购买未经证实的租约所产生的费用。分配给这些租约的租赁成本，或已记录的相关已证明储量的部分租约，被重新归类为已证实的财产，并在生产单位的基础上耗竭。未探明的石油和天然气财产成本被评估为减值，并在有迹象表明可能无法收回的情况下降为公允价值。个别意义不大的租赁购置费用按前景汇总，估计在租赁期满前非生产性的部分将在适当期间摊销。对什么可能是非生产性的估计是基于历史趋势或其他信息，包括目前的钻探计划和该公司打算续约。为衡量未证实物业的公允价值，该公司采用了一种市场方法，其中考虑到以下几个重要因素
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假设：剩余租赁条款、未来发展计划、风险加权潜在资源回收、估计储备价值以及根据公司或其他市场参与者最近收到的类似土地交易的价格估算的面积价值。
对于出售未经证明的财产，如果原成本已通过集体提供估价津贴而部分或全部摊销，则除非销售价格超过该财产的原始成本，否则既不确认收益也不承认亏损，在这种情况下，收益应在所附的业务报表中确认为超出的数额。
探索性。勘探地质和地球物理，包括勘探地震研究，以及运输和保留未经证实的面积的费用，按所发生的费用计算。根据成功的努力方法，在进一步评估是否找到经济可采储量之前，将探井费用资本化。如果找到经济上可采的储量，探井费用将作为已探明的财产资本化，并按照上述成功的努力会计方法核算。如果找不到经济上可采的储量，探井费用就会作为干井支出。成功的努力会计方法的应用需要管理层的判断，以确定开发或勘探井的适当指定，这将最终决定干井成本的适当会计处理。一旦钻井，经济探明储量的确定可能需要相当长的时间和判断力。在所附现金流量表中，作为资本支出的一部分，投资活动一节的现金流量中包括了探索性干洞费用。
其他财产和设备
其他财产和设备，如设施、办公家具和设备、建筑物以及计算机硬件和软件按成本入账。公司将应用程序开发阶段发生的某些软件成本资本化。应用程序开发阶段通常包括软件设计、配置、测试和安装活动。将延长资产使用寿命的更新和改进成本资本化。维护和修理费用在发生时支出。折旧是根据资产的估计使用寿命使用直线法计算的，其范围为3 到30 年份，或单位的输出方法时，适当。当其他财产和设备出售或退役时，资本化成本和相关的累计折旧将从账户中删除。
对其他财产和设备费用进行减值评估，并在有迹象表明可能无法收回账面费用时降至公允价值。为了衡量其他财产和设备的公允价值，公司根据现有信息的质量，采用收入评估技术或市场方法来支持管理层的假设和情况。估值包括考虑由财产和设备支持的经证实和未证实的资产、与资产有关的未来现金流量以及运营和维护资产所需的固定费用。
资产退休债务
该公司认识到与放弃其石油和天然气属性有关的未来费用的估计责任，包括需要退役的设施。资产留存义务的公允价值负债和相关长期资产账面价值的相应增加额，在钻井或购置井或建造设施时记录。账面价值的增加包括在所附资产负债表中已探明的石油和天然气属性细目中。该公司支出了经证实的石油和天然气财产费用中所增加的数额，并确认了与在有关石油和天然气财产的剩余估计经济寿命中增加贴现负债有关的费用。为结清资产退休债务而支付的现金包括在所附现金流量表的业务活动现金流量一节。
该公司估计的资产退休负债是基于堵塞和放弃油井的历史经验、估计的经济寿命、估计的封堵和废弃成本以及联邦和州的监管要求。负债按负债发生或修订时估计的经信贷调整的无风险率贴现。经信贷调整的无风险利率用于贴现公司的封堵和放弃债务，范围从5.5 百分比到12 百分比。在对负债进行初步计量之后的期间内，公司必须确认由于时间的推移而引起的负债的期间变化、对未计现金流量或经济寿命的原始估计额的修正、通货膨胀因素的变化或公司经信贷调整的无风险率的变化，作为市场条件的保证。请参阅附注14-资产退休债务对公司截至2005年12月31日的全部资产退休负债进行对账2019年12月31日，和2018.
衍生金融工具
该公司定期购买初级商品衍生工具，以减轻其对商品价格潜在不利市场变化的部分风险敞口，因为其预期的未来石油、天然气和NGL产量及其对现金流的相关影响。这些工具通常包括商品价格互换和无成本套圈，以及基础差价掉期。商品衍生工具按公允价值计量，并作为衍生资产和负债列入所附资产负债表，但符合“正常购买正常销售”规定的衍生工具除外。该公司不指定其衍生商品合同为套期保值工具。因此，公司在附带的业务报表中反映了衍生工具公允价值的变化。衍生工具损益
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包括在所附现金流量表的业务活动现金流量一节内。有关衍生工具的其他讨论，请参阅附注10-衍生金融工具.
收入确认
该公司的收入主要来自石油、天然气和天然气的销售。收入是在产品的保管和所有权(“控制权”)转让给购买者时确认的，这可能因适用的合同条款而有所不同。应计收入按月记录，并根据交付给买方的估计产量和预期价格计算。估计数与实际收到的数额之间的差异记录在收到付款的月份。请参阅附注2-与客户签订合同的收入以供进一步讨论。
股票补偿
在…2019年12月31日该公司有以股票为基础的雇员薪酬计划，其中包括发放给雇员的限制性股票单位(“RSU”)和业绩股票单位(“PSU”)，向非雇员董事发放的RSU和限制性股票，以及向符合条件的雇员提供的员工股票购买计划。这些更详细地描述在附注7-赔偿计划. 本公司根据权威会计准则记录与股票补偿公允价值相关的费用，该准则以授予时确定的这些奖励的估计公允价值为基础，并包括在所附业务报表中的一般和行政及勘探费用细列项目中。对于包含非市场业绩条件的基于股票的赔偿金，公司评估预期归属的股票数量的概率，然后调整费用以反映预期归属的股票数量和迄今为止所满足的累计归属期。此外，该公司对发生的基于股票的赔偿金的没收进行了记帐.
所得税
公司核算递延所得税，递延税资产和负债是根据合并财务报表上的账面金额与资产和负债的税基之间的临时差额所产生的税收影响确认的，而资产和负债的税基是以现行税率衡量的。这些差额将导致在资产或负债报告数额分别记录或结清的未来年份产生应纳税所得额或扣减额。公司在适当情况下记录递延税资产和相关的估价备抵，以反映根据公司分析更有可能变现的数额。请参阅附注4-所得税 为了更多的披露。
每股收益
该公司使用国库库存方法来确定非归属RSU、或有PSU和高级可转换债券的潜在稀释效应。请参阅附注9-每股收益以供进一步讨论。
综合收入(损失)
综合收入(损失)是指净收入(损失)加上其他综合收入(损失)。其他综合收入(损失)包括收入、支出、收益和损失，根据公认会计原则，这些收入和损失作为股东权益的单独组成部分而不是净收入(损失)列报。综合收入(损失)在所附的综合收入(损失)综合报表(“附在一起的综合收入(损失)报表”中扣除所得税后列报。公司在累积的其他综合亏损范围内释放所得税效应的政策是一种增量式的、单位记帐的方法.请参阅附注8-养恤金福利详细了解构成其他综合收入(损失)的组成部分余额的变化情况。
金融工具的公允价值
公司的金融工具，包括现金和现金等价物、应收账款和应付账款，都是按成本记账的，由于这些工具的短期期限，这些工具的公允价值接近公允价值。公司信用工具的记录价值接近其公允价值，因为它以接近当前市场利率的浮动利率支付利息。公司有$122.5 百万在其信贷安排下的余额2019年12月31日，与零 截至.的余额2018年12月31日。公司的高级债券和高级可转换债券按成本入账，扣除任何未摊销的折扣和递延融资成本，其公允价值在附注11-公允价值计量.此外，该公司还拥有以公允价值记录的衍生金融工具。需要作出相当大的判断，才能作出公允价值的估计。所提供的估计数不一定表明该公司在出售或再融资这类票据时将变现的数额。
产业板块与地理信息
该公司在美国陆上石油和天然气工业的勘探和生产部门开展业务。该公司报告为一个单一的行业部门。
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表外安排
该公司没有参与与不合并实体或金融伙伴关系产生关系的交易，例如通常被称为结构化金融或SPE的实体，这些实体本来是为了便利表外安排或其他合同范围狭窄或有限的目的而设立的。
公司对其交易进行评估，以确定是否存在任何可变利益实体。如果确定公司是可变利益实体的主要受益人，则合并该实体。公司没有参与任何未合并的SPE交易2019或2018.
最近发布的会计准则
自2017年1月1日起，公司采用各种过渡方法，采用财务会计准则委员会(“FASB”)会计准则更新(“ASU”)第2016-09号，薪酬-股票薪酬(主题718)：改进基于员工股份的支付会计(“ASU 2016-09”)。ASU 2016-09旨在简化基于股票安排的会计核算的某些方面，包括所得税效应、没收资产和净股票结算。该公司通过了各种适用的修正案，其摘要如下：
• | 2017年1月1日$ |
• | 2017年1月1日，该公司选择改变其政策，对发生的基于股票的支付奖励的没收进行核算，而不是采用估计的没收率。这一改变使用了一种改进的回顾性过渡方法，并导致了额外的已付资本的增加。$ |
• | 在这一新的指导下，超额税收优惠和股票支付的不足会影响公司之间的有效税率。 |
2016年2月，FASB发布ASU No.2016-02，租约(主题842)，其次是其他相关的ASS，它们提供了有针对性的改进和其他实用的权宜之计(统称为“ASU 2016-02”或“主题842”)。该公司于2019年1月1日采用ASU 2016-02，采用改进的回顾性方法.作为其通过的一部分，该公司选择也采用可选的过渡方法，根据这一方法，对以前报告期间的租赁会计核算继续按照对前几个期间有效的租赁的历史会计准则进行报告。该公司在采用ASU 2016-02时实施的政策选举和实际权宜之计包括：(A)从资产负债表中排除条款不超过一年的租约；(B)包含租赁和非租赁组成部分的协议，将这些组成部分合并在一起，并作为单一租赁加以核算；(C)一揽子实际权宜之计，除其他要求外，使公司能够避免重新评估在采用之前根据传统公认会计原则进行适当评估的合同；(D)不包括在ASU 2016-02通过之前已经存在或到期的土地地役权。ASU 2016-02的范围不适用于用于勘探或使用矿物、石油、天然气或其他类似不可再生资源的租赁。
在2019年1月1日通过后，该公司大致承认$50.0 百万在使用权(“ROU”)资产及与其经营租赁有关的租赁负债中.本指南通过后，未对留存收益进行累积效应调整。请参阅附注12-租赁 以供进一步讨论。
2016年6月，FASB发布ASU第2016-13号，金融工具-信贷损失(主题326)：金融工具信用损失的计量，其次是其他相关的华硕提供有针对性的改进(统称为“ASU 2016-13”)。ASU 2016-13向财务报表用户提供关于金融工具预期信贷损失的更多决策有用的信息，以及在每个报告日期向报告实体提供贷款的其他承诺。该指南将采用修正的追溯方法，适用于2019年12月15日以后的财政年度，并允许尽早采用。公司于2020年1月1日采用ASU 2016-13.ASU 2016-13的采用预计不会对公司的合并财务报表或披露产生重大影响。
2017年3月，FASB发布了ASU第2017-07号，补偿-退休福利(主题715)：改进定期养恤金净成本和定期退休后净福利成本的列报方式(“ASU 2017-07”)。ASU 2017-07要求将服务费用与雇员在此期间提供的服务所产生的其他补偿费用列在同一项目中，并将净收益成本的其余部分列在单独的业务项目之外。此外，只有净收益成本中的服务成本部分才有资格资本化。该公司在2018年1月1日生效之日采用了ASU 2017-07，在综合业务报表中追溯适用了服务成本部分和净收益成本的其他组成部分，并可能申请将资产净收益成本中的服务成本部分资本化。虽然ASU 2017-07的采用导致公司将某些金额从营业费用重新分类为非经营费用，但ASU 2017-07并没有对公司的合并财务报表或披露产生重大影响。
74
2018年2月，FASB发布了ASU第2018-02号，损益表–报告综合收入(主题220)：从累积的其他综合收入中重新分类某些税收影响(“ASU 2018-02”)。ASU 2018-02允许实体根据2017年税法将滞留在累积的其他综合收入(损失)中的税收影响重新归类为留存收益。该公司早期采用ASU 2018-02从2018年1月1日起采用回溯的方法.由于采用ASU 2018-02，该公司重新分类$3.0 百万截至2018年1月1日，滞留在累计其他综合亏损中的税收效应对留存收益的影响。公司在累积的其他综合亏损范围内释放所得税效应的政策是一种增量式的、单位记帐的方法.
2018年8月，FASB发布了ASU第2018-15号，无形资产-亲善和其他内部使用软件(分主题350-40)：作为服务合同的云计算安排所产生的实现成本的客户会计(“ASU 2018-15”)。ASU 2018-15将托管安排(即服务合同)中产生的执行成本资本化的要求与开发或获取内部使用软件所产生的实施成本资本化的要求相一致。该公司于2020年1月1日采用ASU 2018-15，并具有潜在的应用前景。ASU 2018-15的采用预计不会对公司的合并财务报表或披露产生重大影响。
2019年12月，FASB发布了ASU编号2019-12，所得税(主题740)：简化所得税会计(“ASU 2019-12”)。ASU 2019-12的发布是为了减少那些属于会计准则范围内的实体的所得税核算的复杂性。该指南将使用一种预期的方法，不包括与特许税有关的修正案，这些修正应适用于提出的所有时期，或通过对自采用财政年度开始时的留存收益进行累积效应调整而修改的追溯性基础上适用。ASU 2019-12适用于2020年12月15日以后的财政年度，允许尽早采用。该公司正在评估ASU 2019-12年对其合并财务报表的影响.
