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美国

美国证券交易委员会

华盛顿特区，20549

表格10-K

(标记一)


☒			根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的年度报告

截至的财政年度12月31日, 2021

或


☐			根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的过渡报告

适用于从到的过渡期

佣金档案编号001-41132

新月能源公司

(注册人的确切姓名载于其章程)


特拉华州						87-1133610
(述明或其他司法管辖权公司或组织)						(税务局雇主识别号码)

特拉维斯街600号, 7200套房

休斯敦, 德克萨斯州77002

(713) 337-4600

(注册人主要执行办公室的地址，包括邮政编码和电话号码，包括区号)

根据该法第12(B)条登记的证券：

每节课的标题

商品代号

注册的每个交易所的名称

A类普通股，面值0.0001美元

CRGY

纽约证券交易所

根据证券法第405条的规定，用复选标记标明注册人是否为知名的经验丰富的发行人。是的，☐不是 ☒

用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告是☐不是 ☒

勾选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人需要提交此类报告的较短时间内)提交了1934年证券交易法第13条或第15(D)条要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是☒ No ☐

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个互动数据文件。是☒ No ☐

用复选标记表示注册人是大型加速申请者、加速申请者、非加速申请者、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。


大型加速文件服务器	☐	加速文件管理器	☒
非加速文件服务器	☐	规模较小的报告公司	☐
		新兴成长型公司	☐

如果是新兴成长型公司，用勾号表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据证券法第7(A)(2)(B)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☐

用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)：YES☐No☒

根据纽约证券交易所(New York Stock Exchange)报告的注册人A类普通股的收盘价15.15美元，2022年2月28日注册人的非关联公司持有的已发行A类普通股的总市值约为15.15美元。488.3百万美元。注册人选择使用2022年2月28日作为计算日期，因为注册人是2021年6月30日(注册人最近完成的第二财季的最后一个工作日)的一家私人持股公司。根据《纽约证券交易所美国人报》报道的普通股收盘价4.32美元，截至2021年6月30日，康丹戈石油天然气公司的普通股总市值约为5.719亿美元。康丹戈石油天然气公司是注册人的前身，根据《交易法》第12G-3条规定，该公司由其非关联公司持有，截至2021年6月30日，康丹戈石油天然气公司的普通股总市值约为5.719亿美元。

截至2022年2月28日，大约有41,954,385和127,536,463注册人已发行的A类和B类普通股。


在那里您可以找到更多信息			4
关于前瞻性陈述的警告性声明			4
风险因素摘要			5
术语表			7
第一部分
项目1和2.业务和物业			11
第1A项。风险因素			37
1B项。未解决的员工意见			66
项目3.法律诉讼			66
项目4.矿山安全信息披露			67
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券			67
项目6.保留			67
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析			67
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露			84
项目8.财务报表和补充数据			86
项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧			136
第9A项。控制和程序			136
第9B项。其他信息			136
项目9C。披露妨碍检查的外国司法管辖权			137
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理			137
项目11.高管薪酬			141
第12项：某些实益所有人和管理层的担保所有权及相关股东事项			145
第十三项：某些关系和关联交易，以及董事独立性			148
项目14.主要会计费用和服务			150
第IV部
项目15.证物和财务报表明细表			151
项目16.表格10-K总结			153
签名			154

在那里您可以找到更多信息

新月能源公司(“我们”、“我们”或“公司”)向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交年度、季度和当前报告。美国证券交易委员会设有一个互联网网站www.sec.gov，其中包含报告、委托书和信息声明以及其他有关以电子方式向美国证券交易委员会提交文件的发行人(包括本公司)的信息。

投资者也可以通过我们的网站www.crescentenergyco.com获取金融和其他信息。公司通过网站免费提供Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及此类报告的任何修订、我们的ESG报告以及高管和董事根据1934年证券交易法(“交易法”)第16条提交的所有报告的副本，以报告公司证券的交易。在将这些报告以电子方式提交给美国证券交易委员会后，在合理可行的情况下尽快提供这些报告的访问权限。我们网站上包含的或与我们网站相关的信息，如果没有通过引用直接并入本10-K表格年度报告(“本年度报告”)中，则不应被视为本报告或提交给美国证券交易委员会的任何其他文件的一部分。

新月能源公司的网站还可以免费访问各个董事会委员会的章程副本，包括审计委员会和治理文件，包括我们的公司治理准则和行为准则。此外，我们打算在我们的网站上提供未来的年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的修订后，尽快在合理可行的情况下提供这些报告。我们的网站位于www.crescentenergyco.com。虽然本公司建议您浏览新月能源公司的网站，但我们网站上提供的信息不是本报告的一部分，也不包含在本报告中作为参考。

您可以要求备案文件中非展品的复印件，除非该展品通过引用明确地并入备案文件中，您可以免费写信或致电新月能源公司，地址是特拉维斯大街600号，Suite7200，休斯顿，德克萨斯州77002(电话号码：7133374600)。

关于前瞻性陈述的警告性声明

本年度报告中的信息包含或包含以1933年“证券法”(修订后的“证券法”)第27A节和“交易法”第21E节含义内的“前瞻性陈述”为基础的信息。除有关历史事实的表述外，本文中包含的所有有关计划资本支出、石油、天然气和天然气液体(“NGL”)产量的增加、预计在此日期后钻探或完工的油井数量、未来现金流和借款、寻求潜在收购机会、我们的财务状况、业务战略以及其他未来运营计划和目标的表述，均属前瞻性表述。这些前瞻性陈述通过使用诸如“可能”、“预期”、“估计”、“项目”、“计划”、“相信”、“打算”、“可实现”、“预期”、“将会”、“继续”、“潜在”、“应该”、“可能”以及类似的术语和短语来识别。虽然我们认为这些前瞻性陈述中反映的预期是合理的，但它们确实涉及某些假设、风险和不确定性。由于某些因素，我们的结果可能与这些前瞻性陈述中预期的大不相同，其中包括：

•商品价格波动；

•我们的经营战略；

•正在进行的2019年冠状病毒病(“新冠肺炎”)大流行的持续时间、范围和严重程度，包括相关公共卫生关切的影响、政府当局和其他第三方为应对大流行而持续采取的行动的影响及其对商品价格、供需考虑和储存能力的影响；

•我们识别和选择可能的收购和处置机会的能力；

•资本要求和以我们可以接受的条件获得额外资金的不确定性；

•与我们的债务协议和负债水平相关的风险和限制；

•我们依赖KKR能源资产管理有限责任公司作为我们的外部管理人；

•我们的套期保值策略和结果；

•已实现的石油、天然气和天然气液体(“NGL”)价格；

•外国石油、天然气和天然气生产国的政治和经济状况和事件，包括禁运、中东持续的敌对行动和其他持续的军事行动、乌克兰的武装冲突和对俄罗斯的相关经济制裁、南美洲、中美洲和中国的状况以及恐怖主义或破坏行为；

•我们未来生产石油、天然气和天然气的时间和数量；

•石油、天然气和天然气产量下降，以及总体经济状况对石油、天然气和天然气需求和资金供应的影响；

•钻井和完井(“D&C”)活动不成功以及由此导致减记的可能性；

•我们有能力满足我们建议的钻探计划，并成功地钻探以商业上可行的数量生产石油、天然气和天然气的油井；

•设备、用品、服务和合格人员短缺，这些设备、用品、服务和人员的费用增加；

•对储量、产量、价格和支出需求的估计出现不利差异，以及我们无法通过勘探和开发活动取代我们的储量；

•与我们收购的财产相关的错误估计，涉及估计的探明储量，估计的石油、天然气和天然气储量的存在或可采收率，以及这些收购财产的实际未来产量和相关成本；

•危险、危险的钻井作业，包括与使用水平钻井技术相关的作业，以及不利的天气和环境条件；

•对非运营物业的控制有限；

•我们物业的所有权缺陷和无法保留我们的租约；

•我们成功开发大量未开发土地库存的能力；

•我们有能力留住高级管理层的关键成员和关键的技术员工；

•与管理我们的增长有关的风险，特别是与重大收购的整合有关的风险；

•环境、职业健康和安全以及其他政府法规的影响，以及当前或即将通过的立法的影响，包括最近总统行政当局更迭的影响；

•联邦和州的法规和法律；

•我们预测和管理石油输出国组织(OPEC)行动以及制定和维持产量水平协议的影响的能力；

•税法的变化；

•竞争的影响；以及

•季节性天气条件。

我们提醒您，这些前瞻性陈述会受到与石油、天然气和天然气的开发、生产、收集和销售相关的所有风险和不确定性的影响，其中大部分风险和不确定性很难预测，许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。这些风险包括但不限于：大宗商品价格波动、通货膨胀、钻井和生产设备和服务的可用性和成本、项目建设延误、环境风险、钻井和其他运营风险、中游集输基础设施的可用性或能力的缺乏、监管变化、估计储量和预测未来生产率、现金流和获得资本的内在不确定性、开发支出的时机以及“风险因素”中描述的其他风险。

储量工程是对无法精确测量的地下碳氢化合物储量进行估算的过程。任何储量估计的准确性取决于现有数据的质量、对这些数据的解释以及储量工程师所做的价格和成本假设。此外，钻探、测试和生产活动的结果可能会证明修订之前的估计是合理的。如果意义重大，这样的修改将改变任何进一步生产和开发计划的时间表。因此，储量估计可能与最终开采的石油、天然气和天然气的数量有很大不同。

如果本年度报告中描述的一个或多个风险或不确定性发生，或者潜在的假设被证明是不正确的，我们的实际结果和计划可能与任何前瞻性陈述中表达的结果和计划大不相同。本年度报告中包含的所有前瞻性陈述，无论是明示的还是暗示的，其全部内容均受本警示声明的明确限制。本警示性声明还应与我们或代表我们行事的人可能发布的任何后续书面或口头前瞻性声明一并考虑。除非适用法律另有要求，否则我们没有义务更新任何前瞻性陈述，以反映本年度报告日期之后的事件或情况，所有前瞻性陈述均由本节中的陈述明确限定。

风险因素摘要

以下是可能对我们的业务、运营和财务业绩产生不利影响的主要风险的摘要。有关本风险因素摘要中汇总的风险的进一步讨论，请参阅下面的本年度报告第1A项风险因素。

与石油和天然气行业以及我们的运营相关的风险

•我们无法控制的事件，包括最近的新冠肺炎大流行或任何其他未来的全球或国内健康危机，可能会导致意想不到的不利运营和财务结果。

•石油、天然气和天然气价格波动很大。价格的持续下跌可能会对我们的业务、财务状况和经营结果、流动性以及我们履行财务承诺的能力产生不利影响，或者导致我们推迟计划的资本支出。

•储备估计取决于许多可能最终被证明是不准确的假设。储备估计或基本假设的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。

•由于大宗商品价格在2020年剧烈波动后近期上涨，设备、供应、人员和油田服务的不可用或高成本可能会对我们在预算范围内及时执行开发和开采计划的能力产生不利影响，从而可能对我们的预期现金流产生重大不利影响。

•我们不是我们所有土地或钻井地点的运营商，因此，我们将无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非运营资产的生产速度，并可能对运营商或其任何承包商无法履行该等义务的某些财务义务承担责任。

•随着时间的推移，我们通过收购巩固了我们的业务，包括最近的合并交易和预期的Uinta交易，整合所有这些资产、业务和我们管理这些风险的能力都存在风险。此外，我们可能无法进行有吸引力的收购或成功整合被收购的业务、资产或物业，任何做不到这一点都可能扰乱其业务，阻碍其增长能力。

•通过管理协议，我们依赖经理及其人员来管理和运营我们的业务，他们中的任何人的流失都将对未来的运营产生重大和不利的影响。此外，影响经理的运营风险以及我们与经理合作的能力，包括在分配公司机会和其他利益冲突方面的能力，可能会影响我们的业务，并对我们的业务、财务业绩和前景产生实质性影响。

•未来大宗商品价格下跌可能会导致我们的资产账面价值减记。

与监管事项相关的风险

•我们的行动在很大程度上依赖于水的可获得性。对我们取水能力的限制可能会对其财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。

•如果我们因不遵守环境法律或法规或向环境中排放危险物质或其他废物而产生成本和责任，我们实施业务战略的能力可能会受到不利影响。

•除非我们用新的储量取代我们的储量，并开发这些储量，否则我们的储量和产量将会下降，这可能会对我们未来的现金流产生不利影响。

•我们的业务受到气候变化带来的一系列风险的影响。

•与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加和额外的运营限制或延迟油井和天然气井的完工，并对我们的生产产生不利影响。

与我们的负债有关的风险

•我们部分依赖我们的循环信贷安排和资本市场的持续准入来成功执行我们的运营战略。

•根据我们的信贷协议，借款基数的减少，以及由于定期重新确定借款基数或其他原因而导致的任何进一步减少，都可能对我们为我们的运营提供资金的能力产生负面影响。

与我们普通股相关的风险

•我们A类普通股的活跃、流动和有序的交易市场可能无法发展或维持。

•未来在公开市场上出售我们的A类普通股，或认为此类出售可能会发生，可能会降低我们A类普通股的价格，公司通过出售股权或可转换证券筹集的任何额外资本可能会稀释您在新月会的所有权。

与我们的财务状况有关的风险

•我们的套期保值活动可能会导致财务损失，也可能会减少我们的净收入。

•我们运营子公司的某些员工有利润利益，这可能需要大量支付，并导致大量会计费用。

•我们唯一的主要资产是我们在OpCo的权益；因此，我们将依赖OpCo的分派来纳税、根据管理协议支付款项以及支付我们的公司和其他管理费用。

与我们的治理结构相关的风险

•我们的优先股东的重大投票权限制了我们普通股持有人影响我们业务的能力。

•优先股东的控股所有权地位可能具有延迟或阻止控制权变更或管理层变更的效果，并可能对我们A类普通股的交易价格产生不利影响，只要投资者认为拥有控股股东的公司的股票是不利的。

•我们的公司注册证书指定特拉华州衡平法院为股东可能发起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和独家论坛，这可能会限制我们的股东在与我们或其董事、高级管理人员、员工或代理人的纠纷中获得有利的司法论坛的能力。

•我们的公司注册证书规定，优先股股东在法律允许的最大范围内，没有义务考虑其他股东的单独利益，并将包含限制优先股股东责任的条款。

税收风险

•如果OpCo成为一家上市合伙企业，作为一家公司在美国联邦所得税方面纳税，我们和OpCo可能会受到潜在的严重税收效率低下的影响。

•适用税收法律法规的变化可能会对我们的业务、经营结果、财务状况和现金流产生不利影响。

一般风险

•我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁和其他中断，并受到有关隐私和数据保护的复杂和不断变化的法律法规的约束。

•如果另一方声称我们侵犯了其知识产权，我们可能无法保护自己的知识产权或受到诉讼。

•有时，我们可能会卷入可能导致重大责任的法律程序。

•我们可能无法按有吸引力的条款处置非战略性资产，并可能被要求保留某些事项的负债。

术语表

“调整后现金并购”是指一般和行政费用，不包括基于非现金股权的补偿，包括OpCo与管理费相关的某些非控制性权益分配。

“2021年4月交换”是指独立公司的某些合并子公司赎回某些第三方投资者在这些子公司中持有的非控股股权，以换取2021年4月独立公司的会员权益。

“ARO”是指资产报废义务。

“bbl”指的是每桶库存42加仑液体。

“土地管理局”是指联邦土地管理局。

“Boe”指的是桶油当量。

“Btu”指的是英国热量单位，即将一磅水的温度提高华氏度所需的热量。

“CAA”指修订后的联邦“清洁空气法”及其颁布的规则和条例。

“CARB”指加州空气资源委员会。

“CERCLA”是指修订后的联邦综合环境响应、补偿和责任法案，以及在此基础上颁布的规则和条例。

“商品期货交易委员会”指商品期货交易委员会。

“A类普通股”是指公司的A类普通股，每股票面价值0.0001美元。

“B类普通股”是指本公司的B类普通股，每股票面价值0.0001美元。

“税法”系指修订后的1986年“国内税法”(Internal Revenue Code Of 1986)。

“公司集团”是指本公司及其各子公司(OpCo及其子公司除外)。

“康丹戈”指的是康丹戈石油天然气公司，是德克萨斯州的一家公司。

“康戈激励计划”是指康戈石油天然气公司2009年第三次修订和重订的激励性薪酬计划。

“ConTango合并”是指特拉华州的IE C Merge Sub Inc.与ConTango合并并并入ConTango，ConTango作为公司的直接全资子公司在合并中幸存下来。

“ConTango PSU奖”是指根据ConTango奖励计划授予的每个绩效股票单位(无论是既得还是非既得)的奖励，这些奖励在紧接ConTango合并生效时间之前尚未完成。

“CWA”系指修订后的“联邦水污染控制法”及其颁布的规则和条例。

“解除控制法”是指1993年1月1日生效的天然气井口解除控制法。

“DJ”指的是丹佛朱利斯堡。

“多德-弗兰克法案”指的是“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”。

“DOI”指的是美国内政部。

“DOT”是指美国交通部。

“EHS”指环境、健康和安全。

EIGF II是指能源收益和增长基金II，成立于2018年，是一只KKR能源投资基金。

“环境保护局”是指美国环境保护局(U.S.Environmental Protection Agency)。

“股权激励计划”是指新月能源公司2021年股权激励计划。

“欧空局”系指修订后的联邦“濒危物种法”及其颁布的规则和条例。

“ESG”的意思是环境、社会和治理。

“交易法”系指修订后的1934年证券交易法及其颁布的规则和条例。

“交易所”统称为2020年12月交易所和2021年4月交易所。

“FERC”指的是联邦能源管理委员会。

“法兰克福机场”是指联邦铁路局。

“联邦贸易委员会”是指联邦贸易委员会。

“FWS”指的是美国鱼类和野生动物管理局。

“公认会计原则”是指美国公认的会计原则。

“温室气体”是指温室气体。

“独立”指的是特拉华州的一家有限责任公司--独立能源有限责任公司。

“美国国税局”指美国国税局。

“IT”指的是信息技术。

“KKR”指基金经理及其附属公司，包括优先股股东和EIGF II。

“KKR基金”是指EIGF II和/或其他KKR基金。

“KKR集团”是指KKR&Co.Inc.及其子公司。

“低碳燃料标准”指低碳燃料标准。

“伦敦银行同业拆借利率”是指伦敦银行同业拆借利率。

“M”的意思是以千为单位。

“MM”的意思是以百万为单位。

“管理协议”指本公司与经理之间于2021年12月7日签订的管理协议，经理根据该协议管理本公司及其附属公司的业务及运作，并为本公司及其附属公司的利益提供执行管理团队。

“经理”是指KKR能源资产管理有限责任公司，一家特拉华州的有限责任公司。

“经理激励计划”是指新月能源公司2021年经理激励计划。

“MBTA”指修订后的“候鸟条约法”及其颁布的规则和条例。

“MBbls”指的是1000桶石油或天然气。

“mboe”的意思是一千个boe。

“mcf”指的是1000立方英尺的天然气。

“MMBoe”的意思是百万boe。

“MMBtu”指百万英热单位。

“MMcf”指的是百万立方英尺的天然气。

“NAAQS”指国家环境空气质量标准。

“国家环境政策法”是指修订后的“国家环境政策法”及其颁布的规章制度。

“非经济系列第一优先股”是指被指定为“第一系列优先股”的1000股公司优先股，没有经济权利。

“NGA”系指1938年的“天然气法”及其颁布的规则和条例。

“NGFS”是指绿化金融系统的网络。

“NGPA”指修订后的1978年“天然气政策法”及其颁布的规章制度。

“西北太平洋规则”是指经修订的“通航水域保护规则”。

“纽约商品交易所”指纽约商品交易所。

“NYMEX Henry Hub”或“Henry Hub Index”是指在纽约商品交易所(New York Mercantile Exchange)为天然气期货定价的主要交易所。

“纽约证券交易所”是指纽约证券交易所。

“油当量”是指天然气转换成原油当量的比率为6立方英尺天然气与1 boe的比率。

“OPA”指修订后的1990年联邦“石油污染法”及其颁布的规则和条例。

“OpCo”是指IE OpCo LLC，一家特拉华州的有限责任公司。

“OpCo LLC协议”是指OpCo经修订和重新签署的有限责任公司协议。

“运营公司单位”是指在运营公司中代表有限责任公司经济利益的单位。

“欧佩克”指石油输出国组织(Organization of Petroleum Exporting Countries，简称欧佩克)。

“职业安全与健康法”是指修订后的联邦职业安全与健康法案，以及根据该法案颁布的规章制度。

“PDP”是指已探明的开发生产。

“PHMSA”是指管道和危险材料安全管理局。

“优先股东”是指独立能源集团公司，非经济系列I优先股的初始持有者，以及适用的任何继任者。

“PT独立”指的是位于特拉华州的有限责任公司PT独立能源控股有限公司。

“PUD”是指已探明的未开发储量。

“PV-0价值”是指估计的未来石油和天然气收入的现值，扣除估计的直接费用，以每年0%的贴现率贴现，用于估计已探明的石油和天然气储量的现值。

“PV-10价值”是指估计未来石油和天然气收入的现值，扣除估计的直接费用，以每年10%的贴现率贴现，用于估计已探明的石油和天然气储量的现值。

“资源保护和恢复法”是指修订后的联邦资源保护和恢复法，以及在此基础上颁布的规则和条例。

“赎回权利”指根据OpCo LLC协议，OpCo单位持有人(本公司集团成员除外)有权促使OpCo赎回其全部或部分OpCo单位，以在OpCo的选择下(A)A类普通股股份，赎回比例为每赎回一个OpCo单位一股A类普通股，或(B)根据OpCo LLC协议的条款确定的大致相等的现金金额。与此相关的是，相应数量的B类普通股将被注销。

“循环信贷安排”是指独立能源金融有限责任公司(n/k/a新月能源金融有限责任公司)、作为行政代理的北卡罗来纳州富国银行及其贷款方之间签订的信贷协议。

“SDWA”指修订后的联邦“安全饮用水法”及其颁布的规章制度。

“美国证券交易委员会”是指美国证券交易委员会。

“美国证券交易委员会定价”是指2021年1月1日至2021年12月1日期间原油或天然气的月初未加权平均大宗商品价格，经租赁市场差异(质量、运输、费用、能源含量和地区价格差异)调整。美国证券交易委员会在《油气报告现代化》(终稿，第33-8995号；34-59192号)中对价格做出了完整的定义。

“证券法”系指修订后的1933年证券法及其颁布的规则和条例。

“高级债券”是指独立能源金融有限责任公司(n/k/a新月能源金融有限责任公司)于2021年5月6日发行的2026年到期的7.250%优先债券。

“泰坦”指泰坦能源控股有限责任公司(f/k/a Liberty Energy LLC)。

“泰坦收购”是指独立(n/k/a新月)收购泰坦。

“交易协议”是指截至2021年6月7日，由ConTango、Independent、本公司、OpCo、特拉华州公司IE C Merge Sub Inc.和特拉华州有限责任公司IE L Merge Sub LLC之间签署的特定交易协议。

“合并交易”指交易协议拟进行的交易，包括独立与OpCo合并、ConTango合并、ConTango与IE L Merger Sub LLC合并及合并，合并后L Merger Sub作为本公司的全资附属公司继续存在，我们称之为“合并”，以及该尚存附属公司其后对OpCo的贡献。

“TRC”指的是德克萨斯铁路委员会。

“UIC”指由SDWA管理的地下注水控制程序。

“WTI”或“West Texas Intermediate”是指美国生产的一种轻质原油，美国石油学会(American Petroleum Institute)的重力约为38至40，硫含量约为0.3%。

第一部分

除本年度报告中指出的外，我们将新月能源公司称为“新月”、“我们”或“公司”。本年度报告包括石油和天然气行业常用的某些术语，这些术语在上面的“术语表”中进行了定义。

项目1和2.业务和物业

业务概述

我们是一家资本雄厚的美国独立能源公司，在较低的48个州的关键已探明盆地拥有资产组合，并有可预测的生产基础支持的可观现金流。我们的核心领导团队是一群经验丰富的投资、金融和行业专业人士，他们继续执行我们自2011年以来一直采用的战略。我们的使命是投资于能源资产，并提供更好的回报、运营和管理。我们通过采用差异化的方法投资石油和天然气行业，寻求提供具有吸引力的风险调整后的投资回报和跨周期的可预测现金流。我们的方法包括以现金流为基础的投资授权，重点放在运营的工作利益上，并辅之以非运营的工作利益、矿产和特许权使用费利益、中游基础设施以及积极的风险管理战略。我们的A类普通股在纽约证券交易所(“NYSE”)交易，代码为“CRGY”。

我们通过生产、开发和收购石油、天然气和天然气储备来实施我们的战略。我们以自由现金流为重点的投资组合包括一套平衡的石油和天然气资产，这些资产位于已探明的美国陆上盆地，现有产量可观，递减率较低，产量占98%的种植面积。由于这一较低的降幅(前5年的平均降幅为11%，根据我们储备报告中使用的预测，预计2022年为17%)，我们需要相对最低的资本支出来维持我们的生产和现金流。我们有一个健壮的

有吸引力的运营未开发地点的库存，为维持或发展我们的生产基地提供了最佳的灵活性。我们在矿产面积和中游基础设施方面的额外权益加强和补充了我们的投资组合，这提供了运营优势并提高了我们的现金流利润率。

我们已经建立了大量的储量、产量、现金流和再投资机会的投资组合。我们的资产组合：

•截至2021年12月31日，已探明储量净额为531.6，其中约54%为液体，按已探明标准化净值计算为50亿美元，已探明和已开发净探明现值分别为52亿美元和43亿美元，按10%的贴现率贴现；

•在截至12月31日的一年中，2021年产生了94净MBOe/d，包括截至2021年12月31日的月份的116净MBOe/d；

•在截至2021年12月31日的年度内，产生了4.322亿美元的净亏损、5.201亿美元的调整后EBITDAX和2.767亿美元的杠杆自由现金流；

•截至2021年12月31日，共有1528个总(685个净)未钻探地点，其中包括567个总(450个净)运营钻探地点。在我们总共685个净位置中，159个净位置被确定为PUD钻井位置。总体而言，我们的钻探地点代表着超过35亿美元的再投资潜力，其中9亿美元可归因于PUD钻探地点。

上述结果仅包括合并交易中获得的资产的25天影响。

有关调整后的EBITDAX和杠杆自由现金流量的定义以及与最接近的可比GAAP指标的对账，请参阅第二部分中的“非GAAP财务衡量标准”和“经营结果”。项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析。

下图显示了我们简化的所有权结构：

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1866175/000186617522000007/crgy-20211231_g1.jpg

合并交易

2021年12月7日，我们完成了合并交易，根据合并交易，康丹戈的业务与独立的业务合并为一家名为新月能源公司的新上市控股公司。从2021年12月8日开始，我们的A类普通股已在纽约证券交易所上市，交易代码为“CRGY”。我们公司的结构是“UP-C”。前ConTango股东现在拥有我们A类普通股的股份，A类普通股对我们公司既有投票权，也有经济权利。独立公司的前所有者现在拥有公司在OpCo(“OpCo单位”)中的经济、无投票权的有限责任公司权益，以及我们公司相应的B类普通股(“B类普通股”和与A类普通股一起称为“普通股”)的股份，这些股份对我们拥有投票权(但没有经济)。我们是一家控股公司，我们唯一的物质资产是OpCo单位。我们是OpCo的唯一管理成员，以及特拉华州有限责任公司新月能源金融有限责任公司(“新月金融”)的间接唯一管理成员。因此，我们负责与新月金融业务有关的所有运营、管理和行政决定，并合并新月金融及其子公司的财务业绩。

以自由现金流为重点的投资组合

我们的资产基础包括已探明的美国主要陆上盆地(如鹰滩盆地、落基山脉盆地、巴尼特盆地、二叠纪盆地和中部盆地)的石油和天然气资产，包括产量可观的生产性资产和对冲现金流，并辅之以我们未开发地区广泛的再投资机会清单。虽然我们的许多同行历来在追求产量增长方面的支出超过了现金流，特别容易受到大宗商品价格下跌的影响，但自2018年以来，我们的平均再投资率为调整后EBITDAX的45%。

低递减生产基地

根据我们储备报告中使用的预测，截至2021年12月31日，我们的PDP储备估计五年和十年的年均降幅分别约为11%和10%，2022年PDP降幅估计为17%。由于这种低调的下滑，我们需要相对最少的资本支出来维持我们的生产和现金流。截至2021年12月31日，我们位于鹰滩、落基山脉和巴尼特的物业约占我们PD储量的78%，从地区位置和大宗商品价格角度为我们提供多元化，这在涉及大宗商品特定压力、孤立的基础设施限制或恶劣天气事件时为我们提供了一定的下行保护。截至2021年12月31日，我们的净证明标准化措施总额为50亿美元。下表说明了截至2021年12月31日与我们已探明资产相关的总租赁面积状况、储备量和加权平均下降情况。


	净种植面积	净探明储量(1)	油和液体的百分比(1)		净钯储量 (1)	加权平均年PDP降幅 (2)				2021年总净产量(6)	经净验证的PV-10(1)(3)		净PD PV-10(1)(3)
作业区						五年		十年
	(M)	(Mmboe)			(Mmboe)					(MBOE)	(毫米)		(毫米)
鹰福特	143	136	79	%	84	13	%	11	%	9,404	$	1,954	$	1,307
落基山脉(4)	243	147	52	%	143	10	%	10	%	10,982	1,319		1,250
巴尼特	133	130	16	%	129	6	%	6	%	8,165	605		605
二叠纪	107	54	69	%	37	15	%	12	%	2,756	594		458
中锥体	365	40	67	%	40	11	%	10	%	313	413		411
其他(5)	37	25	71	%	26	17	%	12	%	2,625	274		274
总计	1,028	532	54	%	459	11	%	10	%	34,245	$	5,159	$	4,305

(1)我们的储备和现值(以10%的折扣，或PV-10)是根据美国证券交易委员会的指导，使用前12个月的每月第一天的平均价格来确定的。对于石油和NGL产量，截至2021年12月31日，WTI公布的平均价格为每桶66.56美元，根据重力、质量、当地条件、收集、运输费和离市场的距离等项目进行了调整。对于天然气产量，截至2021年12月31日，Henry Hub指数现货价格的平均价格为每MMBtu 3.60美元，根据质量、当地条件、集气、运输费和离市场的距离等项目进行了类似的调整。在房产的整个生命周期内，所有价格都保持不变。在这些资产的剩余寿命内，调整后的平均产品价格为每桶石油64.84美元，每立方米天然气3.46美元，每桶天然气27.21美元。

(2)反映了截至2027年1月31日的五年期间和截至2032年1月31日的十年期间，截至2021年12月31日的PDP储量的估计平均年递减率，每种情况都是基于估计我们已探明储量时使用的预测。

(3)反映了截至2021年12月31日我们已探明储量估计中反映的已探明净值和PD现值。PV-10不是根据公认会计准则编制的财务指标。请参阅“石油、天然气和天然气储量数据“以供进一步讨论。

(4)通过与一家大型运营商达成协议，我们拥有参与DJ盆地29000英亩净面积的合同权利，并将有权根据我们参与拟建油井的情况，在未来获得我们按比例分享的面积。

(5)包括位于加利福尼亚州的工作权益物业以及多样化的矿产。

(6)仅包括在合并交易中收购的资产的25天生产。

诱人的发展机遇

截至2021年12月31日，我们已经确定了1528个总(685个净)未钻探地点，其中包括567个总(450个净)运营钻探地点。截至2021年12月31日，在我们总共685个净地点中，159个净地点被确定为PUD钻井地点。这些地点中的大多数都位于由生产部门持有的土地上。

鹰福特。我们在德克萨斯州的迪米特、弗里奥、阿塔斯科萨、扎瓦拉和韦伯县都有运营和非运营的鹰福特发展机会，具有诱人的回报概况。截至2021年12月31日，我们在鹰福特确定了890个总(393个净)未钻探地点，其中包括270个总(259个净)运营钻探地点。在我们总共393个净地点中，有123个净地点反映为PUD。

二叠纪。我们在德克萨斯州里夫斯县、埃克托县和佩科斯县拥有运营和非运营的二叠纪开发机会，拥有诱人的回报概况，目标是沃尔夫坎普(WolfCamp)、骨泉(Bone Spring)和斯普拉贝利(Spraberry)地层。截至2021年12月31日，

我们在二叠纪确定了326个未钻探地点，包括153个总钻探地点(88个净)。在我们总共123个净位置中，有18个净位置反映为PUD。

已确定的钻探位置总数。下表描述了我们确定的净钻探地点和总再投资机会，这些再投资机会是根据截至2021年12月31日按地区计算的估计净D&C支出计算得出的。


	已确定的净钻井位置总数(1)	作业网确定的钻井位置(1)	估计的D&C净支出总额
			(单位：百万)
鹰福特	393	259	$	2,166
二叠纪	123	88	842
其他(2)	169	103	587
总计	685	450	$	3,595

(1)包括Eagle Ford、Permian和我们其他运营区域的123个、18个和19个PUD净地点，相关的净D&C支出估计分别为7.66亿美元、1.36亿美元和2100万美元。不包括矿物。有关我们已确定的再投资机会背后的假设信息，请参阅“-钻探地点”。

(2)包括落基山脉、巴尼特和其他地区的钻探地点。

除了上表所列的已确定钻探地点外，我们在矿产和特许权使用费权益项下还有其他未开发地点，当这些地点由被指定为该区域运营商的石油和天然气公司开发时，将提供不受资本成本负担的现金流。

我们与KKR集团的关系

于2021年12月7日，就完成合并交易，吾等与基金经理订立管理协议，聘用基金经理为本公司及其附属公司提供若干管理及投资顾问服务。我们的管理团队根据管理协议为我们提供服务。

经理是KKR&Co.Inc.(及其子公司“KKR集团”)的间接子公司。KKR集团是一家领先的全球投资公司，提供另类资产管理以及资本市场和保险解决方案。

根据管理协议，经理已同意向吾等提供管理服务，包括我们的全面行政及公司管理团队，以及其他协助，包括有关战略规划、风险管理、识别及筛选潜在收购、识别及分析ESG问题及提供吾等可能需要的其他协助。

通过我们与KKR集团全球平台的整合，我们相信我们受益于：“KKR品牌”的力量；KKR Capstone，它通过协助进行尽职调查，并在KKR集团的投资组合公司中识别和提供可持续的运营业绩改善来创造价值；KKR全球宏观和资产配置，帮助评估宏观经济因素对潜在投资的影响，并帮助识别市场机会；以及KKR Global Macro and Asset Allocation，它帮助评估宏观经济因素对潜在投资的影响，并帮助发现市场机会；KKR Capital Markets帮助优化投资的资本结构，并为KKR投资组合公司和独立客户承销和安排债务、股权和其他形式的融资；KKR公共事务与KKR全球研究所一起提供对公共政策、政府和监管事务的见解，包括与工会、行业和贸易协会和非政府组织等关键利益攸关方合作的经验，以及ESG问题和机会。

有关我们的管理协议以及我们与KKR集团的关系的更多信息，请参阅第一部分第1A项。风险因素，“与我们的业务和石油天然气行业相关的风险，”通过我们的管理协议，我们依赖KKR集团的人员来管理和运营我们的业务，他们中的任何人的流失都将对未来的运营产生实质性的不利影响。此外，影响KKR集团的运营风险以及我们与KKR集团合作的能力，包括在公司机会分配方面的能力，可能会影响我们的业务，并对我们的运营结果产生实质性影响.

管理协议

就合并交易而言，吾等订立管理协议，聘请经理人管理吾等及其附属公司的策略、资产及日常业务及事务，并时刻受适用法律、管理协议所载的进一步条款及条件以及吾等董事会的监督。根据管理协议，经理将为我们提供执行管理团队，并管理我们的日常运营。此外，根据管理协议：

•上游油气资产的投资机会将由基金经理根据可用资本、适用的浓度限制、投资限制及其他类似考虑，按比例在吾等与EIGF II之间按比例分配的可用投资总额一并呈交予吾等。在EIGF II内部的所有可用投资资本全部部署后，经理应确保至少70%的此类投资金额分配给我们。

•不时地，上游油气资产以外的投资机会可能会出现，一方面适合我们和EIGF II(以及任何后续基金)或其他KKR基金投资，另一方面(A)从事与我们有重大不同的投资策略(如不良债务或特殊情况投资工具)，以及(B)根据KKR的分配政策或与该等其他KKR基金的投资者达成的合同承诺，拥有预先存在的既定配置权。在该等情况下，吾等可选择与EIGF II及/或该等其他KKR基金共同投资于该等投资，在此情况下，KKR会考虑KKR认为适当的因素，以符合该等KKR基金的优先投资权的方式，在我们与EIGF II及/或该等其他KKR基金之间分配该等投资机会。我们没有义务进行任何这样的共同投资。

•作为根据管理协议提供的服务和经理的管理费用(包括执行管理团队的薪酬)的代价，截至合并交易结束之日，经理有权获得：

(I)吾等每年支付相当于1,350万美元的补偿(根据吾等持有OpCo的相对所有权按比例计算，为5,330万美元(“管理层薪酬”))，包括在我们合并及综合经营报表的一般及行政开支内。随着我们业务和资产的扩张，管理层薪酬将每年增加1.5%，相当于我们未来发行所有主要股权证券(包括与收购相关的)以及在某些情况下发行OpCo的净收益的1.5%；然而，递增的管理费将不适用于二级市场发行或在OpCo单位赎回或交换时发行我们的A类普通股。

我们预计，通过将OpCo单位转换为A类普通股或增发A类普通股，我们对OpCo的持股比例将随着时间的推移而增加。在此情况下，我们承担的管理层薪酬部分将从1350万美元增加到在我们拥有OpCo全部权益的情况下的管理层薪酬总额。虽然只有我们承担的部分会影响我们合并后的营业报表，但我们在计算调整后的EBITDAX和杠杆自由现金流时包括了全部管理层薪酬(管理层薪酬与我们承担的金额之间的差额由“OpCo作出的与管理费相关的某些可赎回的非控制性利益分配”表示)。我们相信，我们调整后的现金一般和行政费用(不包括基于非现金股权的薪酬，包括管理层薪酬)与我们的同行在每个BOE的基础上是一致的。

(Ii)基于业绩的奖励奖励，根据该奖励奖励，经理的目标是基于某些基于绩效的措施(“奖励薪酬”)的实现，获得最多10%的已发行A类普通股。奖励薪酬由五个部分组成，这些部分可能在连续的业绩期间赚取，将在2024年第一个业绩期间结束后的五年内结算，每部分涉及A类普通股的目标股票数量，相当于该部分结算时已发行A类普通股的2%。业绩目标是根据绝对股价表现和相对股价表现与一系列同行的表现进行评估的，不存在仅基于时间的归属。根据适用于该部分的业绩目标的实现程度，经理有权在每一部分结算时就A类普通股的数量获得结算，范围从已发行A类普通股的0%至4.8%不等，只要经理持续向我们提供服务，直至适用于某部分的履约期结束。

(Iii)按比例偿还基金经理代表吾等招致的任何有案可查的成本或开支(与基金经理的业务或营运有关的一般间接费用除外)(按公众拥有我们的百分比计算)。这些费用和支出除其他外包括外部法律顾问、会计师和审计师的费用、税收、与合规有关的费用、与信息技术服务有关的费用以及与确定、评估和安排投资有关的其他费用。

•管理协议的初始期限为三年，之后自动续签三年。

•在初始期限或任何自动续订期限届满前至少180天向经理发出书面通知后，如果至少三分之二的独立董事合理且真诚地肯定(1)经理的长期业绩不令人满意，从而对我们和我们的子公司整体造成重大损害，或(2)支付给经理的费用总体上与本公司收取的费用相比是严重不公平和过高的，则吾等可在没有理由的情况下拒绝续签管理协议。(2)在初始期限或任何自动续订期限届满前至少180天，吾等可拒绝续签管理协议，前提是至少三分之二的独立董事合理且真诚地做出肯定决定：(1)经理的长期业绩不令人满意，对我们和我们的子公司整体而言是严重不利的在经理有权重新协商费用的前提下。在此类终止的情况下，吾等将向经理支付相当于(I)平均年度管理薪酬和(Ii)激励薪酬(但仅针对终止日期的全部归属部分)之和的三(3)倍的终止费，在每种情况下，均由经理在紧接终止前最近完成的日历季度之前的24个月期间赚取。

属性

我们的资产摘要

租赁面积

我们的投资组合包括各种已探明的美国陆上盆地的石油和天然气资产，包括鹰滩、落基山脉、巴尼特、二叠纪和康涅狄格州中部。除了这种地理多样性，我们相信，我们的租赁面积组合得到了加强，并得到了我们在矿产面积和中游基础设施方面的额外兴趣的补充。截至2021年12月31日，我们在总计1029000英亩的土地上拥有租赁权益，我们被指定为运营商。吾等根据吾等的营运权益百分比，负责按比例支付租赁土地面积内营运及非营运营运权益的按比例资本开支及租赁营运开支，并有权根据吾等的净收入利息(一般等于吾等于该物业的营运权益减去任何特许权使用费及生产付款，以及负担该物业的任何最重要的特许权使用费及净利润权益)而获得该等权益所得的收入，而净收入利息通常等于吾等于该物业的营运权益减去任何特许权使用费及生产付款及任何首要的特许权使用费及净利润权益。

矿产和特许权使用费权益

除了我们的租赁面积外，我们还拥有矿产和特许权使用费权益。截至2021年12月31日，我们在17.4万英亩的矿产和特许权使用费权益以及11.7万英亩的特许权使用费权益中拥有绝对权益，这两家公司都由资本雄厚的大型石油和天然气公司运营，主要位于鹰福特、马塞卢斯、尤蒂卡和落基山脉。对于我们已出租给其他运营商的矿产面积，我们通常会保留特许权使用费权益，这是租约终止时到期的生产收入的一个免费百分比，届时整个矿产权益将重新归我们所有。这些权益使我们有权获得平均5.4%的特许权使用费和0.7%的超额特许权使用费权益，而不需要额外的未来资本或运营成本。

中游基础设施

此外，我们在德克萨斯州东南部的迪米特、拉萨尔和韦伯县的鹰福特页岩的Springfield收集系统中拥有12.0%的权益。Springfield收集系统由Western Midstream Partners，LP(纽约证券交易所代码：WES)运营，包括石油和天然气收集系统。我们还拥有并运营豪厄尔管道(Howell Pipeline)，这是一条125英里长16英寸的二氧化碳管道，横跨怀俄明州中部。豪厄尔管道提供CO2除了为该地区的第三方客户提供服务外，我们还为我们位于盐溪和莫内尔油田的土地上的石油供应提供支持，以加强石油回收业务。此外，我们在一个名为Hub的集中式生产设施中拥有50%的权益，该设施位于科罗拉多州伊利以东，为我们的部分DJ资产提供单一的加工设备场地。我们在怀俄明州的Lost Creek收集系统拥有65.0%的权益法投资，这是一条158英里长20英寸的天然气管道。我们还在怀俄明州拥有并运营着三家天然气加工厂和几条管道。最后，我们拥有66.7%的权益，并运营切诺基水收集系统，这是俄克拉何马州一条约200英里长的产出水管道。我们的中游资产为我们的上游资产和其他客户提供服务。

我们的作业区

我们的经营区域包括鹰福特、落基山脉、巴尼特、二叠纪和康涅狄格州中部。下表描述了截至2021年12月31日的年度和截至2021年12月31日我们每个地理区域的净种植面积、净PDP油井、产量和已探明储量：


地理区域	净种植面积	净PDP井	2021年产量(3)	探明储量
	(M)		(MBOE)	(MBOE)
鹰福特	143	666	9,404	136,175
落基山脉(1)	243	1,239	10,982	146,584
巴尼特	133	899	8,165	129,354
二叠纪	107	1,112	2,756	54,056
中锥体	365	1,372	313	40,146
其他盆地 (2)	37	609	2,625	25,330

(1)通过与一家大型运营商达成协议，我们拥有参与DJ盆地29000英亩净面积的合同权利，并将有权根据我们参与拟建油井的情况，在未来获得我们按比例分享的面积。

(2)包括位于加利福尼亚州的工作权益物业以及我们的矿产和特许权使用费权益。

(3)包括合并交易中收购的ConTango之前持有的资产只有25天的生产。

石油、天然气和天然气储量数据

下表汇总了我们根据美国证券交易委员会定价准备的评估报告，截至2021年12月31日的估计已探明储量净额，其中包括美国证券交易委员会规则中有关储量估计的规定，该规则涉及前瞻性应用的历史12个月定价平均值。


	截止到十二月三十一号，
	2021 (1)		2020 (1)
已探明净储量：
石油(MBbls)	210,160		167,190
天然气(MMCF)	1,469,953		822,864
NGL(MBbls)	76,493		55,324
总探明储量(MBOE)	531,645		359,658
标准化度量单位(百万) (2)	4,958		1,328
PV-0(百万)(2)	$	9,391	$	2,598
PV-10(百万) (2)	$	5,159	$	1,344
已探明净开发储量：
石油(MBbls)	158,091		92,024
天然气(MMCF)	1,404,570		748,496
NGL(MBbls)	66,402		44,307
总探明开发储量(MBOE)	458,588		261,079
PV-0(百万)(2)	$	7,495	$	1,658
PV-10(百万) (2)	$	4,305	$	1,055
已探明未开发净储量：
石油(MBbls)	52,069		75,166
天然气(MMCF)	65,383		74,368
NGL(MBbls)	10,091		11,017
已探明未开发总储量(MBOe)	73,057		98,579
PV-0(百万)(2)	$	1,896	$	941
PV-10(百万) (2)	$	854	$	289

(1)我们的储备和现值(以10%的折扣，或PV-10)是根据美国证券交易委员会的指导，使用前12个月的每月第一天的平均价格来确定的。在石油和NGL产量方面，截至2021年12月31日和2020年12月31日，WTI公布的平均价格分别为每桶66.56美元和39.56美元，经过重力、质量、当地条件、收集、运输费和离市场距离等项目的调整。在天然气产量方面，截至2021年12月31日和2020年12月31日，Henry Hub指数现货价格的平均价格分别为每MMBtu 3.60美元和每MMBtu 1.99美元，并根据质量、当地条件、收集、运输费和离市场的距离等项目进行了类似的调整。在房产的整个生命周期内，所有价格都保持不变。截至2021年12月31日，这些资产剩余寿命内的平均调整后产品价格为每桶石油64.84美元，每立方米天然气3.46美元，每桶NGL 27.21美元。截至2020年12月31日，这些资产剩余寿命内的平均调整后产品价格为每桶石油37.67美元，每立方米天然气1.62美元，每桶NGL 10.66美元。

(2)现值(按PV-0和PV-10折现)不是根据公认会计准则计算的财务计量，因为它不包括所得税对未来净收入的影响。PV-0、PV-10和标准化测量都不能代表对我们石油和天然气资产的公平市场价值的估计。我们的PV-0计量不会为估计的未来现金流提供贴现率。因此，PV-0不像PV-10那样反映与未来现金流预测相关的风险。因此，对PV-0的评估只能与我们对PV-10的评估以及对未来净现金流贴现的标准化衡量相联系。我们认为，PV-0和PV-10的列报对其投资者来说是相关和有用的，作为未来净现金流或税后金额标准化计量的补充披露，因为它在考虑未来所得税和当前税收结构之前，展示了可归因于其准备金的贴现未来净现金流。净证明标准化措施中包括但未包括在PV-0和PV-10中的PV-0和PV-10所得税金额分别为3.521亿美元和2.05亿美元。我们和我们行业的其他公司使用PV-0和PV-10作为衡量标准，以比较公司持有的已探明储量的相对规模和价值，而不考虑这些实体的具体税收特征。投资者应该注意，PV-0、PV-10和标准化措施都不能代表对我们已探明储量的公平市场价值的估计。

储量估算的编制s

我们截至2021年12月31日和2020年12月31日的储量估计是基于以下独立石油工程公司准备或审计的综合评估：(A)Haas石油工程服务公司，关于我们总净探明储量的34%，(B)William M.Cobb and Associates，关于我们总净探明储量的24%，(C)Cawley，Gillesbie&Associates，Inc.，关于我们总净探明储量的23%，以及(D)荷兰Sewell&Associates，Inc.，关于我们总净探明储量的19%(合计，独立储备工程师)，在每种情况下，根据石油评价工程师协会颁布的关于石油和天然气储量信息估计和审计的准则以及美国证券交易委员会制定的定义和准则。我们的独立储备工程师之所以被选中，是因为他们在设计类似资源方面的历史经验和地理专业知识。我们的储量估计过程是由我们每个运营子公司的首席油藏工程师协调的协作工作，这些工程师是石油工程师，平均每人拥有15年的油藏和运营经验。这一过程由我们的企业储量董事负责监督，他在石油储量估计和评估方面拥有超过24年的经验。我们的技术人员使用我们资产的历史信息，如所有权权益、石油和天然气产量、油井测试数据、大宗商品价格以及运营和开发成本，来制定我们的储量估计。我们已探明储量估计的准备工作是根据我们的内部控制程序完成的。这些程序旨在确保储量估计的可靠性，包括以下内容：

•审核和核实历史产量、成本和资本支出数据；

•国土部门对财产所有权的核实；

•由我们的首席油藏工程师准备储量估算；

•我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，对所有重大的储量变化和所有新的已探明的未开发储量进行审查；以及

•任何员工的薪酬都不会与预订的准备金金额挂钩。

负责编制我们储量估算的技术人员在(A)Haas石油工程公司拥有超过20年的行业经验；(B)William M.Cobb and Associates在储量估算和评估方面拥有超过40年的经验；(C)Cawley，Gillesbie&Associates，Inc.在石油储量估算和评估方面拥有超过29年的经验；和(D)荷兰Sewell&Associates，Inc.在石油储量估算和评估方面拥有超过20年的经验。

已探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，可以合理确定地估计，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，已知油气藏在合同到期之前，从给定日期开始经济上可以生产的储量，除非有证据表明续签是合理确定的。“合理的确定性”一词意味着对实际开采的石油或天然气的数量将等于或超过估计的高度信心。为了实现合理的确定性，我们和独立的储备工程师采用了已经证明能够产生一致性和可重复性的结果的技术。用于评估我们已探明储量的技术和经济数据包括但不限于测井记录、地质图和现有的井下和生产数据以及试井数据。

储量工程是，也必须承认是一个主观的过程，估计经济上可采天然气的量，不能用精确的方式测量。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释的质量。因此，不同工程师的估计往往不同。此外，钻探、测试和生产的结果可能会证明修改这些估计是合理的。因此，储量估计往往与最终开采的天然气数量不同。对经济上可开采的天然气和未来净现金流的估计基于许多变量和假设，所有这些变量和假设都可能与实际结果不同，包括地质解释、价格和未来的生产率和成本。见本年度报告其他部分的“第I部分，第1A项.风险因素”。

关于对我们的储量进行审计的独立储备工程师，我们向这些独立储备工程师提供了我们的公开和内部工程和地球科学技术数据和分析。该等独立储备工程师在未独立核实吾等提供的有关所有权权益、石油及天然气产量、油井测试数据、商品价格、营运及开发成本，以及与物业及生产销售的当前及未来运作有关的任何协议的历史资料及数据的准确性及完整性的情况下，接受该等资料及数据。然而，如果在其评估过程中，他们注意到一些事情，使其有效性或

为确保该等资料或数据的充分性，独立储备工程师在圆满解决与该等资料或数据有关的问题或独立核实该等资料或数据之前，并不依赖该等资料或数据。在评估过程中，独立储备工程师为所有经审计的物业准备了他们自己对我们储备的估计。独立储备工程师审查了他们与我们的审计差异，并在必要时与我们举行了会议，以审查我们的技术团队所做的额外储备工作以及与储备差异相关的任何最新业绩数据。双方都酌情将这些数据纳入储量估计数。独立储备工程师的估计，包括因额外数据而作出的任何调整，与我们的估计合计相差不超过10%。当该等差额合计不超过10%，而独立储备工程师信纳储备属合理且其审核目标已达致时，独立储备工程师会发出无保留审核意见。

已探明未开发储量(PUD)

我们的PUD将从未开发转换为已开发，因为适用的油井已经钻探或完成，剩余的资金很少，无法使油井投产。在过去一年中，我们的PUD发生的变化汇总在下表中：


			2021
			(MBOE)
2020年12月31日的余额			98,579
储备购买到位			1,427
扩展和发现			8,588
对先前估计数的修订			(21,115)
出售现有储备			(3,190)
转移到已证实的开发阶段			(11,232)
2021年12月31日的余额			73,057

在截至2021年12月31日的一年中，购买储备以取代1.4MBoe主要涉及作为ConTango收购的一部分增加的PUD地点。在截至2021年12月31日的一年中，对先前估计的修订是由于合并交易后删除了某些不再属于我们五年综合发展计划的地点。此外，在截至2021年12月31日的一年中，我们花费了8600万美元将11.2MBoe转换为已探明的已开发储量。

所有这些储量都计划在这些地点最初被披露为PUD储量之日起5年内开发。我们的PUD储量只代表根据该计划计划在该等地点最初被披露为PUD之日起计五年内开发的储量；然而，我们的五年发展计划可能不会考虑将PUD储量统一(即每年20%)转换为PUD储量。截至2021年12月31日，我们估计与开发PUD储量相关的未来开发成本在2022年为3.11亿美元，2023年为2.99亿美元，2024年为1.76亿美元，2025年为7400万美元，2026年为6000万美元。我们相信，循环信贷机制下的运营现金流和可获得性将足以支付这些估计的未来开发成本。

钻井地点

下表汇总了截至2021年12月31日按区域分列的总和净作业和非作业钻探地点：


	已运营(1)		非运营(1)		总工位数(1)		矿物(2)
	毛收入	网络	毛收入	网络	毛收入	网络	毛收入	网络
按区域划分的位置总数
鹰福特(3)	270	259	620	135	890	393	1,249	9
落基山脉(4)	99	73	167	66	266	139	498	6
巴尼特(5)	40	24	—	—	40	24	—	—
二叠纪(6)	152	88	174	35	326	123	—	—
中锥体(7)	1	1	—	—	1	1	—	—
其他(8)	5	5	—	—	5	5	2,550	21
总计	567	450	961	236	1,528	685	4,297	36

(1)我们估计，在石油和天然气价格分别为60美元/桶石油和3.00美元/MMBtu天然气的情况下，我们确定的大部分钻探地点都是经济的。

(2)净矿产位置定义为NRI位置。

(3)包括219个总(123个净)PUD位置，假设平均井距为720英尺。

(4)包括22个总(18个净)PUD位置，假设平均井距为848英尺。

(5)包括零PUD位置，并假定井间距为500英尺。

(6)包括88个总(18个净)PUD位置，假设平均井距为887英尺。

(7)包括1个毛收入和净收入合计的PUD地点。

(8)包括位于加利福尼亚州的工作权益物业，以及多元化的矿产和特许权使用费权益。

我们根据井距假设以及对我们和本地区其他运营商的钻井结果的评估，结合我们对现有地质和工程数据的解释，估计了我们的钻井位置。我们实际钻探的地点将取决于资本的可用性、监管部门的批准、大宗商品价格、成本、实际钻探结果和其他因素。我们能够在这些已确定的地点进行的任何钻探活动都可能不会成功，也可能不会产生额外的已探明储量。此外，如果钻探地点与到期的土地面积相关，我们将失去开发相关地点的权利。

石油、天然气和天然气生产价格和运营成本

生产和价格历史

下表列出了截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的产量、价格和成本数据。


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
净产量：
鹰福特：
石油(MBbls)	5,107		6,964		8,001
天然气(MMCF)	14,871		15,556		14,998
NGL(MBbls)	1,818		2,309		2,796
总计(MBOE)	9,404		11,866		13,297
平均日产量(Mboe/d)	26		32		36
落基山脉：
石油(MBbls)	6,088		4,959		4,504
天然气(MMCF)	17,560		7,513		61
NGL(MBbls)	1,968		764		41
总计(MBOE)	10,982		6,975		4,555
平均日产量(Mboe/d)	30		19		12
巴尼特：
石油(MBbls)	11		16		19
天然气(MMCF)	40,823		47,032		53,463
NGL(MBbls)	1,350		1,565		1,983
总计(MBOE)	8,165		9,419		10,913
平均日产量(Mboe/d)	22		26		30
共计：
石油(MBbls)	13,237		13,132		13,752
天然气(MMCF)	89,455		78,541		73,747
NGL(MBbls)	6,099		5,078		5,188
总计(MBOE)	34,245		31,300		31,232
平均日产量(Mboe/d)	94		86		86
平均实现价格(衍生品影响前)：
鹰福特：
油(每桶)	$	65.93	$	35.92	$	57.60
天然气(每立方英尺)	$	5.35	$	2.11	$	2.73
NGL(每BBL)	$	32.01	$	15.15	$	19.29
落基山脉：
油(每桶)	$	66.91	$	39.12	$	55.81
天然气(每立方英尺)	$	4.44	$	3.11	$	1.06
NGL(每BBL)	$	33.20	$	17.03	$	21.47
巴尼特：
油(每桶)	$	61.86	$	33.99	$	53.41
天然气(每立方英尺)	$	3.47	$	1.70	$	2.29
NGL(每BBL)	$	24.00	$	9.79	$	13.13
共计：
油(每桶)	$	66.71	$	37.45	$	57.14
天然气(每立方英尺)	$	3.96	$	1.90	$	2.35
NGL(每BBL)	$	30.42	$	13.77	$	16.67
每个BOE的平均运营成本：
鹰福特	$	18.79	$	16.55	$	16.77
落基山脉	23.98		23.99		39.62
巴尼特	10.17		8.46		8.82
总计	$	17.41	$	15.39	$	17.17

