美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
形式10-K
(第一标记)
依据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的年报 |
截至财政年度(一九二零九年十二月三十一日)
或
依据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的过渡报告 |
委员会档案编号：1-9743
(其章程所指明的注册人的确切姓名)
(国家或其他司法管辖区) 成立为法团或组织) | (I.R.S.雇主) (识别号) | |
(首席执行办公室地址)
登记人的电话号码，包括区号：713 -651-7000
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：
没有。
按照“证券法”第405条的定义，通过检查标记表明注册人是否是知名的经验丰富的发行人。是 ☒编号：☐
如果注册人不需要根据“外汇法”第13条或第15(D)条提交报告，请用复选标记表示。☐ 不 ☒
用检查标记标明登记人(1)是否提交了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天中一直受到这类申报要求的约束。是 ☒编号：☐
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 ☒编号：☐
请检查注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。见“交易所法”规则12b-2中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
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。☐
用复选标记标明注册人是否为空壳公司(如“交易法”第12b-2条规定)。☐ 编号：☒
说明由非联营公司持有的有表决权和无表决权普通股的总市场价值，按上次出售普通股的价格或注册人最近完成的第二财政季度最后一个营业日的普通股的平均出价和要价计算。截至2019年6月30日，非附属公司持有的普通股总市值：$54,011 百万.
注明截至最近可行日期，注册人每类普通股的已发行股份数目。普通股：普通股，每股面值0.01元，582,054,451 截至2020年2月13日已发行股票。
以参考方式合并的文件。注册人代理声明的一部分2020股东年会，应在会议后120天内提交2019年12月31日，以参考方式纳入本报告第三部分。
目录
页 | ||
第一部分 | ||
项目1. | 商业 | 1 |
一般 | 1 | |
勘探生产 | 1 | |
市场营销 | 4 | |
井口体积和价格 | 5 | |
竞争 | 7 | |
调节 | 7 | |
其他事项 | 11 | |
有关执行主任的资料 | 12 | |
项目1A。 | 危险因素 | 13 |
项目1B。 | 未解决的工作人员意见 | 23 |
项目2. | 特性 | 24 |
油气勘探和生产-性质和储量 | 24 | |
项目3. | 法律程序 | 27 |
项目4. | 矿山安全披露 | 27 |
第二部分 | ||
项目5. | 注册人普通股市场、股东相关事项及证券发行人购买 | 28 |
项目6. | 选定财务数据 | 30 |
项目7. | 管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析 | 31 |
项目7A. | 市场风险的定量和定性披露 | 50 |
项目8. | 财务报表和补充数据 | 50 |
项目9. | 会计与财务披露的变化及与会计人员的分歧 | 50 |
项目9A. | 管制和程序 | 50 |
项目9B. | 其他资料 | 51 |
第III部 | ||
项目10. | 董事、执行干事和公司治理 | 51 |
项目11. | 行政薪酬 | 51 |
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 | 52 |
项目13. | 某些关系和相关交易，以及董事独立性 | 53 |
项目14. | 主要会计费用及服务 | 53 |
第IV部 | ||
项目15. | 证物、财务报表附表 | 54 |
项目16. | 表格10-K摘要 | 54 |
签名 | ||
(i)
第一部分
项目1.对等商业
一般
EOG资源公司是一家于1985年成立的特拉华州公司，其子公司(统称EOG)探索、开发、生产和销售原油、天然气液体和天然气，主要在美利坚合众国(美国或美国)、特立尼达和多巴哥共和国(特立尼达和多巴哥共和国)、中华人民共和国(中华人民共和国)、加拿大以及不时选择其他国际地区的主要生产盆地进行勘探、开发、生产和销售。根据1934年“证券交易法”(经修订)第13(A)或15(D)节提交或提供的关于表格10-Q的季度报告、关于表格8-K的当前报告以及对这些报告的任何修正(包括相关证物和补充附表)，在向美国证券交易委员会(SEC)提交或提供这些报告后，在合理可行的范围内尽快通过EOG网站免费提供。我们网站上的信息不被纳入本报告，也不构成本报告的一部分。
12月31日，2019，EOG估计净探明储量总额为3,329百万桶石油当量(MMBOE)，其中16.94亿桶是原油和凝析油储量，740MMbbl是NGLS的储备5,37010亿立方英尺(Bcf)或895立方英尺(MMBoe)是天然气储量(见“综合财务报表补充信息”)。在这一天，依原油当量计算，EOG约98%的已探明净储量位于美国，1%位于特立尼达，1%位于其他国际地区。原油当量体积是用1.0桶原油和凝析油或NGL与天然气的6.万立方英尺的比率确定的。
截至12月31日，2019，EOG雇用了大约2 900人，包括外国雇员。
EOG的所有业务都与原油和天然气勘探和生产有关。有关EOG国内和国外业务相关风险的信息，见项目1A，风险因素。
EOG的经营策略是通过控制运营成本和资本成本，最大限度地提高储量回收率来实现资本投资回报率的最大化，根据这一策略，每个潜在的钻井地点都将根据其估计的回报率进行评估。这一战略旨在在成本效益的基础上提高每个生产单位的现金流和收益，使EOG能够在保持强劲资产负债表的同时实现长期产量增长。EOG的重点是有效利用与三维地震和微震数据相关的先进技术、开发油藏模拟模型、使用改进的钻井设备、水平井钻井和地层评价技术。这些先进技术在整个EOG中酌情被用于降低与油气勘探所有方面相关的风险和成本。开发和开发：EOG实施其战略，主要是强调钻探内部产生的前景，以寻找和开发低成本的储量。保持尽可能低的运营成本结构，以符合高效、安全和对环境负责的运营，也是EOG战略实施的一个重要目标。
关于EOG对油井或面积的工作兴趣的信息，“净”油气井或面积是通过将“总”油气井或面积乘以EOG对油井或面积的工作兴趣来确定的。
勘探生产
美国行动
EOG的业务位于美国的大多数生产盆地，重点是原油，在较小的程度上，富含液体的天然气发挥作用。
12月31日，2019按原油当量计算，美国EOG的净探明储量52%为原油和凝析油，23%为NGLs，25%为天然气。这些储量大部分是在长期存在的油田，具有良好的生产特点.平等机会组织认为，通过在其中许多领域及其周围继续发展和利用适用的技术，存在着增加产量的机会。EOG还保持一个积极的勘探计划，旨在扩展领域，并在其已经广泛的投资组合中增加新的趋势和资源发挥作用。
1
以下是2019和预期2020EOG美国行动某些领域的计划。
2019 | 2020 | |||||||||||||
行动区 | 原油和凝析油体积 (MBbld)(1) | 天然气液体体积 (MBbld)(1) | 天然气体积 (MMcfd)(1) | 总净英亩(2) | 净完井 | 期望净井完井量 | ||||||||
鹰福特 | 187 | 30 | 146 | 579,000 | 321 | 300 | ||||||||
奥斯汀·查尔克 | 15 | 7 | 41 | — | (3) | 14 | 6 | |||||||
特拉华盆地 | 174 | 65 | 402 | 389,000 | 276 | 350 | ||||||||
落基山区 | 62 | 15 | 188 | 1,264,000 | 96 | 95 | ||||||||
上海湾沿岸 | — | — | 10 | 360,000 | 1 | — | ||||||||
中部大陆 | 10 | 2 | 20 | 120,000 | 32 | 20 | ||||||||
沃斯堡盆地 | 2 | 12 | 67 | 146,000 | — | — | ||||||||
南得克萨斯州 | 1 | 1 | 102 | 564,000 | 15 | 15 | ||||||||
马塞卢斯页岩 | — | — | 68 | 151,000 | — | — | ||||||||
(1) | 每日千桶或每日百万立方英尺，视情况而定。总体积不包括原油和凝析油5 MBbld、NGLs 2 MBbld和与其他工艺有关的25 MMcfd天然气。 |
(2) | 总净英亩不包括其他地区的约70万英亩净英亩。 |
(3) | 奥斯汀·查尔克的剧本与老鹰福特拥有相同的净英亩土地。 |
鹰福特是一个世界级的原油油田，已经生产了超过34亿桶原油和凝析油。EOG在其579，000英亩的总净英亩中，约有516，000英亩位于多产石油窗口，仍然是鹰福特最大的原油生产国，其累计总产量超过了600 MMBbl原油和凝析油。2019年，EOG完成了321口Eagle福特井和14口奥斯汀Chalk井。EOG继续评估奥斯丁·查尔克的前景，它覆盖着EOG的鹰福特(Eagle Ford)面积。EOG在其强化采油(EOR)注气计划中拥有约150口鹰福特(Eagle Ford)净井。该公司在2019年没有在采油计划中增加油井，也不希望在2020年增加油井。采油是一个二次恢复过程，公司在扩大采油计划之前，继续评估其土地上的主要发展机会。在2020年，EOG预计将完成大约300口Eagle Ford井和6口奥斯汀Chalk井，同时继续提高油井的生产效率和运营效率。出色的执行和持续的操作改进结合在一起，使这个游戏成为EOG投资组合的基础之一。
在特拉华盆地，EOG在2019年期间完成了276口净井，主要是在特拉华盆地沃尔夫营地、骨泉和伦纳德剧院。EOG还在WolfcAMP M和第三骨泉地层中确定了更多的钻井地点，将其未来钻井地点的库存扩大到大约389，000英亩。特拉华盆地包括大约4800英尺的多个区域的堆叠支付潜力，提供了EOG共同开发的机会，跨越其土地位置。
在特拉华盆地沃尔夫营地的游戏，它有大约346，000净英亩，EOG在2019年完成了201口净井。EOG继续其开发计划，井距在原油部分接近500英尺，在原油和天然气组合部分接近880英尺。结果在特拉华盆地WolfcAMP计划中，优化井距、应用增强型完井、精密钻井和持续降低成本是支持的。特拉华盆地沃尔夫夏普游戏将在2020年继续成为一个主要的重点领域。
在第三次骨泉游戏中，EOG在2019年完成了13口净井，占地200，000亩。第三次骨泉游戏有着多个目标和充足的合作发展机会，有望成为EOG未来发展计划的很大一部分。在第二次骨泉游戏中，EOG拥有约289，000英亩的净土地，并在2019年完成了34口净井。EOG还在第一次骨泉游戏中继续发展，其中EOG拥有约100，000净英亩的土地，并在2019年完成了9口净井。第一次和第二次骨弹簧演奏继续是EOG的特拉华盆地投资组合的一个组成部分。
2
在伦纳德游戏中，EOG拥有大约160，000英亩的净土地，并在2019年完成了19口净井的持续开发。
2020年的活动将继续集中在特拉华盆地沃尔夫营地、第三骨泉、第二骨泉、第一骨泉和莱纳德演奏，EOG预计将在那里完成约350口净井。
洛基山区的活动在2019年是一致的，重点是怀俄明州的粉末河流域。在粉河流域，EOG在Niobrara、Mowry、Turner和Parkman建造了32口净井。2019年的重点是勾画莫里和纽布拉的剧本，并开始增加基础设施。随着钻井活动转向开发钻探，2020年钻井活动和基础设施建设将显著增加。基础设施的增加将降低运营成本，提高未来的价格实现。在怀俄明州DJ盆地，EOG于2019年在Codell和Niobrara地层中运营了一个钻井平台，并完成了44口净井。随着活动转移到粉末河流域，预计2020年DJ盆地的活动将是中等的。在威利斯顿盆地，EOG在Bakken和三个分叉上完成了20口净井。由于更好的定位和完井技术，威利斯顿盆地的油井平均表现有了很大的改善。到2020年，主要在夏季完成钻井的季节性计划将继续进行，尽管活动速度将略低于2019年。EOG目前在落基山区拥有大约130万英亩的土地。
在大陆中部地区，EOG继续开发伍德福德油田窗口游戏，在2019年完成了30口净井。EOG拥有41，700英亩的净英亩土地，并计划在伍德福德石油窗口的成果基础上，在2020年完成20口净井。2019年，EOG在阿纳达科盆地西部Marmaton沙地完成了11口毛井(两口净井)。
2019年Marcellus Shale的净产量平均约为68.3 MMcfd天然气。2019年12月31日，EOG在Marcellus页岩拥有约15.1万英亩净英亩土地。
2019年，沃斯堡盆地巴尼特页岩平均原油和凝析油产量为1.7MBbld，NGLs平均产量为12.2MBbld，天然气平均产量为67.4mmmmfd。
在得克萨斯州南部地区，EOG在2019年完成了15口净井。勘探和评价工作将在2020年继续在这一地区进行， 我们希望在那里钻探并完成另外15口净井。
截至2019年12月31日，EOG在美国拥有约230万英亩未开发土地。
2019年期间，EOG继续在得克萨斯州南部的鹰福特(Eagle Ford)、威利斯顿盆地巴肯(Williston盆地)、北达科他州的威利斯顿盆地(Williston盆地Bakken)以及北达科他州的沃斯堡盆地巴尼特页岩(FortWorth盆地Barnett Shale)2019年12月31日，EOG在鹰福特和沃斯堡盆地巴尼特页岩拥有天然气加工能力，分别为325 mmmmfd和180 mmmmfd。
在美国境外的行动
EOG在特立尼达近海、中国四川盆地和加拿大都有业务，并正在评估这些地区和其他选定的国际地区的额外勘探、开发和开发机会。
特立尼达。EOG，通过其几个子公司，包括EOG资源特立尼达有限公司，
• | 拥有80%的勘探和生产许可证，涵盖特立尼达近海东南海岸财团(SECC)区块，但由于第三方农场协议，EOG的工作兴趣下降的深层伊比斯地区除外； |
• | 拥有80%的勘探和生产许可证，涉及鹈鹕田及其相关设施； |
• | 持有特立尼达近海Sercan地区勘探和生产许可证的50%的工作权益； |
• | 拥有与特立尼达和多巴哥政府签订的每一个经修改的U(A)区块、改良U(B)区块和第4(A)区的生产分享合同的100%工作利益； |
• | 有50%的工作兴趣的勘探和生产许可证涵盖了班扬油田； |
• | 拥有50%的勘探和生产许可证，涉及Ska、Mento、Reggae地区-深柚木区、深海Saaman区和特立尼达深海Poui区(统称SMR区)； |
• | 拥有特立尼达Lisas点一家无水氨水厂12%的股权，该工厂由加勒比氮气有限公司拥有和经营； |
3
• | 拥有特立尼达Lisas点一家无水氨水厂10%的股权，该工厂由氮气(2000年)无限拥有和经营。 |
已开发了SECC区块、改良U(A)区块、改良U(B)区块、4(A)区块、班扬油田和Sercan地区的几个油田，正在生产天然气、原油和凝析油。EOG特立尼达业务的天然气目前根据与特立尼达和多巴哥国家天然气公司及其附属公司(NGC)签订的各种合同出售。EOG特立尼达业务的原油和凝析油目前根据各种合同出售给传统石油有限公司(遗产)。
2019年，EOG在特立尼达的净产量平均约为260 MMcfd天然气和大约0.6 MBbld原油和凝析油。2019年，EOG在特立尼达钻探并完成了两口净井，并于2019年12月31日正在钻探另一口探井。其中一口井是一口成功的开发井，另一口井被确定为一口未成功的探井。此外，EOG还在特立尼达钻了一口地层勘探井，发现了商业经济储量。截至2019年12月31日，EOG在特立尼达拥有约115，000英亩未开发的土地。
预计到2020年，EOG将在特立尼达钻探并完成三口净井。EOG的特立尼达业务在2020年生产的所有天然气预计将出售给NGC。预计2020年EOG特立尼达业务生产的所有原油和凝析油都将出售给美国遗产公司。
中国。2008年7月，EOG在涉及四川盆地川中区块勘探区的石油合同中从康菲石油公司获得了权益。2008年10月，EOG在获得的土地上获得了进入浅水区的权利。
2019年，EOG钻探了两口天然气井，以完成2018年开始的钻井计划。2019年，EOG还完成了在2018年钻井计划中钻探的两口天然气井。白焦昌油田生产的所有天然气都是根据长期合同出售给中石油的。2019年，中国平均天然气净产量约为30 mmmmmmfd。
EOG计划在管道容量允许的情况下，在未来继续完成剩余的未完成钻井(Ducs)。
市场营销
2019年，EOG继续以多样化的方式销售其井口原油和凝析油生产。大部分生产是通过管道运输到下游市场，其余部分销往当地市场。EOG在美国的主要销售区域是美国海湾沿岸的不同地点，包括休斯敦和科珀斯克里斯蒂(Corpus Christi)、得克萨斯州和路易斯安那州；库欣(俄克拉荷马州)；二叠纪盆地和中西部。2019年末，EOG还在休斯敦船舶航道(HSC)出售原油，以出口到外国目的地。在每一种情况下，所收到的价格都是根据该特定销售点的市场价格或适用于该地点的价格指数计算的。到2020年，这种生产的定价机制预计将保持不变。2020年，EOG预计除了在HSC销售原油外，还将在Corpus Christi港销售原油出口。在2019年12月31日，EOG承诺在2020年向多方交付固定数量的28 MMBbls原油，并在2021年交付2 MMBbls原油，所有这些原油预计将从未来可用储量的生产中交付。
2019年，EOG在EOG拥有的设施或第三方设施处理其某些天然气生产，提取NGLs。NGL以当前的市场价格出售给当地市场或下游市场。在某些情况下，EOG将其NGL产品换成了以市价出售的下游产品。到2020年，这种定价机制预计将保持不变。
2019年，与其多样化的营销战略相一致，EOG的大部分美国井口天然气生产通过管道运输到不同地点，包括德克萨斯州凯蒂、东得克萨斯州、得克萨斯州南部阿瓜杜尔塞枢纽、科罗拉多州韦尔德县夏延枢纽、南加州和伊利诺伊州芝加哥。剩余的天然气生产已销往当地市场。在每一种情况下，定价都是以最终销售点的现货市场价格为基础的。到2020年，这种生产的定价机制预计将保持不变。此外，EOG在2019年签订了一项协议，从2020年开始，将天然气出售给德克萨斯州Corpus Christi附近的液化天然气液化设施，并根据普氏日本韩国市场(Platts Japan Korea Marker)收取价格。2019年12月31日，EOG承诺向多个缔约方提供固定数量的天然气，2020年为159 Bcf，2021年为108 bcf，2022年为82 bcf，2023年为82 bcf，2024年为31 bcf，此后为1685 bcf，所有这些天然气预计将从未来可动用储量的生产中交付。
4
2019年，特立尼达的大部分井口天然气是根据完全或部分依赖加勒比氨气指数价格和(或)甲醇价格的合同出售的。其余数量是根据一项部分依赖美国Henry Hub市场价格的合同和一项固定价格合同出售的。预计特立尼达的这些合同的定价机制在2020年将保持不变；然而，我们预计，大部分数量将以固定价格合同出售。
在2019年，所有来自中国的井口天然气都是根据买家的管道销售量按规定的价格出售给不同的当地市场。预计2020年中国的生产定价机制将保持不变。
在某些情况下，EOG购买和销售第三方原油和天然气，以平衡公司的运输能力和某些地区的生产，并利用EOG拥有的设施的过剩产能。
2019年期间，两家公司各占EOG井口原油和凝析油、天然气和天然气收入以及收集、加工和销售收入的10%以上。这两个买家都在原油精炼行业。EOG不认为任何单一买主的损失会对其财务状况或经营结果产生重大不利影响。
井口体积和价格
下表列出了EOG的井口体积、原油和凝析油、NGL和天然气的平均价格的某些信息。该表还列出了原油当量体积，在结束的年度，使用1.0桶原油和凝析油或天然气与6.0 Mcf的比例确定。2019年12月31日, 2018和2017。见项目7，管理部门对财务状况和经营结果的讨论和分析-运营结果，关于井口每天的数量。
5
截至12月31日的年度 | 2019 | 2018 | 2017 | |||||
原油和凝析油体积(1) | ||||||||
美国： | ||||||||
鹰福特 | 68.3 | 62.4 | 57.4 | |||||
特拉华盆地 | 63.4 | 46.3 | 31.6 | |||||
其他 | 34.6 | 35.4 | 33.2 | |||||
美国 | 166.3 | 144.1 | 122.2 | |||||
特立尼达 | 0.2 | 0.3 | 0.3 | |||||
其他国际(2) | 0.1 | 1.6 | 0.2 | |||||
共计 | 166.6 | 146.0 | 122.7 | |||||
天然气液体体积(1) | ||||||||
美国： | ||||||||
鹰福特 | 10.7 | 11.4 | 9.4 | |||||
特拉华盆地 | 23.5 | 15.8 | 8.8 | |||||
其他 | 14.7 | 15.3 | 14.1 | |||||
美国 | 48.9 | 42.5 | 32.3 | |||||
其他国际(2) | — | — | — | |||||
共计 | 48.9 | 42.5 | 32.3 | |||||
天然气体积(1) | ||||||||
美国： | ||||||||
鹰福特 | 53 | 58 | 55 | |||||
特拉华盆地 | 147 | 110 | 81 | |||||
其他 | 190 | 169 | 143 | |||||
美国 | 390 | 337 | 279 | |||||
特立尼达 | 95 | 97 | 114 | |||||
其他国际(2) | 14 | 11 | 9 | |||||
共计 | 499 | 445 | 402 | |||||
原油当量体积(3) | ||||||||
美国： | ||||||||
鹰福特 | 87.8 | 83.5 | 76.0 | |||||
特拉华盆地 | 111.4 | 80.3 | 53.9 | |||||
其他 | 81.0 | 78.8 | 71.2 | |||||
美国 | 280.2 | 242.6 | 201.1 | |||||
特立尼达 | 16.0 | 16.5 | 19.4 | |||||
其他国际(2) | 2.4 | 3.4 | 1.8 | |||||
共计 | 298.6 | 262.5 | 222.3 | |||||
6
截至12月31日的年度 | 2019 | 2018 | 2017 | ||||||||
原油和凝析油平均价格(美元/桶)(4) | |||||||||||
美国 | $ | 57.74 | $ | 65.16 | $ | 50.91 | |||||
特立尼达 | 47.16 | 57.26 | 42.30 | ||||||||
其他国际(2) | 57.40 | 71.45 | 57.20 | ||||||||
复合材料 | 57.72 | 65.21 | 50.91 | ||||||||
天然气液体平均价格(美元/布尔)(4) | |||||||||||
美国 | $ | 16.03 | $ | 26.60 | $ | 22.61 | |||||
其他国际(2) | — | — | — | ||||||||
复合材料 | 16.03 | 26.60 | 22.61 | ||||||||
天然气平均价格(美元/麦克福)(4) | |||||||||||
美国 | $ | 2.22 | $ | 2.88 | $ | 2.20 | |||||
特立尼达 | 2.72 | 2.94 | 2.38 | ||||||||
其他国际(2) | 4.44 | 4.08 | 3.89 | ||||||||
复合材料 | 2.38 | 2.92 | (5) | 2.29 | |||||||
(1) | 百万桶或十亿立方英尺，视情况而定。 |
(2) | 其他国际业务包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。联合王国的业务于2018年第四季度出售。 |
(3) | 百万桶石油当量；包括原油和凝析油，NGL和天然气。 |
(4) | 每桶美元或千立方英尺美元(视情况而定)。不包括金融商品衍生工具的影响(见综合财务报表附注12)。 |
(5) | 包括与采用“2014-09年会计准则更新”(ASU)、“与客户签订合同的收入”(ASU 2014-09年)(见综合财务报表附注1)有关的每McF正收入调整数0.44美元。在采用2014-09年ASU方面，EOG将与某些加工和销售协议有关的天然气加工费列为收集和加工费用，而不是作为对天然气收入的扣减。 |
竞争
EOG与主要的综合石油和天然气公司、政府附属的石油和天然气公司以及其他独立的石油和天然气公司竞争，以获得勘探、开发、生产、市场和运输原油和天然气所需的许可证和租约、财产和储备，以及获得设施、设备、材料、服务、雇员和其他合同人员(包括地质学家、地球物理学家、工程师和其他专家)的机会。EOG的某些竞争对手拥有比EOG拥有更多的财力和其他资源，并且在EOG可能寻求新的或扩大的进入的国家或地区建立了战略性的长期地位或强有力的政府关系。因此，EOG在某些方面可能处于竞争劣势，例如在竞标钻探权或获得必要的服务、设施、设备、材料和人员方面。此外，EOG较大的竞争对手在应对影响原油和天然气需求的因素时可能具有竞争优势，例如改变世界价格和生产水平以及替代燃料的成本和供应情况。EOG还在较小程度上面临来自替代能源等相互竞争的能源的竞争。
调节
美国原油和天然气生产条例。原油和天然气生产受到各种类型的监管，包括联邦和州机构的监管。
正在不断审查影响石油和天然气工业的美国立法，以进行修订或扩大。此外，许多部门和机构，包括联邦和州，授权颁布和颁布适用于石油和天然气工业的规则和条例。这类规则和条例除其他外，要求允许钻井、管理井距、通过限制燃烧防止天然气浪费、要求为各种勘探和生产业务提供保证金，并对(联邦和州租赁)特许权使用费的计算和支付、生产税和从价税的计算和支付作出规定。
7
EOG在新墨西哥州、北达科他州、犹他州、怀俄明州和墨西哥湾以及其他地区的石油和天然气租约的一部分，由联邦政府批准，并由土地管理局和/或印度事务局(BIA)管理，如果是离岸租赁(EOG是极小的租约)，则由所有联邦机构海洋能源管理局(BOEM)和安全和环境执行局(BSEE)管理。EOG对联邦石油和天然气租赁进行的作业必须遵守许多额外的法律和规章限制，如果是与部落土地有关的租约，则必须遵守某些部落环境和许可要求以及就业权利条例。此外，美国内政部(通过其各种机构，包括BLM、BIA和自然资源收入办公室)对我们计算和支付与我们的联邦和部落石油和天然气租赁有关的特许权使用费、奖金、罚款、罚款、评估和其他收入拥有一定的权力。
BLM、BIA和BOEM的租约载有相对标准化的条款，要求遵守详细的条例，如果是离岸租赁，则根据“外大陆架土地法”(可由BOEM或BSEE修改)下达命令。在某些情况下，BLM、BIA、BOEM或BSEE(如适用)可能要求中止或终止联邦租赁业务。任何此类暂停或终止都可能对EOG的利益产生重大和不利的影响。
在州际商业中，天然气的运输和销售是根据经修正的1938年“天然气法”和1978年“天然气政策法”进行的。这些法规由联邦能源管理委员会(FERC)管理。自1993年1月起，1989年的“天然气井口反管制法”解除对所有天然气“第一次销售”的天然气价格的管制，其中包括EOG对其自己生产的所有天然气的销售。EOG的所有其他天然气销售，如从第三方购买的天然气，仍须符合NGA规定的一揽子销售证书，而NGA有灵活的条款和条件。因此，EOG目前所有的天然气销售都可以按市场价格进行，但须遵守适用的合同规定。然而，EOG的管辖销售在未来可能会受到更大的联邦监督，包括FERC有可能对此类销售施加更多的限制性条件。相反，EOG销售原油、凝析油和NGL是以不受管制的市场价格进行的。
EOG在西得克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地、北德克萨斯州的Barnett页岩、北达科他州的Bakken和三叉和南德克萨斯州的Eagle Ford拥有某些收集和/或加工设施。国家对收集和加工设施的监管通常包括各种安全、环境和在某些情况下在提供收集和加工服务方面的不歧视要求，但一般不涉及费率管理。EOG的收集和加工业务可能会受到重大和不利的影响，如果它们在未来受到州或联邦对费率和服务的管制。
EOG的收集和加工操作也可能是，或成为与此类设施的设计、安装、测试、建造、操作、更换和管理有关的安全和操作规则。与这些事项有关的其他规则和立法不时得到审议和(或)通过。虽然EOG无法预测这类立法可能对其业务和财务状况产生何种影响，但可要求EOG承担额外的资本支出，并根据今后这种立法和监管变化的性质和程度，增加合规和运营成本。
EOG还在北达科他州拥有原油铁路装载设施，在美国也拥有原油卡车卸货设施。对这些设施的管制是在州和联邦一级进行的，一般包括各种安全、环境、许可和包装/标签要求。与这些事项有关的其他条例不时得到审议和/或通过。虽然EOG无法预测(如果有的话)任何这样的新规定可能对其铁路原油资产和用卡车运输其原油生产产生什么影响，但EOG可能被要求承担额外的资本支出，并增加合规和运营成本，这取决于这种未来监管变化的性质和程度。EOG在2019年期间没有通过铁路运输任何原油。
国会、州立法机构、联邦应急委员会和其他联邦、州和地方监管委员会、机构、理事会和法院不时审议可能影响石油和天然气行业的提案和程序。EOG无法预测任何此类建议或程序何时或是否生效。还应指出的是，石油和天然气工业历来受到严格管制；因此，不能保证这类立法机构和管理委员会、机构、理事会和法院目前采取的做法将保持不变。
8
一般环境条例-美国。EOG受各种联邦、州和地方法律和法规的约束，这些法律和法规涉及向环境排放材料或与保护环境有关的其他方面。这些法律和条例影响EOG的业务和成本，因为它们对原油和天然气勘探、开发和生产作业产生影响。不遵守这些法律和条例可能导致对行政、民事和刑事处罚的评估，包括对罚款的评估、实施调查和补救义务、暂停或撤销必要的许可证、许可证和授权、要求安装额外的污染控制措施和发布命令，禁止今后的作业或施加额外的遵守要求。
此外，EOG还从第三方那里获得了某些石油和天然气特性，而这些第三方在管理和处置或释放碳氢化合物或其他废物方面的行动不在EOG的控制之下。根据环境法律和条例，EOG可能被要求移除或补救由以前的所有者或经营者处置或释放的废物。EOG还可能招致与清理第三方场地有关的费用，该公司将受管制的物质送往其处置或向其发送设备进行清洁，以及对自然资源的损害或与在此类第三方场所释放受管制物质有关的其他索赔。此外，EOG可根据环境法律和条例负责石油和天然气的财产，其中EOG以前拥有或目前拥有权益，但过去或现在不是经营者。此外，EOG还受美国环境保护局(美国环保局)要求每年报告温室气体排放的规定的约束，正如下文进一步讨论的那样，它还受联邦、州和地方有关水力压裂和我们作业的其他方面的法律和法规的约束。
遵守环境法律和条例会增加EOG的总体业务成本，但迄今为止，对EOG的业务、财务状况或运营结果没有产生重大的不利影响。此外，根据目前的法律和条例，预计不会要求EOG在不久的将来支付与其勘探和开发总支出方案有关的数额(无论是用于环境控制设施还是其他设施)，以便遵守这些法律和条例。然而，鉴于这些法律和法规可能会发生变化，EOG无法预测合规的最终成本或对EOG业务、财务状况和业务结果的最终影响。
气候变化-美国。近年来，地方、州、联邦和国际监管机构越来越重视温室气体排放和气候变化问题。除了美国环保局的规定要求每年报告温室气体排放外，美国环保局还根据联邦“清洁空气法”通过了对某些大型排放源进行温室气体排放管制的条例。此外，美国环保局于2016年5月发布了相关法规，要求运营商减少新的、经过改良和改造的原油和天然气井以及天然气生产集输站、加气站、天然气加工厂和天然气输送压缩机站的甲烷排放和挥发性有机化合物(VOC)的排放。
在国际一级，美国于2015年12月参加了在法国巴黎举行的第21届联合国气候变化框架公约缔约方会议。会议通过的“巴黎协定”呼吁各国在全球气温和温室气体排放方面作出努力。“巴黎协定”于2016年11月4日生效。然而，美国已经开始退出巴黎协议的进程。作为回应，许多州和地方官员表示，他们打算加紧努力，履行国际协定中规定的承诺。
EOG认为，其在整个运作过程中减少温室气体排放的战略既符合环境的最佳利益，也符合审慎的商业做法。EOG开发了一个用于计算运营设施温室气体排放量的系统。这一排放管理系统根据公认的监管方法(如适用)和普遍接受的工程做法计算排放量。EOG报告了美国环保局2009年公布的经修正的温室气体强制性报告规则所涵盖的设施的温室气体排放量。
EOG无法预测目前或今后就气候变化和温室气体排放开展的任何拟议或今后的调查、法律、条例或条约的时间、范围和效果，但此类调查、法律、规章和条约的直接和间接成本(如果颁布)可能会对EOG的业务、财务状况和业务结果产生重大和不利的影响。此外，对全球气候变化风险的日益重视，为政府调查以及私人和公共诉讼创造了更大的可能性，这可能会增加我们的成本，或对我们的业务产生不利影响。
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水力压裂和其他作业的管理-美国。基本上，利用EOG钻井的陆上原油和天然气井都是通过水力压裂来完成和刺激的。水力压裂技术已被石油和天然气工业使用了60多年，并不断得到改进，使EOG能够生产出本来无法回收的原油和天然气。具体来说，水力压裂是将加压流体泵入地下地层，以形成微小的裂缝或空间，使原油和天然气从储集层流入井中，从而将其输送到地面的过程。水力压裂一般发生在地下数千英尺处，距离任何饮用水含水层相当远，在该地区的裂隙和含水层之间存在着不可渗透的岩层。水力压裂过程中使用的流体的组成通常包括水和沙子，以及不到1%的高度稀释的化学添加剂；用于压裂液的化学添加剂清单可通过互联网网站和其他由行业行业协会和要求报告压裂液成分的州机构赞助的其他出版物向公众提供。虽然大部分沙子留在地下以保持裂缝开放，但大量的水和化学添加剂会回流，然后在经有关管理当局批准和允许的场址被重新利用或安全处置。EOG定期对这些处置设施进行监管评估，以监测相关法规的遵守情况。
水力压裂的监管主要是在州和地方一级通过许可和其他合规要求进行的。然而，2012年4月，美国环保局颁布了具体适用于石油和天然气行业的法规，要求运营商大幅减少天然气井的VOC排放，这些天然气井是通过使用“绿色完井”来捕获本来会泄漏到空气中的天然气，从而大大减少天然气的排放。美国环保局还颁布了一些法规，规定了几种设备的VOC排放标准，包括储罐、压缩机、脱水器、阀门和气体处理厂的脱硫装置。此外，2016年5月，美国环保局颁布了法规，要求运营商减少新的、改良和重建的原油和天然气井以及位于天然气生产集输站、天然气加工厂和天然气输送压缩机站的设备所产生的甲烷和VOC排放。
此外，2016年11月，BLM发布了一项最后规则，限制在联邦和印度土地上从油气井和设备排放、燃烧和泄漏天然气，不过，2018年9月，BLM颁布了一项最后规则，取消了该规则的某些要求。还有其他各种在联邦一级规范水力压裂的提案。此外，选举产生的职位候选人和其他候选人就进一步限制或完全禁止水力压裂作业提出了建议和立场。
除上述联邦条例外，一些州和地方政府已对钻井和完井作业施加或考虑实施各种条件和限制，包括对油井套管和固井的要求；对附近水井的测试；对水的获取和使用的限制；对水力压裂作业中使用的化学添加剂的披露；对可用于水力压裂作业的化学添加剂种类的限制；对在湿地荒野、生态或地震敏感地区和其他保护区内某些土地的钻探或注入活动的限制。这种联邦、州和地方的允许和披露要求、操作限制、条件或禁止可能导致作业延误，增加操作和合规费用，此外，如果不使用水力压裂技术，就可能推迟或有效防止从地层开发原油和天然气，而这些地层在经济上是不可行的。
遵守与水力压裂和我们业务的其他方面有关的法律和条例，会增加EOG的整体业务成本，但迄今尚未对EOG的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。此外，根据目前的法律和条例，预计不会要求EOG在不久的将来支付与其勘探和开发总支出方案有关的数额，以便遵守这些法律和条例。然而，EOG无法预测：(一)目前或未来关于美国水力压裂的任何法律或法规的时间、范围和效果，或我们业务的其他方面；(二)遵守的最终成本或对EOG业务的最终影响、财务状况和与这些未来法律和条例有关的业务的结果。这些法律和条例的直接和间接费用(如果制定)可能会对EOG的业务、财务状况和业务结果产生重大和不利的影响。
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其他国际条例。EOG在美国以外的勘探和生产业务受进行EOG业务的国家的政府实施的各种条例，包括环境条例的制约，并可能影响EOG的业务和这些国家内的遵守成本。EOG目前在特立尼达、中国和加拿大有业务。EOG无法预测任何目前或未来的法律、条例或条约，包括关于气候变化和水力压裂的法律、规章或条约的时间、范围和效果，但这些法律、条例和条约的直接和间接成本(如果颁布)可能会对EOG的业务、财务状况和业务结果产生重大和不利的影响。EOG将继续审查与包括气候变化和水力压裂法规在内的所有环境问题有关的在美国境外的业务和业务所面临的风险。此外，EOG将继续监测和评估在美国以外地区开展业务的任何新政策、立法、条例和条约，以确定对其业务的影响，并在必要时采取适当行动。
其他规例。EOG在得克萨斯州和威斯康星州有砂矿开采和加工业务，支持EOG的勘探和开发业务。EOG的采砂作业受联邦矿山安全和卫生管理局(关于安全和健康事项)和州机构(关于允许空气和其他环境事项)的管制。“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”第1503(A)节和条例S-K(17 CFR 229.104)第104项所要求的有关煤矿安全违规和其他监管事项的信息载于本报告表95。
其他事项
能源价格。EOG是一家原油和天然气生产商，受到原油和凝析油、天然气和天然气价格变化的影响。EOG收到的美国原油和凝析油平均价格在2019年下降了11%，2018年和2017年分别增长了28%和22%。EOG在美国生产的NGL平均价格在2019年下降了40%，2018年和2017年分别上涨了18%和55%，每一次都比前一年有所提高。在过去三年中，美国平均井口天然气价格波动很大，有时相当剧烈。这些波动导致EOG在2019年收到的用于美国生产的平均井口天然气价格下降了23%，2018年增加了31%(包括与采用ASU相关的每Mcf正收入调整数0.44美元)，2017年则分别比前一年增加了38%。
