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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
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(标记一)
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| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
截至本财政年度止12月31日, 2023
或
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| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
由_的过渡期
委托文件编号：001-41546
维特斯能源公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
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| 特拉华州 | 88-3617511 |
(述明或其他司法管辖权 公司或组织) | (税务局雇主 识别号码) |
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矿物大道东9200号，200套房 百年纪念，科罗拉多州 | 80112 |
| (主要执行办公室地址) | (邮政编码) |
(720)361-2500
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
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| 每个班级的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，每股面值0.01美元 | VTS | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。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。是的☐不是 ☒
用复选标记表示注册人是否：(1)在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是☒没有☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在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)要求提交的每个交互数据文件。是☒没有☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“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。
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| 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 | | ☒ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)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)条对其财务报告的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。 ☐
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。 ☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。 ☐
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是，☐不是☒
在注册人最近结束的第二财季的最后一个营业日，注册人的非关联公司持有的注册人有投票权和无投票权普通股的总市值(根据该日的收盘价)约为#美元。5581000万美元。
截至2024年2月15日，注册人拥有29,453,975普通股，每股面值0.01美元，已发行。
以引用方式并入的文件
与注册人2024年股东周年大会有关的最终委托书部分(“委托书”)以引用方式并入截至2023年12月31日止年度的本报告第III部分。
目录
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| | 关于前瞻性陈述的警告性声明 | 4 |
| | 词汇和演示文稿 | 6 |
第一部分 | | | |
| 项目1和2。 | 企业和物业 | 10 |
| 第1A项。 | 风险因素 | 26 |
| 项目1B。 | 未解决的员工意见 | 50 |
| 项目1C。 | 网络安全 | 50 |
| 第三项。 | 法律诉讼 | 51 |
| 第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 51 |
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第II部 | | | |
| 第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 52 |
| 第六项。 | 已保留 | 53 |
| 第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 54 |
| 第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 68 |
| 第八项。 | 财务报表和补充数据 | 70 |
| 第九项。 | 会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧 | 70 |
| 第9A项。 | 控制和程序 | 70 |
| 项目9B。 | 其他信息 | 70 |
| 项目9C。 | 披露妨碍检查的外国司法管辖权 | 70 |
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第三部分 | | | |
| 第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 71 |
| 第11项。 | 高管薪酬 | 71 |
| 第12项。 | 某些实益所有人的担保所有权和管理层及相关股东的事项 | 71 |
| 第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 71 |
| 第14项。 | 首席会计费及服务 | 71 |
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第四部分 | | | |
| 第15项。 | 展示、财务报表明细表 | 72 |
| 第16项。 | 表格10-K摘要 | 73 |
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签名 | | |
关于前瞻性陈述的警告性声明
本年度报告中的Form 10-K信息包含根据证券法构成“前瞻性陈述”的陈述，但在某种程度上，这些陈述不是历史或当前事实的陈述。这些前瞻性陈述旨在根据目前被认为有效的假设，提供管理层对我们未来经营和财务业绩的当前预期或计划。前瞻性陈述可以通过使用诸如“相信”、“预期”、“预期”、“计划”、“战略”、“前景”、“估计”、“项目”、“目标”、“预期”、“将”、“应该”、“看到”、“指导”、“展望”、“自信”等与讨论未来经营或财务业绩相关的类似含义的词语来识别。前瞻性陈述可能包括与未来收益、现金流、经营结果、现金使用、税率和其他财务业绩指标或潜在的未来计划、战略或交易有关的陈述，以及其他非历史事实的陈述。前瞻性陈述不是对未来结果和条件的保证，而是受到许多假设、风险和不确定性的影响，这些假设、风险和不确定性可能会导致未来的实际结果与预期、预测、估计或预算的结果大不相同。这些假设、风险、不确定因素和其他因素包括但不限于以下内容：
■石油和天然气价格变化的时间和程度；
■我们成功实施商业计划的能力；
■我们运营商对我们物业的钻探和完井活动的速度，包括与REEC计划和加长三英里分支井有关的活动；
■我们运营商按时、按预算完成项目的能力；
■储量估计、钻探地点的确定以及未来增加储量的能力方面的不确定性；
■我们完成收购的能力；
■第三方运营商、加工商、运输商和采集商采取的行动；
■自然灾害、恶劣天气条件、流行病、战争(如最近的中东冲突和乌克兰持续的军事冲突)、金融或政治不稳定、人员伤亡损失和其他我们无法控制的问题；
■总体经济状况的变化，包括中央银行的政策行动、银行倒闭和相关的流动性风险；
■我们有能力实现我们作为一家独立上市公司预期实现的利益；
■根据《守则》，分销和某些关联交易的免税资格；
■通货膨胀；
■基础设施限制和影响我们物业的相关因素；
■本行业的竞争环境；
■现有的和未来的法律和政府规章的影响；
■与替代燃料和竞争燃料的价格相比，石油和天然气对消费者的可获得性和价格；
■收集、储存、运输石油、天然气带来的作业危险和其他风险；
■对我们的循环信贷安排的限制；
■利率；
■正在进行或将来进行的诉讼的影响；
■网络相关风险；
■保险市场的变化对费用以及可获得的保险水平和类型的影响；
■与社会应对气候变化相关的金融、监管和政治风险；
■极端天气事件和波动的区域和全球天气状况或模式；
■能源效率和技术趋势；
■资金可获得性和成本的变化；
■大客户违约；
■劳动关系；以及
■税收状况的变化。
上面列出的因素并不详尽。关于查明可能导致实际结果与前瞻性陈述中所述大不相同的因素的其他信息，见第一部分第1A项下的讨论。风险因素。
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证明对先前估计数的修订是合理的。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。
本年度报告中以Form 10-K格式包含的任何前瞻性陈述，无论是明示的还是默示的，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。任何前瞻性声明
我们在这份10-K表格的年度报告中只说到它制作的日期。除非适用法律另有要求，否则我们明确不承担任何义务，无论是由于新信息、后续事件或其他原因，对我们的前瞻性陈述进行更新或更改。
词汇表
在本表格10-K的年度报告中，除文意另有所指外：
■“3B能源”指的是3B能源有限责任公司，该公司在拆分交易前持有Vitesse Energy的少数股权，是我们的首席执行官兼董事会主席Bob Gerrity和我们的总裁Brian Cree拥有的实体；
■《修订和重新制定的附则》是指自2023年1月13日起生效的维特斯的附则；
■《修订后的公司注册证书》是指自2023年1月12日起生效的维特斯公司注册证书；
■“盆地”是指地球表面的一个大型天然凹陷，通常由水带来的沉积物在其中堆积；
■“董事会”是指我们的董事会；
■“bbl”是指一个储罐桶，液体体积为42美国加仑，这里指的是油、凝析油或液化石油气；
■“土地管理局”是指土地管理局；
■“boe”是指石油当量，计算方法是将天然气换算成石油当量，换算成六立方米天然气与一桶石油的比率；
■“Boe/d”指每天一次Boe；
■“Btu”指的是英制热量单位，即将一磅水的温度提高1华氏度所需的热量；
■“CAA”是指《清洁空气法》；
■“Cawley”指的是Cawley，Gillesbie&Associates，Inc.
■“环境质量监督管理委员会”是指环境质量委员会，总裁办公室的一个分支机构；
■“环境、反应、赔偿和责任法”指的是综合环境、反应、赔偿和责任法；
■“商品期货交易委员会”是指商品期货交易委员会；
■“税法”是指经修订的1986年美国国税法；
■“完井”是指通过安装永久性生产设备，以及射孔和压裂增产措施，使石油、天然气和/或天然气生产最优化，从而为生产准备石油和天然气井筒的过程；
■“凝析油”是指在原始储集层温度和压力下存在于气相中的碳氢化合物混合物，但在开采时，在地面压力和温度下是液态；
■“兵团”是指美国陆军工程兵团；
■“CWA”指的是1972年的联邦水污染控制法；
■“DGCL”是指特拉华州的公司法总则；
■“差别”是指根据既定的指数价格调整石油或天然气的价格，以反映石油或天然气的质量和(或)位置的差异；
■“分配”是指2023年1月13日杰富瑞向其股东分配杰富瑞持有的我们普通股的流通股；
■《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”是指内政部；
■“干井”是指不能生产足够数量的石油和天然气的井；
■“环境保护局”是指环境保护局；
■“欧空局”指的是《濒危物种法》；
■“ESG”指环境、社会和治理；
■“交易法”是指经修订的1934年证券交易法；
■“FDIC”指的是联邦存款保险公司
■“FERC”指的是联邦能源管理委员会；
■“联邦贸易委员会”是指联邦贸易委员会；
■“公认会计原则”是指美国普遍接受的会计原则；
■“Gerrity Bakken”是指Gerrity Bakken，LLC，持有Vitesse Oil的少数股权，是我们的首席执行官兼董事会成员Bob Gerrity拥有的实体；
■“温室气体”是指温室气体；
■“总英亩”是指拥有经营性权益的总英亩；
■“总油井”是指拥有开采权益的油井总数；
■“首次公开发行”是指首次公开发行；
■“爱尔兰共和军”指的是2022年的“降低通货膨胀法案”；
■“美国国税局”是指国税局；
■“Jefferies”或“JFG”是指Jefferies Financial Group Inc.及其合并子公司，但在剥离后的所有期间内，除文意另有所指外，指Vitesse；
■“Jefferies Capital Partners”是指Jefferies Capital Partners V L.P.和Jefferies SBI USA Fund L.P.，合称为Vitesse Oil和Jefferies持有间接有限合伙人权益的实体的多数股权的持有者；
■“MBbls”指的是1000桶石油或NGL；
■“MBoe”指的是1000桶油当量；
■“mcf”是指1000立方英尺的天然气；
■“MIU”是指管理激励单位；
■“MMBoe”指的是100万桶油当量；
■“MMBtu”指的是一百万英热单位；
■“MMCF”是指100万立方英尺的天然气；
■“净英亩”是指以总英亩为单位拥有的零星工作权益的总和(例如，1280英亩的租约中10%的工作权益相当于128英亩的净英亩)；
■“净井”是指总井中部分所有权作业权益之和等于1时视为存在的井；
■“NAAQS”指国家环境空气质量标准；
■“国家环境政策法”是指“国家环境政策法”；
■“NGL”是指天然气液体；
■“NSPS”指的是新的源性能标准；
■“纽约商品交易所”指的是纽约商品交易所；
■“纽约证券交易所”指的是纽约证券交易所；
■“欧佩克”是指石油输出国组织；
■“OPA”指的是1990年的“石油污染法”；
■“场外交易”是指场外交易市场；
■PDP或探明开发开采，是指利用现有设备和作业方法，通过现有井可预期采出的探明储量；
■“PDNP”或“已探明的已开发非生产储量”是指已探明储量是在管道后开发的，预计可从现有油井中需要在投产前进行额外完井工作或未来重新完井的油层中开采；
■“PHMSA”是指管道和危险材料安全管理局；
■“可能储量”是指地学和工程数据分析表明，比可能储量更不可能开采的额外储量；
■“分拆前交易”是指在分销前完成的一系列交易，包括Vitesse对Vitesse Energy和Vitesse Oil的收购；
■《前身公司协议》是指修改后的前身公司的《有限责任公司协议》，日期为2018年7月1日；
■“优先循环信贷安排”是指Vitesse Energy作为借款人、作为行政代理的北卡罗来纳州富国银行和贷款方之间的经修订和重新签署的信贷协议，日期为2022年4月29日，经不时修订；
■“可能储量”是指地学和工程数据分析表明，与探明储量相比，开采可能性较小，但与探明储量一样有可能无法开采的额外储量；
■“生产井”是指能够生产足够数量的石油和天然气，使其销售收入超过生产费用和税金的井；
■“已探明开发储量”，是指利用现有设备和作业方法，通过现有油井可望开采的探明储量，或者新设备或作业方法的成本与新井成本相比较小的探明储量；
■“探明储量”是指在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计石油和天然气的数量，从给定的日期起，从已知的储集层，在现有的经济条件、运营方法和政府法规下，可以合理地估计出经济上可生产的石油和天然气的数量，除非有证据表明，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计，续期都是合理确定的。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者经营者必须合理地确定它将在合理时间内开始该项目；
■“PUD”或“已探明未开发”是指已探明储量，预计可从未钻井面积上的新油井或开发需要较大支出的现有油井中回收。未钻探面积的储量仅限于那些钻探单位，抵消了那些在钻探时相当确定产量的生产单位。只有在开发计划已经完成的情况下，才能将未钻探的位置归类为具有未开发储量的位置
通过表明，它们计划在未钻探地点最初被归类为已探明未开发地点之日起五年内进行钻探，除非具体情况需要更长的时间。在任何情况下，已探明的未开发储量的估计都不能归因于考虑采用注液或其他改进的开采技术的任何面积，除非这些技术已被同一油藏或类似油藏的实际项目证明有效，或通过使用可靠技术的其他证据证明是有效的，以建立合理的确定性：
■“RCRA”指的是联邦资源保护和恢复法案；
■“储量”是指在某一特定日期，通过将开发项目应用于已知的矿藏，预计在经济上可生产的石油和天然气及相关物质的估计剩余量。此外，必须存在或必须合理预期将会存在生产的合法权利或生产中的收入利益、向市场输送石油和天然气或相关物质的已安装手段以及实施项目所需的所有许可和融资；
■“循环信贷安排”是指Vitesse作为借款人、作为行政代理的富国银行和贷款人之间的第二份经修订和重新签署的信贷协议，日期为2023年1月13日；
■“RSU”是指LTIP下的限制性股票单位：
■“安全饮用水法”指的是“安全饮用水法”；
■“美国证券交易委员会”是指美国证券交易委员会；
■“证券法”是指修订后的1933年证券法；
■“SOFR”是指有担保的隔夜融资利率；
■“分拆”指的是我们于2023年1月13日从杰富瑞分拆，并通过(1)分拆前交易和(2)分销创建了一家独立的上市公司Vitesse；
■“标准化措施”是指将年末美国证券交易委员会价格(基于该年末石油和天然气价格的12个月未加权算术平均值)与估计的年末探明储量未来产量相结合，估计出的未来现金流量净额。未来现金流根据确定税前现金流入的年终成本减去估计的未来生产和开发成本，包括资产报废债务。未来所得税(如果适用)是通过对石油和天然气资产的税前现金流量超出我们税基的部分应用法定税率来计算的。按每年10%的贴现率对所得税后的未来净现金流量进行贴现；
■“股票回购计划”是指董事会于2023年2月批准的股票回购计划，授权回购至多6000万美元的公司普通股；
■“SVB”指的是硅谷银行；
■《税务协议》是指杰富瑞与本公司于2023年1月13日签订的税务协议；
■“财政条例”是指根据《守则》颁布并经不时修订(包括相应的规定和后续规定)的最终的、临时的和(在可信赖的范围内)拟议的规定；
■“双流法”是指报告未从天然气流中去除天然气气藏的石油和湿天然气的产量或储量，并将天然气气藏的经济价值计入井口天然气价格；
■“Vitesse”、“We”、“Our”、“Us”和“Company”(1)在用于剥离前的事件时，指的是Vitesse Energy，并不使剥离前交易的完成生效；(2)当用于剥离后的事件或将来时态时，指的是Vitesse Energy，Inc.及其合并子公司，并使剥离前交易的完成生效，在每种情况下，除非上下文另有要求；
■“Vitesse Energy”和“前身”是指Vitesse Energy，LLC及其合并的子公司；
■“Vitesse Energy Finance”是指Vitesse Energy Finance LLC，该公司在拆分交易前持有Vitesse Energy的多数股权，是Jefferies的间接全资子公司；
■“Vitesse Energy MIU”是指与Vitesse Energy有关的管理激励单位；
■“Vitesse Oil”是指Vitesse Oil，LLC；
■“Vitesse Oil循环信贷安排”是指Vitesse Oil的信贷协议，日期为2015年7月23日，在Vitesse Oil作为借款人、作为行政代理的北卡罗来纳州富国银行和贷款方之间不时修订；
■“VOCs”是指挥发性有机化合物；
■“WOTUS”指美国水域；以及
■“WTI”指的是西德克萨斯中质油。
财务和业务数据的列报
除非另有说明，否则在本Form 10-K年度报告中提供的2023年1月13日剥离之前的财务、储备和运营信息均为我们的前身Vitesse Energy的信息。此外，除非另有说明，所有提及油井、开采权益、特许权使用费权益或种植面积的信息都是基于截至指定日期可获得的已公布信息，而这些信息可能不是最新的。
行业和市场数据
这份Form 10-K年度报告包括关于我们的行业和我们经营的市场的信息，这些信息基于来自公开申报文件、公司内部来源、各种第三方来源和管理层估计的信息。管理层对Vitesse的地位、份额和行业规模的估计是根据公开信息和我们的内部研究得出的，并基于我们在审查这些数据以及我们对此类行业和市场的了解后做出的假设，我们认为这些假设是合理的。虽然我们并不知悉与本年度报告中以Form 10-K表格提供的任何行业数据有关的任何失实陈述，并相信该等数据是准确的，但我们并未独立核实从第三方来源获得的任何数据，亦不能向您保证该等数据的准确性或完整性。这些数据包含不确定性，可能会根据各种因素而发生变化，包括“第一部分，第1A项，风险因素”中讨论的因素。
第一部分
项目1和2.业务和物业
概述
我们是一家独立的能源公司，专注于通过拥有石油和天然气井非运营商的权益将资本返还给股东。我们在美国从事非运营石油和天然气资产的收购、开发和生产，这些资产通常由领先的石油公司运营，主要位于北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地。我们在中部落基山脉也有物业，包括丹佛-朱利斯堡盆地和波德河盆地。自成立以来，我们通过物业收购、开发活动以及利用我们广泛的数据资源实施专有的非运营平台和流程，建立了强大和多元化的资产基础。我们相信，我们的资产集中在北美一些领先的非常规石油和天然气资源领域，加上我们的技术和数据能力，为我们提供了收购和开发机会，将带来重大的长期价值。
从历史上看，Vitesse通过收购石油和天然气资产中未运营的少数工作和矿产权益创造了价值，包括生产油井、近期开发机会和未开发的面积，并与在我们的核心区开发和生产石油和天然气方面拥有丰富经验的主要运营商合作。在过去的九年里，我们执行了我们的技术、数据驱动和财务纪律严明的收购和开发战略，以建立我们在威利斯顿盆地和落基山脉中部的核心地位，并增加我们的石油和天然气产量。在此期间，我们一直专注于通过维持保守的收购指导方针、限制债务杠杆和机会主义地对冲石油生产来限制下行空间。因此，在2014年、2018年和2020年大宗商品价格暴跌时，当许多独立能源公司被迫进行财务资本重组和重组时，我们能够保值。
在目前的石油和天然气价格环境下，我们专注于利用我们的现金流为股东提供资本回报，并通过开发我们广泛的钻探地点库存、收购生产井和新的开发机会，同时保持强劲的资产负债表，维持或增加我们的石油和天然气生产。
截至2023年12月31日，我们在5,734口(净额157.5口)生产井中的平均工作权益为2.7%，在另外1,140口生产井中拥有特许权使用费权益。我们从事石油和天然气开发，在比例的基础上与第三方利益一起参与在包括我们的种植面积在内的间隔单元中钻探和完成的油井。截至2023年12月31日，我们在224口正在钻探或完成的油井中拥有工作权益，另外还有363口油井已获得我们的运营合作伙伴的未来开发许可。我们依赖我们的运营商提出、批准和启动钻井和完井工作。我们逐一评估每个钻井和完井机会，并根据对可采石油和天然气储量的估计、预期的石油和天然气价格、运营商的专业知识、每个项目的预期完井成本以及其他因素，参与预期达到预期回报率的油井。
我们的非运营业务模式为我们提供了关于资本部署节奏的固有灵活性，以及将我们的部分现金流分配给我们认为将实现最高回报率的钻井和完井机会的灵活性。我们与35多家经验丰富的运营商合作，为更多收购和持续发展提供技术见解和机会。此外，我们的业务模式使我们不必承担各种合同安排的负担，例如最低限度的钻探义务，我们可以避免运营商惯常发生的勘探、前期租赁和基础设施成本。
我们的运营商销售和销售从我们油井中提取的石油和天然气。此外，这些运营商根据这些运营商与购买这种产品的各方谈判和维护的安排，协调将石油和天然气生产从我们参与的油井运输到适当的管道或铁路运输设施。我们产品的销售价格通常与市场现货价格挂钩，市场现货价格与我们实现的销售价格之间的差额代表将石油和天然气从井口转移到炼油厂或加工厂的隐含运输和营销成本。差额将根据管道、铁路和其他运输方式的可用性而波动。
下表提供了截至2023年12月31日关于我们资产的某些信息的摘要，包括我们的第三方独立储量工程师Cawley准备的已探明储量。
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| 截至2023年12月31日 |
| 净英亩(1) | | 生产井(1)毛收入 | | 网络 | | 日均产量(2)(英国央行/日) | | 已探明储量(3) （MBoe） | | PV-10 (3)(单位：千) | | %含油量 | 已探明开发百分比 |
| 威利斯顿盆地 | 48,068 | | 5,632 | | 142 | | 10,883 | | 38,605 | | $ | 645,256 | | | 69 | % | 69% |
中部落基山脉(4) | 205 | | 102 | | 16 | | 1,006 | | 1,990 | | 36,814 | | | 52 | % | 89% |
总计/加权平均数 | 48,273 | | 5,734 | | 158 | | 11,889 | | 40,595 | | $ | 682,070 | | | 68 | % | 70% |
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(1)此外，我们在1,140口生产油井中拥有特许权使用费权益，净特许权使用费面积为1,402英亩。
(2)表示截至2023年12月31日的12个月的平均日产量。