没有其他适用于该公司的华硕会对公司的合并财务报表和相关披露产生重大影响。2019年12月31日，并通过提交本报告。
附注2-与客户签订合同的收入
该公司确认了其在米德兰盆地和南德克萨斯州资产销售生产的石油、天然气和天然气中所占的份额。2018年上半年，该公司在落基山地区的剩余资产被剥离后，2018年第二季度之后，该地区的生产收入一直没有增长。石油、天然气和NGL生产收入列于所附的业务报表中，反映了与客户签订的合同所产生的收入。
下表按产品类型列出了本公司各经营区域截至年底的石油、天然气和NGL生产收入。2019年12月31日, 2018，和2017:
____________________________________________
截至2019年12月31日止的年度 | |||||||||||
米德兰盆地 | 南得克萨斯州 | 共计 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
石油生产收入 | $ | $ | $ | ||||||||
天然气生产收入 | |||||||||||
NGL生产收入 | |||||||||||
共计 | $ | $ | $ | ||||||||
相对百分比 | % | % | % | ||||||||
注：由于四舍五入，金额可能不计算。
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2018年12月31日终了年度 | |||||||||||||||
米德兰盆地 | 南得克萨斯州 | 落基山 | 共计 | ||||||||||||
(单位：千) | |||||||||||||||
石油生产收入 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
天然气生产收入 | |||||||||||||||
NGL生产收入 | |||||||||||||||
共计 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
相对百分比 | % | % | % | % | |||||||||||
注：由于四舍五入，金额可能不计算。
2017年12月31日终了年度收入 | |||||||||||||||
米德兰盆地 | 南得克萨斯州 | 落基山 | 共计 | ||||||||||||
(单位：千) | |||||||||||||||
石油生产收入 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
天然气生产收入 | |||||||||||||||
NGL生产收入 | |||||||||||||||
共计 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
相对百分比 | % | % | % | % | |||||||||||
注：由于四舍五入，金额可能不计算。
本公司确认石油，天然气，和NGL的生产收入时，当控制的产品转移给买方，这是不同的，根据适用的合同条款。控制权的转移推动运输、收集、加工和其他后期生产费用(“费用和其他扣减”)在所附业务报表中的显示。公司在控制权转移前发生的费用和其他扣减记录在所附经营报表的石油、天然气和NGL生产费用项目中。当控制权在井口或井口附近转移时，销售是以井口市场价格为基础的，该价格受收购人转让控制权后发生的费用和其他扣减的影响。一般而言，该公司从下列各类合同中获得生产收入：
• | 本公司在井口或井口附近销售石油和天然气，并收到买方商定的市场价格。在这种安排下，控制在井口或井口附近转移。 |
• | 该公司有某些加工安排，包括将未经加工的气体输送到中流处理器的进水口进行加工。加工完成后，中流处理器购买NGL，并将剩余气体以实物形式送回公司。对于在处理过程中提取的NGL，中流处理器根据处理器通过向第三方出售NGL所获得的收益将款项汇给公司。对于以实物形式获取的剩余气体，本公司有单独的销售合同，在加工设施下游的各个点进行控制转让。鉴于这些安排的结构和控制转移，公司分别确认费用和其他扣除之前发生的控制权转移。这些费用记录在所附经营报表中的石油、天然气和NGL生产费用项目中。 |
在ASC主题606中应用指南时所作的重大判断，从与客户签订的合同中获得的收入，涉及控制转移到客户的时间点，在气体处理安排与中流处理器。该公司认为，在确定交易价格，包括代表可变考虑的数额方面，不需要作出重大判断，因为考虑到体积测量的精确性和使用一般可预测差异的指数定价，数量和价格具有较低的估计不确定性。因此，公司不认为可变考虑的估计受到限制。
公司的业绩义务产生于公司拥有所有权权益的油井生产碳氢化合物。当控制转移到中流处理器处理设施的井口、入口或尾门或其他合同规定的交货点时，性能义务就被认为得到了满足。从生产到履行履行义务的时间通常少于一天；因此，不 本报告所述期间终了时未履行或部分未履行的履约义务。
76
收入记录在履行履约义务的月份。不过，会收到碳氢化合物买家的结算表及有关的现金代价。30 到90 生产后的几天。因此，公司必须估计交付给客户的生产量以及最终将收到的产品销售考虑。应付公司的估计收入记在所附资产负债表上的应收帐款项内，直到收到付款为止。所附资产负债表内与客户签订的合同的应收账款余额2019年12月31日，和2018...$146.3 百万和$107.2 百万分别。为了估计与客户签订的合同所产生的应收帐款，公司利用其财产、历史业绩、合同安排、指数定价、质量和运输差额以及其他因素的知识作为这些估计的依据。估计数与实际收到的产品销售金额之间的差额记录在收到买方付款的月份。
附注3-剥离、为出售而持有的资产和收购
2019年资产剥离活动
期间没有发生任何重大资产剥离事件2019.
2018年资产剥离活动
公共关系科剥离。在……上面2018年3月26日, 该公司完成了公共关系科资产剥离，剥离了大约112,000 结算时收到的现金净额，扣除费用(在本报告全文中称为“剥离收益净额”)$492.2 百万，并记录了最后的净收益$410.6 百万截止年度2018年12月31日.
分县剥离和哈尔夫东剥离。2018年第二季度，该公司完成了分治县剥离和Halff East剥离，合并净剥离收益$252.2 百万，并记录了最终净收益$15.4 百万截止年度2018年12月31日.
下表列出了截至年底出售的北达科他州“分而治县”资产的所得税前损失情况。2019年12月31日, 2018，和2017。分治县剥离被认为是对一个重要资产集团的处置。
____________________________________________
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
所得税前损失(1) | $ | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||
(1) | 所得税前的损失反映了石油、天然气和NGL的生产收入，减去石油、天然气和NGL的生产费用、损耗、折旧、摊销和资产退休负债-累积费用、减值费用和资产剥离活动的净亏损。在本年度终了的年度内2017年12月31日，公司记录了$ |
2017年资产剥离活动
鹰福特剥离。一九九七年三月十日， 该公司剥离了其外部运营的鹰福特页岩资产，包括其对相关中流资产的所有权，以获得最后的净剥离收益。$744.1 百万。该公司最后净收益为$396.8 百万与截至年底的这些已剥离资产有关2017年12月31日。这种资产剥离被认为是对一个重要资产集团的处置。截止年度2017年12月31日，来自外部运营的鹰福特页岩资产的所得税前收入为$24.3 百万。这一数额反映了石油、天然气和NGL的生产收入，减去石油、天然气和NGL的生产费用，以及耗竭、折旧、摊销和资产退休负债增加费用。
2017年期间，该公司剥离了某些非核心资产，用于剥离净收益$36.2 百万并认识到一个微不足道的最后净收益。
公司决定在2018和2017没有资格按照财务报表列报权威指南进行停业会计。
2019年购置活动
期间2019，公司完成了几个位于霍华德、马丁和得克萨斯州米德兰县的主要未开发地产的非货币性面积交易，导致大约交换。2,200 净英亩$73.4 百万公司转让的财产的账面价值。这些交易记录在结转 基带不 得失已被确认。
77
2018年购置活动
在本年度终了的年度内2018年12月31日，公司大约收购了1,030 位于德克萨斯州马丁县和霍华德县的净英亩未被证实的房产，分别于2018年结束了交易。本公司支付的现金补偿总额合计为$33.3 百万。在权威会计指导下，这些交易都被单独视为资产收购。因此，这些财产是根据购置日转移的总考虑的公允价值记录的，交易费用被资本化为购置资产成本的一个组成部分。
2018年第三季度，该公司完成了两项以未开发地产为主的非货币性土地交易，这些交易位于得克萨斯州霍华德和马丁县，结果大约交换了两笔交易。2,650 净英亩$95.1 百万公司转让的财产的账面价值。这些交易记录在结转 基带不 得失已被确认。
2017年购置活动
在本年度终了的年度内2017年12月31日，公司大约收购了3,600 得克萨斯州霍华德和马丁县主要未经证实的房产的净英亩，共进行了多次交易$76.5 百万现金的代价。在权威会计指导下，这些交易被单独视为资产购置。因此，这些财产是根据购置日转移的总考虑的公允价值记录的，交易费用被资本化为购置资产成本的一个组成部分。
也是在最后一年2017年12月31日，该公司在得克萨斯州霍华德和马丁县完成了几笔主要未经证实的地产的非货币性面积交易，导致大约交换了大约8,125 净英亩约7,580 净英亩$294.0 百万公司在这类交易中转让的财产的账面价值。这些交易记录在结转 基带不 得失已被确认。
附注4-所得税
所得税的规定包括：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
所得税支出的当期部分(福利) | |||||||||||
联邦制 | $ | ( | ) | $ | $ | ||||||
国家 | |||||||||||
所得税费用(福利)递延部分 | ( | ) | ( | ) | |||||||
所得税费用(福利) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
有效税率 | % | % | % | ||||||||
78
递延税负债净额的构成如下：
截至12月31日， | |||||||
2019 | 2018 | ||||||
(单位：千) | |||||||
递延税款负债 | |||||||
油气性质 | $ | $ | |||||
衍生资产 | |||||||
其他 | |||||||
递延税款负债总额 | |||||||
递延税款资产 | |||||||
信用结转 | |||||||
养恤金 | |||||||
联邦和州税收净营业亏损结转 | |||||||
股票补偿 | |||||||
其他负债 | |||||||
递延税款资产共计 | |||||||
估价津贴 | ( | ) | ( | ) | |||
递延税款净资产 | |||||||
递延税负债净额共计 | $ | $ | |||||
现行联邦所得税可退还 | $ | $ | |||||
应缴当期国家所得税 | $ | $ | |||||
截至2019年12月31日，该公司估计其联邦净营业损失(“NOL”)结转额为$3.3 百万和州北环线结转在$77.8 百万。公司拥有联邦研发(“R&D”)和AMT信用结转$7.4 百万和$4.3 百万分别。大多数联邦NOL没有过期，但各州NOL和州税收抵免在2021年至2038年之间到期。联邦研发贷款结转将于2028年至2035年到期。该公司的AMT信用结转预计将在2022年前全部退还。本公司目前的估价津贴涉及国家NOL结转和州税收抵免，预计将到期，然后才能使用。
记录的所得税、费用或福利与对所得税前收入适用法定的美国联邦所得税税率所提供的数额不同。这些差异主要涉及国家所得税、超额税收优惠和股票补偿金的缺陷、税收限制对受保个人的补偿、估值津贴的变化以及其他较小的永久性差额的累积影响，并报告如下：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
联邦法定税收费用(福利) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
税收增加(减少)，原因是： | |||||||||||
联邦税制改革改革-2017年税法 | ( | ) | |||||||||
州税收支出(福利)(扣除联邦福利) | ( | ) | |||||||||
估价津贴的变动 | ( | ) | ( | ) | |||||||
员工持股薪酬 | |||||||||||
其他 | ( | ) | |||||||||
所得税费用(福利) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
收购、剥离、钻探活动和基础差价影响到石油、天然气和天然气的价格，影响到应纳税收入分配给公司拥有石油和天然气财产的州。随着这些因素的变化，公司的国家所得税税率发生了变化。此更改适用于公司的总临时差额，影响本年度报告的国家所得税总支出(福利)。影响州分摊因素的项目在完成前一年所得税申报表后、重大收购和剥离后、钻井活动发生重大变化或估计当年州收入发生变化时进行评估。由于2018年的剥离，该公司的州分摊率反映了它在德克萨斯州的重要存在。
79
在2019年第四季度，该公司声称并收到了$7.7 百万退还部分其递延的AMT信贷结转。额外退款$3.8 百万预计将于2020年宣布。在2015年之前的所有年份，该公司通常不再接受美国税务当局的联邦或州所得税审查。
本公司遵守权威会计准则对不确定的税收规定。公司报告的未确认税收优惠的全部金额如果得到承认，将影响其实际税率。所附业务报表中的利息费用包括与所得税有关的微不足道的数额。本公司预计不会对已记录的未获确认的税务利益作出重大更改2020.
所记录的未确认税款福利的总额2019年12月31日, 2018，和2017，曾$446,000 .
附注5-长期债务
信贷协议
2019年9月19日，该公司及其贷款人签订了对第六份经修正和恢复的信贷协议的第二修正案，允许该公司就电价达成互换协议，以尽量减少对电力价格波动的影响。截至2019年12月31日，“信贷协议”规定了最高贷款额为$2.5 十亿，借款基数$1.6 十亿的总贷款人承付款额$1.2 十亿。借款基数须定期、半年重新确定，并考虑公司(A)公司最近的储备报告中所反映的经证实的石油和天然气属性的价值；(B)商品衍生合同，每项合同由公司的贷款人集团确定。下一个预定的借款基准重新确定日期是2020年4月1日.
信用协议预定在2003年的早些时候到期。2023年9月28日，(“指定到期日”)，及2022年8月16日，但在该日或之前，公司未偿还的2022年高级债券不得在预定到期日后至少91天内赎回、赎回或再融资，除非2022年8月16日，(I)2022年高级债券的未偿还本金总额不超过$100.0 百万以及(Ii)公司及其受限制的综合附属公司持有的无限制现金及某些种类的不受限制投资的总额，加上信贷协议所规定的未使用的可供使用的款额，在给予到期偿还2022年高级债券的形式效力后，至少是不受限制的现金总额及某些种类的不受限制投资的总额。$300.0 百万.
公司必须遵守信贷协议条款下的某些财务和非财务契约，包括限制股利支付的契约，并要求公司保持“信用协议”规定的某些财务比率。根据“信贷协议”的财务契约，该公司的(A)信贷协议所界定的经调整的EBITDAX比率在最近四个财政季度(不包括采用年度调整的EBITDAX的前三个季度)不得大于4.25 从2018年12月31日终了的季度开始至1点，通过并包括2019年12月31日终了的财政季度，其后每一季度的比率不得超过4.00 至1.00；及(B)经调整的流动比率不得少于1.0 在任何财政季度的最后一天降至1.0。本公司遵守所有财务契约及非财务契约。2019年12月31日，并通过提交本报告。
与信贷设施有关的利息和承付费用是根据“信贷协议”中规定的借款基础利用网格计算的。在公司的选择下，根据信用协议借款的形式可以是欧元美元，备用基本利率(“ABR”)，或摇摆线贷款。欧元美元贷款按libor计算利息，加上利用网格的适用保证金，abr和swingline贷款以基于市场的浮动利率计息，再加上利用网格的适用保证金。承付款费应计在贷款人总承付款额的未用部分，按利用格费率计算，并列入所附业务报表的利息支出项目。“信贷协议”规定的借款基础利用网格如下：
借款基数利用率 | ≥25% | ≥50% | ≥75% | ≥90% | ||||||||||
欧元贷款(1) | % | % | % | % | % | |||||||||
ABR贷款或周转贷款 | % | % | % | % | % | |||||||||
承诺费率 | % | % | % | % | % | |||||||||
(1) | 该公司的“信用协议”规定，如果libor不再是广泛使用的基准利率，或不再用于确定美国贷款的利率，则按照“信贷协议”的定义，行政代理人应与借款人协商，确定一个替代利率，该利率应公平地反映贷款放款人的成本。 |
80
下表列出截至2000年12月31日“信用协议”规定的未清余额、未付信用证总额和可用借款能力。2020年2月6日, 2019年12月31日，和2018年12月31日:
截至2020年2月6日 | 截至2019年12月31日 | 截至2018年12月31日 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
循环信贷设施(1) | $ | $ | $ | ||||||||
信用证(2) | |||||||||||
可用借款能力 | |||||||||||
贷款人总承付款额 | $ | $ | $ | ||||||||
____________________________________________
(1) | 循环信贷机制下的未摊销递延融资费用作为所附资产负债表上其他非流动资产项目的组成部分列报，共计$ |
(2) | 未结清的信用证以一美元兑一美元的价格减少了信贷工具下的可用金额.截至……的未付信用证2018年12月31日，自2019年1月8日起发布。 |
高级注释
附表所附资产负债表中未摊销的递延融资费用细列项目2019年12月31日，和2018, 由下列人员组成：
截至12月31日， | |||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||||||||||
本金 | 未摊销递延融资费用 | 本金，扣除未摊销递延融资费用 | 本金 | 未摊销递延融资费用 | 本金，扣除未摊销递延融资费用 | ||||||||||||||||||
(单位：千) | |||||||||||||||||||||||
6.125%高级债券到期 | $ | $ | $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
5.0%高级债券到期2024年 | |||||||||||||||||||||||
5.625%高级债券应于2025年到期 | |||||||||||||||||||||||
6.75%高级债券到期 | |||||||||||||||||||||||
6.625%高级债券到期 | |||||||||||||||||||||||
共计 | $ | $ | $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
高级债券是无担保的高级债务，与公司现有及未来任何无担保的高级债项在支付权利上相等，并优先于任何未来的附属债项。高级债券并无附属担保人。公司须受有关高级债券的契约所规限，该契约限制公司招致额外负债、发行优先股及支付受限制付款(包括股息)的能力。截至以下日期，该公司已遵从其“高级注释”所载的所有该等契诺。2019年12月31日，并通过提交本报告。所有高级票据均根据“证券法”注册。公司可在高级债券到期前赎回部分或全部高级债券，赎回价格以溢价为基础，加上高级债券契约中所述的应计利息和未付利息。
2018年7月16日，该公司赎回了其2021年的高级债券，从而支付了包括应计利息在内的现金总额。$355.9 百万。此外，2018年第三季度，该公司利用发行2027份高级债券的收益和手头现金，为现金投标和赎回提供资金。$395.0 百万2023年高级说明和$85.0 百万2022年高级说明。公司支付的全部代价，包括应计利息$497.8 百万完成这些交易。由于赎回了2021年高级债券，以及所有2023年高级债券和2022年部分高级债券的现金投标和赎回，公司记录了债务清偿的合并损失。$26.7 百万截止年度2018年12月31日。这一数额包括已支付的保险费总额。$20.4 百万和$6.3 百万用于赎回的加速未摊销的递延融资费用。
2022高级笔记。在……上面2014年11月17日，该公司发布$600.0 百万合计本金6.125 %高级债券到期2022在标准水平，成熟于2022年11月15日。公司收到的净收益$590.0 百万扣除费用后$10.0 百万的年期内作为递延融资费用摊销。2022高级笔记。2016年第一季度，该公司进行了回购$38.2 百万2022年高级债券本金总额
81
结算额$24.3 百万，不包括利息。2018年第三季度，通过上述招标，该公司退休$85.0 百万2022份高级债券，供其全部审议，包括应计利息$89.5 百万.