由于与世界政治和经济环境有关的许多不确定因素(例如，包括石油输出国组织在内的其他原油出口国的行动)、原油、天然气和天然气的全球供应和需求以及其他能源供应的可得性，消费者和其他因素认为各种能源的相对竞争关系，EOG无法预测未来原油和凝析油、天然气和天然气的价格可能发生什么变化。关于原油和凝析油、NGLs和天然气价格变化以及这种变化可能给EOG带来的风险的进一步讨论，见项目1A，风险因素。
根据EOG的税收状况，EOG在2020年对井口原油和凝析油价格每增加或下降1美元的价格敏感性(不包括基础掉期)，再加上NGL价格的估计变化，净收入约为1.17亿美元，来自经营活动的税前现金流约为1.52亿美元。根据EOG的税收状况和EOG预计2020年天然气产量中尚未根据长期销售合同确定价格的部分，EOG对井口天然气价格每增加或减少0.10美元的价格敏感性，净收入约为3100万美元，营业活动产生的税前现金流约为4000万美元。关于EOG截至2020年2月19日的金融商品衍生品合同摘要，见项目7，管理部门对财务状况和经营结果的讨论和分析-资本资源和流动性-衍生交易。EOG截至2019年12月31日的12个月的金融商品衍生品合同摘要，见综合财务报表附注12。
风险管理。EOG不时从事价格风险管理活动。这些活动旨在管理EOG在原油、NGL和天然气价格波动中的风险。EOG利用金融商品衍生工具，主要是价格互换、期权、互换、项圈和基础互换合同，作为管理这种价格风险的手段。见综合财务报表附注12。关于EOG截至2020年2月19日的金融商品衍生品合同摘要，见项目7，管理部门对财务状况和经营结果的讨论和分析-资本资源和流动性-衍生交易。
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EOG的所有原油、NGL和天然气活动都受到对原油、NGL和天然气的勘探、开发、生产和运输通常发生的风险的影响，包括钻井和油井爆炸、撞击、火灾、油井控制损失以及泄漏和泄漏，每种风险都可能对生命、财产和(或)环境造成损害。EOG的运作也会受到某些危险的影响，包括飓风、洪水和其他不利的天气事件。此外，EOG的活动受政府规章以及政府当局基于环境和其他考虑而中断或终止的限制。这类事件引起的损失和责任可减少EOG的收入，并在保险范围内增加EOG的费用。
EOG根据EOG认为是惯例的行业惯例，按EOG认为谨慎和在商业上可行的金额和成本，针对这些风险中的一些(但不是全部)维持保险。具体来说，EOG对涉及EOG业务的事故所造成的人身伤害或死亡索赔，维持由第三方保险人提供的商业一般责任和超额责任保险(受保单条款和条件的限制)。此外，如果涉及EOG业务的事故对环境造成负面影响，EOG维持由第三方保险公司提供的额外费用保险，以支付EOG可能因该事故而承担的义务、费用或索赔，包括与渗漏和污染、清理和封闭、撤离费用和控制油井有关的义务、费用或索赔(但须遵守保单条款和条件)。如果发生了对环境造成负面影响的良好控制事故，这类经营者的额外费用将是EOG的主要保险，上面提到的商业一般责任和超额责任保险也为EOG提供了某些保险。EOG的所有钻井活动都是在与独立钻井承包商和其他第三方服务承包商的合同基础上进行的。此类合同中包含的赔偿和其他风险分配条款是在合同基础上谈判的，每项条款都是根据所提供服务的具体情况和预期的运作情况进行的。
除了上述风险之外，EOG在美国以外的业务还受到某些风险的影响，包括增加税收和政府特许权使用费的风险、管理外国公司业务的法律和政策的变化、没收资产、单方面或被迫重新谈判、修改或取消与政府实体的现有合同、货币限制和汇率波动。请参阅项目1A，风险因素，以进一步讨论EOG在美国境外的业务所面临的风险。
有关执行主任的资料
EOG现任执行干事及其姓名和年龄(截至2020年2月27日)如下：
名字 | 年龄 | 位置 | ||
威廉·托马斯 | 67 | 董事会主席兼首席执行官 | ||
小劳埃德·W·赫尔姆斯 | 62 | 首席业务干事 | ||
肯尼斯·W·博德克 | 57 | 执行副总裁，勘探和生产 | ||
Ezra Y.Yacob | 43 | 执行副总裁，勘探和生产 | ||
蒂莫西·K·德里格斯 | 58 | 执行副总裁兼首席财务官 | ||
迈克尔·唐纳森 | 57 | 执行副总裁、总法律顾问和公司秘书 | ||
威廉·托马斯当选为董事会主席和首席执行官，自2014年1月起生效。他于2004年6月当选为EOG得克萨斯州沃斯堡办公室高级副总裁兼总经理，2007年2月当选为EOG得克萨斯州福特沃斯堡执行副总裁兼总经理，并于2011年2月当选为开发高级执行副总裁。随后，他于2011年7月至2011年9月担任勘探事务高级执行副总裁，2011年9月至2013年7月担任总裁，2013年7月至2013年12月担任总裁和首席执行官。托马斯先生于1979年1月加入了EOG的前任。托马斯先生是EOG的首席执行官。
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小劳埃德·W·赫尔姆斯2017年12月当选为首席业务干事。在此之前，他于2013年8月至2017年12月担任勘探和生产执行副总裁。他于2006年9月当选为工程和收购部副总裁，2008年3月当选为EOG加拿大阿尔伯塔省卡尔加里办事处副总裁兼总经理，并于2012年2月至2013年8月担任执行副总裁。赫尔姆斯先生于1981年2月加入了EOG的前任。
肯尼斯·W·博德克(Kenneth W.Boedeker)于2018年12月当选为负责勘探和生产的执行副总裁。2016年10月至2018年12月，他担任EOG位于科罗拉多州丹佛的副总裁兼总经理，2015年7月至2016年10月担任工程和收购副总裁。在此之前，博德克曾担任EOG多个办公室和职能领域的技术和管理职位。博德克于1994年7月加入EOG。
Ezra Y.Yacob于2017年12月当选为勘探和生产执行副总裁。2014年5月至2017年12月，他担任EOG得克萨斯州米德兰办公室副总裁兼总经理。在此之前，他于2012年3月至2014年5月担任EOG位于得克萨斯州沃斯堡和得克萨斯州米德兰的勘探部经理，并担任各种地球科学和领导职务。Yacob先生于2005年8月加入EOG。
蒂莫西·K·德里格斯于2016年4月当选为执行副总裁兼首席财务官。此前，崔格斯在2007年7月至2016年4月期间担任副总裁兼首席财务官。他于1999年10月当选为EOG副总裁和财务总监，2000年10月被任命为会计和土地管理副总裁，2003年8月被任命为副总裁兼首席会计官。崔格斯先生是EOG的首席财务官。德里格斯先生于1995年8月加入了EOG的前任。
迈克尔·唐纳森(MichaelP.Donaldson)于2016年4月当选为执行副总裁、总法律顾问和企业秘书。此前，唐纳森先生于2012年5月至2016年4月担任副总统、总法律顾问和公司秘书。他于2008年5月当选为公司秘书，并于2010年7月被任命为副总法律顾问和公司秘书。Donaldson先生于2007年9月加入EOG。
项目1A。危险因素
我们的业务和业务受到许多风险的影响。以下所述的风险可能不是我们面临的唯一风险，因为我们的业务和业务也可能受到我们尚不知道的风险的影响，或者我们目前认为这些风险是无关紧要的。如果实际发生以下任何事件或情况，我们的业务、财务状况、经营结果或现金流量可能会受到重大和不利的影响，我们普通股的交易价格可能会下降。下列风险因素应与本报告所载其他信息一并阅读，包括合并财务报表和相关附注。除非上下文另有要求，“我们”、“我们”、“我们”和“EOG”指EOG资源公司。以及它的子公司。
原油、天然气和NGL价格波动不定，大宗商品价格的大幅和长期下跌可能对我们产生实质性和不利的影响。
原油和天然气(包括天然气液体和凝析油的价格)价格波动很大。可以或可能导致这些价格波动的相互关联的因素包括：
• | 国内和全球原油、天然气和天然气的供应； |
• | 国内和国际钻井活动； |
• | 其他原油生产国和出口国，包括石油输出国组织的行动； |
• | 消费者和工业/商业对原油、天然气和天然气的需求； |
• | 世界经济状况、地缘政治因素和政治条件，包括但不限于征收关税或贸易或其他经济制裁、石油和天然气生产地区的政治不稳定或武装冲突； |
• | 适当的运输、收集、加工、压缩、储存和提炼设施的可用性、邻近性和能力； |
• | 相互竞争的能源，包括替代能源的价格、可得性和需求； |
• | 全球节能措施、替代燃料需求和与气候变化有关的举措的影响； |
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• | 政府监管的性质和范围，包括与环境和其他气候变化有关的监管、衍生品交易和套期保值活动的监管、与原油、天然气和相关商品的进出口有关的税收法律法规和法律法规； |
• | 商品期货市场的交易水平和影响，包括商品价格投机者和其他人的交易；及 |
• | 天气条件和天气模式的变化。 |
由于上述因素和大宗商品价格的波动，很难预测未来原油、天然气和NGL的价格。因此，无法保证原油、天然气和天然气的价格将维持或高于目前的水平，而不会下降。
我们的现金流和经营成果在很大程度上取决于目前的商品价格。因此，商品价格的大幅度和长期下降会对我们可用于资本支出和其他业务费用的现金流量、我们进入信贷和资本市场的条件以及我们的业务结果产生重大和不利的影响。
较低的商品价格也可以减少我们经济上可以生产的原油、天然气和天然气的数量。这些商品价格的大幅和长期下跌可能使我们的勘探、开发和开采项目的一部分不经济，导致我们不得不向下调整我们估计的已探明储量，还可能关闭或堵塞和放弃某些油井。此外，大宗商品价格长期大幅下跌，可能导致我们房产未来的预期现金流低于其各自的账面净值，这将要求我们减记房产的价值。这种准备金减记和资产减值可能会对我们的经营结果和财务状况产生重大和不利的影响，进而影响我们普通股的交易价格。
如果商品价格在较长一段时间内从目前水平下跌，我们的财务状况、现金流量和业务结果将受到不利影响，我们维持目前普通股红利水平的能力可能受到限制。此外，我们可能需要承担减值费用和/或向下调整我们的已证实的储备估计数。因此，我们的财务状况、经营结果和普通股的交易价格可能受到不利影响。
钻探原油和天然气井是一项高风险活动，使我们面临着无法控制的各种风险。
钻探原油和天然气井，包括开发井，涉及许多风险，包括我们可能不会遇到商业生产原油和天然气储量(包括“干洞”)的风险。因此，我们可能无法收回对新油井的全部或部分投资。
具体而言，我们往往不确定今后钻井、完井和操作井的成本或时间，我们的钻井作业和第三方运营商的钻井作业可能会被削减、推迟或取消，此类作业的成本可能会增加，而且(或)我们的业务结果和这些业务的现金流可能会受到各种因素的影响，包括：
• | 意外钻井条件； |
• | 标题问题； |
• | 地层中的压力或不规则现象； |
• | 设备故障或事故； |
• | 恶劣的天气条件，如冬季风暴、洪水、热带风暴和飓风，以及天气模式的变化； |
• | 遵守或修改与空气排放、水力压裂、获得和使用污水、钻井液和其他废物(如注入井)有关的环境、卫生和安全法律和条例，对钻井和完井作业以及对原油和天然气运输施加条件或限制的法律和条例，以及其他法律和条例，如税收法律和条例； |
• | 提供和及时发放所需的联邦、州、部落和其他许可证和许可证，这些许可和许可证可能受到(除其他外)政府关闭或其他政府服务暂停或拖延的影响； |
• | 财产合同安排的可得性、相关费用和合同条款，包括矿物许可证和租赁、管道、原油运输卡车和合格司机以及收集、加工、压缩、储存、运输和销售原油、天然气及相关商品的设施和设备； |
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• | 钻井平台、水力压裂服务、压力泵设备和用品、管状材料、水、沙子、处置设施、合格人员和其他必要设施、设备、材料、用品和服务的费用、短缺或延误。 |
由于上述任何因素或其他因素，我们未能收回对油井的投资，我们的钻井业务或第三方运营商的成本增加，以及/或减少、延迟或取消我们的钻井业务或第三方操作，可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大和不利的影响。有关我们的原油和天然气运营所固有的风险、潜在损失和负债的相关讨论，请参见下面的风险因素。
我们的原油、天然气和天然气业务及配套活动和业务涉及许多风险，使我们面临潜在的损失和责任，而保险可能无法充分保护我们免受这些风险和潜在的损失和责任。
我们的原油、天然气和天然气业务以及支持活动和业务受到与勘探和钻探以及生产、收集、加工、压缩、储存和运输原油和天然气有关的所有风险的影响，包括以下风险：
• | 井喷和爆裂； |
• | 失井控制； |
• | 原油泄漏、天然气泄漏、地层水(即产出水)溢出和管道破裂； |
• | 管道失效和套管塌陷； |
• | 原油、天然气、地层水或钻井液的不可控制流动； |
• | 化学品、废物或污染物的释放； |
• | 不利的天气事件，如冬季风暴、洪水、热带风暴和飓风以及其他自然灾害； |
• | 火灾和爆炸； |
• | 恐怖主义、破坏他人财产和破坏人身、电子和网络安全； |
• | 有异常或意外压力的地层； |
• | 与原油、NGL和天然气的收集、加工、压缩、储存和运输有关的或与之相关的泄漏或泄漏；以及 |
• | 用于支持原油和天然气作业的收集、加工、压缩和运输设施和设备及其他设施和设备的故障或损坏。 |
如果发生任何这些事件，我们可能会因以下原因而蒙受损失、负债和其他额外费用：
• | 伤害或生命损失； |
• | 损坏或破坏财产、设施、设备、原油和天然气储层； |
• | 污染或其他环境损害； |
• | 监管调查和处罚以及清理和补救责任和费用； |
• | 暂停或中断我们的业务，包括因强制令； |
• | 恢复运作所需的维修；及 |
• | 因此类事件而颁布的法律和条例的遵守情况。 |
我们根据行业惯例，按我们认为审慎和在商业上可行的金额和成本，为这些损失和责任提供保险，但并非全部。然而，任何这些事件的发生以及因这些事件而引起的任何损失或负债，如果没有保险或超出我们的保险范围，将减少我们可用于我们业务的资金，进而对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大的不利影响。
我们的业务可能受到安全威胁，包括网络安全威胁和其他干扰的实质性和负面影响。
作为一个石油和天然气生产国，我们面临着各种安全威胁，包括：(一)网络安全威胁，目的是未经授权地访问或控制我们的敏感信息，或使我们的数据或系统腐败或无法使用；(二)我们的设施和基础设施的安全或第三方设施和基础设施的安全受到威胁，例如收集、运输、加工、分拆、提炼和出口设施；(三)恐怖行为的威胁。这种安全威胁的可能性使我们的行动面临更大的风险，可能对我们的业务产生重大的不利影响。
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我们广泛依赖信息技术系统，包括内部开发的软件、数据托管平台、实时数据采集系统、第三方软件、云服务和其他内部或外部托管的硬件和软件平台，以(一)估计我们的石油和天然气储量，(二)处理和记录财务和运营数据，(三)处理和分析我们业务的所有阶段，包括勘探、钻探、完成、生产、运输、管道和其他相关活动，以及(四)与我们的雇员和供应商、供应商和其他第三方沟通。尽管我们已经实施和投资并将继续实施和投资于旨在保护我们的系统、查明和补救我们系统和相关基础设施中的漏洞、监测和减轻数据丢失和其他网络安全威胁的控制、程序和保护(包括内部和外部人员)的控制、程序和保护措施，但这些措施不能完全消除网络安全威胁，我们已经实施和投资的控制、程序和保护措施可能证明是无效的。
我们的系统和网络，以及我们的商业伙伴的系统和网络，可能成为网络安全攻击的目标，包括(但不限于)拒绝服务攻击；恶意软件；雇员、内部人员或其他拥有授权访问权限的人对数据隐私的侵犯；网络或网络钓鱼攻击；赎金；试图未经授权访问我们的数据和系统；以及其他电子安全漏洞。如果发生任何这些安全违规行为，我们的正常业务，包括钻井、完井、生产和公司职能都可能受到干扰，这可能对我们产生各种实质性和不利的影响，包括但不限于以下方面：
• | 未经许可获取和公布我们的商业数据、储备信息、战略信息或其他敏感或专有信息，这可能对我们争夺石油和天然气资源的能力产生重大不利影响； |
• | 在我们的钻井活动中，数据损坏、通信中断或其他操作中断，可能导致我们未能达到预定目标或发生钻井事故； |
• | 与生产有关的基础设施的数据损坏或操作中断，可能导致生产损失或意外排放； |
• | 未经授权获取和公布我们的版税所有者、雇员和供应商的个人信息，这可能使我们受到指控，称我们没有充分保护这些信息； |
• | 对供应商或服务提供商的网络安全攻击，可能导致供应链中断，并可能延误或停止我们的业务； |
• | 对第三方收集、运输、加工、分馏、精炼或出口设施的网络安全攻击，可能导致对我们生产的需求减少或推迟或阻止我们运输和销售我们的产品，在任何一种情况下都会造成收入损失； |
• | 涉及商品交易所或金融机构的网络安全攻击可能减缓或停止商品交易，从而使我们无法推销我们的产品或从事套期保值活动，从而造成收入损失； |
• | 故意腐败我们的财务或运营数据可能导致不符合规定的事件，然后可能导致监管罚款或处罚； |
• | 对通信网络或电网的网络安全攻击，可能造成业务中断，造成收入损失；以及 |
• | 对我们的自动化和监视系统的网络安全攻击，可能造成生产损失和潜在的环境危害。 |
此外，与能源有关的资产等战略目标可能比美利坚合众国(美国或美国)的其他目标面临更大的恐怖袭击或网络安全攻击风险。此外，外部数字技术控制着美国和国外几乎所有的原油和天然气分配和精炼系统，这些系统是运输和销售我们生产所必需的。例如，针对原油和天然气分销系统的网络安全攻击可能(1)破坏关键的分配和储存资产或环境；(2)通过推迟或阻止向市场交付生产而扰乱能源供应和市场；(3)难以或不可能准确说明生产和结算交易。
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任何此类恐怖袭击或网络安全攻击，如果影响到我们、我们的客户、供应商或与我们有业务往来和/或能源相关资产的其他人，都可能对我们的业务产生重大不利影响，包括破坏我们的业务、损害我们的声誉、失去对手方信任、偿还费用或其他费用、增加合规成本、重大诉讼风险和法律责任或监管罚款、罚款或干预。虽然我们已经制定了业务连续性计划，但我们的业务可能会因系统和支持业务的基础设施受到严重和广泛的破坏而受到不利影响。虽然我们继续发展和修改我们的业务连续性计划以及我们的网络威胁检测和缓解系统，但我们无法保证它们将有效地避免中断和业务影响。此外，我们的保险可能不足以补偿我们由此造成的所有损失，而获得适当保险的费用将来可能会增加，如果有的话，一些保险可能会变得更加困难。
虽然我们过去经历过网络安全攻击，但我们没有因为这种攻击而遭受任何损失；然而，我们无法保证今后不会遭受这种损失。此外，随着技术的发展和网络安全威胁的日益复杂，我们不断投入更多资源，修改或加强我们的安全措施，以防范此类威胁，并定期查明和补救我们信息系统和相关基础设施中可能发现的任何漏洞，这些开支今后可能很大。此外，网络安全攻击的持续和不断变化的威胁导致了法律和合规问题的演变，包括加强了对预防的监管重点，这可能需要我们花费大量额外资源来满足这些要求。
如果没有适当的收集、加工、压缩、储存和运输设施和设备，我们出售和交付我们的原油、天然气和天然气的能力可能会受到重大和不利的影响。
我们的原油、天然气和天然气的销售取决于我们无法控制的若干因素，包括第三方拥有的收集、加工、压缩、储存和运输设施和设备的可用性、邻近性和能力以及与这些设施和设备有关的费用。由于市场条件、监管原因、机械原因或其他因素或条件，我们可能暂时无法获得这些设施，如果有的话，我们今后可能无法按我们认为可以接受的条件提供这些设施。特别是在某些较新的作业中，收集、处理、压缩、储存和运输设施和设备的能力可能不足以容纳现有和新油井的潜在产量。此外，缺乏资金、建造和允许延误、允许费用和管制或其他限制，可能限制或推迟第三方或我们建造、制造或以其他方式购置新的收集、加工、压缩、储存和运输设施、出口设施和设备，而且我们在进入管道、集输系统或铁路系统时可能会遇到延误或增加的费用，这些管道、收集系统或铁路系统是将我们的生产运输到销售或交货点所必需的。
任何影响收集、加工、压缩、储存或运输设施、出口设施和设备或这些设施的供应的市场或其他条件的重大变化，包括由于我们未能或无法以我们或根本可以接受的条件获得这些设施和设备，都会对我们的业务产生重大和不利的影响，进而影响我们的财务状况和业务结果。
如果我们不能长期获得或找到足够的额外储备，我们的储备和产量将从目前的水平下降。
原油和天然气的产量通常随着储量的增加而下降。除非我们成功地进行勘探、开采和开发活动，从而产生更多的储量，获得更多含有储量的财产，或者通过工程研究，确定更多的管道后带或二级开采储量，否则，我们的储量将在生产过程中下降。因此，将我们的原油和天然气产量维持在或从目前的水平上增加，在很大程度上取决于我们能否成功地获得或找到更多的储量。如果我们无法获得或找到额外的储备金、我们未来的现金流量和业务结果，而我们的普通股的交易价格则会受到重大和不利的影响。
为了遵守政府的规定，特别是有关环境保护和安全的规定，我们要付出一定的费用，将来可能会付出更大的代价。
我们的原油、天然气和天然气业务和支持活动受到联邦、州、部落和地方政府以及监管机构的广泛监管，无论是在国内还是在我们开展业务的外国，政府和管理当局都会基于环境、健康、安全或其他考虑而中断或终止这些活动。此外，我们在努力遵守环境、卫生、安全和其他规定方面已经并将继续承担费用。此外，监管环境可能会发生我们无法预测的变化，这可能会大大增加我们的合规成本，进而对我们的业务、经营结果和财务状况产生重大和不利的影响。
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具体来说，作为原油和天然气财产的目前或过去的所有者或承租人和经营者，我们受联邦、州、部落、地方和外国关于向环境排放材料和保护环境的各种规定的约束。除其他事项外，这些规例可规定我们须就现时或以往的行动所引致的污染清理费用负上法律责任，并规定我们须就污染损害负上法律责任，并规定暂停或停止在受影响地区的作业。这些条例的改变或增加可能导致业务和合规费用增加，进而对我们的业务、经营结果和财务状况产生重大和不利的影响。
水力压裂的管制主要是在州和地方一级通过许可和其他遵守要求进行的，此外，一些州和地方政府已经或已经考虑对钻井和完井作业施加各种条件和限制。然而，2016年11月，美国土地管理局(BLM)发布了一项最后规则，限制在联邦和印度土地上从油气井和设备中排放、燃烧和泄漏天然气(2018年9月，BLM发布了一项最终规则，取消了该规则的某些要求)。此外，美国环境保护局(美国环保局)发布了有关水力压裂的条例，并有各种其他建议，以规范水力压裂在联邦一级。此外，选举产生的职位和其他候选人就进一步限制或完全禁止水力压裂作业提出了建议和立场。
任何这类要求、限制、条件或禁止都可能导致作业延误，增加操作和遵守费用，而且，如果不使用水力压裂技术，就可能推迟或有效防止从地层中开发原油和天然气，而这些地层在经济上是不可行的。因此，我们的原油和天然气生产可能受到重大和不利的影响。关于水力压裂条例的进一步讨论，见“水力压裂和其他作业条例”-美国，在项目1，业务-条例下。
我们会继续监察和评估我们运作地区的任何拟议或新政策、法例、规例和条约，以确定对我们的行动的影响，并在有需要时采取适当行动。我们无法预测任何目前或未来的法律、规章或条约的时间、范围和效果，但这些法律、规章和条约的直接和间接成本(如果通过)可能会对我们的业务、经营结果和财务状况产生重大和不利的影响。另见下文关于“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”关于监管参与此类交易的衍生品交易和实体(如EOG)的规定的风险因素。
有关温室气体排放和气候变化的条例可能对我们的业务产生重大影响，今后我们可能会为此付出很大的代价。
近年来，地方、州、联邦和国际监管机构越来越关注温室气体排放和气候变化问题。例如，我们受到美国环保局要求每年报告温室气体排放的规定的约束。此外，2016年5月，美国环保局颁布了法规，要求运营商减少新的、经过改良和改造的原油和天然气井以及天然气生产集输站、加气站、天然气加工厂和天然气输送压缩机站的甲烷排放和挥发性有机化合物的排放。
在国际一级，美国于2015年12月参加了在法国巴黎举行的第21届联合国气候变化框架公约缔约方会议。会议通过的“巴黎协定”呼吁各国在全球气温和温室气体排放方面作出努力。“巴黎协定”于2016年11月4日生效。然而，美国已经开始退出巴黎协议的进程。作为回应，许多州和地方官员表示，他们打算加紧努力，履行国际协定中规定的承诺。
“巴黎协定”及其后的国内和国际条例有可能对原油、天然气和其他矿物燃料产品的市场产生不利影响，并对从事原油、天然气和其他矿物燃料产品勘探和生产的公司的业务和业务产生不利影响。我们无法预测目前或今后任何有关气候变化和温室气体排放的调查、法律、条例或条约的时间、范围和影响，但此类调查、法律、条例和条约的直接和间接成本(如果颁布)可能会对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大和不利的影响。关于气候变化监管的更多讨论，见气候变化-美国，在项目1“商业-监管”下。
此外，对全球气候变化风险的日益关注，为政府调查以及私人和公共诉讼创造了更大的可能性，这可能会增加我们的成本，或对我们的业务产生不利影响。
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适用于原油和天然气勘探和生产公司的税法和条例可能会随着时间的推移而改变，这种变化可能会对我们的现金流、经营结果和财务状况产生重大和不利的影响。
不时有人提出，如果立法成为法律，将对适用于原油和天然气勘探和生产公司的美国联邦所得税法作出重大修改，例如在无形钻探和开发成本扣除和奖金税折旧方面。虽然这些具体修改没有列入2017年12月签署成为法律的“减税和就业法”，但无法准确预测今后是否会提出任何此类立法修改或类似或其他税法修改，如果颁布，任何此类立法的具体规定或生效日期将是什么。取消某些美国联邦所得税减免，以及对新的、联邦的、州的、地方的或非美国的税收的任何其他改变或征收(包括征收或增加生产、遣散费或类似的税)，都会对我们的现金流、经营结果和财务状况产生重大和不利的影响。
我们的部分原油、天然气和天然气生产可能会受到可能对我们造成物质和不利影响的中断。
我们的部分原油、天然气和天然气生产可能会因各种原因而不时中断或关闭，包括但不限于由于事故、天气状况、无法收集、加工、压缩、储存、运输、精炼或出口设施或设备或现场劳工问题，或由于原油、天然气或天然气价格等我们认为不经济的市场条件而故意中断或关闭。如果我们的大量生产中断或关闭，我们的现金流动，反过来，我们的财务状况和经营结果可能会受到重大和不利的影响。
我们对我们不经营的物业的活动有有限的控制权。
我们拥有权益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，我们影响或控制这类物业的运作或未来发展的能力有限，包括遵守环境、安全及其他规例，或我们在这些物业方面所需的资本开支数额。此外，我们还依赖这些项目的其他工作利益所有者为其在此类项目资本支出中所占的合同份额提供资金。此外，第三方运营商还可以决定关闭或削减油井产量，或在原油、天然气或天然气价格较低时期关闭或放弃边际油井。这些限制以及我们对这些项目的经营者和第三方工作利益所有者的依赖，可能会使我们未来产生意想不到的成本，降低产量，并对我们的财务状况和运营结果产生实质性和负面影响。
如果我们获得原油、天然气和天然气，我们无法充分查明现有和潜在的问题，无法准确估计储量、产量或成本，或将获得的财产有效地纳入我们的业务中，就会对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大和不利的影响。
我们不时寻求收购原油和天然气资产--例如，我们2016年10月与耶茨石油公司(Yates Petroleum Corporation)及其某些附属实体的合并和相关资产购买交易。虽然我们对将获得的财产进行审查的方式，我们认为是适当勤奋和符合行业惯例，但对记录和财产的审查不一定揭示现有的或潜在的问题(例如所有权或环境问题)，也不能使我们对这些财产有足够的了解，以便充分评估它们的缺陷和潜力。即使发现了某项财产的问题，我们也常常根据购置协议承担与购置财产有关的环境和其他风险和责任。
此外，在估计原油和天然气储量的数量(下文将进一步讨论)、实际的未来产油率和购置财产的相关费用方面，存在许多固有的不确定性。实际储备、产量和成本可能与我们在估计中所假设的相差很大。此外，收购可能对我们的业务和业务结果产生重大和不利的影响，特别是在被收购财产的业务并入我们正在进行的业务期间，或者如果我们无法将获得的财产有效地纳入我们正在进行的业务中。
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我们有大量的资本需求，我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资金，如果有的话。
我们将继续为获取、勘探、开发、生产和运输原油、天然气和天然气储备投入大量资本支出。我们打算主要通过业务现金流、商业票据借款和非核心资产销售来为我们的资本支出提供资金，在较小的程度上，如有必要，还将通过银行借款、循环信贷安排下的借款以及公共和私人股本和债务发行来提供资金。
然而，原油、天然气和天然气价格的下跌会降低我们的现金流，也可能会推迟或削弱我们完成某些计划中的非核心资产出售和剥离的能力。此外，如果信贷和资本市场的条件大幅下降，我们可能无法以我们认为可以接受的条件获得融资，如果有的话。此外，国内和全球金融市场或经济状况的疲软和(或)波动，或商品价格环境的低迷，可能会提高放款人和商业票据投资者要求我们支付的利率，或对我们通过股票或债务发行或其他借款为资本支出融资的能力产生不利影响。
同样，我们的现金流减少(例如，由于原油、天然气和天然气价格下降或意外的油井关闭)以及相应的对我们的财务状况和运营结果的不利影响，也可能增加贷款人和商业票据投资者要求我们支付的利率。利率的大幅提高将减少我们可用于再投资的现金流量净额。任何这些因素都可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性和不利的影响。
此外，我们获得融资的能力、我们的借贷成本和任何融资的条件，在一定程度上取决于独立信用评级机构分配给我们债务的信用评级。影响我们信用评级的相关因素包括：我们的债务水平；计划中的资本支出和资产出售；短期和长期生产增长机会；流动性；资产质量；成本结构；产品组合；以及商品定价水平(包括但不限于信用评级机构对未来商品价格的估计和假设)。我们不能保证现时的信贷评级会在某一段时间内维持有效，或将来会提高我们的信贷评级，亦不能保证我们的任何信贷评级不会被调低。
我们的客户和其他合同对手无法履行他们对我们的义务，可能会对我们产生实质性的不利影响。
我们对我们生产的原油、天然气和相关商品有各种各样的客户，还有其他各种合同对手，包括几个金融机构和金融机构的附属机构。国内和全球经济状况，包括金融机构的一般财务状况，可能会对我们的客户和其他合同对手不时支付欠我们的款项并以其他方式履行对我们的合同义务的能力，以及它们为此目的进入信贷和资本市场的能力产生不利影响。
此外，由于与这些条件和因素无关的原因，我们的客户和其他合同对手可能无法履行对我们的合同义务，例如由于机械故障或市场条件而无法获得所需的设施或设备。此外，如果客户无法履行其向我们购买原油、天然气或有关商品的合同义务，我们可能无法按我们认为可以接受的条件将这种生产出售给另一客户，原因是这种生产的地理位置；适当的收集、加工、压缩、储存、运输和精炼设施的可用性、邻近性和能力；或市场或其他因素和条件。
我们的客户和其他合同对手无法支付欠我们的款项并以其他方式履行其对我们的合同义务，这可能会对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流动产生重大和不利的影响。
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石油和天然气勘探和生产行业的竞争十分激烈，我们的一些竞争对手拥有比我们更大的资源。
我们与主要的综合石油和天然气公司、政府附属的石油和天然气公司以及其他独立的石油和天然气公司竞争，获取勘探、开发、生产、市场和运输原油和天然气所需的许可证和租约、财产和储备，以及获取设施、设备、材料、服务和雇员以及其他合同人员(包括地质学家、地球物理学家、工程师和其他专家)的机会。我们的某些竞争对手拥有比我们拥有的资金和其他资源大得多的资金和其他资源，并且在我们可以寻求新的或扩大的进入的国家或地区建立了战略性的长期地位或强有力的政府关系。因此，我们在某些方面可能处于竞争劣势，例如在竞标钻探权或获得必要的服务、设施、设备、材料和人员方面。此外，我们较大的竞争对手在应对影响原油和天然气需求的因素时可能具有竞争优势，例如改变世界价格和生产水平以及替代燃料的成本和供应。我们还在较小程度上面临来自替代能源等相互竞争的能源的竞争。
储备的估计取决于许多解释和假设，这些解释和假设可能会被证明是不准确的。这些解释和假设中任何重大的不准确之处，都可能导致所报告的储备数量在很大程度上被误报。
估算原油、天然气和天然气储量以及未来这些储量的净现金流量是一个复杂而不准确的过程。它需要解释现有的技术数据和各种假设，包括与经济因素有关的假设，由我们的管理部门和我们的独立石油顾问作出。这些解释或假设中的任何重大不准确之处，都可能导致所报告的储备金数量和这些准备金的未来净现金流量被多报或低估。此外，随着时间的推移，某一储集层的数据也可能发生重大变化，原因有许多因素，包括但不限于额外的开发活动、不断演变的生产历史、对不同经济条件下生产可行性的持续重新评估和改进以及地质、地球物理和工程评价方法的其他变化。
为了估计我国的经济可采原油、天然气、天然气储量和未来的净现金流量，我们分析了许多可变因素，如与其他产区相比，该地区的历史产量。我们还分析了现有的地质、地球物理、生产和工程数据，这些数据的范围、质量和可靠性可能有所不同。这一过程还涉及与商品价格、生产成本、收集、加工、压缩、储存和运输费用、遣散费、从价税和其他适用的税收、资本支出和修整和补救费用有关的经济假设，其中许多因素是或可能是我们无法控制的。我们的实际储备和未来净现金流量很可能与我们的估计有所不同。任何重大差异，包括对我们现有储备估计的任何重大修正或“减记”，都可能对我们的业务、财务状况和经营结果以及我们普通股的交易价格产生重大和不利的影响。有关讨论，见项目2，房地产-石油和天然气勘探和生产-财产和储量以及合并财务报表的补充信息。
天气和气候可能对我们产生重大而不利的影响。
对原油和天然气的需求在一定程度上取决于天气和气候，除其他外，气候影响到我们生产的商品的价格，进而影响到我们的现金流和业务结果。例如，冬季相对温暖的温度通常导致对天然气的需求相对较低(因为用于住宅和企业取暖的天然气较少)，因此，该季节天然气生产的价格较低。
此外，公众还讨论说，气候变化可能与更频繁或更极端的天气事件、温度和降水模式的变化、地面和地表水供应的变化以及其他相关现象有关，这些现象可能影响我们的一些或全部业务。我们的勘探、开发和开发活动和设备可能受到极端天气事件的不利影响，例如冬季风暴、洪水、热带风暴和墨西哥湾的飓风，这些事件可能因活动暂时停止或设施和设备损坏而造成生产损失。这种极端天气事件也可能影响我们业务的其他领域，包括进入我们的钻井和生产设施进行日常操作、维护和修理、安装和操作收集、加工、压缩、储存、运输和/或出口设施，以及获得和获得必要的第三方服务，例如收集、加工、压缩、储存和运输服务以及出口服务。这种极端天气事件和天气模式的变化可能会对我们的业务产生重大和不利的影响，进而影响我们的财务状况和经营结果。
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我们的对冲活动可能阻止我们充分受益于原油、天然气和天然气价格的上涨，并可能使我们面临其他风险，包括交易对手风险。
我们使用衍生工具(主要是金融基础互换、价格互换、期权、互换和项圈合约)来对冲原油、天然气和天然气价格波动对我们经营结果和现金流的影响。如果我们从事套期保值活动，以保护自己不受商品价格下跌的影响，我们可能无法充分实现原油、天然气和天然气价格高于套期保值合同规定的价格所带来的好处。我们预测的2020年部分产量受市场价格波动的影响。如果我们最终无法对冲2020年及以后的额外产量，我们将受到任何初级商品价格下跌的影响，这可能导致经营活动提供的净现金减少。此外，在某些情况下，我们的套期保值活动可能会使我们面临财务损失的风险，包括我们的套期保值合同的对手方未能根据合同履行义务的情况。
关于衍生品交易的联邦立法和相关法规可能对我们的对冲活动产生重大而不利的影响。
正如上述风险因素中所讨论的，我们使用衍生工具来对冲原油、天然气和天然气价格波动对我们的经营结果和现金流的影响。2010年，国会通过了“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”(“多德-弗兰克法案”)，其中除其他事项外，规定了联邦对场外衍生品市场和参与该市场的实体的监督，并授权商品期货交易委员会(CFTC)、美国证券交易委员会(SEC)和某些监管银行和保险部门的联邦机构(保诚监管机构)通过执行“多德-弗兰克法案”的规则或条例，并对“多德-弗兰克法案”中使用的术语作出定义。“多德-弗兰克法案”规定了保证金要求，并要求对某些类别的互换进行清算和交易执行，并可能导致某些市场参与者需要限制他们的衍生品活动。尽管实施“多德-弗兰克法案”所需的一些规则尚未获得通过，但CFTC、SEC和保诚监管机构已经发布了许多规则，包括一项规定强制性清算(终端用户例外)的“最终用户”例外的规则、一项关于未清算掉期保证金的规则(保证金规则)和一项规定仓位限制的拟议规则(头寸限制规则)。
我们作为一个“非金融实体”的目的，最终用户的例外，因此，我们有资格这样的例外。因此，我们的套期保值活动不受强制性结算或强制结算的保证金要求的限制。就保证金规则而言，我们也有资格成为“非金融最终用户”；因此，我们尚未清算的掉期不受监管保证金要求的约束。最后，我们认为我们的套期保值行为将构成头寸限制规则下的善意套期保值行为，如果该规则获得通过，则不受该规则的限制。然而，我们的许多对冲对手和许多其他市场参与者不符合最终用户例外的条件，必须与其部分或全部其他互换对手进行强制清算和掉期保证金规则，并且可能要遵守头寸限制规则。此外，欧盟和其他非美国司法管辖区已经颁布了与衍生工具(统称外国条例)有关的法律和条例，这些法律和条例适用于我们与受外国监管的交易对手方的交易。