(3)探明储量和相关PV-10价值是根据WTI石油价格每桶78.21美元和Henry Hub天然气价格每MMBtu 2.64美元计算得出的，这些价格是根据美国证券交易委员会和财务会计准则要求的截至2023年12月31日的12个月内每个月的月首日价格的平均值计算得出的。PV-10是一项非GAAP财务指标，不包括所得税对未来净收入的影响，也不打算代表我们石油和天然气资产的公平市场价值。关于PV-10的定义和与其最接近的GAAP财务衡量标准的对账，见第二部分第7项管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--非GAAP财务信息。
(4)包括丹佛-朱尔斯堡和波德河盆地资产，主要由井筒所有权组成。
除了上表所示的已探明储量外，我们相信，截至2023年12月31日，我们的面积包括200多个目前未被归类为已探明的未开发钻探地点。我们根据对当前地质、工程和土地数据的评估确定钻探地点。这包括从州机构和我们的运营商获得的每个钻井和间距单位的当前井间距信息。我们通常没有我们运营商长期发展计划的证据，但我们使用确定性的方法来定义和分配已探明、可能和可能的储量。虽然我们的许多未开发钻探位置符合地质和工程已探明储量的资格，但我们将已探明的未开发储量限制在那些合理确定将在未来五年内开发的位置。
衍生产品
2023年1月13日，杰富瑞完成了Vitesse Energy与杰富瑞的法律和结构分离。为了实现分拆，首先，杰富瑞等公司进行了如下所述的剥离前交易：
■Vitesse Energy的某些管理层成员将他们在Vitesse Energy的所有股权转让给Jefferies，作为先前贷款的偿还；
■Jefferies和其他Vitesse Energy股权持有者将他们在Vitesse Energy的所有权益转让给我们，以换取我们新发行的普通股；
■Vitesse Oil股东将他们的权益转让给我们，以换取我们新发行的普通股；
■取消了以前的补偿协议和补偿计划，代之以新的补偿计划，包括长期补偿计划；以及
■吾等订立循环信贷安排，修订及重述先前信贷安排，并用所得款项全额偿还及终止Vitesse Oil循环信贷安排及偿还先前信贷安排。
杰富瑞随后将杰富瑞持有的所有已发行普通股分配给杰富瑞的股东，我们成为了一家独立的上市公司。在分配之后，杰富瑞不拥有我们普通股的任何股份。关于剥离，我们达成了某些协议，这些协议管理并将管理我们与Jefferies的关系，包括分离和分配协议和税务协议。此外，在剥离方面，Vitesse Energy成为一家应税实体(Vitesse)的全资子公司。因此，我们在合并财务报表中记录了所得税的影响，其中包括Vitesse Energy和Vitesse Oil的综合运营结果，并反映了资产和负债的税务和财务会计之间的基础差异。
业务战略
我们的业务战略专注于通过以诱人的回报率收购、开发和生产石油和天然气资产，创造长期的股东价值，同时保持强劲和保守的资产负债表，并将我们自由现金流的重要部分分配给股东。我们业务战略的关键要素包括：
■向股东分红。我们的商业计划专注于建立一个多元化、低杠杆、自由现金流产生的业务，能够为我们的股东带来有意义的红利。在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的财年中，我们分别向股东/会员分配了总计5800万美元、3600万美元和1200万美元的现金，在截至2021年12月31日的一个月内，我们向股东/会员分配了总计600万美元的现金。
■通过价值增强型收购实现增长。我们一直是美国多个领先石油和天然气页岩业务的非运营工作利益的整合和清算机构，我们将继续这一战略，并可能在未来追求运营资产包和其他收购战略。我们的近期钻井收购战略的核心是通过收购规模较小的非运营租赁和直接从事近期钻井活动的井筒位置，在我们的核心盆地建立强大的存在。由于占地面积较小，这些定向收购通常以较大的油气井生产商和运营商寻求的连续面积头寸的价格大幅折让完成。像这样的收购一直是我们提高产量的重要驱动力。自成立以来，我们已经完成了大约170笔离散收购，总价值超过5.7亿美元，我们打算继续这些活动，同时在我们目前的业务领域和其他领域评估和追求更大的资产包。我们相信，我们严谨的收购战略可以负责任地增加现有业务的产量、现金流和规模。
■经久耐用。从一开始，我们就专注于创建一个经久耐用的组织，通过商品周期产生强劲的财务回报和可持续的自由现金流。我们不是主要收购生产储量，而是专注于收购有吸引力的未开发钻探地点库存，使我们在面对石油和天然气价格波动时具有灵活性，并利用技术改进和随着时间的推移降低成本，支持可持续产生自由现金流。我们的管理团队培养创新和持续改进的文化，不断寻找改进我们的运营和技术和数据分析的方法，并加强我们的组织敏捷性和适应性。
■分散风险。我们寻求通过在多个盆地拥有多家运营商的大量油气井的参与，分散我们的资本和运营风险。我们寻求通过运营商、组织、价值集中度和大宗商品(石油和天然气)分散我们的风险。截至2023年12月31日，我们在5,734口(净额157.5口)生产井中的平均工作权益为2.7%，在另外1,140口生产井中拥有特许权使用费权益，拥有超过35名经验丰富的运营商，为我们的石油和天然气资产提供开发和生产活动。我们相信，随着时间的推移，我们可以通过在更多盆地进行收购来进一步分散我们的风险，专注于与美国最高产盆地的经验丰富的运营商进行高质量资产的增值收购。
■强大的资产负债表和财务灵活性。我们通过审慎管理资产负债表和自由现金流来保持财务实力和灵活性。我们保持保守的负债和简单的资本结构，包括我们的循环信贷安排和普通股。我们打算继续坚持净债务与调整后EBITDA比率(过去12个月)低于1.0的目标，以保持管理我们的自由现金流的灵活性。
■套期保值策略。为了保护我们支付分配的能力，为资本投资提供资金，并减少我们对油价波动的敞口，我们历来为我们预期的石油产量的一部分进行对冲衍生品工具，包括掉期、套筒、看跌和其他结构。我们买入石油期货，既是在WTI价格使我们能够锁定资产基础上具有吸引力的回报率时的机会主义基础上，也是在收购规模更大的生产资产以保护回报的情况下。自2022年3月以来，由于我们运营商的定价公式与天然气套期保值结算机制不匹配，我们一直没有对天然气生产进行对冲。我们目前的对冲头寸缓解了我们对油价波动的敞口，我们2024年预期石油产量的约40%以每桶78.95美元的平均价格进行了对冲。过去，基于当时的市场状况，我们对实际石油产量的比例进行了高得多的对冲。详情见第二部分，项目7A。市场风险的定量和定性披露--“商品价格风险”。
■负责任的乘务员。我们致力于ESG倡议，并在ESG实践中寻求改进的文化。我们致力于以负责任的方式提供安全、可靠和负担得起的能源，通过与我们核心领域负责任的运营商合作，同时认识到更广泛的能源过渡。我们ESG理念的主要宗旨是识别机会，以减少对环境的影响，提高安全性，投资于我们的员工，并支持我们生活和工作的社区，同时提高透明度和问责制。我们的董事会大多数是独立的，由经验丰富的专业人士组成，他们在能源行业和更广泛的商业领域都有很强的背景。
我们的竞争优势
我们相信，我们将能够成功地执行我们的业务战略，因为我们拥有以下竞争优势：
■每一个决定都是一个财务决定。我们的商业文化鼓励员工像所有者一样思考，并以长远的眼光做出决定。我们制定了一套系统的方法，负责任地审查收购和发展机会。作为我们最大化回报努力的一部分，我们建立了一个资本分配框架，目的是将资本分配给石油和天然气资产的收购和开发，以推动自由现金流的可持续性和增长，偿还债务和支付股东股息。这一框架需要对资本支出和收购进行有纪律的投资，使我们能够将很大一部分现金流分配给我们的股东。我们亦保留有关股份回购的灵活性，惟须待董事会批准及条件许可。我们将继续评估和寻求有利可图、可增值的收购和整合机会，以提高股东价值和扩大规模。AS
随着机会的出现，我们打算确定和收购更多的种植面积和生产资产，以补充我们现有的业务。
■数据和技术驱动。我们专有的数据驱动型方法允许进行快速的多学科评估，以确定最具吸引力的收购和发展机会。我们创建了定制的数据系统，这些系统集成、集中并供员工使用，因此决策基于共同的信息库。我们维护实时商业智能仪表盘，以监控操作员、钻井平台、油井性能、钻井和完井成本以及生产结果。这些数据为模型预测、类型曲线以及有关收购和发展机会的决策提供信息。我们维护响应迅速的全流域模型，这些模型实时更新，并按运营商和地区纳入历史数据。这些模型以及我们的专有系统和平台提供了必要的输入和评估指标，使我们能够根据预测的产量、运营费用、类型曲线、钻井库存、现金流和其他运营和财务输出做出明智的投资决策。因此，我们有能力在现有团队的情况下快速处理多个机会。
■有经验的管理和行业关系。Vitesse的管理团队与我们的许多运营商、其他工作利益集团和矿产所有者、投资银行、收购和资产剥离公司以及投资者建立了深厚和长期的关系。我们评估和执行的大部分收购和交易都是自有来源的。鉴于我们在评估和收购非运营石油和天然气开采权益方面的记录，以及作为负责任的财务合作伙伴的记录，我们已成为在威利斯顿盆地和中落基山脉运营的一些最大公司的首选非运营商。因此，我们看到广泛的交易流动，从单一井筒的近期开发收购机会，到由价值数亿美元的已生产和未开发资产组成的一揽子交易。我们的管理团队在为私营和公共石油和天然气公司创造价值方面有着良好的记录。
■主动式资产管理理念。我们的经验丰富的地主和会计师团队审查收购的资产，以释放增量价值。我们收购的许多资产存在所有权缺陷或其他与土地相关的问题，在这些问题上，深入的分析和一致的质量尽职调查在许多领域增加了价值，包括增加营运权益所有权和营运资本管理。我们的长期观点提供了时间来解决问题，并找到更多的油井利益，以提高整体回报的速度。这得益于与运营商的密切部门关系和准确的数据管理。
我们的物业
威利斯顿盆地(北达科他州和蒙大拿州)
威利斯顿盆地从北达科他州西部延伸到蒙大拿州东部，我们的大部分钻探活动由我们的运营商在北达科他州的邓恩、麦肯齐、芒特拉尔和威廉姆斯县进行。截至2023年12月31日，我们的48,068英亩净地中，约有76%位于上述县，目标是巴肯和三福克斯地层。我们在威利斯顿盆地大约99%的种植面积是通过生产来持有的。截至2023年12月31日，我们在5,632口(净额)生产井中拥有工作权益，并在另外1,140口生产井中拥有特许权使用费权益。除了这些生产井外，我们还有206口正在钻探或完成的工作利益井，以及359口我们的运营合作伙伴已批准用于未来开发的井。截至2023年12月31日，我们在北达科他州和蒙大拿州的估计已探明储量为38,605百万桶(69%石油)，占我们总估计已探明储量的95%，在截至2023年12月31日的一年中平均日产量为10,883桶。
自2014年以来，我们一直活跃在威利斯顿盆地，并见证了我们关于该油田持续增长和扩大的论点取得了成果。威利斯顿盆地是一个世界级的油田，我们预计可采储量将在多年内持续增长。我们有大量剩余未开发钻探地点的库存，我们预计这些地点将在未来15至25年内开发。此外，我们看到整个油田正在逐步增长和发展，利用较新的技术，包括REEC计划和延长长度的三英里分支井。
中部落基山脉(科罗拉多州和怀俄明州)
丹佛-朱利斯堡盆地位于科罗拉多州东北部和怀俄明州东南部，运营商的大部分水平钻探活动位于科罗拉多州的韦尔德县和布鲁菲尔德县，以及怀俄明州的拉勒米县。我们在这一地区的资产主要包括井筒所有权，目标是Codell地层和Niobrara地层内的几个生产区。截至2023年12月31日，我们拥有96口生产井的工作权益，主要由Civitas Resources，Inc.、EOG Resources Inc.和Chevron Corporation运营。除了生产井外，截至2023年12月31日，我们还有18口总油井(2.2口净)正在由我们的运营伙伴完成。
我们的鲍德河流域资产主要针对Parkman、Sussex、Turner和Niobrara地层。截至2023年12月31日，我们拥有6口总(1.0净)生产井的工作权益。除了这些生产井外，截至2023年12月31日，我们的运营商还允许我们的运营商未来钻探3口总(0.1净)井。
储量
估计净探明储量
下表汇总了我们根据我们的第三方独立储量工程师Cawley编写的报告所示时期的估计已探明储量净额，除非本文另有描述。在准备报告时，Cawley根据适用于参与石油和天然气生产活动的公司的美国证券交易委员会规则和规定，评估了代表我们截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日已探明储量总额的资产。截至2021年12月31日的储量是指我们截至2021年11月30日的储量，这是基于Cawley编写的一份报告，该报告根据2021年12月1日至2021年12月31日一个月期间的储量活动进行了调整，这反映了内部储量估计。我们在下表中估计的已探明储量净额不包括可能或可能的储量，也不以任何方式包括或反映我们的大宗商品衍生品。
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| | | | | | | |
| 截至12月31日， | | 截至11月30日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2021 |
| 估计已探明已开发： | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 18,440 | | 17,290 | | 17,612 | | 17,764 |
| 天然气(MMCF) | 60,202 | | 58,897 | | 58,058 | | 58,437 |
| 总计(MBOE) | 28,474 | | 27,106 | | 27,289 | | 27,504 |
| 估计已证实未开发的： | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 9,303 | | 13,155 | | 11,785 | | 11,765 |
| 天然气(MMCF) | 16,907 | | 21,217 | | 19,623 | | 19,586 |
| 总计(MBOE) | 12,121 | | 16,691 | | 15,055 | | 15,030 |
| 预计总探明储量： | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 27,743 | | 30,445 | | 29,397 | | 29,529 |
| 天然气(MMCF) | 77,109 | | 80,114 | | 77,681 | | 78,023 |
| 总计(MBOE) | 40,595 | | 43,797 | | 42,344 | | 42,534 |
| 已证实已开发的百分比 | 70.1 | % | | 61.9 | % | | 64.4 | % | | 64.7 | % |
| | | | | | | |
截至2023年12月31日的估计已探明净储量为40,595 Mboe，我们在截至2023年12月31日的此类储量中包括的25.4个已探明未开发净钻探地点持有工作权益。
下表按储量类别列出了截至2023年12月31日的已探明储量估计量和相关PV-10值的摘要信息。
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| 美国证券交易委员会定价探明储量(1) |
| 储量数量 | | | | PV-10 (3) |
| 储备类别 | 石油(MBbls) | | 天然气(MMCF) | | 总计(MBOE)(2) | | % | | 金额(千) | | % |
| PDP属性 | 17,981 | | 58,911 | | 27,799 | | 68 | % | | $ | 521,494 | | | 77 | % |
| PDNP属性 | 459 | | 1,292 | | 675 | | 2 | % | | 15,108 | | | 2 | % |
| PUD属性 | 9,303 | | 16,907 | | 12,121 | | 30 | % | | 145,468 | | | 21 | % |
| 总计 | 27,743 | | 77,110 | | 40,595 | | 100 | % | | $ | 682,070 | | | 100 | % |
| | | | | | | | | | | |
(1)石油和天然气储量和相关的贴现未来现金流量是根据2023年12月31日的价值，并根据WTI价格每桶78.21美元和Henry Hub天然气价格每MMBtu 2.64美元计算得出的。根据美国证券交易委员会的指导方针，这些价格是指在本报告所述期间结束前的12个月期间中，每个月初每桶石油和每百万桶天然气的平均价格。
(2)MBOE是根据每桶石油一桶BOE和每6立方米天然气一BOE的换算率计算的。
(3)PV-10是一项非GAAP财务指标，不包括所得税对未来净收入的影响，也不打算代表我们石油和天然气资产的公平市场价值。关于PV-10的定义和与其最接近的GAAP财务衡量标准的对账，见第二部分。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--“非GAAP财务信息”。
已探明未开发储量估计净值
截至2023年12月31日，我们估计的已探明未开发净储量约为12,121 MB。2022年12月31日至2023年12月31日期间，已探明未开发储量估计净额的变化是由于：
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| MBOE |
| 2022年12月31日的余额 | 16,691 | |
| 收购 | 289 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 2,592 | |
| 转移至估计已探明开发储量 | (2,491) | |
| 修订版本 | (4,960) | |
| 2023年12月31日的余额 | 12,121 | |
| |
截至2023年12月31日的已探明未开发储量的显著变化包括：
■收购：2023年，我们在威利斯顿盆地和中落基山脉获得了289 MBe的已探明未开发储量。
■扩展、发现和其他新增内容：在2023年期间，扩展和发现几乎完全与威利斯顿盆地已探明的未开发地点有关，增加了2592 Mboe的已探明未开发储量。
■转移至估计已探明开发储量：于2022年12月31日，约5个已探明的未开发净地的转换产生了约4,100万美元的开发成本，2023年已探明的未开发储量被转移到已探明的已开发储量。除已探明储量的转换和转移(尽管未计入上表)外，截至2022年12月31日，来自三个未被归类为已探明未开发储量的净未开发地区的1,478 MBe储量在期内被转移至已探明已开发储量。
■修订版本：2023年，对先前估计数的修订使已探明的未开发储量净减少4960兆博。该等修订主要由于未开发钻探地点共4,184 MBe已探明储量由已探明改为未探明，并由于年内威利斯顿盆地的钻井活动低于预期及继续遵守美国证券交易委员会五年开发规则而主动作出修订。此外，修订包括已探明的未开发储量因预测/时间/利息变化而减少541兆波及235兆波因大宗商品价格下跌及因修井活动增加而略为增加租赁营运费用。
我们预计，随着在我们的种植面积上钻探更多的油井，我们已探明的未开发储量将继续转换为已探明的已开发生产储量。我们还预计，截至2023年12月31日未被归类的未开发钻探地点的一些组成部分将被转换为已探明的已开发生产储量。根据我们的发展计划，所有包含我们剩余已探明未开发储量的地点预计将在最初记录下来的五年内进行钻探。
截至2023年12月31日，我们已探明的未开发储量的PV-10价值约占我们总已探明储量的PV-10价值的21%。关于未开发储量，存在许多不确定因素。这些储量的开发取决于多个因素，包括但不限于：财务目标，如在现金流内钻探或减少债务、拟议钻探项目的令人满意的回报率，以及运营商在我们持有租赁权益的地区的钻探活动水平。由于我们总探明储量的77%由生产井支持，我们相信我们将有足够的现金流和足够的流动性来执行我们的开发计划。PV-10是一项非GAAP财务指标，不包括所得税对未来净收入的影响，也不打算代表我们石油和天然气资产的公平市场价值。关于PV-10的定义和与其最接近的GAAP财务衡量标准的对账，见第二部分。项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--“非GAAP财务信息”。
独立石油工程师
我们已聘请考利准备我们估计的已探明储量。Cawley是一家独立的储层评估咨询公司，负责评估石油和天然气属性，并为美国各地的各种客户独立认证石油储量数量。Cawley在计算其他以巴肯和三福克斯油层为目标的公司的储量方面拥有丰富的经验，因此，我们相信Cawley拥有足够的经验来适当确定我们的储量。Cawley利用专有技术、系统和数据来计算我们的储量，并与此经验相称。我们估计已探明储量的全部报告都是基于我们向他们提供的信息。Cawley是一家德克萨斯州注册工程公司(F-693)。考利公司主要负责监督我们储量估计准备工作的技术人员是托德·布鲁克，总裁。布鲁克先生是德克萨斯州的一个州
执业专业工程师(执照编号83462)。他也是石油工程师协会的成员，在石油和天然气储集层研究和评估方面拥有超过25年的经验。
根据美国证券交易委员会的适用要求，我们对已探明净储量和未来净收入的估计是在储量估计日期之前的12个月期间的每个月初使用平均价格进行的，并在物业的整个生命周期内保持不变。
考利报告中规定的我们物业的储量是通过业绩方法或类比来估计的。一般而言，可归因于生产井和/或油藏的储量是通过利用历史生产数据外推的递减曲线分析等动态方法来估计的。本报告中包括的未生产和未开发储量的储量是通过类推的方式估计的。
为了估计经济上可开采的石油和天然气储量以及相关的未来现金流净额，考利考虑了许多因素和假设，包括但不限于从地质、地球物理和工程数据中得出的无法直接测量的油藏参数的使用，基于当前成本和美国证券交易委员会定价要求的经济标准，以及对未来生产率的预测。根据《美国证券交易委员会》210.4-10(A)(22)(V)和(26)条，探明储量必须根据现有经济条件，包括截至报告生效日期确定油藏经济产能的价格和成本，证明在经济上是可行的。关于我们拥有的财产权益、已检查油井的生产和试井、运营油井或租赁的正常直接成本、运输和/或加工费、生产税、重新完成和开发成本以及产品价格，这些成本都是基于“美国证券交易委员会”法规、地质图、测井、岩心分析和压力测量。
考利报告中列出的储备数据仅代表估计，不应被解释为准确的数量。它们可能被实际收回，也可能不被收回，如果被收回，实际收入和成本可能比估计的金额多或少。此外，储量估计数可能会因未来的业务而增加或减少。
油藏工程是对无法精确测量的石油和天然气地下储量进行估计的主观过程。在估计石油和天然气储量及其估计价值时，存在许多固有的不确定性，包括许多我们无法控制的因素。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和判断。因此，对不同工程师的估计可能会有所不同，包括我们使用的那些工程师。此外，储量估计可能会根据实际产量、未来开发和勘探活动的结果、当前的石油和天然气价格、运营成本和其他因素进行修订。这些修订可能是实质性的。因此，储量估计往往不同于最终开采的石油和天然气的数量，高度依赖于其所依据的假设的准确性。见“第I部分第IA项。风险因素-与我们业务相关的风险-我们估计的已探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储量估计或基本假设中的任何重大误差，都将对我们总储量的数量和现值产生重大影响。“
储量估算过程的内部控制
我们利用第三方油藏工程公司Cawley作为我们100%探明储量基础的独立储量评估师。此外，我们聘请了一个内部工程部门，由我们的高级储量工程师领导储量流程，负责监督储量估计的编制。我们的高级储备工程师拥有学士学位。在塔尔萨大学化学工程，超过二十年的石油和天然气经验，包括15年的重点储量评估，并在多个盆地的操作和生产工程的额外经验。
我们的储量工程部门与我们的独立第三方工程公司会面，以根据我们规定的内部控制程序审查物业，并讨论探明储量估计中使用的评估方法和假设。我们对储量估算过程的内部控制包括输入数据的验证以及管理层审查，例如但不限于以下内容：
■租赁经营报表和修井授权支出的历史费用与经营成本输入的比较;
■根据我们的油井所有权制度，审查我们储量数据库中的工作权益和净收益权益;
■回顾历史已实现价格以及与指数价格的差异，并与我们的储量数据库中使用的差异进行比较;
■根据我们运营商提供的信息以及最近活动的实际钻井和完井成本，审查最新的资本成本;
■由我们的内部油藏工程师按井和区域审查内部储量估计;
■内部油藏工程师和执行管理层之间的材料储备差异讨论;以及
■执行管理层审查准备金报告的初步副本。
生产、价格和生产费用
我们报告我们的石油和天然气生产在双流的基础上。我们持有权益的油井生产的石油和天然气的价格在很大程度上取决于市场供求。需求受到总体经济状况、天气和其他季节性条件（包括飓风和热带风暴）的影响。石油或天然气供应过多或不足都可能导致价格大幅波动。美国的石油供应在过去几年中有所增长，如果供应超过国内需求，石油供应可能会影响美国的石油价格。从历史上看，商品价格一直波动，我们预计这种波动在未来将继续下去。石油或天然气价格大幅或长期下跌或钻探结果不佳可能对我们的财务状况、经营业绩、现金流、可能以经济方式生产的石油和天然气储量以及我们进入资本市场的能力产生重大不利影响。
下表载列有关所示期间我们的石油及天然气产量、已实现价格及生产成本的资料。有关价格计算的更多信息，请参阅“第二部分”中的信息。项目7.管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析。“
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， | | 截至12月31日的一个月， | | 截至11月30日的一年， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2021 |
| 净产量： | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 2,968 | | 2,575 | | 220 | | 2,436 |
| 天然气(MMCF) | 8,232 | | 7,274 | | 582 | | 7,065 |
| 总计(MBOE) | 4,340 | | 3,787 | | 317 | | 3,613 |
| | | | | | | |
| 每天的油量(Bbl) | 8,130 | | 7,054 | | 7,107 | | 6,673 |
| 天然气(Mcf)/天 | 22,553 | | 19,929 | | 18,774 | | 19,357 |
| 总计(Boe)/天 | 11,889 | | 10,376 | | 10,236 | | 9,899 |
| | | | | | | |
| 平均售价： | | | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 73.59 | | | $ | 90.73 | | | $ | 67.16 | | | $ | 59.46 | |
| 已实现石油衍生产品的损益对平均价格的影响(每桶) | 0.40 | | | (18.07) | | | (7.65) | | | (5.37) | |
| 已实现石油衍生品的石油净额(每桶) | $ | 73.99 | | | $ | 72.66 | | | $ | 59.51 | | | $ | 54.09 | |