2024高级笔记。在……上面2013年5月20日，该公司发布$500.0 百万合计本金5.0 %高级债券到期2024在标准水平，成熟于2024年1月15日。公司收到的净收益$490.2 百万扣除费用后$9.8 百万的年期内作为递延融资费用摊销。2024高级笔记。
2025高级笔记。在……上面2015年5月21日，该公司发布$500.0 百万合计本金5.625 %高级债券到期2025在标准水平，成熟于2025年6月1日。公司收到的净收益$491.0 百万扣除费用后$9.0 百万的年期内作为递延融资费用摊销。2025高级笔记。
2026高级笔记。在……上面2016年9月12日，该公司发布$500.0 百万合计本金6.75 %高级债券到期2026，在标准水平上，它成熟于2026年9月15日。公司收到的净收益$491.6 百万扣除费用后$8.4 百万，这些费用在2026年高级说明期间作为递延融资费用摊销。
2027高级说明。在……上面2018年8月20日，该公司发布$500.0 百万合计本金6.625 %高级债券到期日期2027年，按面值计算，到期日期为2027年2027年1月15日。公司收到的净收益$492.1 百万扣除费用后$7.9 百万，在2027年高级说明期间作为递延融资费用摊销。如上文所述，净收益是用作投标及赎回公司所有2023年高级债券及2022年高级债券的部分款项。
高级可转换债券
在……上面2016年8月12日，该公司发布$172.5 百万合计本金1.50 %高级可转换债券到期2021年7月1日，除非更早转换。高级可转换债券是无担保的高级债务，与公司所有现有和未来的无担保优先债务在支付权上相等，并对任何未来次级债务享有优先偿付权。公司收到的净收益$166.6 百万扣除费用后$5.9 百万，其中一部分在高级可转换债券的寿命内摊销。
持有人只可在下列情况下，在2021年1月1日之前的任何时间，选择转换其高级可转换债券：(1)在截至2016年9月30日的日历季度之后开始的任何日历季度(且仅在该日历季度内)，如果公司的普通股最近一次报告的出售价格至少为20 期间内的交易日(不论是否连续)30 在紧接上一个日历季度的最后一个交易日结束的连续交易日大于或等于130 %(2)在连续五个交易日(“量度期”)之后的五个工作日期间内，每个交易日的交易价格(在契约中定义)。$1,000 该期间每个交易日的债券本金均少于98 %上一次报告的公司普通股的销售价格和每个交易日的转换率的产品；或(3)在发生指定的公司事件时。在2021年1月1日或该日后，直至到期日为止，持有人可随时转换其高级可转换债券。公司不得在到期日前赎回高级可转换债券。转换后，高级可转换债券可在公司选举时以公司普通股、现金或现金和普通股的股份结算。持有人可按24.6914 公司普通股$1,000 高级可转换债券的本金，其初始转换价格约为$40.50 每股，但须作调整。
公司最初选择了一种净结算方式来履行其转换义务，这将导致公司以现金结算本金，并将公司普通股的任何超额转换。高级可转换债券在2019年12月31日，或通过提交本报告。尽管无法转换，但高级可转换债券的若转换价值为2019年12月31日，未超过本金。
在发行高级可转换债券时，该公司记录在案$132.3 百万作为债务构成部分的初始账面金额，与其发行时的公允价值接近，并使用与高级可转换债券类似的条件的不可转换债券的利率来估算。实际利率为7.25 %。这个$40.2 百万高级可转换债券本金超过债务部分公允价值的部分被记作债务贴现和相应增加的额外已付资本。公司发生的交易费用$5.9 百万与发行高级可转换债券有关，这些债券按确定的公允价值数额在债务和股权部分之间进行分配。债务贴现及与债务有关的发行成本，以高级可转换债券的本金作为利息开支，摊销至2021年7月1日。与规定利率和债务贴现摊销有关的高级可转换债券上的利息费用$11.0 百万, $10.5 百万，和$9.9 百万最后几年2019年12月31日, 2018分别为2017年和2017年。
82
所附资产负债表上未摊销贴现和递延融资费用项目下的高级可转换债券包括以下各项：2019年12月31日和2018:
截至12月31日， | |||||||
2019 | 2018 | ||||||
(单位：千) | |||||||
高级可转换债券本金 | $ | $ | |||||
未摊销债务贴现 | ( | ) | ( | ) | |||
未摊销的递延融资费用 | ( | ) | ( | ) | |||
高级可转换债券，扣除未摊销折扣和递延融资费用 | $ | $ | |||||
截至2019年12月31日及2018年12月31日，高级可转换债券权益部分的净账面价值记作所附资产负债表上的额外已缴资本。$33.6 百万。自发行以来，这一数额没有变化。
如果公司经历了管理契约所界定的根本性变化，高级可转换债券持有人可要求公司以现金形式回购全部或部分其债券，其基本变更回购价格相当于拟回购的高级可转换债券本金的100%，外加应计利息和未付利息。有关高级可转换债券的契约载有与高级可转换债券有关的惯常失责事件，包括在某些失责情况下，受托人向公司发出通知，或持有至少25%未偿还的高级可转换债券本金的持有人，可向公司申报100%的本金及应计及未付利息(如有的话)，而该等利息须立即到期及应付。在某些涉及公司或重要子公司的破产、破产或重组事件中，高级可转换债券的本金、应计利息和未付利息将自动到期应付。
公司须受规管高级可转换债券的契约所订的某些契诺所规限，并须遵守所有契诺。2019年12月31日，并通过提交本报告。
上限呼叫事务
在发行高级可转换债券方面，该公司与这种发行的承销商的附属公司进行了有上限的呼叫交易。上限呼叫交易的总成本约为$24.2 百万。一般预期，在转换高级可转换债券及/或部分抵销该公司所须支付的转换高级可转换债券本金的情况下，在该公司普通股的每股市价高于有上限的呼叫交易的成交价格时，上限买入交易可减少潜在的稀释程度。$40.50 高级可转换债券的每股转换价格。上限呼叫交易的上限价格最初是$60.00 每股。如果每股市场价格超过有上限的看涨交易的上限价格，可能会被稀释，或者不会抵消这种潜在的现金支付。该公司将与上限呼叫交易相关的成本归类为权益工具，没有记录经常性公允价值计量。
资本化利息
本公司截至年度的资本化利息成本2019年12月31日, 2018，和2017...$18.5 百万, $20.6 百万，和$12.6 百万分别。资本化利息费用包括在发生的总费用中。请参阅石油和天然气生产活动中发生的费用 在……里面公司概况 在第二部分第7项中，以及石油和天然气补充资料(未经审计) 第二部分，本报告第8项。
83
附注6-承付款和意外开支
承诺
本公司已签订多项协议，包括钻井平台及完成服务合约。$34.1 百万的收集、加工、运输吞吐量和交付承诺。$218.5 百万的办公室租赁，包括维修$28.3 百万、固定价格合同购买电力$53.2 百万的其他杂项合同和租赁$15.5 百万. 下表列出了今后五年的最低年度付款和此后最低付款总额：
截至12月31日的年份， | 金额 (单位：千) | |||
2020 | $ | |||
2021 | ||||
2022 | ||||
2023 | ||||
2024 | ||||
此后 | ||||
共计 | $ | |||
钻井平台和完井服务合同。该公司已订立了几项钻机和完井服务合同，以便利其钻井和完井计划。截至2019年12月31日，公司的钻机和竣工服务合同承诺总计$34.1 百万，载于上表。如果所有这些合同在2019年12月31日，公司将避免部分合同服务承诺；但是，公司将被要求支付$26.3 百万提前解雇费。这些数额中不包括可变的承付款和潜在的罚款，这是由公司根据完工服务安排在某一特定地区运作的完工人员人数决定的。截至2019年12月31日，根据这项于2023年12月31日到期的竣工服务协议，可能会受到以下惩罚：零 最大限度$13.4 百万.
管道运输承诺。本公司与各种第三方签订了收集、加工、运输吞吐量和交货承诺，要求交付最低数量的石油、天然气和生产用水。截至2019年12月31日，该公司承诺提供最低限度的24 石油和424 Bcf气体通过2023，和18 采出水2027。在履行某些协议规定的最低数量承诺方面，公司将被要求定期支付亏空款项。截至2019年12月31日，如本公司未能按适用情况交付任何产品，则未贴现的总计不足付款总额约为$218.5 百万。这一数额不包括与大约有关的不足付款估计数。16.5 公司无法准确预测这些付款的数额和时间的未来石油交付承诺，因为这种付款取决于结算时的石油价格。根据公司的某些承诺，如果公司无法从其生产中交付最低数量，它可以交付从第三方获得的生产，以履行其最低数量承诺。
办公室租赁。公司根据各种经营租赁租赁办公空间，其条款可延伸至2026。截至年度的租金开支2019年12月31日, 2018，和2017，曾$5.5 百万, $4.5 百万，和$4.8 百万分别。
电力采购合同。在2019年第二季度，该公司签订了一项购买电力的固定价格合同，这增加了根据一项现有协议作出的购买承诺。截至2019年12月31日，该公司承诺通过2027剩下的全部义务$53.2 百万.
交付和购买承诺。在2019年第二季度期间，该公司对其现有的沙源协议进行了一项修正，根据该公司在某一特定地区的完井工程中使用的砂量，产生了某些承诺和可能的惩罚。这份经修正的沙源协议将于2023年12月31日到期。截至2019年12月31日，根据这份沙粒来源协议，可能的罚则范围为零 最大限度$10.0 百万.
钻井和完井承诺。该公司有一项协议，其中包括对某些租约的最低钻井和完工要求。如果这些最低要求在2020年3月31日前得不到满足，该公司将被要求根据实际发展进度和最低发展要求之间的差异支付违约赔偿金。截至2019年12月31日，该公司并没有期望达到某些最低发展要求。
84
在2019年第四季度，该公司确认了与预期向出租人支付的与钻井和完井义务有关的一次性费用以及钻井平台的提前终止费用。$18.2 百万。这些数额包括在所附业务报表的其他业务费用项目中。
意外开支
本公司在正常经营过程中受到诉讼和索赔的影响。当一项负债可能发生，而且数额可以合理估计时，公司会为这些项目累积。管理层认为，任何未决诉讼和索赔的预期结果都不会对公司的经营结果、财务状况或现金流量产生重大影响。
附注7-赔偿计划
股权激励薪酬计划
本节介绍了公司股权激励薪酬计划(“股权计划”)的几个组成部分。公司在不同的时期给予了各种类型的股权奖励。
截至2019年12月31日，约4.4 百万普通股的股份可根据“股权计划”获得赠款。直接股票收益的发行，如普通股、股票期权、限制性股票、RSU或PSU的发行，计算为一 根据股权计划授予的股份数量。每个PSU都有潜力计算为二 根据“股权计划”根据最终业绩乘数分配的股票数量。
业绩份额单位
作为其股权计划的一部分，公司向符合条件的员工提供PSU。为结算PSU而发行的公司普通股的股份数目范围为零 到二 所授予的PSU数量的次数，并根据某一性能标准来确定三-年业绩期。PSU通常在赠款日期的三周年或公平计划规定的其他触发事件上归属。在给予PSU奖励时符合退休资格的雇员，其奖金的每一部分均归属于六-一个月的加薪三-年期，自补助金之日起。符合退休资格的雇员必须在整个公司工作六-月转归期，以收取转归增量及任何非归属部分的PSU奖励将在员工离开公司时被没收。
利用几何布朗运动(GBM模型)进行随机蒙特卡罗模拟，测量了PSU的公允值。随机过程是一个数学定义的方程，它能随着时间的推移产生一系列的结果。这些结果在本质上并不是确定性的，这意味着通过多次迭代，这些迭代将得到不同的结果。就该公司的PSU而言，该公司无法确切地预测其股票价格或其同行的股价将接管三-年业绩期。通过随机模拟，公司可以创建多个预期的股票路径，对这些模拟进行统计分析，并最终对股票价格可能采取的路径做出推断。因此，由于未来股票价格是随机的，或者是概率性的，所以随机方法，特别是GBM模型，被认为是确定PSU公允价值的合适方法。在此模拟中使用的重要假设包括公司的预期波动率、股息收益率和基于美国国债收益率曲线的无风险利率，其期限与三年的归属期相一致，以及公司每个同行的波动率和股利收益率。
对于2017年授予的PSU，该公司已确定为股权授予，结算标准包括公司的总股东回报(“TSR”)的绝对组合，公司的TSR相对于某些同行公司在相关的三年业绩期间的TSR。2017年授予的PSU的公允价值是在赠款日期使用GBM模型衡量的。由于这些赔偿完全取决于以市场为基础的结算标准，因此在裁决的归属期内，相关的赔偿费用在一般费用和行政费用及勘探费用中以直线确认。
对于2018年和2019年批准的PSU，结算标准包括该公司的TSR相对于某些同行公司的TSR，以及该公司在相关的三年业绩期间相对于某些同行公司的CRTCI的总资本投资的现金回报(“CRTCI”)。除了这些业绩计量外，这些赠款的授标协议还规定，如果公司的绝对TSR大于三-全年表现期内，可发行的普通股的最高发行数目，以应付已发行的PSU为限。一 不考虑公司的TSR和CRTCI相对于其同行组的表现，在授标日期授予的PSU数量的次数。2018年和2019年发放的PSU的公允价值是在适用的赠款日期上使用GBM模型衡量的，假设相关的CRTCI业绩条件将在各自业绩周期结束时达到目标数额。2018年和2019年授予的PSU补偿费用在各自裁决的归属期内确认为一般费用和行政费用及勘探费用。由于这些奖励取决于以业绩为基础的结算标准和以市场为基础的结算标准的结合，补偿费用可能在今后的时期内调整，因为根据公司预期的CRTCI业绩与适用的同行公司相比，预计将增加或减少的单位数量。
85
公司根据授标日的公允价值记录与发放PSU相关的补偿费用。PSU记录的补偿费用总额为$10.9 百万, $10.3 百万，和$9.7 百万最后几年2019年12月31日, 2018，和2017分别。截至2019年12月31日，有$15.9 百万在与PSU有关的未确认费用总额中，该费用正在通过以下方式摊销：2022.
下表汇总了非归属PSU的现状和活动：
截至12月31日， | ||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||||||||||
PSU(1) | 加权平均赠款-日期公允价值 | PSU(1) | 加权平均赠款-日期公允价值 | PSU(1) | 加权平均赠款-日期公允价值 | |||||||||||||||
年初非归属 | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
获批 | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
既得利益 | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | |||||||||||
被没收 | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | |||||||||||
年底非归属 | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
____________________________________________
(1) | 奖励的数量假设乘数为 |
中所授予的PSU的公允价值。2019, 2018，和2017曾.$10.2 百万, $14.0 百万，和$15.5 百万分别。
在结束的几年内2019年12月31日2018年和2017年，分别于2016年、2015年和2014年发放的PSU不符合最低业绩要求。这导致了一个乘数零 时代与因此不 普通股是在结算时发行的。
在终了年度内归属的PSU的总公允价值2019年12月31日, 2018，和2017曾.$9.1 百万, $10.3 百万，和$8.1 百万分别。
雇员限制股
公司向符合条件的人提供RSU，作为其股权计划的一部分。每个RSU代表接收的权利。一 在指定的归属期结束时，在裁决结算时公司普通股的份额。一般情况下三分之一在三年的归属期内，或在公平计划所规定的其他触发事件下，每一周年补助金的总金额。在授予RSU奖励时有资格退休的雇员，将该奖励的每一部分平分于六-一个月的加薪三-年期，自补助金之日起。符合退休资格的雇员必须在整个公司工作六-月转归期，以收取转归增量及任何非归属部分的RSU奖励将在雇员离开公司时被没收。
公司根据授标日的公允价值记录与发放RSU有关的补偿费用。RSU的公允价值等于公司普通股在授予之日的收盘价。RSU的补偿费用在相应裁决的归属期内确认为一般费用和行政费用以及勘探费用。已记录的雇员RSU截至年度的薪酬费用总额2019年12月31日, 2018，和2017，曾$11.1 百万, $10.8 百万，和$10.3 百万分别。截至2019年12月31日，有$16.9 百万未确认的与非既得的RSU赔偿金有关的未确认赔偿费用总额，这笔费用正在通过以下方式摊销：2022.