“多德-弗兰克法案”及其下通过的规则和外国法规可能会增加衍生产品合同的成本，改变衍生产品合同的条款，减少衍生品的可用性，以防范我们遇到的价格风险，降低我们将现有衍生品合同货币化或重组的能力，减少可用对手方的数量，进而增加我们对信誉较差的对手方的敞口。如果由于“多德-弗兰克法案”、相关法规或外国法规，我们对衍生品的使用减少了，我们的经营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流也可能变得不那么可预测，这可能会对我们规划和资助资本支出需求的能力产生不利影响。任何这些后果都可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大而不利的影响。
我们的业务和未来成功的前景在很大程度上取决于我们管理团队的持续服务和业绩。
我们的业务和未来成功的前景，包括成功实施我们的战略和处理对我们未来成功不可或缺的问题，在很大程度上取决于我们管理团队的持续服务和业绩。失去我们管理团队的任何成员，以及我们无法吸引、激励和留住具有类似经验和技能的替代管理人员，都会对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大和不利的影响。
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我们在其他国家开展业务，因此会受到某些政治、经济和其他风险的影响。
我们在美国以外地区的业务受到外国业务固有的各种风险的影响。除其他风险外，这些风险包括：
• | 增加税收和政府特许权使用费； |
• | 外国公司经营法律和政策的变化； |
• | 由于征用、国有化、恐怖主义行为、战争、内乱和其他政治风险，造成收入损失、设备、财产和其他资产损失或损坏，业务中断； |
• | 单方面或强迫与政府实体重新谈判、修改或取消现有合同； |
• | 由于主权豁免原则和外国对国际行动的主权，难以执行我们对政府机构的权利； |
• | 货币限制或汇率波动。 |
我们的国际业务也可能受到美国影响外贸和税收的法律和政策的不利影响，包括关税或贸易或其他经济制裁，以及对国际贸易条约的修改或退出。任何这些因素的实现都会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大和不利的影响。
不利的货币汇率波动可能会对我们的经营结果产生不利影响。
我们财务报表的报告货币是美元。然而，我们的某些子公司位于美国以外的国家，并且拥有美元以外的其他功能货币。这些外国子公司的资产、负债、收入和支出均以美元以外的货币计价。为了编制我们的综合财务报表，我们必须按当时适用的汇率将这些资产、负债、收入和费用折算成美元。因此，美元对其他货币的价值的增减将影响我们合并财务报表中这些项目的数额，即使该数额没有以原始货币变化。这些翻译可能会导致我们的业务结果从一个时期到另一个时期的变化。在截至2019年12月31日的财政年度，我们的净营业收入中，只有不到1%与我们的外国子公司的业务有关，这些子公司的功能货币不是美元。
恐怖主义活动以及军事和其他行动可能对我们产生重大和不利的影响。
恐怖袭击和恐怖袭击威胁(包括与网络有关的攻击)，无论是国内还是国外，以及为应对这些行为而采取的军事或其他行动，都可能造成全球金融和能源市场的不稳定。美国政府不时发出公开警告，指出与能源有关的资产，如运输和炼油设施，可能是恐怖组织的具体目标。
任何此类行动和此类行动的威胁，包括由此造成的政治不稳定或社会混乱，都可能以不可预测的方式对我们产生重大和不利的影响，包括但不限于破坏能源供应和市场，减少对原油和天然气的总体需求，增加原油和天然气价格的波动，或使我们所依赖的设施和其他基础设施成为恐怖主义行为的直接目标或间接受害者，进而对我们的业务、财政状况和业务结果产生实质性和不利的影响。
项目1B.相同未解决的工作人员意见
不适用。
23
项目2.对等特性
油气勘探和生产-性质和储量
储备信息关于EOG已证实的原油和凝析油净储量、天然气液体(NGLs)和天然气的估计和讨论，EOG储量估计编制人员的资格，EOG的独立石油顾问和EOG对其储量估计的流程和控制，见“综合财务报表补充信息”。
在估计已探明储量的数量和预测未来的产量和发展支出的时间方面存在许多不确定性，其中包括生产者无法控制的许多因素。“综合财务报表补充资料”所列的准备金数据仅为估计数。储量工程是一个复杂的主观过程，它估计地下原油、凝析油、天然气和天然气的储量，但无法精确测量。任何储量估算的准确性都取决于现有数据的数量和质量，以及工程和地质解释和判断的质量。因此，不同工程师的估算通常有所不同。此外，钻探、测试和生产的结果或估计日期后商品价格的波动可能证明有理由修正这种估计(向上或向下)。因此，储量估计往往与最终恢复的数量不同。这些估计数的意义在很大程度上取决于它们所依据的假设的准确性。有关讨论情况，见项目1A，风险因素和“综合财务报表补充信息”。
一般来说，原油和天然气属性的产量随着储量的产生而下降，除非EOG获得更多含有已探明储量的属性，进行成功的勘探、开发和开发活动，或者通过工程研究确定管道后面或次级开采储量，探明的EOG储量将随着储量的产生而下降，因此，EOG未来活动产生的量在很大程度上取决于能否成功地找到或获得额外的储量。有关讨论，见项目1A，风险因素。EOG向其他联邦机构提交的准备金估计数与“合并财务报表补充信息”中的信息一致。
面积。下表汇总了EOG截至12月31日的开发面积和未开发面积，2019。不包括面积，其中EOG的利益仅限于拥有的特许权使用费，凌驾于特许权使用费和其他类似的利益。
已开发 | 未开发 | 共计 | |||||||||||||||
毛额 | 网 | 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | ||||||||||||
美国 | 2,773,841 | 2,034,901 | 3,083,256 | 2,272,783 | 5,857,097 | 4,307,684 | |||||||||||
特立尼达 | 79,277 | 67,474 | 201,435 | 115,274 | 280,712 | 182,748 | |||||||||||
中国 | 130,548 | 130,548 | — | — | 130,548 | 130,548 | |||||||||||
加拿大 | 39,842 | 35,613 | 103,618 | 96,494 | 143,460 | 132,107 | |||||||||||
共计 | 3,023,508 | 2,268,536 | 3,388,309 | 2,484,551 | 6,411,817 | 4,753,087 | |||||||||||
我们大部分未开发的石油和天然气租约，特别是在美国，如果在规定的期限内(通常是在三至五年内)未打井，就会被租赁期满。大约40万净英亩将在2020年到期，30万净英亩将在2021年到期，10万净英亩将在2022年到期，如果产量不确定，或者我们不采取任何其他行动延长租约期限或获得特许权。在正常的业务过程中，根据我们对某些地质趋势和预期经济的评估，我们已经允许某些租赁面积过期，并可能在今后允许更多的土地到期。截至2019年12月31日，已证实没有任何未开发储量与此类未开发面积有关。
24
生产井总结。下表为EOG的毛产量和净产量井，包括2 465口我们持有特许权权益的油井。
原油 | 天然气 | 共计 | |||||||||||||||
毛额 | 网 | 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | ||||||||||||
美国 | 9,798 | 6,882 | 5,133 | 2,735 | 14,931 | 9,617 | |||||||||||
特立尼达 | 2 | 2 | 30 | 24 | 32 | 26 | |||||||||||
中国 | — | — | 38 | 38 | 38 | 38 | |||||||||||
加拿大 | — | — | 24 | 23 | 24 | 23 | |||||||||||
共计(1) | 9,800 | 6,884 | 5,225 | 2,820 | 15,025 | 9,704 | |||||||||||
(1) | 截至2019年12月31日，EOG共生产原油和天然气10，641口，净产原油和天然气井9，297口。粗原油和天然气井包括238口多重完井。 |
钻井和购置活动.截至年度2019年12月31日, 2018和2017，EOG分别花费66亿美元、64亿美元和44亿美元用于勘探和开发钻探、设施以及租赁和生产财产，包括资产退休债务1.86亿美元、7000万美元和5600万美元。2019年12月31日, 2018和2017:
完成总开发井 | 完成总勘探井 | ||||||||||||||||||||||
原油 | 天然气 | 干孔 | 共计 | 原油 | 天然气 | 干孔 | 共计 | ||||||||||||||||
2019 | |||||||||||||||||||||||
美国 | 833 | 26 | 14 | 873 | 4 | — | 1 | 5 | |||||||||||||||
特立尼达 | — | 1 | — | 1 | — | — | 1 | 1 | |||||||||||||||
中国 | — | 2 | — | 2 | — | — | 1 | 1 | |||||||||||||||
共计 | 833 | 29 | 14 | 876 | 4 | — | 3 | 7 | |||||||||||||||
2018 | |||||||||||||||||||||||
美国 | 834 | 39 | 22 | 895 | — | — | 1 | 1 | |||||||||||||||
特立尼达 | — | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||
中国 | — | 1 | — | 1 | — | 2 | — | 2 | |||||||||||||||
共计 | 834 | 40 | 22 | 896 | — | 2 | 1 | 3 | |||||||||||||||
2017 | |||||||||||||||||||||||
美国 | 568 | 22 | 13 | 603 | — | — | 1 | 1 | |||||||||||||||
特立尼达 | — | 8 | — | 8 | — | 1 | — | 1 | |||||||||||||||
中国 | — | 3 | — | 3 | — | — | 1 | 1 | |||||||||||||||
共计 | 568 | 33 | 13 | 614 | — | 1 | 2 | 3 | |||||||||||||||
25
下表列出截至年底完成的原油和天然气净井的结果。2019年12月31日, 2018和2017:
净开发井已完成 | 已完成净探井 | ||||||||||||||||||||||
原油 | 天然气 | 干孔 | 共计 | 原油 | 天然气 | 干孔 | 共计 | ||||||||||||||||
2019 | |||||||||||||||||||||||
美国 | 721 | 22 | 12 | 755 | 4 | — | 1 | 5 | |||||||||||||||
特立尼达 | — | 1 | — | 1 | — | — | 1 | 1 | |||||||||||||||
中国 | — | 2 | — | 2 | — | — | 1 | 1 | |||||||||||||||
共计 | 721 | 25 | 12 | 758 | 4 | — | 3 | 7 | |||||||||||||||
2018 | |||||||||||||||||||||||
美国 | 704 | 37 | 18 | 759 | — | — | 1 | 1 | |||||||||||||||
特立尼达 | — | — | — | — | — | — | — | — | |||||||||||||||
中国 | — | 1 | — | 1 | — | 2 | — | 2 | |||||||||||||||
共计 | 704 | 38 | 18 | 760 | — | 2 | 1 | 3 | |||||||||||||||
2017 | |||||||||||||||||||||||
美国 | 490 | 21 | 13 | 524 | — | — | 1 | 1 | |||||||||||||||
特立尼达 | — | 6 | — | 6 | — | 1 | — | 1 | |||||||||||||||
中国 | — | 3 | — | 3 | — | — | 1 | 1 | |||||||||||||||
共计 | 490 | 30 | 13 | 533 | — | 1 | 2 | 3 | |||||||||||||||
如下表所示，EOG参与了在期末正在钻探或完成的油井的钻探工作。2019年12月31日, 2018和2017:
期末在建井 | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||
毛额 | 网 | 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | ||||||||||||
美国 | 317 | 286 | 297 | 238 | 247 | 208 | |||||||||||
特立尼达 | 1 | 1 | — | — | — | — | |||||||||||
中国 | 3 | 3 | 4 | 4 | 1 | 1 | |||||||||||
共计 | 321 | 290 | 301 | 242 | 248 | 209 | |||||||||||
在本报告所述期间结束时正在进行的油井表中包括已钻探但尚未完成的油井(Ducs)。为了有效管理其资本支出，并在管理其钻井平台和完井时间表方面提供灵活性，EOG将不时对Ducs进行清点。在…2019年12月31日在EOG的Ducs库存中，约有100 MMBoe的未开发储量(PUD)。根据EOG目前的钻探计划，所有这类钻井计划预计将在原始预订日期起五年内完成。下表列出了EOG的Ducs，在每个周期结束时，已为其预订了PUD。
期末钻探未完井井 | |||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||||||||
毛额 | 网 | 毛额 | 网 | 毛额 | 网 | ||||||||||||
美国 | 188 | 165 | 168 | 137 | 147 | 121 | |||||||||||
中国 | 3 | 3 | 3 | 3 | 1 | 1 | |||||||||||
共计 | 191 | 168 | 171 | 140 | 148 | 122 | |||||||||||
26
截至每一期间结束时，EOG购置的油井如下表所示(不包括在11、114和29口净井中购置额外权益，而EOG以前在这些井中拥有该年终了年度的权益)2019年12月31日, 2018和2017分别)：
粗井 | 净购置井 | ||||||||||||||||
粗质 油 | 天然气 | 共计 | 粗质 油 | 天然气 | 共计 | ||||||||||||
2019 | |||||||||||||||||
美国 | 9 | 45 | 54 | 9 | 37 | 46 | |||||||||||
共计 | 9 | 45 | 54 | 9 | 37 | 46 | |||||||||||
2018 | |||||||||||||||||
美国 | 15 | 13 | 28 | 10 | 6 | 16 | |||||||||||
共计 | 15 | 13 | 28 | 10 | 6 | 16 | |||||||||||
2017 | |||||||||||||||||
美国 | 12 | 3 | 15 | 6 | 2 | 8 | |||||||||||
共计 | 12 | 3 | 15 | 6 | 2 | 8 | |||||||||||
其他财产、厂房和设备。EOG的其他不动产、厂房和设备主要包括收集、运输和加工基础设施资产、建筑物、铁路原油资产以及支持EOG勘探和生产活动的砂矿和砂处理资产。EOG不拥有钻井平台、水力压裂设备或轨道车辆。EOG的所有钻井和完井活动都是在与独立钻井承包商和其他第三方服务承包商的合同基础上进行的。
项目3.对等法律程序
见“综合财务报表说明”附注8中“意外开支”标题下所列的信息，该说明已在此参考。
项目4.对等矿山安全披露
“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”第1503(A)节和条例S-K(17 CFR 229.104)第104项所要求的有关煤矿安全违规和其他监管事项的信息载于本报告表95。
27
第二部分
项目5.注册人普通股市场、股东相关事项及发行人购买股权 证券
EOG的普通股在纽约证券交易所(NYSE)进行交易，交易代码为“EOG”。
截至2020年2月13日，EOG普通股的记录保持者约为2，170人，受益所有者约为386，000人。
下表列出了EOG在所述期间的股票回购活动：
期间 | (a) 共计 数目 股份 购进(1) | (b) 平均 已付价格 每股 | (c) 总数 所购股份 部分公开 公布的计划或 节目 | (d) 最大数 5月份的股票 在.下购买 计划或计划(2) | ||||||||
(2019年10月1日至2019年10月31日) | 18,117 | $ | 71.38 | — | 6,386,200 | |||||||
2019年11月1日至11月30日 | 2,122 | 71.27 | — | 6,386,200 | ||||||||
(一九二零九年十二月一日至十二月三十一日) | 18,628 | 78.60 | — | 6,386,200 | ||||||||
共计 | 38,867 | $ | 74.84 | |||||||||
(1) | 截至2019年12月31日的季度的38，867股股份和2019年全年的309，888股股份完全是由EOG(I)扣留或返还给EOG(I)，以清偿因行使雇员股票期权或股票结算的股票增值权或限制性股票、限制性股票单位或业绩单位赠款的归属而产生的扣缴税款义务，或(Ii)支付雇员股票期权的行使价格时所产生的股份。这些股份不计入EOG董事会在下面讨论的1 000万股回购授权。 |
(2) | 2001年9月，董事会批准回购最多1000万股EOG普通股，2019年期间，EOG没有根据董事会授权的回购计划回购任何股票。EOG最近一次回购股票是在2003年3月。 |
28
比较股票绩效
下列绩效图和相关信息不得视为“征求材料”或“提交”给美国证券交易委员会，也不得以参考方式纳入经修正的1933年“证券法”或经修正的1934年“证券交易法”下的任何未来备案，除非EOG明确要求将此类信息视为“征求材料”，或通过参考将此类信息具体纳入此类备案。
以下业绩图表将EOG普通股五年累计总回报率与标准普尔500指数(S&P 500)和标准普尔500油气勘探与生产指数(S&P&P&P 500)的累计五年总回报率进行了比较。
1. | 2014年12月31日，对EOG、标准普尔500和标准普尔E&P的普通股进行了100美元的投资：EOG、S&P 500和S&P&O&G E&P。 |
2. | 股息再投资。 |
五年累计总收益比较
EOG、S&P 500和S&P O&G E&P
(业绩结果至2019年12月31日)
2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | ||||||||||||||||||
EOG | $ | 100.00 | $ | 77.47 | $ | 111.59 | $ | 119.93 | $ | 97.55 | $ | 94.81 | |||||||||||
标准普尔500 | $ | 100.00 | $ | 101.39 | $ | 113.52 | $ | 138.30 | $ | 132.24 | $ | 173.88 | |||||||||||
标准普尔O&G E&P | $ | 100.00 | $ | 65.85 | $ | 87.47 | $ | 81.96 | $ | 65.98 | $ | 73.91 | |||||||||||
29
项目6.再分配选定财务数据
(单位：千，除每股数据外)
以下选定的综合财务信息应与项目7(管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析)和项目8(财务报表和补充数据)一并阅读。
截至12月31日的年度 | 2019 | 2018 | 2017 | 2016 | 2015 | |||||||||||||||
收入报表数据： | ||||||||||||||||||||
营业收入和其他(1) | $ | 17,379,973 | $ | 17,275,399 | $ | 11,208,320 | $ | 7,650,632 | $ | 8,757,428 | ||||||||||
营业收入(损失) | $ | 3,699,011 | $ | 4,469,346 | $ | 926,402 | $ | (1,225,281 | ) | $ | (6,686,079 | ) | ||||||||
净收入(损失) | $ | 2,734,910 | $ | 3,419,040 | $ | 2,582,579 | $ | (1,096,686 | ) | $ | (4,524,515 | ) | ||||||||
每股净收入(亏损) | ||||||||||||||||||||
基本 | $ | 4.73 | $ | 5.93 | $ | 4.49 | $ | (1.98 | ) | $ | (8.29 | ) | ||||||||
稀释 | $ | 4.71 | $ | 5.89 | $ | 4.46 | $ | (1.98 | ) | $ | (8.29 | ) | ||||||||
普通股股利 | $ | 1.0825 | $ | 0.81 | $ | 0.67 | $ | 0.67 | $ | 0.67 | ||||||||||
平均普通股数 | ||||||||||||||||||||
基本 | 577,670 | 576,578 | 574,620 | 553,384 | 545,697 | |||||||||||||||
稀释 | 580,777 | 580,441 | 578,693 | 553,384 | 545,697 | |||||||||||||||
12月31日 | 2019 | 2018 | 2017 | 2016 | 2015 | |||||||||||||||
资产负债表数据： | ||||||||||||||||||||
财产、厂房和设备共计，净额 | $ | 30,364,595 | $ | 28,075,519 | $ | 25,665,037 | $ | 25,707,078 | $ | 24,210,721 | ||||||||||
总资产(2) (3) (4) | 37,124,608 | 33,934,474 | 29,833,078 | 29,299,201 | 26,834,908 | |||||||||||||||
债务总额(4) | 5,175,443 | 6,083,262 | 6,387,071 | 6,986,358 | 6,655,490 | |||||||||||||||
股东权益合计 | 21,640,716 | 19,364,188 | 16,283,273 | 13,981,581 | 12,943,035 | |||||||||||||||
(1) | 自2018年1月1日起，EOG通过了“2014-09年会计准则更新”(ASU)“与客户签订合同的收入”(ASU 2014-09年)的规定。关于2014-09年ASU的通过，EOG将与其美国分部内某些加工和销售协议有关的天然气加工费列为收集和加工费用，而不是作为对天然气收入的扣减。天然气加工费的列报方式变化对营业收入、净收入或现金流量没有影响。EOG选择采用修改后的追溯办法通过2014-09年ASU，对截至12月31日、2017年、2016年和2015年12月31日、2017年、2016年和2015年的数额不作重新分类(见综合财务报表附注1)。 |
(2) | 自2019年1月1日起，EOG在综合资产负债表上通过了ASU 2016-02“租约(主题842)”(ASU 2016-02)的规定，其中要求承租人承认使用权(ROU)资产及相关租赁负债，这是对某些租赁交易进行租赁付款的义务。EOG选择采用ASU 2016-02和其他相关的Asus，采用修正的回顾性方法，并对自生效之日起的留存收益期初余额进行累积效应调整。2019年1月1日前公布的财务业绩保持不变。ASU 2016-02和其他相关的ASS对留存收益没有影响。见综合财务报表附注1和18。 |
(3) | 自2017年1月1日起，EOG通过了ASU 2015-17“所得税(专题740)：递延税资产负债表分类”(ASU 2015-17)的规定，通过取消将递延所得税负债和资产分为流动和非流动数额的要求，简化了递延税在分类资产负债表中的列报。相反，ASU 2015-17要求所有递延税负债和资产在分类资产负债表中显示为非流动资产。关于ASU 2015-17的通过，EOG在2016年12月31日和2015年12月31日前重申了其综合资产负债表$160百万和$136分别从递延税负债到递延税资产。 |
(4) | 自2016年1月1日起，EOG通过了ASU 2015-03“利息-利息计算(分议题835-30)：简化债务发行成本列报”(ASU 2015-03)的规定。ASU 2015-03要求在资产负债表中列出债务发行成本，作为直接从相关债务负债中减记，而不是作为一项资产。关于通过ASU 2015-03，EOG于2015年12月31日重申其综合资产负债表$4.8百万未摊销债务发行成本从其他资产到长期债务。 |
30
项目7.再分配管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析
概述
EOG资源有限公司(EOG Resources，Inc.)及其子公司(统称EOG)是美国最大的独立(非整合)原油和天然气公司之一，在美国、特立尼达和中国拥有探明储量。EOG的业务和运营策略一致，主要是通过控制运营成本和资本成本以及最大限度地提高储量回收率来实现资本投资回报率的最大化。每个潜在钻井地点都根据其估计回报率进行评估。这一战略的目的是在成本效益的基础上提高每个生产单位的现金流和收益，使EOG能够在保持强劲的资产负债表的同时实现长期的生产增长。EOG实施其战略的主要方式是强调钻探内部产生的前景，以便找到和开发低成本的储备。保持尽可能低的运营成本结构，符合高效、安全和对环境负责的业务，也是实施EOG战略的一个重要目标。
EOG实现的净收入27.35亿美元2019年期间与34.19亿美元2018年。截至2019年12月31日，EOG估计净探明储量总额为3,329百万桶石油当量(MMBoe)，增加了4012018年12月31日起，净探明原油、凝析油和天然气液体储量增加2.87亿桶，天然气净探明储量从2018年12月31日起增加6830亿立方英尺，即114立方英尺。
操作
自2019年1月1日以来，已经出现了一些重要的事态发展。
美国。EOG确定具有巨大储备潜力的游戏的努力已经证明是成功的。EOG继续在大面积开采中钻许多井，这些井在总体上对EOG的原油和液体丰富的天然气生产作出了重大贡献，并预计将继续作出重大贡献。EOG强调将其水平钻井和完井技术应用于非常规原油和富液体油藏。
2019年期间，EOG继续侧重于提高前几年的钻井、完井和作业效率。此外，EOG继续评估某些潜在的原油和液体丰富的天然气勘探和开发前景，并通过租赁收购、农场、交换或战术收购寻找增加钻井库存的机会。按体积计算，使用1.0桶原油和凝析油或NGL与约6.0立方英尺的天然气、原油和凝析油的比例计算，NGL的产量约占77%美国2019年和2018年的产量。在2019年期间，钻井和完井活动主要发生在Eagle Ford Play、特拉华盆地Play和落基山区。EOG在美国的主要产区位于新墨西哥州、北达科他州、得克萨斯州和怀俄明州。
特立尼达岛。在特立尼达，EOG继续根据现有的供应合同提供天然气。东南海岸承建集团(SECC)区块、改良U(A)区块、4(A)区块、改良U(B)区块、Banyan油田和Sercan地区的几个油田已经开发，正在生产天然气，出售给特立尼达和多巴哥国家天然气公司及其附属公司(NGC)，以及出售给传统石油有限公司的原油和凝析油。2019年，EOG在特立尼达钻探并完成了两口净井，并于2019年12月31日正在钻探另一口探井。其中一口井是一口成功的开发井，另一口井被确定为一口未成功的探井。此外，EOG还在特立尼达钻了一口地层勘探井，发现了商业经济储量。
其他国际。在中国四川省四川盆地，EOG于2019年钻探了两口天然气井，以完成2018年开始的钻井计划。2019年，EOG还完成了在2018年钻井计划中钻探的两口天然气井。白焦昌油田生产的所有天然气都是根据长期合同出售给中石油的。
EOG继续在美国境外评价其他选定的原油和天然气机会，主要是在已查明本国原油和天然气储量的国家寻找开采机会。
31
资本结构
管理层的主要策略之一是保持强劲的资产负债表，其债务与总资本的比率一直低于EOG同行的平均比率，而eog的债务与总资本化比率则为：。19%2019年12月31日24%2018年12月31日，如计算中所用，总资本化是指当期和长期债务总额和股东权益总额的总和。
2019年6月3日，EOG在到期时偿还了到期的5.625%高级债券的9亿美元本金总额。
2019年6月27日，EOG与国内外贷款人(银行)签订了价值20亿美元的高级无担保循环信贷协议(新贷款)。新融资机制取代了EOG价值20亿美元的高级无担保循环信贷协议(有效期为2015年7月21日)，该协议的预定到期日为2020年7月21日。新设施的预定到期日为2024年6月27日，其中包括EOG的一种选择，可在不超过两次的情况下，将期限延长至连续一年，但须遵守某些条款和条件。新融资机制(I)承诺银行在任何一段时间内提供本金总额达20亿美元的预付款，可供EOG选择，要求将总承付款额增加至不超过30亿美元，但须符合某些条款和条件；(Ii)包括Swingline分设施和信用证分设施。
自2019年1月1日起，EOG通过了“2016-02年会计准则更新”“租约(主题842)”(ASU 2016-02)的规定。ASU 2016-02和其他相关的Asus导致确认使用权资产和相关租赁负债，这意味着为某些租赁交易支付租赁付款的义务和披露额外的租赁信息。ASU 2016-02和其他相关华硕的通过，导致2019年12月31日与综合资产负债表上的经营租赁有关的资产和负债大幅增加。2019年1月1日之前的财务业绩保持不变。参见本年度报告表10-K中EOG综合财务报表附注1“重大会计政策摘要”和附注18“租约”。
2019年期间，EOG为勘探和开发以及其他不动产、厂场和设备支出(不包括资产退休债务)供资67亿美元(其中1.52亿美元为非现金)，偿还了9亿美元长期债务本金总额，向普通股股东支付了5.88亿美元股利，并购买了与股票补偿计划有关的2 500万美元国库股票，主要是利用其业务活动提供的现金净额和出售资产的净收入1.4亿美元。
预计2020年资本支出总额估计约为63亿美元到67亿美元，不包括收购和非现金交易。2020年的大部分支出将集中在美国的原油钻探活动上。EOG在融资备选方案方面具有很大的灵活性，包括根据其商业票据方案借款、银行借款、根据其新融资机制借款、联合开发协议和类似协议以及股权和债务发行。
管理层仍然认为EOG拥有EOG历史上最具前景的库存之一。当符合EOG的战略时，EOG将进行收购，以支持现有的钻井项目或提供增量勘探和/或生产机会。
32
业务结果
在本报告所述期间，对三年中每一年的业务活动进行以下审查2019年12月31日，应与EOG的合并财务报表及其附注一并阅读，从第F-1页开始。
营业收入和其他
2019年期间，营业收入增加1.05亿美元，或1%，到173.8亿美元从…172.75亿美元2018年。井口总收入，即EOG原油和凝析油、NGL和天然气的销售收入减少3.65亿美元，或3%，到115.81亿美元2019年119.46亿美元2018年。2019年原油、凝析油和天然气的销售收入约为90%在井口收入总额中所占比例89%2018年。在2019年，EOG确认金融商品衍生产品合约的市面价值录得净收益。1.8亿美元与.的净损失相比1.66亿美元2018年。收集、加工和销售收入增加1.3亿美元2019年至53.6亿美元从…52.3亿美元2018年。资产处置净利1.24亿美元2019年的主要原因是在新墨西哥州出售了生产房地产、土地和其他资产以及非现金财产交易所，相比之下，在资产处置方面的净收益为1.75亿美元2018年。
33
截至年度井口数量及价格统计2019年12月31日, 2018和2017情况如下：
截至12月31日的年度 | 2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
原油和凝析油体积(MBbld)(1) | ||||||||||||
美国 | 455.5 | 394.8 | 335.0 | |||||||||
特立尼达 | 0.6 | 0.8 | 0.9 | |||||||||
其他国际(2) | 0.1 | 4.3 | 0.8 | |||||||||
共计 | 456.2 | 399.9 | 336.7 | |||||||||
原油和凝析油平均价格(美元/桶)(3) | ||||||||||||
美国 | $ | 57.74 | $ | 65.16 | $ | 50.91 | ||||||
特立尼达 | 47.16 | 57.26 | 42.30 | |||||||||
其他国际(2) | 57.40 | 71.45 | 57.20 | |||||||||
复合材料 | 57.72 | 65.21 | 50.91 | |||||||||
天然气液体体积(1) | ||||||||||||
美国 | 134.1 | 116.1 | 88.4 | |||||||||
其他国际(2) | — | — | — | |||||||||
共计 | 134.1 | 116.1 | 88.4 | |||||||||
天然气液体平均价格(美元/布尔)(3) | ||||||||||||
美国 | $ | 16.03 | $ | 26.60 | $ | 22.61 | ||||||
其他国际(2) | — | — | — | |||||||||
复合材料 | 16.03 | 26.60 | 22.61 | |||||||||
天然气体积(MMcfd)(1) | ||||||||||||
美国 | 1,069 | 923 | 765 | |||||||||
特立尼达 | 260 | 266 | 313 | |||||||||
其他国际(2) | 37 | 30 | 25 | |||||||||
共计 | 1,366 | 1,219 | 1,103 | |||||||||
天然气平均价格(美元/麦克福)(3) | ||||||||||||
美国 | $ | 2.22 | $ | 2.88 | $ | 2.20 | ||||||
特立尼达 | 2.72 | 2.94 | 2.38 | |||||||||
其他国际(2) | 4.44 | 4.08 | 3.89 | |||||||||
复合材料 | 2.38 | 2.92 | (4) | 2.29 | ||||||||
原油当量体积(MBoed)(5) | ||||||||||||
美国 | 767.8 | 664.7 | 551.0 | |||||||||
特立尼达 | 44.0 | 45.1 | 53.0 | |||||||||
其他国际(2) | 6.2 | 9.4 | 4.9 | |||||||||
共计 | 818.0 | 719.2 | 608.9 | |||||||||
MMBoe共计(5) | 298.6 | 262.5 | 222.3 | |||||||||
(1) | 每日千桶或每日百万立方英尺，视情况而定。 |
(2) | 其他国际业务包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。联合王国的业务于2018年第四季度出售。 |
(3) | 每桶美元或千立方英尺美元(视情况而定)。不包括金融商品衍生工具的影响(见综合财务报表附注12)。 |
(4) | 包括因采用2014-09年ASU“与客户签订合同的收入”(ASU 2014-09年)(见综合财务报表附注1)而对每个McF的正收入调整数0.44美元。在采用2014-09年ASU方面，EOG将与某些加工和销售协议有关的天然气加工费列为收集和加工费用，而不是作为对天然气收入的扣减。 |
(5) | 每日石油当量千桶或石油当量百万桶；包括原油和凝析油、NGL和天然气。原油当量体积以原油和凝析油或NGL与6000立方英尺天然气之比确定。MMBoe的计算方法是将该期间的MBoed量乘以该期间的天数，再除以1，000。 |
34
2019年与2018年相比。2019年井口原油和凝析油收入增加9 600万美元，或1%，到96.13亿美元从…95.17亿美元2018年，主要原因是产量增加(13.51亿美元)，由较低的综合平均井口原油和凝析油价格(12.55亿美元)部分抵消。EOG公司2019年复合井口原油和凝析油价格下降11%到$57.72每桶相比较$65.212018年每桶。2019年井口原油和凝析油产量增加14%到456与400MBbld于2018年。增加的产量主要是在二叠纪盆地和鹰福特。
NGLS 2019年收入下降3.43亿美元，或30%，到7.84亿美元从…11.27亿美元2018年，主要原因是综合平均井口NGLs价格较低(5.18亿美元)，由产量增加(1.75亿美元)部分抵消。EOG综合平均井口NGLS价格下跌40%到$16.03相比之下，2019年的每桶$26.602018年每桶。2019年NGL产量增加16%到134与116MBbld于2018年。增产主要发生在二叠纪盆地。
2019年井口天然气收入下降1.18亿美元，或9%，到11.84亿美元从…13.02亿美元2018年，主要原因是综合井口天然气价格较低(2.8亿美元)，但因天然气供应增加而部分抵消(1.62亿美元)。EOG综合平均井口天然气价格下降18%到$2.38与2019年相比$2.922018年的时候。2019年天然气供应增加12%到1,366MMcfd与1,219mmcfd在2018年。产量增加的主要原因是，由于二叠纪盆地的伴生天然气产量增加，以及南德克萨斯州的天然气产量增加，美国的天然气产量增加。
在2019年，EOG确认金融商品衍生产品合约的市面价值录得净收益。1.8亿美元，其中包括因原油和天然气金融衍生合同而收到的现金净额2.31亿。2018年期间，EOG确认了金融商品衍生产品合同到市场的净损失。1.66亿美元，其中包括为原油和天然气金融衍生产品合同的结算支付的现金净额2.59亿美元.