| | | | | | | |
| 天然气和天然气液化石油气(按MCF计算) | $ | 1.88 | | | $ | 6.64 | | | $ | 2.87 | | | $ | 3.26 | |
| 已实现天然气衍生产品的损益对平均价格的影响(每MCF值) | — | | | (0.08) | | | 0.02 | | | (0.12) | |
| 已实现天然气衍生产品的天然气和NGL网络(按MCF) | $ | 1.88 | | | $ | 6.56 | | | $ | 2.89 | | | $ | 3.14 | |
| | | | | | | |
| BOE基础上的已实现价格，不包括已实现的商品衍生品 | $ | 53.90 | | | $ | 74.43 | | | $ | 51.89 | | | $ | 46.45 | |
| 已实现商品衍生品的损益对平均价格的影响(单位：BOE) | 0.27 | | | (12.44) | | | (5.28) | | | (3.85) | |
| 基于BOE的已实现价格扣除已实现商品衍生品 | $ | 54.17 | | | $ | 61.99 | | | $ | 46.61 | | | $ | 42.60 | |
| 平均成本： | | | | | | | |
| 租赁运营费用(按BOE计算) | $ | 9.11 | | | $ | 8.22 | | | $ | 7.16 | | | $ | 7.35 | |
| 生产税(按BOE计算) | $ | 4.98 | | | $ | 6.36 | | | $ | 4.22 | | | $ | 4.02 | |
| | | | | | | |
钻探和开发活动
下表列出了在所述期间内我们拥有工作权益的生产和非生产油井的总数和净数量。钻井数量是指在这段时间内的任何时候完成的井的数量，无论何时开始钻井。
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | 截至12月31日， | | 截至11月30日， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2021 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 勘探井： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 生产油 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — |
| 生产性天然气 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — |
| 非生产性 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — |
| — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — |
| 开发井： | | | | | | | | | | | | | | | |
生产油 (1) | 414 | | 9.78 | | 295 | | 7.53 | | 28 | | 0.97 | | 243 | | 6.55 |
| 生产性天然气 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — |
| 非生产性 | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — | | — |
| 414 | | 9.78 | | 295 | | 7.53 | | 28 | | 0.97 | | 243 | | 6.55 |
生产性探井和开发井总数 (1) | 414 | | 9.78 | | 295 | | 7.53 | | 28 | | 0.97 | | 243 | | 6.55 |
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(1)包括83毛的特许权使用费截至2023年12月31日止年度，已钻探（净）井45口，截至2022年12月31日止年度钻探的井（净井数为0.09），毛井数为0截至2021年12月31日止月份，本集团已钻探的总井数（净井数0. 00）及截至2021年11月30日止年度已钻探的总井数（净井数0. 08）为57口。
下表列出了截至2023年12月31日我们拥有工作权益或特许权使用费权益的估计生产井的地点汇总信息。
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| 截至2023年12月31日 |
| 具有生产利益的油井 | | 平均工作利息 |
| 毛收入 | | 网络 | |
| 合计： | | | | | |
| 威利斯顿盆地 | 5,632 | | 142 | | 2.5 | % |
中部落基山脉(1) | 102 | | 16 | | 15.5 | % |
| 总计 | 5,734 | | 158 | | 2.7 | % |
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| 截至2023年12月31日 |
| 产油性特许权使用费油井 | | 平均专利使用费利息 |
| 毛收入 | | 网络 | |
| 合计： | | | | | |
| 威利斯顿盆地 | 1,140 | | 3 | | 0.2 | % |
中部落基山脉(1) | — | | — | | — | % |
| 总计 | 1,140 | | 3 | | 0.2 | % |
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(1)包括丹佛-朱尔斯堡和波德河盆地油井。
截至2023年12月31日，我们在224口正在钻井或完成的净油井中拥有工作权益，在我们的运营合作伙伴已允许开发的另外363口净油井中拥有工作权益，在正在钻井或完成的0.1口净井中拥有净收益权益，在允许开发的0.3口净井中拥有净收益权益。
种植面积
下表列出了截至2023年12月31日按地理区域划分的估计总面积和净已开发面积和未开发面积。
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| 发达
种植面积 | | 未开发
种植面积 | | 总种植面积 | | 版税英亩 |
| 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 威利斯顿盆地 | 1,623,690 | | 45,678 | | 59,521 | | 2,390 | | 1,683,211 | | 48,068 | | 124,558 | | 1,401 |
中部落基山脉(1) | 3,070 | | 113 | | 11,520 | | 92 | | 14,590 | | 205 | | 640 | | 1 |
| 总计 | 1,626,760 | | 45,791 | | 71,041 | | 2,482 | | 1,697,801 | | 48,273 | | 125,198 | | 1,402 |
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(1)包括丹佛-朱尔斯堡和波德河流域的种植面积。
截至2023年12月31日，我们约99%的未开发面积按产量持有，其中640总(5净)英亩可能在2025年到期。
行业经营环境
我们在一个高度周期性的行业中运营。对石油和天然气的需求是周期性的，并受到巨大而快速的波动的影响。这主要是因为该行业是由大宗商品需求和相应的价格上涨推动的。当石油和天然气价格上涨时，生产商通常会增加资本支出，这通常会带来更多的收入和利润。资本支出的增加最终还会导致产量增加，这在历史上会导致供应增加和价格下降。由于这些原因，我们的运营结果可能会随季度和年度的变化而波动，这些波动可能会扭曲我们运营结果的期间比较。
全球能源结构也在向碳密集度较低的能源转型，我们的业务也不能幸免于这些趋势。在我们看来，能源转型将在未来几十年进行，石油和天然气仍将是负担得起和可靠的能源的主要来源。我们认为，资产基础的质量、库存的深度和具有竞争力的经济将帮助我们有利可图地度过这一转型。
发展
我们主要从事石油和天然气的开发和生产，在比例的基础上与第三方权益一起参与在包括我们的租赁权益在内的间隔单元中钻探和完成的油井。此外，我们从不能或不愿参与某些油井提议的第三方手中收购不持有相关租赁权益的油井的井筒权益。我们通常依赖我们的运营商提出、批准和启动钻井和完井。在开始钻井之前，我们的运营商必须向所有在指定间隔单元内拥有工作权益的所有者提供机会，让他们在间隔单元内按比例分摊钻井和完井成本及油井净收益。我们逐一评估每个钻井和完井机会，并根据对可采石油和天然气的估计、预期的石油和天然气价格、运营商的专业知识、每个项目的预期完井成本以及其他因素，参与预期达到预期回报的油井。从历史上看，我们根据我们的工作利益参与了绝大多数向我们提出的油井。然而，油价下跌通常会减少我们收到的油井提案数量和我们选择参与的油井提案的比例。我们的土地、工程和金融团队使用我们广泛的数据库来做出这些经济决策。Vitesse创建了定制的数据系统，我们的员工可以集成、集中和使用这些系统来评估发展机会。这些数据系统维护实时仪表盘，以监控操作员、钻井平台、油井性能和成本。考虑到我们巨大的占地面积和大量的油井参与，我们相信我们可以利用我们的数据系统做出准确的经济钻探和完井决策。
从历史上看，我们没有在内部管理我们的大宗商品营销活动。相反，我们的运营商销售和销售我们感兴趣的油井生产的石油和天然气。我们的运营商根据他们与购买产品的各方谈判和维护的安排，协调将我们的石油和天然气生产从我们的油井运输到适当的管道或铁路运输设施。我们了解，我们的经营伙伴通常根据单独谈判的短期合同，以现行市场价格将我们的产品出售给各种买家。尽管我们在历史上一直依赖我们的运营商进行这些活动，但我们未来可能会寻求将我们的部分生产作为实物，并在内部管理此类生产的营销活动；然而，根据我们目前的平均工作权益所有权，这将是成本高昂且效率低下的。我们产品的销售价格通常与石油或天然气的现货市场挂钩。我们石油产品的销售价格通常反映出相对于WTI基准价的折扣。这一差额主要是指将石油从井口运往炼油厂的运输成本，并将根据管道、铁路和其他运输方式的可用性而波动。我们生产的天然气的销售价格可能反映出相对于NYMEX基准价格的折扣或溢价。
竞争
尽管我们计划专注于我们认为与更广泛的石油和天然气行业相比竞争和成本降低的目标资产类别和交易规模，但非运营和运营资产的收购市场仍然竞争激烈，我们将与其他石油和天然气公司竞争收购，其中一些公司拥有比我们多得多的资源，可能能够支付更高的物业价格。
最后，气候变化激进主义、燃料节约措施、政府对可再生能源的要求、对替代形式能源的需求不断增加以及能源发电设备的技术进步的新影响，可能会导致对我们生产的石油和天然气的需求减少。
我们物业的所有权
在完成对非运营工作或特许权使用费权益的收购之前，我们会对要收购的每一块土地进行所有权审查。我们的所有权审查旨在确认潜在卖家拥有的非运营工作和特许权使用费权益的数量，物业的租赁状态和特许权使用费金额，以及产权负担或其他相关负担。
除了我们最初的所有权工作外，操作员在打井之前通常会进行彻底的所有权审查。如果我们的所有权工作发现任何进一步的所有权缺陷，我们将对这些缺陷进行补救工作。我们相信，我们资产的所有权在所有实质性方面都令人满意。
我们的石油和天然气资产受到习惯特许权使用费和其他利益、债务下的留置权、经营协议附带的留置权、税收留置权和其他负担，包括其他矿产产权负担和限制的约束。我们循环信贷机制下的债务以我们几乎所有资产的留置权为担保。我们不认为这些负担会对我们财产的使用或我们的业务运营造成实质性的影响。
季节性
冬季天气事件和条件，如冰暴、暴风雪和冰冻条件，以及租赁条款，可能会限制或暂时停止我们运营商的钻探和生产活动以及其他石油和天然气作业。这些限制以及由此导致的短缺或高成本可能会推迟或暂时停止我们运营商的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。此类季节性异常也可能对实现钻井目标构成挑战，并可能在春季和夏季加剧对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺和成本增加，或者推迟或暂时停止我们运营商的运营。
监管与环境问题
我们的运营受到各种规则、法规和限制的影响，这些规则、法规和限制影响着整个石油和天然气收购、开发和生产行业。
石油和天然气生产的监管
我们的石油和天然气开发、生产和相关业务受到联邦、州、部落和地方当局和机构颁布的广泛规章制度的约束。例如，北达科他州和蒙大拿州要求获得钻探作业许可证、钻探保证金和有关作业的报告，并对石油和天然气的开发和生产提出其他要求。这些州还可制定法规或条例处理保护事项，包括规定石油和天然气性质的单位化或汇集，限制或禁止天然气的排放或燃烧，井的位置，钻井和套管井的方法，钻井的地面使用和恢复，钻井、完井和废弃过程中所用水的来源和处置，确定井的最高开采率，以及对井的间距、堵塞和废弃的规定。此外，联邦政府及其机构不时实施或考虑实施新的或更严格的规则或政策，以影响石油和天然气的勘探和生产业务，包括暂停或扣留土地租赁销售，提高联邦土地的特许权使用费，限制国家石油和天然气出口及相关基础设施，以及对生产设施的排放进行监管或征税。这些规定的效果是限制我们的油井可以生产的石油和天然气的数量，并限制我们可以钻探的油井数量或地点。此外，许多州对其管辖范围内的石油、天然气和天然气的生产和销售征收生产或遣散税。不遵守任何此类规章制度都可能导致重大处罚。石油和天然气行业的监管负担很可能会增加我们的经营成本，并可能影响我们的盈利能力。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法律的未来成本或影响。巨额支出可能需要遵守政府法律法规，并可能对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。此外，可能会发生当前无法预见的环境事件或可能发现过去不遵守环境法律或法规的情况。因此，我们无法预测合规的未来成本或影响。国会、各州、FERC、EPA和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何这样的提议何时或是否会生效。
对石油运输的监管
石油、凝析油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，国会可以在未来重新实施价格控制。我们的石油销售受到可获得性、条件和运输成本的影响。通过公共运输管道运输石油也要遵守费率和准入规定。FERC根据州际商法监管州际石油管道运输费率。一般来说，州际输油管道的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。从1995年1月1日起，FERC实施了一项规定，建立了石油管道运输费率的指数系统(基于通货膨胀)，允许管道每年将费率提高到规定的上限，而无需提交服务成本申请。FERC每五年审查一次与行业成本变化相关的指数水平的适当性。2022年1月20日，FERC制定了新的五年期价格指数，从2021年7月1日开始。
州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内石油管道监管的基础，以及对州内石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运费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影响我们的业务，与我们的竞争对手有任何实质性的差异，我们的竞争对手也是如此。
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。根据这一开放获取标准，共同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类似位置的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，准入通常受管道公布的关税中规定的有利于配给的条款管辖。因此，我们相信，与我们处境相似的竞争对手一样，我们总体上将能够获得石油管道运输服务。
天然气运输和销售管理办法
从历史上看，州际商业中天然气的运输和转售一直由FERC根据1938年的《天然气法》、1978年的《天然气政策法》以及根据这些法规发布的条例进行管理。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按市场价格进行销售，但国会未来可能会重新实施价格管制。
发生在FERC管辖传输服务上游的陆上收集服务由各州监管。尽管FERC规定了确定设施是执行非司法收集功能还是司法传输功能的一般测试，但FERC对设施分类的确定是在个案的基础上进行的。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下，还包括非歧视性的要求。尽管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。
州内的天然气运输和设施也受到州监管机构的监管，州内管道提供的某些运输服务也受到FERC的监管。州内天然气运输监管的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。鉴于某一特定州的此类法规一般会在可比基础上影响该州内的所有天然气运输商，我们认为，在我们运营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管不会影响我们的运营，与我们的竞争对手的运营存在任何重大差异。与对州际运输费率的监管一样，对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。
环境问题
我们的业务和物业受到与环境保护相关的广泛和不断变化的联邦、州和地方法律法规的约束，包括材料的产生、储存、搬运、排放、运输和排放到环境中，以及与安全和健康相关的法律和法规。最近环境立法和监管的趋势总体上是朝着更严格的标准发展，这一趋势可能会继续下去。这些法律法规可以：
■要求在开始施工或钻探以及某些其他活动之前获得许可证或其他授权；
■限制或禁止在荒野和其他保护区内的某些土地上进行建筑、钻探和其他活动；以及
■对我们的运营造成的污染施加重大责任。
我们运营所需的许可证可能会被发证机构吊销、修改和续签。政府当局有权执行他们的规章制度，违反者可能会受到罚款、禁令或两者兼而有之的处罚。管理层认为，我们基本上遵守了当前适用的环境法律和法规，并且没有已知的资本支出的重大承诺来遵守现有的环境法规。
要求。然而，现有环境法律法规或其解释的变化可能会对我们的公司以及整个石油和天然气行业产生重大影响。
CERCLA和类似的州法规对场地的所有者和经营者以及处置或安排处置在此类场地发现的“危险物质”的人规定了严格的连带责任。邻近的土地所有者和其他第三方就据称排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。RCRA和类似的州法规管理着“固体废物”和“危险废物”的处置，并授权对不遵守规定的行为处以巨额罚款和惩罚。尽管CERCLA目前将石油排除在其“危险物质”的定义之外，但影响我们业务的州法律可能会对石油和石油相关产品施加清理责任。此外，尽管RCRA将某些油田废物归类为“非危险”，但此类勘探和生产废物可被重新归类为危险废物，从而使此类废物受到更严格的处理和处置要求。对注入油田废物引起的地震活动的担忧，增加了对美国某些地区处置油井作业的监管审查和当地反对，尽管主要不是在我们感兴趣的地区。
欧空局力求确保活动不会危及濒危或受威胁的动物、鱼类和植物物种，也不会破坏或改变这些物种的关键栖息地。根据欧空局的规定，勘探和生产作业，以及联邦机构的行动，不得对被覆盖的物种或其栖息地造成重大损害或危害。欧空局规定了对故意违反欧空局行为的刑事处罚。为动植物物种提供保护的其他法规可能适用于我们运营商的活动，包括但不一定限于《鱼类和野生动物协调法》、《渔业养护和管理法》、《候鸟条约法》和《国家历史保护法》。尽管我们相信我们的运营商遵守这些法规，但这些法规的任何变化或对濒危或受威胁物种的任何重新分类都可能使我们的公司(直接或间接通过我们的运营商)承担修改我们的业务的巨额费用，或者可能迫使某些业务完全停止。
CAA控制石油和天然气生产以及天然气加工作业的空气排放，以及其他来源。CAA下的EPA法规包括针对石油和天然气来源类别的NSPS，以解决包括二氧化硫、甲烷和VOCs在内的污染物的排放，针对某些环境水平的标准污染物的NAAQS，以及一套单独的，包括地面臭氧的排放标准，以及解决经常与石油和天然气生产和加工活动相关的有害空气污染物的排放标准。以及其他监测、报告和许可法规。近年来，对石油和天然气部门甲烷排放的管制受到了相当大的关注。2023年12月，环保局根据新的污染源性能标准(NSPS)OOOb分部以及NSPS OOOc分部下的现有污染源标准，为新建、修改和重建的上游和中游设施提出并最终确定了更严格的甲烷规则。最终规则扩大了受监管石油和天然气来源的范围，超出了现有NSPS子部分OOOA目前受监管的范围。根据最终规则，各州有两年的时间准备和提交计划，对现有来源实施甲烷和VOC排放控制。根据最终规则建立的假定标准对新污染源和现有污染源基本相同，包括使用光学气体成像和其他先进监测技术的增强型泄漏检测调查要求，通过捕获和控制系统减少95%的排放，对特定部件和设备的零排放要求，所谓的绿色完井要求，以及建立“超级发射器”响应计划，该计划将允许经认证的第三方向EPA报告大型排放事件，引发额外的调查、报告和维修义务，以及其他更严格的运营和维护要求。违反这些规定的罚款和处罚可能会很高。这些新通过的最终规则可能会立即面临法律挑战。另外，BLM还提出了限制联邦土地上石油和天然气作业的泄气、燃烧和甲烷泄漏的规则。这些要求和任何未来的监管发展都有可能增加我们物业生产活动的运营成本，从而可能对我们的财务业绩产生不利影响。我们还注意到，上文讨论的监管活动正在进行激烈的政治辩论，并可能根据2024年选举周期的结果进行重大修改。
这些法规和建议，以及要求安装更先进的污染控制设备或限制运营的任何其他新法规，可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生重大不利影响。
CWA对向WOTUS排放采出水和其他污染物施加限制和控制。必须获得许可证才能将污染物排放到州和联邦水域，并在水域和湿地进行建筑活动。CWA和某些州法规禁止在没有个人或一般国家污染物排放消除系统排放许可证的情况下将采出水、沙子、钻井液、钻屑、沉积物和与石油和天然气行业相关的某些其他物质排放到某些沿海和近海水域。此外，CWA和类似的州法律要求从某些类型的设施排放雨水径流的个人许可证或一般许可证下的覆盖范围。近年来，WOTUS的含义引起了大量诉讼，并成为多项规则制定的主题。2023年5月，美国最高法院在Sackett v. EPA一案中发表意见，其中涉及与用于确定湿地是否符合WOTUS资格的法律测试有关的问题。Sackett的决定使当时现行的WOTUS规则的某些部分无效，
缩小了其范围，导致EPA和Corps于2023年9月发布了修订后的规则。然而，由于正在进行的诉讼，2023年9月规则的实施目前因州而异。在诉讼的27个缔约国中，机构正在解释WOTUS的定义，与2015年前的监管制度和Sackett裁决所做的修改保持一致。无论如何，适用的WOTUS定义会影响我们的物业开发和运营期间可能触发的CWA许可或其他监管义务，而WOTUS定义的更改可能会导致开发延迟和/或增加我们物业的开发和运营成本。一些州还实施了地下水保护计划，要求对可能影响地下水状况的排放或操作进行许可。
《油污染法》修订和扩充了《化学武器法》的漏油规定，并对某些“责任方”规定了某些义务和责任，这些义务和责任与防止在美国水域或邻近海岸线发生或威胁到美国水域或邻近海岸线的漏油和此类漏油造成的损害有关。例如，某些石油和天然气设施的经营者必须制定、执行和维持设施应对计划，对某些雇员进行年度溢漏培训，并提供不同程度的财务保证。作为石油排放源或构成排放严重威胁的设施、船只或管道的所有人或经营人是负有责任的“责任方”。《油污保护法》对每一责任方的除油费用和各种公共和私人损害承担连带责任，而不考虑过失。因此，违反OPA有可能对我们的业务产生不利影响。
《民航法》、《化学武器法》和类似的州法规规定了对未经授权排放石油和其他污染物的民事、刑事和行政处罚，并规定对这些排放负有责任的当事方对清理排放造成的任何环境损害的费用和排放造成的自然资源损害负有责任。
石油和天然气废物的地下注入由SDWA授权的地下注入控制程序进行管理。注入井操作要求的主要目的是确保注入设备的机械完整性，并防止流体从注入区迁移到地下饮用水源中。我们感兴趣的绝大部分石油和天然气生产都是从非常规资源开发的，这些资源需要水力压裂作为完井过程的一部分。水力压裂法包括在压力下将水、沙子和化学物质注入井筒，在深层岩层中产生裂缝，以刺激天然气生产。最近几届国会提出了修改SDWA的立法，以废除水力压裂从“地下注入”定义中的豁免，并要求联邦政府对水力压裂进行许可和监管控制，以及要求披露压裂过程中使用的流体的化学成分的立法提案。国会继续考虑立法修改SDWA以解决水力压裂作业。此外，2020年，最高法院认为，如果通过地下水增加污染物是从点源直接排放到通航水域的“功能等效物”，则CWA需要排放许可证。成本可能与废水处理和/或制定和实施雨水污染预防计划有关。如果未来由于2020年最高法院的裁决而需要对盐水注入井进行CWA许可，则运营该等物业的公司的注入井运营许可和合规成本可能会增加。
对水力压裂活动的审查仍在以其他方式进行。联邦政府目前正在对水力压裂的潜在影响进行几项研究。几个州，包括我们的物业所在的蒙大拿州和北达科他州，也提出或通过了对水力压裂的立法或监管限制。包括科罗拉多州在内的其他州的一些市政当局已经颁布了水力压裂禁令。在科罗拉多州，科罗拉多州最高法院裁定，州法律先发制人地禁止了市政禁令。然而，科罗拉多州立法机构随后颁布了《SB 101》，赋予地方对石油和天然气井口作业的重大控制权。科罗拉多州的市政当局已经根据SB 101制定了限制石油和天然气运营的地方规定。我们无法预测是否会有其他法例通过，如果有的话，其条文会是怎样的。如果通过在联邦或州一级采用新的法律和法规来要求额外的监管和许可水平，可能会导致延误、运营成本增加和流程禁令，这将对我们的收入和运营结果产生重大不利影响。关于与水力压裂有关的风险的更多信息，见第一部分第1A项。风险因素-与法律和监管事项相关的风险-联邦和州政府与水力压裂有关的立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的运营限制或延误。
《国家环境政策法》确立了保护、维护和改善环境的国家环境政策和目标，并提供了在联邦机构内实施这些目标的程序。一项可能对环境产生重大影响的重大联邦机构行动需要根据《国家环境政策法》进行审查。我们的第三方运营商的许多活动都在《国家环境政策法》的涵盖范围内。一些活动受到《国家环境政策法》的严格审查，这可能会导致延误和成本增加，这可能会对我们的收入和运营结果产生实质性的不利影响。其他活动被完全排除，这导致了较短的《国家环境政策法》审查过程。2022年4月，拜登政府敲定了一项规则，取消特朗普政府颁布的对《国家环境政策法》的某些变化。《2022年规则》要求《国家环境政策法》的审查纳入对拟议项目的间接和累积影响的考虑，包括对气候变化和温室气体的影响，符合2020年前的要求。新规定还允许各机构在认为合适的情况下制定更严格的《国家环境政策法》规则，但保留特朗普政府完成环境影响报告的两年时间限制。然后，在2023年1月，环境质量委员会发布了联邦机构考虑温室气体排放和气候变化对环境影响的最新指导意见。