水井

下表列出了截至2021年12月31日我们已探明开发的生产井的信息：


	营运权益资产				矿产和特许权使用费权益
	毛收入	网络	平均工作利息		毛收入	网络	平均净收入利息
天然气	3,700	1,645	44	%	1,384	34	2	%
油	8,213	4,252	52	%	2,207	35	2	%
总计	11,913	5,897	50	%	3,591	69	2	%

租赁面积

下表列出了截至2021年12月31日我们拥有权益的已开发和未开发总面积的某些信息。


	毛收入	网络
已开发英亩	1,969,914	930,154
未开发的英亩	223,358	98,586
总英亩数(1)	2,193,272	1,028,740

特许权使用费英亩(2)	173,593	55,471

(1)通过与一家大型运营商的协议，我们拥有参与DJ盆地28,768英亩净面积的合同权利，并将有权根据我们参与拟建油井的情况，在未来获得我们按比例分享的面积。

(2)特许权使用费英亩不包括我们在11.7万英亩总面积中的最高特许权使用费权益。

未开发面积到期

下表列出了截至2021年12月31日将于2022年、2023年、2024年和2025年到期的净未开发英亩总数，除非在到期日之前在覆盖面积的间隔单位内建立生产，或者除非此类租赁权得到延长或续签。


	2022	2023	2024	2025
净未开发英亩	6,960	1	229	320

构成上表所述到期面积的租约一般将于其各自的主要期限结束时到期，除非租赁面积的生产已在该日期之前建立，在此情况下，租约将一直有效，直至停产。于主要年期届满时，吾等将丧失于相关面积之权益，除非完全由生产公司持有，并透过交付租约延期付款而维持，或就我们的许多租约而言，吾等利用“持续发展条款”，允许吾等在租约上钻探的最后一口油井完成后120-180天内展开额外的开发活动，则吾等可继续持有该等面积。此后，只要我们每隔120至180天进行一次额外的发展活动，或直至整个租约由生产部持有为止，租约仍根据持续发展条款持有。我们不能保证我们有能力保持这样的种植面积。有关更多信息，请参阅本年度报告其他部分中的“第I部分，第1A项：风险因素”。

钻探和其他勘探开发活动

下表列出了我们在指定时期内进行的钻探活动的结果。这些信息不应被认为是未来业绩的指示，也不应假设钻井的生产井数量、发现的储量数量或经济价值之间必然存在任何关联。生产井是指那些生产、或生产的油井。

能够生产商业数量的碳氢化合物，无论它们是否产生合理的回报率。干井是指那些被证明不能生产足够数量的碳氢化合物以证明完井是合理的油井。


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	毛收入	网络	毛收入	网络	毛收入	网络
已操作的开发井：
生产效率高	2	1.9	23	15.3	32	32.0
干井	—	—	—	—	—	—
全面发展	2	1.9	23	15.3	32	32.0
已操作的探井：
生产效率高	—	—	—	—	—	—
干井	—	—	—	—	—	—
总探索性	—	—	—	—	—	—
作业井总数：
生产效率高	2	1.9	23	15.3	32	32.0
干井	—	—	—	—	—	—
总计	2	1.9	23	15.3	32	32.0

截至2021年12月31日，我们没有签订任何长期钻井平台合同。下表提供了我们在2021年12月31日的在建油井以及进展的各个阶段。


	毛收入	网络
油井状态：
钻探	6	5.7
等待完工	4	3.8
正在完工，没有生产	9	6.7

交付承诺

我们是各种长期协议的缔约方，这些协议要求我们实物输送原油和天然气。这些交付承诺要求我们在2022年交付15.9MBoe，之后交付37.1 MBoe。这些承诺是合同约定的收集安排，要求在未来交付固定和可确定数量的原油、天然气或NGL。我们相信，我们目前的产量和储量足以满足这些承诺的大部分，或者我们可以在市场上以当时与指数相关的价格购买足够数量的石油、天然气和天然气来履行承诺。在截至2021年、2020年和2019年12月31日的财年，我们因部分集散和运输承诺而出现缺口，因此分别支付了580万美元、1450万美元(包括终止中游合同)和190万美元。

营销与客户

我们的石油和天然气资产的生产采用符合行业惯例的方法进行销售。石油和天然气生产(包括具有可开采NGL的天然气)的销售价格是根据行业通常考虑的因素进行谈判的，例如指数或现货价格、价格法规、油井到管道的距离、商品质量和当前的供需状况。在没有实际或商业管道通道的地区，石油通过卡车运输到储存设施。我们的石油和天然气营销可能会受到我们无法控制的因素的影响，这些因素的影响无法准确预测。

在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，我们向以下买家出售了占总收入10%或更多的石油和天然气产量：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021	2020	2019
SN EF Maverick，LLC	*	15.5%	20.0%
88%的石油	*	11.7%	*
壳牌贸易美国公司	18.3%	10.4%	*
科基诺斯能源公司	*	*	18.1%
BP Products北美	*	*	13.1%

*购买者占全年收入的比例不超过10%。

虽然失去一位重要买家可能会导致我们产品的销售暂时中断或价格下降，但我们相信，失去任何这类买家不会对我们的运营产生实质性的不利影响，因为我们的生产地区还有其他买家。

竞争

石油和天然气行业竞争激烈，我们与其他拥有更多资源的公司竞争。其中许多公司不仅勘探和生产石油或天然气，还在地区、国家或全球范围内开展中游和炼油业务，并销售石油和其他产品。这些公司可能会支付更高的价格购买生产性的石油和天然气资产，或者定义、评估、竞标和购买比我们的财政或人力资源允许的更多数量的资产和前景。此外，在石油和天然气市场价格低迷时期，这些公司可能会有更大的能力继续勘探活动。我们未来收购更多物业和发现储量的能力将取决于我们在竞争激烈的环境中评估和选择合适物业并完成交易的能力。此外，由于我们的财力和人力资源比我们行业中的许多公司都少，我们在评估和竞标石油和天然气资产方面可能处于劣势。

石油和天然气生产商与其他生产能源和燃料的行业之间也存在竞争。此外，竞争状况可能会受到美国政府和我们所在司法管辖区不时考虑的各种形式的能源立法和/或监管的重大影响。我们无法预测最终可能采纳的任何这类法例或规例的性质，或其对我们日后运作的影响。这种法律和法规可能会大幅增加石油或天然气的开发成本，并可能阻止或推迟某一特定作业的开始或继续。我们更大或更一体化的竞争对手可能比我们更容易承受现有的联邦、州和地方法律法规的负担，以及对这些法律法规的任何修改，这将对我们的竞争地位产生不利影响。

业务的季节性

一般来说，石油、天然气和天然气的需求在春季和秋季减少，而在夏季和冬季增加。然而，某些天然气和天然气市场利用储存设施，并在夏季购买一些预期的冬季需求，这可以减少季节性需求波动。此外，温和的冬季或温和的夏季等季节性异常可能对价格产生重大影响。这些季节性异常可能会加剧春夏两个月对设备、物资和人员的竞争，这可能导致短缺、成本增加或推迟运营。

属性的标题

按照石油和天然气行业的惯例，我们最初只对与收购租赁面积相关的物业所有权进行粗略审查。在我们决定对这些人进行钻探作业的时候

在钻探作业开始前，我们会对物业进行彻底的业权审查，并对重大缺陷进行治疗工作。只要业权意见或其他调查反映了这些物业的业权缺陷，我们通常有责任自费修复任何业权缺陷。我们一般不会开始对某一物业进行钻探作业，直到我们修复了该物业的任何重大所有权缺陷。我们已取得几乎所有生产物业的所有权意见书，并相信根据石油及天然气行业普遍接受的标准，我们对我们的生产物业拥有令人满意的所有权。

在完成生产租约的收购之前，我们会对最重要的租约进行业权审查，并根据物业的重要性，我们可能会获得业权意见、获得最新的业权审查或意见或审查之前获得的业权意见。我们的石油和天然气资产受惯例特许权使用费和其他权益、当期税收留置权和其他负担的影响，我们认为这些资产的使用不会对我们的资产账面价值造成实质性干扰或影响。

我们相信，我们对我们所有的物质资产都有令人满意的所有权。虽然这些财产的所有权在某些情况下会受到产权负担的影响，例如通常与房地产收购有关的习惯权益、习惯特许权使用费利益和合同条款和限制、经营协议下的留置权、与历史作业相关的环境责任留置权、当期税和其他负担的留置权、地役权、限制和石油和天然气行业中惯常的小产权负担，但我们相信，这些留置权、限制、地役权、负担和产权负担都不会实质性地减损这些财产的价值。此外，我们相信我们已经从公共机构和私人机构获得了足够的通行权拨款和许可，使我们能够在本年报所述的所有实质性方面经营我们的业务。

人力资本测度

员工

我们通过(I)经理提供的管理和公司级服务以及(Ii)由我们的大约700名员工提供的资产级服务和运营来管理我们的业务，这些员工将所有或几乎所有的时间都投入到我们的业务中。我们根据需要聘请独立承包商。我们与员工没有集体谈判协议。我们相信我们的员工关系是令人满意的。

安全问题

我们运营的EHS经理负责安全计划管理，并努力加强每个运营地点的安全文化。工作场所安全程序和计划包括进入密闭空间、应急响应、坠落保护、听力保护、高温作业、硫化氢、事件报告和调查、个人防护装备和防止泄漏。每月跟踪运营中的安全绩效，并通过事故报告和纠正措施指导安全计划的改进。

招聘、发展和培训

我们培育了一种企业文化，鼓励员工进行公开交流，听取员工的意见，并承认他们的努力成果。我们实施包容性和动态的招聘流程，利用在线招聘平台、推荐人和专业招聘人员。我们通过使用强大的绩效评估过程来促进员工的成长和职业发展，其中包括创建绩效发展目标和实现这些目标的计划，以帮助我们的员工充分发挥潜力。

健康和福利福利

我们通过提供有竞争力的工资和丰厚的福利来留住员工，旨在满足多样化劳动力的多样化和不断变化的需求。我们为员工提供参加健康和福利计划的能力，包括医疗、牙科、人寿和短期和长期残疾保险计划。为了应对新冠肺炎疫情，我们为那些选择到办公室报到的员工增加了安全措施和协议。

社区和社会参与

我们致力于支持和回馈我们经营和生活的社区。我们认识到当地社区、我们员工的成功以及最终我们业务的成功之间的联系。

立法和监管环境

我们的石油、天然气和NGL勘探、开发、生产以及相关的运营和活动都受到广泛的联邦、州和地方法律、法规和法规的约束。不遵守这些规章制度可能会导致行政、民事或刑事处罚、强制补救和施加自然资源损害或其他责任。由于这些规则和条例经常被修改或重新解释，我们无法预测遵守这些要求的未来成本或影响。尽管石油和天然气行业的监管负担增加了我们的经营成本，从而影响了我们的盈利能力，但我们相信，这些义务对我们的影响通常不会不同，也不会比它们对石油和天然气行业中具有类似运营和类型、数量和生产地点的其他运营商的影响更大或更小。

生产调控

在许多州，石油和天然气公司通常被要求获得钻井作业许可证，提供钻井保证金，提交有关作业的报告，并满足与勘探、开发和生产石油、天然气和天然气有关的其他要求。这些州也有涉及保护问题的法规和条例，包括石油和天然气利益、权利和财产的单位化或汇集、地面使用和恢复钻探油井的财产以及处理D&C过程中产生或使用的水。这些法规包括确定油井和天然气井的最高产量，关于这类井的间距、封堵和废弃的规则，对石油和天然气的排放或燃烧的限制，关于生产的稳定性的要求，以及关于地面使用和恢复钻井所依据的财产的规则。

这些法律和法规可能会限制我们拥有权益的油井可以生产的石油、天然气和天然气的数量，并可能限制油井的数量、钻井地点或钻井方法。此外，根据这些法律和法规必须遵循的程序可能会导致延迟获得我们运营所需的许可和批准，因此我们预期的钻探、完井和生产时间可能会受到负面影响。作为我们租赁权的经营者，这些规定直接适用于我们。如果不遵守这些规章制度，可能会受到严重处罚。

对液体的销售和运输的监管

凝析油和NGL的销售目前不受监管，是按谈判价格生产的。尽管如此，美国国会未来可能会重新实施价格管制。

我们NGL的销售受到可获得性、条款和运输成本的影响。NGL在公共载体管道中的运输也受到费率和准入规定的约束。根据州际商法，FERC监管州际石油、NGL和其他液体管道运输费率。一般来说，州际液体管道费率必须以成本为基础，尽管所有托运人同意的结算费率是允许的，在某些情况下也可能允许基于市场的费率。

州内液体管道运输费率受州监管委员会的监管。州内液体管道监管的基础，以及对州内液体管道费率的监管监督和审查程度，因州而异。只要有效的州际和州内费率和有关准入的规定同样适用于所有可比较的托运人，我们相信，对液体运输的监管不会影响我们的运营，与我们处于类似境地的竞争对手的运营不会有任何实质性的不同。

规范石油和天然气的运输和销售

从历史上看，州际商业中石油和天然气的运输和转售一直受到美国联邦政府机构的监管，主要是FERC。过去，联邦政府对天然气的销售价格进行了监管。虽然天然气生产商目前可以不受控制的市场价格进行销售，但美国国会未来可能会重新实施价格管制。放松对井口天然气销售的管制始于NGPA的颁布，最终通过了天然气井口解控法案，从1993年1月1日起取消了影响井口天然气销售的管制。州际商业中天然气的运输和转售主要由NGA以及FERC根据NGA颁布的法规和命令进行管理。在某些有限的情况下，天然气的州内运输和批发销售也可能直接或间接受到美国国会颁布的法律和FERC法规的影响。

2005年的“环境保护法”是对税收优惠、赠款和担保贷款的授权拨款以及对影响能源行业所有部门的法定政策的重大变化的综合汇编。除其他事项外，2005年的EP法案修改了NGA，增加了一项反市场操纵条款，使任何实体

从事FERC规定的违禁行为。2005年的EP法案还赋予FERC评估违反NGA的民事罚款每天最高100万美元的权力，并将NGPA下FERC的民事处罚权力从每次违规每天5000美元增加到每次违规每天100万美元。2022年1月，考虑到通货膨胀，每次违规每天的最高罚款增加到1,388,496美元。民事处罚规定适用于从事销售和运输天然气以转售于州际商业的实体。

2006年1月19日，FERC发布了第670号命令，这是一项执行2005年EP法案反市场操纵条款的规定，随后否认重审。该规则规定：(I)任何实体直接或间接使用或采用任何装置、方案或诡计，在购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的天然气，或购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的运输服务方面，均属违法；(Ii)对重要事实作出不真实的陈述，或不作出为使所作的陈述不具误导性而必需的陈述；或(Iii)从事欺诈或欺骗的任何行为或做法；或(Iii)从事欺诈或欺骗的任何行为或做法；(Ii)对重要事实作出不真实的陈述或不作出任何必要的陈述，以使所作的陈述不具误导性；或(Iii)从事欺诈或欺骗的任何行为或做法。反市场操纵规则不适用于仅与州内或其他非管辖范围内的销售或收集有关的活动，但适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动，以及其他非管辖实体的活动，只要这些活动是与受FERC管辖的天然气销售、购买或运输有关的，该命令现在包括下文所述第704号命令下的年度报告要求。反市场操纵规则和增强的民事处罚权力反映了FERC NGA执法权力的扩大。

2007年12月26日，FERC发布了第704号命令，这是关于年度天然气交易报告要求的最终规则，经随后的重审命令修订。根据第704号命令，上一历年实物天然气超过220万MMBtus的批发买家和卖家，包括天然气生产商、采集商和营销者，现在必须在每年5月1日报告上一历年批发购买或销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第704号命令的指导确定应报告哪些个别交易。第704号命令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数出版商报告价格，如果是，他们的报告是否符合FERC关于价格报告的政策声明。

收集服务发生在管辖运输服务的上游，由各州在岸上和州水域进行管理。NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC根据NGA作为天然气公司的规管。尽管FERC规定了一项一般测试，用于确定设施是执行非辖区收集功能还是辖区运输功能，但FERC对设施分类的决定是根据具体情况进行的。如果FERC发布命令，将某些管辖范围内的运输设施重新归类为非管辖范围的收集设施，并且根据该决定的范围，我们将天然气运送到销售点地点的成本可能会增加。我们相信，我们收集系统中的天然气管道符合FERC用来确定管道作为采集者的地位的传统测试，而不受天然气公司的监管。然而，受FERC监管的运输服务和不受联邦监管的收集服务之间的区别可能会成为正在进行的诉讼的主题，因此我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或美国国会未来的裁决而发生变化。国家对天然气集气设施的监管一般包括各种职业安全、环境要求，在某些情况下，还包括非歧视性的取气要求。虽然这样的规定还没有得到国家机构的普遍肯定，但天然气收集在未来可能会受到更严格的监管审查。

我们销售天然气的价格目前不受联邦费率监管，而且在很大程度上也不受州监管。然而，对于我们对这些能源商品的实物和金融销售，我们必须遵守FERC根据2005年EP法案和商品交易法(“CEA”)执行的反市场操纵法律和相关法规，以及CFTC根据这些法律颁布的法规。CEA禁止任何人在州际商业中操纵或企图操纵任何商品的价格或该商品的期货价格。CEA还禁止故意提供或导致提交关于影响或倾向于影响商品价格的市场信息或条件以及某些破坏性交易行为的虚假或误导性或故意不准确的报告。CFTC还拥有法定权力，可以寻求对违反CEA反市场操纵条款的违规者处以最高约1227202美元(每年经通胀调整)或违规者货币收益三倍的民事罚款，金额最高可达1227202美元(每年经通胀调整)。如果我们违反了反操纵市场的法律和法规，我们还可能受到卖家、特许权使用费所有者和税务当局等相关第三方索赔的影响。

此外，根据联邦贸易委员会法案(FTCA)和2007年能源独立与安全法案(EISA)，联邦贸易委员会(“FTC”)有权监管石油批发市场。联邦贸易委员会通过了反市场操纵规则，包括禁止与某些石油产品的买卖有关的欺诈和欺骗行为，禁止遗漏扭曲或可能扭曲市场状况的重大信息。

产品。除了根据FTCA拥有的其他执法权力外，联邦贸易委员会还可以根据EISA起诉违规者，并请求法院对每次违规行为处以每天约1,323,791美元的罚款(每年根据通胀进行调整)。

州内天然气运输也受到州监管机构的监管。州内对天然气运输的监管基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。由于某一特定州的此类监管通常会在可比基础上影响该州内的所有国内天然气运输商，因此我们相信，在我们运营和运输天然气的任何州，对类似情况下的州内天然气运输的监管不会在任何方面影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在任何重大差异。与州际运输费率的监管一样，州内运输费率的监管也会影响我们生产的天然气的营销，以及我们从天然气销售中获得的收入。

法律和FERC或州政策和法规的变化可能会对州际和州际管道上固定和/或可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响，我们无法预测FERC或州监管机构未来将采取什么行动。然而，我们认为，任何监管改革对我们的影响都不会与对我们竞争对手其他天然气生产商和营销者的影响有实质性不同。

规管环境及职业安全及健康事宜的一般事宜

我们的运营受到许多严格的联邦、地区、州和地方法规和法规的约束，这些法规和法规涉及环境保护、职业安全和健康，以及向环境中释放、排放或处置材料，其中一些法规如果不遵守，将受到重大的行政、民事和刑事处罚。适用的美国联邦环境法包括但不限于RCRA、CERCLA、OPA、CWA、CAA、SDWA、ESA和MBTA。此外，国家和地方法律法规对钻井的具体标准、钻井或操作井的粘结要求的维持、井的间距和位置、钻井和套井的方法、钻井的地面使用和修复、井的封堵和废弃、防止和清除污染物等事项作出了规定。除其他事项外，这些法律和法规可能要求获得进行勘探、钻井和生产作业的许可证；限制钻井、生产和通过管道运输时可能释放到环境中的各种物质的类型、数量和浓度；管理D&C过程中用水的来源和处置；限制或禁止在诸如荒野、湿地、受保护物种的关键栖息地、边境和其他保护区等敏感地区的建筑或钻探活动；要求采取调查或补救行动，以防止或减轻我们的作业造成的污染条件；规定开垦和废弃井场和井坑的义务；建立针对工人保护的具体安全和健康标准；并对作业或未遵守监管备案文件造成的污染规定重大责任。另外, 美国国会以及联邦和州机构经常修订环境法律法规，任何导致延迟或更严格且成本更高的石油和天然气行业许可、废物处理、处置和清理要求的变化都可能对我们的运营成本产生重大影响。尽管环保义务在历史上并未对我们的经营结果或财务状况产生重大不利影响，但不能保证未来的发展，如日益严格的环境法或其执行，不会导致我们承担重大的环境责任或成本。

不遵守这些法律和法规可能会导致对行政、民事和刑事罚款和处罚的评估，丢失许可证或租约，施加调查或补救义务，以及发布命令禁止我们在受影响地区的部分或全部业务。这些法律法规还可能将石油和天然气的生产速度限制在原本可能达到的水平以下。石油和天然气行业的监管负担增加了在该行业开展业务的成本，从而影响了盈利能力。随着时间的推移，环境法规可能会演变为对可能影响环境的活动施加更多约束和限制，因此，任何环境法律法规的变化或执法政策的重新解释，导致钻井、建设、完井或水管理活动或废物处理、储存、运输、处置或补救要求变得更加严格和昂贵，可能需要我们投入大量资金来实现和维持合规性，否则可能对我们的运营结果和财务状况产生实质性的不利影响。我们可能无法将增加的合规成本转嫁给我们的客户。此外，在我们的运营过程中可能会发生意外泄漏或泄漏，我们不能保证不会因此类泄漏或泄漏而招致重大成本和责任，包括任何第三方对财产、自然资源或人员损害的索赔。尽管我们相信我们基本上遵守了适用的环境法律和法规，继续遵守现有的要求不会对我们的业务产生实质性的不利影响，但不能保证这种情况在未来会继续下去。

以下是经不时修订的现行更重要的环境及职业健康和安全法律及法规的摘要，本公司的业务必须遵守这些法规，遵守这些法规可能会对其资本开支、经营业绩或财务状况产生重大不利影响。

危险物质和废物

CERCLA，也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律，在不考虑过错或原始行为的合法性的情况下，对某些类别的人排放到环境中的“危险物质”施加责任。这些类别的人，或者按照《环境影响、责任和责任法案》的定义，可能是责任方，包括发生泄漏的处置地点或地点的现在和过去的所有者或经营者，以及处置或安排处置在此类地点发现的危险物质的任何人。根据CERCLA，这些人可能要对清理排放到环境中的危险物质的费用以及对自然资源的损害承担连带的严格责任。邻近的土地所有者和其他第三方就据称由释放到环境中的危险物质造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。我们只能直接控制我们作为操作员的那些油井的运行。尽管我们无法直接控制由他人操作的油井，但在某些情况下，我们以外的运营商未能遵守适用的环境法规可能是我们造成的。我们在运营过程中产生的材料可能根据CERCLA和其他环境法被监管为危险物质，但我们不知道我们可能要对任何可能对我们的业务运营产生实质性和不利影响的责任负责。由于所谓的“石油排除”，石油和原油馏分在CERCLA及其类似物中一般不被视为危险物质，但含有其他危险物质的掺假石油产品过去曾被视为危险物质。

我们还产生固体和危险废物，这些废物可能受到RCRA和类似州法律的要求。RCRA规范无害和危险固体废物的产生、处理、储存、处理、运输和处置。RCRA明确将“与石油、天然气或地热能的开发或生产相关的钻井液、产出水和其他废物”排除在危险废物的监管范围之外。在环境保护局的批准下，个别州可以管理RCRA的部分或全部条款，一些州已经采取了自己的更严格的要求。然而，不时有人提出立法，不同的环保团体也提起诉讼，如果成功，可能会导致某些石油和天然气勘探和生产废物被重新归类为“危险废物”，这将使这些废物受到更严格的处理、处置和清理要求。如果未来失去RCRA对钻井液、产出水和相关废物的排除，可能会导致我们管理和处置产生的废物的成本增加，这可能会对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。此外，在我们的运作过程中，我们会产生一些普通工业废物，例如油漆废物、废溶剂、实验室废物和废气压机油，如果确定这些废物具有危险特性，这些废物可能会被监管为危险废物。虽然管理危险废物的成本可能很高，但我们并不认为我们在这方面的成本比处境相若的公司负担更重。

我们目前拥有、租赁或运营许多物业，这些物业可能已被以前的所有者或运营商用于石油和天然气开发和生产活动多年。尽管我们相信我们采用了当时业内标准的运营和废物处理做法，但危险物质、废物或石油碳氢化合物可能已经在我们拥有或租赁的物业上、下或从我们拥有或租赁的物业上、下或从其他地点释放，包括将这些物质带到回收或处置的场外地点。此外，我们的一些物业可能由第三方或以前的业主或经营者经营，他们对危险物质、废物或石油碳氢化合物的处理和处置不在我们的控制之下。这些特性以及在其上、其下或从其上处置或释放的物质可能受CERCLA、RCRA和/或类似州法律的约束。根据这些法例，我们可被要求采取回应或纠正措施，包括清除以前弃置的物质和废物、清理受污染的物业，或进行补救封堵或封闭坑道的行动，以防止日后受到污染。

水的排放

CWA和类似的州法律对污染物的排放施加限制和严格控制，包括石油和其他天然气废物的泄漏和泄漏，进入美国水域或州水域或其附近。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或类似的国家机构颁发的许可证条款。除非获得美国陆军工程兵团(下称“陆军工程兵团”)的许可，否则禁止将疏浚和填埋材料排放到受管制水域(包括湿地)。近年来，这些受管制水域的范围一直备受争议。2015年9月，环保局和军团发布了新的规则，修改了“美国水域”的定义(“洁净水规则”)，但在2020年4月，环保局和军团取代了“美国水域规则”(Clean Water Rule)。

根据“清洁水规则”和“可航行水域保护规则”(“NWPR”)，“美国水域”的定义缩小到四类管辖水域，并包括12类例外，包括地下水。然而，美国亚利桑那州和新墨西哥州的地区法院已经腾出了西北太平洋地区，拜登政府已经宣布它打算为“美国水域”制定自己的定义。2021年12月，美国环保署和军团公布了两项拟议规则制定中的第一项，包括一个在很大程度上符合2015年前更广泛定义的定义，以及相关的监管指导和判例法。第二次拟议的规则制定预计将在2022年晚些时候扩大这一定义。此外，美国最高法院同意审理有关“美国水域”范围的案件。如果任何司法裁决或行政规则的制定扩大了CWA的管辖范围，我们在获得许可证(包括湿地区域的疏浚和填埋活动)方面可能会面临更高的成本和延误。

获得许可的过程也有可能延误我们的行动。此外，联邦法律还要求制定与现场储存大量石油相关的泄漏预防、控制和对策计划，也被称为“SPCC计划”。遵守规定可能需要适当的安全壳护堤和类似的结构，以帮助防止石油碳氢化合物油罐溢出、破裂或泄漏污染通航水域。

安全饮水法

当地下饮用水水源受到污染威胁，对人类构成迫在眉睫的实质性危害时，SDWA赋予EPA广泛的权力，可以采取行动保护公众健康。SDWA还根据UIC计划管理盐水处理井。2005年的EP法案修订了SDWA的UIC条款，明确将某些水力压裂排除在“地下注入”的定义之外，但不排除处置水力压裂液和采出水或将其注入以提高石油采收率。2014年，美国环保署发布了关于柴油水力压裂的许可指南。虽然我们目前没有在我们的水力压裂液中使用柴油，但如果我们的压裂配方发生变化，我们可能会受到SDWA的联邦许可。此外，我们可能会因遵守水力压裂液和采出水的处置要求而产生巨额成本。详情见第I部分第1A项。风险因素。

空气排放

CAA和类似的州法律通过发放许可证和其他要求，限制包括压缩机站在内的许多来源的空气污染物排放。这些法律和法规可能要求我们在建设或修改某些预计会产生或大幅增加空气排放的项目或设施时，必须事先获得批准，获得并严格遵守严格的空气许可要求，或利用特定的设备或技术来控制某些污染物的排放。获得许可的需要可能会推迟石油和天然气项目的开发。在未来几年，我们可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放有关的问题支付一定的资本支出。例如，2015年10月，环保局将臭氧的国家环境空气质量标准(NAAQS)从百万分之75降至70ppb，并于2018年完成了达标/未达标。2020年12月，美国环保局宣布有意将臭氧NAAQS保持在70ppb不变；然而，这一决定受到了法律挑战，拜登政府已正式宣布将重新考虑2020年的决定。如果实施更严格的标准，我们可能需要承担更多的污染控制设备或其他合规措施的费用。此外，2016年6月，环保局还敲定了适用于石油和天然气行业的关于将多个小型地表站点聚合为单一来源以用于空气质量许可目的的标准的规则。这些规则可能导致小型设施总体上被视为主要来源，从而触发更严格的空气许可程序和要求。

州政府实施修订后的NAAQS可能会导致更严格的许可要求，推迟或禁止我们获得此类许可，并导致污染控制设备支出增加，其成本可能会很高。此外，EPA还根据CAA通过了新的规则，要求减少某些进行完井作业的压裂和再压裂天然气井的挥发性有机化合物(VOC)和甲烷排放，并进一步要求大多数气井使用减少的排放完井，也就是所谓的“绿色完井”。这些法规还对与生产相关的湿式密封和往复式压缩机以及气动控制器和储存罐的排放提出了具体的新要求。此外，法规对在某些井场和压缩机站检测和修复挥发性有机化合物和甲烷提出了新的要求。然而，2020年9月，EPA敲定了一项规则，将传输和储存活动从规则的范围中删除，从而取消了适用于此类活动的VOC和甲烷排放限制，并取消了其他活动的甲烷特定限制，但保留了VOCs的排放限制。然而，随后，美国国会批准了一项根据国会审议法案(Congressional Review Act)废除2020年9月规则制定的决议，拜登总统将其签署为法律，有效地恢复了之前的标准。此外，2021年11月，美国环保署发布了一项拟议的规则，如果最终敲定，将把OOOb确立为新的来源，将OOOc确立为原油甲烷和VOC排放的首次现有来源标准

石油和天然气来源类别。受影响的排放装置或工艺的所有者或操作员必须遵守特定的性能标准，其中可能包括使用光学气体成像进行泄漏检测和随后的维修要求、通过捕获和控制系统减少受管制的排放、某些设备或工艺的零排放要求、操作和维护要求以及“绿色井”完井的要求。环保局计划发布一份补充提案，加强2022年拟议的规则制定，其中将包含拟议的规则文本，该文本未包括在2021年11月的拟议规则中，并预计在2022年底发布最终规则。遵守这些和其他空气污染控制和许可要求可能会推迟天然气项目的开发，并增加我们的开发成本，这可能是巨大的成本。

气候变化

气候变化继续引起公众和科学的极大关注。因此，我们的业务以及我们运营商的业务都受到与化石燃料的生产和加工以及温室气体排放相关的一系列监管、政治、诉讼和金融风险的影响。在联邦一级，到目前为止还没有实施全面的气候变化法律或法规。然而，美国环保署已经通过了一些法规，其中包括对某些大型固定污染源的温室气体排放进行建筑和运营许可审查，并与交通部一起，对在美国生产的运营车辆实施温室气体排放限制。近年来，联邦政府对石油和天然气设施甲烷排放的监管一直备受争议。有关更多信息，请参阅“第一部分，第1项和第2项。商业和物业-立法和监管环境-空气排放。”

此外，各个州和州集团已经通过或正在考虑通过法律、法规或其他监管举措，重点放在温室气体排放限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制温室气体排放等领域。例如，加利福尼亚州通过CARB实施了温室气体排放限额和交易计划，为全州范围内的温室气体排放设定了最高限额，到2030年，这一上限每年都会下降，比1990年的水平低40%。覆盖的实体必须减少其温室气体排放或购买限额来核算此类排放。另外，加州已经实施了LCFS和相关的可交易信用额度，这些信用额度要求该州燃料供应的碳强度逐渐低于基线汽油和柴油燃料。CARB还颁布了关于监测、检漏、修复和报告现有和新的石油和天然气生产设施的甲烷排放的规定。科罗拉多州已经颁布了适用于石油和天然气设施的类似法规。

在国际上，联合国发起的《巴黎协定》要求成员国在2020年后每五年单独确定并提交一次不具约束力的减排目标。虽然美国已经退出了该协议，但拜登总统签署了行政命令，再次承诺美国遵守该协议，并在2021年4月宣布了到2030年将美国的排放量在2005年水平上减少50%-52%的目标。2021年11月，国际社会26日再次齐聚格拉斯哥这是《联合国气候变化框架公约》(《COP26》)缔约方大会，会议期间发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴，并采取进一步行动处理非一氧化碳问题2温室气体。与此相关的是，美国和欧盟联合宣布启动“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年的基础上至少减少30%，其中包括在能源领域“所有可行的减排”。目前还无法预测这些命令、承诺、协议以及为履行美国在巴黎协定、COP26或其他国际公约下的承诺而颁布的任何立法或法规的影响。

政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加，包括最近当选的政府做出的与气候变化有关的承诺。这些措施包括承诺限制排放，限制联邦土地上的石油和天然气生产，例如通过停止租赁公共土地用于碳氢化合物开发。例如，拜登总统已经发布了几项行政命令，重点是应对气候变化，包括可能影响我们生产石油和天然气的成本或需求的项目。此外，2021年11月，拜登政府发布了《美国长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径》，其中确立了到2050年美国实现净零排放的路线图，其中包括提高能源效率；通过电力、氢气和可持续生物燃料实现能源脱碳；以及减少非一氧化碳排放。2温室气体排放，如甲烷和一氧化二氮。拜登政府还在考虑修改联邦土地上石油和天然气开发的租赁和许可计划。拜登政府可能采取的其他行动可能包括对管道基础设施的建立或LNG出口设施的许可施加更严格的要求，以及对石油和天然气设施施加更严格的温室气体排放限制。诉讼风险也在增加，一些当事人试图在州或联邦法院对石油和天然气公司提起诉讼，指控这些公司生产导致气候变化的燃料，造成公共滋扰，或者声称公司意识到气候变化的不利影响已经有一段时间了，但没有充分披露这些影响，从而欺骗了投资者或客户。

化石燃料生产商的财务风险也在增加，因为目前投资于化石燃料公司的股东未来可能会选择将部分或全部投资转移到非化石燃料相关行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法，其中一些可能会选择不向化石燃料能源公司提供资金。例如，在COP26上，格拉斯哥净零目标金融联盟(“GFANZ”)宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致超过130万亿美元的资本承诺实现净零目标。GFANZ的各个子联盟通常要求参与者设定短期、特定行业的目标，以便在2050年之前将其融资、投资和/或承销活动转变为净零排放。还有一种风险是，金融机构将被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。拜登总统签署了一项行政命令，呼吁制定一项“气候融资计划”，另外，美联储(Federal Reserve)宣布，它已经加入了绿色金融系统网络(Network For Green The Financial System)，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融领域与气候相关的风险。最近，在2021年11月，美联储发表了一份声明，支持NGFS为应对与央行和监管机构最相关的气候相关挑战确定关键问题和潜在解决方案的努力。限制对化石燃料能源公司的投资和融资可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。另外, 美国证券交易委员会已经宣布打算颁布要求气候披露的规定。虽然这些要求的形式和实质尚不清楚，但这可能会导致遵守任何此类披露要求的额外成本。

通过和实施新的或更严格的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措，对石油和天然气生产商(如我们自己或我们的运营商)的温室气体排放实施更严格的标准，或以其他方式限制我们可能生产石油和天然气或产生温室气体排放的领域，可能会导致合规成本增加或消费成本增加，从而减少对我们生产的石油和天然气的需求或侵蚀其价值。此外，政治、诉讼和金融风险可能导致我们限制或取消石油和天然气生产活动，因气候变化而导致基础设施损坏的责任，或损害我们继续以经济方式运营的能力。此外，气候变化还可能导致各种物理风险，例如极端天气事件(包括风暴、野火和其他自然灾害)的频率或强度增加，或者气象和水文模式的变化，这可能对我们的运营以及我们的运营商及其供应链产生不利影响。此类物理风险可能会损坏我们的设施或以其他方式对我们的运营产生不利影响，例如，如果我们因干旱而减少用水量，或对我们产品的需求，例如，较温暖的冬季减少了供暖用能源的需求。这种实物风险还可能影响我们生产或运输产品所依赖的供应链或基础设施。这些发展中的一个或多个可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

水力压裂

水力压裂是一种常见的做法，用于刺激低渗透率地下岩层的石油和/或天然气生产，对我们的业务非常重要。水力压裂过程包括在压力下向目标地下地层注入水、支撑剂和化学品，以压裂含烃岩层并刺激碳氢化合物的生产。我们经常使用水力压裂作为我们行动的一部分。目前，水力压裂主要由州一级监管，通常由州石油和天然气委员会监管，但在该国某些地区，这种做法已变得越来越有争议，导致审查和监管力度加大。例如，美国环保局于2016年6月根据CWA敲定了禁止水力压裂作业废水排放到公有废水处理厂的规定。

此外，公众对水力压裂对含水层造成损害的担忧加剧，未来有可能制定法规来解决这些担忧。2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最终报告。最后报告的结论是，在某些有限的情况下，与水力压裂有关的某些活动可能会影响饮用水资源。此外，BLM在2015年3月敲定了规则，对在联邦和美国印第安人土地上进行水力压裂施加了新的或更严格的标准。虽然这一规则随后于2017年12月被撤销，并得到北加州地区法院的支持，但诉讼仍在进行中。此外，拜登政府可能会寻求重新审查这些规定。

另外，拜登政府还可能进一步限制联邦土地上的水力压裂和其他石油和天然气开发。例如，2021年1月27日，拜登总统发布了一项行政命令，暂停在公共土地上发放新的石油和天然气开发租约，但不对有效租约下的现有业务或联邦政府仅托管的部落土地上的现有业务发放新的租约，等待完成对联邦石油和天然气许可和租赁做法的全面审查和重新考虑。作为对此的回应，2021年11月，能源部发布了一份关于联邦石油和天然气租赁计划的报告，其中包括几项如何改革该计划的建议，其中许多建议

这需要国会采取行动。除其他事项外，这些建议的改革包括提高特许权使用费和目前投标、特许权使用费和债券的最低水平；修改招标做法，以避免租赁低潜力土地；就租赁和许可过程进行更有意义的公共和部落协商。这些改革的条款一直受到诉讼，2022年2月19日，美国能源部宣布，将推迟就在联邦土地上钻探石油和天然气的许可做出决定，以回应一项法院裁决，该裁决阻止机构在决策中使用碳的社会成本。我们的净种植面积和总探明储量的一部分在联邦土地上。尽管该命令不适用于有效租约下的现有运营，目前许可证申请的拖延预计也不会影响现有运营，但我们不能保证不会采取进一步行动，限制联邦土地上的石油和天然气开发。如果我们无法获得我们的运营或业务战略所需的租约、许可证或其他授权，我们的业务业绩和运营结果可能会受到不利影响。

另外，2016年3月，美国职业安全与健康管理局发布了一项最终规定，对工人接触二氧化硅实施更严格的标准，该规定于2021年6月23日对水力压裂雇主生效。我们可能需要承担与遵守这些标准相关的额外费用。

在州一级，包括德克萨斯州在内的几个州已经通过或正在考虑法律要求，要求石油和天然气运营商披露用于水力压裂油井的化学成分和水量，以及更严格的油井建设和监测要求。例如，科罗拉多州已经对石油和天然气开发采取了更严格的挫折，加州正在考虑采取这种做法。地方政府还可以在其管辖范围内通过法令，管理一般钻探活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会招致潜在的巨额额外成本来满足这些要求，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻探油井。

如果在我们运营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们的压裂活动可能会受到额外的许可和财务保证要求、更严格的施工规范、更多的监测、报告和记录义务、封堵和废弃要求以及随之而来的许可延迟和潜在的成本增加。这些变化可能会导致我们产生大量合规成本，而合规或我们任何不遵守的后果可能会对我们的财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。目前，无法估计新颁布的或潜在的水力压裂法律或法规对我们业务的影响，上述任何风险都可能削弱我们管理业务的能力，并对我们的运营、现金流和财务状况产生重大不利影响。

《石油污染法》

OPA规定了作为石油泄漏到美国水域的源头的设施的所有者和运营者的严格责任。OPA及其相关法规对责任方提出了各种要求，包括某些释放石油的设施的所有者和运营者，涉及防止石油泄漏和此类泄漏造成的损害赔偿责任。虽然责任限额在某些情况下适用，但如果漏油是由严重疏忽或故意不当行为造成的，违反了联邦安全、建筑或运营法规，或者当事人未能报告漏油事件或在清理工作中充分配合，则当事人不能利用责任限额。对于OPA强加的责任，几乎没有什么防御措施。OPA对责任方提出了持续的要求，包括准备漏油应急计划，并证明有财务责任支付与漏油有关的环境清理和修复费用。

国家环境政策法案

联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动受《国家环境政策法》(“国家环境政策法”)的约束。《国家环境政策法》要求联邦机构评估可能对环境产生重大影响的主要机构行动。这一过程包括准备一份环境评估，如有必要，还要准备一份环境影响说明书，这取决于围绕拟议的联邦行动的具体情况是否有可能对环境产生重大影响。《国家环境政策法》进程涉及通过评论提供公众意见，这些意见可以通过限制项目的范围或要求针对具体资源的缓解来改变拟议项目的性质。程序参与者可以通过法院系统对《国家环境政策法》的裁决提出上诉。这一过程可能会导致项目的批准和开发延迟，可能会增加某些设施的许可和开发成本，并可能导致某些情况下现有租约的取消。2020年7月，白宫环境质量委员会(CEQ)最终敲定了对《国家环境政策法》法规的修改，其中包括缩小“影响”的定义，排除“直接”、“间接”和

“累积”，并重新定义该术语为“合理可预见的”，并具有“与提议的行动或备选方案有合理密切的因果关系”。然而，这些法规面临着持续的法律挑战，拜登政府已经表达了重新审视这些法规的意图，特别是为了解决气候变化和环境正义方面的考虑。拜登政府发布了几项拟议中的规则制定中的第一项，旨在修改“国家环境政策法”(NEPA)的进程，包括推翻2020年规则制定过程中的几项变化。

濒危物种法案和候鸟条约法案

欧空局限制可能影响濒危或受威胁物种或其栖息地的活动。根据MBTA，对候鸟也提供了类似的保护。我们可以在已知存在某些被列为或可能被列为受威胁或濒危物种的地区进行天然气租赁行动。例如，目前正在进行一项为期12个月的审查，以确定是否应该将沙丘鼠尾草蜥蜴列入名单。2021年6月1日，FWS提议将小草原鸡的两个不同种群部分列入欧空局。2020年8月，FWS和国家海洋渔业局发布了三项规则，修订了欧空局条例的执行情况，其中包括修改物种名单和指定关键栖息地的程序。然而，在2021年10月，FWS和NMFS提议废除两项与“关键栖息地”定义相关的规则，拜登政府已声明正在评估特朗普时代的其他几项欧空局规则。

美国能源部还在2017年12月发布了一份意见，根据MBTA，将缩小对候鸟的某些保护。2020年8月，美国纽约南区地区法院以违反法律为由撤销了这一意见。虽然FWS随后敲定了一项纳入DOI意见的规则，但规则于2021年10月4日被撤销，FWS恢复到2017年前实施MBTA，包括执行MBTA以防止对鸟类的意外伤害或死亡(称为“附带采取”)的能力。FWS目前正在就MBTA下拟议规则制定的提前通知征求公众意见，因为它正在考虑如何制定法规，授权偶然捕获候鸟，其中可能包括许可计划。在进行基本物业运作的地区，识别或指定以前未受保护的物种，例如沙地鼠尾草蜥蜴、小草原鸡和大鼠尾松，被列为受威胁或濒危物种，或将物种从受威胁重新指定为濒危物种，可能会导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或导致我们的开发活动受到限制，从而可能对我们开发和生产保护区的能力产生不利影响。如果我们的租约中有一部分被指定为关键或合适的栖息地，可能会对我们的租约价值产生不利影响。

相关保险

我们为与我们的开发活动相关的一些污染风险投保。然而，这项保险仅限于井场的活动，不能保证这项保险将继续在商业上使用，也不能保证这项保险的保费水平能证明我们购买该保险是合理的。重大事件的发生，如果没有得到充分的保险或赔偿，可能会对我们的财务状况和运营产生实质性的不利影响。此外，我们没有覆盖渐进式的、长期的污染事件。

第1A项。风险因素

以下是我们认为适用于我们的业务和我们经营的石油和天然气行业的某些风险。投资者应仔细阅读以下因素以及本文“关于前瞻性陈述的警示声明”中提及的警示性声明。如果本年度报告中以下或其他部分描述的任何风险和不确定性实际发生，公司的业务、财务状况或经营结果可能会受到重大不利影响。

与石油和天然气行业以及我们的运营相关的风险

我们无法控制的事件，包括新冠肺炎大流行或任何其他未来的全球或国内健康危机，可能会导致意想不到的不利运营和财务结果。

新冠肺炎疫情的爆发或未来疾病的爆发可能会对我们的业务、运营、财务业绩和流动性产生实质性的不利影响。目前新冠肺炎大流行的严重程度、规模和持续时间都不确定，变化迅速，很难预测。虽然目前还不清楚这种病毒的全部影响以及全球对它的长期反应和影响，但政府对新冠肺炎大流行的反应，包括对旅行和经济活动的限制和限制，感染人数的持续广泛增长，或者由于病毒导致的站点关闭等，可能会影响我们的员工和承包商履行职责的能力，由于延长和全公司范围的远程办公而导致技术和安全风险增加，导致我们的供应链中断(包括必要的承包商)，导致我们的收购或永久中断此外，新冠肺炎疫情严重影响了世界各地的经济活动和市场，新冠肺炎或其他疫情可能在许多方面对我们的业务产生实质性的负面影响，包括但不限于：

•如果大流行导致经济下滑或衰退，导致对石油、天然气和天然气的需求长期下降，我们的收入可能会减少；

•如果我们的大部分员工、承包商或研发人员因病不能工作，或者如果我们的现场作业由于旨在控制疫情的控制措施而暂停、临时关闭或限制，我们的运营可能会中断或受损，从而降低我们的生产水平；以及

•我们很大一部分生产的石油和天然气都依赖我们的中游服务提供商进行传输、收集和加工，这些服务提供商的运营可能会因新冠肺炎疫情而中断或暂停，并导致生产井关闭或我们物业的开发计划延迟或中断。

石油、天然气和天然气价格波动很大。价格的持续下跌可能会对我们的业务、财务状况和经营结果、流动性以及我们履行财务承诺的能力产生不利影响，或者导致我们推迟计划的资本支出。

我们的收入、经营业绩、盈利能力、流动性和增长能力主要取决于我们销售的石油、天然气和天然气的价格。我们需要大量支出来更换我们的石油、天然气和天然气储备，维持生产，并为我们的业务计划(包括我们的发展计划)提供资金。由于新冠肺炎疫情和其他因素导致需求减少，导致石油、天然气和天然气价格较低，对我们的收入产生了重大影响，特别是在2020年大宗商品衍生品、经营业绩和现金流影响之前。2020年3月，由于新冠肺炎疫情以及由此导致的政府主导的经济活动关闭，原油需求经历了大幅下降。虽然石油、天然气和天然气价格在2020年下半年开始企稳并持续稳定，但整体价格下跌和需求缺乏前瞻性可能会对可用于资本支出和债务偿还的现金量、我们借入资金或筹集额外资本的能力产生负面影响，从而可能对我们的业务、前景、财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，较低的价格可能会减少石油、天然气和天然气储量的数量，这些储量可能是经济上可以生产的，并导致我们的石油和天然气属性受到损害。

从历史上看，石油、天然气和天然气市场一直不稳定，它们可能会继续波动。为

例如，最近俄罗斯和乌克兰之间的冲突导致石油和天然气价格大幅上涨和波动。石油、天然气和天然气价格的大幅波动可能是由于石油、天然气和天然气市场的供求变化相对较小，以及其他我们无法控制的因素造成的，包括：

•影响石油、天然气和天然气供需的全球和地区经济状况，包括美国经济复苏的时间、速度和程度的不确定性；

•非同寻常的市场环境和新冠肺炎疫情的影响，包括石油、天然气和天然气需求的大幅下降；

•季节温度变化，包括冬季采暖日数和夏季降温日数；

•石油、天然气和天然气的勘探、开发和生产水平；

•石油、天然气和天然气库存水平；

•美国液化天然气出口水平；

•我们所在地区当地物价指数的现行价格；

•集散和运输设施的距离、容量、成本和可用性；

•本地和全球供需基本面和运输可用性；

•勘探、开发、生产和运输储量的成本；

•世界市场液化天然气现货价格；

•气象条件和自然灾害；

•影响能源消耗的技术进步；

•替代燃料的价格和可获得性；

•石油和天然气衍生合约的投机性交易；

•加强对终端用户的保护；

•其他生产地区或国家(包括中东、非洲、南美和俄罗斯)的政治和经济状况或影响这些地区或国家的政治和经济状况；

•主要液化天然气消费地区或国家，特别是亚洲和欧洲的政治和经济状况或影响这些地区或国家的政治和经济条件；

•欧佩克的行动，包括欧佩克成员国和其他出口国同意并维持油价和产量控制的能力和意愿，包括来自俄罗斯和欧佩克，特别是沙特阿拉伯的预期供应增加；

•美国贸易政策及其对美国石油和天然气出口的影响；

•对未来商品价格的预期；

•恐怖分子或网络攻击的可能性以及任何此类攻击的后果；以及

•美国联邦、州、地方和非美国政府的监管和税收。

我们受到了负面影响，而且可能会继续受到大宗商品价格下跌的负面影响。

较低的大宗商品价格可能会降低我们的营业利润率、现金流和借款能力。如果我们不能以令人满意的条件获得所需的资本或融资，我们开发未来储备或进行收购的能力可能会受到不利影响。此外，使用较低的价格来估算已探明储量可能会由于经济限制而导致探明储量的减少。此外，石油和天然气价格持续低于新冠肺炎之前的水平的时期可能会

这可能会对我们的钻井经济、现金流和融资能力产生不利影响，这可能需要我们重新评估和推迟或大幅限制我们的开发计划，并导致我们的一些PUD储量和相关的PV-10减少。因此，大宗商品价格的大幅或持续下跌，如2020年初发生的情况，可能会对我们未来的业务、财务状况、经营业绩、流动性和履行我们财务承诺的能力产生重大不利影响，或导致我们推迟计划的资本支出。

随着时间的推移，我们通过收购巩固了我们的业务，包括最近的合并交易和预期的Uinta交易，整合所有这些资产、业务和我们管理这些风险的能力都存在风险。此外，我们可能无法进行有吸引力的收购或成功整合收购的业务、资产或物业，任何做不到这一点都可能扰乱我们的业务，阻碍我们的增长能力。

我们打算推行一种专注于再投资和未来收购的战略，旨在通过大宗商品周期获得最佳的风险调整回报。因此，未来我们可能会收购我们期望补充或扩大现有资产的业务、资产或物业。例如，于2022年2月，我们达成一项最终协议，根据Uinta交易(定义见此)收购犹他州的若干勘探及生产资产。不过，我们未来可能找不到有吸引力的收购机会。即使我们确实发现了有吸引力的收购机会，比如Uinta交易，我们也可能无法完成收购，或者无法以商业上可以接受的条款完成收购。不能保证我们能够找到更多合适的收购机会、谈判可接受的条款、以可接受的条款获得收购融资或成功收购已确定的目标。

任何已完成的收购，包括最近完成的合并交易的成功，将取决于我们是否有能力将收购的业务、资产或财产有效地整合到我们现有的业务中。整合收购的业务、资产和物业的过程可能涉及不可预见的困难，可能需要我们不成比例的管理和财务资源。我们未能实现合并节约，未能成功地将收购的业务、资产和物业合并到我们现有的业务中，或未能将任何不可预见的运营困难降至最低，可能会对我们的财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

我们可能无法实现合并交易的预期收益，并可能承担意想不到的责任。

合并交易的成功将取决于我们以实现两家公司确定的各种利益、增长机会和协同效应的方式合并ConTango和Independent业务的能力。实现预期效益受到许多风险和不确定因素的影响。Opco将承担与收购物业相关的所有债务，环境、业权和其他问题可能会降低OpCo的物业价值。也不能保证上游油气资产的有吸引力的投资机会会变成现实，让KKR向我们展示，也不能保证任何这样的投资都会成功。此外，ConTango和Independent的现有业务以及收购的物业和资产是否能以高效和有效的方式整合还不确定。

此外，后续业务的整合将需要我们的管理层和其他人员的关注，这可能会分散他们对我们日常业务和运营的注意力，并阻止我们从其他机会中实现好处。虽然经理的人员和其他资源预计会将他们的大部分时间用于我们的资产和运营，但经理的人员和其他资源可能被用于与我们无关的其他项目，此类资源的分配通常由经理自行决定。根据管理协议的条款，我们有义务向经理支付年度管理薪酬。不能保证我们将从管理协议中实现预期的利益。这些费用可能会高于我们在管理业务和支付高管团队薪酬方面的成本。完成整合过程的成本可能比预期的更高，我们不能向您保证，这将能够顺利或有效地影响这些业务的整合，或者交易的预期收益将会实现。

合并ConTango公司和独立公司的业务可能比预期的更困难、更昂贵、更耗时，这可能会对我们的业绩产生不利影响，并对合并交易后我们A类普通股的价值产生负面影响。

期货溢价和独立公司之所以签订交易协议，是因为它们都相信合并康丹戈和独立公司的业务将产生效益和节省成本。然而，ConTango和Independent在历史上一直是作为独立的公司运营的。自合并交易完成以来，我们的管理层一直在积极参与康丹戈和独立的各自业务的整合。两个独立业务的合并是一个复杂、昂贵和耗时的过程，我们的管理层可能在以下方面面临重大挑战

实施这样的整合，其中许多可能超出了管理层的控制范围。其中一些因素将不在康丹戈和独立公司的控制范围之内，其中任何一个因素都可能导致成本增加，转移管理层的时间和精力，以及预期收入的减少，这可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大影响。这两个因素中的任何一个都可能导致成本增加，转移管理层的时间和精力，以及可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大影响的预期收入减少。合并交易导致的整合过程和其他中断也可能对我们与员工、供应商、客户、分销商、许可人和其他与ConTango和Independent有业务或其他往来的人的关系产生不利影响，整合ConTango和Independent的业务的困难可能会损害我们的声誉。

如果我们不能以高效、具成本效益和及时的方式成功整合ConTango和Independent的业务，合并交易的预期收益和成本节约可能无法完全实现，或者根本无法实现，或者可能需要比预期更长的时间才能实现，我们A类普通股的价值、收入、费用水平和运营结果可能会受到不利影响。如果我们不能充分应对整合挑战，我们可能就不能成功整合康丹戈和独立公司的业务，也不能实现合并交易的预期好处。

储备估计取决于许多可能最终被证明是不准确的假设。储备估计或基本假设的任何重大错误，都会对储备的数量和现值造成重大影响。

在估计石油和天然气储量时，存在许多固有的不确定性。我们对美国证券交易委员会储量的估计是基于前12个月的平均大宗商品价格，这可能不反映我们生产所收到的实际价格。估计石油和天然气储量的过程很复杂，在评估每个储集层的现有地质、工程和经济数据时，需要做出重要的决定和假设。这些报告依赖于各种假设，包括对未来石油和天然气价格、我们的钻探计划、产量水平以及运营和开发成本的假设。此外，我们在此提供的储量是根据几家工程公司编制的几份报告汇总而成的，因此可能基于略有不同的假设以及准备和审查程序。我们开发任何已确定的钻探地点的能力受到各种限制，我们能够进行的任何钻探活动可能都不会成功。因此，我们的实际钻探活动可能与目前确定的活动大不相同，并可能导致向下修正估计的已探明储量。此外，在某些情况下，由于机械故障或油井枯竭以及我们无法恢复生产，可能会发生生产和租赁权的损失。井眼的产量可能会受到附近压裂作业者或我们的影响，导致储量修订。