86
下表汇总了授予雇员的非归属RSU的状况和活动：
截至12月31日， | ||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||||||||||
RSU | 加权- 平均 批予日期 公允价值 | RSU | 加权- 平均 批予日期 公允价值 | RSU | 加权- 平均 批予日期 公允价值 | |||||||||||||||
年初非归属 | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
获批 | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
既得利益 | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | |||||||||||
被没收 | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | |||||||||||
年底非归属 | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
给予合资格雇员的公平价值2019, 2018，和2017曾.$12.1 百万, $15.0 百万，和$17.0 百万分别。
为结算雇员RSU而发行的普通股股份摘要见下表：
____________________________________________
截至12月31日， | ||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||
为结算RSU而发行的普通股股份(1) | ||||||||
减：为所得税和工资税预支的普通股份额 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||
已发行普通股股份净额 | ||||||||
(1) | 在结束的几年内2019年12月31日, 2018，和2017，该公司发行普通股，以结算与前几年授予的奖励有关的RSU。公司和大多数赠款接受者共同同意按照公司的股权计划和个人奖励协议，支付部分奖励，以支付所得税和工资税预扣缴额。 |
在终了年度内归属的雇员退休人员单位的总公允价值。2019年12月31日, 2018，和2017曾.$10.2 百万, $9.9 百万，和$10.8 百万分别。
董事股份
在……里面2019, 2018，和2017，该公司发布96,719 , 63,741 ，和71,573 根据股权计划，将其普通股分别分给非雇员董事.2017年，该公司发布了8,794 非雇员主管。最后几年2019年12月31日, 2018，和2017，公司记录$1.2 百万, $1.7 百万，和$1.6 百万分别与发行的董事股份和RSU有关的补偿费用。
所有向非雇员董事发行的股份，于该年12月31日全部归属.2017年发放给非雇员董事的RSU于2017年12月31日正式授予，并将在2027年5月25日早些时候或董事会辞职的情况下达成和解。
员工股票购买计划
根据公司的“员工股票购买计划”(“ESPP”)，符合条件的雇员可以通过最多可扣除工资的方式购买公司普通股的股份15 百分比符合资格的赔偿，但不超过$25,000 每个日历年采购的价值。股票的收购价是85 百分比在购买期的第一天或最后一天，股票的公平市价较低。“ESPP”旨在根据“国内收入法”(“IRC”)第423条获得资格。公司大约1.3 百万根据ESPP可供发行的普通股的股份2019年12月31日。有314,868 , 199,464 ，和186,665 根据ESPP发行的股票2019, 2018，和2017分别。该公司发行这些股份的收益总额为$3.2 百万每一年结束2019年12月31日，和2018分别$2.6 百万截止年度2017年12月31日.
ESPP赠款的公允价值是在授予之日使用Black-Schole期权定价模型来衡量的。预期波动率是根据公司的历史日普通股价格计算的，而无风险利率是根据美国国债收益率曲线利率计算的，期限与六个月的归属期相一致。
87
在报告所述期间发行的ESPP股票的公允价值是使用以下加权平均假设估算的：
截至12月31日， | ||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||
无风险利率 | % | % | % | |||||
股利收益率 | % | % | % | |||||
预期市场波动系数 公司普通股价格 | % | % | % | |||||
预期寿命(以年份计) | ||||||||
公司支出$1.1 百万每一年结束2019年12月31日，和2018分别$1.0 百万截止年度2017年12月31日，根据ESPP赠款的估计公允价值计算。
401(K)计划
该公司有一个明确的缴款计划(“401(K)计划”)，须遵守1974年“雇员退休收入保障法”。401(K)计划允许符合条件的雇员最多供款60 百分比他们的基薪不超过IRC规定的缴款限额。2014年12月31日前聘用的员工，公司匹配100 百分比每名雇员按美元计算的现金供款，最多可达六 百分比员工的基本工资和绩效奖金，并可酌情作出额外的贡献。公司匹配150 百分比2014年12月31日后雇用的雇员所作的供款，截至六 百分比员工的基本工资和绩效奖金代替养老金计划福利，并可酌情缴纳额外缴款。请参阅附注8-养恤金福利关于养恤金福利的补充讨论。该公司对401(K)计划的相应贡献如下$5.1 百万, $4.9 百万，和$4.5 百万最后几年2019年12月31日, 2018，和2017分别。
88
附注8-养恤金福利
本公司有一项非供款界定的退休金计划，涵盖符合年龄及服务要求的雇员，以及在2016年1月1日前开始受雇于本公司的雇员(“合资格退休金计划”)。该公司还有一项补充性的非缴费型养老金计划，涵盖某些管理人员(“不合格养恤金计划”和“合格养恤金计划”，即“养恤金计划”)。从2016年1月1日起，该公司冻结了新参与人的养老金计划。在计划被冻结之前参加养恤金计划的雇员将继续获得福利。
养恤金计划的债务和供资状况
公司在所附资产负债表中确认公司养恤金计划的供资状况(即计划资产的公允价值与预计的福利债务之间的差额)为资产或负债，并确认在其他综合收入(损失)内进行相应调整，扣除税后，在所附的综合收入(亏损)报表中列出细列项目。预计的福利债务是计划参与人根据雇员服务和报酬，包括假定未来加薪的影响，迄今获得的福利的精算现值。累积福利债务使用与预计福利义务相同的因素，但不包括假定未来加薪的影响。公司计划资产和债务的计量日期为12月31日。
截至12月31日， | |||||||
2019 | 2018 | ||||||
(单位：千) | |||||||
福利义务的变化： | |||||||
年初预计养恤金债务 | $ | $ | |||||
服务成本 | |||||||
利息成本 | |||||||
精算(收益)损失 | ( | ) | |||||
支付的福利 | ( | ) | ( | ) | |||
年底预计养恤金债务 | |||||||
计划资产变动： | |||||||
年初计划资产的公允价值 | |||||||
计划资产实际收益(损失) | ( | ) | |||||
雇主供款 | |||||||
支付的福利 | ( | ) | ( | ) | |||
年底计划资产的公允价值 | |||||||
年底资金状况 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | |
截至目前公司养恤金计划资金不足的状况2019年12月31日，和2018，曾$35.2 百万和$36.0 百万，并分别在所附资产负债表中的其他非流动负债细项中予以确认。确实有不 “无保留养恤金计划”中的资产计划。
养恤金计划超过计划资产的累积养恤金债务
截至12月31日， | |||||||
2019 | 2018 | ||||||
(单位：千) | |||||||
预计福利债务 | $ | $ | |||||
累积收益义务 | $ | $ | |||||
减：计划资产的公允价值 | ( | ) | ( | ) | |||
资金不足累积福利债务 | $ | $ | |||||
养恤金费用是根据福利的年度服务费用(某一期间所获福利的精算费用)和这些负债的利息费用(减去计划资产的预期收益)确定的。计划资产的预期长期回报率适用于确认五年期间公允价值变化的计划资产的计算值。这种做法是
89
其目的是降低养老金支出的年复一年的波动性，但它可能会延迟确认资产实际回报率与基于长期收益率假设的预期回报之间的差异。与假设不同的实际经验和假设变化造成的未确认净损益摊销(不包括尚未反映在市场相关价值中的资产损益)作为年度定期净收益成本的一个组成部分。如果截至年初，未确认的净收益或亏损超过10 百分比在计划资产的预期福利义务和市场相关价值中，摊销额是计划中预期领取福利的参与员工的平均剩余服务期除以剩余的部分。
未在定期养恤金净费用中确认的税前数额，而是在所附资产负债表内的其他累计综合亏损项目中确认的数额。2019年12月31日，和2018，如下：
截至12月31日， | |||||||
2019 | 2018 | ||||||
(单位：千) | |||||||
未确认精算损失 | $ | $ | |||||
未确认的先前服务费用 | |||||||
累计其他综合损失 | $ | $ | |||||
期间在其他综合收入(损失)中确认的养恤金负债调整数2019, 2018，和2017，如下：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
精算净收益(亏损) | $ | $ | $ | ( | ) | ||||||
前期服务费用摊销 | |||||||||||
精算净损失摊销 | |||||||||||
安置点 | |||||||||||
税前养恤金负债调整总额 | |||||||||||
税费 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
会计变更累积效应(1) | |||||||||||
养恤金负债调整总额，净额 | $ | $ | $ | ||||||||
_________________________________________
(1) | 请参阅最近发布的会计准则在……里面附注1-重要会计政策摘要 和股东权益表以获得更多信息。 |
养恤金计划定期福利净费用的组成部分
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
定期净收益成本的组成部分： | |||||||||||
服务成本 | $ | $ | $ | ||||||||
利息成本 | |||||||||||
降低定期养恤金福利成本的计划资产预期收益 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
前期服务费用摊销 | |||||||||||
精算净损失摊销 | |||||||||||
安置点 | |||||||||||
周期净收益成本 | $ | $ | $ | ||||||||
90
养恤金计划假设
用于衡量公司预计收益义务的加权平均假设如下：
截至12月31日， | |||
2019 | 2018 | ||
预计养恤金债务： | |||
贴现率 | |||
补偿增长率 | |||
用于衡量公司定期净收益成本的加权平均假设如下：
截至12月31日， | |||||
2019 | 2018 | 2017 | |||
定期效益费用净额： | |||||
贴现率 | |||||
计划资产预期收益(1) | |||||
补偿增长率 | |||||
____________________________________________
(1) | 的确有 |
公司的养恤金投资政策包括各种准则和程序，目的是确保以必要的方式审慎投资资产，以履行养恤金计划的未来福利义务。该政策禁止将计划资产直接投资于公司证券。合格养老金计划的投资前景是长期的，因此，目标资产配置包括对资本市场、预期风险和回报行为以及预期未来经济状况的战略性、长期视角。应用多样化、风险评估和针对给定风险水平的最佳预期回报的关键投资原则。
合格养恤金计划的投资组合包含多种投资组合，可能反映不同的回报率。在每种资产分类范围内，投资进一步多样化。这种投资组合多样化为防范单一证券或对总体投资业绩产生不成比例影响的证券提供了保护。对实际资产分配情况进行定期审查和重新平衡，以保持目标分配。
合格养恤金计划的加权平均资产分配如下：
目标 | 截至12月31日， | ||||||||
资产类别 | 2020 | 2019 | 2018 | ||||||
权益证券 | % | % | % | ||||||
固定收益证券 | % | % | % | ||||||
其他证券 | % | % | % | ||||||
共计 | % | % | % | ||||||
没有无保留养恤金计划的资产分配，因为不 计划计划中的资产。计划资产的预期收益5.0 百分比, 5.5 百分比，和6.5 百分比用于计算公司在截止年度的合格养恤金计划下的定期养恤金净成本2019年12月31日, 2018，和2017分别。“合格养恤金计划”的预期长期收益率假设是基于目标资产配置，是根据每一资产类别的历史回报率和波动性以及资产类别之间的相关性，使用前瞻性假设确定的。公司每年对计划资产的预期回报率进行评估。
91
养恤金计划资产
截至2005年公司合格养恤金计划资产的公允价值2019年12月31日，和2018中讨论的公允价值层次结构。附注11-公允价值计量如下：
公允价值计量采用： | ||||||||||||||||||
实际资产分配(1) | 共计 | 一级投入 | 2级投入 | 3级投入 | ||||||||||||||
(单位：千) | ||||||||||||||||||
截至2019年12月31日 | ||||||||||||||||||
权益证券： | ||||||||||||||||||
国内(2) | % | $ | $ | $ | $ | |||||||||||||
国际(3) | % | |||||||||||||||||
股本证券总额 | % | |||||||||||||||||
固定收益证券： | ||||||||||||||||||
核心固定收益(4) | % | |||||||||||||||||
浮动利率公司贷款(5) | % | |||||||||||||||||
固定收益证券共计 | % | |||||||||||||||||
其他证券： | ||||||||||||||||||
房地产(6) | % | |||||||||||||||||
集体投资信托(7) | % | |||||||||||||||||
对冲基金(8) | % | |||||||||||||||||
其他证券共计 | % | |||||||||||||||||
投资总额 | % | $ | $ | $ | $ | |||||||||||||
截至2018年12月31日 | ||||||||||||||||||
权益证券： | ||||||||||||||||||
国内(2) | % | $ | $ | $ | $ | |||||||||||||
国际(3) | % | |||||||||||||||||
股本证券总额 | % | |||||||||||||||||
固定收益证券： | ||||||||||||||||||
核心固定收益(4) | % | |||||||||||||||||
浮动利率公司贷款(5) | % | |||||||||||||||||
固定收益证券共计 | % | |||||||||||||||||
其他证券： | ||||||||||||||||||
房地产(6) | % | |||||||||||||||||
集体投资信托(7) | % | |||||||||||||||||
对冲基金(8) | % | |||||||||||||||||
其他证券共计 | % | |||||||||||||||||
投资总额 | % | $ | $ | $ | $ | |||||||||||||
____________________________________________
(1) | 由于四舍五入，百分比可能不计算。 |
(2) | 一级证券由美国的大公司和小公司组成，这些公司是可按要求出售的积极交易的证券。二级证券是指对集体投资基金的投资，该基金根据基础投资的价值和每日未偿单位的总单位对资产净值进行估值。这些基金的目标是通过投资一个或多个集体投资基金来接近标准普尔500指数。 |
(3) | 国际股票证券包括一个多元化的投资组合，主要是大型发行人持有的资产组合，它们是在拥有流动性市场的发达国家组建的，与投资于新兴市场的发行人的股票证券混合在一起，被认为在有吸引力的估值下具有强大的可持续金融生产力。 |
核心固定收益基金的目标是通过构造一个投资组合来逼近巴克莱资本总债券指数的投资结果，从而实现部门或发行选择的增值。 |
投资包括浮动利率银行贷款。这些贷款的最高利率通常是定期重置，以反映利率水平的变化。 |
92
(6) | 直接房地产的投资目标是提供具有长期资本增值潜力的当期收入。房地产所有权需要长期、定期估值和潜在的低流动性. |
集体投资信托投资于短期投资，并按集体投资信托的资产净值估值。受托人提供的净资产价值是一种实用的权宜之计，用于估计公允价值。资产净值是根据基金持有的标的投资的公允价值减去其负债。 |
对冲基金投资组合包括对活跃交易的全球共同基金(专注于另类投资)的投资，以及利用各种投资策略进行多空投资的对冲基金。 |
以下是第3级计划资产变动摘要(千)：
2018年1月1日结余 | $ | ||
购货 | |||
已实现资产收益 | |||
未变现资产收益 | |||
处置 | ( | ) | |
2018年12月31日结余 | $ | ||
购货 | |||
已实现资产收益 | |||
未变现资产收益 | |||
处置 | |||
2019年12月31日结余 | $ | ||
捐款
公司出资$7.2 百万, $8.1 百万，和$7.0 百万养恤金计划2019年12月31日, 2018，和2017分别。公司希望$5.6 百万对养恤金计划的缴款2020.