评估，其中除其他建议外，包括分析和沟通气候变化影响的最佳做法。此外，2023年7月，环境质量委员会建议修订《国家环境政策法》实施条例，扩大分析项目对气候变化的累积影响的要求，考虑项目对环境正义关切的社区的任何不成比例的影响，并加强实施环境缓解措施的某些项目义务。
气候变化
大量的研究和研究致力于气候变化，气候变化已经发展成为美国和全球的一个重大政治问题。某些研究表明，温室气体排放会导致气候变化，并对环境构成威胁。最近的科学研究和政治辩论在一定程度上集中在石油和天然气勘探和生产过程中附带的二氧化碳和甲烷。
针对二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和环境构成危害的调查结果，美国环保局根据CAA的现有条款通过了法规，其中包括要求某些大型固定污染源的温室气体排放必须获得施工前和运营许可，这些污染源已经排放了超过一定门槛的常规污染物。此外，环保局已通过规则，要求每年监测和报告美国特定陆上和海上石油和天然气生产源的温室气体排放(目前正在修订这些规则，以支持IRA甲烷排放费条款的实施)，其中可能包括对我们物业的运营。
国会不时考虑立法来监测、限制或减少温室气体排放，但到目前为止还没有通过全面的气候立法。然而，已经并将继续提出与气候变化和温室气体排放问题有关的能源立法和其他监管举措。例如，2022年8月，国会通过了《爱尔兰共和军法案》，总裁·拜登签署了该法案，该法案建立了一个旨在减少某些石油和天然气设施甲烷排放的计划，其中包括对超过一定门槛的甲烷排放收费。此外，已经出现了一些旨在通过总量管制和交易计划跟踪或减少温室气体排放的州和地区努力。这些方案通常要求温室气体排放的主要来源获得并交出排放限额，以换取排放这些温室气体。拜登政府还承诺将气候变化考虑纳入执行机构的决策，并发布了一些与气候变化有关的行政命令。虽然目前还不可能预测可能通过的应对温室气体排放的立法或新法规将如何影响我们，但未来任何对运营商的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放的法律和法规都可能要求他们为减少与其运营相关的温室气体排放而产生成本。例如，对温室气体排放的实质性限制可能会对我们物业生产的石油和天然气的需求产生不利影响。关于与气候变化立法或法规有关的风险的更详细讨论，见第一部分第1A项风险因素与法律和法规事项有关的风险--通过气候变化立法或法规限制二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放可能导致运营成本增加，对我们生产的石油和天然气的需求减少。
此外，在对气候变化的日益担忧的刺激下，石油和天然气行业面临着对公司透明度和对可持续发展目标的明确承诺的日益增长的需求。该行业还可能受到旨在鼓励节约燃料和将资本投资转向替代能源的政府举措的影响。详情见第一部分第1A项。风险因素，与我们的业务相关的风险-对ESG事项的更多关注，包括气候变化，可能会影响我们的业务和获得资本，以及-脱碳措施和相关政府举措，技术进步，替代能源竞争力的增强，以及市场对石油和天然气行业看法的负面转变，可能会减少对石油和天然气的需求。
最后，气候变化可能会产生重大的物理影响，如风暴、冰冻、洪水、干旱、飓风和其他气候事件的频率和严重程度增加；如果这些影响中的任何一种发生，都可能对我们的运营伙伴的运营产生不利影响，并最终影响我们的业务。
人力资本管理
截至2023年12月31日，我们有36名全职员工。我们可能会适当地雇用更多的人员。我们也可以使用独立顾问和承包商的服务来执行各种专业服务。我们专注于吸引、吸引、发展、留住和奖励顶尖人才。我们努力提高员工的经济和社会福利。我们致力于为我们的员工提供一个欢迎、包容的环境，提供出色的培训和职业发展机会，使员工能够茁壮成长，实现他们的职业目标。
企业信息
该公司的公司网址为：https://vitesse-vts.com/.。公司根据交易法第13(A)或15(D)节提交或提供的报告，包括Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告和当前Form 8-K报告，均可在本网站免费获得(标题为“投资者关系-美国证券交易委员会备案”)。除了向美国证券交易委员会提交或提供的报告外，该公司还公开披露
在其新闻稿和投资者演示文稿中不时发布信息，所有这些信息均可通过网站“投资者关系”标题和副标题“新闻和事件”获取。本公司商业行为及道德守则、公司管治指引及董事会的审计、薪酬、提名、管治及环境及社会责任委员会章程载于本公司网站，标题为“投资者关系”，副标题为“管治”，副标题为“管治文件”。在本Form 10-K年度报告中对公司网站的引用是为了方便起见，并不构成也不应被视为通过引用网站上包含的或通过该网站获得的信息而合并，此类信息不应被视为本Form 10-K年度报告的一部分。
办公地点
我们的主要行政办公室位于科罗拉多州80112，百年，矿产大道9200E，200套房。我们目前的办公空间由大约15,000平方英尺的租赁空间组成。我们于2022年12月签订了一份新的写字楼租赁协议，预计将于2024年开始实施，租赁面积约22,000平方英尺，位于科罗拉多州格林伍德村80111号格林伍德村700号DTC Parkway 5619号。我们相信，新的办公空间将足以满足我们的需求，并在必要时支持未来的增长。
第1A项。风险因素
在这份10-K表格年度报告中，您应仔细考虑以下风险和其他信息。以下风险大致分为五类：与我们的普通股相关的风险、与我们的业务相关的风险、与我们的债务相关的风险、与最近的剥离相关的风险以及与法律和监管事项相关的风险。如果实际发生以下任何事件，我们的业务、财务状况和运营结果可能会受到重大不利影响，我们普通股的交易价格可能会下跌，您可能会损失全部或部分投资。我们目前不知道或目前认为不是实质性的其他风险和不确定性也可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。
汇总风险因素
我们认为，与我们的业务相关的风险，以及与我们的股权或债务证券投资相关的风险，属于以下类别：
与我们普通股相关的风险
■Vitesse是一家新兴的成长型公司，我们向股东提供的信息可能与其他上市公司提供的信息不同，这可能会导致我们的普通股交易市场不那么活跃，我们的股价波动更大。
■尽管我们预计将继续支付股息，但我们不能保证我们将支付普通股的股息，我们的负债可能会限制我们支付普通股股息的能力。
■我们修订和重新修订的公司注册证书、修订和重新修订的章程和特拉华州法律中的某些条款可能会阻止收购。
■您在Vitesse的持股比例可能会在未来被稀释。
■我们修订和重新发布的公司注册证书指定特拉华州衡平法院作为我们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我们的董事、高级管理人员或其他员工的纠纷中获得有利的司法论坛的能力。
与我们的业务相关的风险
■石油和天然气价格波动。石油和天然气价格的持续下跌对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生了不利影响，并可能在未来产生不利影响。
■由于之前石油和天然气价格下跌，我们过去曾对我们的石油和天然气资产进行减记。我们可能会被要求在未来记录我们的石油和天然气资产的进一步减记。
■我们估计的探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。该等储量估计或相关假设的任何重大不准确将对我们总储量的数量及现值造成重大影响。
■我们已探明储量的未来净现金流量的现值不一定与我们估计已探明储量的当前市场价值相同。
■作为非运营商，我们的资产的成功开发和运营广泛依赖第三方，这可能对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
■开发已探明的未开发储量可能需要较长时间，并可能需要比我们预期更高水平的资本支出。因此，该等未开发储量可能最终不会被开发或生产。
■我们的收购策略将使我们承受与评估物业的固有不确定性相关的若干风险，而我们对该等物业的资料有限。
■我们的大部分生产物业位于威利斯顿盆地，使我们容易受到与在一个主要地理区域运营相关的风险的影响。
■我们的管理团队中任何成员的流失都可能削弱我们开展业务的能力，并损害我们执行业务计划的能力，而我们所依赖的管理团队成员的知识、与行业参与者的关系、领导力和技术专长都可能削弱我们开展业务的能力。
■我们权益的所有权受损可能会严重影响我们的财务状况。
■通货膨胀可能会对我们控制成本的能力产生不利影响，包括我们运营商的运营开支和资本成本。
■我们的衍生工具活动可能对我们的盈利能力、现金流、经营业绩和财务状况产生不利影响。
■资产报废成本很难预测，而且可能很大。计划外的费用可能会占用其他项目的资源。
■对环境、社会及管治事宜（包括气候变化）的关注增加，可能会影响我们的业务及获取资本。
与我们的负债有关的风险
■我们的循环信贷融资下的借贷基础的任何重大减少都可能对我们的流动性产生负面影响，并可能对我们的业务和财务业绩产生不利影响。
■我们的循环信贷融资和其他债务管理协议可能包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
■我们向股东支付股息的能力受到我们循环信贷额度的限制。
■浮息债务可能使我们承受利率风险，这可能导致我们的偿债责任大幅增加。
■我们可能会因SOFR市场的发展、确定SOFR的方法变化或使用替代参考利率而受到不利影响。
■我们的业务计划需要大量资本支出，我们可能无法以优惠条件或根本无法获得这些资金。
与法律和监管事项有关的风险
■对我们获得联邦租约的能力的限制，以及影响我们的运营商在联邦土地上的勘探和生产活动的更严格的法规，可能会对我们的业务产生不利影响。
■我们的业务涉及通过铁路销售和运输石油，这涉及脱轨风险、事故和与清理和损坏相关的责任，以及可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响的潜在法规变化。
■我们的衍生品活动使我们面临潜在的监管风险。
■不遵守联邦、州和地方环境法律和法规可能会导致重大处罚，并对我们的业务产生不利影响。
■通过气候变化立法或法规限制二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放可能会导致运营成本增加，对我们生产的石油和天然气的需求减少。
与税务事宜有关的风险
■如果分配不符合美国联邦所得税的免税交易资格，杰富瑞和因剥离而获得我们普通股股票的杰富瑞普通股持有者可能需要缴纳巨额税款。
■出售我们普通股的应税收益或亏损可能比预期的要多或少。
■我们的股东从他们的经纪人那里收到的IRS Forms 1099-DIV可能会为了美国联邦所得税的目的而多报普通股的股息收入，这可能会导致股东多缴税款。此外，未能以与美国国税局表格1099-DIV一致的方式报告股息收入可能会导致美国国税局对股东的美国联邦所得税申报单进行审计调整。对于我们普通股的非美国持有者，经纪人或其他扣缴代理人可能会从支付的股息中超额扣缴税款，在这种情况下，股东通常必须及时提交美国纳税申报单或适当的退款申请，以要求退还被超额扣缴的税款。
■由于我们回购了我们自己的股票，一些股东可能被认为收到了应税分配。
我们将在下面更详细地描述这些风险和其他风险。
与我们普通股相关的风险
我们普通股的活跃、流动性交易市场可能不会持续下去，这可能会限制您出售股票的能力。
虽然我们的普通股已经在纽约证券交易所上市，代码是“VTS”，但活跃的普通股交易市场可能不会持续下去。一个具有深度、流动性和有序性的可取特征的公开交易市场依赖于任何给定时间有意愿的买家和卖家的存在，这种存在取决于买家和卖家的个人决定，而我们和任何做市商都无法控制这种决定。如果一个活跃和流动性强的交易市场不能持续下去，可能会对我们普通股的价值产生实质性的不利影响。不活跃的市场也可能削弱我们通过发行股票筹集资本以继续为运营提供资金的能力，并可能削弱我们以股票为代价收购其他公司或资产的能力。
我们无法预测我们普通股的交易价格。我们普通股的市场价格可能会大幅波动，这取决于许多因素，其中一些可能不是我们所能控制的，包括：
■由于与我们业务相关的因素，我们的业务、财务状况和经营结果的实际或预期波动；
■石油和天然气行业的竞争和我们成功竞争的能力；
■经营策略的成败；
■我们留住和招聘合格人才的能力；
■我们的季度或年度收益，或我们行业内其他公司的收益；
■我们的负债水平，我们偿还或偿还债务的能力，以及我们在需要时获得融资的能力；
■我们或我们的竞争对手宣布重大收购或处置；
■会计准则、政策、指引、解释或原则的变更；
■证券分析师未能继续追踪我们的普通股；
■证券分析师盈利预估的变化或我们满足这些预估的能力；
■其他可比公司的经营业绩和股价表现；
■投资者对我们公司和石油天然气行业的看法；
■整体市场波动，包括石油和天然气市场的周期性；
■任何重大诉讼或政府调查的结果；
■影响我们业务的法律法规(包括税收法规)的变化；以及
■总体经济状况、信贷和资本市场状况等外部因素。
此外，如果活跃的交易市场不能继续下去，我们的股票可能会出现交易量低和流动性不足的情况。这将放大上述因素对我们股价波动的影响。
Vitesse是一家新兴的成长型公司，我们向股东提供的信息可能与其他上市公司提供的信息不同，这可能会导致我们的普通股交易市场不那么活跃，我们的股价波动更大。
Vitesse是一家“新兴成长型公司”，根据2012年的JumpStart Our Business Startups Act的定义。我们将继续作为一家新兴的成长型公司，直到出现以下最早的情况：
■财政年度的最后一天，我们的年度总收入首次达到或超过12.35亿美元(经通胀调整)；
■在之前的三年期间，我们发行了超过10亿美元的不可转换债券；
■本财年的最后一天，我们(1)在最近完成的第二财季的最后一个营业日，非关联公司持有的普通股的全球总市值达到或超过7亿美元(在每个财年结束时计算)，以及(2)根据《交易法》担任报告公司至少一年(并根据《交易法》提交至少一份年度报告)；或
■根据证券法的有效注册声明，第一次出售我们普通股的日期五周年之后的财政年度的最后一天。
只要我们是一家新兴成长型公司，我们就可能利用适用于其他非新兴成长型公司的上市公司的各种报告要求的某些豁免，包括但不限于：
■在根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第404(B)条对我们的财务报告进行内部控制评估时，没有被要求遵守审计师的认证要求；
■豁免适用于上市公司的新财务会计准则或修订后的财务会计准则，除非此类准则也适用于私营公司；
■在我们的定期报告、委托书和登记声明中减少关于高管薪酬的披露义务；以及
■免除对高管薪酬进行不具约束力的咨询投票的要求，以及对未经事先批准的金降落伞薪酬进行股东批准的要求。
我们可以选择利用这些减轻的负担中的一部分或全部。就我们利用减少的报告义务而言，我们向股东提供的信息可能不同于其他上市公司提供的信息。此外，一些投资者可能会因为这些选举而发现我们的普通股吸引力下降，这可能会导致我们普通股的交易市场不那么活跃，我们的股价波动更大。
此外，我们可以利用延长的过渡期，允许新兴成长型公司推迟采用某些会计准则，直到这些准则适用于私营公司。我们选择使用延长的过渡期，可能会使我们的财务报表很难与非新兴成长型公司和其他选择退出延长过渡期并将遵守新的或修订的财务会计准则的新兴成长型公司的财务报表进行比较。
尽管我们预计将继续支付股息，但我们不能保证我们将支付普通股的股息，我们的负债可能会限制我们支付普通股股息的能力。
未来股息(如有)的时间、宣布、数额及支付予股东，将由本公司董事会酌情决定。本公司董事会可酌情更改任何未来股息支付的时间和金额，或取消向我们的股东支付未来股息，而无需事先通知我们的股东。本公司董事会有关支付未来股息(如有)的决定将取决于许多因素，包括我们的财务状况、收益、我们业务的资本要求、与我们某些偿债义务相关的契约、法律要求或限制、行业惯例以及本公司董事会认为相关的其他因素。我们向股东宣布和支付股息的能力受到某些法律和法规的约束，包括最低资本要求，作为特拉华州的一家公司，我们受到DGCL关于股息的某些限制。根据本公司的规定，本公司董事会不得授权派发股息，除非该股息是从本公司的盈余中支付，或如本公司并无盈余，则从宣布派发股息的财政年度及/或上一财政年度的纯利中支付。详情见第二部分。第5项：注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券、股利政策。关于限制我们支付股息能力的契约的描述，请参见-与我们的债务相关的风险-我们向股东支付股息的能力受到我们循环信贷安排要求的限制。不能保证我们未来会支付股息或继续支付任何股息。
我们修订和重新修订的公司注册证书、修订和重新修订的章程和特拉华州法律中的某些条款可能会阻止收购。
我们修订和重订的公司注册证书、修订和重订的附例和特拉华州法律中的若干条款可能会阻止、推迟或阻止我们董事会反对的合并或收购。这些规定包括：
■防止我们的股东召开特别会议或经书面同意采取行动；
■要求事先通知董事选举的任何股东提名或任何股东提案；
■在竞争激烈的董事选举中规定多数票标准；
■只授权我们的董事会填补董事的空缺和新设立的董事职位；
■授权本公司董事会在未经股东批准的情况下通过、修订或废除本公司经修订和重新修订的附例；以及
■授权本公司董事会发行一套或多套“空白支票”优先股。
此外，DGCL第203条禁止特拉华州公司与任何有利害关系的股东在成为有利害关系的股东之日起三年内进行商业合并，但某些例外情况除外。一般而言，DGCL第203条将“有利害关系的股东”定义为与该实体或个人的联属公司一起实益拥有或属于该公司的联属公司的实体或个人，并且在确定有利害关系的股东地位之前的三年内，确实拥有该公司已发行有表决权股票的15%或以上。特拉华州的公司可以在其公司注册证书中有明文规定的情况下“选择退出”这些规定。我们并未在经修订及重订的公司注册证书中选择不遵守《香港公司条例》第203条。
我们修订和重订的公司注册证书、修订和重新修订的章程和特拉华州法律中的这些和其他条款可能会阻止、延迟或阻止涉及实际或威胁收购或控制我们的变更的某些类型的交易，包括主动收购企图，即使交易可能为我们的股东提供以高于当前市场价格的价格出售其普通股股份的机会。
您在Vitesse的持股比例可能会在未来被稀释。
您在Vitesse的持股比例在未来可能会被稀释，因为我们已经授予了基于股权的奖励的和解或行使，我们预计根据我们的股权激励计划，这些奖励将继续授予我们的董事、高管和其他员工。此外，我们可能会发行股本，作为我们未来可能进行的收购和战略投资的全部或部分对价，或根据需要为我们的持续运营提供资金。
此外，吾等经修订及重订的公司注册证书授权吾等无须股东批准而发行一类或多类优先股，其名称、权力、优先权及相对、参与、选择及其他特别权利，包括在股息及分派方面较本公司普通股享有的优先权，由本公司董事会一般决定。一个或多个类别或系列优先股的条款可能会稀释投票权或降低我们普通股的价值。例如，我们可以授予优先股持有者在所有情况下或在特定事件发生时选举一定数量的董事会成员的权利，或否决特定交易的权利。同样，我们可以分配给优先股持有人的回购或赎回权或清算优先权可能会影响我们普通股的剩余价值。
我们修订和重新发布的公司注册证书指定特拉华州衡平法院为我们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，这可能限制我们的股东在与我们或我们的董事、高级管理人员或其他员工的纠纷中获得有利的司法论坛的能力。
我们修订和重申的公司注册证书规定，在所有情况下，在法律允许的最大范围内，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是以下情况的唯一和独家法院：
■代表我们提起的任何派生诉讼或法律程序；
■任何声称违反本公司任何现任或前任董事、高管或其他雇员或股东对本公司或本公司股东所负受信责任的诉讼或程序；
■根据特拉华州法律或本公司经修订及重订的公司注册证书或本公司经修订及重订的附例的任何条文，或寻求强制执行任何权利、义务或补救措施而提出的任何诉讼或程序；或
■主张受内部事务原则管辖的索赔的任何诉讼或程序，或主张该术语在DGCL第115条中定义的“内部公司索赔”的任何其他诉讼。
然而，如果特拉华州衡平法院没有管辖权，诉讼或诉讼程序可以在特拉华州境内的任何其他州或美国联邦法院提起。此外，我们修订和重申的公司注册证书规定，除非我们书面同意选择替代法院，否则在法律允许的最大范围内，美国联邦地区法院是根据美国联邦证券法提出诉因的任何投诉的唯一和独家法院。
任何持有、购买或以其他方式收购我们股票的人将被视为知悉并同意本条款，并被视为放弃了与本条款中描述的任何诉讼或程序相关的与论坛不便有关的任何论点。这一条款可能会限制股东在司法法庭上提出其认为有利于与我们或我们的董事、高级管理人员或其他员工发生纠纷的索赔的能力，这可能会阻碍此类诉讼。或者，如果有司法管辖权的法院发现我们修订和重订的公司注册证书中的这一条款不适用于一种或多种指定类型的诉讼或诉讼程序，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。
与我们的业务相关的风险
石油和天然气价格波动。石油和天然气价格的持续下跌对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生了不利影响，并可能在未来产生不利影响。
石油和天然气市场波动很大，我们无法预测未来的石油和天然气价格。近年来，石油和天然气价格大幅波动，包括快速下跌和材料下跌的时期。我们收到的石油和天然气生产价格对我们的产量、收入、现金流、盈利能力、储备预订量和获得资本的机会有很大影响。尽管我们寻求通过对我们预期产量的一部分进行对冲的衍生品安排来缓解石油和天然气价格的波动和潜在跌幅，但这只是为了缓解(而不是消除)这些风险，而且此类活动本身也有风险。
我们收到的石油和天然气生产价格以及我们的产量水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括但不限于：
■全球石油和天然气供需变化；
■NYMEX WTI油价和NYMEX Henry Hub天然气价格变化；
■区域价格差异的波动性和不确定性；
■美国能源部今后从战略石油储备中回购(或可能额外释放)石油；
■欧佩克和其他主要产油国的行动；
■影响全球石油和天然气供需的世界和区域经济、政治和社会条件，可能是由战争、恐怖主义、政治动荡或卫生流行病等各种风险驱动的；
■进口国外石油、天然气的价格和数量；
■产油国的政治和经济条件，包括禁运或影响其他石油生产活动；
■爆发或升级军事敌对行动，包括俄罗斯与乌克兰和中东之间的敌对行动，以及这种冲突可能对全球石油和天然气市场造成的破坏稳定的影响；
■通货膨胀；
■全球石油和天然气勘探、生产活动和库存水平；
■美国能源政策的变化；
■天气状况；
■疾病暴发；
■影响能源消耗的技术进步;
■国内和外国政府的税收、关税和/或条例；
■加工、集输和储存设施、石油和天然气管道及其他运输设施的接近程度和能力；
■竞争对手在专属市场地区供应的石油和天然气的价格和供应情况；以及
■替代燃料的价格和可获得性。
这些因素和能源市场的波动性使得预测石油和天然气价格变得极其困难。石油或天然气价格大幅或持续下跌，例如2020年出现的显著而迅速的下跌，已导致并可能导致我们已探明的石油和天然气资产未来出现减值，并可能对我们未来的业务、财务状况、经营业绩、流动性或为计划中的资本支出融资的能力产生重大不利影响。如果从生产中获得的石油和天然气价格不足以为计划中的资本支出提供资金，我们可能会被要求削减支出或借款或发行额外股本来弥补任何此类缺口。较低的石油和天然气价格可能会限制我们遵守循环信贷机制下的契约的能力，和/或限制我们根据该机制获得借款的能力，这取决于许多因素，包括我们已探明储量的价值。
钻探和生产石油和天然气是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的财务状况或运营结果产生不利影响。
我们的运营商的钻探活动面临许多风险，包括他们无法发现具有商业价值的油气藏的风险。钻探石油或天然气可能是不经济的，不仅是从干井钻探，从生产井钻探也是如此，这些油井产生的收入不足以在商业上可行。此外，由于其他因素，我们的运营商可能会减少、推迟或取消在我们种植面积上的钻探和生产业务，包括：
■石油或天然气价格下跌；
■基础设施限制，如2019年威利斯顿盆地经历的天然气收集和加工限制；
■设备、材料和服务成本高、短缺或延误；
■突发作业事件、管道破裂或泄漏、恶劣天气条件和自然灾害、设施或设备故障、设备故障或事故；
■头衔问题；
■管子或水泥失效和套管坍塌；
■油田开发和服务工具遗失或损坏；
■与环境问题有关的法律、法规和其他倡议，包括涉及替代能源、逐步淘汰化石燃料汽车和全球气候变化风险的法律、法规和其他倡议；
■遵守环境和其他政府要求；
■增加遣散费税；
■关于水力压裂的法规、限制、暂停和禁令；
■异常或意外的地质构造，以及地层中的压力或不规则；
■钻井液漏失；
■石油、天然气或井液泄漏、管道或油罐破裂、有毒气体排放等环境危害；
■火灾、井喷、弹坑和爆炸；
■无法控制的石油、天然气或井液流动；以及
■管道运力削减。
除了导致钻井和生产作业的削减、延误和取消外，许多此类事件还可能造成重大损失，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、环境污染、油井损失和监管处罚。我们通常为经营中产生的各种损失和责任投保，但我们没有投保所有经营风险的保险。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，不能投保或未投保的风险或超过现有金额的损失可能会发生。
保险范围。发生保险未完全覆盖的事件可能对我们的业务活动、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
由于之前石油和天然气价格下跌，我们过去曾对我们的石油和天然气资产进行减记。我们可能会被要求在未来记录我们的石油和天然气资产的进一步减记。
当有事件及情况显示石油及天然气资产账面值的可收回性下降时，我们会检讨其减值。我们估计石油及天然气资产的预期未来现金流量，并将该等现金流量与已探明石油及天然气资产的账面值进行比较，以厘定该金额是否可收回。倘账面值超过估计未贴现未来现金流量，我们将调整已探明石油及天然气物业至估计公平值。用于估计公允价值的因素包括储量估计、就基差作出调整的未来石油及天然气价格、未来产量估计、预期资本开支及与实现预计现金流量相关风险相称的贴现率。贴现率为管理层认为可代表当前市况的比率，并包括对风险溢价及其他营运风险的估计。
持续一段时间的低价可能迫使我们对我们的石油和天然气资产进行重大减记，这可能对我们的资产价值产生重大影响，并导致我们的证券价值下降。此外，如果我们的估计探明储量或估计未来净收入的现值出现足够的下调，则会发生减值。即使石油及天然气价格上升导致适用于下一期间的成本中心上限增加，于一个期间确认的减值不可于下一期间拨回。我们过去及未来可能会对石油及天然气资产产生重大减值。
我们过去曾出现净亏损，部分原因是石油和天然气价格波动，我们未来可能再次出现此类亏损。