因此，已探明储量的估计数量、对未来生产率的预测以及开发支出的时间可能被证明是不准确的。随着时间的推移，我们可能会考虑到实际钻探和生产的结果，对储量估计进行实质性修改。我们的假设和实际结果中的任何重大差异都可能极大地影响我们对储量的估计、可归因于任何特定资产组的石油和天然气的经济可采数量、基于开采风险的储量分类以及对未来净现金流的估计。具体地说，未来收到的生产和成本价格可能与为这些估计目的而假设的价格和成本有很大不同，甚至可能有很大差异。持续较低的价格将导致12个月加权平均价格随着时间的推移而下降，因为较低的价格反映在平均价格中，这可能导致我们储备的估计数量和现值减少。

我们储备估计中的任何重大错误也可能对我们在循环信贷安排下的借款基础和流动性产生重大影响。如果循环信贷机制下的借款基数因我们储备估计的任何减少而减少，我们获得维持我们当前和预期未来水平运营所需的资本的能力可能有限。如果需要额外资本，我们可能无法以我们可以接受的条件获得债务或股权融资(如果有的话)。

我们已探明储量未来净收入的现值，如我们的标准化计量和PV-10值所反映的，将不一定与我们估计的已探明石油和天然气储量的当前市场价值相同。

您不应假设我们已探明储量的未来净收入现值(如我们的标准化衡量标准和PV-10值所反映)就是我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值。我们目前根据我们已探明储量的估计贴现未来净收入，以过去12个月的月初价格的12个月未加权算术平均值为基础。我们的石油和天然气资产未来的实际净收入将受到以下因素的影响：

•我们收到的原油、天然气和天然气的实际价格；

•实际开发成本和生产支出；

•实际生产的数量和时间；

•运输和加工；以及

•政府规章或税收的变化。

我们生产的时间以及与我们的石油和天然气资产的开发、生产和投资相关的费用的发生时间将影响已探明储量未来实际净收入的时间和金额，从而影响它们的实际现值。此外，我们在计算PV-10未来净收入贴现时使用的10%贴现率可能不是基于不时生效的利率和与我们或整个石油和天然气行业相关的风险而得出的最合适的贴现率。未来的实际价格和成本可能与现值估计中使用的价格和成本大不相同。

除非我们用新的储量取代我们的储量并开发这些储量，否则我们的储量和产量将会下降，这可能会对我们未来的现金流和经营业绩产生不利影响。

一般来说，随着储量的枯竭，石油和天然气资产的产量会下降，下降的速度取决于每个储集层的特征。除非我们成功进行勘探、开采、开发或再投资活动或收购含有已探明储量的物业，否则我们的探明储量将随着储量的产生而下降。因此，我们未来的石油和天然气生产高度依赖于我们在发现或获得额外储量方面的成功程度，以及新油井的研发速度。此外，勘探、开采、开发或获取储量的业务是资本密集型的。开采我们的储量，特别是未开发的储量，将需要大量额外的资本支出和成功的钻井作业。如果运营现金流减少，外部资本来源变得有限、不可用或按我们认为不可接受的条件进行，我们进行必要资本投资以维持或扩大我们的石油和天然气储备资产基础或向我们的投资者返还资本的能力将受到损害。

作为勘探和开发业务的一部分，我们已经扩大了水平钻井和多级水力压裂增产技术的应用，并预计将进一步扩大应用，以及提高采收率。与使用不太先进的技术的直井或水平井的完井成本相比，利用这些技术需要的资本支出要大得多，因此可能导致在任何一年完成或重新完井的井较少。增加的资本支出通常是由于测量深度增加、水平井水力压裂阶段增加以及水量增加所致。2还有支撑剂。

由于大宗商品价格在2020年剧烈波动后近期上涨，设备、供应、人员和油田服务的不可用或高成本可能会对我们在预算范围内及时执行开发和开采计划的能力产生不利影响，从而可能对我们的预期现金流产生重大不利影响。

我们利用第三方服务来最大限度地提高我们的运营效率。油田服务的成本通常会根据对这些服务的需求而波动，而在2020年剧烈波动之后，最近大宗商品价格的上涨增加了油田服务的成本。虽然我们目前与油田服务公司保持着良好的关系，但不能保证我们能够及时签订此类服务合同，也不能保证此类服务的成本将保持在令人满意或负担得起的水平。设备、用品或人员的短缺或高成本可能会延误或不利地影响我们的开发和开采业务，这可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生实质性的不利影响。

我们的发展项目需要大量的资本支出。我们可能无法以令人满意的条件或根本不能获得所需的资本或融资，这可能导致我们的储备和现金流下降。

石油和天然气行业是资本密集型行业。我们已经并预计将继续在我们的业务中投入大量资本支出，用于石油和天然气储量的开发和再投资。从历史上看，我们主要通过出售石油、天然气和天然气生产来为开发和经营活动提供资金。如有需要，我们亦可透过出售资产所得款项、循环信贷安排下的借款，以及不时透过资本市场发售来获取资金。我们的运营现金流和获得资本的机会受到许多变量的影响，包括：

•我们现有油井的石油和天然气产量；

•我们销售产品的价格；

•外卖能力；

•(A)估计本港的石油及天然气储量为何；及

•我们获得、定位和生产新储量的能力。

如果我们的收入或循环信贷安排下的借款基数因大宗商品价格下跌、经营困难、生产成本增加、储备下降或任何其他原因而减少，我们获得必要资本以开展预期水平运营的能力可能有限。循环信贷安排和管理我们其他债务的文件可能会限制我们获得新债务融资的能力。如果需要额外资本，我们可能无法以对我们有利的条款获得债务和/或股权融资，甚至根本无法获得，这可能导致我们与开发我们的前景相关的业务减少，进而可能导致我们的储备、生产和现金流下降，并可能对我们的业务、经营业绩、财务状况和偿还未偿债务的能力产生不利影响。

我们估计的PUD储备的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并可能需要更高水平的资本支出。因此，我们估计的PUD储量可能最终不会被开发或生产。

开采PUD需要大量的资本支出和成功的钻井作业。截至2021年12月31日，在我们估计的全部已探明储量中，约有73.1百万吨未开发。我们储量报告中包含的储量数据假设将有大量资本支出用于开发非生产储量。截至2021年12月31日，我们估计的已探明净储量的计算假设我们将花费9亿美元来开发我们的估计PUD。虽然我们的石油和天然气储量的成本和储量估计都是按照行业标准编制的，但我们不能肯定估计的成本是准确的。我们可能需要筹集额外的资金来开发我们预计的PUD，我们不能确定是否可以接受额外的融资条件(如果有的话)。此外，大宗商品价格的持续下跌将减少我们估计的PUD未来的净收入，并可能导致一些项目变得不经济。此外，我们的钻探工作可能被推迟或不成功，实际储量可能被证明低于目前的储量估计，这可能对我们的财务状况、运营业绩和未来现金流产生重大不利影响。

我们已确定的发展机遇计划在多年内开发，这使得它们容易受到可能会实质性改变此类发展发生或时机的不确定性的影响。此外，我们可能无法筹集到钻探这些地点所需的大量资金。

截至2021年12月31日，我们已经确定了1528个总(685个净)未钻探地点，其中包括567个总(450个净)运营钻探地点。截至2021年12月31日，在我们总共685个净地点中，159个净地点被确定为PUD钻井地点。这些已确定的钻探地点是我们未来发展战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些已确定的钻井地点的能力取决于许多不确定因素，包括石油和天然气价格、资本的可用性和成本、钻井和生产成本、钻井服务和设备的可用性、钻井结果、租赁到期、收集系统、营销和运输限制、监管批准、劳动力、外卖能力和其他因素。由于这些不确定因素，我们不知道确定的钻探地点是否会被开发，或者我们是否能够从这些钻探地点生产预期水平的石油或天然气，或者根本不知道。此外，除非在覆盖部分已确定地点所在的未开发土地的间隔单位内建立生产，否则该等土地的租约将到期。因此，我们的实际开发活动可能与目前确定的活动有很大不同。

钻探和生产石油和天然气是具有许多不确定性的高风险活动，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

钻探油井和天然气井，包括开发井，涉及许多风险，包括我们可能不会遇到具有商业产量的石油和天然气储量(包括“干井”)的风险。我们必须在钻探和完井方面投入大量资金，而成本往往是不确定的。我们有可能会在钻探上投入大量资金，而不会发现商业上可行的储量。

具体地说，我们经常不确定钻井、完井和运营油井的未来成本或时间，我们和我们第三方运营商的钻井业务可能会减少、推迟或取消。我们的钻探、完井和

由于多种因素，油井运营可能会增加和/或我们的运营结果和此类运营的现金流可能会受到影响，包括：

•意外的钻井条件；

•职称问题；

•地层压力或不规则；

•设备故障或事故；

•恶劣天气条件，如冬季暴风雨、火灾、洪水和飓风，以及天气模式的变化；

•遵守或变更与排气、水力压裂和处理采出水、钻井液及其他废物有关的环境法律法规、对研发和控制作业施加条件和限制的法律法规以及其他法律法规(如税收法规)；

•提供并及时发放所需的政府许可证和执照；以及

•可获得矿产许可证和租约、管道、轨道车辆、原油拖车和合格司机及相关设施和设备，以收集、加工、压缩、运输和销售石油、天然气、天然气和相关商品，以及与之相关的物业合同安排的供应、成本和合同条款。

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、我们的钻井业务或我们第三方运营商的成本增加，和/或我们或我们的第三方运营商的钻井业务的削减、延迟或取消，都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

我们可能会在实现和管理未来增长方面遇到困难。

未来的增长可能会给我们的资源带来压力，导致我们更多地依赖项目合作伙伴和独立承包商，可能会对我们的财务状况和运营结果产生负面影响。我们的增长能力将取决于多个因素，包括：

•我们钻探计划的结果；

•碳氢化合物价格；

•我们开发现有前景的能力；

•我们继续留住和吸引技术人才的能力；

•我们与项目合作伙伴和独立合同保持或建立新关系的能力；以及

•我们获得资金的途径。

我们也可能无法进行有吸引力的收购或资产交换，这可能会抑制我们的增长能力，或者可能会遇到整合任何收购的资产和业务的困难。可能很难找到有吸引力的收购机会，即使发现了这样的机会，我们的债务协议(包括管理高级债券的契约)对我们进行某些交易的能力有限制，这可能会限制我们未来的增长。

我们的运营依赖于第三方服务提供商。

我们与第三方服务提供商签约以支持我们的运营。这些签约服务一般是根据第三方服务提供商与我们的运营子公司之间签订的主服务协议提供的。虽然我们有自己的员工，但我们进行运营和创造收入的能力取决于这些第三方服务提供商的可用性和表现，以及他们对各自主服务协议条款的遵守情况。我们不能保证在现有承包商停止提供服务的情况下，我们将成功保留现有第三方服务提供商的服务或与替代服务提供商签订合同。

或未能履行其根据各自主服务协议承担的义务。任何未能保留我们现有服务提供商的服务或找到替代服务的情况都将对我们创造收入以及继续和扩大我们的业务的能力产生负面影响。有关更多信息，请参阅第一部分，第1项和第2项：业务和物业-员工。

我们不是我们所有土地或钻井地点的运营商，因此，我们将无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非运营资产的生产速度，并可能对运营商或我们的任何承包商无法履行该等义务的某些财务义务承担责任。

我们拥有权益的一些物业由其他公司运营，涉及第三方工作权益所有者。截至2021年12月31日，我们已经确定了1528个总(685个净)未钻探地点，其中包括567个总(450个净)运营钻探地点。截至2021年12月31日，在我们总共685个净地点中，159个净地点被确定为PUD钻井地点。我们没有运营总净未钻探地点的34%，也不能保证我们将运营我们未来所有其他钻探地点。因此，我们影响或控制某些此类物业的运营或未来发展的能力有限，包括遵守环境、安全和其他法规，或我们将被要求为此类物业提供资金的资本支出金额，但受我们某些选举权的限制。此外，我们依赖这些项目的其他营运权益所有者为他们在这些项目的资本支出中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的产量，或者封堵和放弃边际油井，在原油或天然气价格下跌期间我们拥有权益的物业。此外，我们的合作伙伴开展的发展活动的成功和时机将取决于在很大程度上不是我们所能控制的一些因素，包括：

•资本支出的时间和金额；

•经营者的专业知识和财力；

•钻井的其他参与者的批准；

•技术的选择；以及

•储量的产量(如果有的话)。

对我们一些钻井地点的运营和相关成本进行控制的能力有限，可能会阻碍在开发或收购活动中实现目标资本回报。此外，我们可能对我们拥有工作权益的油井运营商的某些财务义务负有责任，只要该运营商破产并不能履行这些义务。同样地，如果承建商无力偿债及不能履行其责任，我们可能须对承建商的某些义务负上法律责任。履行这些义务可能会对我们的财务状况产生实质性的不利影响。有关更多信息，请参阅第一部分，项目1和2.业务和物业，以及第二部分，项目7.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析。

通过管理协议，我们依赖经理及其人员来管理和运营我们的业务，他们中的任何人的流失都将对未来的运营产生重大和不利的影响。此外，影响经理的运营风险以及我们与经理合作的能力，包括在分配公司机会和其他利益冲突方面的能力，可能会影响我们的业务，并对我们的业务、财务业绩和前景产生实质性影响。

根据吾等于完成合并交易后与经理人订立的管理协议，经理人向吾等提供凭借其执行管理团队aND提供某些其他管理服务。然而，在每一种情况下，这些资源都不是完全用于我们的资产和运营，这些资源的分配通常是经理的自由裁量权。见第三部分第13项：某些关系和关联方交易以及董事独立管理协议。因此，我们的成功有赖于经理人员的努力、经验、勤奋、技能和业务联系网络。我们不能保证经理将继续为我们提供服务，或者我们将继续接触经理的人员。管理协议的初始期限为三年，之后自动续签三年。在初始期限或任何自动续期期限届满前至少180天向经理发出书面通知后，如果至少三分之二的独立董事合理且真诚地肯定(1)经理的长期业绩不令人满意，对我们和我们的子公司整体造成重大损害，或(2)应付给经理的费用总体上是重大不公平和过高的，则吾等可在没有理由的情况下拒绝续签管理协议。(1)经理的长期业绩不令人满意，对我们和我们的子公司整体而言是严重不利的，或者(2)应付给经理的费用总体上是重大的不公平和过高的，则吾等可在没有理由的情况下拒绝续签管理协议，条件是：(1)经理的长期业绩不令人满意

相比之下，由管理与我们资产相当的资产的可比资产管理公司收取的费用，受经理有权重新谈判费用的限制。如果管理协议终止，而我们的石油和天然气资产找不到合适的替代者来提供管理和运营服务，我们可能无法执行我们的业务计划，我们的财务状况和运营结果可能会受到重大不利影响。

此外，我们与经理的关系给我们与经理更广泛业务的协作能力带来了一定的挑战。例如，经理将为我们和其他KKR投资工具寻找投资机会。根据管理协议，上游油气资产的投资机会将与我们之间分配的可用投资总额一起呈现给我们。EIGF II及其相关的平行车辆或替代车辆基金经理真诚地按比例在考虑可用资金、适用的集中度限制、投资限制和其他类似考虑因素的基础上进行投资。在EIGF II内部的所有可用投资资本全部部署后，经理应确保至少70%的此类投资金额分配给我们。此外，上游油气资产以外的投资机会可能会不时出现，一方面适合我们投资，另一方面适合由EIGF II(以及任何后续基金)或其他KKR Group基金投资，这些基金(A)从事与我们的投资策略(如不良债务或特殊情况投资工具)有重大不同的投资策略，以及(B)根据KKR集团的分配政策或与该等其他基金的投资者达成的合同承诺，拥有预先定义的配置权。在该等情况下，吾等可选择与EIGF II及/或该等其他KKR集团基金共同投资于该等投资，在此情况下，基金经理会考虑经理认为适当的因素，以符合该等KKR集团基金的优先投资权的方式，在我们与EIGF II及/或该等其他KKR集团基金之间分配该等投资机会。我们没有义务进行任何这样的共同投资。

此外，我们和KKR集团其他成员的投资和其他活动可能会不时产生其他利益冲突。对于涉及投资机会的冲突，基金经理将根据上述投资分配政策及其关于解决KKR集团其他成员之间冲突的现行政策和程序，努力以公平和公平的方式解决任何此类利益冲突。然而，基金经理可能有受托责任根据基金经理的关联公司(包括KKR基金)的最佳利益做出决定，这可能与我们的利益背道而驰。此外，我们一方面与基金经理或KKR集团的任何其他成员公司及其联营公司(包括KKR基金)之间可能会产生其他利益冲突，而这些冲突可能不会以我们最有利的方式解决。此外，管理协议规定，经理不得为基金经理和/或其联属公司的纯粹利益而采取某些行动。在法律允许的最大范围内，基金经理及其联属公司，包括但不限于其各自的董事、高级职员、雇员、代理人、经理、受托人、控制人、合伙人、股东和股权持有人，对本公司或其任何子公司或其各自的任何董事、高级职员、雇员、代理人、经理、受托人、控制人、合伙人、股东和股东的任何作为或不作为，包括其各自的董事、高级职员、雇员、代理人、经理受托人、控制人、合伙人、股东和股东按照管理协议履行职责，但恶意、欺诈、故意不当行为或严重疏忽的情况除外。管理协议要求我们报销, 除若干例外情况外，基金经理、其联属公司及其各自的董事、高级职员、雇员、经理、受托人、控制人、合伙人、股东及股权持有人，以及董事、高级职员、雇员、代理人、经理、受托人、控制人、合伙人、股东及股权持有人，因涉及吾等或经理或其联属公司与管理协议有关的任何法律程序或作为或不作为而产生的任何及所有损失(定义见管理协议)，并不受损害。然而，除经理外，KKR集团的任何其他成员在作出任何投资或其他决定时，均不承担向我们提供服务或考虑我们的利益及利益相关者的责任。

我们的公司注册证书包含一项条款，即在特拉华州法律允许的最大范围内，我们放弃在不时呈现给我们的高级管理人员、董事、优先股东或任何此类股东的任何合作伙伴、经理、成员、董事、高级管理人员、股东、雇员或代理或关联公司的任何商业机会中的任何权益或预期，或放弃向其提供参与机会的任何机会。我们相信，这项旨在规定某些商业机会不受“企业机会”原则约束的条款是适当的，因为优先股股东及其关联公司投资于多家公司，包括业务与我们类似的公司。由于这一规定，我们可能不会获得某些可能对我们和我们的股东有利的公司机会。

我们最近收购或未来可能收购的物业可能不会按预期生产，我们可能无法确定储备潜力、确定与该等物业相关的负债或获得针对该等负债的卖方保护。

要获得石油和天然气资产，我们需要评估储层和基础设施特征，包括可采储量、未来石油和天然气价格及其适用的差额、开发和运营成本，以及潜在的负债，包括环境负债。与这些评估相关的是，我们对我们认为总体上符合行业惯例的科目属性进行了审查。这样的评估是不准确的，而且本质上是不确定的。与评估相关的是，我们对科目属性进行审查，但这样的审查可能不会揭示所有现有的或潜在的问题。在尽职调查过程中，我们可能不会审查每一口井、管道或相关设施。在进行检讨时，我们不一定要观察到结构和环境问题，例如管道腐蚀或地下水污染。对于我们购买房产之前产生的责任，我们可能无法从卖方获得合同赔偿。我们可能会被要求承担物业实际状况的风险，以及物业可能不符合其预期的风险。由于这些原因，我们在未来的任何收购中将获得的物业可能不会像预期的那样产生，这可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大的不利影响。

未来大宗商品价格下跌可能会导致我们的资产账面价值减记。

我们遵循成功努力法对我们的石油和天然气业务进行会计处理。根据这种方法，所有的财产收购成本和勘探和开发井的成本在发生时都会资本化，等待确定是否发现了已探明的储量。如果探井没有发现已探明的储量，钻井成本就会增加。我们的石油和天然气资产的资本化成本，在耗竭池的基础上，不能超过该耗竭池估计的未贴现的未来现金流。如果净资本化成本超过未贴现的未来净收入，我们通常必须将每个耗损池的成本减记到估计公允价值(该耗损池的贴现未来现金流量)。任何此类费用不会影响我们经营活动的现金流或流动资金，但会减少我们的收益和投资者的权益。

我们有时也可能记录与业务合并相关的报告单位商誉。商誉具有无限期的使用年限，但吾等每年进行减值测试，或更频繁地测试未来商品价格的变动(其中包括其他因素)，这可能表明报告单位的公允价值可能已降至低于其账面价值。如果报告单位的账面价值超过公允价值，我们一般必须将商誉减记到该报告单位的估计公允价值。任何此类费用不会影响我们经营活动的现金流或流动资金，但会减少我们的收益和投资者权益。

石油或天然气价格从当前水平下跌，或其他因素，可能导致包括商誉在内的资本化成本的减值减记，并对未来收益产生非现金费用。例如，在截至2020年12月31日的一年中，由于原油价格大幅下跌，我们记录了2.472亿美元的石油和天然气资产减值费用。一旦发生减记，即使石油或天然气价格上涨，石油和天然气资产的减记也不能在以后逆转。

我们的业务受到操作风险的影响，这些风险不会完全投保。如果任何经营风险成为现实，我们的财务状况或经营结果可能会受到实质性的不利影响。

我们的业务活动受到操作风险的影响，包括但不限于：

•地震等自然灾害和龙卷风、飓风、洪水等恶劣天气造成的设备损坏；

•设施或设备故障；

•管道破裂或泄漏；

•石油组分或水力压裂加药剂引起的地表液泄漏、采出水污染和盐水、地表水或地下水污染；

•火灾、爆裂、弹坑和爆炸；以及

•无法控制的石油、天然气或井液流动。

任何这些事件都可能对我们开展业务或造成重大损失的能力造成不利影响，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染或其他环境

污染、油井损失、监管处罚、暂停或终止运营、律师费和其他因起诉或辩护而产生的费用。

按照业内惯例，我们为部分但不是全部这些风险投保。此外，如果我们认为可获得保险的成本相对于存在的感知风险而言过高，我们可以选择不购买保险。因此，无法投保或未投保的风险或超出现有保险覆盖范围的金额可能会造成损失。如果发生保险不能完全覆盖的事件，可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。

我们可能无法有效地与更大的公司竞争，这可能会对我们创造足够收入的能力产生不利影响。

石油和天然气行业竞争激烈，我们与其他拥有比我们更多资源的公司竞争，特别是在该行业最近进行整合之后。我们未来获得更多物业和发现储量的能力，将取决于我们评估和选择合适物业的能力，以在竞争激烈的市场中完成交易。我们的许多较大的竞争对手不仅钻探和生产石油和天然气，而且还从事炼油业务，并在地区、国家或全球范围内销售石油和其他产品。我们的竞争对手可能会为石油和天然气资产支付更高的价格，并评估、竞标和购买比我们的财力或人力资源允许的更多的资产。此外，这些公司可能更有能力在石油和天然气价格较低的时期继续钻探活动，签订钻井设备合同，获得训练有素的人员，并吸收目前和未来的联邦、州、地方和其他法律法规的负担。石油和天然气行业经常出现钻机、设备、管道和人员短缺的情况，这推迟了开发钻探和其他开采活动，并导致价格大幅上涨。在招聘有经验的人员方面，竞争一直很激烈，特别是在工程和技术、会计和财务报告、税务和土地部门。此外，对有吸引力的石油和天然气资产、石油和天然气公司以及钻探权的竞争也很激烈。我们无法有效地与竞争对手竞争，可能会对我们的业务活动、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

我们租赁权益的所有权缺失可能会对我们的财务状况产生实质性的不利影响。

如果对物业所有权历史的审查显示，错误地从不是所需矿产权益所有者的人手中购买了石油或天然气租约或其他开发权利，我们的权益将大幅缩水。在这种情况下，为这种石油或天然气租赁或租赁或其他已开发权利支付的金额将会损失。管理层在收购石油和天然气租约或石油和天然气租约的不可分割权益或其他已开发权利时，不会产生聘请律师审查待收购矿产权益所有权的费用。相反，我们依赖于石油和天然气租赁经纪人或地主的判断，他们在试图获得特定矿产权益的租约或其他开发权利之前，在适当的政府或县办事员办公室检查记录。

然而，在钻探油井或天然气井之前，石油和天然气行业的正常做法是，担任油井运营商的个人或公司对拟钻探油井或天然气井的间隔单位进行初步所有权审查，以确保租赁权不存在明显不足。通常，由于这些检查的结果，必须进行某些治疗性工作，以纠正业权适销性方面的不足，例如获取继承权誓章或安排管理遗产。这样的治疗工作需要费用，而且有时可能会发生这样的情况，即尽管初步业权意见书中确定的标题有缺陷，但操作员仍可能选择继续进行一口井。如果我们不能获得我们租赁权的完美所有权，可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。

我们的某些物业受到土地使用限制，这可能会限制我们开展业务的方式。

我们的某些物业受到土地使用限制，包括城市条例，这可能会限制我们开展业务的方式。这些限制可能会影响我们获取和允许使用我们的财产，以及我们生产石油和天然气的方式，并可能限制或禁止一般的钻探。我们因遵守这些限制而产生的成本可能会很高，我们的开发和生产活动可能会因这些限制而延迟、缩减或被排除。

我们业务战略的一部分将涉及使用一些最新可用的水平D&C技术，这些技术在应用中涉及风险和不确定性。

我们的业务将包括利用我们和我们的服务提供商开发的一些最新的D&C技术。钻水平井可能面临的困难包括：

•将我们的井筒降落在所需的钻探区；

•在地层中水平钻进时留在所需的钻井区；

•将我们的套管穿过整个井筒长度；以及

•能够将工具和其他设备在水平井井筒中稳定地送入。

我们在完井过程中可能面临的困难包括以下几个方面：

•骨折的能力刺激了计划的阶段数；

•能够在完井作业期间将工具送入井筒的整个长度；以及

•在最后一次压裂增产阶段完成后成功清理井筒的能力。

新技术的使用可能不会被证明是成功的，并可能导致严重的成本超支或延迟或减产，在极端情况下，可能会放弃一口油井。此外，我们采用的某些新技术可能会导致生产不规范或中断，原因是补偿井关闭，以及在任何此类井开始生产之前钻探和完成多口井所需的时间。此外，在新的或新兴地层中钻探的结果最初比在更发达和有更长生产历史的地区的钻探结果更不确定。较新的和新兴的地层和地区的生产历史有限或没有生产历史，因此，我们在评估这些地区未来的钻探结果时将受到更多限制。如果其钻探结果低于预期，特定项目的投资回报可能不像预期的那么有吸引力，我们可能会导致未评估物业的重大减记，未来未开发面积的价值可能会下降。

我们在推销我们的石油和天然气时可能会遇到障碍，这可能会对我们的收入产生实质性的不利影响。

我们产品的适销性在一定程度上取决于第三方拥有的石油和天然气收集系统、管道和其他运输设施的可用性和能力。我们使用的收集系统和管道上的运输空间有时有限或不可用，原因是设施的维修或改进、与天气有关的操作问题，或者由于空间被其他拥有优先运输协议的公司所使用。此外，新油田可能需要建设收集系统和其他交通设施。这些设施可能需要我们花费大量的资本，否则就会花在钻探上。市场的可获得性不在我们的控制范围之内。如果市场因素发生巨大变化，对我们收入的影响可能是巨大的，并可能对我们生产和销售石油和天然气的能力产生不利影响。美国联邦和州政府对石油和天然气生产和运输的监管、总体经济状况以及供需变化也会影响我们获得交通选择的机会。

此外，在我们或我们的运营商无法控制的某些其他情况下，可生产和销售的石油和天然气数量可能会受到限制，例如，由于维护、压力过大、下游加工设施无法接收未经加工的天然气、收集系统或运输系统实际损坏或此类系统缺乏合同能力而导致的管道中断。这些情况和类似情况造成的削减可能持续几天到几个月。在许多情况下，我们和我们的运营商只得到有限的通知(如果有的话)，告诉他们何时会出现这种削减，以及削减的持续时间。任何此类关闭或削减，或无法获得从我们的种植面积生产的石油和天然气的有利交付条款，都可能对我们的财务状况、运营结果和可供分配的现金产生重大不利影响。

我们很大一部分石油和天然气生产的销售依赖于一个重要的买家。失去这位买家或我们所依赖的其他第三方可能会对我们的收入造成不利影响。

我们很大一部分石油和天然气产品的销售依赖于一个重要的买家，我们与该客户的合同是按月签订的。例如，在截至2021年12月31日的一年中，壳牌贸易美国公司约占我们综合收入的18%。这一客户的流失可能会对我们的收入造成实质性的不利影响，并对我们的财务状况和经营业绩产生实质性的不利影响。

与监管事项相关的风险

我们的钻探和生产计划可能无法以商业合理的条款或其他方式获得卡车运输、管道、传输、存储和加工设施来销售我们的产品，我们扩大中游和运营基础设施的机会的计划可能不会成功。

石油和天然气生产的销售在很大程度上取决于管道和储存设施、收集系统和其他运输、加工、分馏、炼油和出口设施的可用性、近似性和容量，以及是否存在足够的市场。我们使用的收集系统和管道上的运输空间有时有限或不可用，原因是设施的维修或改进，或者由于空间被其他拥有优先运输协议的公司所使用。此外，新油田可能需要建设收集系统和其他交通设施。这些设施可能需要我们花费大量的资本，否则就会花在钻探上。为了储存、加工、传输和销售我们的产品，我们依赖于，未来也将依赖于由第三方开发和拥有的设施。我们开发和出售储备的计划可能会因第三方不能或不愿意以商业合理的条款或其他条件向我们提供足够的设施和服务而受到重大不利影响。如果我们无法以商业上合理的条件或其他条件获得这些设施，在发现碳氢化合物后，我们可能会被迫关闭一些生产，或者推迟或停止钻探计划和商业生产。市场的可获得性不在我们的控制范围之内。如果市场因素发生巨大变化，对我们收入的影响可能是巨大的，并可能对我们生产和销售石油和天然气的能力产生实质性的不利影响。

美国联邦和州政府对石油和天然气生产和运输的监管、总体经济状况以及供需变化也会影响我们获得交通选择的机会。州际运输和转售天然气受联邦监管，包括对州际运输、储存和各种其他事项的条款、条件和费率的监管，主要由联邦能源管制委员会(FERC)监管。联邦和州的法规管理着天然气管道运输的价格和条款。FERC对州际天然气运输的规定在某些情况下也可能影响天然气的州内运输。FERC根据NGA和NGPA第311条规定了适用于州际天然气管道运输的费率、条款和条件。自1985年以来，FERC一直在实施旨在通过在开放准入、非歧视性的基础上使天然气买家和卖家更容易获得天然气运输来增加天然气行业竞争的法规。

我们的石油和天然气销售也受到可获得性、运输条款和成本的影响。适用于通过管道进行州际石油和天然气运输的费率、条款和条件由FERC根据州际商法进行管理。FERC对州际石油和天然气管道实施了简化且普遍适用的费率制定方法，以满足1992年“能源政策法案”第十八章的要求，其中包括建立州际石油和天然气管道费率上限的索引系统。州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内输油管道监管的基础，以及对州内输油管道费率的监管和审查程度，因州而异。只要有效的州际和国内费率同样适用于所有可比较的托运人，我们相信，对石油运输费率的监管不会以任何实质性不同的方式影响我们的运营，就像这种监管将影响我们竞争对手的运营一样。

此外，州际和州内公共输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务。根据这一开放存取标准，公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有要求服务的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，通道由管道公布的价格中规定的按比例分配条款管理。因此，我们相信，与我们的竞争对手一样，我们一般都可以获得石油管道运输服务。

作为管道运输的替代方式，我们的原油和NGL的任何铁路运输也将受到PHMSA和FRA根据美国联邦铁路管理局(PHMSA)和联邦铁路局(FRA)根据第49 CFR第171-180部分的“危险材料条例”进行的监管，包括联邦铁路局的紧急命令和PHMSA正在提出的新法规，这些法规是由于火车事故的后果和易燃液体铁路运输量的增加而产生的。

我们的行动在很大程度上依赖于水的可获得性。对我们取水能力的限制可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。

水是钻井和水力压裂过程的重要组成部分。从历史上看，我们一直能够从当地土地所有者和其他来源购买水，用于我们的运营。我们开展业务的一些地区经历了干旱，可能会导致用水受到限制。如果我们不能从当地获得用于运营的水，我们可能无法在受影响地区经济地生产石油和天然气，这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大和不利的影响。

我们可能会面临意想不到的水和其他废物处理成本。

我们可能会受到法规的限制，这些法规限制了我们排放作为生产操作一部分的水的能力。生产区经常含有为了生产石油和天然气而必须去除的水，我们从各个生产区去除和处理足够数量的水的能力将决定我们是否能够生产出商业数量的石油和天然气。产出的水必须从租赁地运输和/或注入处理井。有足够能力接收我们油井产生的所有水的处置井的可用性可能会影响我们生产油井的能力。此外，运输和处理这些水的成本，包括遵守有关水处理的规定的成本，可能会降低我们的盈利能力。如果我们的项目产生的水不符合适用监管机构的质量要求、我们的水井产生的水量超过适用的容量许可限制、处置井不符合所有适用监管机构的要求，或者我们无法获得具有足够能力接收所有产出水的处置井，我们可能不得不关闭井、减少钻井活动或升级水处理或处理设施。如果发生下列情况之一，处理这些产出水的成本可能会增加：

•我们不能从适用的监管机构获得未来的许可；

•产生水质较差或需要额外处理的水；

•我们的水井产生过多的水；

•新的法律法规要求以不同的方式处理水；或

•将产出的水输送到处理井的成本增加。

一些组织和监管机构指出，在美国某些地区，特别是俄克拉何马州、德克萨斯州、科罗拉多州、堪萨斯州、新墨西哥州和阿肯色州，将从石油和天然气生产作业中收集的流体处置在地下处置井中，可能会导致诱发地震事件增加。几个州已经通过或正在考虑通过法律法规，限制或以其他方式禁止在某些地区或地下处置井处置油田流体，执行这些要求的州机构可以发布命令，指示发生地震事件地区的某些井限制或暂停处置井作业，或实施与处置井建设和监测相关的标准。例如，2021年9月，在18个月内多次发生3.5级以上地震后，TRC向米德兰地区的运营商发出通知，要求他们减少每日注射量。通知还要求处置井运营商向TRC工作人员提供注入数据，以进一步分析该地区的地震活动。随后，真相与和解委员会下令无限期暂停该地区所有深层油气产出水注入井，自2021年12月31日起生效。虽然我们无法预测这些行动的最终结果，但任何暂时或永久限制产出水或其他油田流体处置能力的行动都可能增加我们的成本或对我们的运营产生其他不利影响。

联邦、州或地方监管机构对我们部分资产管辖范围的改变或这些机构政策的改变可能会导致对我们资产的监管力度加大，这可能会导致我们的收入下降，运营费用增加。

NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受FERC作为该法规所界定的天然气公司的监管。我们相信，我们拥有权益的斯普林菲尔德收集系统符合FERC用来确定管道作为不受FERC监管的收集管道的地位的传统测试。然而，FERC监管的传输服务和联邦政府不监管的收集服务之间的区别是事实密集型的，而且是正在进行的诉讼的主题，因此我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或美国国会未来的裁决而发生变化。如果FERC考虑收集系统的状况，并确定该收集系统受FERC监管，则该收集系统提供的服务的费率以及条款和条件将由FERC根据NGA或NGPA进行修改。这样的监管可能会减少收入，增加运营成本，并对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

虽然我们的天然气收集作业一般不受NGA下的FERC监管，但我们的天然气收集作业在特定年份可能会受到某些FERC报告和张贴要求的约束。收集服务发生在位于FERC管辖的州际传输服务上游的管道设施上，由各州在岸上和州水域进行管理。根据特定管道设施执行的功能的变化，FERC过去曾将某些FERC管辖的运输设施重新归类为非辖区收集设施，以及FERC

已将某些非辖区聚集设施重新分类为FERC-辖区交通设施。任何这样的变化都可能导致我们的成本增加。FERC的其他规定可能会间接影响我们的业务以及这些业务衍生产品的市场。FERC在其天然气监管活动范围内的政策和做法，包括开放通道运输、天然气质量、费率制定、产能释放和市场中心推广等政策，可能会间接影响州内天然气市场。近年来，FERC在对州际天然气管道的监管中奉行有利于竞争的政策。然而，我们不能向您保证，FERC将继续这种做法，因为它考虑的问题，如管道费率和规则和政策，可能会影响获得运输能力的权利。

此外，我们用来收集和运输天然气的管道也受到交通部通过PHMSA的监管。PHMSA已经建立了一种基于风险的方法，以确定哪些收集管道受到监管，以及受监管的收集管道必须满足哪些安全标准。随着时间的推移，PHMSA可能会修订这些标准。例如，2019年10月，PHMSA发布了三项最终规则，创建或扩大了报告、检查、维护和其他管道安全义务。作为2021年综合拨款法案的一部分，美国国会重新授权PHMSA到2023年，并指示该机构推进几项监管行动，包括但不限于发布最终法规，要求非农村天然气集输管道以及新建和现有输配管道设施的运营商进行某些泄漏检测和修复计划，并要求设施检查和维护计划与这些法规保持一致。2021年11月发布了一项解决其中某些要求的规定，修改了管道维修标准，增加了监测和报告义务，并将监管安全要求扩大到农村地区的某些集输管道。PHMSA正在继续努力制定与天然气收集管道安全监督相关的额外法规，未来可能会采取额外的监管行动，扩大PHMSA的管辖权，并实施更严格的诚信管理要求。采用更全面或更严格的安全标准的法律或法规可能要求我们安装新的或修改后的安全控制措施，实施新的资本项目，或加速实施维护计划，所有这些都可能要求我们增加运营成本，这可能会很大。此外, 如果我们不遵守PHMSA或类似的州法规，我们可能会受到巨额罚款和处罚。截至2021年5月3日，PHMSA可以对每个违规行为施加的最高民事处罚为每天225,134美元，相关系列违规行为的最高民事处罚为2251,334美元。

如果我们未能遵守FERC管理的所有适用的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到重罚和罚款。

根据2005年多梅尼奇-巴顿能源政策法案，根据NGA和NGPA，FERC有权对目前的违规行为处以每天最高1,388,496美元(按通胀调整)的罚款，以及返还与任何违规行为相关的利润。虽然作为NGA下的天然气公司，我们的业务没有受到FERC的监管，但FERC已经通过了一些法规，可能会要求我们某些其他非FERC管辖的业务遵守FERC的年度报告和发布要求。我们还必须遵守FERC执行的反市场操纵规则。FERC可能会不时考虑或通过与这些和其他事项有关的附加规则和立法。如果将来不遵守这些规定，我们可能会承担民事处罚责任，如“第一部分，第1项和第2项。商业和物业-立法和监管环境”中所述。

我们的石油和天然气销售，以及与这类能源大宗商品相关的任何对冲活动，都让我们面临潜在的监管风险。

石油、天然气和天然气的销售目前不受监管，是按照谈判价格进行的。然而，联邦政府历史上一直活跃在石油和天然气销售监管领域。我们无法预测是否会提出监管石油和天然气销售的新立法，美国国会或各州立法机构实际上可能会通过哪些提案，以及这些提案可能对我们的运营产生什么影响。

此外，FERC、FTC和CFTC拥有监管与我们业务相关的实物和期货能源商品市场某些细分市场的法定权力。这些机构实施了广泛的法规，禁止欺诈和操纵此类市场。对于我们的石油和天然气实物销售，以及与这些能源商品相关的任何套期保值活动，我们都必须遵守这些机构执行的与市场相关的法规，这些机构拥有相当大的执法权力。这些机构拥有很大的执法权力，包括有权对目前的违规行为处以罚款，FERC每天罚款1,388,496美元(按通胀每年调整)，CFTC对每一次违规行为处以1,227,202美元(按通胀每年调整)，FTC对每一次违规行为处以1,323,791美元(按通胀每年调整)的罚款。FERC还对天然气销售量的报告提出了相关要求，这可能会影响价格指数的形成。可能会不时考虑或通过与这些和其他事项有关的附加规则和立法。我们不遵守这些或其他由这些机构管理的法律和法规，可能会受到刑事和民事处罚，如第一部分，第1项和第2项：商业和物业-立法和监管环境中所述。未能做到

遵守这些解释和执行的规定，可能会对我们的财务状况或经营结果产生实质性的不利影响。

美国国会通过与衍生品合同相关的衍生品立法和法规，可能会对我们对冲与我们业务相关的风险的能力产生重大和不利的影响。

多德-弗兰克法案第七章确立了联邦政府对场外(“场外”)衍生品的监督和监管，并要求商品期货交易委员会和美国证券交易委员会制定更多影响衍生品合约的法规，包括我们用来对冲我们通过场外交易市场的价格波动风险的衍生品合约。虽然商品期货交易委员会和美国证券交易委员会已经在某些领域发布了最终规定，但其他领域的最终规则以及相关定义和/或豁免的范围仍有待最终确定。

在根据多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)仍悬而未决的规则制定程序之一中，CFTC于2020年1月30日发布了一项重新提议的规则，对各种大宗商品(包括石油和天然气)的某些期货和期权合约以及相当于经济的掉期合约施加头寸限制。根据建议的持仓量限制规则，某些类型的对冲交易可获豁免，不受这些持仓量限制的规限，只要该等对冲交易符合商品期货交易委员会对某些经点算的“真诚对冲”交易或持仓量的要求。最终规则尚未发布。

商品期货交易委员会还通过了有关头寸汇总的最终规则，根据该规则，控制另一方交易或拥有另一方10%或更多股权的一方必须将受控方或拥有方的头寸与其自己的头寸合计，以确定是否遵守头寸限制，除非适用豁免。CFTC的汇总规则现已生效，尽管CFTC工作人员已批准在2022年8月12日之前免除最终汇总规则中的各种条件和要求。随着最终汇总规则的实施，以及CFTC最终持仓限制规则的采纳和生效，我们执行上述对冲策略的能力可能会受到限制。目前尚不确定CFTC拟议的新头寸限制规则是否、何时以及以何种形式可能成为最终和有效的规则。

CFTC于2020年7月22日发布了关于某些掉期交易商和主要掉期参与者必须为其掉期业务拨备资本金的最终规定。这项规则可能要求我们的掉期交易商交易对手在与我们签订未清算的金融衍生品时增加额外资本，这可能会增加我们未来金融衍生品交易的成本。

CFTC于2016年1月6日发布了关于未清算掉期交易保证金要求的最终规则，其中包括免除任何要求，即公布保证金以确保商业最终用户为对冲影响其业务的商业风险而进行的未清算掉期交易。此外，CFTC发布了一项最终规则，授权豁免通过衍生品清算组织清算某些类型的掉期交易，并在受监管的交易所进行此类掉期交易的本来适用的强制性义务，该豁免适用于商业最终用户为对冲影响其业务的商业风险而进行的掉期交易。强制性清算要求目前仅适用于某些利率互换和信用违约互换，但CFTC可以采取行动，对其他类型的互换交易实施强制性清算要求。多德-弗兰克法案还规定了掉期交易对手方的记录保存和报告义务，以及其他监管合规义务。

上述所有规定都可能增加我们进行金融衍生交易以对冲或减少我们对大宗商品价格波动和影响我们业务的其他商业风险的风险敞口的成本。多德-弗兰克法案的沃尔克规则条款还可能要求我们目前从事金融衍生品交易的银行交易对手将其部分衍生品活动剥离给单独的实体，这些单独的实体可能没有当前的银行交易对手那么有信誉。根据这些规定，其他银行交易对手可能会终止目前作为对冲提供商的业务。这些变化可能会降低金融衍生品市场的流动性，从而降低像我们这样的实体作为商业最终用户获得金融衍生品以对冲或减轻我们对大宗商品价格波动的敞口的能力。

因此，多德-弗兰克法案及其下发布的任何新法规可能会大幅增加衍生产品合约的成本(包括要求提供现金抵押品)，这可能会对我们可用于其他商业运营的资本产生不利影响，与我们现有的双边谈判金融衍生品合约的条款相比，未来掉期的条款将发生实质性变化，并减少衍生品的可获得性，以防范我们遇到的商业风险。

如果我们因为新的要求而减少使用衍生工具合约，我们的经营结果可能会变得更加不稳定，现金流可能会变得更难预测，这可能会对我们计划资本支出和为资本支出提供资金的能力产生不利影响。最后，这项立法在一定程度上是为了降低石油、天然气和NGL价格的波动性，一些议员将此归因于与石油、天然气和NGL相关的衍生品和大宗商品工具的投机交易。我们的收入

因此，如果立法和法规的结果是降低商品价格，可能会受到不利影响。这些后果中的任何一个都可能对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生实质性的不利影响。

如果我们因不遵守环境法律或法规或向环境中排放危险物质或其他废物而产生成本和责任，我们实施业务战略的能力可能会受到不利影响。

由于适用于我们的油井、收集系统和其他设施运行的环境要求，我们可能会招致巨大的成本和责任。这些费用和责任可能根据一系列联邦、州和地方环境法律和法规产生，例如，包括以下联邦法律及其州对应法律，并不时修订：

•CAA限制来自多个来源的空气污染物的排放，规定了各种施工前、监测和报告要求，并被环境保护局作为采用与温室气体排放有关的气候变化监管倡议的权威；

•CWA，管理从设施向州和联邦水域排放污染物，并确定作为美国受保护水域的水道在多大程度上受到联邦司法管辖和规则制定；

•OPA，对美国水域的石油泄漏造成的搬运费和损害负责；

•SDWA，通过采用饮用水标准和控制地下注入流体到地下地层来保护国家公共饮用水的质量；

•RCRA，对非危险废物和危险废物的产生、处理、储存、运输、处置和清理提出要求；

•《环境、环境、责任和责任法案》规定，在已经发生或可能发生危险物质泄漏的地点对危险物质的生产者、运输者和安排者，以及已经发生或可能发生危险物质泄漏的地点的现在和某些过去的所有者和经营者规定责任，而不考虑过错；

•《应急计划和社区知情权法案》，要求设施实施安全危险沟通计划，并向员工、地方应急计划委员会和反应部门传播有关有毒化学品使用和库存的信息；以及

•欧空局限制可能影响联邦确认的濒危和受威胁物种或其栖息地的活动，方法是实施作业限制或限制，或在受影响地区实施临时、季节性或永久性的作业禁令。根据MBTA，候鸟也得到了类似的保护。

这些美国法律及其实施条例，以及各州的相应法规，通常限制排放到环境空气中的污染物水平、排放到地表水中的污染物水平，以及排放到地表和地下土壤和地下水中的污染物或其他排放水平。不遵守这些法律和法规可能会导致对制裁进行评估，包括行政、民事和刑事处罚，施加调查、补救和纠正措施义务，招致资本支出，延误批准、开发或扩建项目，以及发布命令禁止我们在特定地区的部分或全部未来业务。遵守更严格的标准和其他环境法规可能会禁止我们获得经营许可证，或者要求我们安装额外的污染控制设备，而这些设备的成本可能会很高。某些环境法和类似的州法律法规对清理和修复已处置或以其他方式排放危险物质或其他废物的场所所需的费用施加了严格的连带责任，而不考虑行为的过错或合法性。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称因向环境中排放危险物质、废物或其他材料而造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。此外，这些法律法规可能会限制石油或天然气的生产速度。从历史上看，我们的环境合规成本并未对我们的运营结果产生重大不利影响；然而，不能保证此类成本在未来不会产生重大影响，也不能保证此类未来合规成本不会对我们的业务和运营结果产生重大不利影响。

此外，近年来，公众对环境保护的兴趣急剧增加。适用于石油和天然气行业的更广泛和更严格的环境立法和法规的趋势可能会继续下去，导致经营成本增加，从而影响盈利能力。只要颁布法律或采取其他政府行动限制钻探或施加更严格和更昂贵的运营、废物处理、处置和清理要求，我们的业务、前景、财务状况或运营结果可能会受到重大不利影响。见第一部分，第1项和第2项。商业和物业--立法和监管环境。

我们受到复杂的联邦、州、地方和其他法律法规的约束，这些法规可能会对我们开展业务的成本、方式或可行性产生实质性的负面影响。

我们的石油和天然气业务受到复杂和严格的法律法规的约束。为了在符合这些法律和法规的情况下开展业务，我们必须从联邦、州和地方政府当局获得和维护大量的许可、批准和证书。未能或延迟获得监管部门的批准或钻探许可可能会对我们开发物业的能力产生重大和不利的影响，而获得附带苛刻条件的钻探许可可能会增加我们的合规成本。此外，有关保护做法和保护相关权利的规定限制了我们可能生产和销售的石油和天然气的数量，从而影响了我们的运营。

我们受联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规由对石油和天然气勘探、生产和运输的各个方面拥有管辖权的政府当局解释和执行。存在这样一种可能性，即新的法律、法规或执法政策可能会更加严格，并显著增加我们的合规成本。如果我们不能通过保险或增加收入来收回由此产生的成本，我们的财务状况可能会受到实质性的不利影响。

例如，真相与和解委员会通过了实施立法的规则和条例，要求对不活跃的油井进行某些清理活动，并提出与批准延长封堵有关的额外要求。不遵守规定可能会导致行政处罚，并导致运营商失去在德克萨斯州开展业务的能力。这项法律的一个主要组成部分是第15条，它要求油井运营商遵守某些不活动的油井清理活动，包括切断电力，清除所有不活动的管线和油罐中的所有生产流体，以及拆除前一年没有生产石油或天然气的油井的地面设备。违反第15条可能会导致每次违规每天高达1万美元的行政处罚，并导致运营商失去在德克萨斯州开展业务的能力。

美国联邦和州政府对石油和天然气生产和运输的监管、总体经济状况以及供需变化也会影响我们获得交通选择的机会。可能影响石油行业的各种提案和程序正在美国国会、FERC、各州立法机构和法院待决。该行业历史上一直受到严格监管，我们不能保证FERC和美国国会最近推行的不那么严格的监管方法将继续下去，也无法预测此类提案或程序可能对我们的运营产生什么影响。

节油措施、替代燃料要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃油经济性和能源发电设备的技术进步可能会减少对石油和天然气的需求。石油和天然气需求变化的影响可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。

我们的业务受到气候变化带来的一系列风险的影响。

气候变化继续引起公众和科学的极大关注。因此，我们的运营以及我们非运营资产的运营都受到与化石燃料生产和加工以及温室气体排放相关的一系列监管、政治、诉讼和金融风险的影响。在联邦一级，到目前为止还没有实施全面的气候变化法律或法规。然而，美国环保署已经通过了一些法规，其中包括对某些大型固定污染源的温室气体排放进行建筑和运营许可审查，并与交通部一起，对在美国生产的运营车辆实施温室气体排放限制。近年来，联邦政府对石油和天然气设施甲烷排放的监管一直备受争议。有关更多信息，请参阅第一部分，第1项和第2项。商业和物业-立法和监管环境-空气排放。

此外，各个州和州集团已经通过或正在考虑通过法律、法规或其他监管举措，重点放在温室气体排放限额和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及限制温室气体排放等领域。例如，加州通过CARB实施了温室气体排放限额和交易计划，为全州范围内的温室气体排放设定了最高限额，到2030年，这一上限每年都会下降，比1990年的水平低40%。承保实体必须减少温室气体排放或购买限额以

造成这种排放的原因。另外，加州已经实施了LCFS和相关的可交易信用额度，这些信用额度要求该州燃料供应的碳强度逐渐低于基线汽油和柴油燃料。CARB还颁布了关于监测、检漏、修复和报告现有和新的石油和天然气生产设施的甲烷排放的规定。科罗拉多州已经颁布了适用于石油和天然气设施的类似法规。

在国际上，联合国发起的《巴黎协定》要求成员国在2020年后每五年单独确定并提交一次不具约束力的减排目标。虽然美国已经退出了该协议，但拜登总统签署了行政命令，再次承诺美国遵守该协议，并在2021年4月宣布了到2030年将美国的排放量在2005年水平上减少50%-52%的目标。2021年11月，国际社会再次齐聚格拉斯哥参加第26届缔约方会议，会上发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴，并采取进一步行动应对非二氧化碳温室气体。与此相关的是，美国和欧盟联合宣布启动“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年的基础上至少减少30%，其中包括在能源领域“所有可行的减排”。目前还无法预测这些命令、承诺、协议、为履行美国在《巴黎协定》、COP26或其他国际公约下的承诺而颁布的任何立法或法规的影响。

政府、科学和公众对温室气体排放引起的气候变化威胁的担忧导致美国的政治风险增加，包括最近当选的政府做出的与气候变化有关的承诺。这些措施包括承诺限制排放，限制联邦土地上的石油和天然气生产，例如通过停止租赁公共土地用于碳氢化合物开发。例如，拜登总统发布了几项行政命令，重点是应对气候变化，包括可能影响我们生产石油和天然气的成本或需求的项目。此外，拜登政府在2021年11月发布了“美国的长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径”，其中确立了到2050年美国实现净零排放的路线图，其中包括提高能源效率；通过电力、氢气和可持续生物燃料实现能源脱碳；以及减少甲烷和一氧化二氮等非二氧化碳温室气体排放。拜登政府还在考虑修改联邦土地上石油和天然气开发的租赁和许可计划。有关更多信息，请参阅我们在第一部分第1项和第2项中的法规披露：业务和属性-水力压裂。拜登政府可能采取的其他行动可能包括对管道基础设施的建立或LNG出口设施的许可施加更严格的要求，以及对石油和天然气设施施加更严格的温室气体排放限制。诉讼风险也在增加，因为一些当事人试图在州或联邦法院对石油和天然气公司提起诉讼，其中包括, 这些公司生产导致气候变化的燃料，或者声称这些公司意识到气候变化的不利影响已经有一段时间了，但没有充分披露这些影响，从而欺骗了投资者或客户，从而造成了公共滋扰。

化石燃料生产商的财务风险也在增加，因为目前投资于化石燃料公司的股东未来可能会选择将部分或全部投资转移到非化石燃料相关行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续的贷款做法，其中一些可能会选择不向化石燃料能源公司提供资金。例如，在COP26上，GFANZ宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致超过130万亿美元的资本承诺实现净零目标。GFANZ的各个子联盟通常要求参与者设定短期、特定行业的目标，以便在2050年之前将其融资、投资和/或承销活动转变为净零排放。还有一种风险是，金融机构将被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资金的效果的政策。最近，拜登总统签署了一项行政命令，呼吁制定一项“气候融资计划”，另外，美联储(Federal Reserve)宣布已加入NGFS，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融领域与气候相关的风险。最近，在2021年11月，美联储发表了一份声明，支持NGFS为应对与央行和监管机构最相关的气候相关挑战确定关键问题和潜在解决方案的努力。限制对化石燃料能源公司的投资和融资可能会导致钻探计划或开发或生产活动的限制、延迟或取消。另外, 美国证券交易委员会已经宣布打算颁布要求气候披露的规定。虽然这些要求的形式和实质尚不清楚，但这可能会导致遵守任何此类披露要求的额外成本。

通过和实施新的或更严格的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措，对石油和天然气生产商(如我们自己或我们的运营商)的温室气体排放实施更严格的标准，或以其他方式限制我们可能生产石油和天然气或产生温室气体排放的领域，可能会导致合规成本增加或消费成本增加，从而减少或侵蚀我们生产的石油和天然气的需求或价值。此外，政治、诉讼和金融风险可能导致我们限制或取消石油和天然气生产活动，因气候变化而招致基础设施损坏的责任，或者削弱我们继续以经济方式运营的能力。此外，气候变化还可能导致各种

物理风险，如极端天气事件(包括风暴、野火和其他自然灾害)的频率或强度增加，或气象和水文模式的变化，可能对我们的运营以及我们的运营商及其供应链产生不利影响。此类物理风险可能会损坏我们的设施或以其他方式对我们的运营产生不利影响，例如，如果我们因干旱而减少用水量，或对我们产品的需求，例如，较温暖的冬季减少了供暖用能源的需求。这些实际风险也可能影响我们生产或运输产品所依赖的供应链或基础设施。其中一个或多个事态发展可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加和额外的运营限制或延迟油井和天然气井的完工，并对我们的生产产生不利影响。