福利支付
养恤金计划实际支付养恤金$5.7 百万, $8.0 百万，和$10.8 百万在结束的几年里2019年12月31日, 2018，和2017分别。今后10年的预期养恤金支付情况如下：
截至12月31日的年份， | (单位：千) | ||
2020 | $ | ||
2021 | $ | ||
2022 | $ | ||
2023 | $ | ||
2024 | $ | ||
2025年至2029年 | $ | ||
附注9-每股收益
普通股的基本净收益或亏损除以普通股股东可支配的净收益或亏损，除以各自期间已发行普通股的基本加权平均数。普通股摊薄净收益或亏损是通过将普通股股东可获得的净收益或亏损除以已发行普通股的稀释加权平均数量来计算的，其中包括潜在稀释证券的影响。用于这一计算的潜在稀释证券主要包括非归属RSU、或有PSU和高级可转换债券可转换的股票，这些股票采用国库股法进行计量。
PSU代表在PSU完成后，当PSU结算后，接收的权利。三-一年业绩期内，公司普通股的若干股，可从零 到二 乘以在奖励日期授予的PSU数量。与PSU有关的可能稀释股票的数量是根据在报告所述期间结束时可发行的股份(如果有的话)计算的，假设该日期是适用于此类PSU的应急期的结束。有关PSU的其他讨论，请参阅附注7-赔偿计划在标题下业绩份额单位.
在……上面2016年8月12日，该公司发行了$172.5 百万高级可转换债券到期本金总额2021。转换后，高级可转换债券可在公司选举时以公司普通股、现金或现金和普通股的股份结算。该公司最初选择了一种净结算方式来履行其转换义务，这将导致公司以现金结算高级可转换债券的本金和超额本金。
93
股票折算价值。然而，本公司并没有作出不可撤销的选择，因此保留根据业务情况，以契约所容许的任何方式结算高级可转换债券的权利。该公司普通股的平均收盘价低于$40.50 截至年度的折算价格2019年12月31日, 2018，和2017因此，高级可转换债券没有稀释作用。在提供高级可转换债券方面，该公司与承销商的附属公司订立上限的呼叫交易，以有效防止在交收至$60.00 上限价格。有上限的看涨交易将永远是反稀释的，因此永远不会反映在稀释后的净收益或每股亏损中。请参阅附注5-长期债务作进一步讨论。
当公司确认持续经营的净亏损时，就像过去几年的情况一样2019年12月31日，和2017，所有可能稀释的股票都是反稀释的，因此被排除在每股稀释净亏损的计算之外。
下表详列各年度的加权平均反稀释证券：
截至12月31日， | ||||||||
2019 | 2018 | 2017 | ||||||
(单位：千) | ||||||||
抗稀释剂 | ||||||||
下表列出了基本和稀释后每股净收益(亏损)的计算方法：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千，除每股数据外) | |||||||||||
净收入(损失) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
基本加权平均普通股 | |||||||||||
非归属RSU和或有PSU的稀释效应 | |||||||||||
稀释加权平均普通股 | |||||||||||
每股基本净收益(亏损) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
摊薄每股净收益(亏损) | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
附注10-衍生金融工具
现行石油、天然气和NGL衍生合同概述
该公司签订了各种商品衍生产品合同，以减轻其在商品价格潜在不利市场变化及其对现金流动的相关影响下的部分风险。截至2019年12月31日，所有衍生交易对手都是该公司信贷协议贷款人集团的成员，所有合同都是为交易以外的其他目的签订的。该公司的商品衍生合同包括石油和天然气生产的互换和项圈安排，以及NGL生产的掉期安排。在一项典型的商品互换协议中，如果商定的公布的第三方指数价格(“指数价格”)低于掉期固定价格，则公司将收到指数价格与商定互换固定价格之间的差额。如果指数价格高于掉期固定价格，则由公司支付差额。对于项圈安排，如果指数价格低于最低价格，公司将收到商定的指数价格和最低价格之间的差额。如果指数价格高于最高价格，则公司支付商定的最高价格和指数价格之间的差额。如果指数价格介于最低价格和最高价格之间，则不支付或收到任何金额。
该公司还订立了固定价格的石油基础掉期，以减轻某些行业基准价格与实际实际定价点之间的不利价格差异，因为该公司的生产量是销售的。目前，该公司拥有NYMEX WTI和WTI Midland之间固定价差的基础互换合同，用于其中部盆地部分生产，销售合同以WTI Midland价格结算。该公司还拥有NYMEX WTI和洲际交易所布伦特原油(“ICE Brent”)之间固定价差的基础掉期，用于其中部盆地的部分石油生产，销售合同以ICE Brent价格结算。
截至2019年12月31日，该公司有未履行的商品衍生合约2022年第四季度，详见下表。
94
换油器
合同期 | Nymex WTI卷 | 加权平均 合同价格 | |||||
(Mbbl) | (按Bbl计) | ||||||
2020年第一季度 | $ | ||||||
2020年第二季度 | $ | ||||||
2020年第三季度 | $ | ||||||
2020年第四季度 | $ | ||||||
2021 | $ | ||||||
共计 | |||||||
油领
合同期 | Nymex WTI卷 | 加权平均 楼价 | 加权平均 最高价格 | ||||||||
(Mbbl) | (按Bbl计) | (按Bbl计) | |||||||||
2020年第一季度 | $ | $ | |||||||||
2020年第二季度 | $ | $ | |||||||||
2020年第三季度 | $ | $ | |||||||||
2020年第四季度 | $ | $ | |||||||||
2021 | $ | $ | |||||||||
共计 | |||||||||||
油基互换
合同期 | WTI Midland-NYMEX WTI卷 | 加权平均 合同价格(1) | 纽约商品交易所WTI-冰布伦特原油量 | 加权平均合同价格(2) | ||||||||||
(Mbbl) | (按Bbl计) | (Mbbl) | (按Bbl计) | |||||||||||
2020年第一季度 | $ | ( | ) | $ | ||||||||||
2020年第二季度 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||||||
2020年第三季度 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||||||
2020年第四季度 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||||||
2021 | $ | $ | ( | ) | ||||||||||
2022 | $ | $ | ( | ) | ||||||||||
共计 | ||||||||||||||
____________________________________________
(1) | 表示WTI Midland(得克萨斯州米德兰)和NYMEX WTI(俄克拉荷马州库欣)之间的价差。 |
(2) | 表示NYMEXWTI(俄克拉荷马州库欣)和ICE Brent(北海)之间的价差。 |
气体交换
合同期 | HSC体积 | 加权平均合同价格 | 瓦哈卷 | 加权平均合同价格 | ||||||||||
(BBtu) | (按MMBtu计) | (BBtu) | (按MMBtu计) | |||||||||||
2020年第一季度 | $ | $ | ||||||||||||
2020年第二季度 | $ | $ | ||||||||||||
2020年第三季度 | $ | $ | ||||||||||||
2020年第四季度 | $ | $ | ||||||||||||
2021 | $ | $ | ||||||||||||
共计(1) | ||||||||||||||
____________________________________________
(1) |
95
NGL交换
OPIS乙烷纯度蒙特贝韦 | OPIS丙烷蒙贝尔韦非TET | |||||||||||||
合同期 | 卷 | 加权平均合同价格 | 卷 | 加权平均合同价格 | ||||||||||
(Mbbl) | (按Bbl计) | (Mbbl) | (按Bbl计) | |||||||||||
2020年第一季度 | $ | $ | ||||||||||||
2020年第二季度 | $ | $ | ||||||||||||
2020年第三季度 | $ | $ | ||||||||||||
2020年第四季度 | $ | $ | ||||||||||||
共计 | ||||||||||||||
其后订立的商品衍生合约2019年12月31日
继.之后2019年12月31日本公司订立下列商品衍生合约：
• | 截至2021年1月的2020年第四季度纽约商品交易所WTI石油互换合约 |
• | 固定价格WTI Midland-NYMEX WTI石油基础互换合同2020年第二季度至2022年第四季度共计 |
衍生资产及负债公允价值
公司的商品衍生产品按公允价值计量，并作为衍生资产和负债列入所附资产负债表，但符合“正常购买正常销售”除外的衍生工具除外。该公司不指定其衍生商品合同为套期保值工具。商品衍生合约的公允价值2019年12月31日，和2018，是一张网资产的$21.5 百万和$158.3 百万分别。
下表按类别详细列出所附资产负债表中记录的商品衍生合同的公允价值：
截至2019年12月31日 | 截至2018年12月31日 | ||||||
(单位：千) | |||||||
衍生资产： | |||||||
流动资产 | $ | $ | |||||
非流动资产 | |||||||
衍生资产总额 | $ | $ | |||||
衍生负债： | |||||||
流动负债 | $ | $ | |||||
非流动负债 | |||||||
衍生负债总额 | $ | $ | |||||
衍生资产及负债的抵销
截至2019年12月31日，和2018，本公司持有的所有衍生工具均须与各金融机构作出统一的净结算安排。一般而言，公司协议的条款规定，在双方选择时，对在同一日期以同一货币结算的交易，公司与对方之间的应付或应收款项予以抵销。该公司的协议还规定，在提前终止的情况下，交易对手方有权抵消根据该协议和与同一对手达成的任何其他协议所欠或欠下的款项。公司的会计政策是在其所附的资产负债表中不抵消这些头寸。
96
下表列出所附资产负债表所反映的资产总额和负债总额与主净结算安排对公司商品衍生合同公允价值的潜在影响：
衍生资产 | 衍生负债 | |||||||||||||||
截至12月31日， | 截至12月31日， | |||||||||||||||
2019 | 2018 | 2019 | 2018 | |||||||||||||
(单位：千) | ||||||||||||||||
所附资产负债表所列毛额 | $ | $ | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||||||
所附资产负债表中未抵销的数额 | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||
净额 | $ | $ | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||||||
公司立即在收益中确认商品衍生产品公允价值变动所产生的所有损益，而不是在累积的其他综合收入(亏损)中延迟这些数额。公司不 指定为截至年度的对冲工具的衍生工具2019年12月31日, 2018，和2017。请参阅附注11-公允价值计量有关公司衍生工具的更多信息，包括其估值技术。
下表汇总了所附业务报表中所列净衍生(收益)损失项目的商品组成部分：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
衍生产品结算(收益)损失： | |||||||||||
石油合同 | $ | $ | $ | ||||||||
天然气合同 | ( | ) | ( | ) | |||||||
NGL合同 | ( | ) | |||||||||
衍生产品结算(收益)损失总额 | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | ||||
净衍生(收益)损失： | |||||||||||
石油合同 | $ | $ | ( | ) | $ | ||||||
天然气合同 | ( | ) | ( | ) | |||||||
NGL合同 | ( | ) | ( | ) | |||||||
净衍生(收益)损失总额 | $ | $ | ( | ) | $ | ||||||
与信用有关的或有特征
截至2019年12月31日，通过提交本报告，公司的所有衍生对手都是公司信贷协议贷款人集团的成员。根据信贷协议，公司必须对价值至少等于的资产提供抵押留置权85 百分比根据“信用协议”的定义，在最近的储量报告中评估了公司已证实的石油和天然气属性的总PV-9。根据信用协议担保债务的抵押品也保证了公司的衍生协议义务。
附注11-公允价值计量
公司对所有以公允价值计量的资产和负债遵循公允价值计量会计准则。本指南将公允价值定义为在计量日市场参与者之间有秩序的交易中出售资产或为转移负债(退出价格)而收取的价格。市场或可观察的投入是首选的价值来源，其次是在没有市场投入的情况下基于假设交易的假设。将这些资产和负债分组的公允价值等级是根据下列投入的重要程度确定的：
• | 一级-活跃市场相同资产或负债的报价 |
• | 二级-类似资产或负债活跃市场的报价，非活跃市场相同或类似工具的报价，以及投入可观测或重要价值驱动因素可观测的模型衍生估值。 |
• | 第三级-对估价模型的重要投入是不可观察的。 |
97
请参阅附注1-重要会计政策摘要 有关公司为确定以下类别的公允价值而制定的政策的更多信息。
下表列出了公司资产和负债的清单，这些资产和负债在所附资产负债表中以公允价值计量，并按公允价值等级划分为2019年12月31日:
一级 | 2级 | 三级 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
资产： | |||||||||||
衍生物(1) | $ | $ | $ | ||||||||
负债： | |||||||||||
衍生物 (1) | $ | $ | $ | ||||||||
____________________________________________
(1) | 这是一种按公允价值经常性计量的金融资产或负债。 |
下表列出了公司资产和负债的清单，这些资产和负债在所附资产负债表中以公允价值计量，并按公允价值等级划分为2018年12月31日:
一级 | 2级 | 三级 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
资产： | |||||||||||
衍生物(1) | $ | $ | $ | ||||||||
负债： | |||||||||||
衍生物 (1) | $ | $ | $ | ||||||||
____________________________________________
(1) | 这是一种按公允价值经常性计量的金融资产或负债。 |
无论是金融资产还是非金融资产和负债，都根据对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平，在上述公允价值等级中进行分类。以下是公司使用的估价方法的说明，以及根据上述公允价值等级对这类工具的一般分类。
衍生物
该公司使用二级投入来衡量石油、天然气和NGL商品衍生品的公允价值。公允价值基于插值数据。该公司根据远期商品价格曲线、对手方信用评级、公司信用评级和货币时间价值得出内部估值估计数。然后，将这些估值与各自对手方的按市价计价报表进行比较。考虑到的因素导致了估计的退出价格，管理层认为这为评估衍生工具的价值提供了一种合理和一致的方法。公司使用的商品衍生工具不被管理层认为是复杂的、结构化的或非流动性的。石油、天然气和NGL大宗商品衍生品市场非常活跃。
一般来说，市场报价假定所有交易对手的违约率接近零或低，信用质量相同。然而，可能需要作出调整，以反映特定对手方的信贷质量，以确定票据的公允价值。公司监督其对手方的信用评级，并可能要求对手方在评级恶化时提供抵押品。在某些情况下，该公司将试图将交易授权给一个更稳定的对手方。
估值调整是必要的，以反映公司的信用质量对任何商品衍生产品负债状况的公允价值的影响。这一调整考虑到了任何信用增强，如公司可能向对手方提供的担保保证金，以及双方之间的任何信用证。确定这一调整的方法与公司如何评估对手方的信用风险相一致，同时考虑到公司的信用评级、当前的信贷工具利润率以及自上次计量日期以来这种保证金的任何变化。
上述方法可能导致公允价值估计，而公允价值估计可能不是可变现净值的指示，也可能不反映未来公允价值和现金流量。虽然公司认为所使用的估值方法是适当的，并且符合权威的会计准则和其他市场参与者，但公司认识到，第三方可以使用不同的方法或假设来确定某些金融工具的公允价值，从而在报告之日产生不同的公允价值估计。
请参阅附注10-衍生金融工具 有关公司衍生工具的更多信息。
98
油气性质
已探明油气性质。已证实的石油和天然气财产成本被评估为减值，并在有迹象表明相关的承载成本可能无法收回时降低到公允价值。公司采用三级投入和收益评估技术，通过应用贴现率和反映当前经营环境的价格预测来衡量已证实财产的公允价值，这是公司管理层选择的。
未探明油气性质。未探明的石油和天然气财产成本被评估为减值，并在有迹象表明可能无法收回的情况下降为公允价值。为衡量未证实物业的公允价值，该公司采用市场方法，其中考虑到以下重要假设：剩余租约条款、未来发展计划、风险加权潜在资源回收、估计储备价值以及根据公司或其他市场参与者最近收到的类似面积交易的价格估算的面积价值。
有不 已证实或未证实的石油和天然气属性，以公允价值记录在所附资产负债表上，如2019年12月31日，或2018年12月31日.