我们于截至2023年12月31日、2022年12月31日及2021年11月30日止年度以及截至2021年12月31日止月份分别录得净亏损19. 7百万元、净收入118. 9百万元、净收入18. 1百万元及净亏损7. 4百万元。在我们的生产没有对冲的情况下，我们面临石油和天然气价格下跌的风险，我们的衍生工具安排可能不足以保护我们免受石油和天然气价格持续和长期下跌的影响。在以往期间，这种下降导致净亏损。石油价格大幅上涨造成的商品衍生工具未实现套期保值损失也可能造成特定时期的净损失。
此外，石油和天然气价格的波动影响了我们以前期间基于单位的补偿费用，并可能影响我们基于股票的补偿费用。例如，在以往期间，我们的单位补偿费用增加，主要是由于石油和天然气价格上涨导致与该单位补偿相关的负债的估计公允价值增加，这导致该期间录得净亏损。由于上述及其他因素，我们未来可能继续产生净亏损。
我们估计的探明储量是基于许多可能被证明是不准确的假设。该等储量估计或相关假设的任何重大不准确将对我们总储量的数量及现值造成重大影响。
确定从各种地层中可开采的石油和天然气的数量涉及重大的复杂性和不确定性。石油和天然气储备工程需要对石油和/或天然气的地下积累进行主观估计，并对未来石油和天然气价格、生产水平以及运营和开发成本进行假设。我们的一些储量估计是在没有长期生产历史的情况下做出的，比基于长期生产历史的估计更不可靠。因此，探明储量的估计数量和对未来生产率的预测以及开发支出的时间安排可能证明是不准确的。
我们在管理业务时会定期对石油和天然气储量进行估计，包括在某些情况下由我们的内部储量工程师和专业人员编制的未经独立储量工程公司审查或审计的估计。我们使用各种假设进行这些储量估计，包括对石油和天然气价格、开发时间表、钻井和运营费用、资本支出、税收和资金可用性的假设。其中一些假设本质上是主观的，我们储量估计的准确性部分取决于我们的管理团队、储量工程师和其他顾问做出准确假设的能力。实际数字与该等假设的任何重大差异可能会严重影响我们对总储量的估计、任何特定资产组别应占石油及天然气的经济可开采量、基于开采风险的储量分类，以及对未来净现金流量的估计。随着时间的推移，我们的储量估计所依据的假设发生了许多变化，导致我们的运营商最终回收的石油和天然气的实际数量与我们的储量估计不同。任何重大差异都可能严重影响本年度10-K表格报告、我们向SEC提交的后续报告或其他公司材料中显示的储量估计数量和现值。
我们未来的成功取决于我们替换储备的能力。
由于石油和天然气资产的产量通常会随着储量的枯竭而下降，我们未来的成功取决于我们能否从经济上找到或获得并生产更多的石油和天然气储量。除非我们收购更多包含已探明储量的物业、进行成功的开发活动或通过工程研究确定更多的管后区或二次采油储量，否则我们的已探明储量将随着储量的生产而下降。我们增加了大量净油井和仅收购井筒的产量，在这些收购中，我们不持有使我们有权参与未来油井的潜在租赁权益。因此，未来的石油和天然气生产在很大程度上取决于我们在获得或找到经济上可开采的额外储量方面的成功程度。我们不能向您保证，我们将能够以可接受的成本找到或获得并开发额外的储量。
我们可能会获得大量未经探明的财产，以进一步发展我们的努力。开发、钻探和生产活动面临许多风险，包括不会发现具有商业价值的油气藏的风险。我们寻求收购已探明和正在生产的资产以及未开发的面积，我们相信这些资产将随着时间的推移增强增长潜力并增加我们的收益。然而，我们不能向您保证，所有这些物业都将包含经济上可行的储量，或者我们不会放弃现有的物业。此外，我们不能向您保证，我们收购的未探明储量或未开发面积将进行有利可图的开发，在我们的物业上钻探的新油井将具有生产力，或我们将在我们的物业和储量中收回全部或任何部分资本。
我们已探明储量的未来净现金流量的现值不一定与我们估计已探明储量的当前市场价值相同。
我们根据我们已探明储量的估计贴现未来净现金流使用标准化衡量标准和PV-10，每种方法都使用特定的定价和成本假设。然而，我们的石油和天然气资产未来的实际净现金流将受到以下因素的影响：我们对冲合同的数量、定价和持续时间；我们收到的石油和天然气的实际价格；我们生产石油和天然气的实际运营成本；我们资本支出的金额和时机；实际生产的金额和时间；以及政府法规或税收的变化。例如，我们截至2023年12月31日的估计探明储量是根据美国证券交易委员会规则计算的，方法是采用基于该年终每月1日的12个月未加权算术平均价格的年终美国证券交易委员会价格，该年末石油和天然气价格分别为每桶78.21美元和每桶2.64美元，在此期间某些时期内的价格与可用的市场价格有很大差异。此外，基于不时生效的利率和与我们或石油和天然气行业相关的风险，我们在计算贴现未来净现金流时使用的10%贴现率可能不是最合适的贴现率。这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确将对我们的储量数量和现值产生重大影响，从而可能对我们的业务、运营业绩和财务状况产生不利影响。
我们的业务依赖于运输和加工设施以及第三方拥有的其他资产。
我们的石油和天然气的适销性部分取决于第三方拥有的管道系统、加工设施、石油运输车队和铁路运输资产的可用性、距离和容量。这些系统和设施缺乏可用容量，无论是由于按比例分配、需求增长超过容量增长、物理损坏、定期维护、法律或其他原因（如因法律挑战而暂停服务）（见下文关于达科他接入管道），可能导致成本大幅增加，实现石油和天然气价格下降，生产井的关闭或我们物业的开发计划的延迟或中止。最近一段时间，我们经历了重大延误和减产，以及实现天然气价格的下降，我们认为部分原因是威利斯顿盆地的天然气收集和加工限制。这些情况和类似情况产生的负面影响可能会持续很长一段时间。在许多情况下，只向经营者提供有限的通知，说明这些情况何时发生及其持续时间。此外，我们的油井可能在有限程度上（如果有的话）通过集输管道进行服务的位置钻探，这些管道可能有或可能没有足够的能力从该地区的所有油井输送产量。因此，我们依赖第三方石油卡车运输将我们的大部分产品运输到第三方运输管道，铁路装载设施和其他市场准入点。此外，运营商依赖的运输服务的第三方受复杂的联邦、州、部落和地方法律的约束，这些法律可能对我们的石油和天然气资产的成本、方式或业务可行性产生不利影响。此外，对石油和天然气管道运输安全性的担忧可能会导致公众反对管道开发，并增加PHMSA对管道的监管。近年来，PHMSA加强了对陆上天然气输送系统、危险液体管道和天然气集输系统的监管。例如，于2021年11月，PHMSA发布最终规则，将管道安全要求扩展至陆上集气管道，因此可能导致管道运输我们产品的能力减少。额外的监管可能会影响我们的运营商收取的费用，并影响他们签订收集和运输协议的能力，这些费用可能会转嫁给我们。
Dakota Access Pipeline（“DAPL”）是一条从威利斯顿盆地输送石油的主要管道，目前正面临可能威胁其持续运营的诉讼。2020年7月，一家联邦地区法院撤销了DAPL的地役权，以便在奥厄湖穿越密苏里河，并下令关闭管道，等待完成对环境的影响。
声明(“EIS”)，以确定DAPL是否对密苏里河和Standing Rock Sioux保护区的饮用水供应构成威胁。后来，上诉推翻了关闭令，DAPL目前仍在运作，同时该兵团完成了《环境影响报告书》，草案于2023年完成，2023年12月公开征求公众意见，预计将在2024年春季或夏季敲定。在《环境影响报告书》完成后，军团将发布最终决定，是授予DAPL在Oahe湖横渡密苏里河的地役权，还是要求放弃、移除或改变该路段的路线，实际上关闭了管道。此外，《环境影响报告书》或《军团》关于地役权的决定可能随后在法庭上受到质疑。因此，关闭仍然是可能的，而且不能保证DAPL在环境影响报告书完成后将被允许继续运营。收集系统或管道能力的任何重大削减，或无法获得足够的第三方卡车或铁路能力，都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
季节性天气条件、极端气候事件和气象条件的变化可能会受到气候变化的影响，可能会对我们的运营商进行钻井和完井活动以及在一段时间内销售石油和天然气的能力产生不利影响，或者影响我们物业所在地区的石油和天然气需求。
季节性天气条件可能会限制我们一些作业区的钻井和完井活动、销售石油和天然气以及其他作业。在威利斯顿盆地，冬季恶劣天气可能会对我们物业的钻探及其他石油和天然气活动造成不利影响，而对我们物业的钻探通常在夏季和秋季进行。这些季节性限制可能会对实现钻井目标构成挑战，并在夏季和秋季加剧对设备、供应和人员的竞争，这可能导致短缺，增加成本或推迟运营。此外，由于春季融化造成的泥泞条件，许多市政当局对通往工作地点的铺设道路实施重量限制。这可能会限制进入工作地点的机会，以及运营商维修这些地区油井的能力。
恶劣冬季天气条件的频率和严重程度以及区域温度和降水模式的变化可能导致干旱、风暴、洪水或野火的严重程度或频率增加，可能会对我们的运营商资产造成有形损害，扰乱我们运营商的供应链(例如，通过在长期干旱期间实施用水削减)，或以其他方式对生产活动造成不利影响，损害我们的利益。气候变化的影响也可能影响或加剧这种气候事件。我们运营商减轻这些事件的不利影响的能力在一定程度上取决于他们在设计以及备灾和应对方面的复原力规划的有效性，这可能没有考虑到每一种可能性。此外，全球气候趋势和气象条件的变化可能会导致对能源或其生产的需求的数量、时间或地点的变化。在这些事件发生的程度上，我们的资产产量以及由此产生的财务状况和业绩可能会受到不利影响。
作为非运营商，我们的资产的成功开发和运营广泛依赖第三方，这可能对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们只参与了第三方运营的油井。我们业务运营的成功取决于钻探活动的时机和我们第三方运营商的成功。如果我们的经营者在与我们的租赁权益相关的开发、开采、生产和勘探活动中不成功，或者不能或不愿意履行，我们的财务状况和经营业绩将受到不利影响。
在石油和天然气价格较低的环境下，这些风险会加剧，这可能会给我们的运营商带来重大挑战。我们的运营商面临的挑战和风险可能与我们相似或更大，包括他们偿还债务的能力、遵守其债务工具的能力，以及在必要时获得额外资本的能力。石油和天然气价格和/或其他条件在过去和未来可能会导致石油和天然气运营商申请破产。我们任何物业的经营者资不抵债、我们任何物业的经营者未能充分开展业务或运营商违反适用的协议都可能减少我们的生产和收入，并导致我们对政府当局、运营商的供应商和供应商以及与运营商或其他破产所有者共同拥有的石油和天然气租约下的特许权使用费所有者承担遵守环境、安全和其他法规要求的责任。
我们的运营商将根据他们的运营做出决定(受他们对其他工作权益所有者的合同和法律义务的约束)，这可能不符合我们的最佳利益。我们可能没有能力对运营商的运营决策施加影响，包括资本支出预算以及钻井地点和时间表的设置。对运营商的依赖可能会阻碍我们实现这些地点的目标回报。我们运营商的开发活动的成功和时机将取决于许多我们无法控制的因素，包括石油和天然气价格以及其他普遍影响石油和天然气行业经营环境的因素；资本支出的时间和金额；他们的专业知识和财政资源；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)。
如果我们的一个或多个运营商无法履行其对我们的财务义务，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们的信用风险敞口在一定程度上是通过出售我们的石油和天然气生产产生的应收账款，运营商代表我们向能源营销公司、炼油厂及其附属公司推销这些产品。由于我们的石油和天然气应收账款相对集中在有限的运营商手中，我们受到信用风险的影响。这种集中度可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样会受到经济和其他条件变化的影响。低石油和天然气价格环境可能会给我们的运营商带来压力，这可能会增加这种风险。我们的运营商不能或不能履行他们对我们的义务，或者他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
随着经济活动水平的波动，或者如果石油和天然气价格上涨，我们可能会经历成本上升的时期。这些增长可能会降低我们的盈利能力、现金流和按计划完成开发活动的能力。
石油和天然气价格的上涨或其他因素可能会导致我们业务领域的开发活动和投资增加，这可能会增加对设备、劳动力和供应的竞争和成本。经验丰富的钻井人员和设备、劳动力或供应品的短缺或成本增加，可能会限制我们的操作员进行所需或预期作业的能力。此外，在石油和天然气价格上涨期间，石油和天然气行业的资本和运营成本普遍上升，因为生产商寻求增加产量，以利用石油和天然气价格上涨的机会。在成本上涨超过石油和天然气价格上涨的情况下，我们的盈利能力和现金流以及我们运营商按计划和预算完成开发活动的能力可能会受到负面影响。钻探的任何延迟或钻探成本的大幅增加都可能减少我们的收入和盈利能力。
开发已探明的未开发储量可能需要较长时间，并可能需要比我们预期更高水平的资本支出。因此，该等未开发储量可能最终不会被开发或生产。
截至2023年12月31日，我们估计的已探明净储量中约有30%被归类为已探明未开发储量。开发未开发的储备可能需要更长的时间，需要比我们预期的更高水平的资本支出。我们储量开发的延迟或钻探和开发此类储量的成本增加，将降低我们已探明未开发储量的估计PV-10价值和此类储量未来的估计净收入，并可能导致一些项目变得不经济。此外，储量开发的拖延可能会导致我们不得不将已探明的未开发储量重新归类为未探明储量。
我们的收购策略将使我们承受与评估物业的固有不确定性相关的若干风险，而我们对该等物业的资料有限。
我们打算继续扩大业务，部分是通过收购。我们收购物业的决定将在一定程度上取决于对从生产报告和工程研究、地球物理和地质分析以及地震和其他信息获得的数据的评估，这些数据的结果往往是不确定的，可能会有不同的解释。此外，我们对收购物业的审查本身是不完整的，因为对每项收购涉及的个别物业进行深入审查通常在经济上是不可行的。即使是对记录和财产的详细审查也不一定能揭示现有的或潜在的问题，也不能让我们充分熟悉这些财产，以充分评估它们的不足之处和潜在的可采储量。对被收购的财产往往不进行现场检查，即使进行了现场检查，也不一定能观察到地下污染等环境问题。任何收购都涉及其他潜在风险，其中包括：
■我们关于储量、未来产量、收入和成本的假设的正确性；
■通过使用我们运营或借款能力的很大一部分现金来为收购提供资金，导致我们的流动性下降；
■如果我们产生额外的债务来为收购融资，我们的利息支出或财务杠杆将显着增加；
■同意在收购中支付的任何或有对价的最终价值；
■如果我们以股权作为收购的对价或为收购融资，对股东的稀释；
■承担未知的责任、损失或费用，而我们没有得到赔偿或我们的赔偿不足；
■地质风险，指的是碳氢化合物可能不存在，或者如果存在，在经济上可能无法开采的风险；
■无法雇用、培训或留住合格人员来管理和运营我们不断增长的业务和资产；以及
■与任何潜在的特许权使用费所有者或土地所有者索赔或纠纷相关的成本增加或收入减少，或与收购相关的其他诉讼。
我们也可能在一次交易中收购多项资产。通过合资或其他结构进行的投资组合收购比单一项目收购更加复杂和昂贵，多项目收购无法完成的风险可能比单一项目收购的风险更大。收购一个项目组合可能会导致我们拥有地理上分散的市场中的项目，这对我们管理此类业务的能力提出了额外的要求。卖家可以要求
即使投资组合中的一个或多个项目不符合我们的战略目标，也可以将一组项目作为一个包进行购买。在这种情况下，我方可能会试图与另一买方进行联合投标，而该另一买方可能会违约。
此外，我们可以收购受已知或未知债务约束的物业，而对前业主或经营者的追索权有限或没有追索权。因此，如果基于这些财产对我们提出责任主张，我们可能不得不支付大笔金额来争议或补救此事，这可能会对我们的盈利能力产生不利影响。与所购入资产有关的未知负债可能包括，例如：清理未发现或未披露的环境污染的负债；开发商、工地所有人、供应商或其他与资产或项目工地有关的人的索赔；在正常业务过程中发生的负债；普通合伙人、董事、高级管理人员和资产或项目工地前所有人所赔偿的其他人的索赔。
我们的业务计划需要大量资本支出，我们可能无法以优惠条件或根本无法获得这些资金。
我们的收购和开发活动需要大量的资本支出。从历史上看，我们通过运营现金流、信贷安排下的借款和股票发行来为我们的资本支出提供资金。根据我们的循环信贷安排，现金储备、运营现金流和借款可能不足以为我们的持续运营和业务计划和目标提供资金。我们可能需要额外的资本，如果需要的话，我们可能无法获得这样的资本。如果我们获得资本的途径由于众多因素而受到限制，这些因素可能包括石油和天然气价格下跌导致运营现金流减少，或者产量减少或信贷和资本市场恶化，我们将降低开发物业、更换储备和实现业务计划和目标的能力。我们可能无法在我们的循环信贷安排下产生额外的债务、发行债务或股权、从事资产出售或以可接受的条款或根本无法获得其他融资方法。如果我们能够从融资活动中筹集到的资本额以及我们从运营中获得的现金流不足以满足我们的资本要求，我们可能无法实施我们的业务计划，并可能被要求缩减我们的业务，以不具吸引力的价格出售资产或以不具吸引力的条款获得融资，其中任何一项都可能对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
我们可能无法成功地将未来可能收购的任何资产整合到我们的业务中，也无法实现此类收购的预期好处。
我们可能无法以高效和有效的方式将收购的资产整合到我们现有的业务中，或者无法实现此类收购的预期好处。我们可能无法成功地完成这一整合过程。成功收购物业需要对几个因素进行评估，包括：
■可采储量；
■未来石油和天然气价格及其适当的差异；
■产品运往市场的可得性和成本；
■钻井设备和技术人员的可获得性和费用；
■开发和运营成本，包括获得水以及潜在的环境和其他责任；以及
■监管、许可和类似事项。
这些评估的准确性本质上是不确定的。结合这些评估，我们对我们认为与行业实践大体一致的主题属性进行审查。审查是基于我们对历史产量数据的分析，关于资本支出和预期产量下降的假设，而没有经过独立石油工程公司的审查。此类审查中使用的数据通常由卖方提供或从公开来源获得。我们的审核可能不会揭示所有现有或潜在的问题，或允许我们全面评估所有收购物业的不足之处和潜在的可采储量，而在独立石油工程公司或吾等进一步审核该等数据后，与收购物业相关的储量和产量可能会有重大差异。现场检查不会总是对每一口井都进行，即使进行了现场检查，也不一定能观察到环境问题。即使发现了问题，卖方也可能不愿意或不能针对全部或部分潜在缺陷提供有效的合同保护。我们通常无权获得环境责任的合同赔偿，并按“原样”收购财产，而且，与我们最近收购的资产相关的某些负债一样，我们只有权获得某些经营负债的赔偿。整合过程可能会受到延迟或情况变化的影响，我们不能保证我们收购的资产将按照我们的预期表现，也不能保证我们关于整合的预期或此类收购的好处将成为现实。
我们的大部分生产物业位于威利斯顿盆地，使我们容易受到与在一个主要地理区域运营相关的风险的影响。
我们的石油和天然气资产集中在威利斯顿盆地，这意味着我们目前的生产资产和新的钻探机会在地理上集中在该地区。因为我们的石油和天然气资产不是那么多样化
在地理上，与我们的一些竞争对手一样，我们的盈利能力可能不成比例地受到任何地区性事件的影响，包括该地区油井生产的石油和天然气价格波动、自然灾害、限制性政府法规、运输能力限制、天气、减产或运输和加工中断，以及现有或计划中的新油井生产的任何由此造成的延误或中断。
我们的管理团队中任何成员的流失都可能削弱我们开展业务的能力，并损害我们执行业务计划的能力，而我们所依赖的管理团队成员的知识、与行业参与者的关系、领导力和技术专长都可能削弱我们开展业务的能力。
我们的成功在很大程度上取决于我们管理团队成员的持续贡献，他们的知识、与行业参与者的关系、领导力和技术专长将是难以替代的。特别是，我们能否成功收购更多物业、增加我们的储量、参与钻探机会以及确定和达成商业安排，取决于与行业参与者发展和保持密切的工作关系。此外，我们在竞争激烈的环境中选择和评估合适的物业并完成交易的能力取决于我们的管理团队在行业内的知识和专业知识。为了继续发展我们的业务，我们依靠我们的管理团队在该行业的知识和专业知识，并将利用我们的管理团队与行业参与者的关系来建立战略关系。我们管理团队的成员可以随时终止他们在我公司的雇佣关系。如果我们失去了管理团队的成员，我们可能无法取代他们拥有的知识或关系，我们执行商业计划的能力可能会受到实质性的损害。
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重大影响。
我们通常不会在获得石油和天然气租约或石油和天然气租约或其他已开发权利的不可分割权益之前产生所有权审查的费用。如果对物业所有权历史的审查显示，错误地从不是所需权益所有者的人手中购买了石油或天然气租约或其他已开发权利，我们的权益将大幅贬值或被消灭。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可能会损失。一般来说，我们的做法是不会招致聘请律师以审查拟取得权益的业权的费用。相反，我们通常依赖于我们自己的石油和天然气地主的判断，他们在试图获得特定权益的租约或其他开发权利之前，进行尽职调查，并在适当的政府或县办事员办公室进行实地工作，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，作为油井运营商的公司获得拟钻油井或天然气井的间隔单位的所有权审查，以确保油井所有权不存在明显的缺陷。通常，由于这种检查的结果，必须进行某些治疗性工作，以纠正所有权适销性方面的缺陷，例如获得继承权的宣誓书或安排管理遗产。这种治疗工作需要费用，尽管所有权意见书中确定的所有权有缺陷，但操作员可以选择继续进行油井。此外，在任何产权审查或审查中最初没有发现的所有权问题可能会在以后的日期出现。上述任何一种或多种情况都可能要求我们逆转以前确认的收入，并可能对我们的现金流和经营结果产生负面影响。我们未能取得租赁权的完美所有权，可能会对我们的生产和储量以及我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。
我们在竞争激烈的行业开展业务。
石油和天然气行业竞争激烈。我们面临竞争的主要领域包括：收购其他公司出售的资产；为融资和运营目的获得资本(债务和股权)；我们的运营商购买、租赁、租用、包租或以其他方式采购可能稀缺的设备；以及聘用合格和经验丰富的熟练管理人员和石油和天然气专业人员。
我们市场的竞争非常激烈，除其他因素外，还取决于市场上竞争对手的数量、他们的财力、他们的地质、地球物理、工程和管理专业知识和能力的程度、他们的定价政策、他们按时和按预算开发物业的能力、他们选择、获得和开发储量的能力，以及他们培养和维持关系的能力。
我们的竞争对手包括拥有更多技术、物质和财政资源的实体。此外，以前没有投资石油和天然气的公司和某些私募股权公司可能会选择收购储量，以建立稳固的供应，或者只是作为一种投资。任何这样的公司也会增加市场竞争，这可能会直接影响我们。如果我们在与其他公司的竞争中失败，我们的业务、运营结果、财务状况或前景可能会受到实质性的不利影响。
全球大流行以前已经，可能继续，并可能在未来对我们的财务状况和经营结果产生不利影响。
包括新冠肺炎在内的全球大流行病，以及政府当局、企业和消费者应对此类大流行病所采取的行动，包括旅行禁令、禁止举办团体活动和集会、关闭某些企业、宵禁、就地避难令以及实行社会距离的建议，过去和未来都会对国际和美国的经济活动产生不利影响，从而导致石油和天然气行业的大幅波动。
我们的经营和财务业绩受到大流行影响的程度将取决于我们无法控制的各种因素和后果，例如大流行的持续时间和范围、企业和政府为应对大流行而采取的额外行动，以及抗击大流行的反应的速度和有效性。此外，这种流行病以及由此引起的动荡的区域和全球经济状况也可能加剧我们在此确定的其他风险因素。
乌克兰和中东持续不断的军事冲突导致市场和经济状况不稳定，预计将产生更多的全球后果。此类军事冲突或任何其他地缘政治紧张局势造成的负面全球和经济影响，可能会对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大不利影响。
在地缘政治紧张局势升级、俄罗斯和乌克兰之间持续的军事冲突以及中东敌对行动升级之后，美国和全球市场正在经历动荡和混乱。尽管这些正在进行的军事冲突的持续时间和影响非常不可预测，但乌克兰和中东的军事冲突导致了市场混乱，包括石油和天然气价格、信贷和资本市场的大幅波动，以及供应链中断。石油和天然气市场的这些中断已经并可能继续造成能源价格的大幅波动，这可能会对我们的业务产生实质性影响。
这些军事冲突造成的长期不利经济状况或不确定性可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。上述任何一项也可能放大本年度报告中以Form 10-K格式描述的其他风险的影响。
通货膨胀可能会对我们控制成本的能力产生不利影响，包括我们运营商的运营开支和资本成本。
虽然近年来美国的通胀率一直较低，但从2021年下半年开始明显上升，并在2022年和2023年继续上升。这被认为是全球供应链中断等因素对经济影响的结果。全球、全行业的供应链中断导致了劳动力、材料和服务的短缺。这种短缺导致了劳动力、材料和服务的通货膨胀成本增加，并可能继续导致成本增加以及某些产品和原材料的稀缺。在通胀高企的情况下，如果我们运营商运营区域的钻探活动增加，我们的运营商的运营成本可能会进一步上升，包括油田服务、劳动力成本和设备。石油和天然气价格上涨可能会导致材料和服务成本继续上升。我们无法预测通货膨胀率的任何未来趋势，如果通货膨胀率大幅上升，我们无法通过更高的石油和天然气价格和收入来收回更高的成本，这将对我们的业务、财务状况和运营结果产生负面影响。
影响金融服务业的不利事态发展，例如涉及流动性、违约或金融机构或交易对手方不履行义务的实际事件或担忧，可能会对我们当前和预计的业务运营以及我们的财务状况和运营结果产生不利影响。
涉及流动性有限、违约、业绩不佳或影响金融服务业或金融服务业其他公司的其他不利发展的实际事件，或对任何此类事件或其他类似风险的担忧或传言，过去和未来可能会导致整个市场的流动性问题。例如，2023年3月10日，SVB被加州金融保护和创新部关闭，后者指定联邦存款保险公司(FDIC)为接管人。同样在2023年，Signature Bank、Silvergate Capital Corp.和First Republic Bank都被FDIC置于破产管理状态。虽然我们没有在SVB，Signature Bank，[银门资本公司]对于First Republic Bank，我们目前以及未来可能在金融机构持有的资产可能超过FDIC提供的保险范围，此类资产的损失将对我们的运营和流动性产生严重的负面影响。此外，如果与吾等有业务往来的任何交易对手无法根据该等工具或与该等金融机构的借贷安排取得资金，则该等交易对手向吾等支付债务或订立新的商业安排要求向吾等支付额外款项的能力可能会受到不利影响。我们的主要银行关系是作为行政代理和贷款人的富国银行，以及作为循环信贷安排下的额外贷款人的银行辛迪加，包括第五第三银行、俄克拉何马银行和Amegy银行。
我们的衍生工具活动可能对我们的盈利能力、现金流、经营业绩和财务状况产生不利影响。