水力压裂是一种重要而普遍的做法，用于从致密的地下岩层中刺激石油、天然气和天然气的生产。我们和我们的物业运营商经常使用水力压裂作为我们运营的一部分。水力压裂涉及将水、沙或替代支撑剂和化学物质在压力下注入目标地质地层，以压裂围岩并刺激生产。美国国会不时考虑立法修订SDWA，以取消目前水力压裂的豁免，这将给水力压裂作业带来额外的监管负担，包括要求在按照某些施工要求开始作业之前获得许可，建立财务保证，以及要求报告和披露在这些作业中使用的化学品。这项立法尚未通过。

水力压裂(使用柴油以外的水力压裂)目前一般不受SDWA UIC计划的监管，通常由州石油和天然气委员会或类似机构监管。然而，几个联邦机构已经声称拥有监管权威，或对这一过程的某些方面进行调查。例如，2016年6月，EPA发布了一项污水限制指南最终规则，禁止从陆上非常规石油和天然气开采设施向公有污水处理厂排放废水。

此外，2016年12月，美国环保署发布了关于水力压裂对饮用水资源的潜在影响的最终报告，得出结论认为，与水力压裂相关的“水循环”活动在某些有限的情况下可能会影响饮用水资源。到目前为止，环境保护局还没有对2016年12月的报告采取进一步行动。

此外，BLM在2015年3月敲定了一项关于联邦和部落土地上水力压裂活动的规则，要求公开披露水力压裂中使用的化学品，确认压裂作业中使用的油井符合适当的建设标准，并制定管理相关回流水的计划。虽然BLM在2017年废除了这些规定，并维持了撤销，但对这一决定的上诉仍在进行中。此外，拜登政府可能会重新考虑这些规定。拜登政府还可能寻求进一步限制联邦土地上的水力压裂和其他石油和天然气开发；有关更多信息，请参阅我们在第一部分第1项和第2项中的监管披露：业务和物业-水力压裂。

此外，包括德克萨斯州在内的一些州已经通过了限制或可能在某些情况下限制水力压裂的法规，其他州也在考虑采用这些法规，这些法规要求披露水力压裂作业中使用的化学品。此外，州和地方政府实体已行使监管权力，对水力压裂进行管制、限制或在某些情况下禁止水力压裂。例如，科罗拉多州已经对石油和天然气开发采取了更严格的挫折，加州正在考虑采取这种做法。对水力压裂施加新义务或大幅限制水力压裂的新法律或法规，可能会使我们进行水力压裂活动变得更加困难或成本更高，从而影响我们对油井是否具有商业可行性的判断，并增加我们的业务成本。这种增加的成本以及我们生产活动的任何延迟或削减都可能对我们的业务、前景、财务状况、运营结果和流动性产生实质性的不利影响。

对旨在保护某些野生动物物种的钻探活动的限制可能会对我们在我们作业的一些地区进行钻探活动的能力产生不利影响。

我们作业区的石油和天然气业务可能会受到旨在保护各种野生动物的钻探活动的季节性或永久性限制的不利影响，例如联邦欧空局和MBTA施加的限制。季节性限制可能会限制我们在保护区内作业的能力，并可能加剧对钻机、油田设备、服务、供应和合格人员的竞争，这可能导致允许钻探时出现周期性短缺。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。为保护濒危物种而实施的永久性限制可能会禁止在某些地区进行钻探，或者要求实施代价高昂的缓解措施。可以在下列地区开展石油、天然气租赁业务

已知存在某些被列为受威胁或濒危的物种，可能存在其他物种，如沙丘鼠尾草蜥蜴、小草原鸡和大鼠尾松鸡，这些物种可能被欧空局列为受威胁或濒危物种。目前正在进行一项审查，以确定是否应该将沙丘鼠尾草蜥蜴列入名单。2021年6月1日，FWS提议将小草原鸡的两个不同种群部分列入欧空局。此外，拜登政府已经采取行动，根据欧空局扩大执法范围，包括扩大“关键栖息地”的定义。在我们作为受威胁或濒危物种运营的地区指定以前未受保护的物种，将物种从受威胁重新归类到濒危物种，或扩大被指定为“关键栖息地”的区域，都可能导致我们因物种保护措施而产生的成本增加，或者可能导致我们的勘探、开发和生产活动受到限制，从而可能对我们开发和生产保护区的能力产生不利影响。如果物种被列入欧空局或类似法律的名单，或者以前未受保护的物种在我们的物业所在地区被指定为受威胁或濒危物种，在这些物业上的运营可能会因物种保护措施而产生更多成本，并在其生产活动方面面临延误或限制。

对ESG问题和保护措施的更多关注可能会对我们的业务产生不利影响。

对气候变化的日益关注、社会对公司应对气候变化的期望、投资者和社会对自愿披露ESG的期望以及消费者对替代能源形式的需求可能会导致成本上升、对我们产品的需求减少、利润减少、调查和诉讼增加，以及对我们的股票价格和进入资本市场的负面影响。例如，对气候变化和环境保护的日益关注可能会导致对石油和天然气产品的需求转变，以及额外的政府调查和针对我们或我们的运营商的私人诉讼。在涉及社会压力或政治或其他因素的情况下，可以不考虑我方对所称损害的原因或贡献，或其他减轻因素来施加此类责任。

此外，虽然我们可能会不时创建和发布有关ESG事项的自愿披露，但这些自愿披露中的许多陈述都是基于假设的预期和假设，这些假设和假设可能代表或不代表当前或实际风险或事件，或预期风险或事件的预测，包括相关成本。这些期望和假设必然是不确定的，可能容易出错或容易被曲解，因为涉及的时间表很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一方法。我们还可能宣布参与或在各种第三方ESG框架下进行认证，以试图改善我们的ESG形象，但此类参与或认证可能成本高昂，且可能达不到预期的结果。此外，虽然我们可能会宣布各种自愿的ESG目标，但这样的目标是有抱负的。我们可能无法按照最初设想的方式或时间表实现这些目标，包括但不限于由于与实现这些结果相关的不可预见的成本或技术困难。只要我们达到这些目标，就可以通过各种合同安排来实现，包括购买可能被视为减轻我们ESG影响的各种积分或补偿，而不是我们ESG表现的实际变化。此外，尽管有这些令人向往的目标和采取的任何其他行动，我们可能会受到来自投资者、贷款人或其他团体的压力，要求我们采取更积极的气候或其他与ESG相关的目标，但我们不能保证由于潜在成本或技术或操作障碍，我们将能够实现这些目标。

此外，向投资者提供有关公司治理和相关事项的信息的机构已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。这样的评级被一些投资者用来为他们的投资和投票决定提供信息。不利的ESG评级和最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的行动，可能会导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们获得资金的机会和成本产生负面影响。此外，基于与气候变化相关的担忧，机构贷款机构可能决定不向化石燃料能源公司提供资金，这可能会影响我们获得潜在增长项目的资金。此外，在ESG重要的程度上

如果对我们的声誉造成负面影响，我们可能无法在招聘或留住员工方面进行有效的竞争，这可能会对我们的运营产生不利影响。ESG问题还可能影响我们的供应商和客户，最终可能对我们的运营产生不利影响。

与我们的负债有关的风险

我们部分依赖我们的循环信贷安排和资本市场的持续准入来成功执行我们的运营战略。

如果我们因为无法以令人满意的条件获得资本或融资而无法进行资本支出或收购，我们可能会经历石油和天然气产量和储量的下降。我们部分依赖外部资金来源为某些项目提供融资。这些资金来源的可用性和成本是周期性的，

而且这些资金来源可能不会一直存在，或者我们未来可能无法以合理的成本获得融资。过去几年，全球资本市场的状况一直不稳定，使得某些类型的融资条件难以预测，在某些情况下，导致某些类型的融资无法获得。如果我们的收入因石油、天然气或天然气价格下降、经营困难、产量下降或任何其他原因而下降，我们获得维持目前水平运营所需的资本的能力可能有限。我们无法获得更多融资可能导致我们的业务减少或不进行收购，这反过来可能导致我们的石油或天然气产量、储量和收入减少，没有足够的流动性来履行未来的财务义务，并可能对我们的运营业绩产生负面影响。

我们循环信贷机制下借款基数的减少，以及由于定期重新确定借款基数或其他原因而导致的任何进一步减少，都可能对我们为业务提供资金的能力产生负面影响。

我们的主要流动资金来源是循环信贷机制下的借款和运营现金。我们的循环信贷安排下的借款基数每半年重新确定一次，大约在每年的4月1日和10月1日左右。在重新确定借款基数期间，贷款人可以单方面调整借款基数和我们的循环信贷安排下允许未偿还的借款。借款基础取决于为我们提供贷款的石油和天然气资产的预计收入和资产价值，其中许多因素是我们无法控制的。

如果我们遇到流动性问题，我们可能面临债务评级下调，这可能会限制我们获得当前或未来融资或贸易信贷的机会，并对其条款产生负面影响。

我们获得融资和贸易信贷的能力以及任何融资或贸易信贷的条款，在一定程度上取决于独立信用评级机构对我们债务的信用评级。我们不能保证我们目前的任何评级将在任何给定的时间段内保持有效，或者如果评级机构认为情况需要，我们不能保证评级机构不会完全下调或撤销评级。可能影响我们信用评级的因素包括债务水平、计划中的资产购买或出售以及短期和长期生产增长机会、流动性、资产质量、成本结构、产品组合和大宗商品定价水平。评级下调可能会对我们获得融资或贸易信贷的能力造成不利影响，并增加我们的借贷成本。

我们的循环信贷安排下的借款使我们面临利率风险。

在我们的循环信贷安排下，我们面临与借款相关的利率风险。循环信贷安排下的借款根据借款人的选择，按美元替代基准利率(基于最优惠利率、联邦基金有效利率或调整后的LIBOR)加上适用保证金或LIBOR，再加上适用保证金计息。由于我们的可变利息债务，我们的经营业绩可能会受到利率上升的不利影响。

与我们普通股相关的风险

如果我们不能发展或维持一个有效的内部控制系统，我们可能无法准确地报告我们的财务结果或防止欺诈。因此，股东可能会对我们的财务报告失去信心，这将损害我们的业务和我们A类普通股的交易价格。

有效的内部控制对于我们提供可靠的财务报告、防止欺诈和作为一家上市公司成功运营是必要的。如果我们不能提供可靠的财务报告或防止欺诈，我们的声誉和经营业绩将受到损害。我们不能确定我们开发和维持内部控制的努力是否成功，我们是否能够在未来对我们的财务流程和报告保持足够的控制，或者我们是否能够履行2002年萨班斯-奥克斯利法案第404条规定的义务。任何未能发展或维持有效的内部控制，或在实施或改善内部控制方面遇到困难，都可能损害我们的经营业绩或导致我们未能履行我们的报告义务。无效的内部控制还可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，这可能会对我们A类普通股的交易价格产生负面影响。

我们A类普通股的活跃、流动和有序的交易市场可能无法发展或维持。

在合并交易之前，我们的A类普通股没有在任何市场上交易。我们A类普通股的活跃、流动和有序的交易市场可能无法维持。活跃、流动和有序的交易市场通常会减少价格波动，提高投资者买入和卖出订单的执行效率。因此，您可能无法以等于或高于该等股票的假定价格出售我们A类普通股的股票。

股票市场总体上经历了极端的波动，这种波动往往与特定公司的经营业绩无关或不成比例。这些广泛的市场波动可能会对我们A类普通股的交易价格产生不利影响。证券集体诉讼通常是在公司证券的整体市场和市场价格出现波动之后对公司提起的。如果对我们提起此类诉讼，可能会导致巨额费用，分散管理层的注意力和资源，并损害我们的业务、经营业绩和财务状况。

未来在公开市场出售我们的A类普通股，或认为此类出售可能会发生，可能会降低我们A类普通股的价格，我们通过出售股权或可转换证券筹集的任何额外资本可能会稀释您对我们的所有权。

我们可能会在随后的发行中出售我们A类普通股的额外股份。此外，在某些限制和例外的情况下，OpCo单位持有人可以赎回他们的OpCo单位(连同相应数量的B类普通股)以换取A类普通股(按一对一的基础，受股票拆分、股票股息和重新分类以及其他类似交易的换算率调整的限制)，然后出售A类普通股的股份。我们有41,954,385股A类普通股流通股(包括向ConTango PSU Awards持有者发行的3,270,915股A类普通股，其中1,150,991股库存股被回购以履行员工工资税预扣义务)和127,536,463股B类普通股流通股。独立公司的前所有者拥有我们B类普通股的所有流通股，约占我们总流通股的75%。根据联邦证券法，所有这类股票都受到立即转售的限制，并受到某些锁定协议的约束，但未来可能会出售给市场。我们在合并交易结束时签订的登记权协议要求我们在交易完成六个月后的某些情况下对其股份进行登记。

此外，吾等以S-8表格形式向美国证券交易委员会提交了一份登记声明，规定登记根据康戈激励计划已发行或预留发行的A类普通股4,218,398股，该计划建议由吾等及根据股权激励计划已发行或预留发行的A类普通股登记。在满足归属条件、锁定协议届满及规则第144条的规定后，根据表格S-8的登记声明登记的股份已可立即在公开市场转售，不受限制。

我们无法预测未来A类普通股或可转换为A类普通股的证券的发行规模，也无法预测未来A类普通股的发行和出售将对我们A类普通股的市场价格产生的影响(如果有的话)。大量出售我们的A类普通股(包括与收购相关的股票)，或认为此类出售可能发生的看法，可能会对我们A类普通股的现行市场价格产生不利影响。

如果证券或行业分析师没有发表关于我们业务的研究或报告，如果他们对我们的A类普通股的建议有不利的改变，或者如果我们的经营业绩不符合他们的预期，我们的A类普通股的交易价格可能会下跌。

我们A类普通股的交易市场将受到行业或证券分析师发布的关于我们或其业务的研究和报告的影响。如果其中一位或多位分析师停止对我们的报道，或未能定期发布有关我们的报告，我们可能会失去在金融市场的可见度，这反过来可能导致我们的股价或交易量下降。此外，如果跟踪我们的一位或多位分析师下调了我们的A类普通股评级，或者如果我们的经营业绩没有达到他们的预期，我们A类普通股的交易价格可能会下降。

与我们的财务状况有关的风险

我们的套期保值活动可能会导致财务损失，也可能会减少我们的净收入。

我们为我们现有生产的很大一部分签订了衍生工具合同。我们计划继续进行对冲安排，以减少近期对大宗商品价格的风险敞口，保护现金流和回报，并保持我们的流动性。

我们的套期保值合约可能会带来巨大的收益或损失。例如，我们在2021年实现了5.283亿美元的商品衍生品亏损；然而，不能保证我们未来不会因为对冲活动而实现额外的亏损。此外，如果我们签订了任何套期保值合同，并经历了持续的实质性中断，我们的

在生产过程中，我们可能被迫履行全部或部分对冲义务，而不能从出售标的实物商品的现金流中获益，导致我们的流动资金大幅减少。

我们利用套期保值交易保护我们免受未来石油和天然气价格下跌的影响的能力，将取决于我们进入未来套期保值交易时的石油和天然气价格以及我们未来的套期保值水平，因此，我们未来的净现金流可能对大宗商品价格的变化更加敏感。未来，我们可能无法以有吸引力的条款对冲预期产量，甚至根本无法对冲，这将使我们面临进一步的潜在大宗商品价格不确定性，并可能对我们的经营活动、财务状况和经营业绩提供的净现金产生不利影响。

我们的价格对冲策略和未来的对冲交易将由我们自行决定。我们未来对生产进行对冲的价格将取决于我们进行这些交易时的大宗商品价格，这可能大大高于或低于当前价格。因此，我们的价格对冲策略可能无法保护我们免受未来生产收到的价格大幅下降的影响。相反，我们的对冲策略可能会限制我们从大宗商品价格上涨中实现现金流的能力。与未来几年相比，我们未来产量的更大比例也可能不会得到对冲，这将导致我们的石油和天然气收入对大宗商品价格波动变得更加敏感。

我们的套期保值交易可能使我们面临交易对手信用风险。

我们的套期保值交易使我们面临着金融损失的风险，如果交易对手未能根据衍生品合同履行义务的话。鉴于金融市场的历史中断以及石油和天然气价格的大幅下跌，这种交易对手不履行义务的风险尤其令人担忧，这可能导致交易对手的流动性突然变化，并削弱他们根据衍生品合同条款履行义务的能力。我们无法预测交易对手的信誉或履约能力的突然变化。即使我们确实准确地预测了突如其来的变化，我们否定风险的能力也可能是有限的，这取决于市场状况。此外，我们的一个或多个对冲提供商破产或其他一些类似的程序或流动性限制，可能使我们不太可能能够收回陷入困境的一个或多个实体欠我们的全部或很大一部分金额。

在大宗商品价格下跌期间，我们的对冲应收头寸会增加，这就增加了我们的风险敞口。如果我们交易对手的信誉恶化，导致他们无法履行，我们可能会遭受重大损失。

我们的现金流将完全取决于我们的运营子公司向我们分配现金的能力，其数额将取决于各种因素。

我们目前预计，我们收益的唯一来源将是我们运营子公司的现金分配。我们的运营子公司每个季度可以向其所有者分配的现金金额主要取决于它们从运营中产生的现金金额，这些现金金额将在每个季度之间波动，其中包括：

•我们的运营子公司从现有油井中生产的石油和天然气数量；

•石油、天然气和天然气的市场价格；

•对循环信贷安排契诺中所载分配付款的任何限制；

•我们的运营子公司为其钻探和开发计划提供资金的能力；

•我们每个运营子公司的投资水平，可能是有限的和不同的；

•运营费、维护费和一般管理费的水平；

•监管行动影响：(I)石油、天然气和天然气的供应或需求；(Ii)运营成本和运营灵活性；

•当时的经济状况；以及

•恶劣的天气条件和自然灾害。

此外，我们并不完全拥有我们所有的运营子公司。因此，如果这些运营子公司进行分配，包括税收分配，它们也将不得不向其非控股股东进行分配。

我们运营子公司的某些员工有利润利益，这可能需要大量支付，并导致大量会计费用。

我们运营子公司的某些员工的利润利益可能需要大量支付，特别是在任何此类运营子公司清算或资产处置时，并可能导致大量会计费用。这种支付与达到某些回报门槛有关，在发生这种清算或处置的情况下，支付的数额与就这种清算或处置收到的现金数额成比例。欲了解更多信息，请阅读本公司截至2021年12月31日的经审计财务报表附注中的“附注13-激励性薪酬安排”。

我们唯一的主要资产是我们在OpCo的权益；因此，我们将依赖OpCo的分派来纳税、根据管理协议支付款项以及支付我们的公司和其他管理费用。

我们是一家控股公司，除了在OpCo的所有权权益外，没有其他实质性资产。我们将没有独立的手段来创造收入或现金流。在OpCo可用现金范围内，并在任何现有或未来债务协议条款的规限下，吾等拟促使OpCo(I)按比例向OpCo单位持有人(包括吾等)作出现金分派，金额足以让吾等根据管理协议缴税及付款，及(Ii)偿还吾等的公司及其他间接开支。我们通常预计OpCo将从可用现金中为此类分配提供资金。当OpCo进行分配时，OpCo单位的持有人将有权根据其在OpCo的权益进行分配时获得按比例分配。若吾等需要资金，而OpCo或其附属公司根据适用法律或法规或根据任何现行或未来债务协议的条款被限制作出该等分派或付款，或以其他方式无法提供该等资金，则吾等的流动资金及财务状况可能会受到重大不利影响。

此外，由于我们没有独立的创收手段，我们根据管理协议支付税款和付款的能力取决于OpCo向我们分配的金额足以支付我们在管理协议下的税收义务和义务的能力。反过来，这种能力可能取决于OpCo的子公司向其分销的能力。OpCo、其直接或间接持有股权的其他实体作出该等分派的能力将受制于(其中包括)(I)特拉华州法律(或其他适用司法管辖区)的适用条文，该等条文可能限制可供分派的资金数额及(Ii)OpCo或其附属公司及其直接或间接持有股权的其他实体发行的相关债务工具的限制。

与我们的治理结构相关的风险

我们是纽约证券交易所规则意义上的“受控公司”，因此，我们有资格并依赖于某些公司治理要求的豁免。

由于优先股东是我们非经济系列I优先股的唯一所有者，因此拥有任命我们董事会的独家权利，根据萨班斯-奥克斯利法案和纽约证券交易所规则，我们是一家受控公司。受控公司不需要董事会拥有多数独立董事，也不需要成立独立的薪酬或提名和公司治理委员会。作为一家受控公司，我们将继续遵守萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)和纽约证券交易所(New York Stock Exchange)的规则，这些规则要求我们有一个完全由独立董事组成的审计委员会。

如果我们在任何时候不再是一家受控公司，我们将采取一切必要行动，以遵守萨班斯-奥克斯利法案和纽约证券交易所规则，包括任命大多数独立董事进入我们的董事会，并确保我们有一个薪酬委员会和一个提名和公司治理委员会，每个委员会都完全由独立董事组成，但须遵守允许的“分阶段”期限。

我们的公司注册证书指定特拉华州衡平法院为股东可能发起的某些类型的诉讼和诉讼的唯一和独家论坛，这可能会限制我们的股东在与我们或其董事、高级管理人员、员工或代理人的纠纷中获得有利的司法论坛的能力。

我们的公司注册证书规定，除非我们以书面形式同意选择替代法院，否则特拉华州衡平法院将在适用法律允许的最大范围内，成为(I)代表我们提起的任何派生诉讼或法律程序，(Ii)任何声称违反我们任何董事、高级管理人员、雇员或代理人对我们或我们的股东负有的受信责任的索赔的唯一和独家法院，(Iii)任何主张索赔的诉讼。

根据特拉华州一般公司法、我们的公司注册证书或其附例的任何条款，或(Iv)任何针对我们提出受内部事务原则管辖的索赔的诉讼，在每个此类案件中，均受该衡平法院管辖，该法院对被指定为该等案件被告的不可或缺的当事人拥有个人管辖权。任何购买或以其他方式获得本公司股本股份权益的个人或实体将被视为已知悉并同意上一句中所述的重述公司注册证书的规定。这种法院条款的选择可能会限制股东在司法法院提出其认为有利于与我们或我们的董事、高级管理人员、员工或代理人发生纠纷的索赔的能力，这可能会阻止针对我们和这些人的此类诉讼。或者，如果法院发现我们的公司注册证书中的这些条款不适用于一种或多种特定类型的诉讼或法律程序，或者不能强制执行，我们可能会在其他司法管辖区产生与解决此类问题相关的额外费用，这可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。

我们的优先股东的重大投票权限制了我们普通股持有人影响我们业务的能力。

我们的优先股东是我们非经济系列I优先股的唯一持有者，预计将保留其对我们非经济系列I优先股的所有权，直到它停止拥有相当于我们A类普通股和B类普通股的50%以上的我们普通股的数量，但某些例外情况除外。我们的非经济系列I优先股使其持有人有权任命我们的整个董事会，并有权就某些基本的公司行动，包括债务超过当时未偿债务的10%、大幅增资、发行优先股、采纳股东权利计划、修订我们的公司注册证书及其章程的某些条款、出售我们的全部或几乎所有资产、涉及我们的合并、罢免我们的首席执行官以及我们的清算或解散，获得批准的权利，这些基本的公司行动包括：债务超过当时未偿债务的10%、大幅增资、发行优先股、采纳股东权利计划、修订公司注册证书及其章程的某些条款、出售我们的全部或几乎所有资产、涉及我们的合并、罢免我们的首席执行官以及我们的清算或解散。与传统公司结构中的普通股不同，我们普通股的持有者不会投票选举董事。因此，与传统公司结构中的普通股持有者相比，我们普通股的持有者影响我们业务的能力将较小。

优先股东的控股所有权地位可能具有延迟或阻止控制权变更或管理层变更的效果，并可能对我们A类普通股的交易价格产生不利影响，只要投资者认为拥有控股股东的公司的股票是不利的。

鉴于其对Our Non-Economic Series I优先股的所有权，优先股股东必须批准对我们的任何潜在收购。控股股东的存在可能会阻止敌意收购，推迟或阻止控制权的变动或管理层的变动，或者限制我们的其他股东批准他们认为符合我们最佳利益的交易的能力。此外，优先股东的控股地位可能会对我们A类普通股的交易价格产生不利影响，只要投资者认为持有有控股股东的公司的股票是不利的，无论是由于我们以相对于我们A类普通股当时的交易价格溢价出售我们的可能性降低还是其他原因。

我们的公司注册证书规定，优先股股东在法律允许的最大范围内，没有义务考虑其他股东的单独利益，并将包含限制优先股股东责任的条款。

在适用法律允许的最大范围内，我们的公司注册证书包含限制优先股股东所负责任的条款，并包含允许优先股股东优先考虑其自身利益及其控制人的利益的条款，而不是我们和我们普通股持有人的利益。我们的公司注册证书包含的条款规定，优先股股东在决定是否授权我们采取任何行动(或拒绝授权我们采取任何行动)时，没有义务考虑其他股东的单独利益(包括对这些股东的税务后果)，以及优先股股东不应对其他股东承担损害赔偿或公平救济责任，因为这些股东没有获得与该等决定相关的任何损失、负债或利益。

我们的公司注册证书包含一项条款，规定我们放弃在某些公司机会中的利益和预期，因为这些机会可能会阻止我们获得某些公司机会的好处。

“公司机会”原则规定，作为对公司及其股东忠诚义务的一部分，公司受托人不得将公平地属于公司的机会据为己有。因此，除非向公司和公司披露了该机会，否则公司受托人通常不会追求公司在财务上有能力从事的商业机会，而该商业机会的性质属于该公司的业务范围并对其具有实际利益，或者该公司在该商业机会中拥有实际或预期的利益，除非该机会被披露给该公司和该公司，否则该公司受托人一般不会寻求该商业机会，除非该机会被披露给该公司和该公司。

决定了它不会去追求这样的机会。然而，DGCL第122(17)条明确允许特拉华州的公司在其公司注册证书中放弃公司在向公司或其高级管理人员、董事或股东提供的特定商业机会或特定类别或类别的商业机会中的任何权益或预期，或在获得参与该等特定商业机会或特定类别或类别的商业机会的机会时放弃该等权益或期望，或放弃向该公司或其高级人员、董事或股东提供参与该等特定商机或特定类别商机的机会。

我们的公司注册证书包含一项条款，即在特拉华州法律允许的最大范围内，我们放弃在其高级管理人员、董事、优先股东或任何此类持有人的任何合作伙伴、经理、成员、董事、高级管理人员、股东、雇员或代理或关联公司不时获得的任何商业机会中的任何权益或预期，或放弃获得参与该等商业机会的机会。我们相信，这项旨在规定某些商业机会不受“企业机会”原则约束的条款是适当的，因为优先股东及其关联公司投资于众多公司，包括业务与我们类似的公司。由于这一规定，我们可能不会获得某些可能对我们和我们的股东有利的公司机会。

税收风险

如果OpCo成为一家上市合伙企业，作为一家公司在美国联邦所得税方面纳税，我们和OpCo可能会受到潜在的严重税收效率低下的影响。

我们打算使OpCo不会成为一家公开交易的合伙企业，作为一家公司在美国联邦所得税方面纳税。“公开交易合伙企业”是指其利益在成熟的证券市场上交易，或随时可以在二级市场或相当于二级市场上交易的合伙企业。在某些情况下，根据赎回权赎回OpCo单位或以其他方式转让OpCo单位可能会导致OpCo被视为上市合伙企业。适用的美国财政部法规规定，某些避风港不会被视为公开交易的合伙企业，我们打算这样做，使OpCo单位的赎回或其他转让有资格获得一个或多个此类避风港。举例来说，我们打算限制OpCo单位持有人的数目，而OpCo LLC协议对OpCo单位持有人转让其OpCo单位的能力作出限制，并让我们作为OpCo的管理成员，有权根据赎回权对OpCo单位持有人根据赎回权赎回其OpCo单位的能力施加限制(除已有的限制外)，以确保OpCo将继续被视为

如果OpCo成为一家上市合伙企业，作为一家公司在美国联邦所得税方面纳税，可能会给我们和OpCo带来严重的税务效率低下，包括因为我们无法向OpCo提交合并的美国联邦所得税申报单。

适用税收法律法规的变化可能会对我们的业务、经营结果、财务状况和现金流产生不利影响。

美国联邦、州、地方和非美国税法、政策、法规、规则、法规或条例可能在每种情况下对我们不利地解释、更改、修改或适用，可能具有追溯力，并可能对我们的业务、经营结果、财务状况和现金流产生不利影响。例如，已经提出了几项税收提案，如果获得通过，将对美国税法做出重大改变。这些建议包括(I)将适用于公司(如我们)的美国所得税税率从21%提高，(Ii)对某些公司的账面收入征收最低税率，以及(Iii)对公司回购股票将承担的某些公司股票回购征收消费税。此外，过去有立法建议，如果成为法律，将对影响石油和天然气行业的美国联邦和州所得税法律进行重大改变，包括(I)取消无形钻探和开发成本的立即扣除，(Ii)取消石油和天然气资产的百分比损耗津贴，以及(Iii)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。我们无法准确预测日后会否建议或制定任何这类法例修订，或如获通过，任何这类法例的具体条文或生效日期为何。美国税法的这些拟议变化如果被采纳，或其他类似的变化，将对我们的活动征收额外税收，或者减少或取消目前与天然气和石油勘探、开发或类似活动相关的扣除额，可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。

控制权的改变可能会限制我们对净营业亏损的使用。

截至2021年12月31日，出于联邦所得税的目的，我们有大约4.23亿美元的净营业亏损，即NOL，其中大部分已经受到守则第382节的限制。如果我们经历了进一步的“所有权变更”，根据《守则》第382条的规定，我们有能力抵销在

在所有权变更之前产生的NOL的所有权变更将是有限的，可能是实质性的。一般来说，所有权变更将对我们在未来任何纳税年度可以用来抵消应税收入的变更前NOL的金额设定年度限制，其金额一般等于所有权变更前我们的股票价值乘以美国国税局(IRS)定期公布的利率，称为长期免税利率。一般而言，如果一个或多个“5%股东”(根据守则的定义)在三年滚动期间的任何时候累计增加我们股票的所有权总数超过50个百分点，就会发生所有权变更。

一般风险

我们和我们的运营商的信息和计算机系统的丢失可能会对我们的业务造成不利影响。

我们严重依赖我们的信息系统和基于计算机的程序，包括我们的油井操作信息、地震数据、电子数据处理和会计数据，这些程序和系统的可用性和完整性对我们开展业务和运营至关重要。如果任何此类程序或系统受到网络攻击，失败或在我们的硬件或软件网络基础设施中制造错误信息，无论是由于电信故障、人为错误、自然灾害、火灾、破坏、硬件或软件故障或缺陷、计算机病毒、蓄意破坏行为或恐怖主义行为或类似行为或事件，我们可能产生的后果包括：通信链路中断；无法发现、生产、加工和销售石油及天然气；无法自动处理商业交易或从事类似的自动化或计算机化商业活动。任何这样的后果都可能对我们的业务产生实质性的不利影响。

恐怖袭击或武装冲突或由此产生的相关经济制裁可能会损害我们的业务。

涉及美国或其他国家的恐怖主义活动、反恐努力和其他武装冲突可能对美国和全球经济产生不利影响，并可能使我们无法履行我们的财政和其他义务。如果这些事件中的任何一种发生，由此产生的政治不稳定和社会动荡可能会减少对石油和天然气的总体需求，可能会对我们的服务需求造成下行压力，并导致我们的收入减少。石油和天然气相关设施可能成为恐怖袭击的直接目标，如果客户运营所需的基础设施被摧毁或损坏，我们的运营可能会受到不利影响。此外，从2022年2月开始，由于俄罗斯在乌克兰采取的行动，美国和其他国家开始对俄罗斯实施有意义的制裁。俄罗斯对此采取的这些制裁和行动可能会扰乱国际供应链、金融活动和业务，其全部成本、负担和限制目前尚不清楚，可能会变得非常严重。由于这些威胁，保险和其他保障的成本可能会增加，一些保险覆盖范围可能变得更难获得(如果有的话)。

我们的业务可能会受到安全威胁(包括网络安全威胁)和其他中断的负面影响，并受到有关隐私和数据保护的复杂且不断变化的法律法规的约束。

我们面临各种安全威胁，包括未经授权获取敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁；对我们的设施和基础设施或第三方设施和基础设施(如加工厂和管道)安全的威胁，以及来自恐怖分子或犯罪分子的威胁。这种潜在的安全威胁使我们的运营面临更大的风险，这可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。特别是，我们实施各种程序和控制来监控和缓解安全威胁，并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性，可能会导致资本和运营成本增加。此外，不能保证这些程序和控制足以防止安全漏洞的发生，特别是考虑到信息技术漏洞、攻击、中断和其他事件的时间、性质和范围的不可预测性。如果发生任何此类事件，都可能导致敏感信息、关键基础设施或对我们运营至关重要的能力的损失，并可能对我们的声誉、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。尤其是网络安全攻击正变得更加复杂，包括但不限于安装恶意软件、试图未经授权访问数据和系统、以及可能导致关键系统中断、未经授权发布机密或其他受保护信息以及损坏数据的其他电子安全漏洞。这些事件可能损害我们的声誉，并导致补救行动、业务损失或潜在责任造成的经济损失。虽然我们为某些安全和隐私违规行为提供保险, 我们可能不会投保适当的保险或保持足够的承保范围来补偿所有潜在的责任，并且我们可能不会以合理的条款继续获得此类保险(如果有的话)。

围绕数据隐私和保护的监管环境在不断发展，可能会发生重大变化。管理数据隐私和未经授权披露个人或机密的新法律法规

信息带来了越来越复杂的合规挑战，并可能提高我们的成本。任何不遵守这些法律和法规的行为都可能导致重大处罚和法律责任。我们继续监测和评估这些法律的影响，除了处罚和法律责任外，这些法律还可能带来巨额调查和合规成本，要求我们改变我们的业务做法，并在我们未能遵守任何此类适用法律的情况下为我们的业务承担重大潜在责任。

如果另一方声称我们侵犯了其知识产权，我们可能无法保护自己的知识产权或受到诉讼。

在我们的业务运营中，我们依赖某些知识产权。我们业务的市场成功在一定程度上将取决于我们是否有能力获得并执行我们在某些技术上的专有权利，保护我们的商业秘密和非公开信息的权利，以及在不侵犯他人专有权利的情况下运营。我们未来可能无法成功地保护这些知识产权，这些权利可能会被无效、规避或挑战。如果我们的任何知识产权被认定为无效或不可强制执行，我们的竞争优势可能会显著减少，从而增加对我们客户基础的竞争。如果我们的公司未能保护我们的专有信息，以及任何针对我们的知识产权诉讼或侵权诉讼成功，都可能对我们的竞争地位产生不利影响。我们在业务运营中使用的工具、技术、方法、程序和组件可能侵犯或被指控侵犯他人的知识产权。侵权索赔通常会导致巨额的法律和其他成本，并可能分散管理层对运营核心业务的注意力。根据第三方许可(如果有)支付特许权使用费，或者有义务重新设计我们的业务，都会增加我们的成本。这些发展中的任何一个都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。

有时，我们可能会卷入可能导致重大责任的法律程序。

与许多石油和天然气公司类似，我们在日常业务过程中不时涉及各种法律和其他诉讼，例如所有权、特许权使用费或合同纠纷、合规事项以及人身伤害或财产损害事项。这样的法律程序本质上是不确定的，其结果也无法预测。无论结果如何，由于法律费用、管理层和其他人员的分流以及其他因素，此类诉讼可能会对我们产生实质性的不利影响。此外，一个或多个此类诉讼的解决可能导致责任、合同或其他权利的丧失、处罚或制裁，以及需要改变我们的业务做法的判决、同意法令或命令。此类责任、处罚或制裁的应计费用可能不足，确定与法律和其他诉讼程序有关的应计费用或损失范围的判决和估计可能会在不同时期发生变化，这种变化可能是实质性的。

如果我们的一个或多个客户无法履行他们的义务，可能会对我们的财务业绩产生实质性的不利影响。

我们有因客户不付款或不履行义务而造成损失的风险。我们几乎所有的应收账款都来自我们向能源行业少数第三方销售石油和天然气。客户的集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能会受到经济和其他条件变化的类似影响。此外，我们的一些客户可能杠杆率很高，并受到自己的运营和监管风险的影响。如果我们的任何主要客户拖欠对我们的义务，我们的财务业绩可能会受到实质性的不利影响。

我们可能无法按有吸引力的条款处置非战略性资产，并可能被要求保留某些事项的负债。

我们定期审查我们的资产基础，以评估现有资产的市场价值与持有价值，以期优化已部署资本的回报。我们处置资产的能力可能会受到各种因素的影响，包括是否有买家愿意以我们可以接受的价格购买资产。卖家通常保留某些责任，或同意就某些事项赔偿买家。任何此类留存责任或赔偿义务的规模在交易时可能难以量化，最终可能是实质性的。此外，与剥离交易中的典型情况一样，第三方可能不愿解除我们在出售剥离资产之前提供的担保或其他信贷支持。因此，在出售后，如果资产的买方未能履行这些义务，我们可能仍然对担保或支持的义务承担次要责任。

我们的业务受到灾难性损失、运营风险和不可预见的中断以及其他破坏性风险的影响，我们可能没有为这些风险提供足够的保险。

我们的业务受到灾难性损失、运营风险、不可预见的中断和其他破坏性风险的影响，例如自然灾害、不利天气、事故、海上灾难(包括涉及海洋船只/码头的灾难)、火灾、爆炸、危险材料泄漏、恐怖或网络攻击、国内破坏、电力故障、机械故障以及其他我们无法控制的事件。这些事件可能导致人员受伤、生命损失、财产损失或破坏，以及我们业务的缩减或中断，并可能影响我们履行营销承诺的能力。

1B项。未解决的员工意见

没有。

项目3.法律诉讼

本公司可能会不时卷入因其正常业务运作而引起的诉讼及索偿。我们目前未发现管理层认为会个别或整体对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响的任何程序。

本公司作为石油和天然气资产的所有者和运营商，遵守与向环境排放材料和保护环境有关的各种联邦、州和地方法律和法规。除其他事项外，这些法律和条例可规定石油和天然气租赁承租人对作业产生的污染清理费用承担责任，并使承租人承担污染损害赔偿责任。在某些情况下，公司可能被指示暂停或停止在受影响地区的运营。该公司维持业内惯例的保险范围，尽管该公司并未对所有环境风险进行全面保险。

我们曾与环境保护局(EPA)接触，指控其在2016年至2018年期间违反了修订后的联邦水污染控制法案(Federal Water Pollution Control Act)。我们已经与EPA解决了这些指控，并在截至2020年12月31日的一年中记录了140万美元的负债和费用，所有这些都是在2021年支付的。

2022年2月14日，新墨西哥州能源、矿产和自然资源部石油保护部(“OCD”)向ConTango发出违规通知，原因是ConTango未能按照规定的最后期限提交C-115表格，并且有太多不活动的油井。强迫症已提议处以913,200美元的民事罚款，封堵和废弃某些不活跃的油井，并对我们的业务施加某些其他限制。各方正在讨论解决这一问题的办法。

在2021年7月26日提交了与合并交易有关的初步联合委托书声明/招股说明书之后，已向美国纽约南区地区法院提起了4起诉讼，在美国纽约东区提起了1起诉讼，每起诉讼都与合并交易有关(“股东诉讼”)：斯坦诉康探戈石油天然气公司等人，第1号：21-cv-06769(S.D.N.Y.2021年8月11日)(“斯坦行动”)；Prus诉ConTango Oil&Gas Co.，等人，No.1：21-cv-04656(E.D.N.Y.8.18,2021年8月18日)(“Prus诉讼”)；Whitfield诉ConTango Oil&Gas Co.，et al.，No.1：21-cv-0700(S.D.N.Y.2021年8月19日)(“Whitfield诉讼”)；Byerly诉ConTango Oil&Gas Co.，et al.，1：21-cv-07327(S.D.N.Y.8.31,2021年8月31日)(“Byerly action”)；Provost诉ConTango Oil&Gas Co.，et al.，1：21-cv-07874(S.D.N.Y.92021)(《教务长行动》)。每一起股东诉讼都将ConTango和ConTango董事会成员列为被告，惠特菲尔德诉讼将独立能源公司、LLC、OpCo、新月能源公司(f/k/a IE pubco Inc.)列为被告。和其他附属公司作为额外的被告。每宗股东诉讼均指称(其中包括)IE pubco Inc.于2021年7月26日提交的与合并交易有关的S-4表格注册声明(“注册声明”)是虚假和误导性的，及/或遗漏了据称对ConTango股东具有重大意义的某些资料，违反了1934年证券及交易法(经修订，“交易法”)第14(A)及20(A)节及其颁布的第14a-9条。除其他救济外，股东诉讼中的原告寻求禁止合并交易的禁令，除非和直到被告披露据称遗漏的重要信息。, 在已经执行的范围内撤销《康戈协定》(或裁决撤销损害赔偿)、命令被告对指控的不当行为造成的所有损害负责、裁决原告的律师费和专家费以及其他救济。Byerly诉讼还要求法院确定该诉讼是适当的集体诉讼，并证明Byerly为班级代表，他的律师为班级律师。2021年9月20日，法院将斯坦和惠特菲尔德诉讼与拜利诉讼合并。2021年10月13日，法院将教务长行动与拜利行动合并。Conango还收到了一封代表Catherine Coffman发出的要求信，Catherine Coffman据称是Conango的股东。这封信要求ConTango根据与Stein、Prus、Whitfield、Byerly和Provost诉讼中的基本相似的事实和法律论点，向投资者披露有关合并交易的补充信息。

2021年11月26日，为了避免股东诉讼推迟合并交易的风险，并尽量减少为股东诉讼辩护的费用，在不承认任何责任或不当行为的情况下，康泰戈和独立公司自愿进行了某些披露，以补充联合委托书/招股说明书中包含的披露。此后，原告提交了自愿解雇通知，驳回了惠特菲尔德和普鲁斯的诉讼。根据在合并诉讼中发布的时间表命令，原告必须在指定Byerly为合并诉讼中的主要原告的命令发布后10天内提交综合修订申诉。

我们认为股东诉讼是没有根据的，与个人和其他被告一起，打算针对股东诉讼进行抗辩；然而，新月会无法预测解决股东诉讼或其结果所需的时间和费用。未来还可能提起更多因合并交易而引起或与之相关的诉讼。

项目4.矿山安全信息披露

不适用

第II部

项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券

我们的A类普通股在纽约证券交易所挂牌交易，股票代码为“CRGY”。截至2021年1月31日，我们有122名登记在册的A类普通股股东和2名登记在册的B类普通股股东。我们的目标是未来向股东支付调整后EBITDAX的10%的股息，但股息的支付将取决于我们的收益水平、财务要求和其他因素，并将取决于我们的董事会、适用法律和我们现有债务文件的条款，包括循环信贷安排和优先债券的契约。

发行人及关联购买人购买股权证券

下表列出了我们在截至2021年12月31日的季度内回购A类普通股的相关信息。


期间	购买的股份总数(1)	每股平均支付价格	作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数	根据计划或计划可能尚未购买的股票的大约美元价值。
10/1/2021 - 10/31/2021	—	—	—	—
11/1/2021 - 11/30/2021	—	—	—	—
12/1/2021 - 12/31/2021	1,150,991	$16.03	—	—

(1) 包括从员工手中回购的A类普通股，以便员工履行在此期间获得的与基于股票的薪酬相关的预扣税款义务。

近期出售的未注册股权证券

在本年度报告所涵盖的期间，我们没有销售未注册的股本证券，这些证券以前没有在当前的Form 8-K报告或Form 10-Q季度报告中报告。

项目6.保留

项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

“管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析”(以下简称“MD&A”)旨在从管理层的角度对财务状况、经营业绩、流动性以及其他可能影响公司经营业绩的因素向财务报表读者提供说明。以下讨论和分析应与本年度报告第II部分第8项中的合并和合并财务报表及相关附注以及本年度报告第1A项中的“风险因素”一并阅读。以下信息更新了我们之前提交的文件中对我们财务状况的讨论，并分析了截至2021年12月31日至2020年12月31日的几年中运营结果的变化。请参阅我们的委托书/招股说明书(档号：

333-258157)，讨论和分析2020年12月31日至2019年12月31日终了年度业务成果的变化。以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的前瞻性陈述。前瞻性陈述取决于可能超出我们控制范围的事件、风险和不确定性。我们的实际结果可能与这些前瞻性陈述中讨论的结果大不相同。可能导致或导致这种差异的因素包括，但不限于，大宗商品价格波动、资本需求和以公司可接受的条款获得额外资金的不确定性、已实现的石油、天然气和天然气价格、未来石油、天然气和天然气生产的时间和数量、设备、供应、服务和合格人员的短缺，以及本年度报告下面和其他部分讨论的因素，特别是在“风险因素”和“关于前瞻性陈述的警示声明”中讨论的因素，所有这些因素都很难预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。除非适用法律另有要求，否则我们不承担公开更新任何前瞻性陈述的义务。

业务概述

我们是一家资本充足的美国独立能源公司，在较低的48个州的关键已探明盆地拥有资产组合，包括鹰福特(Eagle Ford)、落基山脉(Rockies)、巴尼特(Barnett)、二叠纪(Permian)和康涅狄格州中部(Mid-Conn)。

我们的方法包括以现金流为基础的投资授权，重点放在运营的工作权益上，并辅之以非运营的工作权益、矿产和特许权使用费权益、中游基础设施以及积极的风险管理战略。我们通过生产、开发和收购石油、天然气和天然气储备来实施我们的战略。

合并交易

2021年12月7日，我们完成了合并交易，根据合并交易，康丹戈的业务与独立的业务合并为一家名为新月能源公司的新上市控股公司。我们的A类普通股在纽约证券交易所上市，代码是“CRGY”。合并后的公司的结构是“UP-C”，我们的所有资产和业务(包括高级票据的发行者新月金融公司的资产和业务)以及ConTango公司的资产和业务都由我们作为OpCo的唯一管理成员和新月金融公司的间接唯一管理成员持有。前ConTango股东现在拥有我们A类普通股的股份，A类普通股对我们公司既有投票权，也有经济权利。独立公司的前所有者现在拥有OpCo单位和B类普通股，它们对我们公司拥有投票权(但没有经济上的)权利。我们是一家控股公司。我们唯一的物质资产是OpCo单位。我们是OpCo的唯一管理成员，负责与OpCo业务相关的所有运营、管理和行政决策，并综合OpCo及其子公司的财务业绩，包括高级票据的发行商新月财务。

在截至2021年12月31日的年度和月份，我们的业绩只包括合并交易中收购的资产的25天影响。

重组

于二零二零年八月，通过一系列交易，吾等进行了一项与泰坦收购有关的重组(“独立重组”)，该重组是在独立执行成员的指导下进行的，根据其于二零二零年八月十八日订立的经修订及重新签署的有限责任公司协议，KKR集团的联属公司先前拥有并由其共同控制的若干实体(“已出资实体”)向吾等作出贡献。财务报表包括自独立重组之日起缴入实体的账目，该日是我们在合并基础上取得缴入实体的控股权的日期。按照公认会计准则的要求，出资实体与独立重组相关的出资被视为共同控制下的实体的重组，其方式类似于权益汇集，所有资产和负债均按账面价值转移给我们。独立与OpCo于2021年12月7日合并(作为合并交易的一部分)也被视为共同控制下的实体重组。由于独立重组和合并交易导致报告实体发生变化，为了在独立重组和合并交易之前提供可比较的财务信息，我们的财务报表进行了追溯重写，以反映出资实体和我们的会计前身(“前身”)合并后的历史账目。

非控制性权益

我们记录了与我们子公司的第三方所有权权益相关的非控制性权益。与这些利益相关的收入或损失被归类为可归因于我们合并和综合经营报表上的非控制性利益的净收益(损失)。

2021年4月，作为2021年4月交易所的一部分，某些少数股权所有者将他们在Barnett盆地天然气资产中的100%权益换成了我们前身的9508套A类单位。由于我们已经合并了这些资产的结果，本次交易作为股权交易入账，并反映为从非控股权益到成员股权的重新分类，没有在交换中确认收益或损失。

于2020年12月，若干综合附属公司的非控股股权拥有人选择以该等个别综合附属公司的100%权益交换我们前身的220,421个A类单位(“2020年12月交易所”)。由于我们已经合并了这些子公司的业绩，这笔交易被计入从非控股权益到成员权益的6.574亿美元的重新分类，不在交易所确认收益或损失。

2020年8月，与独立重组有关，我们由第三方投资者拥有的合并子公司中的某些权益并未贡献给前身。自独立重组之日起，这些权益从成员权益重新分类为非控股权益，可归因于这些权益的所有收入和亏损从独立重组之日起至截至2021年12月31日的一年内被记录为可归因于非控股权益的净收入(亏损)。2021年5月，这些非控股股权被赎回，以换取第三方投资者在其合并子公司持有的标的石油和天然气权益中按比例分得的股份(“非控股股权剥离”)。此外，第三方投资者贡献了约3550万美元的现金，用于偿还我们的某些运营子公司历史上一直参与的各种协议(“先行信贷协议”)和其他债务项下未偿还的基础债务的比例份额。这些由第三方投资者拥有的某些合并子公司的所有权百分比从2.21%到7.38%不等。

新冠肺炎的影响

2020年初，世界卫生组织宣布新冠肺炎疫情为大流行。国际、联邦、州和地方当局的命令要求强制关闭各种学校、企业和其他设施和组织。自大流行开始以来，我们的劳动力远程工作了一段时间。远程工作不会显著影响我们维持运营的能力，也不会导致我们产生明显的额外费用。

2020年新冠肺炎病毒的最初传播对全球石油和天然气需求产生了负面影响，而自2021年初以来，国内疫苗接种计划的增加和新冠肺炎病毒传播的减少促进了经济的改善和大宗商品实现价格的上涨。然而，当前的价格环境仍然不确定，因为对新冠肺炎大流行和新出现的病毒变种的反应仍在继续演变。鉴于这些事件的动态性，我们无法合理估计新冠肺炎大流行和相关市场状况会持续多久。虽然我们使用衍生工具来部分缓解大宗商品价格波动的影响，但我们的收入和经营业绩在很大程度上取决于石油和天然气的现行价格。

收购、资产剥离和相关重组

收购和相关重组

于2022年2月，吾等与特拉华州有限责任公司Verdun Oil Company II LLC(“卖方”)订立会员权益购买协议(“购买协议”及其中拟进行的交易，“Uinta交易”)，据此吾等同意向卖方购买即将成立的德克萨斯州有限责任公司Uinta AssetCo，LLC的所有已发行及未偿还会员权益，该有限责任公司将持有EP Energy E&P Company，L.P.的所有勘探及生产资产及若干义务。Uinta交易完成后，卖方将获得总计约8.15亿美元的现金代价和某些套期保值的假设，但须受购买协议中规定的某些惯例购买价格调整的限制。

Uinta交易须遵守惯例成交条件，包括交易获美国联邦贸易委员会批准或根据高铁法案(定义见购买协议)任何适用等待期届满或终止，以及卖方与EP之间的交易结束，据此卖方将获得犹他州资产。

随着Uinta交易的完成，我们预计将对我们的循环信贷安排进行修订，其中包括将选定的承诺额增加到13亿美元。然而，我们不能保证我们将完成Uinta交易，也不能保证我们将对我们的循环信贷安排进行这样的修订。

于2021年12月，吾等向一名不相关的第三方收购若干主要位于德克萨斯州及新墨西哥州中央盆地平台的已营运生产石油及天然气物业，以及其他位于西南部二叠纪及波德河盆地的物业，总现金代价为6,040万美元，包括惯常的购买价格调整(“中央盆地平台收购”)。购买价格是使用手头现金和我们循环信贷安排下的借款(定义见附注8--债务)。我们将收购中央盆地平台作为资产收购入账。

2021年5月，我们的某些合并子公司赎回了由第三方投资者持有的此类子公司的非控股股权，以换取第三方投资者在其合并子公司持有的基础石油和天然气权益中的比例份额，这是“非控股股权剥离”的一部分。此外，第三方投资者贡献了约3550万美元的现金，用于偿还其在“优先信贷协议”项下未偿还的基本债务和其他债务中按比例分摊的债务。这些由第三方投资者拥有的某些合并子公司的所有权百分比从2.21%到7.38%不等。

于2021年4月，若干少数股东以其于Barnett盆地天然气资产的100%权益换取我们的A类单位9,508个，相当于我们综合拥有权的0.77%(“2021年4月交易所”)。由于我们已经合并了这些资产的结果，所以这笔交易被计入股权交易，并反映为从非控股权益到会员股权的重新分类，没有在2021年4月的交易所确认任何收益或损失。

2021年3月，我们从一家无关的第三方运营商手中收购了位于DJ盆地的石油和天然气矿产资产组合，总代价为6080万美元(“DJ盆地收购”)。收购DJ盆地的资金来自手头的现金和我们之前的信贷协议下的借款。我们将收购DJ盆地作为一项资产收购入账。

于2020年8月，吾等完成对Titan的收购，据此，吾等根据日期为2020年7月19日的由独立能源有限公司、Liberty Energy Holdings、LLC(“Liberty Holdco”)及其他各方订立的出资协议，收购Liberty Energy LLC(及其拥有的石油及天然气资产)的所有未偿还成员权益，代价是向Liberty Holdco主要拥有的一家实体发行于Liberty Energy LLC的若干成员权益。收购泰坦后，我们将Liberty Energy LLC更名为泰坦。Titan在二叠纪、DJ和Eagle Ford盆地的非生产和非生产石油和天然气资产中拥有一定的作业权益，其中包括DJ盆地Erie Hub收集系统的50%权益。作为Titan收购的一部分，在截至2020年12月31日的年度内，我们以我们前身的40万个A类单位的形式转移了4.551亿美元的股权对价。

资产剥离

2021年12月，我们与一家独立的第三方签订了转让、转让和卖单，其中包括出售俄克拉何马州佩恩县的某些生产物业以及石油和天然气租赁，以换取扣除成交调整后的现金对价430万美元。

2021年5月，我们与一家独立的第三方签署了一项买卖协议，其中包括出售Arkoma盆地的某些生产物业以及石油和天然气租赁，以换取扣除成交调整后的现金对价2210万美元。由于这笔交易，我们在截至2021年12月31日的年度合并和综合营业报表中确认了880万美元的资产出售收益。

2019年12月，我们签订了一份石油和天然气租约的定期转让合同，转让我们在密西西比海地层顶部至伍德福德地层底部之间的Midland和Ector县租约的所有权益，总奖金为790万美元，主要期限为四年，自2020年1月1日起生效。

于2019年9月，吾等与一名独立第三方订立买卖及交换协议，包括出售若干生产物业及交换Eagle Ford的石油及天然气租约，代价为1,520万美元及成交后额外结算代价180万美元。

环境、社会和公司治理倡议

我们致力于开发业界领先的ESG项目，并不断提高我们的ESG性能。我们认为ESG出色的业绩是一个机会，可以让新月会与我们的同行区别开来，提供更多进入资本市场的机会，降低风险，增强经营业绩，并使我们的利益相关者和我们开展业务的社区受益。2021年12月，我们发布了首份ESG报告，其中包括根据Value Reporting Foundation的SASB油气勘探与生产标准的关键绩效指标，并确定了我们的关键ESG优先事项。我们还成立了ESG咨询委员会，就ESG相关问题向管理层和新月能源公司董事会提供建议。我们正在努力通过实施激进的甲烷减排目标和消除常规燃烧等措施来减少温室气体(“GHG”)的排放。

我们如何评估我们的运营

我们使用各种财务和运营指标来评估我们的石油、天然气和NGL业务的表现，包括：

•销售量；

•商品价格和差价；

•营业费用；

•调整后的EBITDAX(非GAAP)；以及

•杠杆自由现金流(非GAAP)

发展规划和资本预算

我们的发展计划旨在优先考虑产生有吸引力的风险调整回报和有意义的自由现金流，并具有内在的灵活性，能够根据需要修改我们的资本计划，以应对当前的市场环境。

我们预计2022年资本计划将产生约3.75亿至4.25亿美元的资金，不包括收购资本和与收购相关的任何开发资本。我们的计划将70%到75%分配给我们的运营资产，主要是在鹰福特，15%到20%分配给非运营活动，大约10%分配给其他资本支出。我们预计将通过运营现金流为我们的2022年资本计划提供资金。由于我们资本计划的灵活性，以及我们98%的种植面积由产量持有的事实，我们可以根据各种因素选择推迟部分或全部计划资本支出，这些因素包括但不限于我们钻井活动的成功、石油、天然气和NGL的当前和预期价格以及由此产生的油井经济性、必要设备、基础设施和资本的可用性、所需监管许可和批准的接收和时间、季节性条件、钻井和收购成本以及其他利益所有者的参与程度。