收集、加工和营销收入是指第三方原油、天然气和天然气的销售收入，以及与收集第三方天然气相关的费用以及EOG拥有的砂的销售收入。购买和销售第三方原油和天然气，可以用来平衡公司的运输能力和某些地区的生产，并利用EOG拥有的设施的过剩产能。EOG出售沙子是为了平衡公司采购协议的时间和竣工操作，并利用EOG拥有的设施的过剩产能。营销成本是指购买第三方原油、天然气和沙子的成本和相关的运输成本，以及与EOG拥有的出售给第三方的沙子相关的成本。
收集、加工和营销收入减去2019年的营销成本1 800万美元与2018年相比，主要原因是原油和凝析油销售活动利润率较低，但天然气营销活动利润率较高部分抵消了这一差距。
2018年与2017年相比。2018年井口原油和凝析油收入增加36.61亿美元，或52%，到95.17亿美元从…62.56亿美元2017年，主要原因是综合平均井口原油和凝析油价格较高(20.88亿美元)和产量的增加(11.73亿美元)。EOG公司2018年复合井口原油和凝析油价格上涨28%到$65.21每桶相比较$50.912017年每桶。2018年井口原油和凝析油产量增加19%到400与337MBbld于2017年。增加的产量主要是在二叠纪盆地和鹰福特。
NGL 2018年收入增加3.98亿美元，或55%，到11.27亿美元从…7.29亿美元2017年的主要原因是产量增加(2.29亿美元)和较高的综合平均井口NGLs价格(美元)169(百万)。EOG综合平均井口NGLS价格上涨18%到$26.60与2018年的每桶相比$22.612017年每桶。2018年NGLs产量增加31%到116与88MBbld于2017年。增加的产量主要是在二叠纪盆地和鹰福特。
35
2018年井口天然气收入增加3.8亿美元，或41%，到13.02亿美元从…9.22亿美元2017年，主要原因是综合井口天然气价格较高(2.82亿美元)和井口天然气输送的增加(9 800万美元)。EOG综合平均井口天然气价格上涨28%到$2.922018年与$2.292017年。综合井口天然气价格的这一上涨包括了收入的正调整。$0.44与2014-09年ASU的通过有关。2018年天然气输送增加11%到1,219MMcfd与1,103mmfd在2017年。产量增加的主要原因是美国的产量增加(158(MMcfd)，因特立尼达(特立尼达)产量减少而部分抵消(47(Mmmmcfd)美国产量增加的主要原因是，二叠纪盆地和落基山区伴生天然气产量增加，马塞勒斯页岩产量增加。特立尼达减少的主要原因是2017年合同交付增加。
2018年期间，EOG确认了金融商品衍生产品合同到市场的净损失。1.66亿美元，其中包括为原油和天然气金融衍生产品合同的结算支付的现金净额2.59亿美元。2017年，EOG确认金融商品衍生产品合约的市面价值录得净收益。2 000万美元，其中包括从原油和天然气金融衍生合同中收到的现金净额700万美元.
收集、加工和营销收入减去2018年的营销成本增加5 900万美元与2017年相比，主要原因是原油和凝析油营销活动利润率较高。
业务和其他费用
2019年与2018年相比2019年期间的业务费用136.81亿美元都是8.75亿美元高于128.06亿美元2018年期间发生。 下表列出截至2019年12月31日和2018年12月31日终了年度的每桶石油当量成本：
2019 | 2018 | ||||||
租赁井 | $ | 4.58 | $ | 4.89 | |||
运输成本 | 2.54 | 2.85 | |||||
折旧、损耗和摊销(DD&A)- | |||||||
油气性质 | 12.25 | 12.65 | |||||
其他财产、厂房和设备 | 0.31 | 0.44 | |||||
一般和行政(G&A) | 1.64 | 1.63 | |||||
净利息费用 | 0.62 | 0.93 | |||||
共计(1) | $ | 21.94 | $ | 23.39 | |||
(1) | 总计不包括收集和加工费用、勘探费用、干洞费用、减损、营销费用和收入以外的税收。 |
与2018年相比，影响单位租赁率和油井成本、运输成本、DD&A、G&A和净利息费用的主要因素列示如下。关于生产量的讨论，见上文“营业收入和其他”。
租赁和井口费用包括EOG经营的物业的费用，以及EOG不是财产经营者的其他经营者向EOG收取的费用。租赁和油井费用可分为以下几类：原油和天然气井的运营和维护费用、修缮和租赁费用以及井管理费用。运营和维护费用除其他外，包括抽水服务、盐水处理、设备维修和维护、压缩费用、租赁、燃料和电力。修缮作业是为了恢复或维持现有油井的生产。
由于EOG试图维持和增加生产，同时维持高效率、安全和对环境负责的作业，这些费用中的每一种都会个别波动。EOG继续通过在现有和新的地区钻新井来增加其业务活动，这些现有和新地区内的操作和维护费用以及供应商向EOG收取的服务费用随着时间的推移而波动。
36
租赁和水井费用13.67亿美元2019年增加8 400万美元从…12.83亿美元2018年，主要原因是美国的业务和维持费(7 600万美元)和租赁和良好行政费用(2 900万美元)增加，但因2018年第四季度和加拿大(1 100万美元)出售业务而在联合王国的业务和维持费减少(1 500万美元)而部分抵消。在美国，租赁和生活费用增加，主要是由于增加了经营活动，从而增加了产量。
运输费用是与从租赁到下游销售点运送碳氢化合物产品有关的费用，运输费用包括运输费、压缩费用(压缩天然气以满足管道压力要求的费用)、脱水费用(为满足管道需要而从天然气中去除水的费用)、收集费用和燃料费用。
运输费用7.58亿美元2019年增加1 100万美元从…7.47亿美元2018年，主要原因是二叠纪盆地(9 100万美元)和南德克萨斯州(1 100万美元)的运输费用增加，但被鹰福特(7 700万美元)和沃斯堡盆地巴内特页岩(1 300万美元)的运输费用减少部分抵消。
探明油气属性成本的DD&A采用单位生产法计算，EOG的DD&A率和费用是众多个体DD&A组计算的组合，影响EOG合成DD&A率和费用的因素有几个，如现场生产剖面、钻井或新井购置、现有井的配置和储量修正(向上或向下)主要与油井动态有关，经济因素和损害。这些因素的变化可能导致EOG的综合DD&A比率和费用在不同时期之间波动。其他不动产、厂场和设备的成本的DD和A一般是在资产使用寿命期间使用直线折旧法计算的。
DD和A类支出在2019年增加3.15亿美元到37.5亿美元从…34.35亿美元2018年，与石油和天然气属性相关的DD&A支出比2018年增加3.37亿美元，主要原因是美国的产量增加(4.89亿美元)，部分抵消了美国单位费率降低(1.19亿美元)和联合王国业务在2018年第四季度的销售(3 300万美元)。美国的单位费率下降的主要原因是准备金上调，而由于提高了效率，以较低的费用增加了准备金。
G&A费用4.89亿美元2019年增加6 200万美元从…4.27亿美元2018年，主要原因是业务扩大导致与雇员有关的费用增加(4 800万美元)和信息系统费用增加(800万美元)。
净利息费用1.85亿美元2019年6 000万美元低于2018年的主要原因是，2019年到期的5.625%高级债券本金总额为9亿美元(3 000万美元)，2018年到期的高级债券本金总额为3.5亿美元(1 800万美元)，资本利息增加(1 400万美元)。
收集和加工费用是指与经营EOG的收集和加工资产有关的运营和维护费用以及支付给第三方的天然气加工费和某些NGLs分拆费。EOG付钱给第三方来处理其大部分天然气生产以提取NGLs。关于EOG通过2014-09年会计准则的讨论，见综合财务报表附注1。
收集和加工费用增加4 200万美元到4.79亿美元相比之下，2019年4.37亿美元2018年，主要原因是二叠纪盆地(5 200万美元)、落基山区(1 300万美元)和南德克萨斯州(500万美元)的业务费用和费用增加；因2018年第四季度出售业务而在联合王国的业务费用减少(3 300万美元)部分抵消。
勘探费用1.4亿美元2019年减少900万美元从…1.49亿美元2018年，主要原因是特立尼达的地质和地球物理支出减少(1 700万美元)，但因美国一般费用和行政费用增加(700万美元)而部分抵消。
37
减值包括摊销未探明的石油和天然气财产成本以及已证实的石油和天然气资产的减值；其他不动产、厂房和设备及其他资产。与购置费用不具个别意义的未证实资产合并在一起，估计非生产性的部分将在剩余的租赁期限内摊销。具有单独重大购置费用的未证实资产将在剩余的租赁期内分期摊销。当情况表明一项已证实的财产可能受到损害时，EOG将DD&A组一级的预期未贴现未来现金流与资产的未摊销资本成本进行比较。如果根据EOG对未来原油和天然气价格、运营成本、开发支出、根据已探明储量和其他相关数据进行的预期产量的估计，预期的未贴现未来现金流量低于未摊销资本化成本，资本化成本降低为公允价值，公允价值一般采用财务会计准则委员会会计准则编纂(ASC)公允价值计量主题中描述的收入方法计算，在某些情况下，EOG利用第三方购买者接受的报价作为确定公允价值的基础。
下表为2019年12月31日和2018年12月31日终了年度的减值情况(以百万计)：
2019 | 2018 | ||||||
证明性质 | $ | 207 | $ | 121 | |||
未证明性质 | 220 | 173 | |||||
其他资产 | 91 | 49 | |||||
盘存 | — | 4 | |||||
共计 | $ | 518 | $ | 347 | |||
经证实的财产减值主要是由于2019年和2018年遗留天然气资产的公允价值减记。
收入以外的税包括遣散费/生产税、从价税/财产税、工资税、特许税和其他杂项税。一般是根据井口收入确定免税/生产税，而从价税/物业税一般是根据对标的资产的估价来确定的。
2019年除收入外的其他税收增加2 800万美元到8亿美元 (6.9%的收入)7.72亿美元 (6.5%2018年井口收入)。收入以外税收的增加主要是由于从价税/财产税的增加(5 300万美元)，部分抵消了EOG在2019年可用于州奖励遣散税税率降低(1 200万美元)和遣散费/生产税(1 200万美元)的抵免额的增加，这主要是由于美国井口收入减少。
其他收入净额3 100万美元2019年与其他收入相比1 700万美元2018年。增加.1 400万美元2019年的主要原因是利息收入增加(1 400万美元)和外币交易收益增加(900万美元)，部分原因是递延补偿费用增加(400万美元)。
EOG承认8.1亿美元相比之下，2019年的所得税规定8.22亿美元2018年，主要原因是税前收入减少，但某些税收改革计量-期间调整-缺乏税收优惠，部分抵消了这一减少。2019年的净有效税率从前一年的19%上升到23%，主要原因是某些税收改革措施-期间调整没有提供税收优惠。
38
2018年与2017年相比2018年的业务费用128.06亿美元都是8.75亿美元高于102.82亿美元2017年发生。 下表列出截至2018年12月31日和2017年12月31日终了年度的每桶石油当量成本：
2018 | 2017 | ||||||
租赁井 | $ | 4.89 | $ | 4.70 | |||
运输成本 | 2.85 | 3.33 | |||||
折旧、损耗和摊销(DD&A)- | |||||||
油气性质 | 12.65 | 14.83 | |||||
其他财产、厂房和设备 | 0.44 | 0.51 | |||||
一般和行政(G&A) | 1.63 | 1.95 | |||||
净利息费用 | 0.93 | 1.23 | |||||
共计(1) | $ | 23.39 | $ | 26.55 | |||
(1) | 总计不包括收集和加工费用、勘探费用、干洞费用、减损、营销费用和收入以外的税收。 |
与2017年相比，影响2018年单位租赁率和水井成本、运输成本、DD&A、G&A和净利息费用的主要因素如下。关于生产量的讨论，见上文“营业收入和其他”。
租赁和水井费用12.83亿美元2018年增加2.38亿美元从…10.45亿美元2017年，主要原因是运营和维持费增加(1.71亿美元)，修整支出增加(4 400万美元)，租赁和良好行政费用增加(4 100万美元)，全部在美国，但因联合王国业务和维持费减少(1 800万美元)而部分抵消。在美国，租赁和生活费用增加，主要是由于增加了经营活动，从而增加了产量。
运输费用7.47亿美元2018年增加700万美元从…7.4亿美元2017年，主要原因是二叠纪盆地的运输费用增加(1.16亿美元)，但因沃斯堡盆地巴尼特页岩(5 200万美元)、鹰福特(3 100万美元)和落基山区(2 500万美元)的运输费用减少而部分抵消。
DD&A支出在2018年增加2 600万美元到34.35亿美元从…34.09亿美元2017年，与石油和天然气属性相关的DD&A支出比2017年高2 400万美元，主要原因是美国(6.47亿美元)和联合王国(2 100万美元)的产量增加，但因美国单位费率降低(6.25亿美元)和特立尼达生产减少(1 600万美元)而部分抵消。美国的单位费率下降的主要原因是准备金上调，而由于提高了效率，以较低的费用增加了准备金。
G&A费用4.27亿美元2018年减少700万美元从…4.34亿美元2017年，主要原因是专业、法律和其他服务减少(2 400万美元)；业务扩大(1 500万美元)和信息系统费用增加(1 000万美元)导致与雇员有关的费用增加，部分抵消了这一减少。
净利息费用2.45亿美元2018年2 900万美元低于2017年的主要原因是2017年9月到期的5.875%高级债券本金总额为6亿美元(2 500万美元)和2018年10月到期的2018年高级债券本金总额为6.875%(600万美元)，部分被资本利息(300万美元)减少所抵消。
收集和加工费用增加2.88亿美元到4.37亿美元相比于2018年1.49亿美元2017年，主要原因是采用了2014-09年ASU(2.04亿美元)，并增加了二叠纪盆地(3 200万美元)、联合王国(2 800万美元)和鹰福特(2 500万美元)的业务费用。
勘探费用1.49亿美元2018年增加400万美元从…1.45亿美元2017年主要原因是美国一般费用和行政费用增加(700万美元)，但被特立尼达的地质和地球物理支出减少(500万美元)部分抵消。
39
下表为2018年12月31日和2017年12月31日终了年度的减值(以百万计)：
2018 | 2017 | ||||||
证明性质 | $ | 121 | $ | 224 | |||
未证明性质 | 173 | 211 | |||||
其他资产 | 49 | 28 | |||||
盘存 | 4 | — | |||||
共计 | $ | 347 | $ | 463 | |||
经证实的房地产减值主要是由于2018年和2017年遗留天然气资产的公允价值减记。
2018年除收入外的其他税收增加2.27亿美元到7.72亿美元 (6.5%的收入)5.45亿美元 (6.9%在2017年的井口收入。收入以外的其他税收增加的主要原因是遣散费/生产税(1.9亿美元)的增加，主要是由于井口收入的增加和从价税/财产税的增加(3 300万美元)。
其他收入净额1 700万美元2018年与其他收入相比，净收入900万美元2017年。增加.800万美元2018年，主要原因是递延补偿费用减少(1 200万美元)和利息收入增加(400万美元)，但外币交易损失增加(1 500万美元)部分抵消了这一减少。
EOG承认8.22亿美元与2018年的所得税优惠相比19.21亿美元2017年，主要原因是缺乏与减税和就业法案(TCJA)相关的2017年税收优惠，税前收入增加。TCJA对EOG最重要的影响是将法定所得税税率从35%降至21%，这要求重新计算现行美国联邦递延所得税负债净额，从而在2017年确认所得税优惠约22亿美元。2018年的实际税率从前一年的291%上升到19%，主要原因是没有TCJA税收优惠。
资本资源与流动性
现金流量
在截至2019年12月31日的三年期间，EOG的主要现金来源是业务活动产生的资金和资产出售所得。现金的主要用途是用于业务的资金；勘探和开发支出；偿还债务；向股东支付股息；其他不动产、厂房和设备支出；以及购买与股票补偿计划有关的国库股票。
2019年与2018年相比。业务活动提供的现金净额81.63亿美元2019年增加3.94亿美元从…77.69亿美元2018年，主要原因是商品衍生合同结算收到的现金增加(4.9亿美元)、缴纳所得税的现金净额减少(3.67亿美元)以及周转资本及其他资产和负债的有利变化(1.22亿美元)；由井口收入减少(3.65亿美元)和现金业务费用增加(2.02亿美元)部分抵消。
用于投资活动的现金净额61.77亿美元2019年增加700万美元从…61.7亿美元2018年，主要原因是石油和天然气属性增加(3.13亿美元出售资产所得减少(8 700万美元)，其他不动产、厂场和设备增加(3 300万美元)；与投资活动有关的周转金有利变化(4.16亿美元)和其他投资活动减少(1 000万美元)部分抵消。
用于筹资活动的现金净额15.13亿美元2019年包括偿还长期债务(9亿美元)，现金股息支付(5.88亿美元)及购买与股票补偿计划有关的国库券(2 500万美元)。2019年筹资活动提供的现金包括行使股票期权的收益和雇员股票购买计划活动(1 800万美元).
40
2018年与2017年相比。业务活动提供的现金净额77.69亿美元2018年增加35.04亿美元从…42.65亿美元2017年主要反映了井口收入的增加(40.39亿美元)，周转资本及其他资产和负债的有利变化(7.58亿美元)和缴纳所得税现金的有利变化(1.13亿美元)，但因现金业务费用增加(7.46亿美元)和为结算金融商品衍生合同而支付的现金净额出现不利变化而部分抵消(2.66亿美元).
用于投资活动的现金净额61.7亿美元2018年增加了21.83亿美元从…39.87亿美元2017年主要原因是石油和天然气属性增加(18.88亿美元)；与投资活动有关的周转金变动(2.11亿美元其他不动产、厂房和设备的增加(6 400万美元).
用于筹资活动的现金净额8.39亿美元2018年包括现金股利支付(4.38亿美元)，偿还长期债务(3.5亿美元)及购买与股票补偿计划有关的国库券(6 300万美元)。2018年融资活动提供的现金包括行使股票期权的收益和雇员股票购买计划活动(2 100万美元).
支出总额
下表列出了终了年度支出总额的构成部分。2019年12月31日, 2018和2017(以百万计)：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
支出类别 | |||||||||||
资本 | |||||||||||
勘探开发钻探 | $ | 4,951 | $ | 4,935 | $ | 3,132 | |||||
设施 | 629 | 625 | 575 | ||||||||
租赁收购(1) | 276 | 488 | 427 | ||||||||
物业收购(2) | 380 | 124 | 73 | ||||||||
资本化利息 | 38 | 24 | 27 | ||||||||
小计 | 6,274 | 6,196 | 4,234 | ||||||||
勘探成本 | 140 | 149 | 145 | ||||||||
干孔成本 | 28 | 5 | 5 | ||||||||
勘探和开发支出 | 6,442 | 6,350 | 4,384 | ||||||||
资产退休成本 | 186 | 70 | 56 | ||||||||
勘探和开发支出共计 | 6,628 | 6,420 | 4,440 | ||||||||
其他财产、厂房和设备(3) | 272 | 286 | 173 | ||||||||
支出总额 | $ | 6,900 | $ | 6,706 | $ | 4,613 | |||||
(1) | 租赁购置包括9 800万美元, 2.91亿美元和2.56亿美元分别涉及2019年、2018年和2017年的非现金地产交易所。 |
(2) | 财产购置包括5 200万美元, 7 100万美元和2 600万美元分别涉及2019年、2018年和2017年的非现金地产交易所。 |
(3) | 其他不动产、厂房和设备4 900万美元2018年新增的非现金项目，主要与二叠纪盆地的融资租赁交易有关。 |
勘探和开发支出64.42亿美元2019年9200万美元高于前一年。增加的主要原因是财产购置增加(2.56亿美元)，特立尼达勘探和开发钻井支出增加(5 300万美元)和资本利息增加(1 400万美元)，但因租赁购置减少(2.12亿美元)以及在美国(1 900万美元)和其他国际(1 900万美元)勘探和开发钻探支出减少而部分抵消。2019年勘探和开发支出64.42亿美元包括在内55.13亿美元在开发钻探和设施方面，5.11亿美元在探索中，3.8亿美元在财产购置和3 800万美元资本化的利息。2018年勘探和开发支出63.5亿美元包括在内55.46亿美元在开发钻探和设施方面，6.56亿美元百万的勘探，1.24亿美元在财产购置和2 400万美元资本化的利息。2017年勘探和开发支出43.84亿美元包括在内36.61亿美元在开发钻探和设施方面，6.23亿美元在探索中，7 300万美元在财产购置和2 700万美元资本化的利息。
41
勘探和开发支出的水平，包括购置，在未来期间将视能源市场情况和其他相关经济因素而异，EOG在筹资备选办法和根据情况需要调整勘探和开发支出预算方面具有很大的灵活性，虽然EOG对与其业务有关的支出计划有某些持续的承付款，但当考虑到EOG的总财政能力时，这种承付款预计不会是实质性的。
商品衍生交易
原油衍生合约。由于交货地点(基础)和其他因素的调整，EOG获得的原油产量的价格通常与美国纽约商品交易所(NYMEX)、西德克萨斯中质(WTI)的价格有所不同。EOG签订了原油基础互换合同，以确定得克萨斯州米德兰和俄克拉荷马州库欣之间的差价(米德兰差价)。下面是EOG在2020年2月19日之前的米德兰差价基础互换合同的全面摘要。加权平均价差(以美元/布尔表示)是对俄克拉荷马州库欣的扣减额，是基准互换合同所涵盖的以桶/日为单位的名义量的价格。
米德兰差价掉期合约 | ||||||||
卷(Bbld) | 加权平均价差 (美元/bl) | |||||||
2019 | ||||||||
2019年1月1日至2019年12月31日(停工) | 20,000 | $ | 1.075 | |||||
EOG还签订了原油基础互换合同，以确定美国墨西哥湾沿岸和俄克拉荷马州库欣(墨西哥湾海岸差价)之间的价格差异。以下是EOG在2020年2月19日之前的海湾沿岸差异基础互换合同的全面摘要。加权平均价差(以美元/布尔表示)是俄克拉荷马州库欣的额外数额，是基差掉期合同中以Bbld表示的名义数量的价格。
墨西哥湾沿岸差价掉期合约 | ||||||||
卷(Bbld) | 加权平均价差 (美元/bl) | |||||||
2019 | ||||||||
2019年1月1日至2019年12月31日(停工) | 13,000 | $ | 5.572 | |||||
EOG还签订了原油掉期协议，以确定NYMEX日历年月平均数与原油实际交货月份(卷差)之间的价差。以下是EOG到2020年2月19日的滚差互换合同的全面摘要。加权平均价差(以美元/布尔表示)是掉期合同所涵盖的以Bbld表示的名义数量在交货月份价格之外的数额。
滚差互换合同 | ||||||||
卷(Bbld) | 加权平均价差 (美元/bl) | |||||||
2020 | ||||||||
2020年2月(关闭) | 10,000 | $ | 0.70 | |||||
2020年3月1日至12月31日 | 10,000 | 0.70 | ||||||
42
以下是EOG到2020年2月19日原油价格互换合同的全面摘要，其名义数量以Bbld表示，价格以美元/Bbl表示。
原油价格互换合同 | ||||||||
卷(Bbld) | 加权平均价格($/bl) | |||||||
2019 | ||||||||
2019年4月(关闭) | 25,000 | $ | 60.00 | |||||
2019年5月1日至2019年12月31日(关闭) | 150,000 | 62.50 | ||||||
2020 | ||||||||
2020年1月(关闭) | 200,000 | $ | 59.33 | |||||
2020年2月1日至3月31日 | 200,000 | 59.33 | ||||||
2020年4月1日至6月30日 | 200,000 | 59.59 | ||||||
2020年7月1日至9月30日 | 107,000 | 58.94 | ||||||
NGL衍生合同以下是EOG到2020年2月19日的Mont Belvieu丙烷(非Tet)价格互换合同的全面摘要，其名义数量以Bbld表示，价格以美元/Bbl表示。
蒙特利尔丙烷价格互换合同 | ||||||||
卷(Bbld) | 加权平均价格($/bl) | |||||||
2020 | ||||||||
2020年1月(关闭) | 4,000 | $ | 21.34 | |||||
2020年2月 | 4,000 | 21.34 | ||||||
2020年3月1日至12月31日 | 25,000 | 17.92 | ||||||
天然气衍生合同。以下是EOG到2020年2月19日天然气价格互换合同的全面摘要，其名义体积以百万英国热单位(MMBtud)和以每MMBtu(美元/MMBtu)为单位的价格表示。
天然气价格互换合同 | ||||||||
体积(MMBtud) | 加权平均价格(美元/MMBtu) | |||||||
2019 | ||||||||
2019年4月1日至2019年10月31日(休馆) | 250,000 | $ | 2.90 | |||||
EOG还签订了天然气项圈合同，为销售项圈合同中规定的天然气名义量规定了最高和最低价格。项圈要求EOG支付合同月份的最高价格和NYMEX亨利中心天然气价格(亨利中心指数价格)之间的差额，如果亨利中心指数价格高于最高价格。在亨利中心指数价格低于底价的情况下，项圈授予EOG接受最低价格和亨利集线器指数价格之间的差额的权利。以下是EOG到2020年2月19日的天然气项圈合同的全面摘要，其名义数量以MMBtud表示，价格以美元/MMBtu表示。
天然气领合同 | ||||||||||||
加权平均价格(美元/MMBtu) | ||||||||||||
体积(MMBtud) | 最高价格 | 楼价 | ||||||||||
2020 | ||||||||||||
2020年4月1日至10月31日 | 250,000 | $ | 2.50 | $ | 2.00 | |||||||
43
EOG所收到的天然气生产价格通常与NYMEX Henry Hub的价格不同，原因是交货地点(基础)和其他因素的调整。EOG签订了天然气基础互换合同，以确定落基山区价格与NYMEX Henry Hub价格(落基山脉差价)之间的差额。下面是EOG公司到2020年2月19日为止的落基差价掉期合同的全面摘要。加权平均价差(以美元/MMBtu表示)是基准互换合同所涵盖的以MMBtud表示的名义数量对NYMEX Henry Hub价格的折让额。
落基差价掉期合约 | ||||||||
体积(MMBtud) | 加权平均价差 (美元/MMBtu) | |||||||
2020 | ||||||||
二0二0年一月一日至二0二0年二月二十九日(关闭) | 30,000 | $ | 0.55 | |||||
2020年3月1日至12月31日 | 30,000 | 0.55 | ||||||
EOG还签订了天然气基础互换合同，以确定休斯顿船舶航道(HSC)的定价与NYMEX Henry Hub价格(HSC差价)之间的差额。以下是EOG截至2020年2月19日的HSC差异基础互换合同的全面摘要。加权平均价差(以美元/MMBtu表示)是基准互换合同所涵盖的以MMBtud表示的名义数量对NYMEX Henry Hub价格的折让额。
HSC差价掉期合约 | ||||||||
体积(MMBtud) | 加权平均价差 (美元/MMBtu) | |||||||
2020 | ||||||||
二0二0年一月一日至二0二0年二月二十九日(关闭) | 60,000 | $ | 0.05 | |||||
2020年3月1日至12月31日 | 60,000 | 0.05 | ||||||
EOG还签订了天然气基础互换合同，以确定西德克萨斯州瓦哈枢纽的定价与NYMEX Henry Hub价格(瓦哈差价)之间的差额。下面是EOG到2020年2月19日的Waha差分基础互换合同的全面摘要。加权平均价差(以美元/MMBtu表示)是基准互换合同所涵盖的以MMBtud表示的名义数量对NYMEX Henry Hub价格的折让额。
Waha差分基础互换合同 | ||||||||
体积(MMBtud) | 加权平均价差 (美元/MMBtu) | |||||||
2020 | ||||||||
二0二0年一月一日至二0二0年二月二十九日(关闭) | 50,000 | $ | 1.40 | |||||
2020年3月1日至12月31日 | 50,000 | 1.40 | ||||||
融资
EOG的债务与总资本比率为19%2019年12月31日24%2018年12月31日，如计算中所用，总资本化是指当期和长期债务总额和股东权益总额的总和。
截至2019年12月31日和2018年12月31日，EOG有未缴美元。5,140百万美元6,040估计公允价值为$百万的高级债券本金总额5,452百万美元6,027债务的估计公允价值分别是以市价为基础的，而在没有这类价格的情况下，EOG在年底可利用的利率方面的其他可观察到的投入。EOG的债务是按固定利率计算的。虽然利率变化影响EOG高级票据的公允价值，但这种变化不会使EOG在收益或现金流量方面受到重大波动。
44
在2019年期间，EOG主要通过利用经营活动提供的现金和资产出售收益为其资本计划提供资金。2.0为支持其商业票据计划，2019年期间任何时候都没有未偿还的借款，截至年底的未偿金额为零.EOG考虑其$的可得性2.0如综合财务报表附注2所述，10亿高级无担保循环信贷设施足以满足其目前的业务需要。
合同义务
下表汇总EOG的合同义务2019年12月31日(以百万计)：
合同义务(1) (2) | 共计 | 2020 | 2021-2022 | 2023-2024 | 2025年及以后 | |||||||||||||||
当期和长期债务 | $ | 5,140 | $ | 1,000 | $ | 750 | $ | 1,250 | $ | 2,140 | ||||||||||
长期债务利息支付 | 1,059 | 169 | 258 | 193 | 439 | |||||||||||||||
融资租赁(3) | 64 | 15 | 27 | 16 | 6 | |||||||||||||||
经营租赁(3) | 850 | 390 | 335 | 85 | 40 | |||||||||||||||
有效、未开始的租约(3) | 699 | 80 | 132 | 134 | 353 | |||||||||||||||
运输和仓储服务承诺(4) | 6,034 | 914 | 1,632 | 1,130 | 2,358 | |||||||||||||||
采购和服务债务 | 1,222 | 399 | 498 | 152 | 173 | |||||||||||||||
合同债务共计 | $ | 15,068 | $ | 2,967 | $ | 3,632 | $ | 2,960 | $ | 5,509 | ||||||||||
(1) | 本表不包括未确认的税收福利负债、EOG的养恤金或退休后福利债务或拆除、放弃和资产退休债务负债(分别见综合财务报表附注6、7和15)。这些数额不包括在内，因为这些数额须按估计数计算，而且结算的时间不明。 |
(2) | 本表不包括购买固定数量原油和天然气的承付款。这些数额不包括在内，因为它们是可变的，而且是根据未来商品价格计算的。在2019年12月31日，EOG承诺购买1.8原油和5.52020年天然气和天然气1.42021年的原油产量。 |
(3) | 有关符合ASU 2016-02年租约定义的合同的更多信息，见综合财务报表附注18。 |
(4) | 数额不包括符合租赁定义的运输和仓储服务承付款。所列数额是根据2019年12月31日用于将加元兑换美元的现行运输和储存汇率和外币汇率计算的。管理部门认为，在这些承付款到期日期之前，这些汇率的任何未来变化不会对EOG的财务状况或业务结果产生重大不利影响。 |
表外安排
EOG不参与与未合并实体或金融伙伴关系产生关系的金融交易，这类实体或合伙企业(通常称为可变利益实体(VIE)或特殊目的实体(SPE))通常是为了促进表外安排或其他有限目的而设立的。EOG在本报告所涵盖的任何期间内均未参与任何未合并的VIE或SPE金融交易或任何其他“表外安排”(如条例S-K第303(A)(4)(Ii)项所界定)，目前无意在可预见的将来参与任何此类交易或安排。
外币汇率风险
2019年期间，EOG在特立尼达、中国和加拿大等外国的业务中面临外汇汇率风险。EOG继续监测其目前开展业务的国家的外汇汇率，并可能采取措施防范外汇汇率风险。
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展望
定价。原油和天然气价格一直波动不定，这种波动预计将继续下去。由于与世界政治环境、全球原油和凝析油、天然气和天然气的供应和需求有关的许多不确定性，全球其他能源供应的可利用性以及消费者认为各种能源的相对竞争关系，EOG无法预测未来原油和凝析油、天然气、天然气、氨和甲醇价格可能发生的变化。原油和凝析油的市场价格。到2020年，NGL和天然气将影响EOG业务活动产生的现金数量，进而影响EOG的财务状况。截至2020年2月19日，纽约商品交易所原油和天然气的平均价格分别为每桶53.75美元和2.12美元，比2019年纽约商品交易所的平均价格下降了6%和20%。见项目1A，危险因素。
根据EOG的税收状况，EOG在2020年对井口原油和凝析油价格每增加或减少1美元的价格敏感性(不包括基础掉期)，加上NGL价格的估计变化，净收入约为1.17亿美元，经营活动产生的税前现金流约为1.52亿美元。根据EOG的税收状况和EOG 2020年预计天然气产量中尚未根据长期销售合同确定的部分，EOG对井口天然气价格每增加或减少0.10美元的价格敏感性约为净收益3，100万美元，营业活动税前现金流约为4，000万美元。欲了解EOG在2020年2月19日之前的原油和天然气金融商品衍生品合同的信息，请参阅上文所述的“衍生品交易”。
资本。EOG计划继续将很大一部分勘探和开发支出集中在美国的主要产区。特别是，EOG将把重点放在其特拉华盆地、鹰福特和落基山区的原油钻探活动上，在那里它产生了最高的回报率。为了进一步提高这些技术的经济性，EOG希望通过提高效率和降低服务成本，继续改善油井性能，降低钻井和完井成本。
预计2020年资本支出总额约为美元6.3十亿至美元6.710亿美元，不包括收购和非现金交易，是为了维持EOG的资本纪律战略，为其勘探、开发提供资金。 开发活动主要来自内部产生的现金流和手头现金。EOG在融资备选方案方面具有很大的灵活性，包括根据其商业票据计划借款、银行借款、根据20亿美元的高级无担保循环信贷安排借款以及股票和债务发行。
行动。到2020年，预计总产量和原油总产量都将高于2019年的水平。在2020年，EOG预计将继续注重通过提高效率来降低运营成本。
46
关键会计政策概述
EOG按照美国普遍接受的会计原则编制其财务报表和所附附注，要求管理层对未来影响财务报表和附注所报告数额的事件作出估计和假设。EOG确定某些会计政策至关重要，除其他外，这些政策对EOG财务状况的描述、业务或流动性的结果以及应用中的困难、主观性和复杂性有多大影响。关键会计政策涵盖因未来解决这些事项而固有不确定的会计事项。管理部门经常讨论这方面的发展，每项关键会计政策的选择和披露。以下是EOG最重要的会计政策的讨论：
探明油气储量
EOG的工程师根据美国证券交易委员会(SEC)的规定估算已探明的石油和天然气储量，这直接影响到财务会计估计数，包括折旧、耗竭和摊销以及已探明财产和相关资产的减值。探明储量是指地质和工程数据显示的、地质和工程数据合理肯定地表明，今后几年在经济和运行条件下可从已知储层中回收的已探明的石油和天然气储量，包括折旧、损耗和摊销以及已探明财产和相关资产的减值。探明储量的估算过程很复杂，需要在评价现有地质条件时作出重大的主观决定，每个水库的工程和经济数据。随着时间的推移，某一水库的数据也可能发生重大变化，原因有许多因素，包括但不限于额外的开发活动、不断演变的生产历史以及对不同经济条件下生产可行性的持续重新评估。因此，对现有储量估计数的重大修正(向上或向下)可能不时发生。有关讨论情况，见项目1A，风险因素，以及“综合财务报表的补充信息”。
油气勘探费用
EOG根据成功的努力会计方法核算其原油和天然气勘探和生产活动。除钻探探井费用外，石油和天然气勘探费用按所发生的费用计算。在确定EOG是否已探明商业储量之前，钻探探井的费用被资本化。如果未发现已探明的商业储量，则此类钻井费用将被支出。在某些情况下，在钻井完成后，是否发现了已探明的商业储量可能不确定，如果储量足以证明其作为一口生产井的完成和在评估该项目的经济和经营可行性方面取得了足够的进展，这种勘探井钻井成本可能继续资本化，开发已探明储量的费用，包括所有开发井和用于生产原油和天然气的相关设备的费用，都要资本化。
石油和天然气属性的折旧、损耗和摊销
探明油气储量估计量是EOG计算折旧、耗竭和摊销费用的重要组成部分，对这些估算的修正可能改变未来的费用率。保持所有其他因素不变，如果准备金向上或向下调整，则收益将分别增加或减少。
用单位生产法计算已探明油气性质成本的折旧、耗竭和摊销，用于计算租赁采办成本折旧、损耗和摊销的储备基础和取得探明财产的成本，是已探明储量和已探明未开发储量之和，至于租赁和油井设备费用，包括开发费用和成功勘探钻探费用，储量基础只包括已探明的储量，并考虑到估计的未来拆除、恢复和废弃费用，扣除残余价值的净额。
油气属性是按照美国石油天然气协会“采掘工业-油气”专题的规定分类的，其分类依据是具有共同地质结构特征或地层条件(如储层或油田)的属性的合理聚集。
折旧、损耗和摊销率每季度更新一次，以反映资本成本的增加、准备金修正(向上或向下)以及增加、财产购置和(或)财产处置和减值。
其他不动产、厂场和设备的折旧和摊销按资产估计使用寿命的直线计算。
47
损伤
石油和天然气租赁购置费用在发生时资本化。未证实的资产与购置费用不具有个别重要性的财产合并在一起，估计非生产性的此类费用的部分在剩余的租赁期内摊销。具有个别重大购置费用的未证实资产将单独审查是否存在减值。如果确定未证实的财产是生产性的，则将适当的相关费用转移到已探明的石油和天然气属性上，租赁租金按所发生的费用计算。
当情况表明已证实的石油和天然气属性可能受到损害时，EOG将折旧、损耗和摊销组一级的预期未贴现未来现金流与资产的未摊销资本成本进行比较。如果预期的未贴现的未来现金流量，根据EOG对未来原油和天然气价格的估计(和关于该价格的假设)、运营成本、开发支出、根据已探明储量的预期产量和其他相关数据，低于未摊销资本成本，则资本化成本降低到公允价值。公平价值一般采用ASC的公允价值计量主题中描述的收入方法计算。EOG利用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的依据。对未贴现的未来现金流的估计需要作出重大判断，而在编制此类估计时所使用的假设本身是不确定的。此外，这种假设和估计很可能在未来发生变化。
原油、天然气和天然气价格在过去表现出很大的波动，EOG预计这种波动将在未来继续。在截至2019年12月31日的五年内，WTI原油现货价格从每桶26.19美元左右波动到每桶77.41美元，Henry Hub天然气现货价格从每MMBtu约1.49美元到每MMBtu 6.24美元不等。NGL的市场价格受乙烷、丙烷、丁烷和天然汽油的生产组成以及每种部件各自的市场价格的影响。EOG使用为期五年的纽约商品交易所(NYMEX)WTI原油和HenryHub天然气期货条(在每种情况下，截至适用的资产负债表日期)作为估算未来原油和天然气价格的依据。EOG的探明储量估计，包括未来生产的时间，也受到重大假设和判断的影响，而且随着更多信息的掌握，经常会被修正(向上或向下)。根据SEC规则，探明储量是用12个月的平均价格来估算的。将来，如果原油价格、天然气价格、实际生产或运营成本与EOG目前的估计值出现负面差异，则可能需要对我们估计的已探明储量进行减值和向下调整。
所得税
所得税采用资产和负债法记账。根据这种方法，递延税资产和负债是根据可归因于资产和负债的财务报表与各自税基之间差异的预期未来税收后果确认的。EOG评估递延税资产的可变现性，并酌情确认估值备抵额。用于估算未来应纳税收入的重大假设包括未来石油和天然气价格以及资本再投资水平。这些假设或税法和条例的变化可能对已确认的估值备抵额产生重大影响。
股票补偿
在以股票为基础的赔偿的会计核算中，除其他事项外，还对股票赔偿金的估价方法以及这些估价方法所要求的相关投入作出判断和估计。关于EOG普通股预期波动率、无风险利率水平、EOG普通股预期股利收益率、预期奖励期限、EOG同行公司股价预期波动率和其他估值投入的假设可能会发生变化。任何此类变化都可能导致不同的估值，从而影响“收入和综合收入综合报表”确认的以股票为基础的补偿费用数额。
48
关于前瞻性声明的信息