为了实现更可预测的现金流并减少我们对石油和天然气价格不利波动的风险敞口，我们为预期产量的一部分签订了衍生工具合同，其中可能包括掉期、套圈、看跌期权和其他结构。见第II部分，项目7A。关于市场风险的定量和定性披露--商品价格风险。通过使用衍生工具合约减少我们对石油和天然气价格不利波动的风险敞口，我们可以限制石油和天然气价格上涨带来的好处，这可能会对我们的盈利能力、现金流、运营业绩和财务状况产生不利影响。同样，如果我们的生产没有对冲，我们就会受到石油和天然气价格下跌的影响，我们的衍生品安排可能不足以保护我们免受石油和天然气价格持续和长期下跌的影响。根据适用的会计原则，我们必须按公允市场价值记录我们的衍生品，这些衍生品在我们的资产负债表中作为资产或负债计入，在我们的经营报表中作为商品衍生品的净收益(亏损)计入。因此，我们的盈利可能会因衍生工具的公平市价变动而大幅波动。此外，虽然我们的衍生品交易旨在缓解石油和天然气价格波动的影响，但如果石油和天然气价格大幅上涨，超过对冲设定的价格，我们的衍生品交易可能会限制我们的潜在收益，增加我们的潜在损失。
我们未来的实际产量可能显著高于或低于我们签订该期间衍生合约时的估计。如果实际产量高于我们的估计，我们将面临比预期更大的石油和天然气价格敞口。如果实际生产量低于受我们的衍生金融工具约束的名义金额，我们可能被迫满足我们的全部或部分衍生品交易，而没有我们出售基础实物商品的现金流的好处，导致我们的流动性大幅减少。由于这些因素，我们的对冲活动在减少现金流的波动性方面可能并不像我们预期的那样有效，在某些情况下，实际上可能会增加我们现金流的波动性。此外，在某些情况下，该等交易可能令吾等面临亏损风险，包括吾等衍生合约的交易对手无法履行其合约规定的责任；吾等的产量低于预期；或吾等的产品交货点与衍生产品安排所假设的交货点之间的价差扩大。金融市场的中断可能会导致交易对手的流动性突然下降，这可能使其无法根据合同条款履行义务，我们也可能无法实现合同的好处。我们可能无法预测交易对手的信誉或履约能力的变化。即使我们确实准确地预测了变化，我们否定风险的能力也可能是有限的，这取决于市场状况。
资产报废成本很难预测，而且可能很大。计划外的费用可能会占用其他项目的资源。
我们负责与封堵、废弃和回收油井、管道和其他设施相关的成本，这些设施是我们用来生产石油和天然气储备的，我们在那里有工作利益。废弃和重新利用这些设施以及与之相关的成本通常被称为“资产报废”。我们应计与我们的油井相关的资产报废成本的负债，但没有为我们的任何财产的这些潜在成本建立任何现金储备账户。我们可能很难预测这样的资产报废成本。如果我们的财产在经济耗尽之前需要资产报废，或者如果我们对资产报废成本的估计超过了在任何特定时间用于支付该等资产报废成本的剩余准备金的价值，我们可能不得不从其他来源获得资金来支付该等成本，这可能是相当可观的。使用其他资金来满足此类资产报废成本可能会削弱我们将资本投入其他业务领域的能力。
我们依赖计算机和电信系统，系统故障或网络安全威胁、攻击或其他中断可能会严重扰乱我们的业务运营。
我们已与第三方就与我们的业务相关的硬件、软件、电信和其他信息技术服务达成协议。此外，我们已经开发或可能开发专有软件系统、管理技术和其他信息技术，其中包含从第三方获得许可的软件。我们或这些第三方可能会受到网络安全攻击、计算机病毒或恶意软件的干扰，或者第三方服务提供商可能会导致我们的数据被破坏。我们相信，我们与我们的相关供应商保持着良好的关系，并保持足够的防病毒和恶意软件软件和控制；然而，我们与第三方就我们的计算和通信基础设施所做的任何安排的任何中断，或我们的信息系统的任何其他中断或破坏，都可能导致数据损坏、通信中断、敏感或机密信息丢失，或以其他方式严重扰乱我们的业务运营。虽然我们利用各种程序和控制措施来监测这些威胁并减少我们对这些威胁的暴露，但不能保证这些程序和控制措施足以防止安全威胁成为现实。此外，我们在业务运营中直接或间接依赖的各种第三方资源(如管道和其他基础设施)可能会受到完全不受我们控制的网络攻击或类似事件的中断或破坏，任何此类事件都可能严重扰乱我们的业务运营和/或对我们的运营结果产生重大不利影响。据我们所知，我们没有经历过与网络攻击有关的任何重大损失；然而，不能保证我们未来不会遭受重大损失。
此外，我们的运营商面临各种安全威胁，包括未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁，对其设施和基础设施或第三方设施和基础设施(如加工厂和管道)的安全的威胁，以及恐怖主义行为的威胁。如果这些安全漏洞中的任何一个发生，都可能导致敏感信息、关键基础设施或运营所必需的能力的损失，并可能对我们的财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。美国政府发出警告称，美国能源资产可能成为恐怖组织未来的目标。这些事态发展使我们在石油和天然气资产上的运营面临更大的风险。未来对我们运营商设施或其购买者或供应商设施的任何恐怖袭击，都可能对我们的财务状况和运营产生重大不利影响。
脱碳措施和相关的政府举措、技术进步、替代能源竞争力的提高以及市场对石油和天然气行业看法的负面转变可能会减少对石油和天然气的需求。
脱碳措施、替代燃料要求、消费者对石油和天然气替代品的需求增加、燃料经济性和能源发电设备的技术进步以及替代能源竞争力的提高可能会减少对石油和天然气的需求。此外，替代能源(如风能、太阳能、地热、潮汐、燃料电池和生物燃料)竞争力的提高可能会减少对石油和天然气的需求，从而减少我们的收入。
我们的业务也可能受到政府鼓励节约能源或使用替代能源的倡议的影响。例如，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；取消对化石燃料行业的补贴；减少甲烷和一氧化二氮等非二氧化碳温室气体排放；以及加强对政府机构和经济部门与气候相关风险的重视。此外，爱尔兰共和军还包括各种清洁能源税收抵免，并建立了一个旨在减少石油和天然气作业甲烷排放的计划。这些减少能源消耗或鼓励放弃化石燃料的举措或类似的州或联邦举措可能会减少对碳氢化合物的需求，并对我们的收益、现金流和财务状况产生实质性的不利影响。
此外，投资界的某些群体最近对投资石油和天然气行业表示了负面情绪。一些向投资者提供有关公司治理和相关事项的信息的组织制定了评级、投资和投票决定。不利的ESG评级以及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。此外，某些其他利益相关者已向商业银行和投资银行施压，要求它们停止为石油和天然气项目提供资金。随着石油和天然气价格的持续波动，以及利率可能在短期内继续上升，增加借贷成本，某些投资者强调，资本效率和盈利带来的自由现金流是能源公司，特别是页岩生产商的关键驱动因素。这也可能导致潜在发展项目的可用资金减少，进一步影响我们未来的财务业绩。
石油和天然气服务和产品需求变化的影响，加上投资者情绪的变化，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
对环境、社会及管治事宜（包括气候变化）的关注增加，可能会影响我们的业务及获取资本。
所有行业的企业都面临着与其ESG实践相关的利益相关者日益严格的审查。不适应或不遵守投资者或利益相关者持续发展的期望和标准的企业，或者被认为没有对日益关注的ESG问题做出适当反应的企业，无论是否有法律要求这样做，都可能遭受声誉损害，并且此类企业实体的业务、财务状况和/或股票价格可能受到实质性和不利的影响。日益关注气候变化、提高社会对公司应对气候变化的期望、提高投资者和社会对自愿披露ESG的期望、增加强制性ESG披露以及消费者对石油和天然气替代品的需求增加，可能会导致成本上升、对我们产品的需求减少、利润减少、行政、立法和司法审查增加，声誉损害，以及对我们进入资本市场的负面影响。在一定程度上涉及社会压力或政治或其他因素，公司可能会受到额外的政府调查、私人诉讼或维权运动，因为股东可能试图改变公司的业务或治理做法。
作为我们加强ESG实践的持续努力的一部分，我们的董事会成立了提名、治理以及环境和社会责任委员会，该委员会负责监督我们的ESG风险、战略、政策和计划，以最大限度地维护我们利益相关者的利益。虽然我们未来可能会选择追求某些ESG战略，但这些目标是雄心勃勃的，可能不会对我们的业务产生预期的影响。我们可能还会受到来自投资者、贷款人或其他团体的压力，要求我们采取更积极的环境或其他与ESG相关的目标，但我们不能保证我们将能够做到
由于潜在的成本或技术或操作障碍而实施这些目标。此外，未能实施ESG战略或实现ESG目标或承诺，包括任何温室气体减排或碳强度目标或承诺的失败或看法(无论是否有效)，可能会导致私人诉讼，损害我们的声誉，导致投资者或消费者对我们失去信心，并对我们的运营产生负面影响。
此外，机构贷款人可能会出于气候或其他与ESG相关的担忧，决定不为化石燃料能源公司或相关基础设施项目提供资金，这可能会影响我们为潜在增长项目获得资金。美国许多最大的银行和其他大型机构投资者已经做出了“净零”碳排放承诺，并宣布他们将评估其投资组合中的融资排放，并采取措施量化和减少这些排放。此外，还有一种风险是，金融机构将受到压力或被要求采取具有减少向化石燃料部门提供资本的效果的政策。2023年，美国六家最大的银行根据美联储发布的指示进行了一次气候情景试点演习。美国证券交易委员会提出的规则将要求所有在美国上市的上市公司广泛披露气候风险，包括财务影响、物理和过渡风险、相关的气候相关治理和战略以及温室气体排放。加强气候披露要求可能导致额外的法律和会计成本，并加速某些利益攸关方和贷款人限制或寻求对其在某些碳密集型部门的投资提出更严格条件的趋势。各国还可以通过法律，对与气候有关的风险实施更广泛的披露要求。另外，美国证券交易委员会还宣布，它正在审查公开申报文件中与气候变化相关的现有披露，如果美国证券交易委员会声称发行人现有的气候披露存在误导性或缺陷，则加大了执法的可能性。与披露气候相关风险相关的新法律、法规或执法举措可能会导致客户、监管机构、贷款人、投资者或其他利益相关者的声誉或其他损害，还可能增加诉讼风险。化石燃料行业可用资本的任何削减都可能使勘探、开发、生产、运输和加工活动更难获得资金，这可能会影响我们的业务和运营结果。
与我们的负债有关的风险
我们的循环信贷融资下的借贷基础的任何重大减少都可能对我们的流动性产生负面影响，并可能对我们的业务和财务业绩产生不利影响。
我们的循环信贷安排下的可用性取决于借款基数，预定的半年和其他可选借款基数的重新确定基于(其中包括)作为循环信贷安排担保的石油和天然气资产的预计收入和资产价值。由于这些借款基数的重新确定，循环信贷安排下的贷款人能够单方面确定和调整我们的循环信贷安排下允许未偿还的借款基数和借款。减少对我们生产石油和天然气储量的估计可能导致我们在这方面的借款基数减少。这也可能是由其他因素引起的，包括但不限于大宗商品价格或产量下降；经营困难；石油和天然气储备工程的变化；运营和/或资本成本增加；贷款要求或法规；或其他影响贷款人放贷能力或意愿的因素(包括可能与我们公司无关的因素)。我们借款基础的任何大幅减少都可能导致现有和/或未来债务工具的违约，对我们的流动性和为我们的运营提供资金的能力产生负面影响，从而可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。此外，如果我们的循环信贷安排下的未偿还借款因任何此类重新确定而超过借款基数，我们可能会被要求偿还超出的部分。如果我们没有足够的资金，而且我们无法安排新的融资，我们可能不得不出售大量资产或采取其他行动。任何此类出售或其他行动都可能对我们的业务和财务业绩产生实质性的不利影响。
我们的循环信贷融资和其他债务管理协议可能包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
我们的循环信贷安排包含多项限制性条款，对我们的经营和财务施加限制，其中包括对我们以下能力的限制：宣布或支付任何股息，或对我们的股权进行任何其他分配，购买或赎回我们的股权；进行贷款或某些投资；进行某些收购；产生或担保额外债务或发行某些类型的股权证券；产生留置权；转让或出售资产；创建子公司；合并、合并或转让我们的所有或几乎所有资产；以及与我们的联属公司进行交易。有关限制我们支付股息能力的契约的描述，请参见-我们向股东支付股息的能力受到我们循环信贷安排要求的限制。此外，循环信贷安排要求我们遵守某些金融契约和其他契约。由于这些公约，我们的经营方式可能受到限制，我们可能无法从事有利的商业活动，也可能无法为未来的运营或资本需求提供资金。
我们遵守这些公约和限制的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响，包括市场或其他经济状况的恶化。未能遵守我们循环信贷安排中的契诺、比率或测试或任何其他债务可能会导致违约事件，如果不加以补救或免除，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。如果我们的循环信贷项下发生违约事件
倘融资发生且仍未偿还，则贷款人毋须向我们借出任何额外款项，并可选择宣布所有未偿还借款连同应计及未付利息及费用即时到期及须予支付。如果债务的偿还速度加快，我们的运营现金流可能不足以全额偿还这些债务，我们的股东可能会遭受部分或全部投资损失。我们的循环信贷融资包含惯常的违约事件，包括发生控制权变更。
我们的循环信贷融资下的违约事件或加速可能导致其他现有或未来债务下的违约事件和加速。相反，任何其他现有或未来债务的违约事件或加速可能导致我们的循环信贷融资的违约事件和加速。此外，我们在循环信贷融资下的义务由我们几乎所有资产上的完善留置权和担保权益作抵押，如果我们在此项下违约，贷款人可能会寻求取消我们资产的赎回权。
我们可能无法产生足够的现金流来偿还债务或向股东支付股息。
由于行业的周期性，我们的收益和现金流可能会有很大的差异。因此，我们在某些时期可以偿还的债务金额在其他时期可能不适合我们。此外，我们未来的现金流可能不足以满足我们的债务义务和承诺，或允许我们向股东支付股息。任何不足都可能对我们的业务产生负面影响。一系列经济、竞争、商业和行业因素将影响我们未来的财务表现，从而影响我们从运营中产生现金流以及支付债务或股息的能力。其中许多因素，如石油和天然气价格、我们行业的经济和金融状况以及全球经济或我们竞争对手的竞争举措，都超出了我们的控制范围。
如果我们不能从运营中产生足够的现金流来偿还债务，我们可能不得不采取替代融资计划，例如再融资或重组债务;出售资产;减少或推迟资本投资;或寻求筹集额外资本。然而，我们无法向您保证，在必要时采取替代融资计划将使我们能够履行债务义务或支付股息。我们无法产生足够的现金流以履行我们的债务责任或支付股息，或获得替代融资，可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和前景产生重大不利影响。
我们向股东支付股息的能力受到我们循环信贷额度的限制。
本公司普通股持有人只有权收取本公司董事会全权酌情宣布的现金股息，该等现金股息可从合法可用于支付该等款项的资金中提取。在截至2023年12月31日的一年中，我们向股权持有人支付了5800万美元的现金股息。在截至2022年12月31日和2021年11月30日的年度内，以及截至2021年12月31日的月份，我们向会员发放的现金总额分别为3600万美元、1200万美元和600万美元。我们不能向你保证我们将来会分红。未来有关支付股息的任何决定将取决于各种因素，包括循环信贷机制中的契诺施加的任何限制，以及我们未来可能达成的任何债务协议。在我们的循环信贷安排下，如果(I)不存在违约或借款基础不足事件(即未偿还债务(包括贷款和信用证)超过借款基础)，并且(Ii)在实施这种分配后，我们被允许向我们的股权持有人进行无限制的现金分配，以及(Ii)在实施这种分配后，(A)我们的未偿还信贷使用总额不超过以下至少(以下统称为“承诺”)的80%：(1)5亿美元，(2)我们当时有效的借款基础，以及(3)我们贷款人当时有效的承诺总额，以及(B)截至分配日期，EBITDAX比率不超过1.50比1.00。如果我们的EBITDAX比率不超过2.25比1.00，如果我们的未偿还信贷使用总额不超过承诺的80%，如果我们的可分配自由现金流(根据循环信贷安排定义)大于0美元，并且我们已向贷款人交付了证明上述内容的证书，我们也可以进行分配。以上摘要并不完整，我们鼓励您阅读作为本年度报告10-K表格附件的循环信贷安排，以了解有关这些条款的更多详细信息。由于这些不同的限制和限制，我们可能无法或可能不得不在任何时候减少或取消我们普通股的股息支付。如果结果是，我们无法支付股息，投资者可能会被迫在价格升值后出售他们的普通股，这可能永远不会发生，作为实现投资回报的唯一途径。我们股息水平的任何变化或暂停支付都可能对我们普通股的市场价格产生实质性的不利影响。欲了解更多信息，请参见--与我们普通股相关的风险--尽管我们预计将继续支付股息，但我们不能保证我们将为我们的普通股支付股息，而且我们的债务可能会限制我们支付普通股股息的能力。
浮息债务可能使我们承受利率风险，这可能导致我们的偿债责任大幅增加。
我们的循环信贷安排使用SOFR作为借款的参考利率。我们的循环信贷安排下的借款可能会以浮动利率计息，并使我们面临利率风险。如果利率上升，我们无法有效对冲利率风险，即使借款金额保持不变，我们的浮动利率债务的偿债义务也会增加，我们的净收益和现金流可能会减少。
我们可能会因SOFR市场的发展、确定SOFR的方法变化或使用替代参考利率而受到不利影响。
2017年，英国金融市场行为监管局宣布打算逐步淘汰LIBOR，2021年，它宣布所有LIBOR设置将在2021年12月31日之后立即停止由任何管理员提供或不再具有代表性，对于一周和两个月的美元设置，以及在2023年6月30日之后，对于其余的美元设置。另类再融资利率委员会是由美联储召集的一个包括主要市场参与者的委员会，该委员会已将SOFR确定为其在美国首选的LIBOR替代利率。SOFR是由美国国债支持的短期回购协议计算的新指数。尽管SOFR似乎是美元LIBOR的首选替代利率，但目前尚不清楚是否会出现其他基准。这些事态发展的后果不能完全预测，也不能保证它们不会导致金融市场混乱、基准利率大幅上升、融资成本大幅上升或可用债务融资短缺，任何这些都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩以及我们支付普通股股息的能力产生不利影响。
与法律和监管事项有关的风险
对我们获得联邦租约的能力的限制，以及影响我们的运营商在联邦土地上的勘探和生产活动的更严格的法规，可能会对我们的业务产生不利影响。
联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动受联邦要求、命令和租赁条件的约束，这些要求、命令和租赁条件除其他事项外，规范在联邦租赁覆盖的土地上的钻探和相关作业，以及向联邦政府支付特许权使用费的计算和支付。例如，这些规定要求现任和前任经营者，包括前经营者的公司继任者，封堵和放弃油井，并移走生产设施。这些要求可能导致与拆除有形设备和采取其他修复行动相关的巨额费用。此外，在某些情况下，BLM可能会要求暂停或终止联邦租约的运营。
联邦土地上的石油和天然气行业活动受到越来越多的监管审查。我们和我们的运营商受到新的或更严格的法律、法规和政策指令的影响，由于经济、环境保护或其他政策原因，这些法律、法规和政策指令可能会增加石油和天然气的运营成本，或以其他方式减少石油和天然气的勘探和开发钻井。例如，2021年1月，拜登总统签署了一项行政命令，指示DOI在完成对联邦政府现有石油和天然气租赁和许可计划的全面审查之前，暂停在联邦土地和水域上的新石油和天然气租赁。该命令随后被包括蒙大拿州在内的13个抗议州的联邦地区法院阻止，然后在根据爱尔兰共和军的通过进行谈判后被取消。DOI对联邦租赁计划的全面审查导致了陆上土地租赁量的减少和特许权使用费的增加。与此同时，DOI于2021年11月发布了一份关于联邦石油和天然气租赁计划的报告，其中包括如何改革该计划的几项建议。该报告的一些建议，包括提高特许权使用费率、最低投标限额和大幅减少总可用面积，都必须作为《爱尔兰共和军协定》的一部分加以执行，并随后纳入最近的租赁销售。虽然拜登政府对联邦土地法规的大部分修改都集中在新的租赁上，但未来的监管工作可能会将重点转移到现有的租赁业务上。例如，BLM于2022年11月发布了一项拟议规则，以减少与联邦和部落土地上的勘探和生产活动相关的排气，燃烧和泄漏造成的天然气浪费。
拜登政府的温室气体社会成本（“SC-GHG”）指标的实施和潜在诉讼也可能影响未来有关联邦土地上石油和天然气运营的监管决策和政策制定。虽然第五巡回法院在2023年2月驳回了对拜登政府临时计算当时命名的临时社会碳成本价值的初步质疑，但未来反对联邦机构应用最终确定的SC-GHG指标的诉讼似乎很可能。2023年9月，拜登政府宣布将指导联邦机构将SC-GHG值纳入预算，采购和其他机构决策，包括环境审查。目前无法预测这些政策指令以及有关BLM租赁和使用SC-GHG指标的持续和未来诉讼的最终影响，但这可能会影响某些联邦石油和天然气租赁或联邦土地上的石油和天然气基础设施的新法规的性质，这反过来可能会对我们的运营商和我们的运营业绩产生不利影响。
此外，联邦土地上的石油和天然气业务以及相关基础设施项目可能会受到最近和正在进行的《国家环境政策法》实施条例修订的影响。《国家环境政策法》要求联邦机构，包括土地管理局和联邦印第安人事务局（“BIA”），对机构的主要行动进行评估，例如发放可能对环境产生重大影响的许可证。在这种评价过程中，机构将编写一份环境评估，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，并在必要时编写一份更详细的环境影响说明，供公众审查和评论。2023年1月，环境质量委员会发布了联邦机构在环境评估中考虑温室气体排放和气候变化影响的最新指南，其中包括分析和传达气候变化影响的最佳实践。
此外，在2023年7月，环境质量委员会对《国家环境政策法》实施条例提出了修订建议，将扩大要求，以分析项目对气候变化的累积影响，并考虑项目对具有环境正义问题的社区的任何不成比例的影响，以及加强实施环境缓解措施的某些项目义务。
在联邦土地上的业务也面临诉讼风险。联邦租赁决定不时受到法律挑战，例如未能充分评估联邦土地上生产增加导致的温室气体排放增加的影响。从历史上看，这种挑战寻求取消或暂停租赁销售和重新进行环境评估的义务。最近，在2023年4月，一个环保组织对DOI提起诉讼，试图迫使该机构制定和颁布一项法规，到2035年逐步淘汰联邦土地上的所有石油和天然气开发。
任何这些行政、立法或司法行动都可能通过限制可供开发的土地或通过实施额外和昂贵的法规对我们的财务状况和业务成果产生不利影响。此外，根据《国家环境政策法》要求的环境评估或环境影响报告中提出的结果和缓解建议，我们的运营商及其服务提供商可能会产生额外的成本，并在原油和天然气项目范围或中游服务的执行方面受到延误、限制或禁止。
未来可能的立法或征收新的或增加的税收或费用通常可能会影响石油和天然气勘探和开发公司的税收，并可能对我们的运营和现金流产生不利影响。
不时有人提出立法，如果成为法律，将对美国税法进行重大修改，包括目前石油和天然气公司可用的某些关键的美国联邦所得税条款。这些立法变化包括但不限于：(1)废除天然气和石油资产的百分比损耗津贴，(2)取消目前对无形钻探和开发费用的扣除，以及(3)延长某些地质和地球物理支出的摊销期限。尽管这些条款在最新的联邦税收立法中基本没有变化，但其中某些变化被考虑纳入拟议的《重建更好法案》，国会可以考虑并可能包括这些提案中的一些或全部，作为未来税制改革立法的一部分。此外，任何其他税收改革立法的其他更一般的特征，包括改变成本回收规则，可能也会改变石油和天然气公司的税收。目前尚不清楚这些或类似的变化是否会在未来的立法中生效，如果通过，任何此类变化将在多长时间内生效。由于这些提案或美国联邦所得税法的任何类似变化而导致的任何立法的通过，可能会取消或推迟目前可用于石油和天然气开发的某些税收减免或增加成本，任何此类变化都可能对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生不利影响。
此外，我们经营或拥有资产的州可能会对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用。由于这些提案和美国联邦所得税法的其他类似变化而导致的任何立法的通过，或者对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用，都可能对我们的运营和现金流产生不利影响。
我们的业务涉及通过铁路销售和运输石油，这涉及脱轨风险、事故和与清理和损坏相关的责任，以及可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响的潜在法规变化。
我们生产的一部分石油通过铁路运输到市场中心。北美运输石油的火车脱轨引起了各种监管机构和行业组织以及联邦、州和市政府的关注，将注意力集中在易燃液体的铁路运输上。对现有法律和法规的任何修改，或新法律和法规的颁布，包括铁路行业的任何自愿措施，都会导致对用于运输石油的油罐车的设计，建造或运营提出新的要求，这可能会增加我们的业务成本，并限制我们在美国各地的市场中心以优惠价格运输和销售石油的能力，其后果可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流量产生重大不利影响。此外，任何涉及我们已出售或正在运输的石油的脱轨都可能导致对我们提出索赔，这可能涉及重大责任。
我们的衍生品活动使我们面临潜在的监管风险。
联邦贸易委员会、联邦能源管理委员会和商品期货交易委员会有法定权力监督能源商品现货和期货市场的某些部分。这些机构实施了广泛的条例，禁止欺诈和操纵此类市场。关于我们就石油、天然气或其他能源商品进行的衍生活动，我们必须遵守这些机构执行的市场相关法规。未能遵守该等规例的解释及执行，可能对我们的业务、经营业绩及财务状况造成重大不利影响。
立法及监管发展可能对我们使用衍生工具以减低石油及天然气价格波动、利率及与我们业务相关的其他风险的影响的能力产生不利影响。
《多德-弗兰克法案》载有旨在提高场外衍生品市场透明度和稳定性并防止过度投机的措施。2021年1月14日，CFTC发布了一项最终规则，对各种商品（包括石油和天然气）的某些期货和期权合约以及作为其经济等价物的掉期交易施加头寸限制，但某些类型的衍生品交易不受这些限制，前提是此类衍生品交易满足CFTC对某些列举的“善意”衍生品交易的要求。CFTC还通过了关于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%或以上股权的一方必须将受控方或所有方的头寸与自己的头寸汇总，以确定是否符合头寸限制，除非适用豁免。CFTC的汇总规则现已生效，尽管CFTC工作人员已在2025年8月12日之前免除了最终汇总规则中的各种条件和要求。这些规则可能会影响我们可能持有的头寸规模以及交易对手与我们进行交易的能力或意愿，从而可能增加交易成本。此外，这些变化可能会大大减少我们获得衍生工具的机会，这可能会在石油和天然气价格低的时期对收入或现金流产生不利影响。
CFTC还指定某些利率掉期和信用违约掉期进行强制清算，相关规则还将要求我们在涉及衍生品活动时遵守清算和交易执行要求，或采取措施以获得此类要求的豁免。尽管我们相信我们有资格获得最终用户豁免，不受为降低其商业风险而订立的掉期的强制性结算要求的约束，但对其他市场参与者（如掉期交易商）适用强制性结算和交易执行要求可能会改变我们使用的掉期的成本和可用性。如果我们的掉期不符合商业最终用户例外的条件，或者如果进入未清算掉期的成本变得过高，我们可能需要清算此类交易。该等规则及任何额外规例对我们业务的最终影响尚不确定。