收入来源

我们的收入主要来自出售我们的石油、天然气和NGL产品，受产量和实现价格的影响，不包括我们商品衍生品合同的影响。大宗商品的定价受到供求以及季节性、政治性和其他我们通常无法控制的条件的影响。由于生产量的变化或商品价格的变化，我们的收入在不同时期可能会有很大差异。下表说明了我们在上述每个时期的生产收入组合：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
油	62	%	69	%	75	%
天然气	25	%	21	%	17	%
NGLS	13	%	10	%	8	%

此外，我们中游资产的收入得到了商业协议的支持，这些协议建立了最低数量承诺。这些中游收入构成了我们中游和其他收入的大部分。截至2021年、2020年和2019年12月31日的每一年，中游和其他收入占我们总收入的6%或更少。

销售量

下表显示了我们酒店的历史销售量：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021	2020	2019
石油(MBbls)	13,237	13,132	13,752
天然气(MMCF)	89,455	78,541	73,747
NGL(MBbls)	6,099	5,078	5,188
总计(MBOE)	34,245	31,300	31,232
日平均值(MBOE/d)	94	86	86

在截至2021年12月31日的一年中，总销售量比2020年增加了2945 MBoe。增加的主要原因是Titan收购，贡献了额外的5,912 MBOe，以及DJ盆地收购、中央盆地平台收购和合并交易(合并后的“2021收购”)，贡献了额外的1,266 MBOe。我们其他资产的销售量下降了4,233 MB，主要是由于我们现有资产基础的自然下降，这是由于2020年为应对大宗商品价格低迷而减少了开发资本支出。

商品价格和差价

我们的经营结果取决于许多因素，特别是商品价格和我们有效销售产品的能力。

石油和天然气行业是周期性的，大宗商品价格可能波动很大。近年来，大宗商品价格出现了较大波动。新冠肺炎病毒的爆发以及欧佩克随后采取的某些行动导致原油价格从2020年上半年开始显着下降，并在很长一段时间内保持在大流行前的水平以下。尽管大宗商品价格在2021年期间上涨，但欧佩克的行动以及新冠肺炎大流行的持续影响仍然存在不确定性。

为了减少石油和天然气价格波动对收入的影响，我们定期通过各种交易就估计的石油、天然气和天然气产量的一部分签订衍生品合同，以确定收到的未来价格。我们计划继续进行经济对冲安排，以减少对大宗商品价格的短期敞口，保护现金流和企业回报，并保持我们的流动性。

下表列出了我们通过使用衍生品合约进行经济对冲的产量所占的百分比：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
油	81	%	81	%	74	%
天然气	83	%	76	%	81	%
NGLS	67	%	60	%	55	%

下表列出了NYMEX石油和天然气的平均价格以及我们在报告期间的平均实现价格：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
油(桶)：
纽约商品交易所平均价格	$	68.04	$	39.40	$	57.03
已实现价格(不包括衍生产品结算)	66.71		37.45		57.14
已实现价格(包括衍生品结算) (1)	53.07		48.85		53.92
天然气(McF)：
纽约商品交易所平均价格	$	3.91	$	2.08	$	2.63
已实现价格(不包括衍生产品结算)	3.96		1.90		2.35
已实现价格(包括衍生品结算)	3.06		2.32		2.41
NGL(BBL)：
已实现价格(不包括衍生产品结算)	$	30.42	$	13.77	$	16.67
已实现价格(包括衍生品结算)	19.15		16.61		19.18

(1)截至2021年12月31日的年度，已实现价格不包括我们与2022年和2023年日历年相关的某些未平仓衍生石油商品合约在2021年6月以1.987亿美元结算的影响。结算后，我们以当时的市场价格签订了新的商品衍生品合约。

行动结果：

截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度比较

收入

下表提供了我们收入的组成部分、各自的平均实现价格和所指时期的净销售额：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		$CHANGE		%变化
收入(以千为单位)：
油	$	883,087	$	491,780	$	391,307	80	%
天然气	354,298		149,317		204,981		137	%
天然气液体	185,530		69,902		115,628		165	%
中游和其他	54,062		43,222		10,840		25	%
总收入	$	1,476,977	$	754,221	$	722,756	96	%
衍生产品结算影响前的平均实现价格：
石油(美元/桶)	$	66.71	$	37.45	$	29.26	78	%
天然气(美元/mcf)	$	3.96	$	1.90	$	2.06	108	%
NGL($/Bbl)	$	30.42	$	13.77	$	16.65	121	%
总计(美元/BOE)	$	41.55	$	22.72	$	18.83	83	%
净销售额：
石油(MBbls)	13,237		13,132		105		1	%
天然气(MMCF)	89,455		78,541		10,914		14	%
NGL(MBbls)	6,099		5,078		1,021		20	%
总计(MBOE)	34,245		31,300		2,945		9	%
日均净销售量：
油量(MBbls/d)	36		36		—		—	%
天然气(MMcf/d)	245		215		30		14	%
NGL(MBbls/d)	17		14		3		21	%
总计(MB/d)	94		86		8		9	%

石油收入。与2020年相比，2021年石油收入增加了3.913亿美元，增幅为80%，这是由于实现油价上涨3.874亿美元(增幅78%)和销售量增加390万美元(0.3Mbl/d，增幅1%)。销售额的增长主要是由我们的Titan收购(增加的1708亿美元)和我们的2021年收购(增加的430亿美元)推动的，但由于2020年开发资本支出的减少导致我们现有资产的自然下降，这部分抵消了这一增长。

天然气收入。与2020年相比，2021年天然气收入增加了2.05亿美元，增幅为137%，原因是实现天然气价格上涨了1.843亿美元(增幅为108%)，销售量增加了2070万美元(30MMcf/d，增幅为14%)。价格上涨的部分原因是2021年2月的严重冬季风暴，销售额的增长主要是由我们收购Titan(增加的15,807MMcf)和我们的2021年收购(增加的4060MMcf)推动的，但被我们现有资产的自然下降部分抵消。

NGL收入。与2020年相比，2021年NGL收入增加了1.156亿美元，增长了165%，这是由于实现的NGL价格上涨了1.015亿美元(增长了121%)和销售量增加了1410万美元(3MBbl/d，增长20%)。销售额的增长主要是由我们的Titan收购(增加的1570亿美元)和我们2021年的收购(159亿美元)部分抵消了我们现有资产的自然下降。

中游和其他收入。与2020年相比，2021年中游和其他收入增加了1,080万美元，增幅为25%，主要是由于收购Titan时收购的中游资产增加了430万美元的收入，租赁奖金收入增加了270万美元，中游加工收入增加了120万美元。

费用

下表汇总了我们在指定期间的费用，并包括以BOE为基础的演示文稿，因为我们使用此信息来评估相对于同行的业绩，并确定和衡量我们认为可能需要额外分析的趋势：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		$CHANGE		%变化
费用(千)：
运营费用	$	596,334	$	481,834	$	114,500	24	%
折旧、损耗和摊销	312,787		372,300		(59,513)		(16	%)
石油和天然气性质的减损	—		247,215		(247,215)		NM*
一般和行政费用	78,342		16,542		61,800		374	%
其他运营成本	5,775		9,958		(4,183)		(42	%)
总费用	$	993,238	$	1,127,849	$	(134,611)	(12	%)
每个BOE的费用：
运营费用	$	17.41	$	15.39	$	2.02	13	%
折旧、损耗和摊销	9.13		11.89		(2.76)		(23	%)
石油和天然气性质的减损	—		7.90		(7.90)		NM*
一般和行政费用	2.29		0.53		1.76		332	%
其他运营成本	0.17		0.32		(0.15)		(47	%)
每个BOE的总费用	$	29.00	$	36.03	$	(7.03)	(20	%)

*NM=没有意义。

运营费用。与2020年相比，2021年总运营费用增加了1.145亿美元，增幅为24%，主要受以下因素推动：

(i)与2020年相比，2021年的总租赁和资产运营费用增加了4820万美元，增幅为20%。这一增长主要是由于2021年产量增加，部分原因是收购泰坦(Titan)，贡献了1640万美元，2021年的收购，贡献了1120万美元，以及某些成本与石油大宗商品价格挂钩，例如与我们在怀俄明州二氧化碳洪灾资产相关的二氧化碳购买成本。这些商品指数化的运营费用与石油商品价格同步变动，并被我们价格变现的变化部分抵消。

(Ii)与2020年相比，2021年的收集、运输和营销费用增加了1390万美元，增幅为8%。这一增长主要是由于产量增加以及与收购Titan相关的3580万美元的收集和加工费用增加所推动的，其中包括天然气和NGL组合较高的资产。这一增长被2020年与终止鹰福特业务中游合同相关的1200万美元的非经常性费用所抵消。此外，在2021年期间，我们与第三方运营商达成和解，收回我们在历史时期支付的340万美元有争议的收集费。

(Iii)与2020年相比，2021年产量和其他税收增加了4790万美元，增幅为78%，主要原因是石油和天然气收入增加，这增加了计算产量和其他税收的税收基础。

(Iv)由于修井活动增加，修井费用增加了450万美元，增幅为70%。

折旧、损耗和摊销。与2020年相比，折旧、损耗和摊销减少5950万美元，或16%，这是由于我们2020年减值比率的下降被我们收购Titan和2021年收购的总产量增加所抵消。

石油和天然气性质的损害。2020年，由于新冠肺炎疫情导致原油价格大幅下跌，我们记录了2.472亿美元的石油和天然气资产减值费用。我们在2021年或2019年没有记录减值费用。见第二部分第8项。“合并及综合财务报表附注- 附注6-公允价值计量“就2020年的减损问题进行更多讨论。

一般和行政费用。与2020年相比，2021年一般和行政费用增加了6180万美元，或374%，主要原因是我们的基于股权的薪酬增加了4070万美元，这主要是由于合并交易和由于修改ConTango股权分类PSU而确认的额外成本(见财务报表第8项)。附注13--奖励薪酬安排法律、会计和其他与非经常性交易有关的费用增加2 110万美元。


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		$CHANGE		%变化
一般和行政费用(千)
经常性一般和行政费用	$	14,359	$	14,339	$	20	—	%
非经常性费用和交易费用	24,064		3,000		21,064		702	%
基于股权的薪酬	39,919		(797)		40,716		5109	%
总费用	$	78,342	$	16,542	$	61,800	374	%

其他运营成本。其他运营成本包括中游运营费用、勘探费用和出售资产的收益。与2020年相比，2021年其他运营成本减少了420万美元，降幅为42%，主要原因是确认了2021年出售资产获得的880万美元收益，但被我们收购Titan的220万美元和2021年收购的160万美元的额外中游费用部分抵消。

利息支出

2021年，我们的利息支出为5070万美元，而2020年为3810万美元，增长33%。这一增长主要是由于与我们的优先信贷协议相关的递延融资费用在2021年5月被注销，以及与2021年4月发行的高级票据相关的利率上升所推动的。

衍生工具的损益

我们已经签订了衍生品合同，以管理我们对大宗商品价格风险的敞口，这些风险会影响我们的收入和可变利率债务的利率风险。2021年6月，我们使用手头的现金和从我们的循环信贷安排借入的1.6亿美元，以1.987亿美元结算了与2022年和2023年日历年相关的某些未偿还衍生品石油合同。下表列出了我们在所述期间的衍生品未实现和已实现收益(亏损)总额：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		$CHANGE		%变化
衍生品收益(亏损)(千)
商品衍生品的损益	$	(865,994)	$	205,645	$	(1,071,639)	(521	%)
利率衍生品收益(亏损)	(26)		(10,361)		10,335		(100	%)
衍生品的总收益(亏损)	$	(866,020)	$	195,284	$	(1,061,304)	(543	%)

调整后的EBITDAX(非GAAP)和杠杆自由现金流(非GAAP)

调整后的EBITDAX和杠杆自由现金流是我们管理层用来评估经营业绩的补充非GAAP财务指标。请参阅“—非GAAP财务指标” 下面一节介绍了它们的定义和应用。

下表显示了调整后的EBITDAX(非GAAP)和杠杆自由现金流(Non-GAAP)与净收益(亏损)的对账，净收益(亏损)是根据GAAP计算的最直接可比的财务指标：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		$CHANGE		%变化
(单位：千)
净收益(亏损)	$	(432,227)	$	(216,124)	$	(216,103)	100	%
调整以对帐调整后的EBITDAX：
利息支出	50,740		38,107
利率衍生品已实现(收益)亏损	7,373		12,435
所得税费用(福利)	(306)		14
折旧、损耗和摊销	312,787		372,300
勘探费	1,180		486
衍生品的非现金(收益)损失	330,368		(10,910)
石油和天然气性质的减损	—		247,215
非现金股权薪酬费用	39,919		(797)
(收益)出售资产的损失	(8,794)		—
其他(收入)费用	(120)		(341)
OpCo与管理层薪酬有关的某些可赎回非控制权益分配	(2,706)		—
交易和非经常性费用(1)	23,149		22,679
提前结算衍生品合约(2)	198,688		—
调整后的EBITDAX(非GAAP)	$	520,051	$	465,064	$	54,987	12	%
调整以调节杠杆自由现金流：
利息支出，不包括非现金递延融资成本摊销	(40,551)		(33,166)
利率衍生品已实现(收益)亏损	(7,373)		(12,435)
现行所得税拨备	(629)		(14)
OpCo的当期与税收相关的可赎回非控制性权益分配	—		—
石油和天然气性质的发展	(194,828)		(110,126)
杠杆自由现金流(非GAAP)	$	276,670	$	309,323	$	(32,653)	(11	%)

(1)在截至2021年12月31日的一年中，2310万美元的交易费用主要与非控股权益剥离、2021年4月交易所和合并交易产生的法律、咨询和其他费用有关，但与中游法律和解相关的340万美元部分抵消了这一费用。截至2020年12月31日的年度的2270万美元的交易费用包括：(I)790万美元与独立公司的成立、泰坦收购和相关重组交易有关；(Ii)1200万美元用于终止鹰福特业务的中游合同；(Iii)190万美元的遣散费；以及(Iv)90万美元用于解决特许权使用费所有者诉讼。.

(2)代表与2022年和2023年日历年相关的未平仓衍生品石油商品合约在2021年6月结算。结算后，我们以当时的市场价格签订了新的商品衍生品合约。

与2020年相比，2021年调整后的EBITDAX增加了5500万美元或12%，主要是由于(I)实现价格和(Ii)Titan收购和我们2021年收购推动的销售额增加了与我们的石油、天然气和NGL生产相关的收入。这一增长被产量和大宗商品价格上升带来的租赁运营费用和生产税的相应增加，以及与2020年相比，2021年我们的大宗商品衍生品的已实现亏损部分抵消。

与2020年相比，2021年杠杆自由现金流减少了3270万美元，降幅为11%，这主要是由于大宗商品价格上涨后与2021年开发活动相关的资本支出增加了8470万美元，但部分被调整后EBITDAX增加5500万美元所抵消。

流动性和资本资源

我们的主要流动资金来源是循环信贷安排下运营和借款的现金流。我们的资本主要用于向股东分红、偿还债务、开发我们现有的资产和收购。

我们的发展计划旨在优先产生有意义的自由现金流、诱人的风险调整回报，并具有内在的灵活性，能够根据需要扩大我们的资本计划，以对现有市场环境和持续的资产表现做出反应。我们的2021年资本计划反映了这种灵活性；我们在2021年下半年发生的资本支出高于2021年上半年，因为我们选择随着大宗商品价格环境的改善而增加资本支出。

我们计划继续我们达成经济对冲安排的做法，以减少大宗商品价格短期波动的影响，以及由此对我们运营现金流的影响。我们重点风险管理工作的一个关键原则是积极的经济对冲战略，以缓解短期价格波动，同时保持对基础大宗商品价格的长期敞口。我们的大宗商品衍生品计划专注于在有关现有资产再投资或新收购的投资决策最终敲定时签订远期大宗商品合同，瞄准预期产量的一部分进行经济对冲，并随着时间的推移为我们的生产基础增加增量衍生品。我们的活跃衍生品计划使我们能够在大宗商品周期中保住资本，保护利润率和公司回报。有关与我们的衍生产品计划相关的风险的信息，请参阅第一部分第1A项。风险因素。

下表列出了我们在每个期间结束时的现金余额和未偿还借款：


	十二月三十一号，
(单位：千)	2021		2020
现金和现金等价物	$	128,578	$	36,861
长期债务	1,030,406		751,075

根据我们计划的资本支出、我们预测的现金流和预计的债务水平，我们预计将继续遵守我们债务协议下的公约。此外，根据目前的市场迹象，我们预计在正常业务过程中，将根据标题下随后描述的各种协议，履行对第三方的其他合同现金承诺。合同义务,” 认识到即使我们的业务计划假设发生变化，我们也可能被要求履行这些承诺。

现金流

下表汇总了我们在指定时期的现金流：


	截至十二月三十一日止的年度，
(单位：千)	2021		2020
经营活动提供的净现金	$	233,147	$	411,028
用于投资活动的净现金	(244,595)		(124,940)
融资活动提供的现金净额(用于)	105,145		(272,089)

经营活动提供的净现金。截至2021年12月31日止年度，经营活动提供的现金净额较2020年减少1.779亿美元，或43%，主要是由于与2021年6月提前结算若干未平仓石油商品衍生合约相关的现金支付1.987亿美元所致。

用于投资活动的净现金。截至2021年12月31日的一年中，投资活动中使用的净现金比2020年增加了1.197亿美元，增幅为96%，这主要是由于2021年收购中使用的1.151亿美元净现金和2940万美元的额外开发资本支出。2021年，我们剥离资产的额外现金收益为1640万美元，部分抵消了这些现金的使用。

融资活动提供(用于)的现金净额。截至2021年12月31日的一年，融资活动提供的净现金为1.051亿美元，而2020年用于融资活动的净现金为2.721亿美元。这一增长主要是由于2021年我们的债务借款超过偿还导致的现金净流入，而2020年长期债务偿还现金净流出为2.244亿美元。

债务协议

先前的信贷协议

我们的某些子公司与贷款人银团签订了优先信贷协议，最初的到期日在2022年至2024年之间。我们根据每个先行信贷协议能够借入的金额受到借款基数的限制，借款基数是基于我们的石油和天然气资产、已探明储量和总负债以及其他因素，并符合惯常的贷款标准。于2021年5月6日，吾等以发行优先票据及非控制权益分拆所得款项终止优先信贷协议，以及循环信贷安排下的借款(如下所述)。

优先信贷协议包含某些契约，限制支付现金股息、某些借款、出售资产、向他人贷款、投资、合并活动、商品互换协议、留置权和其他交易。我们在2020年12月31日和2019年12月31日以及通过2021年5月终止之前的信贷协议遵守了优先信贷协议的契约。

高级注释

2021年5月6日，新月金融发行了5.0亿美元的高级债券本金总额。该批高级债券的年息率为7.250厘，分别於每年五月一日及十一月一日派息，并於二零二六年五月一日期满。

优先债券为吾等的优先无抵押债务，就发行优先债券而发行的票据及担保与循环信贷安排下的借款及其所有其他未来优先债务具有同等的偿还权，并优先于其任何未来次级债务。优先票据由我们现有及未来为循环信贷安排提供担保的每间附属公司以优先无抵押方式提供担保。优先票据及担保实际上从属于吾等所有有担保债务(包括循环信贷安排下的所有借款及其他债务)，但以担保该等债务的抵押品价值为限，并在结构上从属于不为优先票据提供担保的任何未来附属公司的所有现有及未来债务及其他负债(包括贸易应付款项)。

我们可以选择在2023年5月1日或之后的任何时间，以一定的赎回价格赎回全部或部分优先债券。我们也可以在2023年5月1日前赎回高级债券本金总额的40%，现金数额不超过我们在某些股票发行中筹集的净收益，赎回价格相当于正在赎回的优先债券本金的107.250%，另加到赎回日(但不包括赎回日)的应计和未付利息(如果有的话)。此外，在2023年5月1日前，我们可能会赎回部分或全部优先债券，赎回价格相等于债券本金的100%，另加到赎回日(但不包括赎回日)的应计及未付利息(如有)。

如果我们在评级下降的情况下遇到某些控制权的变化，高级债券的持有人可能会要求我们以一定的赎回价格回购全部或部分债券。高级债券并没有在任何证券交易所上市，我们亦不打算日后在任何证券交易所上市，而目前高级债券亦没有公开市场。

2022年2月，新月财务公司额外发行了本金总额为2亿美元的高级债券(“新债券”)。新债券是根据我们于2021年5月发行的5.0亿元债券而作为额外债券发行的，详情如下

上面。新债券将被视为单一系列，并将与高级债券作为一个类别一起投票。除发行日期、发行价和首期利息外，新债券与高级债券具有相同的条款和条件。

循环信贷安排

在发行高级票据方面，新月金融公司与北卡罗来纳州富国银行(Wells Fargo Bank，N.A.)签订了一项信贷协议(经修订、重述或以其他方式修改)，作为贷款人和信用证发行方的行政代理，并不时与贷款人签订了一项信贷协议(经修订、重述或以其他方式修改)。循环信贷安排下的初始承诺额和借款基数分别为5.0亿美元和8.5亿美元。循环信贷安排将于2025年5月6日到期。2021年9月，我们对循环信贷安排进行了第一次修订，其中包括将我们的承诺额从5.0亿美元增加到7.0亿美元，将我们的借款基数从8.5亿美元增加到13亿美元，并允许发行最多3亿美元的额外优先票据(包括上述新票据)，而不会导致我们的借款基数减少。截至2021年12月31日，循环信贷机制下的未偿还借款为5.43亿美元，未偿还信用证为2070万美元。

随着Uinta交易的完成，我们预计将对我们的循环信贷安排进行修订，其中包括将选定的承诺额增加到13亿美元。然而，我们不能保证我们将完成这笔交易，也不能保证我们将对我们的循环信贷安排进行这样的修订。

循环信贷安排下的借款根据借款人的选择，按美元替代基准利率(基于最优惠利率、联邦基金有效利率或调整后的LIBOR)加上适用保证金或LIBOR，再加上适用保证金计息。适用的保证金根据我们当时的借款基础利用率而有所不同。未使用的循环承付款的应付费用为每年0.50%。截至2021年12月31日，我们未偿还贷款的加权平均利率为3.125%。

借款基数须于每年4月1日及10月1日左右按计划每半年重新厘定一次，以及(I)在任何连续12个月期间内，应吾等的要求作出不超过两次的选择性借款基数中期重新厘定，或在任何连续12个月的期间内，应所需贷款人的要求作出不超过一次的选择性借款基数中期重新厘定；及(Ii)在收购石油及天然气物业后，应吾等的要求作出选择性借款基数的临时重新厘定，而购买价格合计至少为当时有效借款基数的5.0%。借款基数将在以下情况下自动减少：(A)发行某些允许的次级留置权债务和其他允许的额外债务，(B)出售或以其他方式处置借款基数物业，如果合计净现值，以年息9%(“PV-9”)折现出售或处置的该等物业的价值超过当时有效借款基数的5.0%，以及(C)提前终止或抵销掉期协议(X)行政代理在厘定借款基数时所依赖的因素，或(Y)如如此终止的该等掉期协议的价值超过当时有效借款基数的5.0%，则为(Y)该等掉期协议的价值超过当时有效借款基数的5.0%，或(Y)该等掉期协议的价值超过当时有效借款基数的5.0%。

循环信贷安排项下的债务仍以吾等及担保人的几乎所有有形及无形资产(包括但不限于吾等及该等担保人所拥有的石油及天然气资产及相关资产及股权)的优先留置权作为抵押。在每次重新确定借款基数时，我们必须对构成借款基数财产的石油和天然气财产中至少85%的PV-9维持抵押。除某些例外情况外，我们的国内直接和间接子公司必须是循环信贷安排下的担保人。

循环信贷安排包含某些契约，限制在未遵守某些金融契约或未经贷款人事先同意的情况下支付现金股息、某些借款、出售资产、向他人贷款、投资、合并活动、商品互换协议、留置权和其他交易。我们须遵守(I)最高杠杆率及(Ii)截至每个财政季度最后一天计算的流动比率财务契约。循环信贷安排还包含陈述、担保、赔偿以及肯定和否定契约，包括与不支付本金、利息或费用有关的违约事件、作出或被视为作出的陈述或担保在任何重大方面的不准确性、违反契约、破产和无力偿债事件、某些不满意的判决和控制权变更。如果发生违约事件，而我们无法治愈此类违约，贷款人将能够加速到期，并行使其他权利和补救措施。

资本支出

我们的收购和开发支出包括收购已探明和未探明的资产、与开发我们的石油和天然气资产相关的支出以及其他资产增加。钻井、完井和再完井活动的现金支出列示为“石油和天然气属性的发展“在我们合并和合并的现金流量表上进行投资活动。

我们预计将通过运营现金流为我们的2022年资本计划提供资金。由于我们资产的生产性质，开发石油和天然气资产的资本支出的金额和时间基本上在我们的控制之内。我们全年定期评估我们的资本支出，并可以根据各种因素选择调整我们的投资，这些因素包括但不限于我们钻探活动的成功、石油、天然气和天然气的当前和预期价格、必要设备、基础设施和资本的可用性、所需监管许可和批准的收到和时间安排、季节性条件、钻探和收购成本以及其他利益所有者的参与程度。我们开发钻井计划的任何推迟或取消都可能导致探明储量和相关标准化措施的减少。这些风险可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大影响。

下表列出了我们的资本支出和相关指标，我们使用这些指标来评估我们在所述时期的业务：


	截至十二月三十一日止的年度，
(单位：千)	2021		2020		2019
石油和天然气属性的总体发展	$	194,828	$	110,126	$	315,430
应计项目和其他非现金调整的变动	(39,221)		16,038		23,216
用于石油和天然气资产开发的现金	155,607		126,164		338,646
用于收购石油和天然气资产的现金	115,076		—		—
非现金购置石油和天然气财产	647,579		454,599		—
收购和开发石油和天然气资产的总支出	$	918,262	$	580,763	$	338,646

在截至2021年12月31日的一年中，我们的石油和天然气资产的开发比截至2020年12月31日的一年更高。由于新冠肺炎疫情和欧佩克的行动导致整个2020年经历了低大宗商品价格环境，我们从2020年第二季度开始大幅削减开发资本支出，但随着大宗商品价格的回升，我们已于2021年恢复开发活动。我们在2021年使用1.151亿美元现金收购石油和天然气资产，主要与我们的DJ盆地和中央盆地收购有关，2021年和2020年与我们的合并交易和Titan收购相关的非现金收购分别为6.476亿美元和4.566亿美元(见我们的合并和合并财务报表—附注3-收购和资产剥离).

合同义务

下表列出了我们在2021年12月31日的重大合同义务：


(单位：千)	应在以下时间内到期一年		在此之后到期一年		总计
长期债务本金 (1)	$	—	$	1,043,000	$	1,043,000
衍生负债	253,525		133,471		386,996
资产报废义务 (2)	7,905		258,102		266,007
加工、运输和储存合同 (3)	105,606		303,143		408,749
总计	$	367,036	$	1,737,716	$	2,104,752

(1)长期债务是指我们截至2021年12月31日的未偿还借款，包括我们的优先票据(2026年5月1日到期)和我们循环信贷安排(2025年5月6日到期)下的借款。

(2)金额代表未来拆除和废弃我们的原油和天然气资产的估计贴现成本。见“合并及综合财务报表附注-附注9--资产报废义务“以进一步讨论我们的资产报废义务。

(3)金额包括根据长期协议将到期支付的款项，用于购买在正常业务过程中使用的商品和服务，以确保我们的天然气生产运输到市场，以及管道、加工和储存能力。

分红

我们的目标是未来向股东支付调整后EBITDAX的10%的股息，但支付将取决于我们的收益水平、财务要求和其他因素，并将取决于我们的董事会、适用的法律和我们现有债务文件的条款，包括优先债券的契约。

2022年3月9日，董事会批准向我们的股东支付2021年第四季度的季度现金股息，每股0.12美元，折合成年率为每股0.48美元。季度股息将于2022年3月31日支付给截至2022年3月18日收盘时登记在册的股东。

季度现金股息的支付取决于管理层对我们的财务状况、经营结果和与此类支付相关的现金流的评估，并经我们的董事会批准。鉴于目前的经济状况，管理层将按季度评估未来现金股息的任何增加。

关键会计估计

我们的重要会计政策在附注2-主要会计政策摘要，载于本年报第II部第8项。公司的合并和综合财务报表是根据公认会计准则编制的。编制合并和合并财务报表要求管理层作出影响报告的经营结果和财务状况的假设和估计。以下是管理层认为在编制合并和合并财务报表时应用GAAP最重要的会计政策、估计和判断的讨论。除其他外，这些会计政策可能涉及管理层的高度复杂性和判断力。此外，这些估计和其他因素，包括那些我们无法控制的因素，可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。

原油、天然气和天然气储量

该公司做出的最重要的估计之一是已探明的原油、天然气和天然气储量的估计。储量工程是对不能准确计量的经济可采油气储量进行估算的主观过程。我们的原油和天然气储量是基于已探明储量和风险加权可能储量的组合，需要做出重大判断。我们在储量估算中使用的技术包括递减曲线分析、生产动态统计分析、压力和速率不稳定分析、压力梯度分析、油藏模拟和体积分析。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量以及工程和地质解释的质量。此外，由于多种因素，可能有必要定期修订我们的估计储量和未来现金流，这些因素包括油藏动态、原油和天然气价格、成本变化、资本资金和钻探计划(包括我们的五年发展计划)、技术进步、新的地质或地球物理数据，或其他经济因素。因此，储量估计往往与最终开采的原油和天然气数量不同。我们无法预测未来储备修订的数量或时间。

在确定每个物业2021年12月31日的探明储量时，美国证券交易委员会发布的基准价格根据物业具体质量和地理位置的差异进行了调整。如果未来平均原油价格低于2021年12月31日用于确定已探明储量的平均价格，可能会对我们对已探明储量的估计和我们的业务价值产生不利影响。由于许多因素(包括未来原油价格和业绩修正)，很难估计任何潜在价格变化的幅度及其对已探明储量的影响。关于与我们估计探明储量有关的风险的进一步讨论，见第一部分，第1A项。风险因素。

已探明储量的估计是我们最重要的财务估计的关键组成部分，包括计算已探明原油和天然气属性的折旧、损耗和摊销(DD&A)和减值。

石油和天然气性质

石油、天然气生产活动按成功努力法核算。见本年度报告第II部分第8项“合并及综合财务报表附注-附注2-主要会计政策摘要以进一步讨论适用于成功努力会计方法的会计政策。

成功的努力方法本质上依赖于已探明的原油、天然气和天然气储量的估算。已探明储量的估计数量除其他因素外，影响某些成本是否资本化或支出，

折旧、耗尽或摊销为净收入的成本的数额和时间，以及关于石油和天然气生产活动的补充信息的列报。此外，通过生产用于测试减值的资产而产生的预期未来现金流，也在一定程度上取决于对净储备量的估计。

折旧、损耗和摊销

石油和天然气生产性质的DD&A是使用生产单位法在逐个油田的基础上确定的。在截至2021年12月31日、2020年12月31日和2019年12月31日的年度内，我们确认DD&A费用分别为3.128亿美元、3.723亿美元和3.112亿美元。

虽然以往储量估计的修订在历史上对折旧率和枯竭率没有重大影响，但任何已探明储量的减少，都可能导致未来DD&A费用的加速。在所有其他因素不变的情况下，如果已探明储量向下修正，我们记录DD&A费用的比率将增加，从而减少净收益。相反，如果已探明储量向上修正，我们记录DD&A费用的比率将会下降。然而，考虑到计算已探明储量所需的众多假设，敏感性分析是不可行的。此外，对上述某些假设(例如大宗商品价格)的任何不利调整都可能被其他假设(例如降低成本)的有利调整所抵消，正如我们在本行业历史上所看到的那样。

石油和天然气性质的减损

当事件及情况显示已探明及未探明之石油及天然气资产之账面值之可收回性可能下降时，已探明及未经探明之石油及天然气资产将会被检视是否减值。当确定触发事件时，我们将我们的石油和天然气资产的账面价值与我们的石油和天然气资产将产生的估计未贴现现金流进行比较，以确定账面金额是否可回收。若账面值超过估计的未贴现现金流，我们将减记石油和天然气资产的账面值至公允价值。用于确定公允价值的因素包括：

•对石油和天然气储量的估计以及预期的生产时间。我们的石油和天然气储量是基于已探明储量和风险加权可能储量的组合，需要做出重大判断。储量工程是一个主观的过程，它需要与石油和天然气的地下聚集、开发成本、未来的大宗商品价格以及未来的监管和政治环境相关的假设。这些假设中的任何重大差异都可能对储量的估计数量和价值产生重大影响，从而影响我们的石油和天然气资产的公允价值。我们对储量的估计有助于了解我们对未来石油和天然气产量的预期，这可能会与我们的实际产量有所不同。

•未来商品价格，这是基于一段时间内可公开获得的远期商品价格，然后在此后以2.5%的速度上涨。预计未来大宗商品价格的下降将降低我们石油和天然气资产的公允价值。

•未来资本需求，这是基于我们的内部预测，并得到我们石油和天然气资产产生的潜在现金流的支持。

•贴现率与实现预计现金流相关的风险相称，这是基于各种因素，包括市场和经济状况，以及运营和监管风险。

2020年3月，由于新冠肺炎疫情，原油需求大幅下降，导致政府主导的经济活动关闭。在2020年第二季度，随着原油价格的持续大幅下跌，疫情显然将继续下去，我们评估了我们的石油和天然气资产的减值，并在截至2020年12月31日的一年中记录了2.472亿美元的减值费用。由于有许多假设(例如储量、开发计划的速度和时间、商品价格、资本支出、运营成本、钻探和开发成本、通货膨胀和贴现率)可能对我们的估计产生重大影响，对我们公允价值计算中假设变化的敏感性进行估计是不可行的。对上述一些假设的不利调整可能会被其他假设的有利调整所抵消。例如，大宗商品价格持续下跌的影响可能会被较低的成本部分抵消。

在截至2021年12月31日和2019年12月31日的年度内，我们没有产生任何减值费用。

在企业合并中收购的物业

当没有足够的市场数据时，我们通过编制对生产石油和天然气的现金流的估计，来确定在交易中获得的已探明和未经探明的石油和天然气资产的公允价值，这些资产被计入企业合并。

原油、天然气和天然气储量。我们估计未来价格适用于估计的储量收购数量，并估计未来的运营和开发成本，以得出对未来净现金流的估计。对于分配给已探明储量的公允价值，未来现金流量净值使用在业务合并时确定的基于市场的加权平均资本成本利率进行贴现。在估计和评估未探明储量时，可能储量和可能储量的贴现未来净现金流因额外的风险加权因素而减少。对于在业务合并中收购的其他资产，我们使用现有成本和市场数据及/或估计现金流量的组合来确定公允价值。

用于确定收购物业公允价值的已探明储量大幅减少可能会导致该物业未来的减值。见上文“折旧、损耗和摊销：由于我们的公允价值计算的变化而进行敏感性分析的可行性”一节的讨论。

所得税

在合并交易之前，我们被组织为特拉华州有限责任公司和特拉华州有限合伙企业，并被视为美国联邦所得税的直通实体。因此，截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度，我们的税收拨备微乎其微。合并交易完成后，我们在OpCo的任何应税收入中的可分配份额须缴纳美国联邦所得税和州税。该公司记录的所得税金额需要对美国各地不同税收管辖区的复杂规则和条例进行解读。我们已确认暂时性差异、营业亏损和税收抵免结转的递延税项资产和负债。我们通常评估我们的递延税项资产的变现能力，如果部分或全部递延税项资产很可能无法变现，我们会减去该等资产的估值拨备。我们经常评估潜在的不确定税收头寸，如果需要，还会为这些金额建立应计项目。递延税项资产和负债(包括递延国家所得税资产和负债)的应计项目受到重大判断，并根据事实和情况的变化进行例行审查和调整。虽然我们认为我们的应计税额足够，但基于税务审计的影响、法律的变化以及未决或未来税务问题的解决，这些应计项目未来可能会发生重大变化。参考附注10--所得税有关详情，请参阅本年度报告第II部分第8项。

新修订的会计准则

见“合并及综合财务报表附注-附注2--主要会计政策摘要.”

非GAAP财务指标

我们“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”” 包括未按照美国公认会计准则计算的财务指标。这些非GAAP衡量标准包括以下内容：

•调整后的EBITDAX；以及

•杠杆自由现金流

这些是我们管理层用来评估我们的经营业绩和帮助我们做出投资决策的补充的非GAAP财务指标。我们相信，这些非GAAP财务指标的公布为投资者提供了关于我们的经营结果以及流动性和资本资源的更大透明度，这些指标对于业绩的逐期比较是有用的。

我们将经调整EBITDAX定义为扣除利息支出前的净收益(亏损)、利率衍生工具的已实现(收益)亏损、所得税支出、折旧、损耗和摊销、勘探费用、衍生产品合同的非现金收益(亏损)、石油和天然气资产减值、非现金股权补偿、其他长期资产的冲销、资产销售损失、其他(收益)支出、OpCo与管理层薪酬、交易和非经常性支出以及衍生产品合同的提前结算相关的某些可赎回非控制利息分配。我们相信，调整后的EBITDAX是一个有用的业绩衡量标准，因为它可以有效地评估我们与同行相比的经营业绩，而不考虑我们的融资方式、公司形式或资本结构。我们将上述项目从调整后EBITDAX的净收益(亏损)中剔除，因为这些金额在我们行业内可能会因资产的会计方法和账面价值、资本结构以及资产收购方法的不同而有很大差异。经调整的EBITDAX不应被视为根据GAAP确定的净收益(亏损)的替代指标，或比根据GAAP确定的净收益(亏损)更有意义，因为此类衡量标准是GAAP最具可比性的衡量标准。调整后的EBITDAX中不包括的某些项目是了解和评估公司财务业绩的重要组成部分，例如公司的资本成本和税负以及折旧资产的历史成本，这些都没有反映在调整后的EBITDAX中。我们对调整后EBITDAX的列报不应被理解为我们的结果不会受到不寻常或非经常性项目的影响。我们对调整后EBITDAX的计算可能不会

与其他公司的其他类似名称的衡量标准相同。此外，循环信贷安排和优先票据包括为遵守契约而计算调整后的EBITDAX。

我们将杠杆自由现金流定义为调整后的EBITDAX减去利息支出，不包括非现金递延融资成本摊销、利率衍生品的已实现收益(亏损)、当期所得税优惠(拨备)、OpCo进行的与税收相关的可赎回非控制性利息分配以及石油和天然气资产的开发。杠杆自由现金流不考虑收购所产生的金额。杠杆式自由现金流不是GAAP确定的业绩衡量标准。杠杆式自由现金流是我们的管理层和财务报表的外部用户(如行业分析师、投资者、贷款人和评级机构)使用的一种补充的非GAAP业绩衡量标准。我们相信杠杆自由现金流是一种有用的业绩衡量标准，因为它可以有效地评估我们的运营和财务业绩，以及我们的业务产生现金流的能力，这些现金流可用于降低杠杆率或分配给我们的股权持有人。杠杆式自由现金流不应被视为根据公认会计原则(GAAP)确定的净收益(亏损)的替代指标，或比根据GAAP确定的净收益(亏损)更有意义，因为这种衡量标准是GAAP中最具可比性的衡量标准，也不应被视为实际经营业绩或投资活动的指标。我们对杠杆自由现金流的计算可能无法与其他公司的其他类似名称的衡量标准相比较。

调整后的EBITDAX和杠杆自由现金流量应与我们根据公认会计原则编制的合并和综合财务报表中包含的信息一起阅读。

第7A项。关于市场风险的定量和定性披露

我们面临市场风险，包括商品价格和利率不利变化的影响，如下所述。以下信息的主要目的是提供有关我们潜在的市场风险敞口的定量和定性信息。市场风险是指因商品价格和利率的不利变化而产生的损失风险。这些披露并不意味着是预期未来损失的准确指标，而是合理可能损失的指标。

商品价格风险

我们的主要市场风险敞口在于我们为石油、天然气和NGL生产而获得的定价。

石油、天然气和NGL的价格几年来一直不稳定和不可预测，我们预计这种波动将在未来持续下去。我们产品的价格取决于许多我们无法控制的因素，例如全球经济实力和全球对我们生产的商品的供求情况。

为了减少石油、天然气和天然气价格波动对我们现金流的影响，我们定期通过各种交易就我们的某些石油、天然气和天然气生产签订商品衍生品合约，以限制未来价格波动的风险。我们重点风险管理工作的一个关键原则是积极的经济对冲战略，以缓解短期价格波动，同时保持对基础大宗商品价格的长期敞口。我们的对冲计划使我们能够保住资本，通过大宗商品周期保护利润率和公司回报，并将资本返还给投资者。未来的交易可能包括价格互换，即我们将收到产品的固定价格，并向合同交易对手支付可变的市场价格。此外，我们还可以进入领口，这样我们就可以获得超过固定价格的部分(如果有的话)。

超过浮动利率的下限或支付超过固定上限的浮动利率的超额部分(如果有的话)。这些经济对冲活动旨在限制我们对产品价格波动的短期敞口，并保持稳定的现金流、强劲的资产负债表和诱人的企业回报。

截至2021年12月31日，我们的衍生品投资组合的名义总价值约为18亿美元，我们的商品衍生品合约的公平市场价值为3.864亿美元的净负债。我们使用市场报价和定价分析的估值技术来确定我们的石油和天然气大宗商品衍生品的公允价值。投入包括公开可获得的价格和从第三方收集的数据汇编产生的远期价格曲线。

根据我们在2021年12月31日的未平仓商品衍生品头寸，NYMEX WTI、布伦特原油价格、Henry Hub指数价格、NGL价格和基价假设增加或减少10%，将使我们的商品衍生品净头寸增加约2.137亿美元。公允价值的假设变化可能是收益，也可能是损失，这取决于商品价格是下降还是上涨。

衍生工具资产和负债在综合资产负债表中分类为风险管理资产和负债。我们使用衍生品工具，签订受国际掉期和衍生品监管的掉期合同

协会(“ISDA”)主协议。综合资产负债表上未抵销的金额指不符合在该等资产负债表上进行净额结算的所有条件的仓位，例如法定可强制执行的抵销权或执行总净额结算安排。见财务报表附注，附注5-衍生品第二部分，项目8.本年度报告的财务报表，供进一步讨论。

交易对手和客户信用风险

我们的现金和现金等价物面临集中的信用风险。我们通过将这些资金投资于主要金融机构来管理和控制这一风险。我们的余额经常超过联邦保险的限额。

我们向各种类型的客户销售石油、天然气和天然气。授信是根据对我们客户的财务状况和历史付款记录的评估而发放的。未来是否有现成的石油、天然气和天然气市场取决于许多我们无法控制的因素，这些因素中没有一个是可以肯定预测的。

在截至2021年、2020年和2019年12月31日的一年中，我们的某些主要客户超过了总收入的10%。见第一部分，项目1和2.业务和财产“营销与客户“我们认为，失去任何一个客户都不会对其经营业绩产生实质性影响，因为石油、天然气和天然气都是市场稳固、购买者众多的可替代产品。

为将衍生工具的信贷风险减至最低，我们的政策是只与管理层认为有能力及具竞争力的市场庄家的信誉良好的金融机构订立衍生工具合约。此外，我们的ISDA允许我们与同一交易对手进行净头寸，以将信用风险敞口降至最低。我们交易对手的信誉将受到定期审查。

利率风险

截至2021年12月31日，我们有5.43亿美元的浮动利率债务未偿。假设未偿还金额不变，平均利率每增加或减少1%对利息支出的影响将约为2021年利息支出的增加或减少540万美元。

项目8.财务报表和补充数据

财务报表索引

新月能源公司


			页面
独立注册会计师事务所报告			87
合并和合并财务报表：
截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表			90
截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度的合并和合并经营报表			92
截至2021年、2020年和2019年12月31日的合并和综合权益变动表			93
截至2021年、2020年和2019年12月31日的合并和合并现金流量表			94
合并财务报表附注			95
财务报表明细表：
附表I-注册人的简明财务资料			132

独立注册会计师事务所报告

致新月能源公司股东和董事会

对财务报表的几点看法

我们已审核所附新月能源公司及其附属公司(“贵公司”)于二零二一年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日的综合资产负债表、截至二零二一年十二月三十一日止三年内各年度的相关合并及综合经营表、权益变动及现金流量，以及列于指数第8项的相关附注及附表(统称“财务报表”)。我们认为，这些财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及截至2021年12月31日的三年中每一年的经营结果和现金流量，符合美国公认的会计原则。

意见基础

这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在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以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和规定，我们必须与公司保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。该公司不需要，也不需要我们对其财务报告的内部控制进行审计。作为我们审计的一部分，我们被要求了解财务报告的内部控制，但不是为了表达对公司财务报告内部控制有效性的意见。因此，我们不表达这样的意见。

我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

关键审计事项

下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项，这些事项(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的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。

已探明的石油和天然气属性-石油和天然气储量-请参阅财务报表附注2和4

关键审计事项说明

该公司已探明的石油和天然气资产是在逐个油田的基础上使用基于估计的石油和天然气储量的生产单位法来耗尽的。该公司已探明石油和天然气储量的估计数量的开发需要管理层作出重大估计和假设，包括该公司在最初已探明储量预订后5年内将已探明的未开发储量转化为可生产资产的能力。截至2021年12月31日，已探明油气储量预估的14%归因于已探明未开发储量。

该公司聘请独立储备工程师，根据美国证券交易委员会S-X条例和其他美国公认的会计原则来源，独立设计或审计其已探明的石油和天然气数量。这些假设或工程数据的变化可能会对公司的估计储量、数量和损耗费用产生重大影响。截至2021年12月31日，已探明的石油和天然气资产余额为44.7亿美元，扣除累计折旧、损耗、摊销和减值。

鉴于管理层做出的重大判断，执行审计程序以评估公司估计的已探明原油和天然气储量，包括管理层关于在五年内将已探明的未开发储量转换为可生产资产的估计和假设，需要审计师高度的判断力和更大的努力程度。

如何在审计中处理关键审计事项

我们的审计程序涉及管理层对石油和天然气储量数量的重大判断和假设，包括以下内容：

•我们从以下几个方面评估了管理层估计储量的合理性：

•评估管理层专家、独立油藏工程师的经验、资格和客观性，包括用于估计石油和天然气储量数量的方法。

•将公司预计的石油和天然气储量未来产量与历史产量进行比较。

•通过与历史递减曲线估计值的比较，评价产量递减曲线的合理性。

•我们评估了管理层关于在五年内将已探明的未开发储量转化为可生产资产的估计和假设的合理性，具体做法如下：

•将已探明的未开发石油和天然气储量转换为已探明的已开发油气储量的历史转换与管理层对转换的预测进行比较。

•将管理层的预测与公司的钻探计划以及与钻探计划相关的资金可用性进行比较。

•评估已探明的未开发地点的预计开发日期是否在其原始预订日期的五年内。

•审核与管理层和董事会的内部沟通。

收购和剥离--ConTango合并--石油和天然气资产的估值--见财务报表附注2和3

关键审计事项说明

2021年12月7日，该公司完成了与康戈石油天然气公司(“康戈”)的全股票合并，总对价为6.546亿美元。公司管理层将收购ConTango作为一项业务合并进行了说明。因此，收购的资产和承担的负债根据收购日的估计公允价值入账，商誉记录超过净资产估计公允价值的转移对价。收购的主要资产是已探明的石油和天然气资产，公允价值为10.02亿美元，采用结合了未来石油和天然气价格、储量风险调整因素和贴现率的收入估值技术进行估计。管理层在估计所收购石油和天然气资产的公允价值时应用了重大判断和假设。

鉴于管理层作出的重大判断，包括使用先前关键审计事项中定义的管理层专家开发石油和天然气储量估计，在制定对未来石油和天然气价格、储量风险调整因素和适当贴现率的估计时，审计这些管理层的估计需要更高的审计师判断力和更大的努力程度，并使用具有专门技能和知识的专业人员。

如何在审计中处理关键审计事项

除了上一次重要审计事项中规定的程序外，我们的审计程序与估计所收购的石油和天然气资产估值中使用的风险调整系数、贴现率和未来石油和天然气价格有关，包括以下内容：

•在我们公允价值专家的协助下，我们通过与第三方出版物进行比较，评估管理层使用的与估计未来石油和天然气价格相关的重大假设的合理性，从而在现金流模型中评估未来石油和天然气价格的合理性。

•此外，在我们公允价值专家的协助下，我们通过以下方式评估了现金流模型中使用的准备金风险调整系数的合理性：

•评估准备金风险调整系数应用的数学准确性的适当性。

•将按准备金类别划分的准备金风险调整系数与行业出版物进行比较。

•最后，在我们公允价值专家的协助下，我们通过以下方式评估了贴现率的适当性：

•评估用于制定贴现率的数学模型的适当性。

•评估管理层选择的、用于选择折现率的指导方针，考虑到与公司经营的可比性。

•将选定的贴现率与公布的行业贴现率估计值进行比较。

•通过独立获取信息来估计贴现率的组成部分，包括债务资本成本、股权资本成本和债务权益比率，从而制定一系列独立的贴现率估计。

•将管理层选择的贴现率与独立估计的范围进行比较。

•重新计算贴现率计算的数学精度。

/s/ 德勤律师事务所(Deloitte&Touche LLP)

休斯敦，得克萨斯州

March 9, 2022

自2021年以来，我们一直担任本公司的审计师。


新月能源公司
合并资产负债表

	十二月三十一日， 2021		十二月三十一日， 2020
	(单位为千，共享和单位数据除外)
资产
流动资产：
现金和现金等价物	$	128,578	$	36,861
应收账款净额	321,855		111,821
应收账款-附属公司	20,341		—
衍生资产-流动	—		30,926
钻探进展	200		38,892
预付资产和其他流动资产	8,644		1,948
流动资产总额	479,618		220,448
物业、厂房和设备：
石油和天然气的成本价属性，成功的努力方法
证明了	6,043,602		4,910,059
未经证实	308,721		288,459
石油和天然气的成本价属性，成功的努力方法	6,352,323		5,198,518
现场及其他财产和设备，按成本价计算	144,318		138,371
财产、厂房和设备合计	6,496,641		5,336,889
减去：累计折旧、损耗、摊销和减值	(1,941,528)		(1,694,742)
财产、厂房和设备、净值	4,555,113		3,642,147
商誉	76,564		—
衍生资产-非流动资产	579		22,352
对股权关联公司的投资	15,415		—
其他资产	30,173		22,422
总资产	$	5,157,462	$	3,907,369






















财务报表附注是这些合并和合并财务报表的组成部分。


新月能源公司
合并资产负债表

	十二月三十一日， 2021		十二月三十一日， 2020
	(单位为千，共享和单位数据除外)
负债、可赎回的非控制性权益和权益
流动负债：
应付账款和应计负债	$	337,881	$	80,688
应付帐款-附属公司	8,675		9,019
衍生负债--流动负债	253,525		26,392
融资租赁债务--流动	1,606		—
其他流动负债	14,438		4,572
流动负债总额	616,125		120,671
长期债务	1,030,406		751,075
衍生负债--非流动负债	133,471		23,958
资产报废义务	258,102		106,403
递延税项负债	82,537		—
融资租赁债务--非流动	3,512		—
其他负债	13,652		12,102
总负债	2,137,805		1,014,209
承付款和或有事项(附注12)
可赎回的非控股权益	2,325,013		—
股本：
会员权益-A类单位，不是单位和1,220,421截至2021年12月31日和2020年12月31日的未偿还单位	—		2,716,892
A类普通股，$0.0001票面价值；1,000,000,000授权股份及43,105,376已发行及已发行的股份41,954,385截至2021年12月31日的流通股；不是截至2020年12月31日的已发行和已发行股票	4		—
B类普通股，$0.0001票面价值；500,000,000授权股份及127,536,463截至2021年12月31日发行和发行的股票；不是截至2020年12月31日的已发行和已发行股票	13		—
优先股，$0.0001票面价值；500,000,000授权股份及1,000截至2021年12月31日发行和发行的第一系列优先股；不是截至2020年12月31日的已发行和已发行股票	—		—
库存股，按成本价计算；1,150,991截至2021年12月31日的A类普通股和不是截至2020年12月31日的A类普通股	(18,448)		—
额外实收资本	720,016		—
累计赤字	(19,376)		—
非控制性权益	12,435		176,268
总股本	694,644		2,893,160
总负债、可赎回的非控股权益和权益	$	5,157,462	$	3,907,369

财务报表附注是这些合并和合并财务报表的组成部分。

新月能源公司

合并和合并业务报表


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位为千，每股除外)
收入：
油	$	883,087	$	491,780	$	785,750
天然气	354,298		149,317		173,386
天然气液体	185,530		69,902		86,473
中游和其他	54,062		43,222		41,631
总收入	1,476,977		754,221		1,087,240
费用：
租赁经营费	243,501		202,180		255,106
修井费用	10,842		6,385		9,789
资产运营费用	45,940		39,023		40,364
集、运、销	187,059		173,122		142,214
生产税和其他税	108,992		61,124		88,696
折旧、损耗和摊销	312,787		372,300		311,185
石油和天然气性质的减损	—		247,215		—
勘探费	1,180		486		469
中游运营费用	13,389		9,472		9,968
一般和行政费用	78,342		16,542		2,357
出售资产的收益	(8,794)		—		(22)
总费用	993,238		1,127,849		860,126
营业收入(亏损)	483,739		(373,628)		227,114
其他收入(费用)：
利息支出	(50,740)		(38,107)		(53,577)
其他收入(费用)	120		341		402
权益法投资收益	368		—		—
衍生工具的损益	(866,020)		195,284		(127,202)
其他收入(费用)合计	(916,272)		157,518		(180,377)
税前收益(亏损)	(432,533)		(216,110)		46,737
所得税优惠(费用)	306		(14)		(28)
净收益(亏损)	(432,227)		(216,124)		46,709
减去：可归因于前身的净(收益)亏损	339,168		118,649		(45,839)
减去：可归因于非控股权益的净(收益)亏损	14,922		97,475		(870)
减去：可赎回非控股权益的净亏损	58,761		—		—
可归因于新月能源的净亏损	$	(19,376)	$	—	$	—
每股净亏损：
A类普通股-基本普通股和稀释普通股	$	(0.46)
B类普通股-基本普通股和稀释普通股	$	—
加权平均未偿还股份：
A类普通股-基本普通股和稀释普通股	41,954
B类普通股-基本普通股和稀释普通股	127,536

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新月能源公司

合并和合并权益变动表

(单位：千)


	前身			新月能源公司
	甲类单位	委员的权益		A类普通股			B类普通股			系列I优先股			库存股			额外实收资本		累计赤字		非控制性利息		总计
				股票	金额		股票	金额		股票	金额		股票	金额
2019年1月1日的余额	—	$	1,960,730	—	$	—	—	$	—	—	$	—	—	$	—	$	—	$	—	$	847,114	$	2,807,844
净收入	—	45,839		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		870		46,709
投稿	—	—		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		250		250
分配	—	(124,836)		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		(17,901)		(142,737)
2019年12月31日的余额	—	1,881,733		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		830,333		2,712,066
净亏损	—	(118,649)		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		(97,475)		(216,124)
投稿	—	4,704		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		—		4,704
分配	—	(61,421)		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		(1,146)		(62,567)
发行A类单位以换取出资实体	620	—		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		—		—
非控股权益的重新分类	—	(101,926)		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		101,926		—
发行A类单位以换取收购泰坦能源	380	455,081		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		—		455,081
2020年12月交易所	220	657,370		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		(657,370)		—
2020年12月31日的余额	1,220	2,716,892		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		176,268		2,893,160
可归因于前身的净亏损	—	(339,168)		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		—		(339,168)
投稿	—	7,275		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		35,460		42,735
分配	—	(35,331)		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		(1,175)		(36,506)
非控股权益剥离	—	—		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		(121,872)		(121,872)
2021年4月交易所	10	62,051		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		(62,051)		—
回购非控制性权益	—	—		—	—		—	—		—	—		—	—		—		—		(2,462)		(2,462)
合并交易	(1,230)	(2,411,719)		43,105	4		127,536	13		1	—		—	—		712,341		—		—		(1,699,361)
净亏损	—	—		—	—		—	—		—	—		—	—		—		(19,376)		(14,922)		(34,298)
扣除预扣税后的基于股权的薪酬	—	—		(1,151)	—		—	—		—	—		1,151	(18,448)		23,987		—		3,189		8,728
与库存股回购相关的OpCo单位的注销	—	—		—	—		—	—		—	—		—	—		(16,091)		—		—		(16,091)
可归因于OpCo所有权变更的递延税金变化	—	—		—	—		—	—		—	—		—	—		(221)		—		—		(221)
2021年12月31日的余额	—	$	—	41,954	$	4	127,536	$	13	1	$	—	1,151	$	(18,448)	$	720,016	$	(19,376)	$	12,435	$	694,644