这份关于表10-K的年度报告包括经修正的1933年“证券法”第27A节和经修正的1934年“证券交易法”第21E节所指的前瞻性陈述。除历史事实陈述外，所有报表，除其他外，包括关于EOG未来财务状况、业务、业绩、业务战略、回报、预算、储备、生产水平、资本支出、成本和资产销售的报表和预测，以及关于未来商品价格的报表和关于EOG管理未来业务的计划和目标的报表，都是前瞻性的报表。EOG通常使用“预期”、“预期”、“估计”、“项目”、“战略”、“打算”、“计划”、“目标”、“可能”、“将”、“应该”和“相信”等词，或使用这些术语或其他变体或类似术语的否定词来确定其前瞻性表述。特别是，关于EOG未来经营业绩和回报的明示或暗示的报表，或EOG有能力替换或增加储量、增加产量、产生回报、替换或增加钻井地点、减少或以其他方式控制运营成本和资本支出、产生现金流量、偿还或再融资负债或支付和/或增加股息，都是前瞻性报表。前瞻性陈述不能保证业绩。虽然EOG认为其前瞻性陈述中所反映的预期是合理的，并且基于合理的假设，但不能保证这些假设是准确的，或者这些预期中的任何一种都将实现(全部或完全)，或者证明是正确的。此外，EOG的前瞻性陈述可能会受到已知、未知或目前无法预见的风险的影响。, 可能超出EOG控制范围的事件或情况。可能导致EOG的实际结果与EOG前瞻性声明中所反映的预期大不相同的重要因素包括：
• | 原油和凝析油、天然气液体、天然气及相关商品的价格、供应和需求变动的时间、程度和持续时间； |
• | EOG在多大程度上成功地获得或发现更多的储备； |
• | EOG在多大程度上成功地努力：(1)经济地开发面积，(2)生产储量，实现预期的产量水平和回报率；(3)减少或以其他方式控制与其钻探、完井、运营和资本费用有关的费用；(4)最大限度地从现有和未来的原油和天然气勘探和开发项目及相关的潜在和现有钻井地点开采储量； |
• | EOG在多大程度上成功地推销其原油和凝析油、天然气液体、天然气和相关商品生产； |
• | 安全威胁，包括网络安全威胁和因我们的信息技术系统受到破坏、设施和其他基础设施受到实际破坏或与我们交易的第三方的信息技术系统、设施和基础设施受到破坏而对我们的业务和业务造成的破坏； |
• | 适当收集、加工、压缩、储存、运输和精炼设施的可用性、邻近性、能力和相关费用； |
• | 矿产许可证和租赁以及政府和其他许可证和通行权的可得性、成本、条件和签发或执行以及竞争的时间，以及EOG保留矿物许可证和租约的能力； |
• | 政府政策、法律和条例，包括税收法律和条例的影响和变化；与空气排放、废水处置、钻井液和其他废物的处置、水力压裂以及水的获取和使用有关的气候变化和其他环境、健康和安全法律和条例；对钻井和完井作业以及对原油和天然气运输施加条件或限制的法律和条例；关于衍生产品和对冲活动的法律和条例；以及有关原油、天然气和相关商品进出口的法律和条例； |
• | EOG是否有能力有效地将获得的原油和天然气特性纳入其业务，充分查明与这些财产有关的现有问题和潜在问题，并准确估计这些财产的储量、生产和钻探、竣工和运营成本； |
• | EOG的第三方经营的原油和天然气性质在多大程度上获得成功和经济运行； |
• | 在石油和天然气勘探和生产行业竞争获得许可证、租赁和财产、雇员和其他人员、设施、设备、材料和服务； |
• | 雇员和其他人员、设施、设备、材料(如水和管束)和服务的可用性和成本； |
• | 准备金估计的准确性，因为其性质涉及专业判断，因此可能不准确； |
• | 天气，包括其对原油和天然气需求的影响，以及(由EOG或第三方)安装和操作(由EOG或第三方)生产、收集、加工、提炼、压缩、储存和运输设施的与天气有关的延迟； |
• | EOG的客户和其他合同对手方履行其对EOG的义务的能力，以及与此相关的进入信贷和资本市场以获得履行其对EOG义务所需的融资的能力； |
49
• | EOG是否有能力进入商业票据市场及其他信贷和资本市场，以其认为可以接受的条件获得融资，如果有的话，并以其他方式满足其资本支出要求； |
• | EOG成功完成计划资产处置的程度； |
• | EOG从事的任何套期保值活动的范围和效果； |
• | 外币汇率、利率、通货膨胀率、全球和国内金融市场状况以及全球和国内总体经济状况变化的时间和程度； |
• | 世界各地的地缘政治因素和政治条件及事态发展(例如征收关税或贸易或其他经济制裁、政治不稳定和武装冲突)，包括在EOG活动的地区； |
• | 使用相互竞争的能源和开发替代能源； |
• | EOG在多大程度上造成未投保的损失和负债或超出其保险范围的损失和负债； |
• | 战争和恐怖主义行为以及对这些行为的反应；以及 |
• | 本年报第13至23页(表格10-K)第1A项(危险因素)所述的其他因素，以及EOG随后就表格10-Q所作季度报告或表格8-K所列因素的任何更新。 |
鉴于这些风险、不确定性和假设，EOG前瞻性陈述所预期的事件可能不会发生，而且，如果有任何这样的事件发生，我们可能没有预料到它们发生的时间或它们对我们实际结果的影响的持续时间或范围。因此，您不应过分依赖EOG的任何前瞻性声明.EOG的前瞻性陈述只在所作的日期进行，EOG除了根据适用法律的要求外，不承担更新或修改其前瞻性陈述的义务，无论是由于新的信息、后续事件、预期或意外的情况或其他原因。
项目7A.市场风险的定量和定性披露
本项目所要求的信息参照本报告第7项，特别是“衍生交易”、“融资”、“外汇汇率风险”和“前景”标题下的信息纳入“管理层对财务状况和业务结果的讨论和分析-资本资源和流动性”。
项目8.再联系财务报表和补充数据
本报告第F-1页“财务报表索引”载列了本项目所要求的信息，并以参考的方式纳入本报告。
项目9.对等变化和 与会计师在会计与财务披露上的分歧
没有。
项目9A.管制和程序
披露控制和程序。EOG的管理层在EOG首席执行官和首席财务官的参与下，评估了EOG截至2019年12月31日(根据1934年“证券交易法”(“交易法”)颁布的规则13a-15(E)和15d-15(E))的披露控制和程序的有效性。EOG的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保在报告EOG档案中或根据“交易法”提交的信息得到积累，并酌情传达给EOG管理层，以便及时作出关于所需披露的决定，并在美国证券交易委员会规则和表格规定的时限内进行记录、处理、汇总和报告。根据这一评价，EOG的首席执行官和首席财务官得出结论，EOG的披露控制和程序自2019年12月31日起生效。
管理层财务报告内部控制年度报告。EOG的管理层负责建立和维持对财务报告的适当内部控制(根据“外汇法”颁布的规则13a-15(F)和15d-15(F))。即使对财务报告实行有效的内部控制制度，无论设计得多么好，都有固有的局限性，包括人为错误的可能性、规避控制或凌驾于控制之上，因此，只有在可靠的财务报告方面才能提供合理的保证。此外，对今后各期财务报告实行内部控制制度的效力可能会随着情况的变化而改变。
50
截至2019年12月31日，EOG管理层评估了EOG对财务报告的内部控制的有效性。在进行这一评估时，它采用了特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会(COSO)提出的标准。内部控制-综合框架(2013年)。基于这一评估和这样的标准，EOG的管理层认为EOG对财务报告的内部控制于2019年12月31日生效。另见本报告第F-2页所载的“管理层对财务报告的责任”，该报告以参考的方式纳入本报告。
EOG独立注册会计师事务所关于合并财务报表和财务报告内部控制有效性的报告载于本报告第F-3页。
EOG对财务报告的内部控制在2019年12月31日终了的季度内没有发生任何变化，这些变化对EOG对财务报告的内部控制产生了重大影响或相当可能产生重大影响。
项目9B.其他资料
没有。
第III部
项目10.对等 董事、执行干事和公司治理
本项目所要求的信息以下列方式纳入：(一)EOG关于其2020年股东年会的最终委托书，不迟于2020年4月29日提交；(Ii)本报告第1项，特别是其中在标题“关于我们的执行干事的信息”下所列的信息。
根据纽约证券交易所规则303 A.10和根据1934年“证券交易法”颁布并经修正的条例S-K第406项，EOG通过了适用于所有EOG董事、高级人员和雇员的商业行为和道德守则(行为守则)，其中包括EOG的首席执行官、首席财务官和主要会计官。EOG还通过了“高级财务干事道德守则”(“道德守则”)，与EOG的“行为守则”一起适用于EOG的首席执行官、首席财务官、主要会计官和主计长。
你可以在EOG网站www.eogResoures.com的“治理”页面上查阅“行为守则”和“道德守则”，任何EOG股东如提出要求，可通过向EOG公司秘书提交书面请求，获得“行为守则”和“道德守则”的印刷本。
EOG打算在修订或放弃后的四个工作日内在其网站上披露对“行为守则”或“道德守则”的任何修正，以及给予EOG首席执行官、首席财务官、主要会计官、我们的任何控制人员或履行类似职能的其他雇员的“行为守则”或“道德守则”的任何豁免。在此情况下，有关修订或豁免的披露，将於首次披露后最少12个月内在EOG的网站上公布。对EOG的“行为守则”或“道德守则”没有给予任何豁免。
项目11.对等行政薪酬
本项目所要求的信息将参考EOG关于2020年股东年会的最终委托书，不迟于2020年4月29日提交。本报告所载赔偿委员会报告和有关资料不应视为“征求材料”或“向美国证券交易委员会提交”，也不得以参考方式将这些资料纳入根据1933年经修正的“证券法”或经修正的1934年“证券交易法”提交的任何未来文件中，除非EOG将这些信息具体纳入该文件。
51
项目12.再联系某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项
本项目所要求的关于某些受益所有人和管理层的担保所有权的信息，参照EOG关于其2020年股东年度会议的明确代理声明，将在2020年4月29日之前提交。
权益补偿计划资讯
EOG股东批准的股票计划。EOG的股东批准EOG资源公司。2008年总股本补偿计划(2008年计划)在2008年5月股东年会上通过，2010年4月股东年会(2010年年度会议)批准了2008年计划修正案，根据该计划，可用于未来股票期权、股票结算的股票增值权(SARS)、限制性股票、限制性股票单位、业绩单位和其他股票奖励的普通股数量增加了1，380万股，其中可用于股票期权、股票结算的股票增值权(SARS)、限制性股票、限制性股票单位、业绩单位和其他股票奖励的普通股数量增加了1，380万股，在2008年计划文件中提到的先前的股票计划中，共有2580万股股票加上基础股票被没收或取消赠款。在2013年5月的股东年度会议上，EOG的股东批准了修订和恢复的EOG资源公司(EOG Resources，Inc.)。2008年综合股权补偿计划(经修订和重新确定的2008年计划)：正如2008年计划文件中更充分讨论的那样，修订和恢复的2008年计划除其他事项外，授权根据该计划增发3 100万股EOG普通股，并将该计划的到期日期延长至2023年5月。根据修订和恢复的2008年计划，可向EOG董事会的雇员和非雇员成员发放补助金。
也是在2010年年会上，对EOG资源公司的一项修正。“雇员股票购买计划”(ESPP)获准将可供批准的股份增加200万股。ESPP最初由EOG的股东在2001年批准，并将于2011年7月1日到期。该修正案还将ESPP的期限延长至2019年12月31日，除非ESPP的条款或EOG提前终止。在2018年4月举行的2018年股东年度会议上，股东批准了对ESPP的修正和重报，以(除其他变动外)将可获得批准的股份数量增加250万股，并将ESPP的期限进一步延长至2027年12月31日，除非ESPP的条款或EOG提前终止。
股票计划未经EOG股东批准。2008年12月，联委会批准了1996年推迟计划的修订和延续，称为“EOG Resources，Inc.409a递延赔偿计划”(递延计划)，根据推迟计划(随后修订)，支付至多50%的基薪和100%的年度现金奖金、董事费用、根据2008年计划授予非雇员董事的限制性股票单位(及其贷记的股利)和401(K)退款(按推迟计划中的定义)，可推迟到虚幻股票账户中。在虚实股票账户中，递延视为EOG普通股的股份在推迟之日以收盘价购买。股息按季度记入贷方，并视为重新投资于EOG普通股。虚拟股票账户按递延计划和个人推迟选择在EOG普通股的实际股份中支付。共有54万股EOG普通股已获董事会授权并根据推迟计划注册发行。截至2012年12月31日、2019、332、248股虚拟股票已经发行。延迟计划是EOG目前唯一未经EOG股东批准的股票计划。
52
下表列出了EOG的股权补偿计划的数据，这些计划由EOG的股东批准的各种计划和EOG的股东未批准的计划汇总而成，截至2019年12月31日。
计划类别 | (a) 证券数目 在行使 悬而未决的选择， 认股权证及权利 | (b) 加权平均 演习价格 悬而未决的选择， 认股权证及权利(1) | (c) 证券数目 剩余可用 未来发行 权益补偿 图则(不包括证券) 反映在(A)栏中) | ||||||||
EOG股东批准的权益补偿计划 | 10,967,766 | (2) | $ | 94.53 | 9,116,617 | (3) | |||||
股票补偿计划未获EOG股东批准 | 224,225 | (4) | N/A | 207,752 | (5) | ||||||
共计 | 11,191,991 | $ | 94.53 | 9,324,369 | |||||||
(1) | 加权平均行使价格仅根据已发行股票期权和特别行政区赠款的行使价格计算，并不反映在已发行的限制股票单位和业绩单位赠款归属时发行的股票，也不反映所有这些股票都没有行使价格的递延计划虚拟股票。 |
(2) | 数额包括974，484个未偿还的限制性股票单位，其中EOG普通股的股份将按一对一的方式在授予后发行。该笔款项还包括598，147笔未偿业绩单位，并为本表的目的假设：(1)在完成剩余业绩期间后，对该等业绩单位赠款申请100%的业绩倍数；(2)因此，在该批款归属时，按一票一的方式发行EOG普通股的总计598，147股股票。如综合财务报表附注7中所充分讨论的那样，在完成每一项剩余业绩期间后，有关业绩倍数可用于这类赠款，(A)至少102 382股和最多1 093 912个业绩单位可能尚未结清；(B)因此，在这些赠款归属时，至少可发行102 382股股票，最多可发行1 093 912股EOG普通股。 |
(3) | 包括：(1)根据修订和重新安排的2008年计划可供发行的剩余6，844，409股和(2)2，272，208股可根据ESPP购买的股份。根据修订和恢复的2008年计划的可替代配股设计，根据修订和恢复的2008年计划发行的每一股股票按计划总股份限额计算为1.0股，而作为“全价奖励”发行的每股股份(即限制性股票、限制性股票单位或业绩单位)相对于总计划股份限额计算为2.45股。在根据经修订和重新安排的2008年计划仍可发行的6，844，409股中，(1)我们可作为特别行政区和股票期权授标发行的股票的最高数量为6，844，409股(即，如果根据修订和恢复的2008年计划可发行的所有可供发行的股票均以特区和股票期权奖励的形式发行)和(Ii)我们可作为全价奖励发行的股票的最高数量为2，793，636股(即，如果根据经修正和重新确定的2008年计划可发行的所有剩余股份均作为全额奖励发放)。 |
(4) | 包括根据推迟计划发行的EOG普通股和参与人推迟选举的股份(即截至2019年12月31日根据推迟计划发行和发行的224，225股幻影股票)。 |
(5) | 表示仍可根据延迟计划发行的幻象股票。 |
项目13.再分配某些关系和相关交易，以及董事独立性
本项目所要求的信息将参考EOG关于2020年股东年会的最终委托书，不迟于2020年4月29日提交。
项目14.对等主要会计费用及服务
本项目所要求的信息将参考EOG关于2020年股东年会的最终委托书，不迟于2020年4月29日提交。
53
第IV部
项目15.再联系证物、财务报表附表
(A)(1)和(A)(2)财务报表和财务报表附表
见F-1页中的“财务报表索引”。
(A)(3)、(B) 展品
有关展品的清单，请参阅E-1至E-7页。
项目16.表格10-K摘要
没有。
54
EOG资源公司
财务报表索引
页 | |
合并财务报表： | |
管理层的财务报告责任 | F-2 |
独立注册会计师事务所报告 | F-3 |
2019年12月31日终了期间三年收入和综合收入综合报表 | F-6 |
综合资产负债表-2019年12月31日和2018年12月31日 | F-7 |
截至2019年12月31日的三年期间股东权益综合报表 | F-8 |
2019年12月31日终了期间三年现金流动合并报表 | F-9 |
合并财务报表附注 | F-10 |
综合财务报表的补充资料 | F-39 |
F-1
管理层的财务报告责任
EOG Resources，Inc.及其子公司(统称EOG)的下列合并财务报表是由管理层编制的，负责这类财务报表的完整性、客观性和公允列报，这些报表是按照美利坚合众国公认的会计原则编制的，因此包括一些根据管理方面的最佳估计和判断得出的数额。
EOG管理层还负责建立和维持对财务报告的适当内部控制，以及设计和实施防止和发现欺诈的程序和控制措施。EOG的内部控制系统旨在根据美国普遍接受的会计原则，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。该系统包括：1)实体一级的控制，包括与商业事务的道德行为有关的书面政策和准则；2)一般计算机控制；3)启动、授权、记录、处理和报告交易的过程控制。即使是一个有效的内部控制系统，无论设计得多么好，都有固有的局限性，包括人为错误的可能性、规避控制或凌驾于控制之上，因此，只能为可靠的财务报告提供合理的保证，而且，今后财务报告的内部控制制度的有效性会随着情况的变化而改变。
EOG财务控制的充分性和EOG在财务报告中采用的会计原则受董事会审计委员会的全面监督。该委员会的任何成员都不是EOG的高级官员或雇员。此外，EOG的独立注册会计师事务所和内部审计员可以完全、自由、单独和直接地与审计委员会进行接触，并定期与该委员会讨论会计、审计和财务报告事项。
EOG的管理层评估了EOG截至2019年12月31日对财务报告的内部控制的有效性。在进行这一评估时，EOG采用了Treadway委员会(COSO)赞助组织委员会(COSO)提出的标准。内部控制-综合框架(2013年).这些标准涵盖控制环境、风险评估过程、控制活动、信息和通信系统以及监测活动，根据这一评估和这些标准，管理层认为EOG在2019年12月31日对财务报告保持了有效的内部控制。
德勤会计师事务所(Deloitte&Touche LLP)是独立注册的公共会计师事务所，负责审计EOG的合并财务报表和EOG对财务报告的内部控制，并就此发表报告。在进行审计过程中，德勤和Touche LLP不受限制地查阅了所有财务记录和相关数据，包括股东会议的所有记录、董事会和董事会委员会的所有会议记录。管理层认为，在审计期间向Deloitte&Touche LLP提出的所有陈述都是有效和适当的。他们的审计是按照公共公司会计监督委员会(美国)的标准进行的。他们的报告出现在第F-3页。
威廉·托马斯 | 蒂莫西·K·德里格斯 | |
董事会主席和 | 执行副总裁兼股长 | |
首席执行官 | 财务主任 | |
德克萨斯州休斯顿 | ||
(二0二0年二月二十七日) | ||
F-2
独立注册会计师事务所报告
的股东和董事会
EOG资源公司
德克萨斯州休斯顿
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们对EOG资源公司的合并资产负债表进行了审计。截至2019年12月31日、2019和2018年12月31日、2019和2018年12月31日的子公司(“公司”)、截至2019年12月31日终了的三年期间收入和综合收益、股东权益和现金流量的相关综合报表以及相关附注(统称“财务报表”)。我们还根据下列标准审计了截至2019年12月31日公司对财务报告的内部控制内部控制-综合框架(2013年)特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会印发。
我们认为，上述财务报表按照美利坚合众国普遍接受的会计原则，在所有重大方面公允列报了公司截至2019年12月31日、2019年和2018年12月31日的财务状况，以及公司在截至2019年12月31日的三年中的经营结果和现金流量。此外，我们认为，该公司在所有重大方面都根据以下规定对截至2019年12月31日的财务报告保持了有效的内部控制内部控制-综合框架(2013年)由COSO印发。
意见依据
公司管理层负责管理这些财务报表，对财务报告保持有效的内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在所附报告中管理层财务报告内部控制年度报告。我们的责任是就这些财务报表发表意见，并根据我们的审计对公司财务报告的内部控制提出意见。我们是在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法和证券交易委员会(SEC)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，以合理保证财务报表是否没有重大错报，是否因错误或欺诈而发生错报，以及是否在所有重大方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对财务报表的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是因为错误还是欺诈，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。
我们对财务报告内部控制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，并根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作效果。我们的审计工作还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，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。
F-3
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。
关键审计事项
下面传达的关键审计事项是对财务报表的当期审计所产生的事项，该事项已通知审计委员会或需要通知审计委员会，(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。关键审计事项的通报丝毫不改变我们对整个财务报表的意见，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。
已探明的石油和天然气性质及损耗和损害-原油和凝析油、NGLs和天然气储量-参见财务报表附注1和14
关键审计事项描述
该公司已探明的石油和天然气属性使用生产方法被耗尽，并通过与已探明的石油和天然气储量的净现金流量相比较，对其减值进行评估。为了开发公司的石油和天然气储量以及相关的未来现金流，管理层需要对已探明的未开发储量、未来石油和天然气价格以及未来的油井成本作出重大的估计和调度假设。该公司的储备工程师使用这些估计、假设和工程数据估计石油和天然气的数量。这些假设的变化可能对耗竭量和任何经证实的石油和天然气损害产生重大影响。截至2019年12月31日，已探明的石油和天然气资产为240亿美元，截至该日终了年度的耗竭和经证实的财产减值分别为37.5亿美元和2.07亿美元。
鉴于管理层作出的重大判断，执行审计程序以评估公司已探明的石油和天然气储量以及相关的净现金流量，包括管理层对五年发展计划、未来石油和天然气价格以及未来油井成本的估计和假设，都需要有高度的审计师判断和更多的努力，包括需要让我们的公允价值专家参与进来。
如何在审计中处理关键的审计事项
我们的审计程序涉及管理层对石油和天然气储量的估计和假设，以及对未来净现金流量的估计，除其他外包括：
• | 我们测试了公司对已探明的石油和天然气储量数量和相关未来净现金流量的控制的有效性，包括与五年发展计划、未来石油和天然气价格以及未来油井成本有关的控制。 |
• | 我们对管理层五年发展计划的合理性进行了评估，方法是将预测与以下方面进行比较： |
◦ | 已探明未开发储量的历史转换。 |
◦ | 与管理层和董事会的内部沟通。 |
◦ | 批准和批准支出。 |
◦ | 为公司及其某些同行公司提供分析师和行业报告。 |
• | 在公允价值专家的协助下，我们评估了管理层对未来石油和天然气价格的估计： |
◦ | 了解管理层用于制定未来价格的方法，并将估计价格与独立确定的价格范围进行比较。 |
◦ | 将管理层的估计与公布的远期价格指数和第三方行业来源进行比较。 |
◦ | 评估在未来石油和天然气价格中纳入的历史已实现的价差。 |
• | 我们对资本支出(油井成本)的合理性进行了评估，并与可比的历史钻井、分析师和行业报告进行了比较。 |
F-4
• | 我们通过以下方法评估了该公司的石油和天然气储量： |
◦ | 比较公司的储备量和历史生产量。 |
◦ | 将公司的储量与独立石油顾问公司独立开发的储量进行比较。 |
◦ | 评价产量递减曲线的合理性。 |
◦ | 了解公司储备工程师和独立石油顾问的经验、资格和客观性。 |
/S/Deloitte&touche LLP
德克萨斯州休斯顿
(二0二0年二月二十七日)
自2002年以来，我们一直担任公司的审计师。
F-5
EOG资源公司
收入和综合收入综合报表
(单位：千，除每股数据外)
截至12月31日的年度 | 2019 | 2018 | 2017 | ||||||||
营业收入和其他 | |||||||||||
原油和凝析油 | $ | $ | $ | ||||||||
天然气液体 | |||||||||||
天然气 | |||||||||||
市价商品衍生合约的损益 | ( | ) | |||||||||
收集、加工和营销 | |||||||||||
资产处置损益净额 | ( | ) | |||||||||
其他，净额 | |||||||||||
共计 | |||||||||||
营业费用 | |||||||||||
租赁井 | |||||||||||
运输成本 | |||||||||||
收集和加工费用 | |||||||||||
勘探成本 | |||||||||||
干孔成本 | |||||||||||
损伤 | |||||||||||
营销成本 | |||||||||||
折旧、损耗和摊销 | |||||||||||
一般和行政 | |||||||||||
收入以外的税 | |||||||||||
共计 | |||||||||||
营业收入 | |||||||||||
其他收入净额 | |||||||||||
利息、费用和所得税前的收入 | |||||||||||
利息费用 | |||||||||||
招致 | |||||||||||
资本化 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
净利息费用 | |||||||||||
所得税前收入 | |||||||||||
所得税准备金(福利) | ( | ) | |||||||||
净收益 | $ | $ | $ | ||||||||
每股净收入 | |||||||||||
基本 | $ | $ | $ | ||||||||
稀释 | $ | $ | $ | ||||||||
平均普通股数 | |||||||||||
基本 | |||||||||||
稀释 | |||||||||||
综合收入 | |||||||||||
净收益 | $ | $ | $ | ||||||||
其他综合收入(损失) | |||||||||||
外币折算调整 | ( | ) | |||||||||
其他，税后净额 | ( | ) | ( | ) | |||||||
其他综合收入(损失) | ( | ) | ( | ) | |||||||
综合收入 | $ | $ | $ | ||||||||
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-6
EOG资源公司
合并资产负债表
(单位：千，除共享数据外)
12月31日 | 2019 | 2018 | |||||
资产 | |||||||
流动资产 | |||||||
现金及现金等价物 | $ | $ | |||||
应收账款净额 | |||||||
盘存 | |||||||
来自价格风险管理活动的资产 | |||||||
应收所得税 | |||||||
其他 | |||||||
共计 | |||||||
财产、厂房和设备 | |||||||
石油和天然气特性(成功的努力方法) | |||||||
其他财产、厂房和设备 | |||||||
财产、厂房和设备共计 | |||||||
减：累计折旧、损耗和摊销 | ( | ) | ( | ) | |||
财产、厂房和设备共计，净额 | |||||||
递延所得税 | |||||||
其他资产 | |||||||
总资产 | $ | $ | |||||
负债和股东权益 | |||||||
流动负债 | |||||||
应付帐款 | $ | $ | |||||
应付应计税款 | |||||||
应付股息 | |||||||
来自价格风险管理活动的负债 | |||||||
长期债务的当期部分 | |||||||
经营租赁负债的当期部分 | |||||||
其他 | |||||||
共计 | |||||||
长期债务 | |||||||
其他负债 | |||||||
递延所得税 | |||||||
承付款和意外开支(附注8) | |||||||
股东权益 | |||||||
分别于2019年12月31日和2018年12月31日发行普通股，面值0.01美元，授权发行股票1，280，000，000股，增发股票582，213，016股和580，408，117股 | |||||||
追加资本支付 | |||||||
累计其他综合损失 | ( | ) | ( | ) | |||
留存收益 | |||||||
截至2019年12月31日和2018年12月31日，持有国库券的普通股分别为298，820股和385，042股 | ( | ) | ( | ) | |||
股东权益合计 | |||||||
负债总额和股东权益 | $ | $ | |||||
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-7
EOG资源公司
股东权益合并报表
(单位：千，除每股数据外)
共同 股票 | 额外 付入 资本 | 累积 其他 综合 收入(损失) | 留用 收益 | 共同 股票 被关押在 国库 | 共计 股东‘ 衡平法 | ||||||||||||||||||
2016年12月31日结余 | $ | $ | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||||||||
净收益 | |||||||||||||||||||||||
根据股票计划发行的普通股 | |||||||||||||||||||||||
普通股股息申报，每股0.67美元 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
其他综合损失 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
国库股票变动-股票补偿计划，净额 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||
限制性股票和限制性股票单位，净额 | ( | ) | |||||||||||||||||||||
股票补偿费 | |||||||||||||||||||||||
作为补偿发行的国库券 | |||||||||||||||||||||||
2017年12月31日结余 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
净收益 | |||||||||||||||||||||||
根据股票计划发行的普通股 | |||||||||||||||||||||||
普通股股息申报，每股0.81美元 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
其他综合收入 | |||||||||||||||||||||||
国库股票变动-股票补偿计划，净额 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||
限制性股票和限制性股票单位，净额 | ( | ) | |||||||||||||||||||||
股票补偿费 | |||||||||||||||||||||||
作为补偿发行的国库券 | |||||||||||||||||||||||
2018年12月31日结余 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
净收益 | |||||||||||||||||||||||
根据股票计划发行的普通股 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
普通股股息申报，每股1.0825美元 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
其他综合损失 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
国库股票变动-股票补偿计划，净额 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||||||||||
限制性股票和限制性股票单位，净额 | ( | ) | |||||||||||||||||||||
股票补偿费 | |||||||||||||||||||||||
作为补偿发行的国库券 | ( | ) | |||||||||||||||||||||
会计变动的累积效应 | ( | ) | |||||||||||||||||||||
2019年12月31日结余 | $ | $ | $ | ( | ) | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||||||||
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-8
EOG资源公司
现金流量表
(单位：千)
截至12月31日的年度 | 2019 | 2018 | 2017 | ||||||||
业务活动现金流量 | |||||||||||
业务活动提供的净收入与现金净额的对账： | |||||||||||
净收益 | $ | $ | $ | ||||||||
不需要(提供)现金的物品 | |||||||||||
折旧、损耗和摊销 | |||||||||||
损伤 | |||||||||||
股票补偿费 | |||||||||||
递延所得税 | ( | ) | |||||||||
资产处置(收益)损失净额 | ( | ) | ( | ) | |||||||
其他，净额 | |||||||||||
干孔成本 | |||||||||||
标售商品衍生合约 | |||||||||||
共计(收益)损失 | ( | ) | ( | ) | |||||||
从商品衍生产品合同结算(付款)收到的现金净额 | ( | ) | |||||||||
其他，净额 | |||||||||||
周转金及其他资产和负债组成部分的变化 | |||||||||||
应收账款 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
盘存 | ( | ) | ( | ) | |||||||
应付帐款 | |||||||||||
应付应计税款 | ( | ) | ( | ) | |||||||
其他资产 | ( | ) | ( | ) | |||||||
其他负债 | ( | ) | ( | ) | |||||||
与投融资活动有关的周转金构成部分的变化 | ( | ) | |||||||||
经营活动提供的净现金 | |||||||||||
投资现金流 | |||||||||||
对油气性质的补充 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
对其他财产、厂房和设备的增建 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
出售资产所得 | |||||||||||
其他投资活动 | ( | ) | ( | ) | |||||||
与投资活动有关的周转金组成部分的变化 | ( | ) | ( | ) | |||||||
用于投资活动的现金净额 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
资助现金流动 | |||||||||||
长期偿还债务 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
支付的股息 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
购买国库券 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
股票期权收益与员工股票购买计划 | |||||||||||
债务发行成本 | ( | ) | |||||||||
偿还融资租赁债务 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
与融资活动有关的周转金构成部分的变化 | ( | ) | |||||||||
用于融资活动的现金净额 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
汇率变动对现金的影响 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
现金和现金等价物增加(减少) | ( | ) | |||||||||
年初现金及现金等价物 | |||||||||||
年底现金及现金等价物 | $ | $ | $ | ||||||||
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
F-9
EOG资源公司
合并财务报表附注
1. 重要会计政策摘要
合并原则EOG资源公司合并财务报表(EOG)包括所有国内及外国附属公司的账目。对非合并附属公司的非合并投资，如EOG能够发挥重大影响，则采用权益法核算。所有公司间帐目及交易均已被剔除。
按照美利坚合众国普遍接受的会计原则编制财务报表(美国公认会计原则)，要求管理层作出影响报告的资产和负债数额的估计和假设，并披露财务报表之日或有资产和负债以及报告期内报告的收入和支出数额，实际结果可能与这些估计数不同。
金融工具。EOG的金融工具包括现金及现金等价物、商品衍生合约、应收帐款、应付帐款及活期及长期债务。现金及现金等价物、商品衍生合约、应收帐款及应付帐款的账面价值大致为公允价值(见附注2及12)。
现金和现金等价物。EOG记录为现金等价物，所有流动性强的短期投资，原始期限为三个月或更短。
石油和天然气业务。EOG核算其原油和天然气的勘探和生产活动，在成功的努力下进行核算。
石油和天然气租赁购置费用在发生时资本化。未证实的资产与购置费用不具个别重要性的财产合并在一起，估计为非生产性费用的部分在剩余的租赁期限内摊销，有个别重大购置费用的未证明资产将单独审查是否减值。如果确定未证实的财产是生产性的，则将适当的相关费用转移到已探明的石油和天然气属性上，租赁租金按所发生的费用计算。
石油和天然气勘探费用，除钻探探井费用外，按所发生的费用计算。在确定EOG是否已发现已探明储量的商业数量之前，将探井费用资本化。如果未发现探明储量的商业数量，则此类钻探费用将被支出。在某些情况下，在完成钻探时，是否发现了已探明储量的商业数量，这类探井钻探成本可能继续资本化，如果储量足以证明其为一口生产井，并在评估储量以及项目的经济和经营可行性方面取得了足够的进展(见注16)，已探明储量的开发费用，包括用于原油和天然气生产的所有开发井和相关设备的费用，均已资本化。
用单位生产法计算已探明油气性质成本的折旧、耗竭和摊销，用于计算租赁采办成本折旧、损耗和摊销的储备基础和取得探明财产的成本，是已探明储量和已探明未开发储量之和，至于租赁和油井设备费用，包括开发费用和成功勘探钻探费用，储量基础只包括已探明的储量，并考虑到估计的未来拆除、恢复和废弃费用，扣除残余价值的净额。
石油和天然气属性是根据“采掘业-财务会计准则委员会(FASB)会计准则编纂”(ASC)的“石油和天然气”专题的规定分类的，分类的依据是具有共同的地质结构特征或地层条件的合理的属性聚合，如储层或油田。
摊销率每季度更新一次，以反映：1)增加资本成本；2)准备金修正(向上或向下)和增加；3)财产购置和(或)财产处置；4)减值。
F-10
当情况表明已证实的石油和天然气属性可能受到损害时，EOG将折旧、损耗和摊销组一级的预期未贴现未来现金流与资产的未摊销资本成本进行比较。如果预期的未贴现的未来现金流量，根据EOG对未来原油和天然气价格的估计(以及关于该价格的假设)、运营成本、开发支出、从探明储量中获得的预期产量和其他相关数据，低于未摊销资本成本，则资本化成本降低到公允价值。公平价值一般采用ASC公允价值计量主题中描述的收入方法计算。EOG利用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的依据.