下表列出了在所列期间记录的已证实财产减值、费用和未核实财产费用的放弃和减值情况：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(以百万计) | |||||||||||
已证实性质的损害 | $ | $ | $ | ||||||||
未证实财产的遗弃和损害 | |||||||||||
油气性质损害 | $ | $ | $ | ||||||||
未核实财产的放弃和减值-终了年度记录的费用2019年12月31日, 2018，和2017主要与实际和预期租约到期有关，以及由于所有权缺陷、发展计划变化和其他固有面积风险而造成的实际和预期面积损失。
长期债务
下表反映了公司无担保高级票据债务的公允价值，这些债务是根据二级市场交易价格1级投入计量的。这些附注在所附资产负债表上没有按公允价值列报。2019年12月31日，或2018，按账面价值入账，扣除任何未摊销折扣和递延融资费用。请参阅附注5-长期债务以供进一步讨论。
截至12月31日， | |||||||||||||||
2019 | 2018 | ||||||||||||||
本金 | 公允价值 | 本金 | 公允价值 | ||||||||||||
(单位：千) | |||||||||||||||
6.125%高级债券到期 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
5.0%高级债券到期2024年 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
5.625%高级债券应于2025年到期 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
6.75%高级债券到期 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
6.625%高级债券到期 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
1.50%高级可转换债券应于2021年到期 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
公司信贷设施的账面价值接近其公允价值，因为适用的利率是浮动的，根据现行市场利率。
99
附注12-租赁
从2019年1月1日起，公司采用了主题842，要求承租人在资产负债表上确认超过12个月的经营和融资租赁。该公司采用了这一标准，采用了经修改的追溯方法，并选择使用可选的过渡方法，即在采用之前的报告期间继续按照遗留会计准则列报。截至2019年12月31日，该公司没有在主题842下被归类为融资租赁的任何协议。列为经营租赁的安排包括在其他非流动资产、其他流动负债和其他非流动负债细列项目内的所附资产负债表中。对于包含租赁和非租赁内容的任何协议，例如还包括可识别的ROU资产的服务安排，公司对所有资产类别的政策是将租赁和非租赁部分合并在一起，并将安排作为单一租赁。除了在所附资产负债表上确认ROU资产和相应的租赁负债外，专题842对那些被视为租约的协议所产生的费用的时间安排或分类没有重大影响。
如主题842所述，ROU资产代表承租人在租赁期间使用基础资产的权利，而相关的租赁责任则代表承租人支付租赁款项的义务。在开始日期，即出租人使一项基础资产可供承租人使用的日期，租赁ROU资产和相应的租赁负债根据未来租赁付款的现值予以确认。租赁付款的初步计量也可针对某些项目进行调整，包括合理地肯定将行使的选项，例如在租赁期限结束时购买资产的选择，或延长或提前终止租赁的选择。在对ROU资产和相应的租赁负债进行初步计量时，不包括某些可变的租赁付款，例如根据实际使用情况或履约情况而有所不同的付款。
公司在一开始就对合同安排进行评估，以确定它是租赁还是包含由主题842定义的可识别的租赁组件。在评估一项合同以确定专题842下的适当分类和承认时，可能需要作出重大判断，以便除其他标准外，确定嵌入租赁安排的期限、作为经营租赁或融资租赁的分类(合理可能行使的选项)、基础ROU资产或资产的公允价值、预付费用以及在ROU资产初步计量中包括或排除的未来租赁付款。公司在评估符合专题842下租赁定义的合同时所作的某些假设和判断包括：
• | 贴现率-除非隐含界定，公司根据收益率曲线分析确定未来租赁付款的现值，根据收益率曲线分析某些假设中的因素，包括租赁期限和公司成立时的信用评级。 |
• | 租赁期限-公司在开始时评估每一份包含租赁安排的合同，以确定在确认ROU资产和相应的租赁负债时租赁期限的长短。在确定租赁期限时，评估可用于延长或提前终止安排的选择，并在合理地确定将行使选择权时将其包括在内。由于该公司有意维持财务及营运灵活性，因此没有其他选择可供选择，以延长该公司合理地肯定会行使的权力。此外，基于对那些具有提前终止选择的协议的期望，没有任何租赁可以合理地确定公司将行使重要的提前终止选择。 |
目前，该公司拥有资产类别的经营租赁，其中包括办公空间、办公设备、钻井平台、中流协议、车辆和用于外地行动的设备租赁。包括在资产负债表内的经营租契，只包括在开始时年期超过12个月的租契，余下的租期由少于12个月不等。一年 大约六年 。这些租赁剩余的加权平均租赁期限大约为三年 。某些租约还包含可选的延长期，允许将租期延长至最多额外的期限。10 年数。某些租约也有提前终止的选择，其中一些租约允许公司在一年内终止租约。行使提前终止选择权也可能导致提前终止惩罚，具体取决于基本协议的条款。
在初步测量之后，与公司经营租赁相关的成本要么被支出，要么被资本化，这取决于基础ROU资产的使用方式，并符合GAAP的要求。例如，与钻井平台和完井人员有关的被视为ROU资产的费用通常作为公司石油和天然气资产开发的一部分资本化。请参阅附注1-重要会计政策摘要关于其石油和天然气开发和生产活动会计政策的补充资料。在计算符合经营租赁资格的合同安排的公司ROU资产和负债时，公司考虑到在租赁开始时已支付或预期支付的所有必要款项。不包括在初步测量中的某些可变租赁付款，对公司的钻机、竣工人员和中流协议而言，这些可能是租赁费用总额的一个重要组成部分。
截止年度2019年12月31日，与经营租赁有关的总成本，包括短期租约，以及首次租期超过12个月的租契的可变租金付款。$442.9 百万。此总额不反映其他第三方在正常业务过程中可能偿还的金额，例如非经营性工作权益所有者。
100
本公司截至年度的租赁总成本的组成部分，不论是资本化的还是支出的2019年12月31日，如下：
截至2019年12月31日止的年度 | |||
经营租赁成本 | $ | ||
短期租赁费用(1) | |||
可变租赁成本(2) | |||
租赁费用总额(3) | $ | ||
____________________________________________
(1) | 与短期租赁协议有关的费用主要涉及基本租赁期限不到一年的业务活动。这一数额很大，因为它包括钻井和完井活动以及外地设备租金，其中大部分是12个月或更短的合同。预计这一数额将主要随钻井平台和完工人员的数量而波动，该公司是根据短期协议运作的。 |
(2) | 可变租赁付款包括未包括在ROU资产初步计量中的额外付款，以及12个月以上租赁协议的相应负债。可变租金涉及根据某些中期协议运输的实际数量、与钻井平台、竣工人员和车辆有关的实际使用情况，以及与公司租用办公空间有关的可变公用事业费用。可变租金的波动是由实际交付的数量以及在长期协议下运作的钻井平台和完井人员的数量所驱动的。 |
(3) | 租赁费用要么在所附业务报表中支出，要么根据所涉ROU资产的性质和使用情况，在所附资产负债表上资本化。 |
与本年度公司租约有关的其他资料终结 2019年12月31日，如下：
截至2019年12月31日止的年度 | |||
(单位：千) | |||
为计算租赁负债所包括的数额支付的现金： | |||
经营租赁的经营现金流 | $ | ||
投资经营租赁的现金流 | $ | ||
为换取新的经营租赁负债而获得的使用权资产 | $ | ||
公司经营租赁负债到期日已列入所附资产负债表2019年12月31日，如下：
截至2019年12月31日 | |||
(单位：千) | |||
2020 | $ | ||
2021 | |||
2022 | |||
2023 | |||
2024 | |||
此后 | |||
租赁付款总额 | $ | ||
减：估算利息(1) | ( | ) | |
共计 | $ | ||
____________________________________________
(1) | 用于确定经营租赁负债的加权平均贴现率。2019年12月31日曾. |
101
所附资产负债表上记录的经营租赁截至2019年12月31日，如下：
截至2019年12月31日 | |||
(单位：千) | |||
其他非流动资产 | $ | ||
其他流动负债 | $ | ||
其他非流动负债 | $ | ||
截至2019年12月31日，通过提交本报告，公司没有计划在未来开始实施的重大租赁安排。
附注13-应收账款和应付帐款及应计费用
应收账款由下列应计项目组成：
截至12月31日， | |||||||
2019 | 2018 | ||||||
(单位：千) | |||||||
石油、天然气和NGL的生产收入 | $ | $ | |||||
应由共同利益所有人支付的款项 | |||||||
国家遣散税退款 | |||||||
导数结算 | |||||||
其他 | |||||||
应收账款共计 | $ | $ | |||||
应付帐款和应计费用包括下列应计项目：
截至12月31日， | |||||||
2019 | 2018 | ||||||
(单位：千) | |||||||
钻井和租赁业务费用应计 | $ | $ | |||||
应付贸易帐款 | |||||||
应付收入及遣散费税 | |||||||
财产税 | |||||||
补偿 | |||||||
导数结算 | |||||||
利息 | |||||||
其他 | |||||||
应付帐款和应计费用共计 | $ | $ | |||||
102
附注14-资产退休债务
请参阅资产退休债务在……里面附注1-重要会计政策摘要 讨论资产退休负债的初步和后续计量以及估计数中使用的重要假设。
公司资产退休负债总额的对账情况如下：
截至12月31日， | |||||||
2019 | 2018 | ||||||
(单位：千) | |||||||
开始资产退休债务 | $ | $ | |||||
发生的负债(1) | |||||||
债务结算(2) | ( | ) | ( | ) | |||
吸积费用 | |||||||
修订现金流量估计数 | ( | ) | |||||
终止资产退休债务(3) | $ | $ | |||||
(1) | 反映钻井活动和购置钻井所产生的负债。 |
(2) | 反映通过堵塞和放弃活动以及资产剥离而结清的负债。 |
(3) | 截至2019年12月31日，和2018，包括$ |
附注15-悬浮井费用
下表反映了期间资本化探井成本的净变化情况。2019, 2018，和2017。该表不包括已资本化并随后支出或重新归类为同年油井生产成本的数额：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
期初余额 | $ | $ | $ | ||||||||
在确定已探明储量之前增加资本化探井费用 | |||||||||||
剥离 | ( | ) | |||||||||
根据探明储量的确定对井、设施和设备进行重新分类 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
资本化探井费用记作费用 | |||||||||||
期末余额 | $ | $ | $ | ||||||||
截至2019年12月31日，有不 已资本化一年以上的探井成本。
103
石油和天然气补充资料(未经审计)
石油和天然气生产活动中发生的费用
石油和天然气财产购置、勘探和开发活动所产生的费用，无论是资本化的还是费用化的，概述如下：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
发展成本(1) | $ | 913,959 | $ | 1,147,574 | $ | 675,523 | |||||
勘探成本 | 114,957 | 184,930 | 271,502 | ||||||||
收购 | |||||||||||
证明性质 | (310 | ) | 1,312 | 1,602 | |||||||
未证明性质(2) | 11,633 | 55,688 | 91,420 | ||||||||
共计，包括资产退休债务(3)(4) | $ | 1,040,239 | $ | 1,389,504 | $ | 1,040,047 | |||||
____________________________________________
(1) | 包括设施费用2 830万美元, 7 260万美元，和4 380万美元最后几年2019年12月31日, 2018，和2017分别。 |
(2) | 包括与租赁活动有关的金额，以及在购置已证实和未证实的财产以外获得表面权利的总额。870万美元, 2 340万美元，和1 280万美元最后几年2019年12月31日, 2018，和2017分别。 |
(3) | 包括与资产退休债务估计数有关的数额(9.9)百万美元, 710万美元，和1 360万美元最后几年2019年12月31日, 2018，和2017分别。 |
(4) | 包括.的资本化利息1 850万美元, 2 060万美元，和1 260万美元最后几年2019年12月31日, 2018，和2017分别。 |
油气储量
下文列出的储量估计数是根据公认会计准则关于石油和天然气生产活动披露的要求以及SEC关于石油和天然气储量估计和披露的报告规则作出的。
探明储量是指石油、天然气和天然气的估计数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理肯定地估计，从给定日期起，从已知的水库，在现有的经济条件、操作方法和政府规章下，在提供经营权的合同到期之前，经济上可以生产，除非有证据表明，更新是合理肯定的，无论是否使用确定性或概率方法进行估算。现有的经济条件包括价格和成本，以确定水库的经济可产性，使用的价格是报告所涉期间结束之日之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月第一天价格的未加权算术平均数，除非价格是由合同安排确定的，不包括基于未来条件的升级。该公司估计的所有探明储量都位于美国。
104
下表列出公司在截至年底的三年期间，每年的估计已证实储备的变动情况。2019年12月31日。该公司聘请赖德斯科特审计内部工程估计，至少80%的公司的总计算证明储备pv-10每年提交。该公司强调，储量估计本身是不精确的，对新发现和未开发地点的估计比对已确定的生产石油和天然气属性的估计更不准确。因此，随着未来信息的掌握，这些估计数预计将发生变化。
截至12月31日， | ||||||||||||||||||||||||||
2019 (1) | 2018 (2) | 2017 (3) | ||||||||||||||||||||||||
油 | 毒气 | NGLS | 油 | 毒气 | NGLS | 油 | 毒气 | NGLS | ||||||||||||||||||
(MMbbl) | (Bcf) | (MMbbl) | (MMbbl) | (Bcf) | (MMbbl) | (MMbbl) | (Bcf) | (MMbbl) | ||||||||||||||||||
已探明储量共计： | ||||||||||||||||||||||||||
年初 | 175.7 | 1,321.8 | 107.4 | 158.2 | 1,280.1 | 96.5 | 104.9 | 1,111.1 | 105.7 | |||||||||||||||||
修订以前的估计数 | (19.2 | ) | (212.5 | ) | (40.0 | ) | (24.0 | ) | (219.5 | ) | (8.0 | ) | 1.0 | 63.8 | 4.9 | |||||||||||
发现与扩展 | 5.4 | 28.8 | 2.9 | 9.3 | 20.3 | 0.5 | 11.5 | 21.9 | — | |||||||||||||||||
在已探明的油田中注入储量 | 41.8 | 190.2 | 11.8 | 80.4 | 391.5 | 29.0 | 79.0 | 347.4 | 22.9 | |||||||||||||||||
出售储备金(4) | (0.2 | ) | (0.7 | ) | — | (29.6 | ) | (48.1 | ) | (2.7 | ) | (25.3 | ) | (143.8 | ) | (26.7 | ) | |||||||||
采购已到位的矿物(4) | 2.5 | 5.4 | — | 0.2 | 0.7 | — | 0.8 | 2.7 | — | |||||||||||||||||
生产 | (21.9 | ) | (109.8 | ) | (8.1 | ) | (18.8 | ) | (103.2 | ) | (7.9 | ) | (13.7 | ) | (123.0 | ) | (10.3 | ) | ||||||||
年底 | 184.1 | 1,223.2 | 74.0 | 175.7 | 1,321.8 | 107.4 | 158.2 | 1,280.1 | 96.5 | |||||||||||||||||
已探明的已开发储量： | ||||||||||||||||||||||||||
年初 | 68.2 | 699.1 | 60.1 | 58.6 | 642.9 | 49.0 | 48.5 | 609.1 | 58.6 | |||||||||||||||||
年底 | 85.0 | 712.1 | 43.4 | 68.2 | 699.1 | 60.1 | 58.6 | 642.9 | 49.0 | |||||||||||||||||
已探明未开发储量： | ||||||||||||||||||||||||||
年初 | 107.6 | 622.7 | 47.2 | 99.6 | 637.2 | 47.6 | 56.4 | 502.0 | 47.1 | |||||||||||||||||
年底 | 99.1 | 511.1 | 30.6 | 107.6 | 622.7 | 47.2 | 99.6 | 637.2 | 47.6 | |||||||||||||||||
____________________________________________
注：由于四舍五入，金额可能不计算。
(1) | 截止年度2019年12月31日公司补充说98.4从其钻井计划和进一步的开发方案优化。这些增加被以下净下调所抵消94.7主要是受2019年大宗商品价格下跌的推动。请参阅行动区第一部分，本报告第1和第2项，以及油气储量在……里面关键会计政策和估计 在本报告第二部分第7项中提供补充资料。 |
(2) | 截止年度2018年12月31日公司补充说188.0从其钻井计划和发展计划的优化。公司被撤资40.3mboe在2018年，主要是由于pb剥离，划分县剥离，和Halff东剥离。该公司还对68.8这主要是因为Eagle Ford页岩项目的发展计划发生了变化。 |
(3) | 截止年度2017年12月31日公司补充说175.0它的钻探计划。公司被撤资76.0mmboe在2017年，包括72.5 mboe与其外部运营的鹰福特页岩资产。 |
(4) | 请参阅附注3-剥离、为出售而持有的资产和收购 以获得更多信息。 |
未来贴现现金流量的标准化计量
本公司根据权威会计准则计算未来净现金流量(“标准化计量”)的标准化计量及其与估计已证实准备金有关的变化。未来现金流入以及生产和发展成本由价格和成本，包括运输、质量和基础差，用于年底估计的未来储备数量。本公司经营的每一项物业，在估计的储备计算中，亦须收取外地一级的间接费用.预计未来所得税是使用现行法定所得税税率计算的，包括对未来法定消耗估计数的考虑。由此产生的未来净现金流量通过应用10%的年折扣率，减少到现值金额。