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新月能源公司

合并和合并现金流量表


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
经营活动的现金流：	(单位：千)
净收益(亏损)	$	(432,227)	$	(216,124)	$	46,709
对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整：
折旧、损耗和摊销	312,787		372,300		311,185
石油和天然气性质的减损	—		247,215		—
递延所得税(福利)	(935)		—		—
出售石油和天然气资产的收益	(8,794)		—		(22)
衍生品(收益)损失	866,020		(195,284)		127,202
衍生品结算时收到的现金净额(已支付)	(535,269)		186,495		(22,743)
非现金股权薪酬费用	39,919		(797)		(2,721)
债务发行成本和折价摊销	7,647		4,941		4,730
债务发行成本的冲销	2,541		—		—
其他长期资产和其他资产的核销	(928)		(29)		3,909
营业资产和负债变动情况：
应收账款	(71,301)		14,652		24,104
应收账款-附属公司	(20,333)		—		—
预付资产和其他流动资产	39,986		17,886		(1,088)
应付账款和应计负债	31,110		(15,138)		(5,514)
应付帐款-附属公司	(358)		657		27
其他	3,282		(5,746)		(263)
经营活动提供的净现金	233,147		411,028		485,515
投资活动的现金流：
石油和天然气性质的发展	(155,607)		(126,164)		(338,646)
收购石油和天然气资产，扣除收购的现金	(115,076)		—		—
出售石油和天然气资产所得收益	25,723		9,362		15,798
购买受限投资证券(HTM)	(8,537)		(9,071)		(5,412)
限制性投资证券到期日(简写为HTM)	11,703		9,052		5,414
关联方和其他方到期的	(2,801)		(8,119)		(5,312)
用于投资活动的净现金	(244,595)		(124,940)		(328,158)
融资活动的现金流：
发行高级债券所得款项(扣除贴现)	490,625		—		—
循环信贷工具借款	702,000		—		—
循环信贷安排偿还贷款	(159,000)		—		—
支付发债成本	(14,611)		(3,333)		(1,619)
事先信贷协议借款	53,900		275,850		553,300
优先信贷协议还款	(804,975)		(496,875)		(564,900)
偿还合并交易中获得的债务	(140,000)		—		—
会员投稿	110		5,186		—
非控制性利息供款	35,460		—		250
回购非控制性权益	(2,462)		—		—
会员分布	(35,331)		(61,422)		(124,837)
非控制性利益分配	(1,695)		(1,145)		(17,901)
为股权补偿税预扣而获得的库存股支付的现金	(18,448)		—		—
因关联方及其他	(428)		9,650		2,515
融资活动提供(用于)的现金净额	105,145		(272,089)		(153,192)
现金、现金等价物和限制性现金净变化	93,697		13,999		4,165
期初现金、现金等价物和限制性现金	41,420		27,421		23,256
期末现金、现金等价物和限制性现金	$	135,117	$	41,420	$	27,421

财务报表附注是这些合并和合并财务报表的组成部分。

新月能源公司

合并和合并财务报表附注

(除了在每个脚注披露的上下文中注明的情况外，这些脚注披露的表格数据中所列的美元金额以数千美元为单位。)

除非另有说明或上下文另有说明，在合并交易之前，所有提及“我们”、“新月”和“公司”或类似表述的地方都是指新月能源OpCo LLC(f/k/a独立能源有限责任公司)及其子公司，出于会计目的，我们的前身是新月能源OpCo LLC(f/k/a Independent Energy LLC)。对于合并交易之后的时间段，这些术语指的是新月能源公司及其子公司。

NOTE 1 – 陈述的组织和基础

组织

我们是一家资本充足的美国独立能源公司，在下游已探明的关键盆地拥有资产组合48拥有可观现金流并由可预测的生产基数支持的国家。我们通过采用差异化的方法投资石油和天然气行业，寻求产生具有吸引力的风险调整后的投资回报和跨周期的可预测现金流。我们的方法包括以现金流为基础的投资授权，重点放在运营的工作权益上，并辅之以非运营的工作权益、矿产和特许权使用费权益和中游基础设施，以及积极的风险管理战略。我们通过生产、开发和收购原油、天然气和天然气液体(“NGL”)储备来推行我们的战略。我们在美国各地已探明的关键盆地保持着多样化的资产组合，包括鹰滩盆地、落基山脉盆地、巴尼特盆地、二叠纪盆地和中部康涅狄格州盆地。

我们已经对我们的组织和管理方式进行了评估，并仅确定了一可报告部门，即原油、天然气和天然气的勘探和生产。我们认为我们的收集、加工和营销职能是我们石油和天然气生产活动的辅助功能。我们所有的业务和资产都位于美国，我们的收入来自美国客户。

合并交易

2021年12月7日，我们完成了合并交易，根据合并交易，康丹戈的业务与独立的业务合并为一家名为新月能源公司的新上市控股公司。我们的A类普通股在纽约证券交易所上市，代码是“CRGY”。合并后的新公司的结构是“UP-C”，我们的所有资产和业务都由新月会持有，新月会是新月会能源运营有限公司(“OpCo”)的唯一管理成员。新月为控股公司，其唯一重要资产由OpCo(“OpCo Units”)的单位组成。新月会是OpCo的唯一管理成员，负责与OpCo业务相关的所有运营、管理和行政决策。由于OpCo的单位持有人缺乏控股权的特征，OpCo被确定为可变利益实体。新月会被认为是OpCo的主要受益者，因为它既有权指导OpCo，也有权从OpCo获得利益。因此，新月会合并了OpCo及其子公司的财务业绩。OpCo的资产和负债基本上代表我们所有的综合资产和负债，但不包括管理协议下的某些流动和递延税项以及某些负债，定义如下附注14-关联方交易。中进一步讨论了与从OpCo转让资产有关的某些限制和契约附注8--债务。前ConTango股东现在拥有新月会A类普通股的股份，新月会拥有关于新月会的投票权和经济权利。我们的前身独立能源有限责任公司(Independent Energy LLC)的前所有者现在拥有经济的、无投票权的OpCo单位和相应的新月会B类普通股，这些单位对新月会拥有投票权(但没有经济上的权利)。

作为合并交易的结果，(A)独立的前业主拥有大约75%的OpCo，100占已发行新月B类普通股总数的百分比，大约75已发行新月能源A类普通股和新月B类普通股合计占总流通股的百分比；(B)ConTango的前股东拥有新月能源A类普通股，约占新月能源A类普通股25已发行新月A类普通股和新月B类普通股合计占已发行股票的百分比，(C)新月拥有约25%的OpCo单位。此外，独立能源聚合器LP是独立能源公司某些前所有者的附属公司，是新月会非经济系列I优先股的唯一持有者。0.0001每股面值，这使其持有人有权任命新月会董事会和某些其他批准权利。

陈述的基础

我们的合并和综合财务报表(“财务报表”)包括公司及其子公司在消除公司间交易和余额后的账目，并根据美国公认会计原则(“GAAP”)列报。我们没有所列期间的其他全面收益要素。

于2020年8月，通过一系列交易，我们进行了与Titan收购相关的重组(“独立重组”)(定义见附注3-收购和资产剥离)，在我们管理成员的指导下执行(定义见我们于2020年8月18日修订和重新签署的有限责任公司协议)，根据该协议，以前由Kohlberg Kravis Roberts&Co.(“KKR集团”)的关联公司拥有和共同控制的某些实体(“已出资实体”)被出资给我们。财务报表包括自独立重组之日起缴入实体的账目，该日是本公司在合并基础上取得缴入实体的控股权的日期。按照公认会计准则的要求，出资实体与独立重组相关的出资被视为共同控制下的实体的重组，其方式类似于权益汇集，所有资产和负债均按账面价值转移给我们。独立公司于2021年12月7日与OpCo合并，与合并交易相关，Isla合并也被视为共同控制下的实体重组。由于独立重组和ISLA合并导致报告实体发生变化，为了在独立重组和ISLA合并之前提供比较的财务信息，我们的财务报表进行了追溯重写，以反映在合并的基础上贡献的实体和我们的会计前身独立(“前身”)的历史账目。

新月是一家控股公司，其几乎所有业务都是通过其合并的子公司进行的，其中包括OpCo，该公司大约拥有25按新月度计算的百分比，约为75我们的可赎回非控股权益的持有者代表独立公司的前所有者，以及OpCo的全资子公司新月能源金融有限责任公司(CRELAURE Energy Finance LLC)。新月会和OpCo除了在新月会能源金融有限责任公司的投资外，没有其他业务，也没有实质性的现金流、资产或负债。

财务报表包括石油和天然气资产的不可分割的权益。我们通过在随附的合并资产负债表、合并和合并经营表以及合并和合并现金流量表中报告我们在资产、负债、收入、成本和现金流量中的比例份额来核算我们在石油和天然气资产中的份额。

NOTE 2 – 重要会计政策摘要

预算的使用

按照公认会计准则编制财务报表要求管理层利用影响财务报表日期的资产和负债额、或有资产和负债的披露以及报告期内收入和费用的报告金额的估计和假设。我们使用历史经验和各种其他假设和信息来制定我们的估计和判断，这些假设和信息在当时的情况下是合理的。对未来事件及其影响的估计和假设无法确切预测，因此，随着新事件的发生、获得更多经验、获得更多信息以及我们的运营环境发生变化，这些估计可能会发生变化。虽然我们认为编制财务报表时使用的估计和假设是适当的，但实际结果可能与这些估计不同。我们的重大估计包括收购资产和负债的公允价值、石油和天然气储量、已探明和未探明石油和天然气资产的减值以及衍生工具的估值。

现金和现金等价物

现金和现金等价物包括存放在商业银行账户中的现金和在购买之日购买的原始到期日不超过三个月的高流动性投资。现金和现金等价物由美国的主要金融机构维持。存放在这些金融机构的存款可能超过为此类存款提供的保险金额；但是，这些金融机构的财务稳定性受到定期监测，我们认为我们不存在任何重大违约风险。

受限现金

限制性现金包括专门用于特殊目的的资金，因此不能立即和一般使用。我们的大部分受限现金包括合同规定的用于支付未来的受限现金。

加州的某些油井被遗弃。限制性现金包括在我们资产负债表上的其他流动资产和其他资产中。

下表对我们资产负债表上显示的现金和限制性现金与现金流量表中显示的金额进行了对账：


	截止到十二月三十一号，
	2021		2020		2019
	(单位：千)
现金和现金等价物	$	128,578	$	36,861	$	19,894
限制性现金流	—		—		3,932
受限现金-非流动	6,539		4,559		3,595
现金总额、现金等价物和限制性现金	$	135,117	$	41,420	$	27,421

应收帐款

我们定期评估应收账款的可回收性，这些应收账款主要包括(I)我们石油、天然气和天然气生产的购买者以及(Ii)我们经营的物业的共同权益所有者应支付的金额。我们主要通过审查信用评级、财务报表和支付历史来监控我们的信用风险敞口。我们根据对每个交易对手信誉的评估来延长信用期限。一般来说，我们的石油和天然气应收账款是在生产后45至60天内收回的。我们的共同利息账单在收到账单后的一个月内收取，我们有能力扣留未来的收入分配，以追回我们共同利息账单的任何未付款。

由于采用ASU 2016-13，金融工具信用损失的计量，我们根据历史损失率分析，将信贷损失拨备定为主要基于历史损失率分析而预计无法收回的应收账款的可估算部分。我们根据应收账款未偿还的时间长度、历史催收经验以及当前和未来的经济和市场状况来估计无法收回的金额。我们在估计预期信贷损失时会考虑对未来经济状况的预测，特别是我们的交易对手无法在到期时偿还债务的可能性是否增加，并在必要时调整预期信贷损失拨备。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们对预期信贷损失和坏账的拨备并不重要。我们做到了不是在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，不产生与我们的应收账款相关的信用损失费用或坏账费用。我们有不是I don‘我没有任何与我们客户相关的表外信贷风险。

受限投资证券

我们持有美国国债，根据合同，这些证券必须留出，用于支付未来放弃加州某些油井的费用。由于这一限制，我们将这些投资证券报告为非流动证券，并将其纳入我们综合资产负债表中的其他资产。

我们在收购日对这些债务证券的投资进行分类，并在每个资产负债表日重新评估分类。我们将以积极意愿和能力持有至到期日的债务证券分类为持有至到期投资(“HTM”)，并以摊销成本计入这些投资。购买的溢价和折扣在证券到期前的剩余时间内摊销，摊销记录为利息收入的调整。在2021年12月31日和2020年12月31日，我们有账面价值为

$5.3百万美元和$8.5分别为百万美元。

石油和天然气性质

石油、天然气生产活动按成功努力法核算。根据这种方法，除钻探探井的成本外，勘探成本在发生时计入费用。如果发现已探明的储量，与成功钻探探井相关的成本将被资本化。归属于物业的资本化成本通过折旧、损耗和摊销(“DD&A”)计入营业费用。与开发已探明油田相关的干井成本被资本化。与钻探未发现探明储量的探井相关的成本、地质和地球物理成本以及某些非生产租赁成本一旦被评估并被确定为干井，将计入费用。我们产生了1美元的勘探费用1.2百万，$0.5百万美元，以及$0.5截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。

延迟租金和地面租金在发生时计入费用。收购石油和天然气资产中的矿产权益的成本和租赁收购成本在发生时资本化。如果在未开发的物业上发现已探明储量，租赁成本将转移到已探明的物业。

生产石油和天然气属性的资本化成本以逐个油田为基础，采用基于当前产量与估计总已探明石油、天然气和天然气净储量的比率的生产单位法进行消耗。已探明储量用于计算钻井和开发成本的损耗率，总探明储量用于计算租赁成本的损耗率。

于出售已探明物业或管道的全部或部分单位及相关设施后，成本及相关累计DD&A将从物业账目中扣除，并确认任何损益。

石油和天然气资产的预计拆除和废弃成本按其估计净现值资本化，并在相关已探明已开发储量的剩余寿命内按生产单位摊销。有关其他讨论，请参阅下面关于资产报废义务的讨论。

在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，我们确认的损耗费用为300.0百万，$364.7百万美元和$300.9分别为百万美元。

其他财产、厂房和设备

我们还有其他物业、厂房和设备，主要包括收集和加工设施、车辆、计算机硬件和软件、办公家具和设备、建筑物和租赁改进。其他财产、厂房和设备按成本记录，并在各自资产的估计使用年限内按直线折旧，其范围为三至三十年。租赁改进在其较短的经济寿命或租赁期限内摊销。维护和维修费用在发生的期间内计入。延长寿命或改善现有财产和设备的支出被资本化。

损伤

当事件及情况显示已探明及未探明之石油及天然气资产之账面值之可收回性可能下降时，已探明及未经探明之石油及天然气资产将会被检视是否减值。当确定触发事件时，我们将我们的石油和天然气资产的账面价值与我们的石油和天然气资产将产生的估计未贴现现金流进行比较，以确定账面金额是否可回收。我们在逐个字段的基础上执行此分析。若账面值超过估计的未贴现现金流，我们将减记石油和天然气资产的账面值至公允价值。用于确定公允价值的因素包括但不限于对储量的估计、未来商品价格、未来产量估计以及与实现预计现金流相关的风险相适应的贴现率。

2020年3月，由于冠状病毒病2019年(新冠肺炎)全球大流行以及由此导致的政府主导的经济活动关闭，原油需求大幅下降。在2020年第二季度，随着原油价格的持续大幅下跌，疫情显然将无限期地持续下去，我们评估了我们的石油和天然气资产的减值，并产生了#美元的减值支出。247.2在截至2020年12月31日的一年中，我们做到了不是截至2021年12月31日及2019年12月31日止年度不会产生任何减值支出。

钻探进展

根据我们的联合经营协议的要求，我们为我们非运营物业的某些D&C费用支付预付款。在2021年12月31日和2020年12月31日，我们有0.2百万美元和$38.9我们合并资产负债表上的未清偿预付款分别为100万美元。

权益法投资

如果一个实体是以有限合伙或有限责任公司的形式组织的，并且有单独的所有权账户，如果我们的所有权权益在3%到50%之间，我们通常使用权益法对我们的投资进行会计处理，除非我们的权益非常小，以至于我们几乎不能影响被投资人的运营和财务政策。对于所有其他类型的投资，如果我们的所有权权益在20%至50%之间，并且我们对被投资人的经营和财务政策施加重大影响，我们通常采用权益会计方法。我们消除了我们所占的比例份额

与股权关联公司交易的利润和亏损，只要该金额保留在我们的合并资产负债表(或我们的股权关联公司的资产负债表)上。

在权益法下，我们在每个被投资人净收入中的比例份额增加了我们的投资余额，而净亏损或收到股息则减少了我们的投资余额。在我们合并和合并的营业报表中，我们权益关联公司净收入的比例份额在权益法投资的收益(亏损)中作为一个单独的项目报告。

合并交易后，我们对Exaro Energy III，LLC(“Exaro”)和Lost Creek Gathering LLC(“Lost Creek”)有重大影响，但不控制。我们有一个37Exaro的%所有权权益和65Lost Creek的%所有权权益，但我们不控制该实体，因为我们的合作伙伴拥有实质性的参与权。因此，我们在Exaro的投资为$4.7百万美元和迷失的小溪10.7截至2021年12月31日，在我们的合并资产负债表中，有100万美元使用股权方法在股权附属公司的投资中入账。

其他长期资产

我们收购了某些长期共同利息应收账款，这些应收账款通过某些共同权益所有者的基础石油和天然气权益进行结算。这些长期应收账款的未付余额为#美元。1.2百万美元和$1.3截至2021年12月31日和2020年12月31日。我们确认了收购的长期联合利息应收账款的冲销总额为#美元。3.8截至2019年12月31日的年度合并和综合营业报表中的运营费用为100万美元。

可赎回的非控制性权益

关于合并交易，127.5向前独立业主发放了100万套OpCo公寓。独立公司的前所有者还拥有我们B类普通股的所有流通股。根据OpCo LLC协议，OpCo单位(本公司除外)的持有人可于本公司选择时赎回其全部或部分OpCo单位连同相应数目的B类普通股，以换取(A)A类普通股股份或(B)根据OpCo LLC协议的条款厘定的大致相等金额的现金。随着赎回的进行，相应数量的B类普通股将被注销。赎回选举被认为不在本公司的控制范围之内，因为B类普通股的持有者及其关联公司通过在董事会的直接代表控制本公司。因此，我们将OpCo的非控制性权益表示为永久股权以外的可赎回非控制性权益。可赎回非控股权益按账面价值或赎回金额中较大者入账，并对额外实收资本进行相应调整。

自合并交易之日起至2021年12月31日，我们对可赎回非控股权益的价值进行了如下调整：


	可赎回的非控股权益
	(单位：千)
截至2021年12月7日的余额	$	2,353,977
可赎回非控股权益应占净亏损	(58,761)
应计OpCo分配	(2,706)
扣除预扣税后的基于股权的薪酬	16,412
与库存股回购相关的OpCo单位的注销	16,091
截至2021年12月31日的余额	$	2,325,013

股东权益

A类和B类普通股

截至2021年12月31日，我们有41,954,385和127,536,463A类已发行普通股和B类已发行普通股。我们的A类普通股是公开交易的，而我们的B类普通股是100%的股份由独立报的前所有者持有。

作为合并交易的结果，(A)前独立业主拥有100占已发行B类普通股总数的百分比，大约75A类普通股和B类普通股发行总额的百分比

合计，以及(B)ConTango的前股东拥有A类普通股，约占25已发行A类普通股和B类普通股的百分比加在一起。

库存股

库存股代表我们在股票奖励授予时扣留的与员工应缴工资税预扣义务相关的股票。我们将作为库存股扣留的股票计入我们的综合资产负债表，并单独支付工资税义务。这些留存股份不是公开宣布的回购A类普通股计划的一部分，而是按成本核算。我们没有公开宣布的回购A类普通股的计划。

前身会员权益

在合并交易之前，独立二A类单位和B类单位形式的股权类别。甲类单位和乙类单位都被视为公用单位，并根据每个单位各自的拥有率按比例进行分配。在合并交易时，只发行和发行了A类单位。作为合并交易的结果，所有A类单位都交换了我们的B类普通股，没有A类单位或B类单位继续发行或发行。

非控股权益

2021年4月，某些少数投资者交换了100他们在巴尼特盆地天然气资产中的权益的百分比9,508我们前身的A类单位(“2021年4月交换”)。由于我们已经合并了这些资产的结果，本次交易作为股权交易入账，并反映为从非控股权益到成员股权的重新分类，没有在交换中确认收益或损失。

2020年12月，我们合并子公司的某些其他少数股东选择交换100其于该等个别合并附属公司的权益的百分比220,421我们的前身的A类单位(“2020年12月交换”)。由于我们已经合并了这些子公司的业绩，这笔交易被记为重新分类#美元。657.4从非控股权益转为会员权益，没有在交易所确认的收益或损失。

2020年8月，与独立重组有关，我们由第三方投资者拥有的合并子公司中的某些权益并未贡献给前身。自独立重组之日起，这些权益从成员权益重新分类为非控股权益，可归因于这些权益的所有收入和亏损从独立重组之日起记为可归因于非控股权益的净收益(亏损)。2021年5月，这些非控股股权被赎回，以换取第三方投资者在其合并子公司持有的标的石油和天然气权益中的比例份额(“非控股股权剥离”)。此外，第三方投资者贡献了大约#美元的现金。35.5偿还我们的优先信贷协议和其他债务项下未偿还的基础债务的比例份额。由第三方投资者拥有的这些特定合并子公司的所有权百分比范围为2.21%至7.38%.

下表披露了与非控股权益持有者的交易有关的我们在子公司的所有权权益变化对股本的影响：

100


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位：千)
可归因于新月能源及其前身的净收益(亏损)	$	(358,544)	$	(118,649)	$	45,839
从非控股权益转让(至)
与独立重组相关的前任成员股权减少	—		(101,926)		—
与2020年12月交易所相关的前身会员权益增加	—		657,370		—
与2021年4月交易所相关的前身会员权益增加	62,051		—		—
非控股权益的净转让(至)	62,051		555,444		—
可归因于新月能源及其前身的净收益(亏损)的变化和非控股权益的转移(至)	$	(296,493)	$	436,795	$	45,839

发债成本

我们将获得与我们的循环信贷安排相关的融资所产生的成本资本化，并将此类成本摊销为基础债务期限内的额外利息支出。这些成本包括支付给金融机构的费用和法律费用，并计入我们合并资产负债表中的其他资产。

收入确认

石油、天然气和天然气收入

我们在生产资产时持有经营性和非经营性工作权益以及矿产和特许权使用费权益，这些资产的作用如下：

经营的工作利益：我们负责油田的日常管理和运营，以及生产后运输、收集、加工和销售所需的谈判；我们将向第三方出售所产生的碳氢化合物的收益退还给非运营商，减去适用的联合运营协议中商定的成本。

非经营性工作利益：这些资产的运营商负责油田的日常管理和运营，以及生产后运输、收集、加工和销售所需的谈判；然后，运营商将所产生的碳氢化合物销售所得收益返还给非运营商，减去适用的联合业务协议中商定的成本。

矿产和特许权使用费权益：拥有一定比例的生产或租赁面积所产生的生产收入的所有权。这部分产量的所有者不承担任何勘探、钻探、生产、运营或与钻探和生产油气井相关的任何其他费用。矿产和特许权使用费权益可能要承担与采集、加工和销售相关的部分或全部后期生产成本。

我们以租赁方式出售石油生产，并收取商定的指数价格(扣除价差)。

根据我们的天然气合同，我们在合同指定的交货点向中游加工商交付天然气。中游加工商收集和加工天然气，然后销售并将收益汇给我们，从而销售残渣天然气和NGL。

我们的非运营生产由运营商销售，之后运营商将我们的生产份额出售给我们的净收益汇给我们。收益反映了制作后的费用，如收集、加工和在销售该产品时发生的其他费用。

履行义务

根据产品销售合同，每个产品单位通常代表一个单独的履约义务。我们在商品控制权转移到客户手中的时间点记录产品销售合同的收入。然而，非经营性工作利益的结算单可能在产品交付之日后30至60天才能收到，因此，我们需要估计交付给客户的产品数量和销售这些商品产品将收到的商品净价。

101

在本报告所述期间结束时，我们没有任何未履行的履约义务。我们与客户签订的合同通常包括基于与当地指数和当月交货量挂钩的月度定价的可变对价。我们与客户签订的合同的性质并不要求我们出于会计目的限制可变对价。

收入在确定可能不会发生重大逆转的程度上确认。我们记录我们的收入估计与从运营商收到付款当月实际收到的金额之间的差额。

激励性薪酬安排

激励性薪酬包括股票支付奖励和奖励现金奖金计划，发放给员工和非员工，以换取向我们提供的服务。股权分类股份支付奖励在授予日按公允价值确认，并在奖励有效期内摊销。负债分类股份支付奖励在和解前按公允价值重新计量。对于仅具有基于服务的归属条件的奖励，我们使用直线归因来确认补偿成本。对于包含市场或业绩条件的奖励，我们使用加速归因。我们的政策是在没收发生时予以承认。我们的一些合并子公司也发布了类似于现金奖金计划的激励奖励，薪酬成本是根据提供服务期间可能支付和确认的预期收益的现值来计算的，因此，我们的一些合并子公司也发布了类似于现金奖金计划的激励奖励，从而根据提供服务期间可能支付和确认的预期收益的现值来衡量薪酬成本。与现金红利计划类似的奖励也可能有基于市场或基于时间的归属条件，并包括在我们综合资产负债表的应付账款和应计负债中。

激励性薪酬成本在我们合并和合并的经营报表中作为一般和行政费用列示。看见附注13--奖励薪酬安排以供进一步讨论。

确定缴费计划

在合并交易的同时，我们将开始为我们的员工提供一个明确的供款401(K)计划(“401(K)计划”)，使我们的几乎所有员工受益。401(K)计划允许符合条件的员工缴纳递延税款，不超过美国国税局(Internal Revenue Service)设定的年度限额。该公司的贡献与100员工缴费的百分比，最高可达5薪酬的%，并立即授予现有员工。自2022年1月福利计划年度开始实施401(K)计划以来，本公司没有为截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度向该计划做出任何贡献；然而，本公司预计将在2022年向该计划作出贡献。

企业合并

我们确认在估计收购日收购的可识别资产和承担的负债的公允价值。公允价值是指在计量日期，在市场参与者之间进行有序交易时，出售一项资产将收到的价格，或在有序交易中转移一项负债将支付的价格。公允价值计量基于市场参与者的假设，而不是报告实体的假设。因此，特定于实体的意图不会影响公允价值的计量。这些公允价值在收购之日入账，并计入我们截至2021年12月31日和2020年12月31日的综合资产负债表。被收购企业的经营结果从收购之日起包含在我们合并和合并的经营报表中。

信用风险和集中度风险

我们将大量的石油、天然气和天然气产品出售给数量有限的买家。这种集中度有可能对我们的整体信用风险敞口产生积极或消极的影响，因为我们的购买者可能会受到经济、行业或其他条件变化的类似影响。如果这些交易对手未能支付应付给我们的款项，我们的财务状况和经营业绩可能会受到重大影响。

在截至2021年、2020年和2019年12月31日的一年中，以下买家占我们收入的10%以上：

102


	2021		2020		2019
SN EF Maverick，LLC	*		15.5	%	20.0	%
88%的石油	*		11.7	%	*
壳牌贸易美国公司	18.3	%	10.4	%	*
科基诺斯能源公司	*		*		18.1	%
BP Products北美	*		*		13.1	%

*购买者在本年度收入中所占比例不超过10%

我们相信，失去我们的任何买家都不会对我们营销未来石油和天然气生产的能力造成实质性的不利影响。

风险和不确定性

我们未来的财务状况、经营业绩和现金流取决于石油、天然气和天然气生产的需求和价格。这些价格在历史上一直是波动的，我们预计这种波动在未来还会继续，因为它们会受到石油、天然气和天然气供需相对较小的变化、市场不确定性以及各种我们无法控制的额外因素的影响而出现较大的波动。这些因素包括天气状况、政府法规和税收、替代燃料的价格和可获得性以及整体经济状况。石油、天然气或天然气价格的下降可能会对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生不利影响。较低的石油、天然气或天然气价格也可能减少经济上可以生产的石油、天然气和天然气的数量。

我们的收入主要来自对石油和天然气行业众多公司的无抵押销售；因此，我们的客户可能会受到行业内经济和其他条件变化的类似影响。

风险管理

我们定期签订衍生品合约，以管理我们对大宗商品价格和利率变化的敞口。这些衍生品合约可以采取远期合约、期货合约、掉期、掉期、套圈或其他期权的形式。我们不会将衍生合约用作投机用途，亦没有指定任何衍生工具作为会计用途的对冲工具。因此，我们未结算衍生品合约估值变化的未实现收益和亏损以及衍生品合约结算的已实现收益和亏损在我们的合并和综合经营报表中的衍生品收益(亏损)中报告。

该等衍生工具最初于衍生合约订立当日按公允价值记录，其后于每个报告日期按公允价值重新计量。衍生工具在公允价值为正时计入资产，当公允价值为负时计入负债，并根据金融工具的交割期分为流动和长期两类。如果抵销权存在，并且满足某些其他标准，与同一交易对手的衍生资产和负债将计入我们的综合资产负债表。

看见附注6-公允价值计量有关其他讨论的信息.

或有事件

某些情况可能存在于我们的财务报表发布之日，这些情况可能会给我们造成损失，但只有在未来发生或未能发生一个或多个事件时，这些情况才会得到解决。在编制财务报表时，管理层评估是否需要对这些或有事项进行会计确认或披露(如果有)，而这种评估本身就涉及判断。在评估与针对吾等的待决法律程序有关的或有损失或有可能导致该等诉讼的未声明索偿时，我们的管理层及法律顾问会评估任何法律程序或非声明索偿的感知价值，以及所寻求或预期寻求的济助金额的认知价值。

在适用的情况下，我们将在可能发生亏损且金额可以合理估计的情况下，为或有事项应计未贴现的负债。如果可以合理估计某一范围内的金额，并且该范围内的任何金额都不是比其他任何金额更好的估计金额，则应计该范围内的最低金额。当损失的可能性很大，但金额无法合理估计，或者认为只有合理的可能性或可能性很小时，我们不会记录或有负债。

103

对于可能出现不利结果且影响重大的或有事项，我们会披露或有事项的性质，并在可行的情况下，披露对可能损失或损失范围的估计。被认为遥远的或有损失通常不会披露。看见附注12--承付款和或有事项.

所得税

新月是一家控股公司，我们唯一的物质资产是OpCo单位。OPCO是一家合伙企业，通常不缴纳美国联邦和某些州的税收。新月会对我们在OpCo的任何应纳税所得额中的可分配份额缴纳美国联邦税和某些州税。OpCo产生的应税收入或亏损一般按我们在OpCo单位所有权中的比例分配和转嫁给新月，但与ConTango贡献的项目相关的活动和贡献前收益仅分配给新月除外。

我们记录的所得税数额需要对美国各地不同税收管辖区的复杂规则和条例进行解读。我们确认暂时性差异、营业亏损和税收抵免结转的递延税项资产和负债。当财务报表账面金额与现有资产和负债的计税基础之间存在差异时，就会出现暂时性差异，因为这些差异会产生未来期间的应税或可扣税金额。递延所得税资产和负债是根据适用于预期收回或结算这些临时差额的未来期间的制定税率计算的。税率变动对递延税项资产和负债的影响在税率变动颁布期间的收入中确认。当递延税项资产更有可能无法变现时，会为递延税项资产拨备估值拨备。有关所得税的其他信息，请参阅附注10--所得税.

ASC 740, 所得税，通过规定反映在财务报表中的税收状况的最低确认门槛，指定所得税不确定性的会计处理。如果确认，税收优惠将被衡量为最终结算时更有可能实现的最大税收优惠金额。管理层已经考虑了最终结算时可能实现的金额和结果的概率，并认为本公司记录的所得税优惠很有可能完全实现，或者在我们预测未来收入不足以确认递延税项资产的情况下，确认递延税项资产的估值拨备。

商誉

商誉是指企业合并转移的对价超过取得的可识别净资产公允价值的部分。我们每年测试商誉减值，如果事件或环境变化表明资产可能减值，我们会更频繁地测试商誉减值。

资产报废义务

ARO代表与未来放弃有形资产相关的法律义务，如油井、服务资产、管道和其他设施。吾等根据进行现场填海、拆除设施或封堵及废弃油井的责任的估计公允价值，记录ARO，并在发生ARO期间将石油及天然气资产的资产报废成本资本化。在记录这些金额后，ARO负债使用估计的贷记调整无风险比率增加到其未来估计价值，资本化资产报废成本按生产单位计算耗尽。在我们合并和合并的经营报表中，增值费用和损耗费用都包括在折旧、损耗和摊销费用中。

衡量未来的ARO需要管理层作出现值计算中固有的估计、假设和判断，包括最终成本、通胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、法规、环境和政治环境的变化。如果未来对这些假设的修订影响现有ARO负债的现值，则对相关资产进行相应调整。如果ARO结算的金额不是记录金额，则在结算时确认损益。

看见附注9-资产报废义务.

环境支出

除ARO外，管理层还每年审查我们对不同地点清理费用的估计。如果很可能发生了债务，并且可以确定合规或补救费用的合理估计，则应计适用的数额。对于其他潜在负债，应计项目的时间与相关的

104

正在进行的现场评估。我们不会对这些债务中的任何一项打折扣。从第三方收回的环境补救成本(可能实现)单独记录，不与相关的环境责任相抵销。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们没有任何可能的重大环境补救成本。

补充现金流量披露

以下是我们截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的补充现金流披露：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位：千)
补充现金流披露：
支付的利息，扣除资本化金额后的净额	$	35,055	$	33,902	$	49,397
已缴所得税	562		14		28
非现金投融资活动：
资本支出计入应付账款和应计负债	47,173		12,267		28,305
收购的股权对价，扣除收购的现金	647,579		454,599		—
以租赁换取的使用权资产	8,573		—		—

2021年4月和2020年12月交易所	62,051		657,370		—
非控股权益剥离	(121,872)		—		—
资本化非现金股权薪酬	3,373		—		—

最新会计准则

2016年2月，FASB发布了ASU 2016-02，租契，(“ASC主题842”)，规定了租赁安排的全面会计和财务报告要求。ASC主题842要求承租人确认资产负债表上基本上所有的租赁资产和租赁负债。有关实体租赁交易的额外披露也将被要求。ASC主题842将租赁定义为“一份合同或合同的一部分，该合同或合同的一部分，传达了在一段时间内控制被识别的财产、厂房或设备(被识别的资产)的使用以换取对价的权利。”承租人和出租人可以选择使用修改后的追溯法确认和计量截至采用之日的租约。我们采用了ASC主题842，从2021年1月1日起生效。采用ASC主题842导致在我们的综合资产负债表上确认了额外的租赁资产和负债，并进行了额外的披露。此次采用并未对我们合并后的财务报表产生实质性影响。

2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，参考汇率改革(主题848)-促进参考汇率改革对财务报告的影响(“亚利桑那州立大学2020-04”)。ASU 2020-04在一段有限的时间内提供可选的指导，以减轻会计(或认识到)参考汇率改革对财务报告的影响的潜在负担。ASU 2020-04中的修正案为将GAAP应用于合同、套期保值关系和其他受参考汇率改革影响的交易提供了可选的权宜之计和例外，如果满足某些标准的话。本ASU中的修订仅适用于参考伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)或其他参考利率(预计将因参考汇率改革而停止)的合约、套期保值关系和其他交易。该指导意见自2020年3月12日起生效，并可预期适用至2022年12月31日。2021年1月，FASB发布了ASU 2021-01，参考汇率改革-范围明确了原指导意见的范围和适用范围。该公司目前正在评估ASU 2020-04年度对其合并财务报表的潜在影响。

NOTE 3 – 收购和资产剥离

在截至2021年12月31日的三年中，我们完成了以下收购和资产剥离：

期货溢价合并

2021年12月，我们通过发行ConTango的全部已发行普通股39,834,461发行新月会A类普通股，并解决康泰戈的股权补偿计划3,270,915新月会A类普通股，其中1,150,991库存股的股份被回购，以履行员工工资税预扣义务。期货溢价公司的物业主要分布在俄克拉何马州、德克萨斯州、怀俄明州和路易斯安那州。根据公认会计准则，我们使用收购方法将Conango合并作为业务合并进行了会计处理。转移的对价的公允价值总计为#美元。654.6百万美元，基于ConTango普通股在#年#日的收盘价

105

合并交易作为新月会A类普通股的股票尚未公开交易。此次收购的收购价分配是针对收购的资产和承担的负债初步确定的。我们预计在2022年下半年完成最终估值分析。作为收购的结果，我们确认了$76.6这主要归因于与交易相关的递延税项负债以及我们合并业务的预期协同效应。这份善意是不是对于所得税申报目的，预计不能扣除。

从ConTango被收购之日起到2021年12月31日，与通过收购获得的业务相关的收入和净收入为$36.4百万美元和$5.6分别为百万美元。我们确认与交易相关的费用为#美元。12.9在截至2021年12月31日的一年中，

下表汇总了我们截至2021年12月31日和2020年12月31日的未经审计的预计财务信息，就好像康戈的收购发生在2020年1月1日(未经审计)：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020
	(单位：千)
收入	$	1,943,741	$	970,921
净亏损	$	(432,328)	$	(507,837)

未经审计的备考信息仅供说明之用，并不一定表明如果收购于2020年1月1日完成将会出现的经营结果，也不一定表明合并后实体未来的经营结果。

中央盆地平台收购

2021年12月，我们从一家不相关的第三方手中收购了若干主要位于德克萨斯州和新墨西哥州中央盆地平台的运营生产石油和天然气资产，以及西南二叠纪和波德河盆地的其他资产，总现金对价为$60.4百万美元，包括惯常的购买价格调整。购买价格是使用手头现金和我们循环信贷安排下的借款(定义见附注8--债务)。我们将收购中央盆地平台作为资产收购入账，并记录了额外的美元73.7百万已探明的石油和天然气资产，包括ARO#美元的资产12.6百万美元。

DJ盆地采集

2021年3月，我们从一家不相关的第三方运营商手中收购了位于DJ盆地的石油和天然气矿产资产组合，总对价为#美元。60.8百万美元(“DJ盆地收购”)。收购DJ盆地的资金来自手头的现金和我们之前的信贷协议下的借款。我们将DJ盆地的收购作为资产收购进行了核算，并分配了收购价格35.6%用于已探明的石油和天然气性质64.4%归于未探明的石油和天然气资产。在收购大疆盆地的同时，我们向交易的某些当事人发出了基于股权的补偿，其中一部分在永久股权中被归类为非控股权益，其余被归类为其他负债。看见附注13--奖励薪酬安排.

泰坦收购

于2020年8月，通过一系列交易，吾等完成了根据截至2020年7月19日由独立能源有限公司、Liberty Energy Holdings、LLC(“Liberty Holdco”)及其其他各方签署的出资协议收购Liberty Energy LLC(及其拥有的石油和天然气资产)的所有未偿还会员权益，代价是向Liberty Holdco实质拥有的一个实体发行独立能源有限责任公司的若干会员权益。收购后，我们将Liberty Energy，LLC更名为泰坦(Titan)。泰坦在二叠纪、落基山脉、鹰滩和阿科马盆地的非运营生产和非生产石油和天然气资产中拥有一定的工作权益，其中包括50在DJ盆地Erie Hub收集系统中拥有%的权益。在截至2020年12月31日的年度内，我们将455.1百万美元的股权对价，其形式为0.4我们前身的一百万个A类单位。在截至2021年12月31日的年度内，由于收盘后的调整提高了收购价格，我们额外发行了$7.2在我们的前身中有一百万的股权对价。我们确认与交易相关的费用为#美元。8.7截至2020年12月31日的一年为100万美元。

106

下表汇总了ConTango和Titan业务合并所转移的对价以及已确定的收购资产和承担的负债的估计公允价值：


	期货溢价		泰坦
	(单位：千)
转移的对价：
股权对价	$	654,616	$	461,983
总计	$	654,616	$	461,983
收购的资产和承担的负债：
现金和现金等价物	$	14,202	$	482
应收账款净额	145,727		29,044
衍生资产-流动	—		12,000
预付资产和其他流动资产	8,275		49,079

石油和天然气特性-已证实	1,002,165		375,014

场地和其他财产和设备	6,955		30,232
衍生资产-非流动资产	—		114
商誉	76,564		—
对股权关联公司的投资	15,047		—
其他资产	3,514		—
应付账款和应计负债	(186,689)		(6,539)
衍生负债--流动负债	(44,002)		(4,550)
长期债务	(140,000)		—
递延税项负债	(83,250)		—
衍生负债--非流动负债	(14,592)		(1,484)
资产报废义务	(142,100)		(21,409)
其他负债	(7,200)		—
购入净资产的公允价值	$	654,616	$	461,983

克莱本教区资产剥离

路易斯安那州Claiborne Parish的某些生产物业以及石油和天然气租赁是在ConTango合并中收购的，并被归类为持有以供出售，并在我们的初步收购价格分配中包括在“石油和天然气资产-已证实”范围内。2021年12月，我们与一家独立的第三方签订了一项买卖协议，包括出售路易斯安那州克莱本教区的某些生产物业以及石油和天然气租约，以换取扣除成交调整后的现金对价净额$4.3百万美元。我们没有确认截至2021年12月31日的年度的损益。

阿科马盆地资产剥离

2021年5月，我们与一家独立的第三方签署了一项买卖协议，其中包括出售Arkoma盆地的某些生产物业以及石油和天然气租赁，以换取扣除成交调整后的现金对价净额$。22.1百万美元。我们认出了一张$8.8由于这笔交易，我们截至2021年12月31日的年度合并和综合营业报表中的资产出售收益为100万美元。

米德兰和埃克托县资产剥离

2020年3月，我们收到了剩余的美元3.9从深度权利出售中获得100万美元(下文进一步描述)，并确认我们的石油和天然气资产全额出售的减幅为$7.9百万美元。

2019年12月，我们签订了一份石油和天然气租赁的定期转让合同，将我们在密西西比河地层顶部至伍德福德地层底部之间的米德兰和埃克托县租约的所有权益转移到伍德福德地层的底部，总奖金对价为#美元。7.9百万美元，初选任期为四年了自生效日期2020年1月1日起生效。我们收到了$4.0协议签署时，2019年12月收到了100万美元，其余资金于2020年3月收到。

鹰福特资产剥离

107

2019年9月，我们与一家独立的第三方签订了一项购买、销售和交换协议，其中包括出售南得克萨斯州Eagle Ford地区的某些生产物业和交换石油和天然气租赁，以换取现金对价#美元。15.2百万美元和额外的成交后结算对价$1.8百万，$1.2其中100万是在2021年收到的。

NOTE 4 – 物业、厂房和设备

下表汇总了我们截至2021年12月31日和2020年12月31日的石油和天然气属性：


	截止到十二月三十一号，
	2021		2020
	(单位：千)
已探明的石油和天然气性质(成功努力法)	$	6,043,602	$	4,910,059
未探明的石油和天然气性质	308,721		288,459
石油和天然气属性，按成本计算	6,352,323		5,198,518
累计折旧、损耗、摊销和减值较少	(1,881,934)		(1,633,664)
石油和天然气属性，净值	$	4,470,389	$	3,564,854

其他财产

下表汇总了截至2021年12月31日和2020年12月31日的其他物业、厂房和设备：


	预计使用寿命	截止到十二月三十一号，
		2021		2020
	(年)	(单位：千)
集输管道系统	30	$	106,023	$	108,777
车辆	3-5	10,836		7,273
计算机、家具和设备	3-10	7,175		6,812
建筑物及改善工程	5-30	6,641		6,797
土地		5,467		5,700
融资使用权资产		5,249		—
实地盘点		2,927		3,012
油田及其他财产和设备合计(按成本计算)		144,318		138,371
减去：累计折旧、摊销和减值		(59,594)		(61,078)
场地及其他财产和设备合计，净额		$	84,724	$	77,293

资本化探井成本

资本化的探井成本包括在未探明的石油和天然气属性中。下表反映了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度资本化探井成本净变化：


	截止到十二月三十一号，
	2021		2020
	(单位：千)
期初余额	$	—	$	—
在确定已探明储量之前增加的项目	—		—
对已证明性质的重新分类	—		—
计入费用的成本	—		—
期末余额	$	—	$	—

截至2021年12月31日，我们做到了不是我没有任何资本化的探井成本。

NOTE 5 – 衍生品

108

在正常的业务过程中，我们会面临一定的风险，包括石油、天然气和天然气价格的变化，这可能会影响与出售我们未来的石油和天然气生产相关的现金流。我们根据我们的循环信贷安排与贷款人签订衍生品合同，这些安排由单一的衍生工具或组合的工具组成，以管理我们对这些风险的敞口。

截至2021年12月31日，我们的商品衍生工具由固定价格掉期和套圈组成，具体描述如下：

固定价格和基差掉期：固定价格掉期收到固定价格，并按名义金额向交易对手支付浮动市场价格。我们的基差掉期固定了我们销售产品的指数价格与基差掉期使用的指数价格之间的基差。根据掉期合约，如果结算价格低于固定价格，我们将收到付款，如果结算价格高于固定价格，我们将被要求向交易对手付款。

领口：衣领提供名义销售量的最低和最高价格。在一个领子下，如果结算价低于该区间的最低价格，我们将收到付款，如果结算价格高于该区间的最高价格，我们将向交易对手付款。如果结算价落在这个范围内，我们将不需要付款或收到付款。

下表详细说明了截至2021年12月31日我们按大宗商品划分的净成交量头寸：


生产期	卷数	加权平均固定价格			公允价值
	(单位：千)				(单位：千)
原油掉期(BBLS)：
WTI
2022	10,464	$60.63			$	(121,508)
2023	7,627	$58.50			(59,395)
2024	2,975	$57.35			(16,542)
布伦特原油
2022	500	$56.36			(9,258)
2023	527	$52.52			(9,103)
2024	189	$63.71			(766)
天然气互换(MMBtu)：
2022	84,527	$2.77			(76,861)
2023	56,728	$2.54			(47,722)
2024	454	$2.94			(82)
NGL交换(BBLS)：
2022	2,983	$22.23			(38,596)
原油基差互换(BBLS)：
2022	5,843	$(0.11)			(4,403)
天然气基差互换(MMBtu)：
2022	26,061	$(0.17)			(3,243)
CMA滚轮掉期(BBLS)：
2022	1,468	$1.08			563
天然气环(MMBtu)：
2022	510	$3.00	-	$3.41	(220)
2023	550	$2.63	-	$3.01	(469)
2024	9,150	$3.00		$3.87	1,187
总计					$	(386,418)

我们有未偿还的浮动利率债务，基于基础利率的波动，这些债务受到利率风险的影响。截至2020年12月31日，我们的薪酬固定、接收可变利率掉期的公允价值为未实现亏损1美元。7.0百万美元。我们的利率互换于2021年到期。

109

我们使用衍生品商品工具并签订掉期合约，这些合约受国际掉期和衍生品协会主协议的约束。下表显示了主净额结算安排对我们在2021年12月31日和2020年12月31日的衍生品合约公允价值的影响：


	总交易会价值		的效果交易对手网目		净载客量价值
	(单位：千)
2021年12月31日
资产：
衍生资产-流动	$	2,983	$	(2,983)	$	—
衍生资产-非流动资产	4,834		(4,255)		579
总资产	$	7,817	$	(7,238)	$	579
负债：
衍生负债--流动负债	$	(256,508)	$	2,983	$	(253,525)
衍生负债--非流动负债	(137,726)		4,255		(133,471)
总负债	$	(394,234)	$	7,238	$	(386,996)


	总交易会价值		的效果交易对手网目		净载客量价值
	(单位：千)
2020年12月31日
资产：
衍生资产-流动	$	52,833	$	(21,907)	$	30,926
衍生资产-非流动资产	34,257		(11,905)		22,352
总资产	$	87,090	$	(33,812)	$	53,278
负债：
衍生负债--流动负债	$	(48,299)	$	21,907	$	(26,392)
衍生负债--非流动负债	(35,863)		11,905		(23,958)
总负债	$	(84,162)	$	33,812	$	(50,350)

在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度中，我们的合并和合并运营报表中在衍生品收益(亏损)中确认的收益(亏损)金额如下：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位：千)
未被指定为对冲工具的衍生工具：
油头寸已实现损益	$	(180,572)	$	149,713	$	(44,265)
提前结清某些石油头寸的已实现亏损	(198,688)		—		—
天然气头寸已实现损益	(80,253)		32,638		4,245
NGL持仓已实现收益(亏损)	(68,766)		14,458		13,033
套期保值已实现损益	(7,373)		(12,435)		(2,189)
已实现损益合计	(535,652)		184,374		(29,176)
商品套期保值的未实现收益(亏损)	(337,715)		8,836		(94,766)
套期保值未实现收益(亏损)	7,347		2,074		(3,260)
未实现收益(亏损)合计	(330,368)		10,910		(98,026)
衍生品的总收益(亏损)	$	(866,020)	$	195,284	$	(127,202)

在截至2021年12月31日的一年中，我们为与2022年和2023年历年相关的未平仓石油衍生品合约结算了某些未平仓合约。结算后，我们以当时的市场价格签订了新的商品衍生品合约。

110

看见附注6-公允价值计量.

NOTE 6 – 公允价值计量

公认会计准则将公允价值定义为在计量日期(退出价格)在市场参与者之间有序交易中出售一项资产或支付转移一项负债而收到的价格。一般来说，公允价值的确定需要使用重大判断，并在不同情况下使用不同的方法和模型。在以市场为基础的方法下，我们考虑类似资产的价格，咨询经纪人和专家，或采用其他估值方法。在以收益为基础的方法下，我们通常估计未来的现金流，然后按风险调整后的利率贴现。我们将用于衡量金融资产和负债公允价值的投入分类为以下层次：

级别1：截至报告日期，相同资产或负债在活跃市场的报价(未经调整)。活跃市场是指资产或负债交易发生的频率和数量足以持续提供定价信息的市场。

第二级：活跃市场中类似资产或负债的报价，非活跃市场中相同或类似资产和负债的报价，或直接或间接可观察到并可由可观察到的市场数据证实的报价以外的价格。

第三级：反映管理层对市场参与者将使用什么来衡量资产或负债公允价值的最佳估计和假设的不可观察的投入。

金融资产和负债根据对公允价值计量有重要意义的最低投入水平进行整体分类。我们对公允价值计量的特定投入的重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值层次层次内的公允价值资产和负债的估值。

经常性公允价值计量

下表按公允价值等级列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日按公允价值等级按公允价值经常性核算的衍生资产和负债的位置和公允价值：


	公允价值计量使用
	1级		2级		3级		总计
	(单位：千)
2021年12月31日
金融资产：
衍生资产	$	—	$	7,817	$	—	$	7,817
财务负债：
衍生负债	$	—	$	(394,234)	$	—	$	(394,234)
2020年12月31日
金融资产：
衍生资产	$	—	$	87,090	$	—	$	87,090
财务负债：
衍生负债	$	—	$	(84,162)	$	—	$	(84,162)

非经常性公允价值计量

某些非金融资产和负债在非经常性基础上按公允价值计量。当我们的石油和天然气资产的账面价值超过各自的未贴现未来现金流时，我们采用非经常性公允价值计量对该等资产进行估值。用于确定该等公允价值的投入主要基于内部开发的现金流量模型，以及附注2中讨论的基于市场的估值，并归类于级别3。

如中所述附注2-主要会计政策摘要，石油和天然气资产减记至其公允价值，减值支出为#美元。247.2到2020年，这一数字将达到100万。公允价值是根据我们的石油和天然气储备未来净现金流量的预期现值，采用贴现现金流模型确定的。与减值分析中使用的贴现现金流量的计算有关的重要的第三级假设包括估计数

111

这些数据包括未来价格、生产成本、开发支出、预期产量、适当的风险调整贴现率和其他相关数据。

我们的其他非经常性公允价值计量包括通过企业合并获得的资产和负债的公允价值估计。ConTango合并和Titan收购均采用公认会计原则下的收购方法进行会计核算，该方法要求收购中收购的所有资产和承担的负债在每笔交易的收购日期按公允价值记录。石油和天然气资产的估值基于收益法，采用贴现现金流模型，利用第3级投入，包括内部产生的开发和生产概况以及价格和成本假设。收购中承担的衍生负债净额是根据与公司其他大宗商品价格衍生工具类似的第2级投入进行估值的。看见附注3-收购和资产剥离.

其他公允价值计量

由于这些工具的短期到期日，现金及现金等价物、应收账款、应付账款和应计负债的账面价值接近其公允价值。我们在循环信贷安排下的长期债务也接近公允价值，因为相关的可变利率是以市场为基础的。高级票据的公允价值(定义见附注8--债务)截至2021年12月31日为$521.5百万美元，以市场报价计算。

NOTE 7 – 应付账款和应计负债

截至2021年12月31日和2020年12月31日，应付账款和应计负债包括以下内容：


	截止到十二月三十一号，
	2021		2020
	(单位：千)
应付账款和应计负债：
应付帐款	$	87,336	$	15,019
应计租赁经营费用	46,231		20,126
应计资产运营费用	8,997		3,591
应计资本支出	60,647		12,267
应计一般事务和行政事务	12,193		9,549
应计运输费用	19,684		8,399
应计缺陷费	955		5,050
应计收入和应付特许权使用费	75,827		2,142
应计利息及其他	26,011		4,545
应付账款和应计负债总额	$	337,881	$	80,688

NOTE 8 – 债务

$500.0百万高级债券发行量

2021年5月6日，我们的全资子公司独立能源金融有限责任公司(n/k/a新月能源金融有限责任公司)发行了$500.0本金总额为百万美元7.252026年到期的优先债券百分比(下称“优先债券”)。优先债券的年息率为7.25本息于每年5月1日及11月1日支付，2026年5月1日到期。

优先债券为我们的优先无抵押债务，而优先债券及相关担保与本公司循环信贷安排下的借款及任何其他未来优先债务享有同等的偿还权，并优先于我们未来的任何次级债务。优先票据由我们现有和未来的每一家子公司在优先无担保的基础上提供担保，这些子公司将为我们的循环信贷安排提供担保。优先票据及担保实际上从属于吾等所有有担保债务(包括循环信贷安排下的所有借款及其他债务)，但以担保该等债务的抵押品价值为限，并在结构上从属于不为优先票据提供担保的任何未来附属公司的所有现有及未来债务及其他负债(包括贸易应付款项)。

高级债券契约载有契诺，除其他事项外，限制我们的受限制附属公司的能力：(I)产生或担保额外债务或发行某些类别的优先股；(Ii)就其股本支付股息或分派，或赎回、回购或偿还其股本或次级债务；(Iii)转让或出售资产；(Iv)支付股息或分派，或赎回、回购或偿还其股本或次级债务；(Iii)转让或出售资产；(Iv)

112

(Ii)订立协议，限制任何非担保人受限制附属公司向其派发股息或其他付款；(Vii)合并、合并或转让其全部或实质上所有资产；(Viii)与联属公司进行交易；及(Ix)创建不受限制的附属公司。

我们可以选择在2023年5月1日或之后的任何时间，以一定的赎回价格赎回全部或部分优先债券。我们也可以兑换最多402023年5月1日前优先债券本金总额的%，现金数额不超过我们以相当于以下赎回价格在某些股票发行中筹集的净收益107.250正在赎回的优先债券本金的百分比，另加截至赎回日(但不包括赎回日)的应计及未付利息(如有的话)。此外，在2023年5月1日前，我们可能会赎回部分或全部优先债券，赎回价格相当于100本金的%，另加“全部”溢价，另加到赎回日(但不包括赎回日)的应计和未付利息(如有)。

如果我们在评级下降的情况下遇到某些控制权的变化，高级债券的持有人可能会要求我们以一定的赎回价格回购全部或部分债券。高级债券并没有在任何证券交易所上市，我们亦不打算日后在任何证券交易所上市，目前亦没有公开市场。

看见附注16-后续事件讨论增发美元的事宜200.0本金总额为百万元7.252022年2026年到期的高级票据百分比。

循环信贷安排

概述

关于优先债券的发行，吾等与作为贷款人和信用证发行方的行政代理的北卡罗来纳州富国银行(Wells Fargo Bank，N.A.)以及贷款人不时订立了一项以优先担保准备金为基础的循环信贷协议(经修订、重述、修订、重述或以其他方式修改，称为“循环信贷安排”)。循环信贷安排将于2025年5月6日到期。2021年9月，我们签署了循环信贷安排的第一项修正案。循环信贷安排的第一项修正案，除其他外，将承诺额从#美元增加到500.0百万美元，最高可达$700.0百万美元，并增加了我们的借款基数850.0百万至$1.3十亿美元。在2021年12月31日，我们有1美元543.0循环信贷安排下的百万借款和#美元20.7百万美元的未偿还信用证。

循环信贷安排项下的债务仍以本公司及担保人的几乎所有有形及无形资产(包括但不限于本公司及该等担保人拥有的石油及天然气物业及相关资产及股权)的优先留置权作为抵押。在每次重新确定借款基数时，公司必须至少维持85净现值的百分比，折现为9(“PV-9”)构成借款基础物业的石油和天然气物业的年利率(“PV-9”)。除某些例外情况外，本公司的国内直接及间接附属公司须为循环信贷安排下的担保人。

借款基数须于每年4月1日及10月1日左右按计划每半年重新厘定一次，以及(I)在任何连续12个月期间内，应吾等要求作出不超过两次的选择性借款基数中期重新厘定，或在任何连续12个月期间内，应所需贷款人的要求作出不超过一次的选择性借款基数临时重新厘定；及(Ii)在收购任何石油及天然气物业后，应吾等要求作出选择性借款基数临时重新厘定，而购入价格合计至少为5.0当时有效借款基数的%。在下列情况下，借款基数将自动减少：(I)发行某些准许次级留置权债务和其他准许额外债务，(Ii)出售或以其他方式处置借款基数物业，如果出售或处置的该等物业的合计PV-9超过5.0和(Iii)提前终止或抵消掉期协议(A)行政代理在确定借款基数时所依赖的，或(B)如果如此终止的此类掉期协议的价值超过5.0当时有效借款基数的%。

合并后的收益来自高级NOTES的发行、循环信贷安排和非控股权益剥离用于全额偿还我们的优先信贷协议(定义见下文)项下的所有未偿还金额，这些金额随后在偿还剩余本金和应计利息时终止。

利息

循环信贷安排下的借款按美元替代基准利率(基于最优惠利率、联邦基金实际利率或经调整的伦敦银行同业拆借利率(“LIBOR”))加适用保证金或LIBOR加适用保证金，由借款人选择计息。适用的保证金根据我们当时的借款基础利用率而有所不同。未使用的循环承付款的应付费用为0.5每年%，并包含在

113

我们合并和合并的营业报表的利息支出。截至2021年12月31日，我们未偿还贷款的加权平均利率为3.125%.