库存主要由管状货物、完井作业材料和用于勘探、开发和生产原油、天然气液体和天然气储量的油井设备组成，按成本和可变现净值较低的价格进行，并酌情作出调整，以确认价值的任何减少。
收入确认。自2018年1月1日起，EOG通过了“2014-09年会计准则更新”(ASU)“与客户签订合同的收入”(ASU 2014-09年)的规定。ASU 2014-09年和其他相关的ASS要求实体确认收入，以反映承诺的货物或服务转让给客户的数额，以反映该实体期望以这些货物或服务作为交换条件的考虑。EOG选择采用2014-09年ASU，采用修改后的追溯方法，该方法要求EOG在留存收益中确认截至2018年1月1日与客户签订的所有现有合同在通过之日的累积效力。2014-09年度ASU通过后，留存收益不受影响。
EOG在其“收入和综合收入综合报表”中按商品种类分列收入，并按界定为业务部门的地理区域分列收入。见注11。
在通过2014-09年ASU方面，EOG将与其美国分部内某些加工和销售协议有关的天然气加工费列为收集和加工费用，而不是在其收入和综合收入综合报表中扣除收入。天然气加工费的列报方式变化对营业收入、净收入或现金流量没有影响。在2018年12月31日终了的一年中，通过2014-09年ASU所产生的影响如下(千)：
如报告所述 | 2014-09年度未通过ASU的数额 | 变化效应 | |||||||||
营业收入和其他 | |||||||||||
原油和凝析油 | $ | $ | $ | ||||||||
天然气液体 | |||||||||||
天然气 | |||||||||||
收集、加工和营销 | |||||||||||
营业收入和其他收入共计 | |||||||||||
营业费用 | |||||||||||
收集和加工费用 | |||||||||||
营销成本 | |||||||||||
业务费用共计 | |||||||||||
营业收入 | |||||||||||
F-11
原油和凝析油。EOG在井口或在合同规定的交货点下游销售原油和凝析油。收入是在根据反映当前市场价格的合同条款转让给客户时确认的。在控制权转移之前发生的任何费用，如收集和运输费用，都被确认为业务费用。
天然气液体。EOG将其某些天然气生产交付给EOG拥有的加工设施或第三方加工设施，在那里进行NGLs的开采。对于EOG拥有的设施，收入是确认后，处理后，转移NGL给客户.对于第三方设施，提取的NGL出售给船尾门加工设施的所有者，或者EOG占有并在尾门出售提取的NGL，或者行使其向下游销售给不同客户的选择权。在第三方设施的典型安排下，在NGL控制权转移后，无论是在加工厂的尾部还是在下游，收入都会在处理后确认。EOG根据反映当前市场价格的合同条款确认收入，加工费被确认为收集和加工成本。
天然气。EOG要么在井口销售天然气，要么在合同规定的输送点进一步下游销售天然气。在NGLs的提取方面，EOG根据不同的协议销售剩余气体。一般情况下，EOG在加工设施的尾门占有天然气，并在尾门或下游销售。在每一种情况下，EOG根据反映当前市场价格的合同条款，在控制权转移给客户时确认收入。
收集、加工和营销。收集、加工和营销收入是指第三方原油和凝析油、天然气和天然气的销售，以及与收集和加工第三方天然气有关的费用以及EOG拥有的砂的销售收入。EOG评估它是这些事务的委托人还是代理。由于基础商品的控制权在收集、加工和销售活动之前移交给EOG，EOG认为自己是这些安排的主体。因此，EOG按毛额确认这些交易。第三方商品的购买记作营销成本，第三方商品的销售和收取的费用作为收集、加工和营销收入入账。
其他财产、厂房和设备.其他不动产、厂场和设备包括收集和处理资产、压缩机、建筑物和租赁改良品、铁路原油资产、砂矿和砂处理资产、计算机硬件和软件、车辆、家具和固定装置，其他不动产、厂房和设备一般按3年至45年的估计使用寿命直线折旧。
资本化利息成本。利息成本已资本化，作为未探明的石油和天然气属性历史成本的一部分。资本化数额是报告所述期间发生的利息费用的分配。资本化利息只在勘探和开发阶段计算，一旦生产开始就停止。用于资本化目的的利率是根据EOG未偿还借款的利率计算的。在大量收购未经证实的石油和天然气资产时，不包括利息资本化，这些资产是通过发行普通股或非现金财产交易所等非利息工具融资的。
风险管理活动的核算。衍生工具在资产负债表上记录为公允价值衡量的资产或负债，除非满足特定的对冲会计标准，否则衍生工具的公允价值变化目前被确认为收益。在截至2019年12月31日的三年期间，EOG选择不指定其任何金融商品衍生工具作为会计对冲工具，因此，这些未偿还的衍生工具的公允价值变动，在变动期间被确认为损益。收益或亏损记作“综合收益和综合收益报表”中的“市场对市场商品衍生产品合同”的损益。结算合同的相关现金流量影响反映为经营活动的现金流量。如果衍生资产和负债属于同一交易对手，并受主净净额结算安排的制约，则该集团采用衍生资产和负债的净列报方式进行财务报告。见注12。
所得税。所得税采用资产和负债法入账。根据这种方法，递延税资产和负债是根据财务报表中资产和负债的账面数额与各自税基之间的差异而产生的预期未来税收后果确认的。EOG评估递延税资产的可变现性，并酌情确认估值备抵。见注6。
F-12
每股净收入每股基本净收益是根据该期间流通的普通股加权平均数计算的，每股稀释净收益是根据该期间发行的普通股加权平均数加上所有可能稀释的证券假定发行的普通股数计算的。见注9。
股票补偿。EOG根据奖励的授予日期公允价值来衡量员工服务的成本，以换取授予权益工具。见注7。
租赁。 自2019年1月1日起，EOG通过了ASU 2016-02“租约(主题842)”(ASU 2016-02)的规定。ASU 2016-02和其他相关的Asus要求承租人在综合资产负债表上确认使用权(ROU)资产和相关租赁负债，这是为某些租赁交易支付租约的义务，并披露额外的租赁信息。
EOG选择采用ASU 2016-02和其他相关的Asus，采用修正的回顾性方法，并对自生效之日起的留存收益期初余额进行累积效应调整。2019年1月1日前公布的财务业绩保持不变。此外，EOG在ASU 2016-02年度选择了一套实用权宜之计，允许一个实体在生效日期之前不重新评估(一)任何过期或现有合同是否是租约，(二)任何过期或现有租约的租赁分类，或(三)任何现有租约的初始直接费用，但在确定生效日期的现有合同的租赁期限时，没有选择事后考虑的实际权宜之计。EOG还根据ASU 2018-01“租约(主题842)-适合向主题842过渡的土地地役权实用权宜之计”(ASU 2018-01)中的实际权宜之计，选择了实用权宜之计，也没有评估在2019年1月1日前以前未作为租约入账的现有或过期土地地役权。ASU 2016-02和其他相关的ASS对留存收益没有影响。
在正常业务过程中，EOG签订了钻井、压裂、压缩、房地产和其他服务合同，这些服务包含设备和其他资产，符合ASU 2016-02规定的租赁定义。这些合同的租约期限从一个月到30年不等，其中包括依EOG的选择而合理地肯定要履行的任何续约。
ROU资产和相关负债在综合资产负债表开始之日根据未来租赁付款确认，贴现依据合同中隐含的利率(如果可以随时确定)或EOG的增量借款利率与合同的租赁期限相称。EOG根据以担保方式借款所需的近似利率估算其增量借款利率。租赁期限少于12个月的合同不在综合资产负债表上记录，而是作为短期租赁费用披露。EOG选择不将非租赁部分从所有租赁中分离出来，不包括用于压裂服务、房地产和盐水处置的租赁，因为根据这些合同支付的租约包含大量的非租赁部分，例如劳动力和运营成本。见注18。
最近发布了会计准则。2019年12月，FASB发布了2019-12年“所得税(主题740)-简化所得税会计”(ASU 2019-12)的ASU 2019-12，对所得税会计的某些方面进行了修正。ASU 2019-12删除了现有美国公认会计准则中与期间内税收分配的增量方法和过渡时期所得税计算一般方法有关的具体例外，以及其他变化。ASU 2019-12还要求一个实体在包括颁布日期在内的过渡时期的年度有效税率计算中反映颁布的税法或税率变化的影响，以及其他要求。ASU 2019-12适用于2020年12月15日以后的中期和年度期，允许尽早采用。EOG正在继续评估ASU 2019-12的规定，尚未确定对其合并财务报表和相关披露的全面影响。
F-13
2016年6月，FASB发布了ASU 2016-13“金融工具信用损失计量”(ASU 2016-13)。ASU 2016-13改变了金融资产和某些其他工具的减值模式，要求实体采用前瞻性预期损失模型，这将导致更早地确认信贷损失。ASU 2016-13需要通过在生效日期采用经过修改的追溯方法，确认对留存收益期初余额的累积效应调整。ASU 2016-13适用于2019年12月15日以后的中期和年度期，允许尽早通过。EOG对其适用的金融资产进行了评估，主要是从碳氢化合物销售和向第三方公司(包括石油和天然气行业国有实体)的联合权益账单中收取的应收账款。根据其评估和各种可能的补救措施，确保收集，EOG不预期的影响，前瞻性预期损失将是重大的。EOG将在通过日期(2020年1月1日)适用ASU 2016-13的规定。
2. 长期债务
2019年12月31日和2018年12月31日的长期债务如下(千)：
2019 | 2018 | ||||||
5.625%高级债券到期 | $ | $ | |||||
4.40%高级票据应于2020年到期 | |||||||
2.45%高级票据应于2020年到期 | |||||||
4.100%高级债券到期 | |||||||
2.625%高级债券到期 | |||||||
3.15%高级票据应于2025年到期 | |||||||
4.15%高级债券到期 | |||||||
6.65%高级债券到期 | |||||||
3.90%高级债券到期 | |||||||
5.10%高级债券到期 | |||||||
长期债务 | |||||||
融资租赁(见附注18) | |||||||
减：长期债务的现行部分 | |||||||
未摊销债务贴现 | |||||||
债务发行成本 | |||||||
长期债务总额 | $ | $ | |||||
2019年12月31日，长期债务(不包括融资租赁债务)的年度总到期日为$1 十亿在2020年，$750 百万2021年，零 在2022年，$1.25 十亿2023年和零 2024年
在2019年6月3日，EOG在到期时偿还$900 百万总本金5.625 %高级说明应于2019年到期。
2018年10月1日，EOG在到期时偿还了$350 百万总本金6.875 %高级说明应于2018年到期。
2019年12月31日和2018年12月31日，EOG不 在其商业票据计划下的未偿还短期借款，在2019年期间没有使用任何此类借款。2018年期间，EOG利用带有市场利率的商业票据借款，用于各种公司融资目的。商业票据计划下的平均未偿还借款为$8 百万2018年12月31日终了的一年。截至2018年12月31日止的一年内，商业票据借入的加权平均利率为1.97 %.
在2019年6月27日，EOG进入了一个新的新版本。$2.0 十亿与国内外贷款人(银行)签订高级无担保循环信贷协议(新贷款)。新设备取代了EOG$2.0 十亿截至2015年7月21日与国内外贷款人签订的高级无担保循环信贷协议(2015年贷款)，其预定到期日为(二零二零年七月二十一日) 并于2019年6月27日因新设施完工而被EOG(不加处罚)终止。
F-14
新设施有一个预定的到期日期(2024年6月27日) ，并包括EOG的一项选择，可在不超过两次的情况下，将该期限延展至连续一年，但须受某些条款及条件规限。新融资机制(I)承诺各银行在任何一段时间内提供本金总额达20亿元的款项，供EOG选择，要求将承付款总额增加至不超逾本金的水平。$3.0 十亿，但须受某些条款及条件规限，及(Ii)包括一项Swingline分设施及一项信用证分设施。根据EOG的选择，新机制下的预付款将按伦敦银行间同业拆借利率加适用的保证金(欧元美元利率)或基准利率(按新融资机制的定义)加上适用的保证金计算利息。适用于利率和费用的保证金将以EOG在适用时对其高级无担保长期债务的信用评级为基础。
与2015年贷款机制的条款相一致，新贷款机制包含了我们认为是投资级别惯例的陈述、担保、契约和违约事件、高级无担保商业银行信贷协议，包括一项维持债务总额与总资本比率的金融契约(因为这些条款在新融资机制中定义)不超过债务总额。65 %。2019年12月31日，EOG遵守了这一财务契约。
有不 截至(1)2018年12月31日或(2)2019年6月27日新融资机制关闭和2015年融资机制终止之日的2015年贷款或信用证。此外，在2019年12月31日，不 在新贷款安排下尚未偿还的借款或信用证。如果在2019年12月31日根据新机制借入的任何数额，欧元汇率和基本汇率(包括适用的差额)将是2.66 %和4.75 %分别。
3. 股东权益
普通股2001年9月，EOG的董事会(董事会)授权购买总额最多为10 百万取代先前所有授权的普通股股份。2019年12月31日, 6,386,200 股票仍可在本授权下购买。EOG上次根据本授权购买其普通股股份是在2003年3月。此外，普通股的股份不时被EOG扣留，或返还给EOG，以清偿因行使雇员股票期权或股票结算的股票增值权利(SARS)而产生的扣缴税款义务、限制性股票的归属、限制性股票单位、绩效单位赠款或支付雇员股票期权的行使价格。这些被扣留或返还的股票不计入上述讨论的董事会授权。购买、扣缴和返还的股票，除其他用途外，均为国库持有，履行EOG以股票为基础的赔偿计划和任何其他批准的交易或活动所产生的义务，这些交易或活动可能需要普通股的股份。
在2020年2月27日，董事会增加了普通股的季度现金红利。$0.2875 每股$0.375 每股分红，从2020年4月30日开始发放给截至2020年4月16日创纪录的股东。
2019年5月2日，董事会增加了普通股的季度现金红利。$0.22 每股$0.2875 每股分红，自2019年7月31日起发放给截至2019年7月17日有记录的股东。
2018年8月2日，董事会增加了普通股的季度现金红利。19 %以前的$0.1850 每股$0.22 每股分红，从2018年10月31日开始发放给2018年10月17日创纪录的股东。2018年2月27日，EOG的董事会增加了普通股的季度现金红利10 %以前的$0.1675 每股$0.1850 每股股息从2018年4月30日开始发放给2018年4月16日创纪录的股东。EOG宣布并支付季度现金红利$0.1675 2017年每股。
2017年2月15日，董事局批准修订EOG的公司注册证明书，以增加EOG获授权普通股的数目。640 百万到1,280 百万。EOG的股东在2017年4月27日的股东年会上批准了这一修正案，并于2017年4月28日向特拉华州国务卿提交了修正案。
F-15
以下概述截至年度的普通股活动2017年12月31日, 2018和2019(千)：
普通股 | ||||||||
发 | 国库 | 突出 | ||||||
2016年12月31日结余 | ( | ) | ||||||
根据股票补偿计划发行的普通股 | ||||||||
购买国库券(1) | ( | ) | ( | ) | ||||
根据员工股票购买计划发行普通股 | ||||||||
根据股票补偿计划发行的国库券 | ||||||||
2017年12月31日结余 | ( | ) | ||||||
根据股票补偿计划发行的普通股 | ||||||||
购买国库券(1) | ( | ) | ( | ) | ||||
根据员工股票购买计划发行普通股 | ||||||||
根据股票补偿计划发行的国库券 | ||||||||
2018年12月31日结余 | ( | ) | ||||||
根据股票补偿计划发行的普通股 | ||||||||
购买国库券(1) | ( | ) | ( | ) | ||||
根据员工股票购买计划发行普通股 | ||||||||
根据股票补偿计划发行的国库券 | ||||||||
2019年12月31日结余 | ( | ) | ||||||
(1) |
优先股.eog目前拥有一批经授权的优先股。2019年12月31日，有不 流通股优先股。
F-16
4. 累计其他综合收入(损失)
累计的其他综合损失包括在股东权益综合报表中通常报告的某些交易。累积其他综合损失的组成部分 2019年12月31日和2018由以下人员(千)组成：
外币折算调整 | 其他 | 共计 | |||||||||
2017年12月31日 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||
改叙前其他综合收入 | |||||||||||
从其他综合收入(损失)中重新分类的数额(1) | |||||||||||
税收效应 | ( | ) | ( | ) | |||||||
其他综合收入 | |||||||||||
(2018年12月31日) | ( | ) | ( | ) | |||||||
会计变动的累积效应 | |||||||||||
改叙前的其他综合损失 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
税收效应 | ( | ) | ( | ) | |||||||
其他综合损失 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
(一九二零九年十二月三十一日) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||
(1) | 重新分类为净收入-资产处置的收益(损失)，净额。见注17。 |
不在截至2019年12月31日的年度内，大量资金从累积的其他综合损失中重新分类。
5. 其他收入净额
F-17
6. 所得税
EOG递延所得税净负债总额的主要组成部分2019年12月31日和2018如下(千)：
2019 | 2018 | |||||||
递延所得税资产(负债) | ||||||||
在账面折旧、损耗和摊销项下扣除的外国石油和天然气勘探和开发费用 | $ | $ | ||||||
国外净营运亏损 | ||||||||
外国估价津贴 | ( | ) | ( | ) | ||||
外国其他 | ||||||||
递延所得税资产净额共计 | $ | $ | ||||||
递延所得税(资产)负债 | ||||||||
石油和天然气勘探和开发费用扣除账面折旧、损耗和摊销税 | $ | $ | (1) | |||||
商品套期合约 | ( | ) | ||||||
递延补偿计划 | ( | ) | ( | ) | ||||
应计费用和负债 | ( | ) | ( | ) | ||||
权益奖 | ( | ) | ( | ) | ||||
可供选择的最低税收抵免结转 | ( | ) | ||||||
未分配的外国收入 | ||||||||
其他 | ( | ) | ( | ) | ||||
递延所得税负债净额共计 | $ | $ | ||||||
递延所得税负债净额共计 | $ | $ | ||||||
(1) | 2018年的列报方式已改为与本年度的列报方式相一致。 |
T以下年份的所得税前收入构成如下(千)：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
美国 | $ | $ | $ | ||||||||
外国 | |||||||||||
共计 | $ | $ | $ | ||||||||
F-18
EOG为下列年份提供的所得税(福利)的主要组成部分如下(千)：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
目前： | |||||||||||
联邦制 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ||||
国家 | ( | ) | |||||||||
外国 | |||||||||||
共计 | ( | ) | ( | ) | |||||||
推迟： | |||||||||||
联邦制 | ( | ) | |||||||||
国家 | |||||||||||
外国 | ( | ) | ( | ) | |||||||
共计 | ( | ) | |||||||||
其他非电流：(1) | |||||||||||
联邦制 | ( | ) | |||||||||
外国 | ( | ) | |||||||||
共计 | ( | ) | |||||||||
所得税准备金(福利) | $ | $ | $ | ( | ) | ||||||
(1) |
按美国联邦法定税率计算的税收与EOG在下列年份的实际税率之间的差额如下：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||
法定联邦所得税税率 | % | % | % | ||||||
州所得税，扣除联邦利益 | |||||||||
与对外业务有关的所得税规定 | ( | ) | |||||||
与联合王国业务有关的所得税规定 | |||||||||
与加拿大业务有关的所得税规定 | |||||||||
TCJA(1) | ( | ) | (2) | ( | ) | (3) | |||
股份补偿 | ( | ) | ( | ) | |||||
其他 | ( | ) | ( | ) | |||||
有效所得税税率 | % | % | ( | )% | |||||
(1) | 2017年，美国颁布了“减税和就业法案”(TCJA)，对联邦税法进行了许多修改。对EOG有重大影响的几项变化包括：将公司所得税税率从35%降至21%，对未分配的外国收入征收一次性遣返税，以及废除公司AMT制度(AMT抵免结转在随后的四年中可退还，最初需缴纳联邦固存费)。2017年，EOG对其联邦递延所得税资产和负债进行了重新估值，从而带来了超额收益。$ |
(2) | 包括使用某些税务净营运亏损(NOL)的影响(( |
(3) | 包括联邦利率下调的影响(( |
2019年的净有效税率为23%，高于前一年的19%，主要原因是在某些税收改革计量-期间调整中缺乏税收优惠。
F-19
递延税资产被记录为某些税收利益，包括税收NOL和税收抵免结转，只要管理层评估这些资产的使用“比不可能”。管理层评估现有的正面和负面证据，以估计是否会产生足够的未来应税收入来使用现有的递延税款资产。根据这一评估，EOG记录了管理层认为不可能实现的某些外国和国家递延税收资产的估值备抵额。
EOG提出的下列年份递延所得税资产估值备抵的主要组成部分如下(千)：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
期初余额 | $ | $ | $ | ||||||||
增加(1) | |||||||||||
减少(2) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
其他(3) | ( | ) | |||||||||
期末余额 | $ | $ | $ | ||||||||
(1) | 增加与产生税收NOL和其他递延税收资产有关的估价备抵额。 |
(2) | 与调整某些递延税款资产及其相关备抵有关的估值备抵额减少。 |
(3) | 表示处理、修订和/或外汇汇率差异以及法定所得税税率变动的影响。联合王国的业务于2018年第四季度出售。 |
截至2019年12月31日，EOG的州所得税NOL约为$2.1 十亿，如果未使用，将于2020年至2038年到期。EOG还有加拿大NOL的$225 百万，其中一些可以延续到20年。如上所述，对这些不良资产和其他不太重要的税收福利的使用可能性进行了评估，并为这些递延所得税资产中不符合“更有可能而非”门槛值的部分确定了估值津贴。
截至2019年12月31日，所有司法管辖区未获确认的税务优惠总额为$39 百万，这是由于对EOG的水平钻井和完井项目的某些创新相关的研究和实验支出进行了税收处理，以及对某些补偿扣减的税收处理，其中$25 百万可能会对收益产生影响。EOG将与未确认的税收利益有关的利息和罚款记录在其所得税规定中。累积起来，$4 百万利息已在收入和综合收入综合报表中确认。EOG预计，在未来12个月内，未确认的税收优惠数额将发生重大变化。EOG及其子公司提交所得税申报表，并在美国和各州、当地和外国接受税务审计。EOG在其主要管辖范围内最早的公开课税年度如下：美国联邦(2016)、加拿大(2015)、特立尼达(2013)和中国(2009)。
EOG的外国子公司的未分配收益不被视为在美国境外永久再投资。因此，EOG可能被要求对这些未分配的收益以及与其在这些子公司的投资相关的任何其他外部基础差异征收某些美国联邦、州和外国递延所得税。截至2019年12月31日，EOG已累计记录在案。$16 百万对其未分配的外国收入代扣代缴的递延外国所得税。此外，从2018年及以后的税收年度来看，EOG的海外收益可能会受到美国联邦“全球无形低税率收入”(GILTI)的影响。EOG将任何GILTI税记录为期间费用。
7. 雇员福利计划
股票补偿
期间2019如下文所述，EOG维持了各种基于股票的补偿计划。EOG确认了股票期权、非典、限制性股票和限制性股票单位、业绩单位和根据EOG资源公司提供的赠款的补偿费用。员工股票购买计划(ESPP)：基于股票的补偿费用是根据奖励的授予日估计的公允价值计算，扣除损失后，根据EOG的历史员工周转率计算。补偿费用按归属期的较短时间或从授予之日到雇员未经公司批准就有资格退休的期间摊销。
F-20
根据领取补助金的雇员的工作职能，以股票为基础的补偿费用列入收入和综合收入综合报表。与EOG截至年度的股票薪酬计划有关的补偿费用2019年12月31日, 2018和2017情况如下(以百万计)：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
租赁井 | $ | $ | $ | ||||||||
收集和加工费用 | |||||||||||
勘探成本 | |||||||||||
一般和行政 | |||||||||||
共计 | $ | $ | $ | ||||||||
修订后的EOG资源有限公司。2008年综合股权补偿计划(2008年计划)提供股票期权、非典、限制性股票和限制性股票单位、业绩单位和其他基于股票的奖励。
股票期权、严重急性呼吸系统综合症、受限制股票及受限制股票单位及表现单位的批予附表如下：
赠款类型 | 归属时间表 | |
股票期权/非典 | 在授予日期的首三个周年分别递增33%、33%及34% | |
限制性股票/限制性股票单位 | “悬崖”由批地日期起计3年 | |
业绩单位 | “悬崖”由批地日期起计约41个月，特别是在2月28日。TH紧接赔偿委员会就授予履约单位而订立的授标协议形式所设想的认证之后 | |
在…2019年12月31日，约6.8 百万根据2008年计划，普通股仍可获得批准。兴业集团的政策是，在可获得国库股份的情况下，从先前授权的未发行股票或国库股中发行与2008年计划相关的股票。
期间2019, 2018和2017，EOG发行的股票涉及股票期权/特别行政区活动、限制性股票和业绩单位授予、限制性股票单位和业绩单位的释放以及ESPP的购买。所得税规定中确认的净税收不足和超额税收优惠如下：$(1 )百万, $20 百万和$32 百万截至12月31日的12个月，2019, 2018和2017分别。
股票期权和股票结算的股票增值权和员工股票购买计划。EOG基于股票的补偿计划(包括2008年计划)的参与者已经或可能被授予购买普通股股份的期权。此外，EOG的股票计划(包括2008年计划)的参与者已经或可能被授予非典，代表从授予SARS数量之日起，根据股票价格升值获得普通股股份的权利。股票期权和SARS在授予之日以不低于普通股市场价格的价格授予。股票期权的条款和授予的期限一般不超过授予日期的最高期限。七年 .EOG的ESPP允许符合条件的雇员每半年通过扣除工资购买普通股85 在指定日期公平市价的百分比。供款限于10 每个员工薪酬的百分比(受某些ESPP限制)两个六个月的发行期每年。
股票期权和合成孔径雷达赠款的公允价值采用Hull-WhiteⅡ二项期权定价模型估算，ESPP的公允价值采用Black-Schole-Merton模型估计，股票期权相关的补偿费用、SAR和espp总金额。$63 百万, $60 百万和$56 百万最后几年2019年12月31日, 2018和2017分别。
F-21
用于评估股票期权、SAR和ESPP补助金的加权平均公允价值和估值假设2019年12月31日, 2018和2017情况如下：
股票期权/非典 | ESPP | ||||||||||||||||||||||
2019 | 2018 | 2017 | 2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||||||||||
赠款的加权平均公允价值 | $ | $ | $ | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
预期波动率 | % | % | % | % | % | % | |||||||||||||||||
无风险利率 | % | % | % | % | % | % | |||||||||||||||||
股利收益率 | % | % | % | % | % | % | |||||||||||||||||
预期寿命 | |||||||||||||||||||||||
预期波动率基于EOG普通股中交易期权的历史波动和隐含波动的同等权重，无风险利率是基于批出时有效的美国国债收益率，预期寿命基于股票期权、SAR和ESPP赠款的历史经验和合同条款。
下表列出截至年度的股票期权及SAR交易。2019年12月31日, 2018和2017(股票期权及非典型肺炎(千))：
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||||||||||
数 股票 备选方案/ 非典 | 加权 平均 格兰特 价格 | 数 股票 备选方案/ 非典 | 加权 平均 格兰特 价格 | 数 股票 备选方案/ 非典 | 加权 平均 格兰特 价格 | |||||||||||||||
1月1日未付 | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
获批 | ||||||||||||||||||||
行使(1) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||
被没收 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||
截至12月31日未缴 | ||||||||||||||||||||
股票期权/严重急性呼吸系统综合症可於十二月三十一日行使 | ||||||||||||||||||||
(1) | 年内股票期权/严重急性呼吸系统综合症的整体内在价值2019, 2018和2017曾.$ |
在…2019年12月31日，有9.1 百万股票期权/严重急性呼吸系统综合症既得或预期转归的加权平均批出价格为$94.52 每股，内在价值为$29.1 百万以及剩余合同寿命的加权平均数4.2 年数.
F-22
下表汇总了股票期权和sars未偿还和可在2019年12月31日(股票期权及非典型肺炎(千))：
股票期权/严重急性呼吸系统综合症 | 股票期权/SARS演习 | |||||||||||||||||||||||||
范围 格兰特 价格 | 股票 备选方案/ 非典 | 加权 平均 残存 生命 (年份) | 加权 平均 格兰特 价格 | 骨料 内禀 价值(1) | 股票 备选方案/ 非典 | 加权 平均 残存 生命 (年份) | 加权 平均 格兰特 价格 | 骨料 内禀 价值(1) | ||||||||||||||||||
$59.00至$74.99 | $ | $ | ||||||||||||||||||||||||
75.00至 | ||||||||||||||||||||||||||
照本宣科76.00-再接再厉-95.99 | ||||||||||||||||||||||||||
再到九点九九 | ||||||||||||||||||||||||||
125.99 | ||||||||||||||||||||||||||
126.00至129.99 | ||||||||||||||||||||||||||
$ | $ | |||||||||||||||||||||||||
(1) | 根据当年最后一个交易日普通股的收盘价与货币内股票期权和非典的授予价格之间的差额。 |
在…2019年12月31日，与非归属股票期权及香港特别行政区补助金有关的未获确认补偿开支总额。$86 百万这笔未确认的费用将在加权平均期间内按直线摊销。2.0 年数.
在2018年股东年会上，EOG股东批准了ESPP的一项修正和重报，以(除其他变动外)增加可供批准的股份数量。在…2019年12月31日，约2.3 百万普通股仍可根据ESPP获得批准。下表汇总了截至年度的ESPP活动。 2019年12月31日, 2018和2017(千人，参加人数除外)：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
参加人数 | |||||||||||
购买的股份 | |||||||||||
总采购价格 | $ | $ | $ | ||||||||
限制性股票和限制性股票单位员工可以免费获得限制性(非既得)股票和(或)限制性股票单位。在限制性股票归属后，普通股股份被释放给员工。在转归时，限制性股票单位转换为普通股股份，并发放给员工。与限制性股票和限制性股票单位有关的基于股票的补偿费用总计。$97 百万, $81 百万和$68 百万最后几年2019年12月31日, 2018和2017分别。
F-23
下表列出了截止年度的限制性股票和限制性股票单位交易情况。2019年12月31日, 2018和2017(股票和单位单位(千))：
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||||||||||
股份和单位数目 | 加权平均授予日期公允价值 | 股份和单位数目 | 加权平均授予日期公允价值 | 股份和单位数目 | 加权平均授予日期公允价值 | |||||||||||||||
1月1日未付 | $ | $ | $ | |||||||||||||||||
获批 | ||||||||||||||||||||
释放(1) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||
被没收 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||
截至12月31日未缴(2) | ||||||||||||||||||||
(1) | 截至2019年12月31日2018年及2017年12月31日止的年度内，限制股及限制股的总内在价值为$ |
(2) |
在…2019年12月31日，未确认的与限制性股票和限制性股票单位有关的补偿费用共计$202 百万。这些未确认的费用将在加权平均期间内以直线确认。1.8 年数.
业绩单位。 EOG自2012年以来每年向其执行干事颁发业绩单位(业绩奖)。正如在授予协议中更充分讨论的那样，适用于这些基于绩效的赠款的绩效度量标准是EOG在三年业绩期间的股东总收益相对于指定的同行公司的股东总收益(绩效期)。在绩效期结束时应用绩效倍数时，最低限度为0 %最大限度200 %授予的表演奖可能是杰出的。性能奖的公允价值是使用蒙特卡罗模拟来估算的。与绩效奖励补助金有关的股票补偿费用总计$15 百万, $14 百万和$10 百万2019年12月31日终了的年份分别为2018年和2017年。
用于评估业绩奖励的加权平均公允价值和估值假设2019年12月31日, 2018和2017情况如下：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
赠款的加权平均公允价值 | $ | $ | $ | ||||||||
预期波动率 | % | % | % | ||||||||
无风险利率 | % | % | % | ||||||||
预期波动率是根据模拟期内的期限匹配的历史波动率计算的，即从授予日期到绩效期结束之间的时间。无风险利率来源于美国国债的固定期限收益率曲线。
F-24
下表列出了截止年度的业绩奖励事项。2019年12月31日, 2018和2017(股票和单位单位(千))：
2019 | 2018 | 2017 | ||||||||||||||||||||
单位数目和股份 | 每个授予日期加权平均价格 | 单位数目和股份 | 每个授予日期加权平均价格 | 单位数目和股份 | 每个授予日期加权平均价格 | |||||||||||||||||
1月1日未付 | $ | $ | $ | |||||||||||||||||||
获批 | ||||||||||||||||||||||
授予性能倍数(1) | ||||||||||||||||||||||
释放(2) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||||
被没收 | ||||||||||||||||||||||
截至12月31日未缴(3) | (4 | ) | ||||||||||||||||||||
(1) | 在完成2015年、2014年和2013年颁发的绩效奖业绩期间后，绩效倍数为 |
(2) | 截至2019年12月31日2018年及2017年12月31日止的年度内，颁奖礼的内在价值总额为$ |
(3) | 截至2019年12月31日2018年及2017年12月31日未获颁发的表现奖的内在价值总额为$ |
(4) | 在应用相关绩效倍数时，在每个剩余的绩效期结束时，至少 |
截至2019年12月31日，与绩效奖励相关的未确认薪酬支出总计$9 百万。这些未确认的费用将在加权平均期间内按直线摊销。2.0 年数.
在2016年9月和2016年12月颁发的绩效奖业绩期结束后，绩效倍数为150 %已适用于赠款，因此产生了一项额外的赠款65,872 2020年2月颁奖典礼。
养老金计划。EOG为其在美国的大多数雇员制定了一项明确的缴款养恤金计划。EOG对养恤金计划的缴款是基于不同的补偿百分比，在某些情况下是根据雇员的缴款数额计算的。$51 百万, $43 百万和$37 百万为2019, 2018和2017分别。
此外，EOG的Tridadian子公司维持一项缴款界定的养恤金计划和一项相匹配的储蓄计划，EOG的英国子公司维持了一项养恤金计划，其中包括一项非缴款的确定缴款养恤金计划和一项符合规定的缴款储蓄计划，这些养恤金计划适用于特立尼达和黑塞哥维那子公司的大多数雇员，并可供联合王国子公司的大多数雇员使用。$1 百万，每个2019, 2018和2017分别。联合王国的业务于2018年第四季度出售。
对于特里达界定的养恤金计划，福利义务、计划资产的公允价值和应计福利成本合计。$12 百万, $10 百万和$0.1 百万分别在2019年12月31日，和$11 百万, $9 百万和$0.2 百万分别在2018年12月31日.