今后的业务费用是根据估计在该期间结束时使用年终费用和假定继续现有经济状况以及中央行政办公室因业务活动引起的公司间接费用而开发和生产已证实的估计准备金而产生的支出估计数确定的。
105
用于计算标准化度量的假设是FASB和SEC规定的。这些假设不一定反映公司对从这些准备金中获得的实际收入的预期，也不一定反映其现值数额。如前所述，储备数量估算过程中固有的局限性同样适用于标准化计量计算，因为这些储备数量估计数是估值过程的基础。在计算标准计量时，采用了下列经运输、质量和基差调整后的价格：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
石油(每桶) | $ | 53.68 | $ | 57.76 | $ | 48.57 | |||||
气体(每麦克福) | $ | 2.49 | $ | 3.49 | $ | 3.20 | |||||
NGL(每BBL) | $ | 18.88 | $ | 26.23 | $ | 23.33 | |||||
以下概述根据标准化措施，阐述了公司未来与已探明的石油、天然气和NGL储量有关的净现金流量。
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
未来现金流入 | $ | 14,327,131 | $ | 17,579,432 | $ | 14,035,704 | |||||
未来生产成本 | (4,579,119 | ) | (5,386,264 | ) | (5,594,226 | ) | |||||
未来发展成本 | (2,108,859 | ) | (2,679,488 | ) | (2,638,459 | ) | |||||
未来所得税 | (579,815 | ) | (1,012,209 | ) | (205,694 | ) | |||||
未来净现金流量 | 7,059,338 | 8,501,471 | 5,597,325 | ||||||||
每年10%的折扣 | (2,955,340 | ) | (3,847,088 | ) | (2,573,183 | ) | |||||
未来现金流量折现的标准化计量 | $ | 4,103,998 | $ | 4,654,383 | $ | 3,024,142 | |||||
标准措施变化的主要原因是：
截至12月31日， | |||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
(单位：千) | |||||||||||
标准化计量，年初 | $ | 4,654,383 | $ | 3,024,142 | $ | 1,152,113 | |||||
生产的石油、天然气和NGL的销售，扣除生产成本 | (1,085,041 | ) | (1,148,991 | ) | (745,877 | ) | |||||
价格和生产成本的净变化 | (1,539,042 | ) | 1,010,335 | 1,181,447 | |||||||
现有已探明领域的扩展、发现和其他，包括注入储量，扣除相关费用 | 887,254 | 2,218,475 | 1,638,734 | ||||||||
已到位的储备销售 | (2,788 | ) | (147,887 | ) | (226,528 | ) | |||||
购买已到位的准备金 | 57,519 | 1,818 | 12,032 | ||||||||
本报告所述期间以前估计的开发费用 | 736,770 | 445,638 | 121,879 | ||||||||
未来发展费用估计数的变化 | 132,825 | (34,871 | ) | (116,609 | ) | ||||||
修订以前的数量估计数 | (398,409 | ) | (611,168 | ) | 103,916 | ||||||
增值折扣 | 510,427 | 305,657 | 115,211 | ||||||||
所得税净变动 | 191,040 | (449,884 | ) | (32,426 | ) | ||||||
时间和其他方面的变化 | (40,940 | ) | 41,119 | (179,750 | ) | ||||||
标准化计量，年底 | $ | 4,103,998 | $ | 4,654,383 | $ | 3,024,142 | |||||
106
季度财务信息(未经审计)
公司会计年度季度财务信息2019和2018如下(千，除每股数据外)：
第一 | 第二 | 第三 | 第四 | ||||||||||||
四分之一 | 四分之一 | 四分之一 | 四分之一 | ||||||||||||
截至2019年12月31日止的年度(1) | |||||||||||||||
营业收入和其他收入共计 | $ | 340,930 | $ | 407,172 | $ | 390,317 | $ | 451,686 | |||||||
业务费用共计 | 526,239 | 303,005 | 290,840 | 539,989 | |||||||||||
业务收入(损失) | $ | (185,309 | ) | $ | 104,167 | $ | 99,477 | $ | (88,303 | ) | |||||
所得税前收入(损失) | $ | (223,606 | ) | $ | 63,978 | $ | 58,345 | $ | (129,761 | ) | |||||
净收入(损失) | $ | (177,568 | ) | $ | 50,388 | $ | 42,234 | $ | (102,055 | ) | |||||
每股基本净收益(亏损) | $ | (1.58 | ) | $ | 0.45 | $ | 0.37 | $ | (0.90 | ) | |||||
摊薄每股净收益(亏损) | $ | (1.58 | ) | $ | 0.45 | $ | 0.37 | $ | (0.90 | ) | |||||
按普通股申报的股息 | $ | 0.05 | $ | — | $ | 0.05 | $ | — | |||||||
2018年12月31日(2) | |||||||||||||||
营业收入和其他收入共计 | $ | 769,595 | $ | 443,916 | $ | 459,369 | $ | 394,192 | |||||||
业务费用共计 | 310,527 | 387,768 | 568,013 | (35,573 | ) | ||||||||||
业务收入(损失) | $ | 459,068 | $ | 56,148 | $ | (108,644 | ) | $ | 429,765 | ||||||
所得税前收入(损失) | $ | 416,392 | $ | 16,296 | $ | (172,671 | ) | $ | 391,760 | ||||||
净收入(损失) | $ | 317,401 | $ | 17,197 | $ | (135,923 | ) | $ | 309,732 | ||||||
每股基本净收益(亏损) | $ | 2.84 | $ | 0.15 | $ | (1.21 | ) | $ | 2.76 | ||||||
摊薄每股净收益(亏损) | $ | 2.81 | $ | 0.15 | $ | (1.21 | ) | $ | 2.73 | ||||||
按普通股申报的股息 | $ | 0.05 | $ | — | $ | 0.05 | $ | — | |||||||
(1) | 期间的手术结果2019主要受到下列因素的影响： |
•净衍生损失1.771亿美元记录在2019年第一季度，
•净导数增益7 970万美元记录在2019年第二季度，
•净导数增益1.009亿美元记录于2019年第三季度，以及
•净衍生损失1.01亿美元记录在2019年第四季度。
请参阅附注10-衍生金融工具了解更多细节。
(2) | 2018年第一季度，公共关系科剥离相关资产剥离活动的税前净利估计为4.092亿美元，部分被某些资产的2，410万美元减记所抵消。在2018年第二季度，该公司记录了约1 570万美元的税前剥离活动净收益与分区县剥离和Halff East资产剥离有关(请参阅附注3-剥离、为出售而持有的资产和收购)。2018年第三季度，该公司记录了2 670万美元2021年高级债券、2023年高级债券及2022年高级债券部分失效的损失(请参阅附注5-长期债务)。2018年第一、第二、第三和第四季度，该公司录得净衍生产品亏损750万美元, 6 370万美元, 1.78亿美元的净衍生收益4.111亿美元。请参阅附注10-衍生金融工具了解更多细节。 |
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
项目9A.管制和程序
对披露控制和程序的评估
我们维持一个披露控制和程序制度，目的是合理地确保在我们的证券交易委员会报告中要求披露的信息在证券交易委员会规则和表格规定的时限内被记录、处理、汇总和报告，并合理地确保这些信息得到积累并酌情传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和我们的首席财务官，以便就所要求的披露作出及时的决定。
我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，并不期望我们的披露控制和程序(如“外汇法”规则13a-15(E)和15d-15(E))(“披露控制”)将防止所有错误和所有欺诈。一个控制系统，无论构思和操作多么好，都只能提供合理的，而不是绝对的，
107
确保控制系统的目标得到实现。此外，控制系统的设计必须反映一个事实，即资源受到限制，控制的好处必须与其成本相比较。由于所有控制系统的固有局限性，对控制的任何评估都不能绝对保证我们公司内的所有控制问题和欺诈事件(如果有的话)都已被发现。这些固有的限制包括这样的现实：决策中的判断可能是错误的，而故障可能是由于简单的错误或错误而发生的。此外，某些人的个人行为、两人或两人以上的勾结或管理对控制的凌驾可规避控制。任何控制系统的设计也在一定程度上基于对未来事件可能性的某些假设，无法保证任何设计在所有可能的未来条件下都能成功地实现其既定目标。由于成本效益控制系统固有的局限性，可能会发生错误或欺诈所导致的误报，而不会被发现。我们监测我们的披露控制和作出必要的修改；我们在这方面的意图是，披露控制将根据系统的变化和条件的需要进行修改。
在本报告所述期间结束时，对我们的披露控制的设计和运作的有效性进行了评估。这项评估是在我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官的监督和参与下进行的。根据这一评价，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制在合理的保证水平上是有效的。
财务报告内部控制的变化
的第四季度没有变化。2019这对我们财务报告的内部控制产生了重大影响，或相当可能会产生重大影响。
108
管理层关于财务报告内部控制的报告
根据“外汇法”，公司管理层负责建立和维持对财务报告的适当内部控制，这些规定在第13a-15(F)条和第15d-15(F)条中有规定。公司对财务报告的内部控制旨在为财务报告的可靠性提供合理的保证，并根据公认的会计原则为外部目的编制财务报表。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：
(i) | 涉及记录的维护，以合理的细节，准确和公正地反映公司资产的交易和处置； |
(2) | 提供合理保证，证明交易记录为根据普遍接受的会计原则编制财务报表所必需的，公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及 |
(3) | 为防止或及时发现对财务报表有重大影响的公司资产的未经授权的获取、使用或处置提供合理的保证。 |
由于固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现误报。即使是那些被确定有效的制度，也只能在编制和列报财务报表方面提供合理的保证。此外，对未来期间的任何成效评价的预测都有可能由于条件的变化而导致管制不足，或政策和程序的遵守程度可能恶化。
截至2005年，管理层评估了公司财务报告内部控制的有效性2019年12月31日。在进行这一评估时，管理层采用了特雷德韦委员会赞助组织委员会规定的标准。内部控制-综合框架(2013年框架).
根据我们的评估和这些标准，管理层认为，截至目前为止，公司对财务报告保持了有效的内部控制。2019年12月31日.
公司独立注册会计师事务所发布了公司财务报告内部控制认证报告。该报告紧接本报告之后。
109
独立注册会计师事务所报告
给SM能源公司及其子公司的股东和董事会
关于财务报告内部控制的几点看法
我们审计了SM能源公司及其子公司对财务报告的内部控制。2019年12月31日，根据“内部控制-特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的综合框架”(2013年框架)制定的标准(COSO标准)。我们认为，SM能源公司及其子公司(该公司)在所有重要方面都对财务报告保持了有效的内部控制。2019年12月31日，根据COSO标准。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，审计了该公司截至2005年的合并资产负债表。2019年12月31日和2018与此相关的综合业务报表、综合收入(亏损)、股东权益和现金流量报表2019年12月31日，以及相关的注释和我们的报告2020年2月20日对此发表了无条件的意见。
意见依据
公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，并将其列入所附管理部门关于财务报告内部控制的报告。我们的职责是根据我们的审计，就公司对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们必须独立于该公司。
我们按照PCAOB的标准进行审计。这些标准要求我们规划和进行审计，以合理保证是否在所有重大方面保持对财务报告的有效内部控制。
我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估重大弱点存在的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作效果，以及执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
财务报告内部控制的定义与局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，目的是根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理的保证。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(1)保存记录，以合理的细节准确、公正地反映公司资产的交易和处置情况；(2)提供合理的保证，即为按照普遍接受的会计原则编制财务报表所必需的交易记录，公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行；(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的公司资产的未经授权收购、使用或处置提供合理保证。
由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现误报。此外，对未来期间的任何有效性评价的预测都有可能由于条件的变化而导致管制不足，或政策或程序的遵守程度可能恶化。
/S/Ernst&Young LLP
科罗拉多州丹佛
2020年2月20日
110
项目9B.其他资料
没有。
第III部
项目10.董事、执行干事和公司治理
本项所要求的有关公司董事、执行主任和公司治理的资料，是参照在标题下提供的资料而纳入的。建议1-选举董事“关于执行干事的资料”和“公司治理”在公司的最终委托书中2020股东周年会议须在由该日起计的120天内提交2019年12月31日.
本项所要求的关于遵守“外汇法”第16(A)条的资料，是参照标题下提供的资料而纳入的。“第16(A)条受益所有权报告遵守情况”在公司的最终委托书中2020股东周年会议须在由该日起计的120天内提交2019年12月31日.
项目11.行政补偿
本项所要求的信息是通过参考标题下提供的信息而纳入的。“行政补偿”和“董事补偿”在公司的最终委托书中2020股东周年会议须在由该日起计的120天内提交2019年12月31日.
111
项目12.某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项
本项所要求的关于某些受益所有人和管理人员的担保所有权的信息是通过参考标题下提供的信息而纳入的。“某些受益所有人的担保所有权和管理”在公司的最终委托书中2020股东周年会议须在由该日起计的120天内提交2019年12月31日.
根据股权补偿计划授权发行的证券。公司有股权补偿计划，根据该计划，公司普通股的期权和股份被授权授予或发行，作为对符合条件的雇员、顾问和董事会成员的补偿。公司的股东已经批准了这些计划。请参阅附注7-赔偿计划在本报告第二部分第8项中，进一步了解公司股权补偿计划的重要条款。下表是根据股权补偿计划核准发行的普通股股份的汇总。2019年12月31日:
(a) | (b) | (c) | ||||||||
计划类别 | 行使未清期权、认股权证及权利时须发行的证券数目 | 未清期权、认股权证和权利的加权平均行使价格 | 根据股票补偿计划可供今后发行的证券数量(不包括(A)栏所反映的证券) | |||||||
证券持有人批准的权益补偿计划： | ||||||||||
股权激励薪酬计划(1) | ||||||||||
限制性股票单位(2) | 1,540,925 | N/A | ||||||||
业绩份额单位(2)(3) | 2,044,882 | N/A | ||||||||
股权激励薪酬计划共计 | 3,585,807 | $ | — | 4,385,709 | ||||||
员工股票购买计划(4) | — | — | 1,299,003 | |||||||
证券持有人未批准的权益补偿计划 | — | — | — | |||||||
所有计划共计 | 3,585,807 | $ | — | 5,684,712 | ||||||
(1) | 2006年5月，股东批准了“股权计划”，授权向公司的主要员工、顾问、董事会成员或任何附属公司发放限制性股票、限制性股票单位、非合格股票期权、激励股票期权、股票增值权、业绩股、业绩单位和股票奖励。2009年、2010年、2013年、2016年和2018年，公司董事会批准了“股权计划”修正案，各股东在年度股东会议上批准了每项修订计划。所授予的公司普通股的股份数目2019, 2018，和2017根据公平计划1,868,776, 1,220,217，和2,078,878分别。 |
(2) | RSU和PSU没有与其相关的作价，而是按单位公允价值加权平均，以便提供关于奖励潜在稀释效应的补充信息。未完成的RSU和PSU的单位公允价值加权平均赠款日期分别为16.04美元和16.89美元。请参阅附注7-赔偿计划在本报告第二部分第8项中作进一步讨论。 |
(3) | 将颁发的奖励数假定为一乘数。结算时发行的公司普通股的最终数目可能会因三-在执行期间结束时根据“公平计划”确定的年份乘数，范围为零到二. |
(4) | 根据ESPP，符合条件的雇员可以通过工资扣减其合格薪酬的15%购买公司普通股。普通股在6个月发行期的第一天或最后一天，其购买价格为普通股公平市价的85%，2011年12月31日或之后根据ESPP发行的股票没有最低期限。ESPP的目的是根据IRC第423条的规定。公司发行的普通股数目2019, 2018，和2017根据ESPP314,868, 199,464，和186,665分别。 |
112
项目13.某些关系和相关交易以及董事独立性
本项所要求的信息是通过参考标题下提供的信息而纳入的“某些关系和相关交易“和”公司治理“在公司的最终委托书中2020股东周年会议须在由该日起计的120天内提交2019年12月31日.