契诺

循环信贷安排包含某些契约，限制在未遵守某些金融契约或未经贷款人事先同意的情况下支付现金股息、某些借款、出售资产、向他人提供贷款、投资、合并活动、商品互换协议、留置权和其他交易。我们须遵守(I)最高杠杆率及(Ii)截至每个财政季度最后一天计算的流动比率财务契约。循环信贷机制还包括陈述、担保、赔偿以及肯定和否定契约，包括与不支付本金、利息或费用有关的违约事件、作出或被视为作出任何重大方面的陈述或担保不准确、违反契约、破产和无力偿债事件、某些不满意的判决和控制权的变更。如果发生违约事件，而我们无法治愈此类违约，贷款人将能够加速到期，并行使其他权利和补救措施。

信用证

我们可能会不时地要求开立信用证，由我们自己开立。信用证按与伦敦银行同业拆借利率相关的保证金计算利息。截至2021年12月31日，我们有1美元的未付信用证。20.7百万美元，这减少了我们循环信贷安排下的可借款金额。

先前的信贷协议

截至2020年12月31日，我们的某些子公司与贷款人银团拥有循环信贷安排。我们根据每项先行信贷协议所能借入的金额受到借款基数的限制，而借款基数是基于石油及天然气资产、已探明储量、总负债及其他因素而厘定，并符合惯常的借贷标准。2021年5月6日，我们提前终止了优先信贷协议，使用发行优先票据和非控制权益剥离的收益以及我们循环信贷安排下的借款。

下表汇总了截至2021年12月31日和2020年12月31日的我们的债务余额：


	截至2021年12月31日
	债务杰出的		信用证已发布		借债基座		成熟性
	(单位：千)
循环信贷安排	$	543,000	$	20,653	$	1,300,000	5/6/2025
7.252026年到期的优先债券百分比	500,000		—		—		5/1/2026
减去：未摊销折扣和发行成本	(12,594)
长期债务总额	$	1,030,406


	截至2020年12月31日
	债务杰出的		信用证已发布		借债基座		成熟性
	(单位：千)
独立上游控股有限责任公司	$	32,500	$	—	$	100,000	6/7/2022
独立矿业控股有限责任公司	15,000		—		37,000		10/25/2024
KNR Resource Investors LP	5,565		250		12,000		6/7/2022
Renee Acquisition LLC	101,310		5,667		145,000		1/31/2023
纽瓦克收购公司I LP	135,400		6,280		190,000		5/31/2023
桥梁能源控股有限责任公司	35,800		5,574		50,000		7/21/2022
维纳多EF LP	156,500		—		160,000		3/10/2022
沃格·帕洛维德有限责任公司	269,000		—		320,000		2/28/2023
长期债务总额	$	751,075

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NOTE 9 – 资产报废义务

我们的ARO负债是基于我们对油井和设施的净所有权、管理层对废弃和修复这些油井和设施的成本的估计以及管理层对将要发生的成本的未来时间的估计。下表汇总了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度与我们的ARO负债相关的活动：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020
	(单位：千)
期初余额	$	109,616	$	83,141
加法(1)	156,201		21,860
退休	(1,252)		(881)
增值费用	7,121		5,694
修订版本	—		(198)
非控股权益剥离	(3,810)		—
销售	(1,869)		—
期末余额	266,007		109,616
减：当前部分	(7,905)		(3,213)
期末余额，非流动部分	$	258,102	$	106,403

(1)在截至2021年12月31日的一年中，我们增加的ARO与我们在2021年收购中获得的物业相关。在截至2020年12月31日的年度内，我们增加的ARO主要与Titan收购中收购的物业有关。看见附注3-收购和资产剥离以获取更多信息。

NOTE 10 – 所得税

在合并交易之前，我们被组织为特拉华州有限责任公司和特拉华州有限合伙企业，并被视为美国联邦所得税的直通实体。因此，我们截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度的税收拨备微乎其微。在合并交易之后，我们必须缴纳美国联邦所得税和我们在OpCo的任何应纳税所得额中的可分配份额的州税。下表提供了所得税拨备和递延所得税的详细情况：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
联邦所得税规定(福利)	(单位：千)
当前	$	—	$	—	$	—
延期	(935)		—		—
州所得税规定(优惠)
当前	629		14		28
延期	—		—		—
所得税拨备总额(福利)	$	(306)	$	14	$	28

法定联邦所得税率与公司有效所得税率之间的差异解释如下：

115


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
联邦所得税法定税率	21.0	%	—	%	—	%
由于以下原因而增加(减少)税率：
州现行所得税规定，扣除联邦福利后的净额	(0.1)	%	—	%	—	%

永久性调整(1)	(1.7)	%	—	%	—	%
不缴纳企业所得税的可归因于前任的收入(2)	(18.4)	%	—	%	—	%
可归因于非控股权益的收入	(0.7)	%	—	%	—	%

有效所得税率	0.1	%	—	%	—	%

(1)在截至2021年12月31日的年度内，永久性项目主要与《国税法》第162(M)条规定的不允许支付的人员薪酬有关。

(2)在截至2021年12月31日的一年中，前任的收入不需缴纳企业所得税，因为我们是以有限责任公司和有限合伙企业的形式组织起来的，在合并交易之前，出于美国联邦所得税的目的，这些企业被视为直通实体。

该公司递延所得税的重要组成部分如下：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020
递延税项负债	(单位：千)
运营公司的外部基础	$	98,079	$	—
递延税项资产
联邦和州NOL(1)	38,317		—
联邦和州NOL估值免税额	(30,567)		—
已确认的固有亏损结转	6,872		—
其他	920		—
递延税项资产总额，扣除估值免税额	15,542		—
递延所得税净负债	$	82,537	$	—

(1)我们有$$的联邦NOL1.9扣除税收后的100万美元，到期日从2026年开始。我们还有$$的NOL36.42017年后产生的、无限期的、但限于抵消特定纳税年度80%的应税收入的净税额。

我们评估现有的正面和负面证据，以确定未来是否会产生足够的应税收入来使用现有的递延税项资产。在此评估的基础上，截至2021年12月31日，计入估值津贴，仅确认递延税项资产中最有可能变现的部分。然而，被认为可变现的递延税项资产的金额可能会在未来进行调整。

作为合并交易的一部分，我们收购了联邦和州NOL，但有#美元的估值津贴。30.6由于第382条的限制，这一数字为100万美元。在截至2021年12月31日的一年中，在合并交易之后，我们记录了与额外的州NOL相关的额外估值津贴，我们认为这些NOL是不可收回的。

根据《国内税法》第382和383条的规定，我们的NOL和信用额度的使用受到每年较小的限制。这些年度限制可能会导致NOL和积分在使用前过期。

截至2021年12月31日和2020年，我们做到了不是I don‘我没有任何不确定的税务状况。

注11-租契

采用ASC主题842，租赁

116

2021年1月1日，我们采用了改进的回溯法，采用了ASC主题842。我们选择了一揽子实际权宜之计，包括后见之明和土地地役权权宜之计，在过渡时将保留租约的租约分类和采用本标准之前存在的任何未摊销初始直接成本。

根据ASC主题842的采纳，现将租期超过12个月的所有经营租赁的经营租赁使用权(“ROU”)资产和经营租赁负债净额计入综合资产负债表。在采用ASC主题842之前，这些租赁被视为ASC主题840下的经营租赁，因此截至2020年12月31日没有记录在综合资产负债表中。采用ASC主题842对留存收益没有影响，对合并和合并经营表或合并和合并现金流量表也没有重大影响。

租约确认

我们签订合同租赁协议，向第三方出租人租赁建筑物、压缩机、钻机、办公和租赁设备及车辆。ROU资产代表我们在租赁期内使用标的资产的权利，租赁负债代表我们有义务支付租赁产生的未来租赁款项。经营租赁ROU资产和负债于开始日期根据租赁期内租赁付款的现值入账。初始期限为12个月或以下的租赁不计入综合资产负债表。本公司在租赁期内按直线原则确认这些短期租赁的租赁费用。我们使用基于合同生效日可获得的信息的递增借款利率来确定未来租赁付款的现值。增量借款利率是根据我们的债务结构，使用我们的担保增量借款利率来计算的。经营租赁ROU资产还包括在确认未来租赁付款现值时收到的任何租赁奖励。我们的某些租约还可能包括升级条款或延长或终止租约的选项。当我们合理地确定我们将行使该选择权时，这些选择权将计入为租约记录的现值中。租赁付款的租赁费用在租赁期内以直线方式确认。

如果一项安排被确定为租赁，我们将在合并资产负债表上记录由此产生的ROU资产，并在开始日期将其抵销负债。当安排明示或默示涉及物业、厂房或设备(“PP&E”)、合约条款取决于PP及E的使用，而我们有能力或权利控制PP及E或指示他人控制PP及E并收取资产的大部分经济利益时，我们在财务报表中确认租约。

下表显示了我们合并和合并财务报表中使用权资产和租赁负债的列报情况：


	截至2021年12月31日
	(单位：千)
现场及其他财产和设备，按成本价计算
为使用权资产融资	$	5,249
其他资产
经营性使用权资产	2,299
其他流动负债
短期经营租赁负债	(1,292)

其他负债
长期经营租赁负债	(1,007)

117


	截至2021年12月31日的年度
	(单位：千)
包括在合并和合并经营报表中的租赁费用
经营租赁成本	$	939
融资租赁成本--ROU资产摊销	20
融资租赁成本-租赁负债利息	131
行政租赁费(1)	100
短期租赁成本(2)	876
总租赁成本	$	2,066

(1) 成本主要与租赁期限超过一个月不到一年的办公设备和IT解决方案有关。

(2) 成本主要与租赁期限超过一个月但不到一年的发电机、压缩机和车辆协议有关。

与我们的租赁相关的租赁期限和折扣率如下：


	截至2021年12月31日

	运营中	融资
加权平均剩余租赁年限(年)	2.3	3.1
加权平均贴现率	4.50%	4.50%

截至2021年12月31日，ASC 842范围内我们租赁负债的到期日分析如下：


	截至2021年12月31日
	运营中		融资
截至十二月三十一日止的年度，	(单位：千)
2022	$	1,292	$	1,606
2023	666		1,887
2024	412		1,370
2025	18		633
2026	18		16
2026年之后	24		—
减去：利息	(131)		(394)
租赁负债现值	$	2,299	$	5,118

NOTE 12 – 承诺和或有事项

在正常业务过程中出现的悬而未决或受到威胁的法律程序中，我们有时可能是原告或被告。我们目前未发现管理层认为会个别或整体对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响的任何程序。

我们受到广泛的联邦、州和地方环境法律法规的约束。这些法律规定向环境中排放物质，并可能要求我们消除或减轻在不同地点处置或释放石油或化学物质对环境的影响。我们相信，我们目前符合所有适用的联邦、州和地方法规。因此，截至2021年12月31日，除以下情况外，未确认任何与环境补救相关的责任或损失：

我们曾因涉嫌在2016年至2018年期间违反清洁水法而与环境保护局(EPA)接触。我们已经与环境保护局解决了这些指控，并记录了$1.4截至2020年12月31日，作为负债和费用，所有这些都是在2021年支付的。

118

2022年2月14日，新墨西哥州能源、矿产和自然资源部石油保护部宣布对其处以1美元的民事罚款。913,200由于未能按照规定的期限提交C-115表格，以及有太多不活跃的油井，向ConTango提出了申诉。各方正在讨论解决这一问题的办法。

在2021年7月26日提交了与合并交易有关的初步联合委托书声明/招股说明书之后，已向美国纽约南区地区法院提起了4起诉讼，在美国纽约东区提起了1起诉讼，每起诉讼都与合并交易有关(“股东诉讼”)：斯坦诉康探戈石油天然气公司等人，第1号：21-cv-06769(S.D.N.Y.2021年8月11日)(“斯坦行动”)；Prus诉ConTango Oil&Gas Co.，等人，No.1：21-cv-04656(E.D.N.Y.8.18,2021年8月18日)(“Prus诉讼”)；Whitfield诉ConTango Oil&Gas Co.，et al.，No.1：21-cv-0700(S.D.N.Y.2021年8月19日)(“Whitfield诉讼”)；Byerly诉ConTango Oil&Gas Co.，et al.，1：21-cv-07327(S.D.N.Y.8.31,2021年8月31日)(“Byerly action”)；Provost诉ConTango Oil&Gas Co.，et al.，1：21-cv-07874(S.D.N.Y.92021)(《教务长行动》)。每一起股东诉讼都将ConTango和ConTango董事会成员列为被告，惠特菲尔德诉讼将独立能源公司、LLC、OpCo、新月能源公司(f/k/a IE pubco Inc.)列为被告。和其他附属公司作为额外的被告。每宗股东诉讼均指称(其中包括)IE pubco Inc.于2021年7月26日提交的与合并交易有关的S-4表格注册声明(“注册声明”)是虚假和误导性的，及/或遗漏了据称对ConTango股东具有重大意义的某些资料，违反了1934年证券交易法(经修订，“交易法”)第14(A)及20(A)节及其颁布的第14a-9条。除其他救济外，股东诉讼中的原告寻求禁止合并交易的禁令，除非和直到被告披露据称遗漏的重要信息。, 在已经执行的范围内撤销“康戈协议”(或裁决撤销损害赔偿)，命令被告对指控的不当行为造成的所有损害负责，并裁决原告的律师费和专家费及其他救济。Byerly诉讼还要求法院确定该诉讼是适当的集体诉讼，并证明Byerly为班级代表，他的律师为班级律师。2021年9月20日，法院将斯坦和惠特菲尔德诉讼与拜利诉讼合并。2021年10月13日，法院将教务长行动与拜利行动合并。Conango还收到了一封代表Catherine Coffman发出的要求信，Catherine Coffman据称是Conango的股东。这封信要求ConTango根据与Stein、Prus、Whitfield、Byerly和Provost诉讼中的基本相似的事实和法律论点，向投资者披露有关合并交易的补充信息。

我们认为股东诉讼是没有根据的，并与个人和其他被告一起打算针对股东诉讼进行抗辩；然而，新月会无法预测解决股东诉讼或其结果所需的时间和费用。未来还可能提起更多因合并交易而引起或与之相关的诉讼。在2021年12月31日，我们有不是我们综合资产负债表中与此事相关的预留金额。

石油集聚协议

在与中游服务提供商签署石油收集协议的过程中，我们获得了中游服务提供商D系列股权的所有权。D系列单位不赋予我们投票权或其他控制权，但如果其他单位类别获得等于出资加目标回报率的分配，则确实为我们提供了奖励分配权。我们通过ASC 825金融工具项下提供的公允价值选项来核算D系列单位。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们得出的结论是，考虑到实体的发展阶段和所需的回报障碍，基于D系列单位的性质以及接收未来现金流所固有的总体风险，我们投资的公允价值不是实质性的。

二氧化碳购买协议

我们以为一作为先前收购的一部分，接受或支付二氧化碳购买协议。该协议包括以合同规定的价格购买二氧化碳的最低数量承诺。该协议提供二氧化碳，用于我们某些物业的强化回收项目。每日最低成交量承诺为140从2021年6月到2026年5月，每天MMcf/，承诺实际上到2026年5月结束。我们预计到2026年协议结束时，我们购买的二氧化碳将超过我们的最低产量承诺，并根据

119

根据协议，如果我们在一年(或几年)内没有实现我们的最低产量承诺，我们可以在2029年之前的未来几年弥补我们的产量，只要我们每年支付我们的最低产量。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们已达到要求的最低数量。

石油和天然气运输和收集协议

我们已经与各种管道运输公司签订了一定的石油和天然气运输和收集协议。根据这些协议，我们有义务每天最少装运数量，或按规定的费率赔偿任何不足之处。根据这些安排中的某些安排，我们也有义务为管道系统的固定运力支付按需收费，无论我们使用的管道运力有多大。如果我们不利用这一能力，我们可以将其释放给其他人，从而减少我们潜在的责任。我们认出了$5.8百万，$14.5百万美元和$1.9在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度，我们的合并和合并运营报表中分别有数百万美元的运输费用与最低数量不足有关。

下表汇总了截至2021年12月31日我们与这些石油和天然气运输和收集协议相关的未来承诺：


	截至2021年12月31日
	(单位：千)
2022	$	105,606
2023	80,340
2024	65,848
2025	61,346
2026	32,652
此后	62,957
未来最低承付款总额	$	408,749

NOTE 13 – 激励性薪酬安排

概述

我们和我们的某些子公司签订了激励性薪酬奖励协议，向我们的员工、我们的经理和非员工董事授予利润、利息、限制性股票、绩效股票单位(PSU)和其他激励奖励。下表汇总了我们在指定年份确认的与激励性薪酬奖励相关的薪酬支出：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位：千)
ASC 710利润利息奖励	$	—	$	—	$	—
ASC 718负债-分类利润利息奖励	(2,043)		(797)		(2,721)
ASC 718股权-分类利润利息奖励	1,563		—		—
ASC 718股权分类PSU奖	1,120		—		—
ASC 718股权分类ConTango PSU奖	39,279		—		—
总费用(收入)	$	39,919	$	(797)	$	(2,721)

我们的激励性薪酬奖励可能包含某些基于服务、基于绩效和基于市场的授予条件，下面将进一步讨论这些条件。

ASC 710赔偿金

奖励单位奖

我们的某些子公司已经发放了需要持续服务才能获得分配的奖励，并不代表股权。由于这些奖励类似于现金奖金计划，因此薪酬成本被计算出来。

120

根据该期间可能支付和确认的预期福利现值，提供服务。薪酬成本在每个报告期根据预期的未来收益重新计量。在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，我们没有确认此类激励奖励的任何补偿成本。

ASC 718股票薪酬奖励

负债-分类利润利息奖励

我们的某些子公司发行的利润利息是基于责任分类的基于股票的薪酬奖励。这些奖励包含不同的授予条件，从基于业绩的条件(在达到一定的返还门槛后授予)到基于时间的服务要求(范围从一年至四年了。这些利润利益中的每一个都被归类为责任，因为这些裁决中的某些特征主要包含责任工具的特征。这些赔偿的补偿成本在合并和综合经营报表的一般和行政费用中列报，并相应记入综合资产负债表中其他长期负债的贷方。

截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度，归于责任分类的股票薪酬利润利息奖励的公允价值为$。2.9百万美元和$7.7分别使用截至2021年12月31日和2020年12月31日的公允价值计量。与基于时间的未归属裁决相关的未确认补偿成本为#美元。23.6，截至2021年12月31日，预计将在加权平均期内确认3.9好几年了。与基于绩效的未归属奖励相关的未确认薪酬成本为#美元。2.8截至2021年12月31日，将达到100万美元，预计将被确认为实现事件的结果。在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内，没有发生任何变现事件。我们付了现金 $0.9百万吨O结算责任-在截至2021年12月31日的年度内，分类股票薪酬利润利息奖励。有几个不是负债现金结算-在截至2020年12月31日的年度内，以股票为基础的薪酬利润和利息奖励。我们带着一块钱7.1百万美元和$8.0截至2021年12月31日和2020年12月31日，与这些奖励相关的百万美元负债分别在综合资产负债表上的其他长期负债中。涉及我们所有未归属负债的交易-基于股票的薪酬利润和利息奖励汇总如下：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021	2020	2019
	(单位：千)
期初余额	888	1,215	1,163
授与	708	—	285
既得	(110)	(203)	(233)
没收	(778)	(125)	—
期末余额	708	888	1,215

我们把$大写了1.8在截至2021年12月31日的年度内，与提供的服务相关的合并资产负债表上已探明和未经探明的石油和天然气资产的收入为100万美元，以换取基于股票的负债分类补偿利润利息。

股权-分类利润利息奖励

我们的某些子公司会发放股权分类利润利息奖励。这些奖励包含不同的授予条件，从基于业绩的条件(在达到一定的返还门槛后授予)到基于时间的服务要求(范围从一年至四年了。这些利润利益中的每一个都被归类为股权，因为这些奖励中的某些特征主要包含股权工具的特征。这些奖励的补偿成本在合并和综合经营报表的一般和行政费用中列报，并相应记入综合资产负债表上的额外实收资本。

在截至2021年12月31日的年度内，归属的股权分类利润利息奖励的公允价值为$。1.8百万美元。我们做到了不是在截至2020年12月31日的一年中，我没有任何股权分类利润利息奖励。我们做到了不是截至2021年12月31日，没有任何与未归属股权分类利润利息奖励相关的未确认补偿成本。我们付了现金 $0.2百万吨O在截至2021年12月31日的年度内结算股权分类利润利息奖励。有几个不是在截至2020年12月31日的年度内现金结算股权分类利润利息奖励。涉及我们所有未归属股权分类利润利息奖励(包括加权平均授予日期公允价值)的交易摘要如下：

121


	单位	加权平均授权日公允价值
	(单位：千)
未归属于2020年12月31日	—	$	—
授与	477	10.98
既得	(25)	10.61
没收	(253)	11.02
未归属于2021年12月31日	200	—

我们把$大写了1.6在截至2021年12月31日的年度内，与提供的服务相关的合并资产负债表上的已探明和未经探明的石油和天然气资产的利润为100万美元，以换取股权分类利润利息奖励。

股权分类PSU奖

在合并交易中，我们根据经理激励计划授予股权分类经理激励计划PSU。PSU性能周期通常是三年表演期结束日期从2024年到2028年12月。这些单元中的每一个都代表接收目标的权利2在每个单位的业绩期间结束日期，我们的已发行和已发行的A类普通股的百分比，修改的金额范围为0%至240%基于某些绝对和相对股东回报组成部分。这些奖励的补偿成本在合并和综合经营报表的一般和行政费用中列报，并相应记入综合资产负债表上的额外实收资本。

与未归属赔偿相关的未确认赔偿成本为#美元。71.6截至2021年12月31日，预计将在加权平均期内确认5.0好几年了。涉及我们所有未归属单位的交易，包括加权平均授予日期公允价值，汇总如下：


	目标A类股	加权平均授权日公允价值
	(单位：千)
未归属于2020年12月31日	—	$	—
授与	4,195	17.33
既得	—	—
没收	—	—
未归属于2021年12月31日	4,195	17.33

股权分类康丹戈PSU奖

在合并交易之前，ConTango向其员工颁发了股权分类的PSU奖励，以换取他们在每个奖励的各自业绩期间为ConTango提供的服务。作为合并交易的一部分，ConTango的股权分类PSU被修改为支付300合并交易结束时目标PSU奖励金额的%。由于PSU奖励作为合并交易的一部分进行了修改，因此我们将补偿成本计入ConTango股权分类PSU的公允价值增加金额，这是合并交易完成后立即在综合资产负债表上对合并和合并运营报表进行修改所导致的补偿成本和行政费用，相应贷方为综合资产负债表上的额外实缴资本和可赎回非控制权益。

NOTE 14 – 关联方交易

KKR集团

管理协议

关于合并交易，吾等与KKR Energy Assets Manager LLC(“管理人”)订立管理协议(“管理协议”)。根据管理协议，经理向本公司提供其执行管理团队及若干管理服务。管理协议的初始期限为三年并应在初始任期结束时自动续签，以获得额外的三年制除非本公司或经理人选择不续签管理协议，否则本公司将不再续签该管理协议。

122

作为根据管理协议提供的服务和经理的管理费用(包括执行管理团队的薪酬)的对价，经理有权获得等同于#美元的补偿(“管理补偿”)。13.5每年百万美元，这代表我们按比例(基于我们对OpCo的相对所有权)$53.3百万美元。随着我们对OpCo持股比例的增加，这一金额将会随着时间的推移而增加。此外，随着我们业务和资产的扩张，管理层薪酬可能会增加相当于1.5本公司未来发行所有股权证券(包括与收购有关)所得款项净额的每年%。然而，递增的管理层补偿将不适用于在赎回或交换OpCo单位时发行我们的股票。于截至2021年12月31日止年度内，本公司录得一般及行政开支$0.9百万美元，与管理协议有关。

此外，经理有权获得激励性薪酬(“激励性薪酬”)，根据该薪酬，经理的目标是获得10我们已发行的A类普通股的百分比基于某些基于业绩的衡量标准的实现。激励性薪酬包括五结算价超过30亿美元的部分五年从2024年开始，每批涉及A类普通股的目标数量等于2已发行的A类普通股在结算时的百分比。只要经理持续向我们提供服务，直至适用于某一部分的履约期结束，经理就有权就若干A类普通股进行结算，范围从0%至240根据适用于此类付款的业绩目标的实现程度，为初始目标额的百分比。在截至2021年12月31日的年度内，我们授予了与激励薪酬相关的绩效股票单位。看见附注13--奖励薪酬安排以获取更多信息。

KKR基金

根据管理协议的条款，吾等可不时与EIGF II及/或其他KKR基金(“KKR基金”)一起投资于上游油气资产。在此情况下，我们若干合并附属公司与KKR基金拥有的实体订立总服务协议(“MSA”)，据此，我们的附属公司向该等KKR基金提供若干服务，包括分配石油、天然气及NGL的生产及销售，收取及支付各自石油及天然气资产的收入、营运开支及一般及行政开支，以及支付与持续经营石油及天然气资产相关的所有资本成本。我们的子公司每月结算到期或到期的KKR基金余额。与这些MSA相关的行政成本由我们根据(I)我们可能代表KKR基金招致的直接费用的实际基础，或(Ii)基于各方对此类服务的估计使用情况在各个KKR基金之间分配的费用来分配给KKR基金。截至2021年12月31日，我们有关联方应收账款$3.3百万美元计入应收账款-附属公司和美元7.0应付账款中包含的百万美元-我们综合资产负债表上与KKR基金交易相关的附属公司。

其他交易

我们付了$1.6向KKR的附属公司KKR Capital Markets LLC收取100万美元的费用，用于作为簿记管理人提供与2021年5月发行我们的优先债券相关的服务，并在合并资产负债表的长期债务中记录为债务发行成本。此外，我们还支付了$0.1KKR Capstone America LLC向KKR Capstone America LLC支付与保险和员工福利、尽职调查和安置相关的专业费用支持，并在合并和综合经营报表中记录为一般和行政费用。2022年2月，我们支付了$0.4向KKR Capital Markets LLC支付与发行新债券相关的费用100万美元。看见附注16--后续事件。

FDL

2021年4月1日，某些少数投资者，包括FDL Operating LLC(“FDL”)管理层，交换了100他们在巴尼特盆地天然气资产中的权益9,508我们的前身A级单位，代表着0.77我们合并后所有权的%。由于我们已经合并了这些资产的结果，这笔交易被计入股权交易，并反映为从非控股权益到成员股权的重新分类不是在交易所(“2021年4月交易所”)确认的损益。截至2021年12月31日，FDL的管理层拥有的0.15持有我们B类股份的%，并持有我们某些合并子公司的非控股权益。

我们的一些合并子公司已经与FDL签订了石油和天然气物业运营和服务协议(“FDL协议”)。根据FDL协议，FDL受聘管理若干综合附属公司业务活动的日常运作，包括向吾等及其他权益持有人分配石油、天然气及天然气液体的生产及销售、各自石油及天然气资产的收入、营运开支及一般及行政开支，以及支付与持续经营该等资产相关的所有资本成本。作为合同的一部分，FDL随后将分配收入，

123

运营费用、一般和行政费用以及适当地向我们和其他人收取的现金。我们每月结算FDL的欠款或欠款。截至2021年12月31日，我们有一笔来自FDL的净关联方应收账款，总额为$16.9在2020年12月31日，我们有一个应付FDL的净关联方总额为$7.5百万美元，分别计入我们综合资产负债表上的应收账款-联属公司和应付帐款-联属公司。2021年9月20日，我们发出通知，我们将终止2022年3月31日生效的FDL协议。在2021年10月，作为终止主要条款的一部分，我们同意支付高达$6.5对于某些符合资格的敬业员工，我们将支付100万美元的清盘成本和额外的遣散费，其中任何未使用的部分将在清盘结束时退还给我们。在截至2021年12月31日的年度内，我们录得3.3与终止合同相关的百万美元费用。

每分钟转速

KKR集团的一间联属公司已与RPM Energy Management Partnership L.P.(“RPM”)的一间附属公司订立总管理服务协议(“MSA”)，担任由我们的合并附属公司控制的若干矿产及非营运资产的管理人。根据MSA，并在某些KKR关联实体的管理下，RPM管理我们某些石油和天然气资产的日常运营。我们报销RPM为履行其在MSA下的义务而产生的所有合理的自付费用(“可分配间接费用”)。可分配间接费用是按实际基础向我们收取的，没有加价或补贴。因此，可分配间接费用成本接近合理的市场价格，并代表了如果我们没有加入MSA将会产生的费用。我们按月结算应付或应付RPM的余额。

截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们有一笔应付RPM的款项为$1.7应付账款中包括的百万美元-我们合并资产负债表上的附属公司。2021年12月31日，我们终止了与RPM的合作关系。

NOTE 15 – 每股收益

我们有二A类普通股和B类普通股。然而，只有A类普通股股票才有权获得股息，而B类普通股股票没有权利参与股息或未分配收益。我们采用两类法来计算每股收益(“EPS”)。两级法根据期内申报的股息或股利等价物以及各证券各自在未分配损益中的参与权，确定普通股和参股证券的每股收益。

如下文所述注1--陈述的组织和依据在合并交易和独立重组的合并基础上，我们的财务报表进行了追溯重写，以反映独立和出资实体的历史账目。合并交易前一段时间的净收益(亏损)分配给我们的前身，因为我们前身的A类单位与合并交易相关的B类普通股被交换。新月能源应占净收益(亏损)分配给A类普通股和B类普通股，根据各类别在实施期内宣布的股息(如果有的话)后分享未分配收益和亏损的权利分配给A类普通股和B类普通股。

下表列出了每股基本净收益(亏损)和稀释后净收益(亏损)的计算方法：

124


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位和单位金额除外，以千为单位)
分子：
净收益(亏损)	$	(432,227)	$	(216,124)	$	46,709
减去：可归因于前身的净(收益)亏损	339,168		118,649		(45,839)
减去：可归因于非控股权益的净(收益)亏损	14,922		97,475		(870)
减去：可赎回非控股权益造成的净(收益)亏损	58,761		—		—
新月能源公司的净收益(亏损)	$	(19,376)	$	—	$	—
分母：
加权平均-A类已发行普通股-基本和稀释(1)	41,954,385
加权平均已发行B类普通股-基本和稀释	127,536,463
每股净收益(亏损)：
A类普通股-基本普通股和稀释普通股(1)	$	(0.46)
B类普通股-基本普通股和稀释普通股	$	—

(1)代表合并交易后一段时间A类普通股的加权平均流通股和A类普通股每股净亏损。

NOTE 16 – 后续事件

到这些财务报表发布之日为止，已经对后续事件进行了评估，2021年12月31日之后，除了以下披露的项目外，没有其他事件需要对我们的财务报表中的披露进行额外的调整。

$200.0百万高级债券发行量

2022年2月，我们额外发放了1美元200.0本公司本金总额为百万美元7.2502026年到期的优先债券百分比(“新债券”)。是次发行的新债券是根据本公司发行的$500.02021年5月发行百万份，如中所述附注8--债务。新债券将被视为单一系列，并将与高级债券作为一个类别一起投票。除发行日期、发行价和首期利息外，新债券与高级债券具有相同的条款和条件。

Uinta盆地收购

于2022年2月，我们的附属公司之一Javelin VentureCo，LLC(“买方”)及OpCo与特拉华州有限责任公司Verdun Oil Company II LLC(“卖方”)订立会员权益购买协议(“购买协议”)，据此买方同意向卖方购买Uinta AssetCo，LLC(一家即将成立的德克萨斯州有限责任公司)的所有已发行及尚未支付的会员权益(“已购买权益”)。犹他州公司将持有位于犹他州的EP Energy E&P Company，L.P.的所有勘探和生产资产及其某些义务(“犹他州资产”)。

卖方将获得大约$的总对价。815.0(B)现金百万元及假设若干套期保值，但须受购买协议所载的某些惯常购买价格调整所规限。OPCO已同意保证买方有义务在成交时为收购价格提供资金，预计这将发生在2022年上半年。

随着交易的完成，我们预计将对我们的循环信贷安排进行一项修正案，其中包括将选定的承诺额增加到#美元1.3十亿美元。然而，我们不能保证我们将完成这笔交易，也不能保证我们将对我们的循环信贷安排进行这样的修订。

查玛

2022年2月，我们将以前由ConTango拥有的墨西哥湾的所有资产和前景都贡献给了Chama Energy LLC(“Chama”)，我们在该实体中保留了大约9.4%。这种利息的估值为

125

大约$3.75百万美元。约翰·戈夫，我们的董事会主席，持有大约17.5%的股权，其余权益由其他投资者持有。根据CHAMA的有限责任公司协议，吾等可能须支付若干修井费用，并须支付与生产CHAMA持有的资产有关的封堵及废弃费用(统称为“新月供款”)。我们会收到90.0来自生产资产的现金流的%，任何新月捐款都会增加这一比例。

分红

2022年3月9日，董事会批准了季度现金股息$0.12每股，或$0.48每股按年率计算，将于2021年第四季度支付给我们的股东。季度股息将于2022年3月31日支付给截至2022年3月18日收盘时登记在册的股东。

季度现金股息的支付取决于管理层对我们的财务状况、经营结果和与此类支付相关的现金流的评估，并经我们的董事会批准。根据目前的经济状况，管理层将按季度评估未来现金股息的任何增加。

NOTE 17 – 选定季度财务数据(未经审计)

所示期间的季度财务数据如下：


	第一季度		第二季度		第三季度		第四季度
	(单位为千，每股除外)
2021
收入	$	317,860	$	330,130	$	365,726	$	463,261
营业收入(亏损)	88,045		100,483		133,604		161,607
净收益(亏损)	(166,268)		(272,861)		(162,043)		168,945
减去：可归因于前身的净(收益)亏损	155,629		269,608		160,567		(246,636)
减去：可归因于非控股权益的净(收益)亏损	10,639		3,253		1,476		(446)
减去：可赎回非控股权益造成的净(收益)亏损	—		—		—		58,761
新月能源公司的净收益(亏损)	—		—		—		(19,376)
每股净收益(亏损)
A类普通股-基本普通股和稀释普通股	$	—	$	—	$	—	$	(0.46)
B类普通股-基本普通股和稀释普通股	$	—	$	—	$	—	$	—
2020
收入	$	207,848	$	103,509	$	190,612	$	252,252
营业收入(亏损)	3,353		(293,463)		(26,669)		(56,849)
净收益(亏损)	466,790		(412,227)		(101,005)		(169,682)
减去：可归因于前身的净(收益)亏损	(320,722)		236,166		69,990		133,215
减去：可归因于非控股权益的净(收益)亏损	(146,068)		176,061		31,015		36,467
新月能源公司的净收益(亏损)	—		—		—		—
每股净收益(亏损)
A类普通股-基本普通股和稀释普通股	$	—	$	—	$	—	$	—
B类普通股-基本普通股和稀释普通股	$	—	$	—	$	—	$	—

126

NOTE 18 – 补充石油和天然气披露(未经审计)

作业区的地理位置

我们拥有工作权益以及矿产和特许权使用费权益的所有石油和天然气资产都位于美国大陆，其中大部分集中在德克萨斯州、落基山和俄克拉何马州。因此，以下有关我们发生的成本和已探明储量的披露是在合并和合并的基础上列报的。此外，我们还有一个37我们的权益法投资公司Exaro拥有%的所有权，该公司在怀俄明州的约拿油田运营。

石油和天然气储量信息

下表列出了截至2021年、2020年和2019年12月31日的净探明储量以及这些年来探明石油、天然气和天然气净储量的变化。此外，我们的权益法投资(Exaro)的净探明储量也是基于我们的37%所有权百分比。由于Exaro是在2021年作为合并交易的一部分被收购的，因此没有公布之前的期间。


发达与不发达	油 (MBBLS)	天然气 (MMCF)	天然气液体 (MBBLS)	总计 (MBOE)
整合运营
截至2018年12月31日的净探明储量	202,805	1,189,962	75,780	476,913
对先前估计数的修订	10,477	20,552	(11,321)	2,581
扩展、发现和其他添加(1)	12,003	24,472	1,855	17,936
出售现有储备	—	—	—	—
储备购买到位	—	—	—	—
生产	(13,752)	(73,747)	(5,188)	(31,231)
截至2019年12月31日的净探明储量	211,533	1,161,239	61,126	466,199
对先前估计数的修订(2)	(57,708)	(478,153)	(20,279)	(157,680)
扩展、发现和其他添加	4,088	21,479	603	8,271
出售现有储备	—	—	—	—
储备购买到位(3)	22,409	196,840	18,952	74,168
生产	(13,132)	(78,541)	(5,078)	(31,300)
截至2020年12月31日的净探明储量	167,190	822,864	55,324	359,658
对先前估计数的修订(4)	9,147	316,572	16,480	78,389
扩展、发现和其他添加	7,007	17,247	2,093	11,975
出售现有储备	(6,333)	(48,977)	(3,265)	(17,762)
储备购买到位 (5)	46,386	451,702	11,960	133,630
生产	(13,237)	(89,455)	(6,099)	(34,245)
2021年12月31日的净探明储量	210,160	1,469,953	76,493	531,645

股权附属公司












截至2020年12月31日的净探明储量	—	—	—	—
对先前估计数的修订	—	—	—	—
扩展、发现和其他添加	—	—	—	—
出售现有储备	—	—	—	—
储备购买到位	205	20,880	—	3,685
生产	(1)	(115)	—	(20)
2021年12月31日的净探明储量	204	20,765	—	3,665

合计公司
截至2019年12月31日的净探明储量	211,533	1,161,239	61,126	466,199
截至2020年12月31日的净探明储量	167,190	822,864	55,324	359,658
2021年12月31日的净探明储量	210,364	1,490,718	76,493	535,310

127

(1)在截至2019年12月31日的年度内，我们增加了17.9钻探活动和主要探明地区(主要是鹰滩和二叠系)技术评估的已探明储量Mboe。大致77截至2019年12月31日的年度新增储量中，原油和NGL占比为%。

(2)对先前估计数的修订包括92.0向下修正我们的PUD储备。这些调整主要是由于大宗商品价格下跌，减少了我们已探明地点的可开采储量数量，也导致某些按年终价格计算不经济的PUD地点被移除。

(3)购买以取代74.2Mmboe主要与二叠纪和DJ盆地有关。

(4)对先前估计数的修订包括92.7由于定价和成本变化，mmboe向上修正，抵消21.1MMboe下调了我们的PUD储备，原因是某些不再属于我们的位置的地点被移除五年期合并交易后的综合发展计划。

(5)包括原地购买量125.6我们合并交易中的Mboe，5.6Mmboe来自我们的中央盆地平台收购和2.5我们收购DJ盆地的Mmboe。

下表列出了截至2021年12月31日和2020年、2019年和2018年的年度，我们在Exaro的综合业务和投资的已探明石油、天然气和NGL净储量：


已探明开发储量	油 (MBBLS)	天然气 (MMCF)	天然气液体 (MBBLS)	总计 (MBOE)
整合运营
2021年12月31日	158,091	1,404,570	66,402	458,588
2020年12月31日	92,024	748,496	44,307	261,079
2019年12月31日	103,728	870,491	48,997	297,808
股权附属公司
2021年12月31日	204	20,765	—	3,665
2020年12月31日	—	—	—	—
2019年12月31日	—	—	—	—


已探明未开发储量	油 (MBBLS)	天然气 (MMCF)	天然气液体 (MBBLS)	总计 (MBOE)
整合运营
2021年12月31日	52,069	65,383	10,091	73,057
2020年12月31日	75,166	74,368	11,017	98,579
2019年12月31日	107,805	290,748	12,129	168,391
股权附属公司
2021年12月31日	—	—	—	—
2020年12月31日	—	—	—	—
2019年12月31日	—	—	—	—

与油气生产活动相关的资本化成本

下表汇总了截至2021年12月31日和2020年12月31日我们在Exaro的综合业务和投资的石油和天然气生产活动的资本化成本：

128


	截止到十二月三十一号，
	2021		2020
	(单位：千)
整合运营
已探明的石油和天然气性质(成功努力法)	$	6,043,602	$	4,910,059
未探明的石油和天然气性质	308,721		288,459
石油和天然气属性，按成本计算	6,352,323		5,198,518
减少累计折旧、损耗和摊销	(1,881,933)		(1,666,620)
净资本化成本	$	4,470,390	$	3,531,898

股权附属公司
已探明的石油和天然气性质(成功努力法)	$	9,043	$	—
未探明的石油和天然气性质	—		—
石油和天然气属性，按成本计算	9,043		—
减少累计折旧、损耗和摊销	(67)		—
净资本化成本	$	8,976	$	—

油气资产收购、勘探和开发活动中发生的费用

购置成本包括购买、租赁或以其他方式获得财产所发生的成本。勘探成本包括增加探井(包括正在进行的探井)和勘探费用。开发成本包括增加生产设施和设备以及增加开发井(包括正在进行的开发井)。

下表汇总了截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度，我们的合并业务和我们在Exaro的投资与我们的石油和天然气活动相关的成本：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位：千)
整合运营
采购成本：
证明了	$	1,098,696	$	355,010	$	795
未经证实	41,355		680		7,264
勘探成本	1,180		—		710
发展	194,828		83,013		318,157
已招致的总成本	$	1,336,059	$	438,703	$	326,926

股权附属公司
采购成本：
证明了	$	—	$	—	$	—
未经证实	—		—		—
勘探成本	—		—		—
发展	—		—		—
已招致的总成本	$	—	$	—	$	—

与探明油气储量相关的未来现金流折现标准化计量

以下信息是利用ASC 932-采掘业-石油和天然气规定的程序，基于我们的工程人员估计的原油、天然气和天然气储量和产量编制的。这些估计是基于本月1日大宗商品价格的12个月平均水平。以下信息对于某些比较目的可能是有用的，但不应完全依赖于评估我们的业绩。此外，下表中包含的信息不应被视为代表对未来现金流量的现实评估，也不应被视为未来现金流量贴现的标准化衡量标准代表我们的当前价值。

129

以下所示的未来现金流是根据截至预测日期的销售价格和成本率计算的。预计未来可能会对原油、天然气和天然气储量的一些估计进行重大修订，储量的开发和生产可能发生在假设之外的时期，实际实现的价格和产生的成本可能与使用的价格和成本有很大差异。

管理层在作出投资和经营决策时不依赖以下信息。该等决定基于一系列因素，包括对可能及可能储量以及已探明储量的估计，以及被认为更能代表可能预期的一系列可能经济情况的不同价格及成本假设。

未来的净现金流分别在2021年12月31日、2020年和2019年12月31日通过应用价格计算得出，这些价格是根据地点和质量差异调整后的月初大宗商品价格的简单平均值，并考虑了已知的合同价格变化。下表提供了用于计算相关储备类别的位置和质量差异调整前的单位平均基准价格：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
单位平均基准价：
原油(Bbl)	$	66.56	$	39.56	$	55.69
天然气(MMBtu)	$	3.60	$	1.99	$	2.62

下表列出了截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度，根据石油和天然气储量的预计产量，对我们的合并业务和我们在Exaro的投资的未来净现金流贴现的标准化衡量标准：


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位：千)
整合运营
未来现金流入	$	21,063,117	$	8,232,932	$	15,745,942
未来生产成本	(10,194,648)		(4,280,563)		(6,766,410)
未来开发成本(1)	(1,477,562)		(1,353,957)		(2,323,420)
未来所得税	(352,136)		(30,155)		(63,136)
未来净现金流	9,038,771		2,568,257		6,592,976
预估时间每年有10%的折扣	(4,080,471)		(1,240,397)		(3,482,128)
未来净现金流量贴现的标准化计量	$	4,958,300	$	1,327,860	$	3,110,848

股权附属公司 (2)
未来现金流入	$	99,290	$	—	$	—
未来生产成本	(55,371)		—		—
未来开发成本	(2,309)		—		—
未来所得税	(1,730)		—		—
未来净现金流	39,880		—		—
预估时间每年有10%的折扣	(16,702)		—		—
未来净现金流量贴现的标准化计量	$	23,178	$	—	$	—

(1)未来的开发成本包括未来的废弃成本和打捞成本。

(2) 股权附属公司使用的平均基准价为$66.55每桶原油和1美元3.64天然气每MMBtu。

未来净现金流量贴现标准化计量的变化

下表列出了截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度，我们的合并业务和我们在Exaro的投资的未来净现金流量贴现标准化计量的变化：

130


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位：千)
整合运营
期初余额	$	1,327,860	$	3,110,848	$	4,207,347
价格和生产成本的净变动	3,330,299		(1,184,939)		(821,874)
未来开发成本的净变化	117,333		160,465		(59,359)
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产费用	(872,521)		(290,053)		(568,665)
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本	162,657		31,688		182,697
储备购买到位	1,236,388		176,480		—
出售现有储备	(84,095)		—		—
对先前数量估计数的修订	(295,234)		(887,395)		(226,561)
先前估计发生的开发成本	95,879		32,873		15,676
税收净变动	(184,419)		19,350		(19)
增加折扣	124,153		283,954		424,278
时间和其他方面的变化	—		(125,411)		(42,672)
期末余额	$	4,958,300	$	1,327,860	$	3,110,848

股权附属公司
期初余额	$	—	$	—	$	—
价格和生产成本的净变动	—		—		—
未来开发成本的净变化	—		—		—
生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产费用	(1,246)		—		—
延伸、发现、增加和提高采收率，扣除相关成本	—		—		—
储备购买到位	26,154		—		—
出售现有储备	—		—		—
对先前数量估计数的修订	—		—		—
先前估计发生的开发成本	—		—		—
税收净变动	(1,730)		—		—
增加折扣	—		—		—
时间和其他方面的变化	—		—		—
期末余额	$	23,178	$	—	$	—

131

附表I

注册人的简明财务信息

新月能源公司

母公司资产负债表


	十二月三十一日， 2021		十二月三十一日， 2020
	(单位为千，共享和单位数据除外)
资产
对子公司的投资	$	3,103,176	$	2,893,160
总资产	$	3,103,176	$	2,893,160

负债、可赎回的非控制性权益和权益
流动负债：
应付帐款-附属公司	$	914	$	—
应计负债	68		—
流动负债总额	982		—
递延税项负债	82,537		—
总负债	83,519		—
或有事项(附注3)
可赎回的非控股权益	2,325,013		—
股本：
会员权益-A类单位，不是单位和1,220,421截至2021年12月31日和2020年12月31日的未偿还单位	—		2,716,892
A类普通股，$0.0001票面价值；1,000,000,000授权股份及43,105,376已发行及已发行的股份41,954,385截至2021年12月31日的流通股；不是截至2020年12月31日的已发行和已发行股票	4		—
B类普通股，$0.0001票面价值；500,000,000授权股份及127,536,463截至2021年12月31日发行和发行的股票；不是截至2020年12月31日的已发行和已发行股票	13		—
优先股，$0.0001票面价值；500,000,000授权股份及1,000截至2021年12月31日发行和发行的第一系列优先股；不是截至2020年12月31日的已发行和已发行股票	—		—
库存股，按成本价计算；1,150,991截至2021年12月31日的A类普通股和不是截至2020年12月31日的A类普通股	(18,448)		—
额外实收资本	720,016		—
累计赤字	(19,376)		—
非控制性权益	12,435		176,268
总股本	694,644		2,893,160
总负债、可赎回的非控股权益和权益	$	3,103,176	$	2,893,160

财务报表附注是这些简明财务报表的组成部分。

132

附表I-续

注册人的简明财务信息

新月能源公司

母公司营业报表


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位为千，每股除外)
收入	$	—	$	—	$	—
费用：
一般和行政费用	914		—		—
总费用	914		—		—
子公司税前收益(亏损)和权益收益(亏损)	(914)		—		—
所得税优惠(费用)	867		—		—
子公司未计权益的收益(亏损)在收益(亏损)中	(47)		—		—
子公司净收益(亏损)中的权益，税后净额	(432,180)		(216,124)		46,709
净收益(亏损)	(432,227)		(216,124)		46,709
减去：可归因于前身的净(收益)亏损	339,168		118,649		(45,839)
减去：可归因于非控股权益的净(收益)亏损	14,922		97,475		(870)
减去：可赎回非控股权益的净亏损	58,761		—		—
可归因于新月能源的净亏损	$	(19,376)	$	—	$	—
每股净亏损：
A类普通股-基本普通股和稀释普通股	$	(0.46)
B类普通股-基本普通股和稀释普通股	$	—
加权平均未偿还股份：
A类普通股-基本普通股和稀释普通股	41,954
B类普通股-基本普通股和稀释普通股	127,536

财务报表附注是这些简明财务报表的组成部分。

133

附表I-续

注册人的简明财务信息

新月能源公司

母公司现金流量表


	截至十二月三十一日止的年度，
	2021		2020		2019
	(单位：千)
经营活动的现金流：
净收益(亏损)	(432,227)		(216,124)		46,709
对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整：
子公司权益(收入)亏损	432,180		216,124		(46,709)
递延所得税(福利)	(935)		—		—
营业资产和负债变动情况：
应付帐款-附属公司	914		—		—
应计负债	68		—		—
经营活动提供的净现金	—		—		—
投资活动提供的净现金	—		—		—
融资活动提供的现金净额	—		—		—
现金、现金等价物和限制性现金净变化	—		—		—
期初现金、现金等价物和限制性现金	—		—		—
期末现金、现金等价物和限制性现金	$	—	$	—	$	—

财务报表附注是这些简明财务报表的组成部分。

134

附表I-续

新月能源公司

母公司财务报表附注

注1-陈述依据

2021年12月7日，我们完成了合并交易，据此，康丹戈石油天然气公司(“康丹戈”)与独立能源有限责任公司(“独立”)合并，成立了一家名为“新月能源公司”的新上市控股公司。我们的A类普通股在纽约证券交易所上市，代码是“CRGY”。合并后的新公司的结构是“UP-C”，我们的所有资产和业务都由新月能源公司(“新月”)持有，新月能源公司(“新月”)是新月能源运营有限责任公司(“新月能源”)的唯一管理成员。我们是一家控股公司，通过我们合并后的子公司OpCo开展几乎所有的业务。我们唯一的物质资产由OpCo(“OpCo Units”)的单位组成。作为OpCo的唯一管理成员，我们负责与OpCo业务相关的所有运营、管理和行政决策。由于OpCo的单位持有人缺乏控股权的特征，OpCo被确定为可变利益实体。新月会被认为是OpCo的主要受益者，因为它既有权指导OpCo，也有权从OpCo获得利益。因此，我们整合了OpCo及其子公司(包括新月能源金融有限责任公司)的财务业绩。前ConTango股东现在拥有新月会A类普通股的股份，新月会拥有关于新月会的投票权和经济权利。我们的前身独立能源有限责任公司(Independent Energy LLC)的前所有者现在拥有经济的、无投票权的OpCo单位和相应的新月会B类普通股，这些单位对新月会拥有投票权(但没有经济上的权利)。OPCO大约拥有25按新月度计算的百分比，约为75%由我们可赎回的非控股权益的持有者代表前独立所有者。

Isla合并，独立公司于2021年12月7日与OpCo合并，与合并交易相关，被视为共同控制下的实体重组。按照公认会计准则的要求，独立公司的贡献被视为共同控制下的实体的重组，以类似于利益集合的方式，所有资产和负债按账面价值转移给我们。由于ISLA合并导致报告实体发生变化，并且为了在合并交易前提供可比较的财务信息，我们的财务报表进行了追溯重塑，以反映我们的会计前身--独立会计公司(“前身”)的历史账目。

这些简明母公司财务报表反映新月作为母公司对OpCo的活动，并已根据S-X规则5-04和12-04编制，因为OpCo及其合并子公司的受限净资产超过新月综合净资产的25%。本资料应与本年度报告第二部分第8项“财务报表和补充数据”中的新月会合并和合并财务报表一并阅读。

附注2--所得税

有关所得税的详细信息，请参阅附注10--所得税，列入本年度报告第二部分第8项“财务报表和补充数据”中的新月会合并和合并财务报表。

附注3--或有事项

有关与诉讼相关的或有事项的详细信息，请参阅附注12--承付款和或有事项，列入本年度报告第二部分第8项“财务报表和补充数据”中的新月会合并和合并财务报表。

135

项目9.会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧

没有。

第9A项。控制和程序

信息披露控制和程序的评估

公司首席执行官和首席财务官评估了截至2021年12月31日，公司披露控制和程序(该术语在修订后的1934年证券交易法下的规则13a-15(E)和15d-15(B)中定义)的设计和运作的有效性。基于这样的评估，这些高级管理人员得出的结论是，截至2021年12月31日，公司的披露控制和程序是设计和有效的，以确保根据交易法提交或提交的公司报告中要求纳入的信息在美国证券交易委员会规则和表格指定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告，并且根据交易法提交或提交的公司报告中要求披露的信息经过积累并传达给公司管理层，包括其主要高管和主要财务官，或视情况执行类似职能的人员，以便及时就所需披露做出决定。

在设计和评估公司的披露控制和程序时，管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和操作多么良好，都只能提供合理的、而不是绝对的保证，确保控制系统的目标能够实现。此外，任何控制系统的设计在一定程度上都是基于对未来事件可能性的某些假设，以及在评估可能的控制和程序的成本-收益关系时应用判断。由于控制系统的这些和其他固有限制，只有合理的保证，公司的控制将在所有潜在的未来条件下成功实现其目标。

财务报告内部控制的变化

在截至2021年12月31日的季度内，公司对财务报告的内部控制(根据“交易法”第13a-15(F)和15d-15(F)条的规定)没有发生重大影响或合理地可能对公司财务报告的内部控制产生重大影响的变化。

管理层对财务报告内部控制的评价

我们的管理层负责对我们的财务报告建立和保持足够的内部控制。如本年报所述，本公司于2021年12月7日根据交易协议条款完成合并交易。正如《美国证券交易委员会合规与披露解释215.02》所预期的那样，根据S-K法规第308(A)项的要求，我们已将管理层关于其财务报告内部控制评估的报告排除在本年度报告之外，为了替代该报告，我们提供以下披露，说明为什么未纳入管理层评估。由于管理层的报告被排除在外，根据S-K规则第308(B)项，我们的独立注册会计师事务所的报告也被排除在外。

由于合并交易的结果，我们认为在本报告中包括管理层关于财务报告的内部控制的报告将没有意义，因为合并交易前ConTango的内部控制已不复存在。合并交易后的内部控制制度与独立公司以前的制度相同。此外，我们目前使用的所有重要IT系统都是独立以前使用的系统。