退休后保健EOG为合格的美国和特立尼达雇员及其合格的受抚养人提供退休后医疗和牙科福利，其费用不是实质性的。
F-25
8. 承付款和意外开支
信用证和担保书。在…2019年12月31日和2018EOG分别有备用信用证和未清担保。$902 百万和$294 百万，主要代表子公司对付款或履行义务的担保。截至2020年2月19日，EOG已收到不 在这些担保下的付款要求。
最低承诺。 在… 2019年12月31日不符合租赁条件的运输和储存服务承付款总额，根据现行运输和储存费率以及用于将加元兑换成美元的外币兑换率计算2019年12月31日，如下(百万)：
总最小值 承诺 | |||
2020 | $ | ||
2021 | |||
2022 | |||
2023 | |||
2024 | |||
2025年及以后 | |||
$ | |||
意外事故。目前，在EOG的正常业务过程中出现了各种针对EOG的诉讼和索赔，包括合同纠纷、人身伤害和财产损害索赔以及所有权纠纷。虽然无法预测EOG的最终结果和影响，但管理层认为，解决这些诉讼和索赔对EOG的合并财务状况、业务结果或现金流不会产生重大不利影响。EOG记录应急准备金，当有信息表明可能发生损失，损失数额可以合理估计时。
9. 每股净收入
下表列出截至年底每股净收入的计算方法。2019年12月31日, 2018和2017(单位：千，除每股数据外)：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
计算基本及稀释每股收益的分子- | |||||||||||
净收益 | $ | $ | $ | ||||||||
每股基本收益分母- | |||||||||||
加权平均股份 | |||||||||||
潜在稀释普通股- | |||||||||||
股票期权/非典 | |||||||||||
受限制的股票/单位和业绩单位 | |||||||||||
每股稀释收益分母- | |||||||||||
调整稀释加权平均股 | |||||||||||
每股净收入 | |||||||||||
基本 | $ | $ | $ | ||||||||
稀释 | $ | $ | $ | ||||||||
稀释每股收益不包括股票期权、非典型肺炎、限制性股票、单位和业绩单位，这些单位和业绩单位都是反稀释的。6.1 百万, 0.6 百万和2.6 百万最后几年2019年12月31日, 2018和2017分别。
F-26
10. 补充现金流信息
截至12月31日、2019年、2018年和2017年12月31日终了年度的利息和所得税支付(已收到)现金净额如下(千)：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
利息，扣除资本利息 | $ | $ | $ | ||||||||
所得税，扣除收到的退款 | $ | ( | ) | $ | $ | ||||||
EOG在2019年12月31日、2018年和2017年12月31日的应计资本支出为$612 百万, $592 百万和$475 百万分别。
截至2019年12月31日止年度的非现金投资活动，包括$150 百万作为财产交换的结果，使EOG的石油和天然气特性。
2018年12月31日终了年度的非现金投资活动包括$362 百万作为财产交换的结果，并增加了以下各项，使EOG的石油和天然气特性$49 百万主要与二叠纪盆地的融资租赁交易有关的EOG的其他财产、厂房和设备。
2017年12月31日终了年度的非现金投资活动，包括$282 百万作为财产交换的结果，使EOG的石油和天然气特性。
附注18披露了截至2019年12月31日的一年的租赁现金。
11. 业务部门信息
EOG的所有业务都是原油、NGLs和天然气勘探和生产相关的。ASC的分部报告主题为在年度财务报表中报告运营部门的信息制定了标准。运营部门被定义为一个企业的组成部分，在决定如何分配资源和评估业绩时，首席经营决策者或决策小组定期对其进行单独的财务信息评估。EOG的主要业务决策过程是非正式的，涉及董事会主席、首席执行官和其他主要官员。该小组定期审查和做出与EOG在美国、特立尼达和中国的每个主要生产领域相关的重大问题的运营决策。首席经营决策者认为美国的主要生产区是一个运营部门。
F-27
下文按报告部分列出截至2019和2018年12月31日终了年度的财务信息。2017(千)：
联合 各国 | 特立尼达 | 其他 国际(1) | 共计 | ||||||||||||
2019 | |||||||||||||||
原油和凝析油 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
天然气液体 | |||||||||||||||
天然气 | |||||||||||||||
市价商品衍生合约收益 | |||||||||||||||
收集、加工和营销 | |||||||||||||||
资产处置损益净额 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
其他，净额 | |||||||||||||||
营业收入和其他(2) | |||||||||||||||
折旧、损耗和摊销 | |||||||||||||||
营业收入(损失) | ( | ) | |||||||||||||
利息收入 | |||||||||||||||
其他收入 | |||||||||||||||
净利息费用 | ( | ) | |||||||||||||
所得税前收入(损失) | ( | ) | |||||||||||||
所得税规定 | |||||||||||||||
增加石油和天然气的性质，不包括干洞费用 | |||||||||||||||
财产、厂房和设备共计，净额 | |||||||||||||||
总资产 | |||||||||||||||
F-28
联合 各国 | 特立尼达 | 其他 国际(1) | 共计 | ||||||||||||
2018 | |||||||||||||||
原油和凝析油 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
天然气液体 | |||||||||||||||
天然气 | |||||||||||||||
商品市价衍生品合同的损失 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
收集、加工和营销 | |||||||||||||||
资产处置收益净额 | |||||||||||||||
其他，净额 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
营业收入和其他(3) | |||||||||||||||
折旧、损耗和摊销 | |||||||||||||||
营业收入(损失) | ( | ) | |||||||||||||
利息收入 | |||||||||||||||
其他收入(费用) | ( | ) | |||||||||||||
净利息费用 | ( | ) | |||||||||||||
所得税前收入(损失) | ( | ) | |||||||||||||
所得税规定 | |||||||||||||||
增加石油和天然气的性质，不包括干洞费用 | |||||||||||||||
财产、厂房和设备共计，净额 | |||||||||||||||
总资产 | |||||||||||||||
2017 | |||||||||||||||
原油和凝析油 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
天然气液体 | |||||||||||||||
天然气 | |||||||||||||||
市价商品衍生合约收益 | |||||||||||||||
收集、加工和营销 | ( | ) | |||||||||||||
资产处置损失净额 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
其他，净额 | ( | ) | |||||||||||||
营业收入和其他(4) | |||||||||||||||
折旧、损耗和摊销 | |||||||||||||||
营业收入(损失) | ( | ) | |||||||||||||
利息收入 | |||||||||||||||
其他收入(费用) | ( | ) | |||||||||||||
净利息费用 | ( | ) | |||||||||||||
所得税前收入(损失) | ( | ) | |||||||||||||
所得税准备金(福利) | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
增加石油和天然气的性质，不包括干洞费用 | |||||||||||||||
财产、厂房和设备共计，净额 | |||||||||||||||
总资产 | |||||||||||||||
(1) | 其他国际业务主要包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。联合王国的业务于2018年第四季度出售。 |
(2) | EOG在2019年有两个重要买家的销售活动，其中一个是总计。$ |
(3) | EOG在2018年有两个重要买家的销售活动，其中一个是总计。$ |
(4) | EOG在2017年有两个大买家的销售活动，其中一个是总数。$ |
F-29
12. 风险管理活动
商品 价格风险。EOG不时从事价格风险管理活动。这些活动旨在管理EOG对原油、NGL和天然气商品价格波动的风险敞口。EOG利用金融商品衍生工具，主要是价格互换、期权、互换、项圈和基础互换合同，作为管理这种价格风险的手段。
期间2019, 2018和2017因此，EOG选择不将其任何金融商品衍生合同指定为会计套期保值，因此，使用按市场计价的会计方法对这些金融商品衍生合同进行核算。根据这种会计方法，未偿付金融工具的公允价值的变化在变动期间被确认为损益，并在“收入和综合收入综合报表”中记作“马克-市场-商品衍生合同的损益”。相关的现金流量影响反映在营业活动期间的现金流量中。2019, 2018和2017，EOG确认金融商品衍生产品合约的市值净收益(亏损)$180 百万, $(166 )百万和$20 百万，其中分别包括从原油和天然气衍生产品合同的结算(付款)中收到的现金$231 百万, $(259 )百万和$7 百万分别。
原油衍生合约。由于交货地点(基础)和其他因素的调整，EOG原油生产的价格通常与美国纽约商品交易所(NYMEX)、西德克萨斯中质交易所(NYMEX)的价格有所不同。EOG签订了原油基础互换合同，以确定得克萨斯州米德兰和俄克拉荷马州库欣之间的差价(米德兰差价)。下面是EOG公司截至2019年12月31日的米德兰差价基础掉期合同的全面摘要。以美元为单位的加权平均价差(美元/桶)是俄克拉荷马州库欣的减幅，是基准互换合同所涵盖的以桶/日为单位的名义量的价格。
米德兰差价掉期合约 | ||||||||
卷(Bbld) | 加权平均价差 (美元/bl) | |||||||
2019 | ||||||||
2019年1月1日至2019年12月31日(停工) | $ | |||||||
EOG还签订了原油基础互换合同，以确定美国墨西哥湾沿岸和俄克拉荷马州库欣(墨西哥湾海岸差价)之间的价格差异。下面是EOG公司截至2019年12月31日的海湾沿岸差异基准互换合同的全面摘要。加权平均价差(以美元/布尔表示)是俄克拉荷马州库欣的额外数额，是基差掉期合同中以Bbld表示的名义数量的价格。
墨西哥湾沿岸差价掉期合约 | ||||||||
卷(Bbld) | 加权平均价差 (美元/bl) | |||||||
2019 | ||||||||
2019年1月1日至2019年12月31日(停工) | $ | |||||||
F-30
以下是EOG 2019年12月31日终了年度原油价格互换合同的全面摘要，其名义数量以Bbld表示，价格以美元/bl表示。
原油价格互换合同 | ||||||||
卷(Bbld) | 加权平均价格($/bl) | |||||||
2019 | ||||||||
2019年4月(关闭) | $ | |||||||
2019年5月1日至2019年12月31日(关闭) | ||||||||
2020 | ||||||||
2020年1月1日至3月31日 | $ | |||||||
2020年4月1日至6月30日 | ||||||||
2020年7月1日至9月30日 | ||||||||
NGL衍生合同以下是EOG截至2019年12月31日的Mont Belvieu丙烷(非TET)价格互换合同的全面摘要，其名义数量以Bbld表示，价格以美元/Bbl表示。
蒙特利尔丙烷价格互换合同 | ||||||||
卷(Bbld) | 加权平均价格($/bl) | |||||||
2020 | ||||||||
2020年1月1日至12月31日 | $ | |||||||
天然气衍生合同。以下是EOG截至2019年12月31日的天然气价格互换合同的全面摘要，其名义数量以百万英国热单位(MMBtud)和以每MMBtu(美元/MMBtu)为单位的价格表示。
天然气价格互换合同 | ||||||||
体积(MMBtud) | 加权平均价格(美元/MMBtu) | |||||||
2019 | ||||||||
2019年4月1日至2019年10月31日(休馆) | $ | |||||||
EOG所收到的天然气生产价格通常与NYMEX Henry Hub的价格不同，原因是交货地点(基础)和其他因素的调整。EOG签订了天然气基础互换合同，以确定落基山区价格与NYMEX Henry Hub价格(落基山脉差价)之间的差额。下面是EOG公司截至2019年12月31日的落基差价掉期合同的全面摘要。加权平均价差(以美元/MMBtu表示)是基准互换合同所涵盖的以MMBtud表示的名义数量对NYMEX Henry Hub价格的折让额。
落基差价掉期合约 | ||||||||
体积(MMBtud) | 加权平均价差 (美元/MMBtu) | |||||||
2020 | ||||||||
2020年1月1日至12月31日 | $ | |||||||
F-31
EOG还签订了天然气基础互换合同，以确定休斯顿船舶航道(HSC)的定价与NYMEX Henry Hub价格(HSC差价)之间的差额。以下是EOG截至2019年12月31日的HSC差异基础互换合同的全面摘要。加权平均价差(以美元/MMBtu表示)是基准互换合同所涵盖的以MMBtud表示的名义数量对NYMEX Henry Hub价格的折让额。
HSC差价掉期合约 | ||||||||
体积(MMBtud) | 加权平均价差 (美元/MMBtu) | |||||||
2020 | ||||||||
2020年1月1日至12月31日 | $ | |||||||
EOG还签订了天然气基础互换合同，以确定西德克萨斯州瓦哈枢纽的定价与NYMEX Henry Hub价格(瓦哈差价)之间的差额。以下是EOG 2019年12月31日终了年度的Waha差分基础互换合同的全面摘要。加权平均价差(以美元/MMBtu表示)是基准互换合同所涵盖的以MMBtud表示的名义数量对NYMEX Henry Hub价格的折让额。
Waha差分基础互换合同 | ||||||||
体积(MMBtud) | 加权平均价差 (美元/MMBtu) | |||||||
2020 | ||||||||
2020年1月1日至12月31日 | $ | |||||||
大宗商品衍生工具在资产负债表上的位置。下表列出EOG未偿还衍生金融工具的数额及分类2019年12月31日和2018某些数额可在合并财务报表的净额基础上列报，条件是这些数额属于同一对手方，并须接受总净额结算安排(千)：
12月31日的公允价值， | ||||||||||
描述 | 资产负债表上的位置 | 2019 | 2018 | |||||||
资产衍生工具 | ||||||||||
原油，天然气和天然气衍生合约- | ||||||||||
电流部分 | 来自价格风险管理活动的资产(1) | $ | $ | |||||||
负债衍生产品 | ||||||||||
原油，天然气和天然气衍生合约- | ||||||||||
电流部分 | 来自价格风险管理活动的负债(2) | $ | $ | |||||||
(1) | 价格风险管理活动中资产的当期部分包括$ |
(2) | 价格风险管理活动负债的当期部分包括$ |
F-32
信用风险。名义合同金额用于表示金融衍生工具的规模。在交易对手不履行义务的情况下，潜在受信用风险影响的金额等于此类合同的公允价值(见注13)。EOG对其对重要对手的风险敞口进行持续评估，包括实物和金融交易产生的风险。在某些情况下，EOG重新谈判支付条件和/或要求抵押品、父母担保或信用证，以尽量减少信用风险。
在…2019年12月31日，EOG与美国碳氢化合物销售有关的应收账款净额包括三个应收账款余额，每一个都超过10 %其中，应收帐款是三家炼油公司欠下的，相关金额是在2020年初收回的。12月31日，2018，EOG与美国碳氢化合物销售有关的应收账款净额包括三个应收账款余额，每一个都超过10 %应收账款来自三家炼油公司，相关金额于2019年年初收回。
在……里面2019和2018，EOG特立尼达业务的所有天然气都出售给特立尼达和多巴哥国家天然气公司及其子公司。2019年，EOG特立尼达业务的所有原油和凝析油被出售给传统石油有限公司(遗产)。2018年，EOG特立尼达业务的所有原油和凝析油都出售给了美国遗产公司及其前身特立尼达和多巴哥石油公司。2019年和2018年，EOG在中国的所有天然气都出售给了中石油有限公司。
EOG的所有衍生工具都由国际掉期交易商协会(ISDA)与对手方签订的总协议(ISDA)所涵盖。ISDAs可能包含一些条款，要求EOG在净负债状况下，在净负债金额超过EOG当时的当前信用评级的门槛水平时，提供抵押品。此外，ISDAs还可以规定，由于某些情况，包括某些事件，导致EOG的信用评级大大低于当时的信用评级，交易对手可要求根据“反洗钱法”立即清算所有未清偿的衍生工具。所有截至2019年12月31日处于净负债状况的衍生工具的总公允价值见附注13。不 张贴和持有的担保品不 担保品2019年12月31日和2018.
F-33
13. 公允价值计量
EOG的某些金融和非金融资产和负债在综合资产负债表上按公允价值报告。一个既定的公允价值等级优先考虑用于公允价值计量的投入的相对可靠性。该层次结构给予一级投入最高的优先权，这些投入代表活跃市场中未调整的市场市场价格，报告实体在计量日有能力获取相同的资产和负债。二级投入是直接或间接可观测的投入，但报价不包括在1级内。三级投入是不可观测的投入，在层次结构中具有最低的优先级。EOG考虑到其对手方的信用风险，以及它自己的信用风险，当以公允价值计量金融资产和负债时。
下表提供公平价值等级范围内的公允价值计量信息，用于按公允价值计算的某些EOG金融资产和负债，这些资产和负债是在12月31日按公允价值定期承担的，2019和2018。以千计的数字。
公允价值计量采用： | |||||||||||||||
引文 价格 主动 市场 (1级) | 显着 其他 可观察 投入 (第2级) | 显着 看不见 投入 (第3级) | 共计 | ||||||||||||
2019年12月31日 | |||||||||||||||
金融资产(1): | |||||||||||||||
天然气液体交换 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
天然气调换 | |||||||||||||||
金融负债(2): | |||||||||||||||
原油互换 | |||||||||||||||
2018年12月31日 | |||||||||||||||
金融资产(1): | |||||||||||||||
原油互换 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
(1) | $ |
(2) | $ |
原油、天然气和天然气衍生产品合同(包括期权/项圈)的公允价值估计依据的是以报价为基础的远期商品价格曲线，商品衍生产品合同是通过使用适用于不同类型估值模型的独立第三方衍生品估值提供者来估价的。
按公允价值对资产退休债务的初步计量采用贴现现金流动技术，并根据与不动产、厂场和设备有关的未来退休成本的内部估计数计算，用于计算资产退休义务的重要三级投入包括插入成本和储备寿命，对EOG的资产退休义务的调节见附注15。
期间2019已证实的石油和天然气特性；其他不动产、厂房和设备；以及其他资产，账面金额为$998 百万记作他们的公允价值$701 百万，导致税前减值费用$297 百万。包括在$297 百万税前减值费用为$152 百万对已证实的石油和天然气属性的损害，EOG利用第三方购买者接受的报价作为确定公允价值的依据。此外，EOG记录的减值费用2019的$90 百万对于大宗商品价格相关的其他资产减记。
期间2018已证实的石油和天然气特性；其他不动产、厂房和设备；以及其他资产，账面金额为$482 百万记作他们的公允价值$308 百万，导致税前减值费用$174 百万。包括在$174 百万税前减值费用为$104 百万对已证实的石油和天然气属性的损害，EOG利用第三方购买者接受的报价作为确定公允价值的依据。此外，EOG记录的税前减值费用2018的$49 百万对于大宗商品价格相关的其他资产减记。
F-34
与减值分析中使用的贴现现金流计算有关的重要的三级投入包括EOG对未来原油、NGL和天然气价格的估计、生产成本、开发支出、已探明储量的预期产量、适当的风险调整贴现率和其他相关数据。
EOG利用来自可比市场交易的每英亩平均价格和估算的折现现金流作为依据，分别确定在非现金财产交易所收到的未证实和已证实财产的公允价值。见注10。
债务的公允价值。在…2019年12月31日和2018EOG分别有突出的表现。$5,140 百万和$6,040 百万高级票据本金总额，估计公允价值约为$5,452 百万和$6,027 百万债务的估计公允价值分别是以市场报价为基础的，如果没有这种价格，则根据其他可观察到的(第2级)投入，这些投入将在年底提供给EOG。
14. 核算某些长期资产
EOG通过将折旧、损耗和摊销组预期未折现的未来现金流量与资产的未摊销资本成本进行比较，审查其已证实的用于减值的石油和天然气特性，并使用ASC的公允价值计量主题中描述的收入方法将确定受损的资产的账面价值调整为估计公允价值。在某些情况下，EOG利用第三方买家接受的报价作为确定公允价值的依据。
期间2019，已证实的石油和天然气性质，携带量为$408 百万记作他们的公允价值$201 百万，导致税前减值费用$207 百万。期间2018，已证实的石油和天然气性质，携带量为$139 百万记作他们的公允价值$18 百万，导致税前减值费用$121 百万。我p飞机2019, 2018和2017包括国内遗留天然气资产。摊销和减值未探明的石油和天然气财产成本，包括资本利息摊销$220 百万, $173 百万和$211 百万期间2019, 2018和2017分别。
15. 资产退休债务
下表列出与不动产、厂房和设备退休有关的短期和长期法律义务的开始和结束总额的核对情况。2019年12月31日和2018(千)：
2019 | 2018 | ||||||
期初账面金额 | $ | $ | |||||
发生的负债 | |||||||
债务结算(1) | ( | ) | ( | ) | |||
吸积 | |||||||
修订 | ( | ) | |||||
外币换算 | |||||||
期末账面金额 | $ | $ | |||||
电流部分 | $ | $ | |||||
非电流部分 | $ | $ | |||||
(1) | 包括与资产出售有关的结算。 |
EOG资产退休债务的流动和非流动部分分别列在综合资产负债表上的流动负债-其他负债和其他负债中。
F-35
16. 探井成本
EOG在截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日终了年度的资本化探井成本净变化情况如下(千)：
2019 | 2018 | 2017 | |||||||||
1月1日结余 | $ | $ | $ | ||||||||
待确定已探明储量 | |||||||||||
改叙为证明性质 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
记作开支的费用(1) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
12月31日余额 | $ | $ | $ | ||||||||
(1) | 包括资本化的探井成本，计入干井成本或减值。 |
截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日，所有探井成本已资本化不到一年。
17. 收购和剥离
在2019年期间，EOG支付了现金购买$328 百万在美国。另外在2019，EOG确认的资产处置净收益$124 百万主要原因是在新墨西哥州出售了生产物业、土地和其他资产，以及非现金财产交易所，并获得了大约的收益。$140 百万.
2018年期间，EOG确认资产处置净收益为$175 百万主要原因是德州、新墨西哥州和怀俄明州的非现金地产交易所。此外，EOG在2018年收到的收益约为$227 百万主要原因是2018年第四季度出售了其在英国的业务。
在2017年期间，EOG确认了资产处置方面的净亏损$99 百万并收到了大约$227 百万主要来自德克萨斯州和俄克拉荷马州的生产物业、其他资产和种植面积的销售。
同样在2017年期间，EOG完成了大约$73 百万在美国各地区取得生产财产。
F-36
18. 租赁
租赁成本按ROU资产的功能分类。与勘探和开发活动有关的租赁费用最初包括在综合资产负债表上的石油和天然气属性项目中，后来按照ASC的采掘业-石油和天然气专题入账。可变租赁费用是指与租赁设备有关的合同最低付款和其他费用以外发生的费用，主要是属于经营租赁的钻井和压裂合同的费用。2019年12月31日终了年度的租赁费用构成部分如下(以百万计)：
年终 (一九二零九年十二月三十一日) | |||
经营租赁成本 | $ | ||
融资租赁费用： | |||
租赁资产摊销 | |||
租赁负债利息 | |||
可变租赁成本 | |||
短期租赁费用 | |||
租赁费用总额 | $ | ||
下表列出EOG截至2019年12月31日的未偿ROU资产及相关租赁负债和补充信息的数额和分类(以百万计，租约条款和贴现率除外)：
描述 | 资产负债表上的位置 | 金额 | ||||
资产 | ||||||
经营租赁 | 其他资产 | $ | ||||
融资租赁 | 财产、厂房和设备，净额(1) | |||||
共计 | $ | |||||
负债 | ||||||
电流 | ||||||
经营租赁 | 经营租赁负债的当期部分 | $ | ||||
融资租赁 | 长期债务的当期部分 | |||||
长期 | ||||||
经营租赁 | 其他负债 | |||||
融资租赁 | 长期债务 | |||||
共计 | $ | |||||
(1) | 融资租赁资产记作累计摊销净额$ |
年终 (一九二零九年十二月三十一日) | ||
加权平均剩余租赁期(以年份为单位)： | ||
经营租赁 | ||
融资租赁 | ||
加权平均贴现率： | ||
经营租赁 | % | |
融资租赁 | % | |
F-37
2019年12月31日终了年度支付的租赁现金如下(以百万计)：
年终 (一九二零九年十二月三十一日) | |||
偿还与经营活动有关的经营租契负债 | $ | ||
偿还与投资活动有关的经营租契负债 | |||
偿还融资租赁负债 | |||
于2019年1月1日起采用ASU 2016-02，EOG认可的经营租赁ROU资产$566 百万。截至2019年12月31日止的12个月的非现金租赁活动包括$784 百万经营租赁。
截至2019年12月31日，不可取消租约的未来最低租金如下(以百万计)：
经营租赁 | 融资租赁 | ||||||
2020 | $ | $ | |||||
2021 | |||||||
2022 | |||||||
2023 | |||||||
2024 | |||||||
2025年及以后 | |||||||
租赁付款总额 | |||||||
减：对现值的折扣 | |||||||
租赁负债总额 | |||||||
减：租赁负债的当期部分 | |||||||
长期租赁负债 | $ | $ | |||||
截至2019年12月31日，EOG拥有$699 百万，其中$521 百万和$178 百万预计分别于2020年和2021年开始，租期为1个月10 年数.
截至2018年12月31日，在ASU 2016-02和其他相关的华硕公司通过之前，未来在不可取消租约下的最低承诺，包括非租赁部分和不包括租赁期少于12个月的合同，如下(以百万计)：
经营租赁 | 融资租赁 | ||||||
2019 | $ | $ | |||||
2020 | |||||||
2021 | |||||||
2022 | |||||||
2023 | |||||||
2024年及以后 | |||||||
租赁付款总额 | $ | $ | |||||
F-38
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料
(以千计，但每股数据除外，除非另有说明)
(未经审计)
油气生产活动
以下披露是根据财务会计准则委员会会计准则更新第2010-03号“石油和天然气储备估计和披露”以及美国证券和交易委员会(SEC)关于“石油和天然气报告现代化”的最后规则进行的。
石油和天然气储量这些资料的使用者应认识到，估算“已证实”、“已证实”和“已证实未开发”原油、天然气液体和天然气储量数量的过程是复杂的，在评价每个储层的现有地质、工程和经济数据时需要作出重大的主观决定。随着时间的推移，某一储集层的数据也可能因多种因素而发生重大变化，包括但不限于额外的开发活动；不断演变的生产历史；原油和凝析油、NGL和天然气价格；以及不断重新评估不同经济条件下生产的可行性。因此，对现有储量估计数的重大修正(向上或向下)可能会不时发生。虽然作出了合理的努力，以确保所报告的储量估计数是最准确的评估，但由于所需主观决定的重要性和各水库现有数据的差异，这些估计通常不像财务报表披露中提出的其他估计那样精确。关于相关讨论，见项目1A，风险因素。
探明储量是指原油、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，在当时现有的经济条件、操作方法和政府规定的现有经济条件下，在提供经营权的合同到期之前，从已知的储油层提前到某一特定日期，可以经济地生产这些储量，除非有证据表明，更新是合理肯定的，无论是否采用确定性或概率方法进行估算。
已探明的已开发储量是指根据估算时使用的作业方法，通过现有的井和设备，或如果任何所需设备的费用相对于新井的费用相对较小的情况下，预计将收回的探明储量。
已探明的未开发储量(PUD)是指预期将从未钻探面积的新井中回收的储量，或从需要较大支出才能重新完成的现有井中回收的储量。未钻探面积的储量仅限于那些直接抵消开发间隔区，这些地区在钻探时合理地肯定生产，除非存在使用可靠技术的证据，以确定在更远的距离上经济可生产性的合理确定性。只有根据当时的钻探和发展计划，在记录油库之日起五年内，才能记录某一未钻探地点，除非具体因素(如证券交易委员会工作人员发布的解释指南中所述的因素)证明有较长的时间范围。同样，如果根据当时的-目前的钻井和发展计划，与某一未开发的钻井地点有关的油井应从已探明储量的估计中删除，钻探日期自记录油箱之日起计五年以上。EOG已为所有与其油底壳相关的钻井地点制定了发展计划。2019年12月31日.根据这些计划，每个PUD地点都将在记录之日起五年内进行钻探，对PUD的估计不归因于考虑采用液体注入或其他改进的采油技术的任何面积，除非这些技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术证明合理确定性的其他证据证明是有效的。
EOG的技术人员，包括工程师和地球科学家，在估算泥浆时，在其前景清单中对每个潜在的钻井地点进行详细的技术分析。在确定这些地点中哪些位置将穿透地层中可以合理确定为连续且含有经济上可生产的原油、NGL和天然气的未钻孔部分时，使用大量的数据元素和分析技术进行研究。EOG的技术人员利用地震技术对所涉及的全部油气进行估计，通常采用二维和三维数据。这一分析与其他静态数据相结合，包括但不限于岩心分析、地层的力学特性、热成熟度指标和现有渗透的测井曲线。利用高度专业化的设备准备岩石样品，以评估有助于孔隙度和渗透率的微结构。
然后，结合动态数据分析，得出油气部分采收率的估计值，所采用的数据分析技术包括但不限于：试井分析、静态井底压力分析、流动井底压力分析、历史生产趋势分析、压力瞬态分析和速率瞬变分析。专有速率瞬态分析技术在低渗透岩石中的应用可量化裂缝和岩石基质对产量的贡献估计。
F-39
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
最优完井技术的影响是一个关键因素，可以确定未来地点所反映的油坑是否具有合理的经济可采性。EOG的技术人员估计，在完成多阶段压裂刺激的水平井时，可能会取得采收率的改善。在游戏开发的早期阶段，EOG利用上述分析技术，结合先导钻井程序和微震数据收集，确定水平横向和多阶段裂缝刺激的最佳长度。
静态和动态资料的分析、完井优化和早期开发活动的结果为反映油藏的经济生产提供了适当的确定性和支持，EOG通过在低渗透资源库模拟油藏中的成功应用，发现该方法是有效的。
EOG的某些特立尼达储量是根据生产共享合同持有的，EOG的兴趣随价格和生产量的不同而变化。特立尼达储量按净额列报，假定在作出估计时的价格以及EOG对未来产量的估计。未来价格的波动、生产率或政治或监管环境的变化可能会导致EOG在未来特立尼达储备中所占的份额与现在的相比有很大的不同。
已探明储量估计数2019年12月31日, 2018和2017工程和采购部直接负责EOG的储备评估过程，由17名专业人员组成，他们至少持有工程学士学位，其中4人是注册专业工程师。工程和收购部副总裁是该部门的经理，是负责这一过程的主要技术人员。工程和收购部副总裁拥有石油工程科学学士学位，具有33年的储备评估经验，是一名注册专业工程师。
EOG的储量估算过程是由工程和采购部根据EOG对这一过程的内部控制而协调的一项协作工作。储备信息以及用于估算此类储量的模型存储在安全的数据库中。用于储量估算模型的非技术投入，包括原油、NGL和天然气价格、生产成本、运输成本、未来资本支出和EOG的净拥有率，都是从EOG内部的其他部门获得的。EOG的内部审计部门对这些非技术投入进行测试。此外，EOG聘请了独立的石油顾问DeGolyer和MacNaughton(D&M)。对选定的EOG资产进行独立的储量评估，其中不少于EOG对已探明储量估计值的75%。EOG董事会要求D&M和EOG对D&M评估的财产的储备总量变化不超过5%。一旦完成，EOG的年终准备金将提交给高级管理层，包括董事会主席和首席执行官；首席运营官；勘探和生产执行副总裁；执行副总裁和首席财务官，供批准。
D&M对截止年度的意见2019年12月31日, 2018和2017在石油净当量桶基础上分别占EOG已探明储量的82%、79%和79%的覆盖产区。D&M公司的意见表明，EOG工程和采购部为D&M审查的财产编制的已探明储量估计数，与D&M编制的石油净当量桶总储量相比，与D&M编制的估计值没有太大差别，具体而言，D&M的这类估计与EOG的工程和收购部编制的估计数的总和相差不超过5%。D&M的所有报告都是利用EOG提供的地质和工程数据编制的。D&M 2020年1月24日的报告进一步讨论了D&M编制的储备估计和评价，以及D&M主要负责监督这些估计和评价的技术人员的资格，附于表10-K的附录99.1，并在此以参考方式纳入本年度报告。
之后没有重大发现或其他有利或不利事件2019年12月31日，据信造成了截至该日已探明净储量估计数的重大变化。
下表列出了EOG截至12月31日为止四年中每年的净探明储量2019年12月31日，以及在本报告所述期间，每三年的已证实净储量的变化情况。2019年12月31日，据EOG工程和采购部估计：
F-40
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
净证明准备金摘要
联合 各国 | 特立尼达 | 其他 国际(1) | 共计 | ||||||||
净探明储量 | |||||||||||
原油(MBbl)(2) | |||||||||||
截至2016年12月31日的已探明储量净额 | |||||||||||
修订以前的估计数 | ( | ) | |||||||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | |||||||
生产 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||
2017年12月31日已探明净储量 | |||||||||||
修订以前的估计数 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
生产 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||
2018年12月31日已探明净储量 | |||||||||||
修订以前的估计数 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | |||||||
生产 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||
截至2019年12月31日的已探明储量净额 | |||||||||||
天然气液体(MBBL)(2) | |||||||||||
截至2016年12月31日的已探明储量净额 | |||||||||||
修订以前的估计数 | |||||||||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | |||||||
生产 | ( | ) | ( | ) | |||||||
2017年12月31日已探明净储量 | |||||||||||
修订以前的估计数 | |||||||||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | |||||||
生产 | ( | ) | ( | ) | |||||||
2018年12月31日已探明净储量 | |||||||||||
修订以前的估计数 | |||||||||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | |||||||
生产 | ( | ) | ( | ) | |||||||
截至2019年12月31日的已探明储量净额 | |||||||||||
F-41
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
联合 各国 | 特立尼达 | 其他 国际(1) | 共计 | ||||||||
天然气(3) | |||||||||||
截至2016年12月31日的已探明储量净额 | |||||||||||
修订以前的估计数 | ( | ) | |||||||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | |||||||
生产 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||
2017年12月31日已探明净储量 | |||||||||||
修订以前的估计数 | ( | ) | ( | ) | |||||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | |||||||
生产 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||
2018年12月31日已探明净储量 | |||||||||||
修订以前的估计数 | ( | ) | ( | ) | |||||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | |||||||
生产 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||
截至2019年12月31日的已探明储量净额 | |||||||||||
石油当量(MBoe)(2) | |||||||||||
截至2016年12月31日的已探明储量净额 | |||||||||||
修订以前的估计数 | ( | ) | |||||||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | |||||||
生产 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||
2017年12月31日已探明净储量 | |||||||||||
修订以前的估计数 | ( | ) | ( | ) | |||||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||
生产 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||
2018年12月31日已探明净储量 | |||||||||||
修订以前的估计数 | ( | ) | ( | ) | |||||||
采购到位 | |||||||||||
扩展、发现和其他补充 | |||||||||||
销售到位 | ( | ) | ( | ) | |||||||
生产 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||
截至2019年12月31日的已探明储量净额 | |||||||||||
(1) | 其他国际业务包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。联合王国的业务于2018年第四季度出售。 |
(2) | 1000桶或1000桶石油当量(视情况而定)；石油等价物包括原油和凝析油、NGL和天然气。原油与凝析油或NGL与天然气之比为1.0桶原油与凝析油或NGLs与6000立方英尺天然气之比可确定石油当量。 |
(3) | 十亿立方英尺 |
F-42
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
2019年期间，EOG通过钻井活动和主要探明地区的技术评估，增加了7.5亿桶石油当量(MMBoe)，主要是在二叠纪盆地、鹰福特(Eagle Ford)和落基山区。2019年新增的石油储量中，约72%是原油、凝析油和NGL，基本上都在美国。取代5 MMBoe的销售主要与出售某些南德克萨斯州地区的业务以及出售或交换其他生产资产有关。对2019年前60 MMBoe负估计数的修正包括2019年12月31日使用的平均原油、NGLs和天然气价格下降，储量估计数与前一年估计的价格相比有所下降。受影响的主要地区是落基山区。取代17名MMBoe的采购主要与南得克萨斯州地区有关。
2018年，EOG通过钻探活动和主要探明地区的技术评估，增加了670 MMBoe探明储量，主要是在二叠纪盆地、鹰福特、落基山区和中部大陆地区。2018年新增储量中，约76%是原油、凝析油和NGLs，基本上都在美国。取代11 MMBoe的销售主要与出售英国业务以及出售或交换其他生产资产有关。对2018年负5 MMBoe估计数的修订包括上调35 MMBoe，主要原因是2018年12月31日使用的平均原油、NGL和天然气价格增加，储量估计数与前一年估计的价格相比有所增加。受影响的主要地区是落基山区、鹰福特河和二叠纪盆地。40 MMBoe价格以外的其他向下修正主要是由于生产预测的变化和生产成本的提高。取代12名MMBoe的采购主要与南得克萨斯地区有关。
2017年，EOG通过钻探活动和主要探明地区的技术评估，增加了421位探明储量，主要是在二叠纪盆地、鹰福特、落基山区和特立尼达。2017年新增储量中，约67%是原油、凝析油和NGLs，92%在美国。取代21 MMBoe的销售主要与某些生产资产的出售或交换有关。对2017年202 MMBoe先前估计数的修订包括上调154 MMBoe，主要原因是2017年12月31日平均原油、NGL和天然气价格上涨，储量估计数与前一年估计的价格相比有所增加。受影响的主要戏剧是落基山区、鹰福特和二叠纪盆地。除价格为48 MMBoe外，其他正修正主要是由于二叠纪盆地油井性能的改善和生产成本的降低。取代2 MMBoe的采购主要与二叠纪盆地有关。
F-43
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
联合 各国 | 特立尼达 | 其他 国际(1) | 共计 | ||||||||
已探明净储量 | |||||||||||
原油(MBbl) | |||||||||||
2016年12月31日 | |||||||||||
2017年12月31日 | |||||||||||
2018年12月31日 | |||||||||||
2019年12月31日 | |||||||||||
天然气液体(MBBL) | |||||||||||
2016年12月31日 | |||||||||||
2017年12月31日 | |||||||||||
2018年12月31日 | |||||||||||
2019年12月31日 | |||||||||||
天然气 | |||||||||||
2016年12月31日 | |||||||||||
2017年12月31日 | |||||||||||
2018年12月31日 | |||||||||||
2019年12月31日 | |||||||||||
石油当量(MBoe) | |||||||||||
2016年12月31日 | |||||||||||
2017年12月31日 | |||||||||||
2018年12月31日 | |||||||||||
2019年12月31日 | |||||||||||
已探明未开发储量净额 | |||||||||||
原油(MBbl) | |||||||||||
2016年12月31日 | |||||||||||
2017年12月31日 | |||||||||||
2018年12月31日 | |||||||||||
2019年12月31日 | |||||||||||
天然气液体(MBBL) | |||||||||||
2016年12月31日 | |||||||||||
2017年12月31日 | |||||||||||
2018年12月31日 | |||||||||||
2019年12月31日 | |||||||||||
天然气 | |||||||||||
2016年12月31日 | |||||||||||
2017年12月31日 | |||||||||||
2018年12月31日 | |||||||||||
2019年12月31日 | |||||||||||
石油当量(MBoe) | |||||||||||
2016年12月31日 | |||||||||||
2017年12月31日 | |||||||||||
2018年12月31日 | |||||||||||
2019年12月31日 | |||||||||||
(1) | 其他国际业务包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。联合王国的业务于2018年第四季度出售。 |
F-44
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
净探明未开发储量。 下表显示EOG已探明的未开发储量的变化情况。 2019, 2018和2017(MBoe)：
2019 | 2018 | 2017 | ||||||
1月1日结余 | ||||||||
扩展和发现 | ||||||||
修订 | ( | ) | ( | ) | ||||
获取准备金 | ||||||||
出售储备金 | ( | ) | ||||||
转为已探明的已开发储量 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||
12月31日余额 | ||||||||
在截至2019年12月31日的12个月期间，油坑总数增加了228个MMBoe，达到1 608 MMBoe。EOG通过钻井活动增加了约38个MMBoe，但仍有大量费用用于完井。根据EOG用于识别和记录泥浆的技术(见本年度报告表格10-K第F-39页和F-40页所用技术的讨论)，EOG增加了540 MMBoe。PUD的增加主要在二叠纪、鹰福特和较小程度上的落基山区，新增的73%是原油、凝析油和天然气。在2019年期间，EOG钻探和转移了302块已探明的矿坑，总资本成本为30.32亿美元。所有污水池，包括钻探但未完成的油井(Ducs)，预定在原始储量预定后5年内完成。
在截至2018年12月31日的12个月期间，油坑总数增加217枚，达到1 380 MMBoe。EOG通过钻井活动增加了约31 MMBoe，但仍有大量费用有待完成。根据EOG识别和记录油库的技术，EOG增加了460 MMBoe。PUD的增加主要在二叠纪盆地、Anadarko盆地、Eagle Ford和稍小的落基山区，而新增的80%是原油、凝析油和NGLs。EOG钻探并将266块油箱转移到已探明的已开发储量，总资本成本为27.45亿美元。
在截至2017年12月31日的12个月期间，油坑总数增加了110 MMBoe，达到1 163 MMBoe。EOG通过钻井活动增加了约38个MMBoe，但仍有大量费用需要完成。根据EOG用于识别和记录油坑的技术，EOG增加了199 MMBoe。PUD的增加主要在二叠纪盆地，较小程度上是Eagle Ford和落基山区，其中74%是原油、凝析油和NGL。EOG以14.4亿美元的总资本成本向已探明的已开发储量钻探并转移了153 MMBoe。修正后的储量总计为正33 MMBoe，主要原因是二叠纪盆地补偿井性能的改善、2017年12月31日平均原油和天然气价格上涨的影响、储量估计与前一年估计的价格相比，以及成本降低。2017年期间，EOG出售或交换了8种主要在二叠纪盆地的油泥。
F-45
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
与石油和天然气生产活动有关的资本成本。 下表列出与EOG原油、NGL和天然气生产活动有关的资本成本 2019年12月31日和2018:
2019 | 2018 | ||||||
证明性质 | $ | $ | |||||
未证明性质 | |||||||
共计 | |||||||
累计折旧、损耗和摊销 | ( | ) | ( | ) | |||
资本成本净额 | $ | $ | |||||
石油和天然气财产购置、勘探和开发活动的费用。下表披露的购置、勘探和开发费用符合会计准则编纂(ASC)“采掘业-石油和天然气”专题中的定义。
购置费用包括购买、租赁或以其他方式取得财产的费用。
勘探费用包括勘探井的增加，包括正在进行的勘探，以及勘探费用。