《多德-弗兰克法案》和相关监管要求对我们业务的全面影响要等到监管规定全面实施，衍生品合约市场调整后才能知晓。此外，现任总统政府可能会通过《多德-弗兰克法案》或颁布新的立法，扩大对场外衍生品市场和参与该市场的实体的监管。根据《多德-弗兰克法案》(Dodd-Frank Act)发布的法规(包括根据该法案实施的任何进一步法规)和任何新法规也可能要求我们的衍生品工具的某些交易对手将其部分衍生品活动剥离给一个独立的实体，该实体的信誉可能不如当前的交易对手。该等法规或会大幅增加衍生工具合约的成本(包括互换记录及报告要求，以及透过要求提供抵押品而可能对我们的可用流动资金造成不利影响)、大幅改变衍生工具合约的条款、减少衍生工具的供应以防范我们遇到的风险、降低我们将现有衍生工具合约货币化或重组的能力，以及增加我们对信誉较差交易对手的风险敞口。我们维持着与石油和天然气价格风险相关的积极对冲计划。这样的立法和法规可能会减少我们交易对手的交易头寸和做市活动。如果我们因法律法规或衍生品市场的任何变化而减少对衍生品的使用，我们的运营结果可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难预测，这可能会对我们计划资本支出和为资本支出提供资金或偿还债务的能力产生不利影响。最后，《多德-弗兰克法案》在一定程度上是为了降低石油和天然气价格的波动性，一些议员将其归因于与石油和天然气相关的衍生品和大宗商品工具的投机性交易。因此，如果立法和法规的结果是降低石油和天然气价格，我们的收入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业务、我们的财务状况和我们的运营结果产生实质性的不利影响。
我们的业务受到复杂的联邦、州和地方法律以及其他可能对业务成本、方式或可行性产生不利影响的法律和法规的约束。
我们的运营利益由我们的第三方运营商运营，在联邦、州、部落和地方各级受到广泛监管。环境和其他政府法律法规增加了规划、设计、钻探、安装、运营和废弃油气井的成本。根据这些法律和法规，我们公司(直接或间接通过我们的运营商)还可能对人身伤害、财产和自然资源损害以及其他损害负责。不遵守这些法律法规可能会导致我们的业务暂停或终止，并受到行政、民事和刑事处罚。此外，近年来，公众对环境保护的兴趣有所增加，环保组织反对某些钻探项目，并取得了一些成功。
我们开展业务的部分监管环境在某些情况下包括在开始钻探和生产活动之前获得环境评估、环境影响研究和/或开发计划的法律要求。此外，我们的活动必须遵守有关保护做法和保护相关权利的规定。这些规定影响了我们的业务，并限制了我们可能生产和销售的天然气数量。我们参与的钻探计划中固有的一个主要风险是，我们的运营商需要从州和地方当局获得钻探许可。拖延获得监管部门的批准或钻探许可，未能获得油井钻探许可或
以不合理的条件或费用获得许可证，可能会对我们物业的发展造成重大的不利影响。此外，石油和天然气监管环境可能会发生变化，可能会大幅增加遵守这些法律和法规的财务和管理成本，从而对我们的盈利能力产生不利影响。目前，我们无法预测这一增长对我们的运营结果的影响。此外，与我们行业中的较大公司相比，我们可能处于竞争劣势，这些公司可以将这些额外成本分摊到更多的油井和更多的运营人员中。
不遵守联邦、州和地方环境法律和法规可能会导致重大处罚，并对我们的业务产生不利影响。
石油和天然气业务的所有阶段都可能带来环境风险和危害，并受到各种联邦、州和市政法律法规的约束。环境法律和法规除其他外，限制和禁止石油和天然气作业产生的各种物质的泄漏、释放或排放，并要求油井和设施场地的运营、维护、废弃和回收达到适用监管当局的满意程度。由于处理石油碳氢化合物和废物、与我们的业务相关的空气排放和废水排放以及历史运营和废物处理做法，存在招致重大环境成本和责任的风险。不遵守这些法律和法规可能会导致评估行政、民事和刑事处罚，丢失我们的租约，产生调查或补救义务，并强制实施禁令救济。此外，我们的运营商可能会受到运营限制或遵守保护濒危物种、敏感栖息地或其他自然资源的法律法规的额外费用，这反过来可能会对我们的运营结果产生不利影响。有关影响我们的业务和运营商的生产活动的环境法律法规的其他讨论，请参阅第一部分第1和第2项：商业和物业-法规和环境事项。
环境立法和法规正在演变，我们预计可能会导致更严格的标准和执法，更大的罚款和责任，并可能增加资本支出和运营成本。将石油、天然气或其他污染物排放到空气、土壤或水中可能会导致对政府和第三方的责任，并可能要求我们产生补救此类排放的费用，无论我们是否对排放或污染负责，也无论我们的运营商在进行排放时是否符合行业以前的标准。此外，对人员、财产或自然资源的损害索赔可能是由于运营对我们财产的环境和其他影响而引起的。在我们的业务中应用新的或更严格的环境法律和法规可能会导致我们削减生产或增加我们生产或开发活动的成本。
与水力压裂相关的联邦和州立法和监管举措可能会导致成本增加和额外的操作限制或延误。
水力压裂涉及在压力下向地层中注入水、沙子和化学物质，以压裂围岩并刺激生产。水力压裂被我们的第三方运营商广泛使用。水力压裂过程通常由州石油和天然气委员会管理，尽管环境保护局已经发布了关于某些水力压裂活动的许可指南和法规，并调查了水力压裂对水资源的影响。国家对水力压裂的规定通常包括许可、公开披露和油井建设要求。例如，北达科他州要求运营商披露水力压裂所使用的水和化学品的数量，但须遵守某些商业秘密豁免。不时地，也有各种建议在联邦一级监管水力压裂，拜登政府可以采取监管举措，限制联邦土地上的水力压裂作业。有关水力压裂的任何联邦或州立法或法规变更都可能导致我们产生大量合规成本或导致运营延迟，而我们或我们的第三方运营商未能遵守的任何后果可能会对我们的财务状况和运营结果产生重大不利影响。
此外，针对最近在地下处置井附近发生的地震事件所引起的关切，这些处置井被用于注入回流和产出水或石油和天然气活动产生的某些其他油田流体(所谓的“诱发地震活动”)，一些州的监管机构已经或正在考虑在准许生产水处置井或以其他方式评估地震活动与这类井的使用之间的任何关系方面提出额外要求。各国可不时制定和执行计划，指示发生地震事件的某些油井限制或暂停处置油井作业。这些进展可能会导致对我们的运营商使用注水井来处理回流和产出水以及某些其他油田流体的额外监管和限制。加强对诱发地震活动的监管和关注也可能导致对利用注水井处理废物的石油和天然气活动的更大反对和诉讼。在这些悬而未决或受到威胁的立法或法规最终敲定和实施之前，无法估计它们对我们业务的影响。
上述风险中的任何一项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。
通过气候变化立法或法规限制二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放可能会导致运营成本增加，对我们生产的石油和天然气的需求减少。
气候变化的威胁继续在美国和世界各地引起相当大的关注。已经提出并可能继续在国际、国家、区域和州各级政府一级提出许多建议，以监测和限制温室气体排放。这些努力包括考虑限额与交易计划、碳税、与气候有关的披露义务，以及直接限制某些来源温室气体排放的法规。此外，总裁·拜登强调应对气候变化是其政府的优先事项，发布了几项与气候变化有关的行政命令，再次承诺美国致力于实现长期的国际减排目标，并继续要求将气候变化因素纳入执行机构的决策。因此，我们的业务受到一系列与石油和天然气行业温室气体排放相关的监管、政治、诉讼和金融风险的影响。
近年来，美国国会一直在考虑立法减少温室气体的排放，包括天然气的主要成分甲烷和天然气燃烧的副产品二氧化碳。虽然目前看来，全面的气候变化立法不太可能在不久的将来在国会获得通过，但已经并将继续提出与温室气体排放问题相关的能源立法和其他监管倡议。例如，爱尔兰共和军于2022年8月签署成为法律，该法案为可再生能源倡议拨出了大量联邦资金，并首次对某些设施的温室气体排放收取费用。爱尔兰共和军的超额甲烷排放费条款将于2024年生效。该法律的排放费和资金条款可能会增加石油和天然气行业的运营成本，并加速摆脱化石燃料，这反过来可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。环保局和BLM还继续提出、修订和执行与温室气体排放有关的法规，这些法规增加了勘探和生产活动的运营成本，或以其他方式限制了勘探和生产活动。几个州还自愿或与邻国协调，实施了限制、监测或以其他方式管理温室气体排放的区域倡议和方案。关于影响气候变化和温室气体风险并由此产生的监管事项的额外讨论，见第一部分，项目1和2.企业和物业--监管和环境事项。
在国际一级，联合国发起的《巴黎协定》(《巴黎协定》)要求成员国在2020年后每五年提交一次不具约束力的、单独确定的减排目标，即国家自主捐款。总裁·拜登再次承诺美国遵守《巴黎协定》，并在2021年4月宣布了到2030年将美国的排放量在2005年的基础上减少50%-52%的目标。美国各州和地方政府也公开承诺推进《巴黎协定》的目标。国际社会继续每年举行会议，审议全球减排和与气候有关的倡议。最近，在缔约方大会第二十八届会议(“COP28”)上，达成了“在能源系统中以公正、有序和公平的方式放弃化石燃料”的过渡协议，并增加了可再生能源的能力，以便到2050年实现净零，尽管没有设定做到这一点的时间表。这些国际协议和倡议对我们业务的全面影响，包括为履行美国在这些协议和倡议下的义务而采取的任何行动的影响，目前尚不确定。颁布新的或更严格的法规，限制温室气体排放或对温室气体排放征税，限制石油和天然气的生产，或其他与气候有关的政策，其影响是降低化石燃料能源的可获得性或吸引力，可能会减少对我们运营商生产和销售的石油和天然气的需求，并对我们的运营结果产生不利影响。
对排放和相关气候变化问题的监管审查加强，也导致化石燃料公司面临的诉讼风险增加。一些州、市政府和其他原告试图在州或联邦法院对各种石油和天然气公司提起诉讼，指控这些能源公司生产导致气候变化及其影响(如海平面上升)的燃料，从而造成公共滋扰，因此要对道路和基础设施的破坏负责，或者指控这些公司意识到气候变化的不利影响已经有一段时间了，但通过未能充分披露这些影响来欺骗投资者。该公司目前不是这些诉讼中的任何一项被告，但它可能会在未来提出类似指控的诉讼中被点名。如果公司成为任何此类诉讼的目标，我们可能会承担责任，在涉及社会压力或政治或其他因素的情况下，可以施加责任，而不考虑所声称的损害的原因或贡献，或其他减轻因素。卷入此类案件可能会产生不利的声誉影响，任何此类案件的不利裁决都可能严重影响我们的运营，并可能对我们的财务状况产生不利影响。
减少天然气燃烧和进一步限制排放的监管要求可能会对我们的运营产生不利影响。
我们在北达科他州威利斯顿盆地的油井生产天然气和石油，我们在那里拥有大量的石油和天然气资产。某些地区的第三方天然气收集和加工系统受到限制，导致一些天然气被燃烧，而不是收集、加工和销售。2014年，北达科他州首席能源监管机构NDI委员会通过了一项政策，以减少威利斯顿盆地油井燃烧的天然气数量。NDI委员会要求运营商制定天然气捕获计划，描述预计生产多少天然气，如何将其输送到加工商，以及在哪里进行加工。自2020年11月1日起，可执行的气体捕获率目标为
91%。对于某些不能达到捕获目标的油井，可能会施加产量上限或处罚。我们开展业务的其他州，包括蒙大拿州，可能会要求制定天然气捕获计划，或者在未来制定新的监管要求，以减少燃烧。
在北达科他州或我们的其他地点，天然气捕获要求和其他监管要求可能会增加我们运营商的运营成本，并限制我们石油和天然气资产的生产，这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。如果我们对适用法规的解释不正确，或者如果我们收到不可上诉的命令，要求我们为北达科他州过去和未来的扩张交易量支付特许权使用费，则此类特许权使用费支付可能会对我们的财务状况和现金流产生实质性的不利影响。
与税务事宜有关的风险
如果分配不符合美国联邦所得税的免税交易资格，杰富瑞和因剥离而获得我们普通股股票的杰富瑞普通股持有者可能需要缴纳巨额税款。
关于剥离，Jefferies‘s收到了(1)美国国税局的裁决和(2)法律顾问的税务意见，其大意是，在符合其中规定的限制以及某些陈述、保证和契诺的准确性和遵从性的情况下，分配以及某些相关交易符合准则第368(A)(1)(D)节规定的美国联邦所得税目的免税“重组”资格，分配符合准则第355节的定义的免税分配。
尽管国税局的裁决一般对国税局具有约束力，但国税局裁决的持续有效性取决于裁决请求中所作事实陈述的准确性。此外，在提出其税务意见时，法律顾问依据(1)Jefferies和Vitesse所作的惯常陈述和契诺，以及(2)特定的假设，包括有关以交易协议预期的方式完成分销和某些相关交易的假设。如任何该等陈述、契诺或假设不准确，则税务意见可能无效，而分派及若干相关交易的税务后果可能与上文所述不同。尽管收到了美国国税局的裁决和税务意见，但不能保证国税局或法院不会采取相反的立场，而且对杰富瑞和杰富瑞普通股持有人的分配和某些相关交易的后果可能与上述美国联邦所得税后果大不相同，甚至更糟。
如果认定分销连同某些相关交易不符合守则第368(A)(1)(D)节所指的免税“重组”，而分销不符合守则第355条所适用的分销，Jefferies一般须按其在应向Jefferies征税的交易中出售Vitesse普通股的方式缴税，这可能会导致重大的税务责任。此外，出于美国联邦所得税的目的，作为美国股东的Jefferies股东通常会被视为收到了与我们收到的普通股的公平市场价值相等的金额的分配，这可能会导致实质性的纳税义务。
我们同意了许多限制，以保留分销的非认可待遇，这可能会降低我们的战略和运营灵活性。
我们在《税务协定》中同意遵守《税法》第355(E)条规定的契约和赔偿义务。这些契约和赔偿义务可能会限制我们进行战略交易或从事新业务或其他交易的能力，否则这些交易可能会使我们的业务价值最大化，并可能阻碍或推迟我们的股东可能认为有利的战略交易，包括股票回购、股票发行、某些资产处置和其他战略交易。为了保持对分配的免税待遇，以及除上述我们的赔偿义务外，税务事项协议限制我们在分配后的两年内，除非在特定情况下，(1)达成任何交易，根据该交易，我们将通过合并或其他方式收购我们的全部或特定部分股票，(2)以根据守则第355(E)条合理预期会产生不利后果的方式发行股权证券，(3)回购我们股票的股票，但在某些公开市场交易中除外，(4)停止积极开展我们的某些业务，或(5)采取或未能采取任何其他行动，阻止分销和某些相关交易符合美国联邦所得税准则第355和368(A)(1)(D)条规定的一般免税交易的资格。
在某些情况下，如果经销被确定不符合美国联邦税收目的的免税待遇，或在某些其他可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响的情况下，我们可能对Jefferies负有赔偿义务。
关于剥离，我们与杰富瑞签订了税务协议。税务协议的条款要求我们赔偿Jefferies和某些关联方的某些税收和损失，这些税收和损失(I)主要是由于我们个别或总体违反我们做出的某些陈述和担保(包括与美国国税局的裁决或关于分销的税务处理的税务意见有关)或我们做出的契诺(适用于我们和我们的子公司在分销完成后采取的行动或不采取行动)造成的，(Ii)归因于我们采取的行动，
根据《守则》第355(A)节和第368(A)(1)(D)节所述的重组，根据《守则》第355(C)和361(C)节的规定，根据《守则》第355(C)和361(C)节的规定，将Vitesse Energy股权转让给Vitesse的交易以及Vitesse向Vitesse转让股权的失败，均不符合(A)重组的资格，或(C)Jefferies、Vitesse和Jefferies普通股持有者根据第355条确认没有收入或收益用于美国联邦所得税的交易。根据本守则第361和1032条的规定，包括(由于本守则第355(E)条适用于经销，且如下所述所有权变更50%或以上所致)，或(Iii)在经销前的税期或部分税期内与Vitesse Energy或Vitesse Oil有关的税项，包括在审核时可能产生的税项。
即使根据守则第368(A)(1)(D)节和第355节的规定，分销符合免税交易的资格，但如果作为包括分销在内的计划或一系列相关交易的一部分，Jefferies或Vitesse的实益所有权发生50%或更大的变化，则根据守则第355(E)节，分销应向Jefferies征税(但不应向Jefferies的股东征税)。为此，在经销日期前两年开始的四年内对杰富瑞或我们普通股的任何收购均被推定为此类计划的一部分，尽管我们或杰富瑞可能会反驳这一推定。美国联邦所得税规则用于确定Jefferies和Vitesse的实益所有权是否发生了50%或更大的变化，以及衡量这种变化的期间，这些规则很复杂，包括《准则》第355(E)(4)(C)节的汇总和归属规则。分配本身不会引起实益所有权的变化，小股东公开交易Jefferies或Vitesse的股票也不会引起实益所有权的变化，但许多其他交易可能会这样做。此类交易可能包括(但不限于)Vitesse或Jefferies使用自己的股票进行的收购、Vitesse或Jefferies与另一家公司的合并或合并、赎回、资本重组、股票股息以及股票的出售或发行。
出售我们普通股的应税收益或亏损可能比预期的要多或少。
如果股东出售我们的普通股，股东将在出售的普通股股份中确认等于变现金额和持有者纳税基础之间的差额的损益。我们普通股的股东基础在持有过程中可能会因各种原因而调整，包括由于普通股的某些分配而降低，只要这种分配超过我们当前和累积的收益和利润。在这种情况下，这种超额部分将被视为免税资本回报，并将降低我们普通股的股东税基。这种基础上的减少将导致股东在出售我们的普通股时确认的收益金额相应增加，或亏损金额相应减少。
我们的股东从他们的经纪人那里收到的IRS Forms 1099-DIV可能会为了美国联邦所得税的目的而多报普通股的股息收入，这可能会导致股东多缴税款。此外，未能以与美国国税局表格1099-DIV一致的方式报告股息收入可能会导致美国国税局对股东的美国联邦所得税申报单进行审计调整。对于我们普通股的非美国持有者，经纪人或其他扣缴代理人可能会从支付的股息中超额扣缴税款，在这种情况下，股东通常必须及时提交美国纳税申报单或适当的退款申请，以要求退还被超额扣缴的税款。
我们就普通股支付的分红将构成美国联邦所得税的“红利”，但仅限于我们当前和累积的收益和利润。对于美国联邦所得税而言，我们支付的超过收入和利润的分红将不会被视为“股息”；相反，它们将首先被视为在普通股中的股东税基范围内的免税资本回报，然后被视为出售或交换此类股票所实现的资本收益。我们可能无法及时确定我们的分配中属于美国联邦所得税“红利”的部分，这可能会导致股东多付与本应归类为免税资本回报的分配金额相关的税款。在这种情况下，股东通常必须及时提交修改后的美国纳税申报单或适当的退款申请，以获得多缴税款的退还。
对于我们普通股的美国持有者，从经纪人那里收到的IRS表格1099-DIV可能与我们对构成美国联邦所得税“股息”的金额的确定不一致，或者股东可能会收到修正后的IRS表格1099-DIV(因此可能需要提交修改后的美国联邦、州或地方所得税申报单)。我们将努力及时通知我们的股东可用的信息，以帮助所得税申报(例如在我们的网站上发布正确的信息)。然而，我们向股东提供的信息可能与经纪人在IRS Form 1099-DIV上报告的金额不一致，美国国税局可能不同意任何此类信息，并可能对股东的纳税申报单进行审计调整。
对于我们普通股的非美国持有者，用于美国联邦所得税目的的“股息”将被按30%的税率(或适用的所得税条约规定的较低税率)预扣美国联邦所得税，除非股息与美国贸易或企业的行为有效相关。如果我们无法及时确定我们的分配中构成美国联邦所得税“股息”的部分，或者股东经纪人或扣缴义务人选择从分配中扣缴税款的方式与我们对此类目的构成“股息”金额的确定不一致时，股东经纪人或其他扣缴义务人可能会超额扣缴税款。
从已支付的分配中获得。在这种情况下，股东通常必须及时提交美国纳税申报单或适当的退款申请，以获得多缴预扣税款的退还。
由于我们回购了我们自己的股票，一些股东可能被认为收到了应税分配。
在某些情况下，如果一家公司回购了自己的股票，其股票未被赎回的某些股东可能被视为收到了应税分配。我们目前不知道根据股票回购计划对我们股票的任何回购或任何其他预期的股票回购是否会满足可能产生此类潜在税务责任的情况。虽然我们相信，根据股票回购计划回购我们的股票和任何其他可能的考虑回购我们的股票的行为，即使是为了满足这种情况，也将是一种“孤立的赎回”，不会导致未赎回的股东获得应税收入，但我们没有要求、也不打算要求做出这方面的裁决。美国国税局可能不同意这一立场，美国国税局的成功挑战可能会导致这些未赎回的股东获得应税收入。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
ITEM 1C。网络安全
风险管理和战略
本公司认识到制定、实施和维护网络安全措施的重要性，以保护我们的信息和运营技术，并保护我们数据的机密性、完整性和可用性。我们的业务依赖于我们的计算机系统、设备、软件和网络(运营和信息技术)来收集、处理和存储进行业务几乎所有方面所需的数据，包括对收购和开发机会的评估、对我们现有物业的监控和评估、我们运营商的业绩和数据以及财务信息的记录和报告。
评估、识别和管理重大网络安全风险和综合全面风险管理。我们制定了评估、识别、管理和应对重大网络安全威胁和事件的流程。其中包括：针对员工的年度和持续安全意识培训，;检测和监控异常网络活动的机制，;以及遏制和事件响应工具。我们定期评估来自网络安全和技术威胁的风险，并监控我们的信息系统是否存在潜在的漏洞。我们监控内部发现或外部报告的可能影响我们系统的问题，并有流程评估这些问题是否存在潜在的网络安全影响或风险。
公司已将网络安全风险管理整合到我们更广泛的风险管理框架中，以促进全公司的网络安全风险管理文化。这种整合旨在将网络安全考虑作为我们各级决策过程的一部分。我们的IT部门寻求根据我们的业务目标和运营需求持续评估和解决网络安全风险，并与我们的整体风险管理框架相协调。
在发生网络安全事件时，我们维持事件应对计划。该计划阐述了为减轻网络安全事件的影响而立即采取的行动，包括将某些事项提交公司首席执行官(CEO)进行额外评估和监督，以及补救和预防未来网络安全事件的长期战略。
让第三方参与网络安全风险管理。认识到网络安全威胁的复杂性和不断演变的性质，公司与包括网络安全评估员和顾问在内的一系列第三方服务提供商合作，评估和测试我们的网络安全风险管理系统。这使我们能够利用知识和洞察力，目标是使我们的网络安全战略和流程与我们的行业和规模的最佳实践保持一致。因此，我们聘请第三方服务提供商定期进行与网络安全相关的审计、威胁评估和安全增强咨询。
监督第三方风险。由于我们意识到与第三方服务提供商接洽相关的风险，公司已实施旨在监督和管理这些风险的流程。我们的政策是在参与之前对所有第三方服务提供商进行安全评估，我们的目标是持续监测是否符合我们的网络安全标准。这种监测包括我们的董事对基础设施和网络安全的定期评估。
网络安全威胁。截至本年度报告Form 10-K的日期，虽然公司和我们的服务提供商经历了某些网络安全事件，但我们不知道之前有任何网络安全事件对公司产生了重大影响或合理地可能对公司产生重大影响，包括我们的运营或财务状况。我们承认，网络安全威胁在不断演变，未来发生网络安全事件的可能性依然存在。尽管我们实施了网络安全程序，但我们的安全措施不能保证不会发生重大的网络安全攻击。虽然我们将资源投入到旨在保护我们的系统和信息的安全措施上，但没有任何安全措施是万无一失的。见第1A项。风险因素“与我们的业务相关的风险因素-我们依赖于
计算机和电信系统，以及我们系统的故障或网络安全威胁、攻击或其他中断可能会严重扰乱我们的业务运营。有关与我们的信息和运营技术系统遭到破坏或其他危害相关的业务风险的更多信息。
治理
董事会监督。董事会全面负责对Vitesse的风险管理进行监督，其中包括网络安全风险。董事会定期听取负责监督我们网络安全计划的管理层成员关于网络安全问题的简报，包括公司面临的主要风险、最近的事态发展和风险缓解活动。此外，董事会每年都会听取董事基础设施和网络安全部关于我们网络安全计划的简报。我们的内部审计师也会向审计委员会报告为根据需要评估和降低网络安全风险而实施的内部控制和程序。
管理层的角色。我们的网络安全风险评估和管理工作由基础设施和网络安全部门的董事领导，他负责实施和监督我们信息系统的监测流程。这包括负责部署网络安全措施和系统审计，以确定潜在的网络安全漏洞。我们的IT部门，包括基础设施和网络安全部门的董事，直接向我们的首席执行官报告。我们的基础设施和网络安全董事在信息技术领域拥有丰富的经验，是国际SACA认证的信息安全经理。
项目3.法律诉讼
我们不时会在不同的法院、仲裁小组和政府机构面临法律、行政和环境诉讼，这些诉讼涉及在正常业务过程中提出的索赔。这些诉讼程序包括某些合同纠纷、额外的环境审查和调查、审计和未决的司法事项。根据我们目前所知，我们相信合理可能亏损的金额或范围不会对我们的业务、财务状况及经营业绩造成重大不利影响，不论是个别或整体而言。
任何诉讼的结果都不能确切地预测，任何法律诉讼中的不利解决方案都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大影响。无论结果如何，由于辩护和和解成本、管理资源分流等因素，诉讼可能会对我们产生不利影响。
项目4.矿山安全信息披露
没有。
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
市场信息
我们的普通股在纽约证券交易所的交易代码是“VTS”。2024年2月15日，我们普通股的收盘价为每股22.16美元。
比较性能图表
本年度报告中此10-K表格第5项中的以下信息不被视为“征求材料”或已在美国证券交易委员会“存档”，或受1934年证券交易法(“交易法”)第14A或14C条或交易法第18条规定的责任的约束，并且不被视为通过引用被纳入根据证券法或交易法提交的任何文件中，除非我们通过引用特别将其纳入此类文件中。
下图比较了自2023年1月17日(VTS剥离后的第一个交易日)以来我们普通股的累计总股东回报，以及同期标准普尔500指数(“S”)和S石油天然气勘探与生产精选行业指数(“S O&G E&P”)的累计总回报。这张图表跟踪了从2023年1月17日到2023年12月31日在我们的普通股和每个指数(包括所有股息的再投资)中投资100美元的表现。
此图中包含的股价表现并不一定预示着未来的股价表现。
法定股本
公司已批准发行9500万股普通股，每股面值0.01美元，以及500万股优先股，每股面值0.01美元。
未偿还股份
截至2024年2月15日，我们有29,453,975股普通股流通股，由大约1,188名登记在册的股东持有。记录持有者的数量与我们普通股的受益所有者数量并不一定存在任何关系。
根据股权补偿计划获授权发行的证券
见第三部分第12项“某些受益所有人和管理层的担保所有权”中关于我们的股权补偿计划下授权发行的证券的参考资料。
最近出售的未注册证券
关于分拆前的交易，Vitesse Energy Finance和既有Vitesse Energy MIU的持有人(Gerrity先生和Cree先生除外)将各自在Vitesse Energy的股权转让给Vitesse，以分别换取25,918,163股Vitesse普通股和163,544股Vitesse普通股。转账是在前不久完成的
分配。根据证券法第4(A)(2)节，Vitesse普通股的股份已发行给Vitesse Energy Finance和该等既有Vitesse Energy MIU的持有人，作为他们各自在Vitesse Energy的所有权权益的代价。