项目14.主要会计师费用和服务
本项所要求的信息是通过参考标题下提供的信息而纳入的“独立注册会计师事务所“和”审核委员会审批前政策及程序“在公司的最终委托书中2020股东周年会议须在由该日起计的120天内提交2019年12月31日.
113
第IV部
项目15.证物和合并财务报表附表
(A)(1)和(A)(2)合并财务报表和财务报表附表：
独立注册会计师事务所报告 | 63 |
合并资产负债表 | 65 |
综合业务报表 | 66 |
综合收入(损失)综合报表 | 67 |
股东权益合并报表 | 68 |
现金流动合并报表 | 69 |
合并财务报表附注 | 70 |
之所以省略所有附表，是因为所需资料不适用，或所列数额不足以要求提交附表，或因为所需资料已列入综合财务报表及其附注。
(B)证物。下列证物以表格10-K提交、提供或以参考方式纳入本报告：
陈列品 数 | 描述 |
2.1 | SM能源公司与Venado EF有限责任公司之间2017年1月1日的成员权益购买协议(作为注册人截至2017年3月31日的季度报告表10-Q的表2.1提交) |
2.2 | SM Energy与Venado EF L.P.之间2017年3月4日对成员权益购买协议的第二修正案(已作为注册人截至2017年3月31日的季度报告表10-Q的表2.2提交，并以参考方式纳入本报告) |
2.3 | SM能源公司和逆向能源收购有限责任公司之间于2018年1月8日签订的购买和销售协议(2018年1月11日提交并在此以参考方式纳入的登记人目前关于表格8-K的报告的表2.1) |
3.1 | 经修订至2010年6月1日的SM能源公司注册证书(提交给注册人截至2010年6月30日的第10-Q号季度报告表3.1) |
3.2 | 自2017年2月21日起生效的SM能源公司的法律修订和修订(作为登记人截至2016年12月31日的年度报告表10-K的附录3.2提交，并在此参考) |
4.1 | 与发行方SM能源公司和美国国家银行协会于2013年5月20日到期的5.0%高级票据有关的契约(登记人于2013年5月20日提交的关于表格8-K的当前报告的附件4.1) |
4.2 | 与到期日期为2022年的6.125%高级债券有关的契约，日期为2014年11月17日，由发行方SM能源公司和作为受托人的美国银行全国协会(登记人于2014年11月18日提交的关于表格8-K的当前报告的表4.1)。 |
4.3 | SM能源公司和美国银行全国协会作为受托人与SM能源公司的高级债务证券有关的契约(2015年5月7日提交的登记人S-3登记声明(登记号333-203936)的附件4.1，并以参考方式在此注册) |
4.4 | 2025年备注补充义齿(登记人于2015年5月21日提交的关于表格8-K的当前报告的表4.2) |
4.5 | 基义齿，日期为2015年5月21日，由SM能源公司和美国银行全国协会担任托管人，由SM能源公司和美国国家银行协会担任托管人(登记人于2016年8月12日提交的关于表格8-K的当前报告的表4.1)，并以参考方式纳入其中) |
4.6 | 第二副补充义齿，日期为2016年8月12日，由SM能源公司和美国国家协会作为托管人，由SM能源公司和美国银行担任托管人(于2016年8月12日提交的登记人关于8-K表格的当前报告的表4.2) |
4.7 | 第三次补充义齿，日期为2016年9月12日，由SM能源公司和美国银行全国协会担任托管人，日期为2016年9月12日提交的登记人目前关于表格8-K的报告的表4.2，并在此以参考方式纳入其中) |
4.8 | 第四次补充义齿，日期为2018年8月20日，由SM能源公司和美国银行全国协会担任托管人(2018年8月20日提交的注册人目前关于表格8-K的报告的表4.2) |
114
4.9 | 补充义齿，日期为2018年8月20日，由SM能源公司和美国银行全国协会担任托管人(登记人于2018年8月20日提交的关于表格8-K的当前报告的表4.3)，此处以参考方式纳入 |
4.10† | SM能源公司股权激励补偿计划，自2018年5月22日起修订并重报(在登记人关于附表14A的最终委托书中作为附件A提交，2018年4月12日提交，并以参考方式在此纳入) |
4.11* | 证券说明 |
10.1 | 对信托、抵押、信用抵押额度、转让、担保协议、固定设备存档和融资声明的补充和修正，以便Wachovia银行、全国协会作为行政代理人，日期自2009年4月14日起生效(2009年4月20日提交登记人关于8-K表格的当前报告的附录10.3，并在此以参考方式纳入) |
10.2 | 作为行政代理人的全国协会Wachovia银行的信托契据，日期自2009年4月14日起生效(作为2009年4月20日提交的注册人关于第8-K号表格的当前报告的表10.2提交，并在此以参考方式纳入) |
10.3† | 截至2010年5月27日的非雇员董事限制性股票奖励协议表格(以表10.5提交注册人截至2010年6月30日的季度报告表10-Q，并在此参考) |
10.4*** | 自2010年7月1日起生效的SM能源公司和鹰福特收集有限责任公司之间的天然气服务协议(作为注册人截至2010年9月30日的季度报告表10-Q的表10.3提交，并在此以参考方式纳入) |
10.5†† | 经董事会于2010年7月30日修订的净利润利息红利计划(已作为注册人截至2010年9月30日的季度报告表10-Q表的表10.6提交) |
10.6† | SM能源公司雇员养恤金计划，经修订并于2010年1月1日重新确定(作为2010年12月31日终了年度注册人年度报告表10.30提交，并在此以参考方式纳入) |
10.7+ | SM能源公司截至2010年12月31日修订的无准备金补充退休计划(登记人提交的截至2010年12月31日的年度报告表10-K表表10.31) |
10.8*** | 2011年5月31日摄政油田服务有限责任公司和SM能源公司之间的气体收集协议(作为注册人截至2011年6月30日的季度报告表10-Q表的表10.2提交，并在此参考) |
10.9*** | 自2011年4月1日起生效的“收集和天然气服务协议”，由SM能源公司与ETC德州管道有限公司签署(已作为注册人截至2011年6月30日的季度报告表10-Q表10.3提交，并以参考方式在此注册) |
10.10*** | 自2011年4月1日起生效的ETC德州管道有限公司与SM能源公司之间的天然气加工协议(已作为注册人截至2011年6月30日的季度报告表10-Q表10.4提交，并以参考方式在此注册) |
10.11† | 雇员股票购买计划，经修订并于2011年6月10日复核(登记人截至2011年6月30日的季度报告表10-Q表表10.5)，以参考方式纳入本报告) |
10.12† | 2011年1月1日修订的SM能源公司雇员养恤金计划第1号修正案(作为登记人2011年12月31日终了年度提交的10-K表格年度报告表10.41提交，并在此以参考方式纳入) |
10.13† | 自2012年1月1日起修订的SM能源公司雇员养恤金计划第2号修正案(作为登记人2011年12月31日终了年度提交的10-K表格年度报告的表10.42提交，并在此以参考方式纳入) |
10.14† | SM能源公司截至2014年3月10日的无资质递延补偿计划(登记人在2014年1月24日提交的关于8-K表的当前报告的表10.1)，并在此参考) |
10.15† | 现金奖励计划，截至2014年2月1日修订并重新确定(登记人2013年12月31日终了年度提交的10-K表格年度报告表10.41) |
10.16† | 第162(M)条现金奖励计划，自2014年5月21日起生效(登记人在2014年5月28日提交的关于8-K表格的当前报告的附录10.1)，并以参考方式纳入其中) |
10.17*† | 非雇员董事薪酬安排摘要 |
10.18 | 截至2018年9月28日，SM能源公司、富国银行、作为行政代理人的国家协会及其贷款方之间的第六份经修订和恢复的信贷协议(2018年10月4日提交的登记人当前关于表格8-K的报告的附录10.1) |
10.19† | “变更控制执行解决协议”(登记人于2015年10月20日提交的关于表格8-K的当前报告的表10.1)，并以参考的方式纳入本文件) |
115
10.20† | 自2016年1月1日起修订的SM能源公司雇员养恤金计划第3号修正案(已作为登记人截至2015年12月31日提交的10-K表格年度报告的表10.29提交，并在此参考) |
10.21*** | 修订和恢复天然气收集协议，自2015年9月1日起生效，由SM能源公司和摄政野战服务有限责任公司签署(作为表10.1提交登记人于2015年9月15日提交的关于表格8-K的当前报告，并在此参考) |
10.22 | 修正和恢复天然气收集协议，自2016年2月1日起生效，由SM能源公司和ETC外勤服务有限责任公司共同实施(作为表10.1提交登记人关于2016年2月22日提交的8-K表格的当前报告，并在此参考) |
10.23 | 看涨期权确认，日期为2016年8月8日，由SM能源公司和富国银行(WellsFargo Bank，National Association)和富国银行(WellsFargo Bank)组成，日期为2016年8月8日(登记人于2016年8月12日提交的关于表格8-K的当前报告的表10.1)，此处以参考方式纳入) |
10.24 | 看涨期权确认，日期为2016年8月8日，由SM能源公司和N.A.美国银行(Bank of America，N.A.)和美国银行(Bank of America，N.A.)于2016年8月8日提交(已于2016年8月12日提交并以参考方式并入此处)。 |
10.25 | 看涨期权确认日期为2016年8月8日，由SM能源公司和摩根大通银行(JPMorganChase Bank，National Association)于2016年8月12日提交，并在此以参考书方式纳入其中(登记人在2016年8月12日提交的关于8-K表的当前报告的表10.3) |
10.26 | 看涨期权确认，日期为2016年8月10日，由SM能源公司和富国银行(WellsFargo Bank，National Association)和富国银行(WellsFargo Bank)组成，日期为2016年8月10日(登记人于2016年8月12日提交的关于表格8-K的当前报告的表10.4)，此处以参考方式并入) |
10.27 | 看涨期权确认，日期为2016年8月10日，由SM能源公司和N.A.美国银行(Bank of America，N.A.)提交，日期为2016年8月10日(登记人于2016年8月12日提交的关于表格8-K的当前报告的表10.5)，此处以参考方式纳入其中) |
10.28 | 看涨期权确认，日期为2016年8月10日，SM能源公司和摩根大通银行(JPMorganChase Bank，National Association)于2016年8月12日提交，并在此以参考方式纳入登记人当前关于表格8-K的报告表10.6) |
10.29† | SM能源公司员工股票购买计划，自2017年4月6日起生效(在登记人关于附表14A的最终委托书中作为附件A提交，于2017年4月13日提交，并以参考方式纳入) |
10.30† | 截至2018年7月1日的业绩股奖励协议(2018年6月30日终了的季度注册人季度报告表10.1) |
10.31 | 修订后的第六份信用协议修正案，日期为2019年4月18日，SM能源公司、富国银行、全国协会作为行政代理人，以及贷款方(作为登记人于2019年4月18日提交的关于表格8-K的当前报告的表10.1提交，并在此以参考方式纳入) |
10.32† | 截至2019年7月1日的业绩股奖励协议(提交给注册人截至2019年6月30日的季度报告表10.2) |
10.33 | 修订后的第六份信用协议修正案，日期为2019年9月19日，SM能源公司、富国银行、全国协会作为行政代理人，以及贷款方(作为登记人于2019年9月24日提交的关于表格8-K的当前报告的表10.1提交，并在此以参考方式纳入) |
21.1* | 注册官的附属公司 |
23.1* | 安永有限公司同意 |
23.2* | 雷德斯科特公司L.P.的同意。 |
24.1* | 委托书 |
31.1* | 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第302条认证首席执行官 |
31.2* | 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第302条认证首席财务官 |
32.1** | 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第906条通过的“美国法典”第1350条规定的认证 |
99.1* | Ryder Scott审计信 |
101.INS | 内联XBRL实例文档-实例文档不出现在InteractiveDataFile中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
101.SCH* | 内联XBRL架构文档 |
101.CAL* | 内联XBRL计算链接库文档 |
101.LAB* | 内联XBRL标签链接库文档 |
101.PRE* | 内联XBRL表示链接库文档 |
101.DEF* | 内联XBRL分类法扩展定义链接库文档 |
104 | 页面交互数据文件(格式化为内联XBRL，包含在表101.INS中) |
116
*与本报告一起提交的相关报告。
**与本报告相对应。
*** | 本展览的某些部分已被修改，并受到证券交易委员会根据“交易法”第24b-2条批准的保密处理令的约束。 |
† | 展览构成管理合同或补偿计划或协议。 |
†† | 展览构成管理合同或补偿计划或协议。这份文件于2010年7月30日被修正，主要是为了反映注册人的名字从圣玛丽土地和勘探公司改为SM能源公司。本文件的实质性条款和条件没有实质性变化。 |
+ | 展览构成管理合同或补偿计划或协议。本文件于 |
2010年11月9日，为了进行技术上的修订，以确保遵守“内部规则”第409a条
“收入法典”。本文件的实质性条款和条件没有实质性变化。
(C)财务报表附表。请参阅上文第15(A)项。
项目16.表格10-K摘要
没有。
117
签名
根据“外汇法”第13或15(D)节的要求，登记人已正式安排由下列签名人代表其签署本报告，并经正式授权。
SM能源公司 | |||
(登记人) | |||
日期： | 2020年2月20日 | 通过： | /S/Javan D.渥太华 |
奥托松 | |||
总裁兼首席执行官 | |||
(特等行政主任) | |||
一般授权书
通过这些礼物了解所有的人，每一个签名出现在下面的人构成并任命每一个Javan D.渥太华和A.韦德·珀塞尔他或她的真正合法律师-事实上和代理人-拥有完全替代和重新替换的权力，每个人都完全有权单独行动，代表以下签名者，并以其名义、地点和替代者的名义，以任何和所有身份签署对本年度报告的任何修正。2019年12月31日并在此向证券及交易管理委员会提交该等证物及与该等证物及其他文件有关的文件，并在此批准和确认每名上述事实受权人或其替代者凭藉本条例可作出或安排作出的一切。
根据“外汇法”的要求，本报告由下列人士代表登记人签署，并以登记人的身份和日期签署。
签名 | 标题 | 日期 | ||
/S/Javan D.渥太华 | 总裁、首席执行官和主任 | 2020年2月20日 | ||
奥托松 | (特等行政主任) | |||
/S/A.韦德·珀塞尔 | 执行副总裁兼首席财务官 | 2020年2月20日 | ||
A.韦德·珀塞尔 | (首席财务主任) | |||
/S/Patrick A.Lytle | 主计长及助理秘书 | 2020年2月20日 | ||
帕特里克·莱特尔 | (首席会计主任) | |||
118
签名 | 标题 | 日期 | ||
S/William D.Sullivan | 董事会主席 | 2020年2月20日 | ||
威廉·苏利文 | ||||
/S/Carla J.Bailo | 导演 | 2020年2月20日 | ||
卡拉·贝洛 | ||||
s/Larry W.Bickle | 导演 | 2020年2月20日 | ||
拉里·W·比克尔 | ||||
/S/Stephen R.品牌 | 导演 | 2020年2月20日 | ||
斯蒂芬·布兰德 | ||||
/S/Loren M.Leiker | 导演 | 2020年2月20日 | ||
洛伦·莱克 | ||||
/S/Ramiro G.秘鲁 | 导演 | 2020年2月20日 | ||
Ramiro G.秘鲁 | ||||
/S/Julio M.Quintana | 导演 | 2020年2月20日 | ||
朱利奥·昆塔纳 | ||||
/S/Rose M.Robeson | 导演 | 2020年2月20日 | ||
罗布森 | ||||
119