开发费用包括增加生产设施和设备，增加开发井，包括正在进行中的井。
F-46
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
下表列出了与EOG石油和天然气活动有关的截至年度的费用。2019年12月31日, 2018和2017:
联合 各国 | 特立尼达 | 其他 国际(1) | 共计 | ||||||||||||
2019 | |||||||||||||||
物业购置成本 | |||||||||||||||
未证明(2) | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
证明(3) | |||||||||||||||
小计 | |||||||||||||||
勘探成本 | |||||||||||||||
发展成本(4) | |||||||||||||||
共计 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
2018 | |||||||||||||||
物业购置成本 | |||||||||||||||
未证明(5) | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
证明(6) | |||||||||||||||
小计 | |||||||||||||||
勘探成本 | |||||||||||||||
发展成本(7) | ( | ) | |||||||||||||
共计 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
2017 | |||||||||||||||
物业购置成本 | |||||||||||||||
未证明(8) | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
证明(9) | |||||||||||||||
小计 | |||||||||||||||
勘探成本 | |||||||||||||||
发展成本(10) | |||||||||||||||
共计 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
(1) | 其他国际业务主要包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。联合王国的业务于2018年第四季度出售。 |
(2) | 包括未证明的非现金租赁购置费$ |
(3) | 包括非现金证明的财产购置费用$ |
(4) | 包括资产退休费用$ |
(5) | 包括未证明的非现金租赁购置费$ |
(6) | 包括非现金证明的财产购置费用$ |
(7) | 包括资产退休费用$ |
(8) | 包括未证明的非现金租赁购置费$ |
(9) | 包括非现金证明的财产购置费用$ |
(10) | 包括资产退休费用$ |
F-47
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
石油和天然气生产活动的运作结果 (1)。下表列出了截至年底的石油和天然气生产活动的业务结果。2019年12月31日, 2018和2017:
联合 各国 | 特立尼达 | 其他 国际(2) | 共计 | ||||||||||||
2019 | |||||||||||||||
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
其他 | |||||||||||||||
共计 | |||||||||||||||
勘探成本 | |||||||||||||||
干孔成本 | |||||||||||||||
运输成本 | |||||||||||||||
收集和加工费用 | |||||||||||||||
生产成本 | |||||||||||||||
损伤 | |||||||||||||||
折旧、损耗和摊销 | |||||||||||||||
所得税前收入(损失) | ( | ) | |||||||||||||
所得税规定 | |||||||||||||||
业务结果 | $ | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||||
2018 | |||||||||||||||
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
其他 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
共计 | |||||||||||||||
勘探成本 | |||||||||||||||
干孔成本 | |||||||||||||||
运输成本 | |||||||||||||||
收集和加工费用(3) | |||||||||||||||
生产成本 | |||||||||||||||
损伤 | |||||||||||||||
折旧、损耗和摊销 | |||||||||||||||
所得税前收入(损失) | ( | ) | |||||||||||||
所得税规定 | |||||||||||||||
业务结果 | $ | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||||
2017 | |||||||||||||||
原油和凝析油、天然气液体和天然气收入 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
其他 | ( | ) | |||||||||||||
共计 | |||||||||||||||
勘探成本 | |||||||||||||||
干孔成本 | |||||||||||||||
运输成本 | |||||||||||||||
生产成本 | |||||||||||||||
损伤 | |||||||||||||||
折旧、损耗和摊销 | |||||||||||||||
所得税前收入(损失) | ( | ) | |||||||||||||
所得税准备金(福利) | ( | ) | |||||||||||||
业务结果 | $ | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||||
(1) | 不包括金融商品衍生产品合同的市场损益、准备金及相关资产的销售损益、利息费用和公司在截至终了的三年中每年的一般开支。2019年12月31日. |
(2) | 其他国际业务主要包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。联合王国的业务于2018年第四季度出售。 |
(3) | 自2018年1月1日起，EOG通过了“2014-09年会计准则更新”(ASU)“与客户签订合同的收入”(ASU 2014-09年)的规定。关于2014-09年ASU的通过，EOG将与其美国分部内某些加工和销售协议有关的天然气加工费列为收集和加工费用，而不是作为对天然气收入的扣减。天然气加工费列报方式的变化对营业收入或净收入没有影响(见综合财务报表附注1)。 |
F-48
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
下表列出了石油当量每桶的生产成本，不包括离职/生产和从价税。2019年12月31日, 2018和2017:
联合 各国 | 特立尼达 | 其他 国际(1) | 复合材料 | ||||||||||||
截至2019年12月31日止的年度 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
2018年12月31日 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
2017年12月31日终了年度 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
(1) | 其他国际业务主要包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。联合王国的业务于2018年第四季度出售。 |
探明油气储量未来现金流量贴现标准计量以下资料是根据美国石油天然气公司“采掘工业-石油和天然气”专题规定的程序以及EOG工程和采购部估计的原油、NGL和天然气储量及生产量编制的，这些估计数是根据这几年商品价格的12个月平均数计算的。2019, 2018和20174.下列信息可能对某些比较目的有用，但不应仅依赖于评价EOG或其性能。此外，下表所载信息不应被视为代表对未来现金流量的现实评估，也不应将未来现金流量贴现的标准计量视为代表EOG的现值。
下文列出的未来现金流量是根据截至预测日期的销售价格、成本率和法定所得税税率计算的，预计今后可能会对原油、天然气和天然气储量的一些估计数进行重大修改，开发和生产储备的时间可能不是假定的，实际实现的价格和发生的费用可能与所用的时期相差很大。
管理层在作出投资和业务决定时不依赖下列信息，这类决定基于广泛的因素，包括对可能的和可能的储备以及已证实的储量的估计，以及被认为更能代表可能预期的一系列可能的经济条件的各种不同的价格和费用假设。
F-49
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
下表列出了截止年度预计EOG石油和天然气储量预计生产的未来现金流量贴现标准计量。2019年12月31日, 2018和2017:
联合 各国 | 特立尼达 | 其他 国际(1) | 共计 | ||||||||||||
2019 | |||||||||||||||
未来现金流入(2) | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
未来生产成本 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
未来发展成本 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
未来所得税 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
未来净现金流量 | |||||||||||||||
按年率10%计算的现值折扣 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
与已探明油气储量有关的未来现金流量贴现标准计量 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
2018 | |||||||||||||||
未来现金流入(3) | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
未来生产成本 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
未来发展成本 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
未来所得税 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
未来净现金流量 | |||||||||||||||
按年率10%计算的现值折扣 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
与已探明油气储量有关的未来现金流量贴现标准计量 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
2017 | |||||||||||||||
未来现金流入(4) | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
未来生产成本 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
未来发展成本 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
未来所得税 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
未来净现金流量 | |||||||||||||||
按年率10%计算的现值折扣 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
与已探明油气储量有关的未来现金流量贴现标准计量 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
(1) | 其他国际业务包括EOG在英国、中国和加拿大的业务。联合王国的业务于2018年第四季度出售。 |
(2) | 用于计算美国、特立尼达和其他国际公司2019年未来现金流入的原油估计价格是$ |
(3) | 用于计算2018年美国、特立尼达和其他国际原油流入量的原油价格估计为$ |
(4) | 用于计算美国、特立尼达和其他国际组织2017年未来现金流入的原油价格估计数为$ |
F-50
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(续)
未来贴现现金流量标准化计量的变化。 下表列出截至12月31日为止的三年内每年的折现未来现金流量标准计量的变化情况。 2019年12月31日:
联合 各国 | 特立尼达 | 其他 国际(1) | 共计 | ||||||||||||
2016年12月31日 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||||
价格和生产成本的净变化 | |||||||||||||||
延长、发现、增加和改进的回收，扣除相关费用 | |||||||||||||||
发展费用 | |||||||||||||||
对发展费用估计数的修订 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||||
修订以前的数量估计数 | ( | ) | |||||||||||||
增值折扣 | |||||||||||||||
所得税净变动 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
采购已到位的准备金 | |||||||||||||||
已到位的储备销售 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
时间和其他方面的变化 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
2017年12月31日 | |||||||||||||||
石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
价格和生产成本的净变化 | |||||||||||||||
延长、发现、增加和改进的回收，扣除相关费用 | |||||||||||||||
发展费用 | |||||||||||||||
对发展费用估计数的修订 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||||
修订以前的数量估计数 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
增值折扣 | |||||||||||||||
所得税净变动 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||||
采购已到位的准备金 | |||||||||||||||
已到位的储备销售 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||||
时间和其他方面的变化 | ( | ) | |||||||||||||
2018年12月31日 | |||||||||||||||
石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
价格和生产成本的净变化 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
延长、发现、增加和改进的回收，扣除相关费用 | |||||||||||||||
发展费用 | |||||||||||||||
对发展费用估计数的修订 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
修订以前的数量估计数 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
增值折扣 | |||||||||||||||
所得税净变动 | |||||||||||||||
采购已到位的准备金 | |||||||||||||||
已到位的储备销售 | ( | ) | ( | ) | |||||||||||
时间和其他方面的变化 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | |||||||
2019年12月31日 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
(1) |
F-51
EOG资源公司
合并财务报表的补充资料(结束语)
未经审计的季度财务信息
(单位：千，除每股数据外)
季度结束 | 3月31日 | 六月三十日 | 9月30日 | 12月31日 | |||||||||||
2019 | |||||||||||||||
营业收入和其他 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
营业收入 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
所得税前收入 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
所得税规定 | |||||||||||||||
净收益 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
每股净收入(1) | |||||||||||||||
基本 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
稀释 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
平均普通股数 | |||||||||||||||
基本 | |||||||||||||||
稀释 | |||||||||||||||
2018 | |||||||||||||||
营业收入和其他 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
营业收入 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
所得税前收入 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
所得税规定 | |||||||||||||||
净收益 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
每股净收入(1) | |||||||||||||||
基本 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
稀释 | $ | $ | $ | $ | |||||||||||
平均普通股数 | |||||||||||||||
基本 | |||||||||||||||
稀释 | |||||||||||||||
(1) | 每股季度净收益之和可能与每股净收益总额不一致，因为每季度的计算都是根据已发行普通股加权平均数计算的。 |
F-52
展品
(I)以星号(*)并在此存档；或(Ii)一个磅号(#)而不在此存档，而根据规例S-K第601(B)(4)(Iii)(A)项，登记人现同意应要求向美国证券交易委员会(证券交易委员会)提供该等证物的副本。
陈列品 数 | 描述 | |
3.1(a) | - | 重报公司注册证明书，日期为一九八七年九月三日(截至2008年12月31日止的年度报告表3.1(A))(证交会档案编号001-09743)。 |
3.1(b) | - | 一九九三年五月五日“公司注册证明书修订证明书”(表4.1(B)载于“平等机会条例”第S-8号表格的注册声明，证交会档案编号33-52201，已於一九九四年二月八日提交)。 |
3.1(c) | - | 修订注册证明书证明书，日期为一九九四年六月十四日(表4.1(C)载于EOG的注册声明，载于表格S-8，证交会档案编号33-58103，1995年3月15日提交)。 |
3.1(d) | - | 修订“注册证明书”修订证明书，日期为1996年6月11日(附表3附件3(D)载于美国证券及期货交易委员会文件编号333-09919，载于EOG注册陈述书，编号333-09919，1996年8月9日提交)。 |
3.1(e) | - | “公司注册证明书修订证明书”，日期为1997年5月7日(表3(E)) |
3.1(f) | - | 所有权和兼并证书合并EOG资源公司。进入安然石油天然气公司，日期为1999年8月26日(EOG截至1999年12月31日的年度报告表3.1(F))(证交会档案编号001-09743)。 |
3.1(g) | - | 编号为2000年2月14日的系列初级参与优先股编号证书(2000年2月18日提交给EOG公司的注册声明表8-A，SEC档案编号001-09743)。 |
3.1(h) | - | 取消固定利率累积长期高级优先股，A系列，日期为2000年9月13日(表3.1(J))EOG在表格S-3上的登记声明，证交会档案编号333-46858，于2000年9月28日提交)。 |
3.1(i) | - | 取消灵活货币市场累积优先股证书，编号C，日期为2000年9月13日(2000年9月28日提交的EOG表格S-3登记声明，证交会第333-46858号文件，表3.1(K))。 |
3.1(j) | - | “消除灵活货币市场累积优先股证书，D系列”，日期为2005年2月24日(EOG截至2004年12月31日的10-K表格年度报告表3.1(K))(证交会档案编号001-09743)。 |
3.1(k) | - | 修订的E系列初级参与优先股编号证书，日期为2005年3月7日(EOG截至2007年12月31日的10-K表年度报告表3.1(M))(证交会档案编号001-09743)。 |
3.1(l) | - | 注册证书修订证明书，日期为2005年5月3日(截至2005年6月30日止的第10-Q号表格第10至Q号季度报告附录3.1(L))(证交会档案编号001-09743)。 |
3.1(m) | - | “消除固定利率累积永久高级优先股证书，B系列，日期为2008年3月6日(2008年3月6日提交的EOG当前表格8-K报告表3.1)”(证交会档案编号001-09743)。 |
3.1(n) | - | “公司注册证书修订证明书”，日期为2017年4月28日(2017年5月2日提交的EOG当前表格8-K报告表3.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
3.2 | - | 附例，1989年8月23日，经修正并于2015年9月22日起重新声明(EOG目前关于表格8-K的报告表3.1，于2015年9月28日提交)(证交会档案编号001-09743)。 |
*4.1 | - | 根据1934年“证券交易法”第12条注册的证券说明。 |
4.2 | - | 证明EOG普通股的证明书样本(截至1999年12月31日为止，EOG表格10-K的年度报告附录3.3)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.3 | - | 自1991年9月1日起，安然石油天然气公司(EOG的前身)与纽约梅隆信托公司(作为N.A.摩根大通银行(前身为德克萨斯商业银行全国协会)的继承者)作为受托人(EOG登记声明的附件4(A)，SEC第33-42640号文件，于1991年9月6日以书面形式提交)。 |
E-1
陈列品 数 | 描述 | |
#4.4(a) | - | 1998年4月3日安然石油天然气公司(EOG的前身)高级副总裁兼首席财务官的证明书，确定安然石油天然气公司定于2028年4月1日到期的6.65%债券的条款。 |
#4.4(b) | - | 关于安然石油天然气公司(EOG前身)2028年4月1日到期的6.65%债券的全球注记。 |
4.5 | - | 截至2009年5月18日，EOG与富国银行(WellsFargo Bank，National Association)之间的契约，作为受托人(2009年5月18日提交给EOG表格S-3的登记声明(SEC档案编号333-159301))。 |
4.6(a) | - | 确定2010年5月20日到期的EOG 2.95%的高级票据和4.40%的高级备注的高级证书(2010年5月26日提交的EOG当前表格8-K报告表4.2)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.6(b) | - | 2010年5月26日提交的EOG 2020年到期的4.40%高级说明的全球说明表格(2010年5月26日提交的EOG当前表格8-K报告表4.4)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.7(a) | - | 确定2016年到期的高级债券2.500%、2021年到期高级债券4.100%和浮动利率高级债券2014年到期日期为2010年11月23日的高级债券证书(2010年11月24日提交的EOG当前表格8-K报告表4.2)(美国证券交易委员会第001号-09743号文件)。 |
4.7(b) | - | 2010年11月24日提交的4.100%高级票据到期日期为2021年的全球说明表格(2010年11月24日提交的EOG当前表格8-K报告表4.4)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.8(a) | - | 确定“平等机会公约”第2023号到期日期为2012年9月10日的2.625%高级记录的高级官员证书(2012年9月11日提交的EOG当前表格8-K报告表4.2)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.8(b) | - | 全球备注的形式，涉及EOG 2023年到期的2.625%高级票据(2012年9月11日提交的EOG当前表格8-K报告表4.3)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.9(a) | - | 确定EOG 2020年到期高级说明的军官证书，日期为2014年3月21日(2004年3月25日提交的EOG当前表格8-K报告的附件4.2)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.9(b) | - | 全球说明的形式-关于EOG应于2020年到期的2.45%高级说明(2014年3月25日提交的EOG当前表格8-K报告表4.3)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.10(a) | - | 确定2025年到期的高级票据3.15%和2035年到期的3.90%高级票据的高级官员证书，日期为2015年3月17日(2015年3月19日提交的EOG当前表格8-K报告表4.2)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.10(b) | - | 全球说明的形式-关于将于2025年到期的EOG 3.15%高级说明(2015年3月19日提交的EOG当前表格8-K报告表4.3)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.10(c) | - | 全球备注的形式 |
4.11(a) | - | 确定2026年到期的高级票据4.15%和2016年1月14日到期的高级票据5.10%的高级证书(2016年1月15日提交的EOG当前表格8-K报告的附件4.2)(证交会档案编号001-09743)。 |
4.11(b) | - | 全球备注的形式 |
4.11(c) | - | 全球票据的形式 |
10.1(a)+ | - | EOG资源公司2008年综合股权补偿计划，自2008年5月8日起生效(2008年5月14日提交的EOG目前关于8-K表格的报告表10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.1(b)+ | - | EOG资源公司第一修正案2008年综合股权补偿计划，日期自2008年9月4日起生效(截至2008年9月30日止的第10-Q号季度报告见图10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.1(c)+ | - | EOG资源公司第二修正案2008年总括股权补偿计划，日期自2010年1月1日起生效(截至2010年3月31日止的季度表10-Q表表10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
E-2
陈列品 数 | 描述 | |
10.1(d)+ | - | EOG资源公司第三修正案2008年综合股权补偿计划，截止日期为2012年9月26日(截至2012年9月30日，EOG第10-Q号季度报告见表10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.1(e)+ | - | EOG资源公司股票期权协议格式。2008年综合股权补偿计划(适用于2011年2月23日之前提供的赠款)(2008年5月14日提交的EOG当前报告表10.2)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.1(f)+ | - | EOG资源公司股票期权协议格式。2008Omnibus权益补偿计划(适用于在2011年2月23日或之后作出的赠款)(截至2011年3月31日当季EOG第10-Q号季度报告的表10.3)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.1(g)+ | - | EOG资源股份有限公司通过股票结算的股票增值权协议的形式。2008年综合股权补偿计划(适用于在2011年2月23日之前作出的赠款)(2008年5月14日提交的EOG目前关于8-K表格的报告表10.3)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.1(h)+ | - | EOG资源股份有限公司通过股票结算的股票增值权协议的形式。2008Omnibus权益补偿计划(适用于在2011年2月23日或之后作出的赠款)(EOG截至2011年3月31日的季度报告表10.4)(SEC文件编号001-09743)。 |
10.1(i) | - | EOG资源股份有限公司非员工董事-已结算股票增值权协议的格式。2008年总括股权补偿计划(2008年5月14日提交的EOG目前表格8-K的报告表10.4)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.1(j)+ | - | EOG资源有限公司限制性股票奖励协议的格式。2008Omnibus股权补偿计划(2008年5月14日提交的EOG关于8-K表的最新报告表10.5)(SEC文件编号：001-09743)。 |
10.1(k)+ | - | EOG资源有限公司股份有限公司股份有限公司奖励协议格式。2008年综合股权补偿计划(2008年5月14日提交的EOG关于8-K表的最新报告表10.6号)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.1(l) | - | EOG资源有限公司非雇员董事限制性股票奖励协议格式。2008年总括股权补偿计划(2008年5月14日提交的EOG关于8-K表格的最新报告的表10.7)(证交会档案编号：001-09743)。 |
10.1(m) | - | EOG资源有限公司非雇员董事限制性股奖励协议的形式。2008年总括股权补偿计划(截至2012年6月30日当季EOG第10-Q号季度报告表10.3)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.1(n)+ | - | EOG资源有限公司业绩单位奖励协议格式。2008年综合股权补偿计划(2012年10月1日提交的EOG当前表格8-K报告表10.4)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.2(a)+ | - | 修订及恢复EOG资源公司2008年综合股权补偿计划，自2013年5月2日起生效(2013年5月3日提交的证交会第333-188352号文件表格S-8登记声明图4.4)。 |
10.2(b)+ | - | 经修订及重组的EOG资源有限公司股份有限公司股票奖励协议的格式。2008Omnibus股权补偿计划(适用于2017年9月25日之前发放的赠款)(2013年5月3日提交的证交会第333-188352号文件S-8表中的EOG登记声明附件4.5)。 |
10.2(c)+ | - | 经修订及重组的EOG资源有限公司股份有限公司股票奖励协议的格式。2008年综合股权补偿计划(适用于2017年9月25日或之后以及2018年9月27日之前的赠款)(2018年9月27日之前)(2018年9月29日提交的EOG当前表格8-K报告表10.1)(证交会文件编号001-09743)。 |
10.2(d)+ | - | 经修订及重组的EOG资源有限公司股份有限公司股票奖励协议的格式。2008年综合股权补偿计划(适用于2018年9月27日生效的赠款及其后的赠款)(截至2018年9月30日的季度报告，EOG第10-Q号季度报告表10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.2(e)+ | - | 经修订及重整的EOG资源有限公司股份有限公司股份有限公司奖励协议的格式。2008Omnibus股权补偿计划(适用于2017年9月25日之前的赠款)(2013年5月3日提交的证交会第333-188352号文件S-8表格登记声明表4.6)。 |
10.2(f)+ | - | 经修订及重整的EOG资源有限公司股份有限公司股份有限公司奖励协议的格式。2008年综合股权补偿计划(适用于2017年9月25日或之后以及2018年9月27日之前作出的赠款)(2018年9月27日之前)(2018年9月29日提交的EOG当前表格8-K报告表10.2)(证交会文件编号001-09743)。 |
E-3
陈列品 数 | 描述 | |
10.2(g)+ | - | 经修订及重整的EOG资源有限公司股份有限公司股份有限公司奖励协议的格式。2008年综合股权补偿计划(适用于2018年9月27日生效的赠款及其后的赠款)(截至2018年9月30日的季度报告，EOG第10-Q号季度报告表10.2)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.2(h)+ | - | 股票结算形式股票增值权协议的修订和恢复EOG资源公司。2008年综合股权补偿计划(适用于在2017年9月25日之前作出的赠款)(2013年5月3日提交的证交会第333-188352号文件S-8表格登记声明图4.7)。 |
10.2(i)+ | - | 股票结算格式股票增值权协议的修订和恢复EOG资源公司。2008年综合股权补偿计划(适用于自2017年9月25日起生效的赠款及随后的赠款)(EOG目前提交的表格8-K的报告表10.4，2017年9月29日提交)(证交会文件编号001-09743)。 |
10.2(j)+ | - | 经修订和恢复的EOG资源公司业绩单位奖励协议的形式。2008年综合股权补偿计划(适用于在2014年9月22日之前作出的赠款)(2013年5月3日提交的证交会第333-188352号文件S-8表中的EOG登记声明附件4.8)。 |
10.2(k)+ | - | 经修订和恢复的EOG资源公司业绩单位奖励协议的形式。2008年总括股权补偿计划(适用于2014年9月22日或该日之后及之前)(截至2014年9月30日当季EOG第10-Q号季度报告表10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.2(l)+ | - | 经修订和恢复的EOG资源公司业绩单位奖励协议的形式。2008Omnibus权益补偿计划(适用于2016年9月27日或之后而在2017年9月25日之前)(截至2016年9月30日当季EOG季度报告表10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.2(m)+ | - | 经修订和恢复的EOG资源公司业绩单位奖励协议的形式。2008年综合股权补偿计划(仅适用于2016年12月13日生效的赠款)(2016年12月19日提交的EOG当前表格8-K报告表10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.2(n)+ | - | 经修订和恢复的EOG资源公司业绩单位奖励协议的形式。2008年综合股权补偿计划(适用于2017年9月25日或之后以及2018年9月27日之前的赠款)(表10.3)：EOG目前提交的表格8-K，2017年9月29日提交的报告(证交会文件编号001-09743)。 |
10.2(o)+ | - | 经修订和恢复的EOG资源公司业绩单位奖励协议的形式。2008年综合股权补偿计划(适用于2018年9月27日至2019年9月26日之前发放的赠款)(2018年9月30日终了季度EOG第10-Q号季度报告图10.3)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.2(p)+ | - | 经修订和恢复的EOG资源公司业绩单位奖励协议的形式。2008年综合股权补偿计划(适用于从2019年9月26日起生效的赠款及随后的赠款)(2019年9月30日截止的季度报告，EOG第10-Q号季度报告表10.1)(证券交易委员会文件编号001-09743)。 |
10.2(q)+ | - | 经修订和恢复的EOG资源公司业绩股票奖励协议的形式。2008年综合股权补偿计划(2013年5月3日提交的证交会第333-188352号文件S-8登记声明图4.9)。 |
10.2(r) | - | 非雇员董事有限公司股份有限公司经修订及重整的股份有限公司奖励协议表格。2008年综合股权补偿计划(适用于2019年5月6日之前所作的赠款)(2013年5月3日提交的证交会第333-188352号文件S-8表格登记声明表4.10)。 |
10.2(s) | - | 非雇员董事有限公司股份有限公司经修订及重整的股份有限公司奖励协议表格。2008年综合股权补偿计划(适用于从2019年5月6日起生效的赠款及随后的赠款)(截至2019年6月30日的季度报告，EOG第10-Q号季度报告表10.2)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.2(t) | - | 非雇员董事股票结算股票增值权协议的形式修订和恢复EOG资源公司。2008年综合股权补偿计划(2013年5月3日提交的证交会第333-188352号文件S-8登记声明表4.11)。 |
10.3(a)+ | - | EOG资源公司409a递延补偿计划-无保留补充延期补偿计划-计划文件，自2008年12月16日起生效(EOG截至2008年12月31日的年度报表表10.2(A))(第001号文件-09743)。 |
E-4
陈列品 数 | 描述 | |
10.3(b)+ | - | EOG资源公司409a递延补偿计划-无保留补充延期补偿计划-“收养协议”，原日期为2008年12月16日(经修订至2012年2月24日(包括对其第7项的修正，涉及限制股票单位的推迟))(EOG截至2011年12月31日的年度报表10-K年度报告表10.2(B))(最初作为EOG截至2008年12月31日的10-K表格年度报告提交)(文件编号001-09743)。 |
10.3(c)+ | - | EOG资源公司的第一修正案。409a递延补偿计划，自2013年1月1日起生效(截至2013年9月30日止的季度表10-Q表表10.8)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.3(d)+ | - | EOG资源公司修订2409a递延补偿计划，自2018年1月1日起生效(EOG 2018年12月31日终了年度10-K年度报告表10.3(D))(SEC档案编号001-09743)。 |
10.3(e)+ | - | 修订及恢复1996年延期图则(2002年3月8日提交的证交会第333-84014号文件，表4.4-EOG表格S-8的登记声明)。 |
10.3(f)+ | - | 修订及重订的1996年延期计划第一修正案，由二零零二年九月十日起生效(截至二零零二年十二月三十一日止，平等机会平等机会委员会第10-K号年报附件10.9(E))(“证券及期货事务委员会文件第001-09743号”)。 |
10.4(a)+ | - | EOG与WilliamR.Thomas之间的“变更控制协议”，自2011年1月12日起生效(截至2011年3月31日，EOG第10-Q号季度报告附件10.2)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.4(b)+ | - | 对EOG和William R.Thomas之间的“更改控制协议”的第一修正案，自2011年9月13日起生效(EOG目前关于8-K表格的报告见图10.2，于2011年9月13日提交)(SEC文件编号001-09743)。 |
10.4(c)+ | - | EOG和William R.Thomas之间“更改控制协议第二修正案”，自2013年9月4日起生效(截至2013年9月30日，EOG第10-Q号季度报告见图10.2)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.5(a)+ | - | 自2005年6月15日起生效的EOG和蒂莫西·K·德里格斯之间的“更改控制协议”(2005年6月21日提交的EOG关于8-K表格的当前报告的附件99.11)(美国证券交易委员会第001号-09743号文件)。 |
10.5(b)+ | - | 对EOG和蒂莫西·K·德里格斯之间经修正和重新修订的控制协议的第一修正案，自2009年4月30日起生效(截至2009年3月31日，EOG第10-Q表季度报告表10.5)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.5(c)+ | - | 对EOG和蒂莫西·K·德里格斯之间经修正和重新修订的控制协议的第二修正案，自2011年9月13日起生效(2011年9月13日提交的EOG当前表格8-K报告表10.4)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.6(a)+ | - | EOG和MichaelP.Donaldson之间的“变更控制协议”，自2012年5月3日起生效(截至2012年6月30日，EOG第10-Q号季度报告见表10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.6(b)+ | - | EOG和MichaelP.Donaldson之间“变更控制协议”的第一修正案，自2013年9月4日起生效(截至2013年9月30日，EOG第10-Q号季度报告表10.7)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.7(a)+ | - | EOG和劳埃德·W·赫尔姆斯之间的“变更控制协议”，自2013年6月27日起生效(截至2013年6月30日，EOG第10-Q号季度报告见表10.9)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.7(b)+ | - | EOG与劳埃德·W·赫尔姆斯之间的“控制变更协议”第一修正案，自2013年9月4日起生效(截至2013年9月30日，EOG第10-Q号季度报告第10.4页)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.8+ | - | EOG和Ezra Y.Yacob之间的“变更控制协议”，自2018年1月26日起生效(EOG 2018年12月31日终了年度10-K表格年度报告表10.10)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.9+ | - | EOG和Kenneth W.Boedeker之间的“变更控制协议”，自2018年12月19日起生效(EOG 2018年12月31日终了年度10-K表格年度报告表10.11)(证交会档案编号001-09743)。 |
E-5
陈列品 数 | 描述 | |
10.10(a)+ | - | EOG资源公司2005年6月15日起生效的“变更控制解决计划”(2005年6月21日提交的EOG当前表格8-K报告的附件99.12)(美国证券交易委员会第001号-09743号文件)。 |
10.10(b)+ | - | EOG资源公司的第一修正案。控制变更计划，自2009年4月30日起生效(截至2009年3月31日，EOG第10-Q号季度报告表10.6)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.11(a)+ | - | EOG资源公司年度奖金计划(自2019年1月1日起生效)(截至2019年3月31日的季度报告表10-Q表表10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.11(b)+ | - | EOG资源公司经修订和修订的执行主任年度奖金计划(自2019年1月1日起终止)(截至2010年3月31日，EOG第10-Q号季度报告表10.4)(证交会档案编号001-09743)。 |
10.12(a)+ | - | EOG资源公司雇员股票购买计划(2018年1月1日起生效)(2018年4月26日提交的证交会第333-224466号文件S-8登记声明图4.4(A))。 |
10.12(b)+ | - | EOG资源公司员工股票购买计划(2018年1月1日前生效)(2001年6月4日提交的证交会第333-62256号文件表格S-8的登记声明见图4.4)。 |
10.12(c)+ | - | 对EOG资源公司的修正雇员股票购买计划，日期自2018年1月1日起生效(2018年1月1日之前有效)(2018年5月4日提交的EOG表格S-8登记声明表表4.3(B)，SEC档案编号333-166518)。 |
10.13 | - | 循环信贷协议，截止于2019年6月27日，由EOG、摩根大通银行(JPMorganChase Bank，N.A.)担任行政代理，金融机构作为银行当事方，以及其他各方(2019年7月2日提交的EOG目前关于表格8-K的报告表10.1)(证交会档案编号001-09743)。 |
*21 | - | EOG的子公司，截至2019年12月31日。 |
*23.1 | - | DeGolyer和MacNaughton的同意。 |
*23.2 | - | Deloitte&Touche LLP同意。 |
*24 | - | 授权委托书。 |
*31.1 | - | 第302条首席行政主任年报的核证。 |
*31.2 | - | 第302条特等财务主任年报的核证。 |
*32.1 | - | 第906条首席行政主任年报的核证 |
*32.2 | - | 第906条特等财务主任年报的核证。 |
*95 | - | 矿山安全披露展览。 |
*99.1 | - | DeGolyer和MacNaughton的意见日期为2020年1月24日。 |
E-6
陈列品 数 | 描述 | |
10.准绳 | - | 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 | - | 内联XBRL计算链接库文档。 |
*101.DEF | - | 内联XBRL定义链接库文档。 |
*101 | - | 内联XBRL标签链接库文档。 |
*101 | - | 内联XBRL表示链接库文档。 |
104 | - | 封面交互数据文件(格式化为内联XBRL，包含在表101中)。 |
*随函递交证物
**本报告附有以下以XBRL(可扩展业务报告语言)格式的文件：(1)2019年12月31日终了期间三年的收入和综合收入综合报表；(2)综合资产负债表-12月31日、2019年和2018年12月31日；(3)截至2019年12月31日终了的三年期间股东权益综合报表；(4)截至2019年12月31日的三年期间现金流动综合报表；(5)综合财务报表附注。
+管理合同、补偿计划或安排
E-7
签名
根据经修订的1934年“证券交易法”第13或15(D)节的规定，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。
EOG资源公司 | |||
(登记人) | |||
日期： | 2020年2月27日 | 通过： | /S/TimothyK.Drigger 蒂莫西·K·德里格斯 执行副总裁兼首席财务官 (首席财务主任及妥为授权的人员) |
根据经修正的1934年“证券交易法”的要求，下列人士代表登记人并以EOG资源公司的身份签署了本报告。已表明，并于27日TH2020年2月。
签名 | 标题 | |
/S/William R.Thomas | 董事会主席兼首席执行官和 | |
(托马斯) | 主任(特等行政主任) | |
/S/TimothyK.Drigger | 执行副总裁兼首席财务官 | |
(蒂莫西K.德里格斯) | (首席财务主任) | |
/S/Ann D.Janssen | 高级副总裁兼首席会计官 | |
(安·D·詹森) | (首席会计主任) | |
* | 导演 | |
(珍妮特·克拉克) | ||
* | 导演 | |
(Charles R.Crisp) | ||
* | 导演 | |
(罗伯特P.丹尼尔斯) | ||
* | 导演 | |
(詹姆斯C.日) | ||
* | 导演 | |
(C.Christopher Gaut) | ||
* | 导演 | |
(朱莉·罗伯逊) | ||
* | 导演 | |
(唐纳德F.德克萨斯) | ||
*通过： | /s/Michael P.Donaldson | |
(迈克尔·唐纳森) | ||
(指定的人的事实律师) | ||