在我们截至2022年12月31日的财政年度的Form 10-K年度报告中，我们将根据S-K条例第308(A)项的要求，包括我们管理层对其财务报告内部控制评估的报告。在进行这项评估时，管理层将使用特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会在内部控制--控制评估的综合框架范围--规定的标准。在这份表格10-K的年报中，我们亦会把我们的注册会计师事务所的报告列入S-K规例第308(B)项。

第9B项。其他信息

不适用

136

项目9C。披露妨碍检查的外国管辖范围。

不适用

第三部分

项目10.董事、高级管理人员和公司治理

董事会和高级管理人员

下表列出了我们董事会成员(每人一名“董事”)和高级管理人员(每人一名“首席执行官”)的相关信息。


名字	年龄	职位
大卫·C·洛克查利	49	董事首席执行官兼首席执行官
布兰迪·肯德尔	37	首席财务官兼董事
托德·N·福尔克	41	首席会计官
本杰明·M·康纳	36	执行副总裁
约翰·克莱顿·“克莱”·林德	32	执行副总裁
博世	33	总法律顾问兼公司秘书
约翰·C·戈夫	66	董事长兼董事
克莱尔·S·法利	62	董事
罗伯特·G·格温	58	董事
Ellis L.《龙》·麦凯恩	73	董事
凯伦·J·西蒙	62	董事
埃里希·博宾斯基	33	董事
贝文·布朗	45	董事

以下是每一位董事和首席执行官的商业经历的传记总结。

大卫·C·洛克查利自2021年3月以来一直担任新月能源公司首席执行官，在此之前，他从2020年6月开始担任新月能源公司的经理和总裁。自2020年6月以来，洛克查利先生一直担任我们的董事。Rockecharlie先生于2011年加入Kohlberg Kravis Roberts&Co.，L.P.(“KKR”)，目前是KKR能源实物资产业务的合伙人兼主管以及KKR能源投资委员会主席。在加入KKR之前，Rockecharlie先生是私营石油和天然气公司RPM Energy，LLC的联合创始人和联席首席执行官。在此之前，洛克查利曾担任杰富瑞公司(Jefferies&Company)能源投资银行集团(Energy Investment Banking Group)的联席主管，在此之前是埃尔帕索公司(ElPaso Corp.)的一名高管，在那里他领导了各种企业活动。洛克查利的职业生涯始于在S.G.Warburg和Donaldson，Lufkin&Jenrette担任能源投资银行家。Rockecharlie先生以优异成绩获得普林斯顿大学学士学位。我们相信Rockecharlie先生丰富的行业经验和长期的

与KKR的关系使他非常适合担任董事的角色。

布兰迪·肯德尔自2021年3月以来，她一直担任新月能源公司的首席财务官，在此之前，她从2020年6月开始担任新月能源公司的副总裁。肯德尔女士自2020年8月以来一直担任我们的董事。Kendall女士于2013年加入KKR，负责其Energy Real Assets团队的广泛投资组合管理活动，包括财务、规划、风险管理和企业发展。在加入KKR之前，Kendall女士在Marlin Midstream担任董事、财务和规划以及NFR Energy的财务助理。肯德尔的职业生涯始于能源投资银行行业，曾在摩根大通(JP Morgan)和都铎，皮克林，霍尔特公司(Tudor，Pickering，Holt&Co)任职。肯德尔在赖斯大学(Rice University)获得经济学、管理学和运动学学士学位。我们相信，肯德尔女士的金融专业知识和能源行业经验使她非常适合担任董事(Standard Chartered Bank)的一员。

托德·N·福尔克自2021年3月以来一直担任新月能源公司的首席会计官，在此之前，他从2020年6月开始担任新月能源公司负责财务的副总裁。福尔克先生于2018年加入KKR，现任董事及KKR能源实物资产业务首席会计官。在加入KKR之前，福尔克先生于2013年10月至2018年9月担任董事财务总监兼维特鲁安勘探总监。福尔克的职业生涯始于德勤，

137

在那里，作为一名高级经理，他帮助客户解决复杂的财务报告问题，专门从事首次公开募股(IPO)和其他与美国证券交易委员会的互动。福尔克先生在能源行业拥有超过18年的财务和会计经验，是一名注册公共会计师，并以优异成绩获得德州农工大学会计学学士学位和金融学硕士学位。

本杰明·M·康纳自2021年3月以来一直担任新月能源公司执行副总裁。康纳于2014年加入KKR，是Energy Real Assets团队的成员。在KKR任职期间，他通过能源收入和增长基金(Energy Income And Growth Fund)在北美参与了许多上游石油和天然气投资。在加入KKR之前，Conner先生在Lime Rock Partners工作，直接参与了多项投资，尤其专注于北美上游油气和油田设备、制造和服务。在加入石灰岩之前，他在摩根大通的自然资源投资银行部门工作，在那里他从事过许多企业咨询和融资交易。他毕业于德克萨斯大学麦库姆斯商学院(M.P.A.，B.B.A.)。

约翰·克莱顿·“克莱”·林德自2021年3月以来一直担任新月能源公司执行副总裁。林德于2015年加入KKR，是Energy Real Assets团队成员。在KKR任职期间，他参与了能源收入和增长基金策略在北美的大量石油和天然气投资，以及KKR对FlowStream大宗商品和资源环境解决方案的投资。在加入KKR之前，林德先生在都铎，皮克林，霍尔特公司的投资银行部门任职，主要负责能源行业公司的战略咨询和并购交易。在此之前，他在Tudor，Pickering，Holt&Co的股票研究部门工作。Rynd先生拥有德克萨斯农工大学经济学和历史学学士学位。

博世自2021年12月以来一直担任新月能源公司的总法律顾问和公司秘书。施正荣此前自2021年10月起担任独立总法律顾问。在加入独立之前，施先生于2014年10月至2018年1月和2018年12月至2021年10月在Vinson&Elkins L.L.P担任高级助理。在Vinson&Elkins L.L.P.任职期间，他专注于资本市场交易、公司治理和并购，主要是在石油和天然气行业。2018年1月至2018年12月，施正荣在石油国家管材生产商和供应商IPSCO Tubulars Inc.担任高级法律顾问。他在哈佛大学法学院获得法学博士学位，在莱斯大学获得政治学和政策研究学士学位。

约翰·C·戈夫，一位总部位于德克萨斯州沃斯堡的私人投资者，自2021年12月以来一直担任新月能源公司董事会主席。他于2018年8月当选为ConTango董事会成员，并于2019年10月当选为董事会非执行主席。戈夫在2007年创立了他的家族理财室戈夫资本(Goff Capital)。戈夫资本投资于各种公共和私营行业，目前专注于房地产、航空航天、石油天然气、娱乐和健康等领域的投资。戈夫先生在20世纪90年代初与理查德·雷恩沃特共同创立了新月会房地产公司，设计战略并策划收购，最终于1994年5月进行首次公开募股(NYSE)。在他担任首席执行官的领导下，新月地产从首次公开募股时的约5亿美元增长到2007年8月出售给摩根士丹利后的65亿美元。新月地产在上市13年中为股东提供了15.4%的复合年回报率和超过25亿美元的现金股息。2009年11月，戈夫与巴克莱资本(Barclays Capital)合作重新收购了新月地产，并于2017年12月购买了巴克莱资本的权益，成为新月地产及其子公司的主要所有者。新月地产目前管理的资产、开发和投资能力超过40亿美元。戈夫先生于1987年首次加入雷恩沃特，投资于各种行业的公共证券、私募股权和不良债务，包括石油和天然气、医疗保健、保险和银行。正是在这样的背景下，戈夫在2009年成立了自己的家族理财室--戈夫资本(Goff Capital)。戈夫资本目前专注于航空航天、能源、娱乐等领域的投资, 房地产和健康。戈夫先生毕业于德克萨斯大学奥斯汀分校，是麦库姆斯商学院名人堂成员。2014年，他被评为西南地区年度安永企业家，最近，他被选入北得克萨斯州房地产公司、达拉斯商业公司和沃斯堡商业名人堂(Fort Worth Business Hall Of Fame)。戈夫先生在投资和金融方面拥有敏锐的洞察力，包括在分析各个行业投资(包括能源投资)的机会、风险和战略方面的专业知识，并就公司治理问题提供指导，这使他非常适合担任董事(Standard Chartered Bank)的一员。

克莱尔·S·法利自2021年12月起担任董事，并于2020年8月至合并交易完成前担任独立董事。Farley女士在2011年作为合伙人加入KKR后，目前担任KKR能源实物资产团队的高级顾问。在加入KKR之前，她是RPM Energy LLC的联合创始人兼联席首席执行官。法利此前曾担任杰富瑞·兰德尔·杜威的董事顾问，同时担任联席总裁。在Randall&Dewey与Jefferies&Company合并之前，她是该公司的首席执行官。在此之前，她曾在德士古公司担任过各种职务，包括德士古水电公司的首席执行官、北美生产部总裁以及全球勘探和新企业总裁。她还担任过两家初创企业的首席执行官：Intelligence Diagnostics Corporation和Trade-Ranger Inc.。Farley女士是Technip FMC和LyondellBasell Industries，N.V.的董事会成员。

138

拥有埃默里大学学士学位。我们认为，法利女士的领导力、投资和能源经验使她非常适合担任董事(Sequoia Capital)的一员。

罗伯特·G·格温自2021年12月以来一直作为董事使用。格温先生曾担任阿纳达科石油公司(“阿纳达科”)的总裁，阿纳达科石油公司是世界上最大的独立石油和天然气勘探和生产公司之一，直到2019年8月该公司被西方石油公司收购。2009年至2018年，他曾担任阿纳达科财务执行副总裁兼首席财务官。格温目前是彭比纳管道公司和Enable Midstream Partners，LP的董事(Sequoia Capital)成员，他曾在中流合伙公司担任董事会主席。他曾在2010年至2019年担任西部天然气合伙公司及其普通合作伙伴西部天然气股权合伙公司的董事会主席，并从2007年开始担任这两个实体的董事(Standard Chartered Bank)。2013年至2018年期间，格温还担任莱昂代尔贝塞尔工业公司(LyondellBasell Industries，N.V.)的董事会主席，并从2011年开始在该公司担任董事(Sequoia Capital)。在他的职业生涯中，他曾在许多社区和慈善组织董事会任职，目前包括MD安德森癌症中心、杜克大学福库商学院和休斯顿学校社区。他拥有南加州大学的理学学士学位和杜克大学福库商学院的工商管理硕士学位，是特许金融分析师(CFA)。我们相信，格温先生的商业和行业经验使他非常适合担任董事的职务。

Ellis L.《龙》·麦凯恩自2021年12月以来一直作为董事使用。麦凯恩之前从2006年2月开始担任董事，一直到合并交易完成，当时他担任康泰戈审计委员会主席。从2014年年会到2016年年会，麦凯恩还一直担任康丹戈董事的首席执行官。麦凯恩先生在2009年7月至2010年8月期间担任Ellora Energy，Inc.(“Ellora”)的执行副总裁兼首席财务官，当时Ellora被并入埃克森美孚公司(Exxon Mobil Corporation)的一家子公司。在加入Ellora之前，麦凯恩先生从2001年开始担任上市勘探和生产公司Westport Resources Corporation(“Westport”)的副总裁、财务主管和首席财务官，直到Westport被出售给Kerr McGee Corporation，并于2004年从Westport退休。从1992年到2001年加入Westport之前，麦凯恩一直担任专注于石油和天然气行业的投资银行Petrie Parkman&Co.的高级副总裁兼负责人。从1978年到加入Petrie Parkman&Co.，麦凯恩在Presidio Oil Company、Petro-Lewis Corporation和Ceres Capital担任高级财务管理职务。1982年至2005年，他是丹佛大学金融学的兼职教授。除了新月能源公司的董事会外，麦凯恩目前还在Cheniere Energy Partners，GP，LLC、上市合伙企业Cheniere Energy Partners，L.P.和大陆资源公司(Continental Resources，Inc)的普通合伙人的董事会任职。麦凯恩先生拥有丹佛大学(University Of Denver)工商管理学士学位和金融专业MBA学位。麦凯恩先生在Ellora和Westport担任首席财务官的背景，以及他作为专门从事石油和天然气行业的投资银行家的经历，为公司带来了广泛的商业、财务和管理专业知识。麦凯恩还从他在其他几家能源公司担任董事(Standard Chartered Bank)的职位上带来了相当多的经验。我们相信，麦凯恩先生在商业、金融、管理和董事方面的广泛专业知识使他有资格在我们的董事会任职，并担任我们的审计委员会主席。

凯伦·J·西蒙自2021年12月以来一直作为董事使用。通过合并交易的完成，西蒙女士从2021年4月起担任康探戈董事的一名成员。西蒙女士在2019年12月退休之前曾在摩根大通担任投资银行业务副董事长。在她36年的银行业生涯中，她担任过许多领导职务，包括全球金融保荐人业务联席主管，为私募股权基金提供并购和融资投资银行服务；伦敦的欧洲、中东和非洲债务资本市场联席主管以及欧洲、中东和非洲石油天然气业务负责人；以及最近，她创建了摩根大通董事咨询新客户小组，专注于为上市公司董事提供建议。西蒙女士目前是两家欧洲上市公司的董事(Sequoia Capital)董事长；其中一家公司由她担任董事长，伦敦的Energean plc(伦敦股票代码：ENOG)自2018年3月起担任董事长，Aker ASA(奥斯陆股票代码：AKER)的公司自2013年4月起担任董事长。Energean是一家专注于地中海东部天然气资源的勘探和开发公司。自2018年3月Energean首次公开募股(IPO)以来，她与首席执行官合作，推进公司的增长战略和能源转型，同时建立关键的治理和合规框架。她是薪酬委员会成员，并担任提名与治理委员会主席。西蒙自2013年4月以来一直担任Aker ASA的非执行董事(Standard Chartered Bank)董事。AKER控制着多项工业投资，是挪威能源过渡领域的领军企业，最近进入碳捕获、海上和陆上风力发电以及清洁氢气生产领域，并为工业应用提供了许多数字软件产品。在摩根大通(JPMorgan)的职业生涯中，她多次被评为“欧洲100位最具影响力的金融界女性”之一, 她被《财经新闻》评为2010和2011年度最佳女性私募股权投资顾问。Simon女士于1983年获得商学双学位：达拉斯南卫理公会大学工商管理硕士学位和亚利桑那州美国国际管理研究生院(雷鸟)国际管理硕士学位。早些时候，她从科罗拉多大学毕业，以优异的成绩获得了经济学学士学位。我们相信，西蒙女士的商业和投资经验使她非常适合担任董事(Sequoia Capital)的一员。

139

埃里希·博宾斯基自2021年12月以来一直作为董事使用。博宾斯基曾在2020年8月至合并交易完成前担任董事的独立董事。博宾斯基是自由互惠投资公司(Liberty Mutual Investments)的董事研究员，自2019年4月以来一直担任该职位。博宾斯基于2010年加入LMI。博宾斯基先生拥有本特利大学的企业财务和会计学士学位。博宾斯基先生还拥有特许金融分析师资格，是波士顿证券分析师协会的成员。我们认为，博宾斯基先生的投资经验以及与LMI的关系使他非常适合担任董事的一员。

贝文·布朗自2021年12月以来一直作为董事使用。布朗女士此前在2020年8月至合并交易完成前担任董事的独立董事。布朗女士是伦敦金属投资管理公司全球伙伴关系和创新投资组合战略与管理的董事董事总经理，自2020年2月以来一直担任该职位，在此之前，她从2013年开始在伦敦金属投资管理公司担任董事(Sequoia Capital)。在加入LMI之前，布朗女士是一家私募股权公司的董事(Sequoia Capital)和普华永道(PwC)的经理。布朗女士拥有斯通希尔学院的学士学位。我们认为，布朗女士的投资经验以及与伦敦金属投资公司的关系使她非常适合担任董事(Sequoia Capital)的一员。

本公司董事会的组成

我们的董事会成员由优先股股东及其任何继任者(如适用)指定。我们目前的董事会由九名董事组成。根据合并交易，我们的两名现任董事由ConTango指定，包括戈夫先生担任董事长和McCain先生，七名董事由优先股东指定，包括Rockecharlie先生、Bobinsky先生以及Gwin和Msses先生。Kendall，Brown，Simon和Farley，受指定的权利协议和投票协议的约束，如下所述。

特定权利协议和投票协议

截至2021年6月7日，由特拉华州有限责任公司PT独立和独立能源聚合器GP LLC签署的指定权利协议(“指定权利协议”)授予PT独立公司指定两名董事进入我们董事会的权利(其中一人必须是独立董事公司)，只要Liberty Mutual Insurance Co.实益拥有相当于其最初持有的B类普通股股份的至少33.33%。只要PT独立拥有至少一股普通股，PT独立就有权指定一名董事进入我们的董事会。目前，PT独立公司指定的董事会成员是博宾斯基先生和布朗女士。

根据独立董事John C.Goff与其他签署方之间于2021年6月7日订立的投票协议(“投票协议”)，戈夫先生获授权就完成合并交易而获委任为本公司董事会成员。戈夫先生只有在获得独立董事多数票的情况下才能被免职。

除交易协议、表决协议及指定供股协议有关委任董事的条文外，任何董事与任何其他人士之间并无任何安排或谅解，董事根据该等安排或谅解获选为董事。除Rockecharlie先生及Kendall女士作为KKR雇员于管理协议拥有间接权益外，概无董事参与根据规例S-K第404(A)项须呈报的任何关联方交易。

审计委员会

根据交易所法案第3(A)(58)(A)条，我们有一个单独指定的董事会审计委员会(“审计委员会”)。我们的审计委员会有三名成员：麦凯恩先生、博宾斯基先生和西蒙女士。麦凯恩目前担任审计委员会主席。我们的董事会已经决定，麦凯恩先生、博宾斯基先生和西蒙女士中的每一位都构成了“证券法”第11节所界定的“审计委员会财务专家”。同样，根据纽约证券交易所的相关标准，我们审计委员会的每一名成员都是“独立的”。

商业行为和道德准则

我们的董事会已经通过了一项商业行为和道德准则，该准则可以在我们的网站www.crescentenergyco.com上免费获得。我们打算通过在上面指定的网站地址和位置张贴这些信息来满足表格8-K第5.05项中关于修订或豁免我们的商业行为和道德准则条款的披露要求。

140

拖欠款项第16(A)条报告

没有。

项目11.高管薪酬

薪酬问题探讨与分析

自根据管理协议的条款完成合并交易以来，我们一直由我们的经理进行外部管理。在2021财年，我们的所有高管，包括将被视为我们被任命的高管(“被任命的高管”)的个人，都受雇于经理。由于我们的管理协议规定我们的经理负责管理我们的日常事务，我们2021财年的高管目前没有从我们或我们的任何子公司获得任何担任我们高管的现金薪酬。此外，管理协议并不要求我们的指定行政人员指定特定的时间来履行管理协议项下我们经理对我们的义务，也不要求支付给经理的费用的特定金额或百分比分配给指定的执行人员。本基金经理不会专门为此类服务补偿其员工，因为这些员工还为基金经理的关联公司赞助、管理或建议的其他投资工具提供投资管理和其他服务。因此，我们的经理通知我们，它不能确定经理授予我们的指定高管的薪酬中仅与他们为我们提供的服务有关的部分。因此，我们无法提供任何被任命的高管(包括我们的首席执行官)的完整薪酬信息，因为我们被任命的高管的总薪酬反映了这些个人为其提供服务的所有投资工具的表现，包括但不限于我们。

我们不确定经理支付给我们指定的高管的现金补偿。我们的经理及其附属公司决定我们指定的高管从我们的经理及其附属公司赚取的工资、奖金和其他工资。我们的经理及其附属公司还决定是否以及在多大程度上为我们指定的高管提供员工福利计划。本公司并无与指定行政人员订立雇佣协议，亦不向指定行政人员提供退休金或退休福利、额外津贴或其他个人福利，亦无安排在指定行政人员离职或本公司控制权发生变动时向其支付款项。

虽然我们可能不会向我们指定的高管支付任何现金薪酬，但我们会向我们的经理支付管理薪酬和激励性薪酬，这些薪酬在标题“第一项和第二项.商业和物业-管理协议”中描述。管理层薪酬补偿经理为公司提供的服务，而激励性薪酬旨在进一步使经理和我们指定的高管的利益与公司的利益保持一致，并降低过度承担风险的可能性。此外，在薪酬委员会的酌情决定权下，我们采用了股权激励计划，根据该计划，我们可以奖励未受雇于经理的服务提供者。由于我们所有被任命的高管都是我们经理的雇员，因此没有一位被任命的高管有资格获得股权激励计划下的奖励。

基于股权的薪酬

下面的描述总结了我们已经采用的两个股权激励计划的具体条款，根据这些条款，我们可以向我们的服务提供商提供基于股权的补偿。经理激励计划管理授予经理的激励薪酬，股权激励计划管理对非经理雇员的服务提供商的奖励。

经理激励计划

在合并交易结束之前，我们通过了经理激励计划，并得到了股东的批准。经理激励计划的目的是提供一种方式，使我们可以根据管理协议的要求向经理提供基于股权的薪酬。以下对经理激励计划的说明是对经理激励计划的主要功能的汇总。本摘要并不是对经理激励计划所有条款的完整描述，而是通过参考经理激励计划(其形式作为附件10.6附于本合同)进行了完整的限定。

141

经理激励计划股份限额。在根据经理激励计划进行某些交易或资本变更的情况下，根据经理激励计划的奖励，最初预留了4,306,745股以供发行。保留供交付的A类普通股总数应在生效日期(根据经理激励计划)10周年之前的每个日历年度的1月1日增加前一日历年度发行的额外A类普通股(如果有的话)的10%。如果经理奖励计划下的奖励被没收、以现金结算或在没有实际交付股票的情况下到期，则受该奖励影响的任何股票将再次可用于经理奖励计划下的新奖励。

行政管理。经理激励计划由董事会或董事会后来任命的委员会管理。

奖项。经理激励计划规定授予(I)股票期权；(Ii)股票增值权；(Iii)限制性或非限制性A类普通股；(Iv)限制性股票单位；(V)其他股权奖励；(Vi)激励奖励；(Vii)现金奖励；(Viii)业绩奖励；(Ix)替代奖励。

某些交易。如果我们的资本发生任何变化，如股票拆分、股票合并、股票分红、换股或其他资本重组、合并或其他，导致A类普通股流通股数量增加或减少，委员会将对根据经理激励计划奖励的股票进行适当调整。委员会亦有酌情权，在控制权变更时(如经理人奖励计划所界定)对奖励作出某些调整，例如加快奖励的归属或可行使性、要求接受奖励或以奖励取代新奖励，或取消奖励以换取委员会决定的形式的对价付款。

退款政策。经理激励计划下的所有奖励将受我们不时生效的追回或重新获取政策的约束。

修正和终端。董事会可随时修订或终止经理人激励计划；然而，任何修订均不得损害参与者有关未获奖励的权利，而任何修订均须经股东批准，以符合适用法律或交易所上市标准。未经股东批准，委员会无权修改任何已发行的股票期权或股票增值权，以降低其每股行使价格。经理激励计划自经理激励计划生效之日起十年内有效(除非董事会提前终止)。

其他。如“交易协议及相关协议-OpCo LLC协议”所述，OpCo LLC协议规定，除某些例外情况外，在合并交易后，我们在任何时候发行A类普通股或任何其他股权证券(包括根据经理激励计划授予的奖励)，我们从此类发行中收到的净收益(如果有)将同时贡献给OpCo，进而，OpCo将发行一个单位(如果我们发行A类普通股)或与我们向本公司集团发行的股本证券相对应的其他股本证券(如果我们发行A类普通股以外的股本证券)。

激励性薪酬

于合并交易完成后，经理获授予奖励薪酬，根据管理协议的规定，该奖励是根据经理激励计划授予受业绩归属(“PSU”)约束的股票单位。本摘要并不是对奖励薪酬所有条款的完整描述，而是通过参考管理奖励薪酬的奖励协议(“奖励协议”)(其形式包含在本协议的附件10.5中)进行了完整的限定。

一般描述。奖励薪酬是授予五个“目标PSU”，每个“目标PSU”对应于A类普通股的数量，相当于每个业绩期终止日A类普通股已发行股票总数的2%(定义见奖励协议)。激励性薪酬代表获得A类普通股的权利，金额从每个目标PSU的0%到240%不等，取决于公司是否实现了某些基于业绩的归属条件。

归属。在确定公司在三年业绩期间实现某些业绩目标的水平后，每个目标PSU都将成为赢利(如果有的话)。在每个业绩期间，(I)60%的目标PSU的业绩目标应基于公司在适用业绩期间的绝对股东总回报(“绝对TSR部分”)，以及(Ii)目标PSU的40%的业绩目标应基于公司在适用业绩期间相对于我们同行集团的相对总股东回报(“相对TSR部分”)排名。

142

对于每个业绩期间，目标PSU的绝对TSR部分将根据委员会根据下表确定的公司绝对TSR来赚取。


绝对TSR(%)						赚取金额(绝对TSR部分的百分比)*
						0%
25%						100%
55%						150%
85%						200%
115%						250%
145%						300%

对于每个业绩期间，目标PSU的相对TSR部分将根据委员会根据下表确定的公司相对TSR来赚取。


相对TSR百分位数排名						赚取金额(相对TSR部分的百分比)*
这是百分位数						0%
20这是百分位数						50%
40这是百分位数						75%
60这是百分位数						100%
70这是百分位数						125%
≥80这是百分位数						150%

加速归属。奖励协议规定，倘若管理协议未于该日期前终止，则于控制权变更或本公司完全清盘或解散时，未赚取的目标销售单位将立即被视为就100%该等目标销售单位赚取。

股权激励计划

在合并交易结束之前，我们通过了股权激励计划，我们的股东也批准了这一计划。股权激励计划的目的是通过授予股权激励奖励，激励为本公司或其关联公司提供服务的个人成为其员工、高级管理人员或非员工董事。基金经理或其任何母公司雇用的任何个人均无资格参加股权激励计划。因此，我们的高管，包括被任命的高管，都没有资格参加2021财年的股权激励计划。下面对股权激励计划的说明是股权激励计划的主要特点的总结。本摘要并不是对股权激励计划所有条款的完整描述，而是通过参考股权激励计划(其形式包含在本协议附件10.7中)进行了全面限定。

股权激励计划股份限额。根据股权激励计划，861,349股A类普通股根据股权激励计划的奖励初步预留供发行，但须根据股权激励计划进行某些交易或资本变动时进行调整。根据股权激励计划为发行保留的股票总数可以根据激励股票期权(通常是符合守则第422节要求的股票期权)发行。如果股权激励计划下的奖励被没收、以现金结算或在没有实际交付股票的情况下到期，任何受该奖励约束的股票将再次可用于股权激励计划下的新奖励。

行政管理。股权激励计划由董事会或董事会后来任命的委员会管理。

奖项。股权激励计划规定授予(I)股票期权；(Ii)股票增值权；(Iii)限制性或非限制性A类普通股；(Iv)限制性股票单位；(V)其他股权奖励；(Vi)激励奖励；(Vii)现金奖励；(Viii)业绩奖励；(Ix)替代奖励。

最大公历年奖。任何非员工董事在任何一个日历年度内，根据股权激励计划授予的奖励和现金薪酬(包括聘用金和现金奖励)总额不得超过1,000,000美元。尽管如上所述，在董事首次开始在董事会服务、担任董事会特别委员会成员或担任董事首席董事或董事会主席的任何日历年度，非雇员董事的奖励和现金薪酬均可超过上述限额。

143

某些交易。如果公司资本发生任何变化，如股票拆分、股票合并、股票分红、换股或其他资本重组、合并或其他，导致A类普通股流通股数量增加或减少，委员会将对根据股权激励计划奖励的股票进行适当调整。委员会还将有权在控制权发生变化时对奖励作出某些调整(如股权激励计划中的定义)，例如加快奖励的归属或可行使性、要求承担奖励或以奖励取代新奖励，或取消奖励以换取委员会确定的形式的对价支付。

退款政策。股权激励计划下的所有奖励将受我们不时生效的退还或收回政策的约束。

修正和终端。董事会可随时修订或终止股权激励计划；然而，任何修订均不得损害参与者在未获奖励方面的权利，任何修订均须经股东批准，以符合适用法律或交易所上市标准。未经股东批准，委员会无权修改任何已发行的股票期权或股票增值权，以降低其每股行使价格。股权激励计划将在生效日期后的十年内继续有效(除非董事会提前终止)。

股权激励计划下的奖励。在2021财年，股权激励计划没有颁发任何奖励。

薪酬委员会报告

我们的薪酬委员会提供了以下报告。本“薪酬委员会报告”中包含的信息不应被视为向美国证券交易委员会提交的“征集材料”或“存档”，也不会将此类信息通过引用方式纳入到根据1933年证券法(修订本)或交易法提交的任何未来文件中，除非我们特别通过引用将其纳入此类文件中。

薪酬委员会已审查和讨论了《交易法》下S-K条例第402(B)项所要求的薪酬讨论和分析。基于这样的审查和讨论，薪酬委员会建议我们的董事会将薪酬讨论和分析包括在本委托书中。


			董事会薪酬委员会
			克莱尔·法利
			贝文·布朗
			布兰迪·肯德尔

2021年高管薪酬表

如上文薪酬讨论和分析所述，在截至2021年12月31日的财政年度内，我们没有向我们任命的高管支付任何薪酬，也从未向我们任命的高管授予任何股权或基于股权的奖励。因此，《交易法》S-K条例第402项要求的表格披露被省略了。

终止或控制权变更时的潜在付款

由于我们的指定高管是我们经理或其关联公司的雇员，我们没有任何义务在终止雇佣或控制权变更时向我们指定的任何高管支付任何款项。然而，如果管理协议被无故终止(定义见管理协议)，经理有权获得的付款等于(I)平均年度管理薪酬和(Ii)(X)在相关期间作为激励薪酬发行的A类普通股数量乘以(Y)此类股票在归属日期的交易价格(但仅关于终止日期的完全归属部分)之和的三倍，经理在终止日期之前最近完成的日历季度之前的24个月期间所赚取的收入。

董事薪酬

在截至2021年12月31日的财年中，没有任何董事因在我们的董事会任职而获得现金、股权或其他非股权薪酬。

144

2022年，每位非员工董事有权获得每年65,000美元的预聘金和125,000美元的限制性股票单位年度补助金(根据部分服务期间进行调整)，但归属期限为一年。每年向审计委员会主席(15 000美元)、薪酬委员会主席(10 000美元)和提名委员会主席(9 500美元)支付额外的现金聘用费。每次亲身或通过电话出席董事会和委员会会议将收取1,000美元的出席费。我们亦规定发还所有董事执行职务时的开支，包括出席会议的合理旅费。

第12项：某些实益所有人和管理层的担保所有权及相关股东事项

下表根据交易法第13(D)和13(G)条提交的文件，列出了我们已知的某些信息，涉及截至2022年2月28日我们普通股的实益所有权：

•据我们所知，每个人或一组关联人实益持有我们普通股的5%以上；

•各董事会成员；

•我们每一位被任命的行政主任；以及

•我们所有的董事和高管都是一个团队。

根据美国证券交易委员会规则确定受益权属。这些规则一般将有价证券的实益所有权归于对此类有价证券拥有单独或共同投票权或投资权的人。除非另有说明，以下列出的所有人对其实益拥有的股份拥有唯一投票权和投资权，但须遵守适用的社区财产法。除非另有说明，否则下表中列出的每个个人或实体的地址为：德克萨斯州休斯敦，特拉维斯大街600号，Suite7200，C/o新月能源公司，邮编：77002。

截至2022年2月28日，我们的A类普通股有41,954,385股，B类普通股有127,536,463股。

145


由某些实益所有人和管理层实益拥有的股份
	A类普通股			B类普通股			综合投票权(1)
	数	班级百分比		数	班级百分比		数	班级百分比

5%的股东
独立能源集团公司及其附属公司(2)	—	—	%	88,154,049	69.1	%	88,154,049	52.0	%
PT独立能源控股有限公司及其附属公司 (5)	—	—	%	39,382,414	30.9	%	39,382,414	23.2	%
约翰·C·戈夫2010家族信托基金 (6)	8,845,342	21.1% (7)		—	—	%	8,845,342	5.2	%
董事和被任命的行政人员
约翰·C·戈夫(8)	9,686,668	23.1% (7)		—	—	%	9,686,668	5.7	%
大卫·C·洛克查利	—	—	%	—	—	%	—	—	%
布兰迪·肯德尔	—	—	%	—	—	%	—	—	%
约翰·克莱顿·林德	—	—	%	—	—	%	—	—	%
本杰明·M·康纳	—	—	%	—	—	%	—	—	%
托德·N·福尔克	—	—	%	—	—	%	—	—	%
博世	—	—	%	—	—	%	—	—	%
凯伦·J·西蒙	5,424 (9)	*		—	—	%	5,424	*
埃利斯·L·麦凯恩(Ellis L.McCain)	33,065 (10)	*		—	—	%	33,065	*
埃里希·博宾斯基	—	—	%	—	—	%	—	—	%
贝文·布朗	—	—	%	—	—	%	—	—	%
克莱尔·S·法利	—	—	%	—	—	%	—	—	%
罗伯特·G·格温	—	—	%	—	—	%	—	—	%
全体董事和行政人员(13人)	9,725,157	23.2	%	—	—	%	9,725,157	5.7	%

(1)代表我们的A类普通股和B类普通股作为一个类别一起投票的投票权百分比。Opco单位持有人持有的每个OpCo单位对应一股B类普通股。每股B类普通股没有经济权利，但其持有人持有的每股B类普通股有一票投票权。因此，B类普通股的持有者(也是OpCo单位持有人)的投票权总数等于他们持有的B类普通股的股数。

(2) 独立能源集团公司L.P.是报告的证券的直接受益者。独立能量聚合器GP LLC(“聚合器GP”)是独立能量聚合器L.P.的普通合作伙伴。KKR上游伙伴公司是聚合器GP的唯一成员。KKR Group Assets Holdings III L.P.和KKR Financial Holdings LLC是KKR上游联营公司(KKR Upstream Associates LLC)的控股成员。KKR Group Assets III GP LLC是KKR Group Assets Holdings III L.P.的普通合伙人，KKR Group Partnership L.P.是KKR Group Assets III GP LLC和KKR Financial Holdings LLC各自的唯一成员。KKR集团控股公司是KKR集团合伙公司的普通合伙人。KKR&Co.公司是KKR集团控股公司的唯一股东。KKR管理公司是KKR&Co.公司的第一系列优先股股东。亨利·R·克拉维斯和乔治·R·罗伯茨是KKR管理公司的创始合伙人。

(3)由B类普通股股份及代表OpCo有限责任公司权益的同等数目单位组成，根据OpCo LLC协议，两者合计可一对一交换为A类普通股股份。

(4)基于截至2022年2月28日已发行的B类普通股总数127,536,463股。

(5) PT独立公司是报告的证券的直接受益者。自由能源控股有限公司(“控股”)是PT独立公司的成员之一，拥有投票或处置PT独立公司持有的B类普通股和OpCo LLC单位股份的唯一权利。因此，控股公司被视为实益拥有B类普通股和OpCo LLC单位的股份。控股公司的唯一成员是LMI，它由Liberty Mutual Group Inc.全资拥有。Liberty Mutual Group Inc.的唯一股东是LMHC Massachusetts Holdings Inc.，其唯一股东是Liberty Mutual Holding Company Inc.，因为Liberty Mutual Holding Company Inc.是一家

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控股公司，其成员有权在公司会议上投票。没有这样的成员有权投5%或更多的票。

(6) 约翰·C·戈夫2010年家庭信托基金(“戈夫家庭信托基金”)的主要办公室地址是德克萨斯州沃斯堡商业街500号，Suite700，德克萨斯州76102。约翰·C·戈夫是戈夫家族信托基金的唯一受托人。Goff Family Trust是2,413,523股A类普通股的记录保持者，作为GFT Strategy，LLC的管理成员和Goff Capital，Inc.和JCG 2016 Management的唯一股东，LLC Holdings GP可能被视为实益拥有这些实体登记持有的A类普通股。

(7)基于截至2022年2月28日已发行的A类普通股总数41,954,385股。

(8)约翰·C·戈夫是714,357股A类普通股的记录保持者，作为Kulik GP，LLC的经理，Goff Focked Strategy，LLC的经理，Goff Family Foundation的唯一董事会成员，以及Goff Family Trust的唯一受托人，Goff Family Trust是Goff Capital，Inc.和JCG 2016 Management，LLC的唯一股东，他可能被视为实益拥有这些实体登记持有的A类普通股的股份。

(9) 基于总共27,121股ConTango普通股，每股票面价值0.04美元，在紧接合并交易完成之前发行。这些股票被自动转换为获得0.2000股A类普通股的权利。

(10) 基于总计165,326股ConTango普通股，每股票面价值0.04美元，在紧接合并交易完成之前发行。这些股票被自动转换为获得0.2000股A类普通股的权利。

*低于1%

股权薪酬计划信息

下表提供了截至2021年12月31日根据我们现有的股权补偿计划可能发行的A类普通股的相关信息。


计划类别	行使尚未行使的期权、认股权证及权利时将发行的A类普通股股份数目	未偿还期权、权证和权利的加权平均行权价	根据股权补偿计划剩余可供未来发行的A类普通股数量(不包括(A)栏反映的证券)
	(a)	(b)	(c)
证券持有人批准的股权补偿计划
无	—	$—
未经股东批准的股权薪酬计划 (1)
新月能源公司2021年股权激励计划 (3)	—	$—	861,349
新月能源公司2021年经理激励计划 (2)	4,306,745 (4)	$— (5)	—
总计	4,306,745	$—	861,349

(1)就合并交易而言，ConTango奖励计划由本公司承担，但未来不会根据ConTango奖励计划给予奖励。根据S-K法规第201(D)项的说明5，康戈激励计划不包括在股权薪酬计划信息表中。根据交易协议的条款，ConTango奖励计划下的所有未清偿奖励均归属合并交易完成后结算，因此，ConTango奖励计划下并无未清偿奖励。根据ConTango奖励计划，我们A类普通股中没有可供发行的股票。

(2)经理激励计划包含一个公式，用于计算经理激励计划下可供发行的证券数量。根据这一公式，根据经理激励计划预留供发行的A类普通股的总数等于(I)4,306,745股，加上(Ii)经理激励计划生效日期十周年之前的每个日历年度的1月1日，紧接上一个日历年度发行的额外A类普通股(如果有的话)的10%。

(3)截至2021年12月31日，尚未根据股权激励计划授予任何奖励。

(4)此处包括的金额代表可就激励性薪酬发行的最大股票数量。在激励薪酬授予和结算之前，激励薪酬涵盖的A类普通股的确切数量将无法确定。然而，有关奖励薪酬的可发行股份数目受经理奖励计划下可供发行的股份数目所限制。如果适用于激励性薪酬的业绩目标在截至2021年12月31日的目标业绩中赚取，则A类普通股将赚取4,306,745股，相当于

147

根据经理激励计划为发行保留的A类普通股。如果适用于每一批激励薪酬的业绩目标在2021年12月31日达到高于目标业绩的水平，则任何超过根据经理激励计划为发行预留的A类普通股的盈利都将以现金结算。有关激励性薪酬的更多信息，请参阅本文别处“项目1和2.业务和物业-管理协议”和“项目11.高管薪酬-基于股权的薪酬”标题下的披露。

(5)所有未完成的奖励都代表受业绩归属的限制性股票单位，这些单位没有行权价。

股权激励计划和经理激励计划的具体条款的说明包括在本文件的标题“第11项.高管薪酬-股权薪酬”之下，这些说明并入本股权薪酬计划的信息披露中作为参考。

第十三项：某些关系和关联交易，以及董事独立性

关联方交易审查政策和程序

“关联方交易”指吾等或吾等的任何附属公司曾经、现在或将会参与的交易、安排或关系，所涉及的金额将或可能超过120,000美元，而任何关连人士曾经、拥有或将会拥有直接或间接的重大利益。“关系人”是指：

•(自本公司上一个完整的财政年度开始以来，即使他们目前没有担任该职务)是或曾经是本公司的董事或董事代名人的人；

•现在或过去(自本公司上一个完整的财政年度开始，即使他们目前没有担任该职务)本公司的高级管理人员，其中包括根据交易法第16条须报告的本公司的每一位副总裁和高级管理人员；

•本公司第一系列优先股的任何持有人(“优先股持有人”)；

•公司任何类别有表决权股票的实益拥有人超过5%(“5%股东”)；

•是上述任何人的直系亲属的人，即指董事、董事被提名人、高级管理人员或优先股股东的子女、继子女、父母、继父母、配偶、兄弟姐妹、岳母、岳父、女婿、嫂子、姐夫或嫂子，以及与董事、董事被提名人、高级管理人员或5%优先股股东同住一户的任何人(租户或雇员除外)

•由上述人士拥有或控制的实体、上述人士拥有该实体的重大所有权权益或控制权的实体、或上述人士为执行人员或普通合伙人或担任类似职位的实体。

我们的关联方交易政策(RPT政策)于2021年12月由我们的董事会通过。RPT政策要求，在进行关联方交易之前，审计委员会应事先审查拟议交易的重要事实。若事先审核委员会审核及批准关联方交易并不可行，则该等关联方交易将获审核及考虑，并于审核委员会认为适当且不违反本公司及其股东利益的情况下，于审核委员会的下一次定期会议上批准。在决定是否批准或批准该等关联方交易时，审核委员会将考虑其认为适当的其他因素，包括(1)关联方交易的条款是否不低于非关联第三方在相同或相似情况下普遍可得的条款；(2)关联方在交易中的权益程度；及(3)关联方交易对本公司是否属重大。

除非另有说明，以下讨论的每项关联方交易都是在我们采用RPT政策之前授权或完成的。

与合并交易有关的协议

OPCO有限责任公司协议

2021年12月7日，随着合并交易的结束，本公司和独立公司以前的所有者签订了OpCo LLC协议。

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根据OpCo LLC协议，在若干限制的规限下，除本公司及本公司集团外，各OpCo单位持有人将有权根据OpCo LLC协议指定的赎回权利，促使OpCo赎回其全部或部分OpCo单位，以换取(I)相应数量的A类普通股，但须受股票拆分、股票股息及重新分类的换算率调整所规限，或(Ii)根据以下条款厘定的大致相等金额的现金或者，在OpCo单位持有人行使赎回权后，根据OpCo LLC协议规定的认购权，本公司集团将有权根据OpCo LLC协议规定的认购权，直接从该OpCo单位持有人手中收购每个投标的OpCo单位，由本公司选择(I)一股A类普通股，但须受股票拆分、股票股息和重新分类及其他类似交易的换算率调整所规限，或(Ii)根据OpCo LLC协议的条款厘定的大致等值的现金。

此外，除若干例外情况外，一旦本公司集团持有OpCo单位最少95%，本公司集团将有权赎回OpCo各成员公司(本公司集团成员除外)持有的所有OpCo单位。就根据赎回权赎回OpCo单位(或本公司集团根据认购权收购OpCo单位)而言，相应数目的B类普通股股份将予注销。

注册权协议

2021年12月7日，关于合并交易的结束，公司与独立公司前所有者和约翰·C·戈夫(统称为“持有人”)的关联持有人签订了一项登记权协议(“登记权协议”)，关于登记转售该等各方于当日拥有的A类普通股(“可登记证券”)。根据注册权协议，本公司已同意在收到可注册证券持有人的书面要求后，尽其合理最大努力取得注册声明的效力，惟持有人不得在2021年12月7日的五个月周年纪念日前提出该等要求，而任何注册声明不得在合并交易完成六个月周年之前生效。

持有者还将拥有可随时行使的“搭载”登记权，允许他们将自己拥有的A类普通股股票纳入公司或其他A类普通股持有者发起的某些登记中。独立报的前所有者还拥有传统权利，可以实现某些货架下架、包销产品和大宗交易。注册权协议将在没有未偿还的注册证券时终止。

管理协议

关于合并交易，吾等与经理订立了管理协议。根据管理协议，经理为我们提供执行管理团队和某些管理服务。管理协议的初始期限为三年，除非吾等或经理选择不续签管理协议，否则该协议将在初始期限结束时自动续签三年。

作为根据管理协议提供的服务和经理的管理费用(包括执行管理团队的薪酬)的代价，经理有权获得相当于每年1350万美元的补偿，这相当于我们按比例(根据我们对OpCo的相对所有权)获得5330万美元的补偿。随着我们对OpCo持股比例的增加，这一金额将会随着时间的推移而增加。此外，随着我们业务和资产的扩张，这一补偿可能会增加相当于我们未来所有股权证券发行(包括与资产收购相关的)的净收益的每年1.5%的金额。然而，递增补偿将不适用于在赎回或交换OpCo单位时发行我们的股票。于截至2021年12月31日止年度内，我们录得与管理协议有关的一般及行政开支90万美元。

此外，经理有权获得激励性薪酬，根据该薪酬，经理的目标是根据某些基于业绩的衡量标准，获得我们已发行的A类普通股的10%。奖励薪酬包括五个部分，在五年内结算，每部分涉及A类普通股的目标数量，相当于该部分结算时已发行A类普通股的2%。只要经理持续向吾等提供服务，直至适用于某批股份的履约期结束为止，经理即有权根据适用于该批股份的业绩目标的完成程度，就若干A类普通股股份进行结算，金额介乎初始目标金额的0%至240%。在截至2021年12月31日的年度内，我们授予了与此激励薪酬相关的绩效股票单位。看见附注13--奖励薪酬安排以获取更多信息。

149

KKR基金

根据管理协议的条款，吾等可不时与EIGF II及/或其他KKR基金(“KKR基金”)一起投资于上游油气资产。在此情况下，我们若干合并附属公司与KKR基金拥有的实体订立总服务协议(“MSA”)，据此，我们的附属公司向该等KKR基金提供若干服务，包括分配石油、天然气及NGL的生产及销售，收取及支付各自石油及天然气资产的收入、营运开支及一般及行政开支，以及支付与持续经营石油及天然气资产相关的所有资本成本。我们的子公司每月结算到期或到期的KKR基金余额。与这些MSA相关的行政成本由我们根据(I)我们可能代表KKR基金招致的直接费用的实际基础，或(Ii)基于各方对此类服务的估计使用情况在各个KKR基金之间分配的费用来分配给KKR基金。截至2021年12月31日，在我们与KKR基金交易相关的合并资产负债表上，我们的应收账款联属公司中有330万美元包括在应收账款关联公司中，700万美元包括在应付帐款关联关联公司中。

查玛

2022年2月，我们将以前由ConTango拥有的墨西哥湾的所有资产和前景贡献给Chama Energy LLC(“Chama”)，我们保留了Chama Energy LLC约9.4%的权益。这笔利息的价值约为375万美元。我们的董事会主席John Goff持有Chama约17.5%的权益，其余权益由其他投资者持有。根据CHAMA的有限责任公司协议，吾等可能须支付若干修井费用，并须支付与生产CHAMA持有的资产有关的封堵及废弃费用(统称为“新月供款”)。我们将从生产资产中获得90.0%的现金流，任何新月捐款都会增加这一数额。

其他交易

我们向KKR的附属公司KKR Capital Markets LLC支付了160万美元的费用，用于支付与2021年5月我们的高级债券发行相关的账簿管理经理提供的服务。此外，我们还向KKR Capstone America LLC支付了10万美元，用于与保险和员工福利尽职调查和安置相关的专业费用支持。2022年2月，我们向KKR Capital Markets LLC支付了40万美元与发行新债券相关的费用。看见附注16--后续事件。

项目14.主要会计费用和服务

我们的独立注册会计师事务所是德勤会计师事务所(Deloitte&Touche LLP)，德克萨斯州休斯顿，审计师事务所ID：34.

下表列出了德勤律师事务所在截至2021年12月31日的一年中为公司提供的专业服务的总费用。


	2021		2020
	(单位：千)
审计费	$	2,360	$	2,640
审计相关费用	275		—
税费	2,103		2,025
所有其他费用	—		—
总计	$	4,738	$	4,665

审计委员会已考虑德勤律师事务所就向本公司提供外部审计服务而言是否独立，审计委员会已确定为独立。

审计委员会关于预先批准审计、审计相关、税务和允许的非审计服务的政策

审计委员会采取了预先批准其独立会计师事务所提供的所有审计和非审计服务的程序。这些程序包括审查审计服务和允许的经常性非审计服务的费用估计数，并授权合伙企业执行列明此类费用的信函协议。审计委员会的批准是

150

独立会计师事务所履行函件协议中未规定的任何服务所需的。审计委员会已将审批权授予审计委员会主席，但任何此类权力的行使都将在下次会议上向审计委员会报告。

第IV部

项目15.证物和财务报表明细表

(A)作为本报告一部分提交的财务报表和财务报表附表列于本年度报告第II部分第8项“财务报表和补充数据”中的索引。所有估值和合格账户时间表已被省略，因为它们不是重要的、不是必需的、不适用的，或者需要呈报的信息包括在我们的合并和合并财务报表和相关附注中。

(B)展品。以下是作为本年度报告第15(B)项的一部分须提交的证物清单。


证物编号：			描述
2.1			交易协议，日期为2021年6月7日，由ConTango石油天然气公司、独立能源有限责任公司、IE pubco Inc.、IE OpCo LLC、IE L Merge Sub LLC和IE C Merger Sub Inc.签署(通过参考2021年10月8日提交给美国证券交易委员会的委托书/招股说明书附件2.1合并)。
2.2			会员权益购买协议，日期为2022年2月15日，由Verdun Oil Company II LLC、Javelin VentureCo，LLC和新月能源OpCo LLC作为担保人签署(合并内容参考该公司于2022年2月16日提交给证券交易委员会的最新8-K报表附件10.1)。
3.1			修订和重新修订的注册人注册证书(通过引用本公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件3.1并入)。
3.2			修订和重新修订注册人章程(通过引用本公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件3.2并入本公司)。
4.1*			根据修订后的1934年证券交易法第12条注册的证券说明。
4.2			新月能源金融有限责任公司(f/k/a独立能源金融有限责任公司)(f/k/a独立能源金融有限责任公司)和作为受托人的美国银行全国协会的继任者美国银行信托公司之间的契约，日期为2021年5月6日(通过参考公司于2022年2月10日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件4.1而合并)。
4.3			第一补充契约，日期为2022年1月14日，由其中指名的担保人新月能源金融有限责任公司和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)的美国银行信托公司(U.S.Bank Trust Company，National Association)作为受托人(通过参考该公司于2022年2月10日提交给证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)的当前8-K表格报告的附件4.2合并而成)。
4.4			第二份补充契约，日期为2022年2月10日，由新月能源金融有限责任公司(其中指名的担保人)和美国银行信托公司(National Association)作为受托人(通过引用公司于2022年2月10日提交给证券交易委员会的当前8-K表格报告的附件4.3合并而成)。
4.5*			投票协议，日期为2021年6月7日，由约翰·C·戈夫、独立能源有限责任公司及其签字人签署。
10.1			注册权协议，日期为2021年12月7日，由新月能源公司和签字页上规定的其他各方签署(通过参考2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的公司当前8-K表格报告的附件10.1并入)，以及新月能源公司和其他各方之间签订的注册权协议(通过引用附件10.1并入本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的当前报告中)。
10.2			新月能源OpCo LLC修订和重新签署的有限责任公司协议(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的附件10.2合并而成)。
10.3			管理协议，日期为2021年12月7日，由新月能源公司和KKR能源资产管理有限责任公司签订(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的附件10.3合并)。
10.4			具体权利协议，日期为2021年6月7日，由PT Independent Energy Holdings LLC和独立能源聚合器GP LLC签订(通过参考2021年10月8日提交给证券交易委员会的S-4表格注册声明附件10.1合并)。
10.5*†			新月能源公司2021年经理激励计划。
10.6†			经理激励计划奖励表格(引用本公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的8-K表格的附件10.5)。

151


证物编号：			描述
10.7†			新月能源公司2021年股权激励计划(通过引用公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的8-K表格当前报告的附件10.6纳入)。
10.8†			股权激励计划RSU协议表(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表的附件10.7并入)。
10.9†			股权激励计划PSU协议表(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K表格的附件10.8并入)。
10.10			赔偿协议(David C.Rockecharlie)(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)的8-K当前报告的附件10.10而并入)。
10.11†			赔偿协议(Brandi Kendall)(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)的8-K当前报告的附件10.11而并入)。
10.12†			赔偿协议(Todd Falk)(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)的8-K当前报告的附件10.12而并入)。
10.13†			赔偿协议(Ben Conner)(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K当前报告的附件10.13而并入)。
10.14†			赔偿协议(Clay Rynd)(引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K当前报告的附件10.14)。
10.15†			赔偿协议(Robert G.Gwin)(通过引用本公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的8-K当前报告的附件10.15并入)。
10.16†			赔偿协议(克莱尔·S·法利)(通过引用公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K当前报告的附件10.16而并入)。
10.17†			赔偿协议(Erich Bobinsky)(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K当前报告的附件10.17而并入)。
10.18†			赔偿协议(Bevin Brown)(通过引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)的8-K当前报告的附件10.18而并入)。
10.19†			赔偿协议(凯伦·J·西蒙)(引用本公司于2021年12月7日提交给美国证券交易委员会的8-K当前报告的附件10.19)。
10.20†			赔偿协议(Ellis L.McCain)(通过引用本公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的8-K当前报告的附件10.20而并入)。
10.21†			赔偿协议(John C.Goff)(通过引用本公司于2021年12月7日提交给证券交易委员会的8-K当前报告的附件10.21并入)。
10.22*			独立能源金融有限责任公司(Independent Energy Finance LLC)、富国银行(Wells Fargo)、全国协会(National Association)、摩根大通银行(JP Morgan Chase Bank，N.A.)及其贷款人之间的信贷协议，日期为2021年5月6日。
10.23*			独立能源金融有限责任公司(Independent Energy Finance LLC)、富国银行(Wells Fargo)、全国协会(National Association)及其贷款人之间的信贷协议第一修正案，日期为2021年9月24日。
21.1*			本公司的附属公司
23.1*			德勤律师事务所同意
23.2*			荷兰休厄尔律师事务所同意。
23.3*			哈斯石油工程服务公司同意。
23.4*			Cawley，Gillesbie&Associates，Inc.同意。
23.5*			William M.Cobb&Associates，Inc.同意
31.1*			根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条颁发首席执行官证书。
31.2*			根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条认证首席财务官。
32.1**			根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的《美国法典》第18编第1350节规定的首席执行官认证。
99.1*			荷兰Sewell&Associates，Inc.报告-多元化非经营性资产和矿产资产，截至2021年12月31日。
99.2*			荷兰Sewell&Associates，Inc.-Brea-Olinda Field，Los Angeles和Orange Counties，California，截至2021年12月31日的报告。
99.3*			哈斯石油工程服务公司-FDL Gardendale，Newark和Renee的报告，截至2021年12月31日。
99.4*			Cawley，Gillesbie&Associate，Inc.-Eagle Ford的报告，截至2021年12月31日。
99.5*			William M.Cobb&Associates，Inc.-Conango and Sunust，截至2021年12月31日的报告。
101.INS**			XBRL实例文档
101.SCH**			XBRL架构文档
101.CAL**			XBRL计算链接库文档
101.LAB**			XBRL标签链接库文档

152


证物编号：			描述
101.PRE**			XBRL演示文稿链接库文档
101.DEF**			XBRL定义链接库文档

*随函存档

**这些文件是为1933年修订的《证券法》第11或12条的目的而提供的，并被视为未提交或注册说明书或招股说明书的一部分，被视为未就1934年修订的《证券法》第18条的目的提交，否则不承担这些条款下的责任。

†管理合同或补偿计划或协议

项目16.表格10-K总结

没有。

153

签名

根据1934年证券交易法第13或15(D)节的要求，注册人已于2022年3月9日正式促使本报告由其正式授权的以下签名人代表其签署。


新月能源公司
(注册人)

/s/David Rockecharlie
大卫·洛克查利
首席执行官

根据1934年证券交易法的要求，本报告已由以下人员代表注册人并以2022年3月9日指定的身份签署。


/s/David Rockecharlie						董事首席执行官兼首席执行官
大卫·洛克查利						(首席行政主任)

/s/布兰迪·肯德尔						首席财务官兼董事
布兰迪·肯德尔						(首席财务官)

/s/托德·福尔克						首席会计官
托德·福尔克						(首席会计官)

/s/约翰·C·戈夫						董事局主席兼董事(Sequoia Capital)
约翰·C·戈夫

/s/罗伯特·G·格温						董事
罗伯特·G·格温

/s/克莱尔·S·法利(Claire S.Farley)						董事
克莱尔·S·法利

/s/埃里希·博宾斯基						董事
埃里希·博宾斯基

/s/埃利斯·“朗”·麦凯恩(Ellis“Lon”McCain)						董事
埃利斯·“龙”·麦凯恩

/s/贝文·布朗						董事
贝文·布朗

/s/凯伦·西蒙						董事
凯伦·西蒙

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