在剥离前的交易中，Jefferies Capital Partners和Gerrity Bakken将各自在Vitesse Oil的股权转让给Vitesse，以分别换取1,976,213股和144,099股Vitesse的普通股。这些转让是在Vitesse Energy向Vitesse转让的同时完成的，并在分发前不久完成。根据证券法第4(A)(2)条，向Jefferies Capital Partners和Gerrity Bakken发行了Vitesse普通股，作为他们各自在Vitesse Oil的所有权权益的代价。
发行人及关联购买人购买股权证券
发行人购买股票证券
2023年2月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，授权回购至多6000万美元的公司普通股。根据股票回购计划，Vitesse可不时以公开市场交易或其他符合适用规则、法规和合同限制的方式回购其普通股。本公司董事会可随时限制或终止股票回购计划，恕不另行通知。公司回购普通股的程度以及回购的时间将取决于市场状况和公司可自行决定的其他考虑因素。
下表列出了在截至2023年12月31日的季度内，公司或代表公司或任何“关联买家”(根据交易法第10b-18(A)(3)条的定义)购买我们普通股的相关信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 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的一部分购买的股份总数或 节目(1) | | 股票的近似美元价值
这可能还会被购买
计划或计划 |
| 2023年10月1日至2023年10月31日 | | — | | | $ | — | | | — | | | 59.8 | 百万 |
| 2023年11月1日至2023年11月30日 | | — | | | — | | | — | | | 59.8 | 百万 |
| 2023年12月1日至2023年12月31日 | | — | | | — | | | — | | | 59.8 | 百万 |
| 总计 | | — | | | $ | — | | | — | | | $ | 59.8 | 百万 |
| | | | | | | | |
(1)2023年2月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，授权回购至多6000万美元的公司普通股。
2024年1月，792,000股限制性股票单位归属于本公司，保留了332,840股既有股份，用于支付690万美元的员工预扣税款，留存股份随后由本公司注销。这些留存和注销的股份不包括在上表中，因为它们不构成股权证券的回购。
股利政策
任何派息的时间、宣布、金额及支付将由本公司董事会酌情决定，并将取决于许多因素，包括本公司的财务状况、盈利、我们营运附属公司的资本要求、与本公司若干偿债责任相关的契诺、法律要求或限制、行业惯例及本公司董事会认为相关的其他因素。在截至2023年12月31日的一年中，我们向股权持有人支付了5800万美元的现金股息。虽然我们相信我们未来的运营现金流将能够维持目前的股息水平，但不能保证我们能够在未来支付当前水平的股息或全部股息，或者以其他方式将资本返还给我们的股东。我们没有，也不希望采取单独的书面股息政策。关于可能影响我们支付股息能力的因素，见第一部分，第1A项。风险因素，包括-与我们普通股相关的风险--尽管我们预计将继续支付股息，但我们不能保证我们将为我们的普通股支付股息，而我们的负债可能会限制我们支付普通股股息的能力，以及--与我们的债务相关的风险--我们向股东支付股息的能力受到循环信贷安排要求的限制。
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
你应该阅读以下关于我们的经营结果和财务状况的讨论，以及我们经审计的综合财务报表及其附注，包括在题为“财务报表索引”的一节中，以及第一部分第1项和第2项.业务和财产中的讨论。本讨论包含涉及风险和不确定性的前瞻性陈述。前瞻性陈述不是历史事实，而是基于对石油和天然气行业以及我们的业务和财务业绩的当前预期、估计、假设和预测。由于许多因素，包括第一部分讨论的因素，我们的实际结果可能与这些前瞻性陈述预期的结果大不相同。风险因素和“关于前瞻性陈述的警示声明”。
高管概述
我们的业务战略专注于通过以诱人的回报率收购、开发和生产石油和天然气资产来创造长期股东价值，同时保持强劲的资产负债表并向股东分配有意义的股息。我们在北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地的核心区域投资于石油和天然气资产中的非运营少数开采和矿产权益。我们还对位于科罗拉多州和怀俄明州的丹佛-朱利斯堡盆地以及位于怀俄明州的波德河盆地的油井感兴趣。截至2023年12月31日，我们在5,734口(净额157.5口)生产井和224口(净额6.7亿口)正在钻井或完成的油井中拥有工作权益，以及另外363口(净额9.9%)井已被我们的运营商允许开发。截至2023年12月31日，我们估计的已探明储量为40,595桶(68%石油)，截至2023年12月31日的一年中，我们的平均日产量为11,889桶。
截至2023年12月31日的年度，我们的财务和经营业绩包括：
■总收入为2.339亿美元。
■运营现金流为1.419亿美元。
■净亏损1,970万美元。
■据我们的第三方储量工程师使用美国证券交易委员会准则估计，截至2023年12月31日，探明储量为4060万MBoe，PV-10价值682.1美元。
■截至2023年12月31日，总债务为8100万美元。
■向我们的股东支付了5800万美元的股息。
关于PV-10的更多信息，见第二部分.项目7.财务状况和经营成果的管理讨论和分析--非公认会计准则财务信息。
影响我们业务的行业趋势
大宗商品价格是影响我们的收购和剥离战略以及我们运营商进行运营决策的一个重要因素。石油和天然气的价格可能波动很大。例如，新冠肺炎疫情和减缓疫情传播的努力，再加上欧佩克在2020年初采取的行动，导致石油和天然气的现货和期货价格在2020年第二季度跌至历史低点，并在2020年的大部分时间里保持低迷。石油和天然气运营商的应对措施是大幅减少钻井和完井活动，并关闭或削减大量生产井的产量。然而，大宗商品价格在2021年下半年迅速达到大流行前的水平，并在2022年期间进一步上涨，部分原因是俄罗斯入侵乌克兰，以及欧佩克持续的石油限产。2023年11月，欧佩克某些成员国和俄罗斯及其某些其他盟友(“欧佩克+”)同意在2024年第一季度自愿将日产量/出口量从2024年规定的产量水平削减220万桶(视延期而定)。在这些自愿减产之外，(I)联盟在2022年10月同意每日减产200万桶，(Ii)欧佩克+的某些成员国于2023年4月宣布每日自愿减产166万桶，随后延长至2024年底。此外，尽管俄罗斯和乌克兰之间以及中东持续冲突的影响仍不确定，但这些冲突可能会进一步造成全球经济后果，包括扰乱全球能源市场、通货膨胀和供应链制约。
由于这种大宗商品价格波动，我们预计这种波动将持续到2024年，我们的收益和运营现金流可能会有很大差异。虽然我们确实对很大一部分生产进行了对冲，但我们仍在很大程度上受到大宗商品价格波动的影响。这种波动性使我们很难预测未来对我们的财务业绩和运营商决策的影响。我们预计将继续影响大宗商品价格的因素包括与全球经济状况有关的产品需求、通胀因素、行业生产和库存水平、美国能源部未来计划从战略石油储备回购石油(或可能额外释放石油)、技术进步、生产配额或欧佩克国家实施的其他行动、监管机构的行动，以及军事冲突(包括入侵)、内乱、大流行或政治不确定性可能导致的地区供应中断或对此的担忧。上述任何一项都可能对石油和天然气价格产生重大影响，进而影响我们运营商钻探和开采资源的决定。尽管大宗商品价格波动很大，但我们预计我们的现金流
我们的循环信贷机制下的运营和借款可用性将使我们能够满足未来12个月的流动性需求。
我们的收入来源
我们的收入来自出售从我们的物业中生产的石油和天然气。收入是生产量、销售时的现行市场价格、石油质量、Btu含量和到市场的运输成本的函数。我们使用衍生品工具来对冲我们石油产量中相当大但不同的部分的未来销售价格。自2022年3月以来，由于我们运营商的定价公式与天然气套期保值结算机制不匹配，我们一直没有对天然气生产进行对冲。我们预计我们的衍生品活动将帮助我们实现更可预测的现金流，并减少我们对价格下行波动的风险敞口。衍生品工具的使用在过去和未来都会阻止我们充分实现价格上涨的好处，但也会减轻价格下跌的影响。
我们成本结构的主要组成部分
大宗商品价差。我们的石油井口价格与WTI基准价格之间的差价主要是由通过管道、火车或卡车将石油运输到炼油厂的成本推动的。我们的天然气井口价格与NYMEX基准价格之间的差价主要是受Btu含量以及收集、加工和运输成本的影响。
商品衍生品的净收益(亏损)。我们利用大宗商品衍生金融工具来减少石油和天然气价格波动的风险敞口。除商品衍生工具的收益(亏损)外，净额包括(1)期内结算商品衍生工具的现金收益及亏损，以及(2)期末未偿还商品衍生工具的非现金按市值计价收益及亏损。
租赁运营费用。租赁运营费用是将石油和天然气开采出来并推向市场所产生的成本，以及维护我们的生产资产所产生的成本。这些费用包括与我们的石油和天然气资产有关的外勤人员薪酬、海水处理、水电费、维护、维修和服务费用。
生产税。生产石油和天然气的生产税是根据以市场价(而不是套期保值价格)销售的产品收入的一定比例或联邦、州或地方税务当局制定的固定税率缴纳的。我们寻求充分利用我们各个征税管辖区的所有抵免和豁免。总体而言，我们缴纳的生产税与石油和天然气收入的变化相关。
损耗、折旧、摊销和增值。损耗、折旧、摊销及增值(“DD&A”)包括收购、勘探及开发石油及天然气资产所产生的资本化成本的系统支出。作为一家成功的努力公司，与成功探井的收购、钻井和装备相关的成本以及成功和失败的开发井的成本都是资本化的。增值费用与我们的资产报废债务的时间流逝有关。
一般和行政费用。一般和行政费用包括管理费用，包括我们公司员工的工资和福利、维护我们总部的成本、管理我们收购和开发业务的成本、特许经营税、审计和其他专业费用以及法律合规。2022年和2023年财政年度，一般和行政费用包括与剥离有关的非经常性费用。
利息支出。在分拆之前，我们通过循环信贷安排借款，为我们的部分营运资金需求、资本支出和收购提供资金。因此，我们产生的利息支出既受利率波动的影响，也受我们的融资决策的影响。我们不对适用借款支付的利息的任何部分进行资本化。我们将递延融资成本、承诺费和年度代理费的摊销计入利息支出。
减值费用。根据成功努力会计方法，每当事件及情况显示石油及天然气资产的账面价值可回收性下降时，我们便会就减值审查其减值。每当吾等得出账面值可能无法收回的结论时，吾等会根据吾等的发展计划及对未来产量、商品定价、储量风险、收集、加工及运输扣除、生产税率、租赁营运开支及未来开发成本的最佳估计，使用已探明及有风险的可能及可能储量，估计吾等石油及天然气资产的预期未贴现未来现金流量净额。我们将这些未贴现的未来净现金流与每个枯竭池中石油和天然气资产的账面金额进行比较，以确定账面金额是否可回收。如果未贴现的未来现金流量净额超过聚合石油和天然气资产的账面价值，则不会计入减值。如果石油和天然气资产的账面价值超过未贴现的未来现金流量净额，我们将计入减值费用，以使账面价值在资产负债表日降至公允价值。用于确定公允价值的因素可能包括但不限于可比物业的近期销售价格、营销活动的迹象、未来收入的现值、使用储量估计的估计运营和开发成本的净值、未来商品定价、未来产量估计、预期资本支出以及与实现预期现金流量相关的风险和当前市场状况相适应的各种贴现率。
所得税支出。我们的税收条款既包括联邦税，也包括州税。我们根据公认会计准则下的所得税会计记录我们的联邦所得税，这导致递延税项资产和负债因账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的临时差异而预期的未来税收后果而确认。递延税项资产及负债以制定税率计量，预期适用于预计收回或结转该等暂时性差额及结转的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。若相关税项优惠极有可能不会实现，则设立估值准备以减少递延税项资产。我们的前身Vitesse Energy是一家有限责任公司。因此，没有记录所得税准备金，因为前身的收入、扣除、费用和抵免在其成员的所得税申报单上报告。
精选影响我们经营业绩的因素
我们的收入、运营现金流和未来增长在很大程度上取决于：
■我们的经营伙伴的钻探和生产活动的时机和成功程度；
■石油、天然气和天然气的价格和供需情况；
■我们参与的油井的石油和天然气产量；
■衍生工具的公允价值变动；
■我们有能力继续发现和获得高质量的种植面积和钻探机会；以及
■我们的运营费用水平。
除了影响我们行业公司的一般因素外，我们在威利斯顿、丹佛-朱利斯堡和波德河盆地几乎所有的种植面积和油井的位置都使我们的经营业绩受到这些地区特有因素的影响。这些因素包括天气对钻探、生产和运输活动的潜在不利影响，特别是在冬季和春季，以及基础设施限制、运输能力、监管事项和其他可能具体影响其中一个或多个地区的因素。
市况
石油价格可能会因销售市场和将石油运往市场所用的运输工具而异，特别是在威利斯顿盆地，我们的大部分收入都来自该盆地。额外的管道基础设施增加了威利斯顿盆地的外卖能力，改善了该地区的井口价值。
我们生产的石油和天然气的价格在很大程度上取决于市场供求。由于我们的石油和天然气收入在很大程度上倾向于石油，我们受到石油价格变化的影响比天然气价格的变化更大。就产量而言，全球范围内的供应，特别是美国国内的石油产量、欧佩克设定的生产配额、乌克兰和中东的冲突以及美元的强势可能会对油价产生不利影响。
我们出售石油产品的价格通常反映了WTI基准价格的折扣。我们出售天然气产品的价格可能反映Henry Hub基准价格的折扣或溢价。因此，我们的经营业绩也受到适用基准与我们石油生产销售价格之间的石油价差变化的影响。截至2023年12月31日止年度，我们的油价与加权平均WTI基准价的差价为每桶负4. 19美元，而截至2022年12月31日止年度为每桶负3. 39美元，主要由于当地市场定价（包括集输成本）较基准价不利。截至2023年12月31日止年度，我们的天然气净实现价格为每百万立方英尺1. 88美元，相对于Henry Hub平均定价实现74%，而截至2022年12月31日止年度的天然气净实现价格为每百万立方英尺6. 64美元，相对于Henry Hub平均定价实现103%。我们天然气价格差异和实现的波动是由于几个因素，如NGL价值扣除加工成本，收集和运输成本，相对于生产水平的外卖能力，区域存储能力，对取暖燃料的季节性需求和季节性炼油厂维护暂时抑制需求。这些项目的确切影响很难量化，因为我们的每个运营商都以不同的方式传递这些成本。
从历史上看，大宗商品价格一直波动，我们预计未来将继续波动。影响未来石油供应平衡的因素包括世界范围内对石油的需求以及国内石油产量的增长。
不同数量的石油、天然气和天然气的价格对我们的收入和现金流产生了重大影响。下表列出了所列期间纽约商品交易所石油和天然气的平均价格。
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| 截至十二月三十一日止的年度： | | 截至11月30日， |
纽约商品交易所平均价格(1) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2021 |
| WTI油(每桶) | $ | 77.58 | | | $ | 94.90 | | | $ | 68.14 | | | $ | 65.97 | |
| 天然气(单位：MMBtu) | 2.53 | | | 6.45 | | | 3.89 | | | 3.79 | |
| | | | | | | |
(1)基于NYMEX每日收盘价的简单平均值。
2023年西德克萨斯中质原油的平均价格为每桶77.58美元，比2022年每桶的平均西德克萨斯中质原油价格低18%。我们结算的衍生品使我们在2023年日历中每桶的实际油价增加了0.40美元，在2022年日历中每桶的实际油价降低了18.07美元。在反映结算衍生品后，我们2023年每桶的平均实现油价为73.99美元，而2022年为72.66美元。2023年纽约商品交易所天然气的平均价格为每MMBtu 2.53美元，比2022年纽约商品交易所每MMBtu的平均价格低61%。2023年，我们没有天然气价格衍生品，我们结算的衍生品将2022年实现的每立方米天然气价格降低了0.08美元。我们的2023年实现天然气价格在反映结算衍生品后的每立方米天然气价格为1.88美元，而2022年为6.56美元，这主要是由于NYMEX天然气和天然气实现价格较低。
我们采用了一种对冲计划，以减轻与大宗商品价格波动相关的风险。关于我们的商品套期保值计划的详细信息，见第二部分第7A项。关于市场风险的定量和定性披露以及合并财务报表附注--附注6--衍生工具。
影响我们经营业绩的另一个重要因素是钻井成本。钻探油井的成本差异很大，部分原因是大宗商品价格的波动可能会对钻探活动的水平产生重大影响。总体而言，油价上涨导致钻探活动增加，钻井和完井服务需求增加推高了这些成本。较低的油价通常会产生相反的效果。此外，成本的各个组成部分可能会因许多因素而有所不同，例如水平侧向的长度、压裂刺激阶段的数量以及支撑剂的类型和数量。
经营成果
估计的变化离不开会计原则的变化
自2023年1月1日起，该公司改变了收集和运输(GT)成本的记录方法。在目前的方法下，燃气轮机成本是按照运营商向我们报告这些项目的方式从石油和天然气收入中扣除的。在2023年1月1日之前，根据我们之前的方法，我们使用所有运营商的信息，根据我们的最佳估计，确定了在生产费用和收入扣减中报告的GT成本。虽然这一变化不会对财务报表产生实质性影响，但为了符合本期列报，方法上的变化已追溯适用于以前列报的期间。这一变化导致营业报表中的重新分类，不影响资产负债表，也不影响净收入、营业收入、我们在石油和天然气资产中的权益产生的毛利，或任何时期的现金流。
截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较
下表列出了所示期间的选定运行数据。
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| 截至的年度
十二月三十一日， | | 增加
(减少) |
| ($以千为单位，每单位数据除外) | 2023 | | 2022 | | 金额 | | 百分比 |
| 经营业绩： | | | | | | | |
| 收入 | | | | | | | |
| 油 | $ | 218,396 | | | $ | 233,622 | | | $ | (15,226) | | | (7 | %) |
| 天然气 | 15,509 | | | 48,268 | | | (32,759) | | | (68 | %) |
| 总收入 | $ | 233,905 | | | $ | 281,890 | | | $ | (47,985) | | | (17 | %) |
| 运营费用 | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 39,514 | | | $ | 31,133 | | | $ | 8,381 | | | 27 | % |
| 生产税 | 21,625 | | | 24,092 | | | (2,467) | | | (10 | %) |
| 一般和行政 | 23,934 | | | 19,833 | | | 4,101 | | | 21 | % |
| 损耗、折旧、摊销和增值 | 81,745 | | | 63,732 | | | 18,013 | | | 28 | % |
| 基于股权的薪酬 | 32,233 | | | (10,766) | | | 42,999 | | | *纳米 |
| 利息支出 | $ | 5,276 | | | $ | 4,153 | | | $ | 1,123 | | | 27 | % |
| 所得税费用 | $ | 61,946 | | | $ | — | | | $ | 61,946 | | | *纳米 |
| 商品衍生品损益 | $ | 12,484 | | | $ | (30,830) | | | $ | 43,314 | | | 140 | % |
| 生产数据： | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 2,968 | | | 2,575 | | | 393 | | | 15 | % |
| 天然气(MMCF) | 8,232 | | | 7,274 | | | 958 | | | 13 | % |
| 组合卷(MBOE) | 4,340 | | | 3,787 | | | 553 | | | 15 | % |
| 日合并量(Boe/d) | 11,889 | | | 10,376 | | | 1,513 | | | 15 | % |
| 套期保值前平均实现价格： | | | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 73.59 | | | $ | 90.73 | | | $ | (17.14) | | | (19 | %) |
| 天然气(按MCF计算) | 1.88 | | | 6.64 | | | (4.76) | | | (72 | %) |
| 合计(按BOE) | 53.90 | | | 74.43 | | | (20.53) | | | (28 | %) |
| 带套期保值的平均实现价格： | | | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 73.99 | | | $ | 72.66 | | | $ | 1.33 | | | 2 | % |
| 天然气(按MCF计算) | 1.88 | | | 6.56 | | | (4.68) | | | (71 | %) |
| 合计(按BOE) | 54.17 | | | 61.99 | | | (7.82) | | | (13 | %) |
| 平均成本(每桶)： | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 9.11 | | | $ | 8.22 | | | $ | 0.89 | | | 11 | % |
| 生产税 | 4.98 | | | 6.36 | | | (1.38) | | | (22 | %) |
| 一般和行政 | 5.52 | | | 5.24 | | | 0.28 | | | 5 | % |
| 损耗、折旧、摊销和增值 | 18.84 | | | 16.83 | | | 2.01 | | | 12 | % |
| | | | | | | |
*没有意义
石油和天然气收入和数量。在截至2023年12月31日的一年中，石油和天然气收入从截至2022年12月31日的2.819亿美元降至2.339亿美元。石油和天然气收入的下降是由于对冲前每个BOE的平均实现价格下降了28%，并被截至2023年12月31日的年度产量增加15%部分抵消。套期保值前每桶平均实现价格的下降使石油和天然气收入减少了约7770万美元，而产量的增加使石油和天然气收入增加了约2980万美元。
已实现石油和天然气价格的下降主要是由于截至2023年12月31日的年度基准大宗商品价格低于截至2022年12月31日的年度，以及差价扩大。在截至2023年12月31日的年度内，我们与加权平均基准价格的差额为每桶负4.19美元，而截至2022年12月31日的年度为每桶负3.39美元，这主要是由于与基准价格相比，当地市场定价不那么有利。在截至2023年12月31日的年度内，我们的已实现天然气净价格为每立方米1.88美元，相对于NYMEX加权平均天然气价格实现了74%，而在截至2022年12月31日的年度内，我们的已实现天然气净价格为每立方米6.64美元，相对于NYMEX加权平均天然气价格实现了103%。我们天然气差价和变现的波动是由于几个因素，如扣除加工成本的NGL价值、收集和运输费用、相对于生产的外卖能力
水平、地区存储能力、取暖燃料的季节性需求以及炼厂季节性维护暂时抑制了需求。这些项目的确切影响很难量化，因为我们的每个运营商都以不同的方式转嫁这些成本。
租赁运营费用。在截至2023年12月31日的一年中，租赁运营费用从截至2022年12月31日的每桶8.22美元增加到每桶9.11美元。截至2023年12月31日的年度，与截至2022年12月31日的年度相比，每个BOE的增长与修井作业增加和服务成本上升有关。增加的修井费用约为每桶0.48美元，当这些油井恢复生产时，应该会导致产量增加。
生产税支出。截至2023年12月31日的一年，总生产税从截至2022年12月31日的2410万美元减少到2160万美元，这主要是由于2023年石油和天然气收入的减少。生产税主要基于石油收入和天然气产量，不包括与套期保值活动相关的损益。截至2023年12月31日和2022年12月31日的财年，在对冲调整前，生产税占石油和天然气销售的百分比分别为9.2%和8.5%。在截至2023年12月31日的一年中，生产税率的提高主要是由于石油收入占总收入的比例更高，因为石油收入的税率高于天然气收入的税率。
一般和行政费用。截至2023年12月31日的一年，一般和行政费用从截至2022年12月31日的1,980万美元增加到2,390万美元。在截至2023年12月31日的一年中，基于每个BOE的一般和行政费用从截至2022年12月31日的5.24美元增加到5.52美元。与剥离相关的成本都包括在这两个时期。剔除与剥离相关的成本，截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度，英国央行的每股利率将分别为3.94美元和3.15美元。不包括分拆成本在内，每个BOE的一般和行政费用增加的主要原因是与上市公司相关的成本较高。
DD&A。截至2023年12月31日的一年，DD&A增加到8170万美元，而截至2022年12月31日的一年为6370万美元。与截至2022年12月31日的年度相比，截至2023年12月31日的年度产量增加了15%，DD&A比率增加了12%，因此增加了1,800万美元或28%。产量的增加导致DD&A费用增加了1,040万美元，而DD&A费率的增加导致DD&A费用增加了760万美元。
在截至2023年12月31日的一年中，资本支出、已探明储量和某些生产油田的产量之间的关系得出的损耗率(不包括折旧、摊销和增值)为每桶18.68美元，而截至2022年12月31日的一年为每桶16.71美元。损耗率的增加是由于石油和天然气价格下降导致的石油和天然气储量减少，以及截至2023年12月31日的年度收购的影响。
基于股权的薪酬。公司的长期激励计划(LTIP)规定向公司员工、董事和顾问授予各种形式的股权奖励，包括限制性股票单位、业绩单位、股票期权、股票增值权、限制性股票、现金奖励和其他基于股票的奖励。截至2023年12月31日，公司向员工和董事授予了3,152,247个限制性股票单位(扣除没收)，加权平均授予日期公允价值为每股14.99美元。对于受限制的股票单位，除非有加速归属的规定，否则本公司将在必要的服务期内预期归属的股票补偿奖励的授予日期公允价值确认为直线基础上的股票补偿支出。一些奖励中的退休归属条款导致1,863,000个限制性股票单位在奖励时支出。截至2023年12月31日的一年，基于股权的薪酬支出为3220万美元。
以单位为基础的补偿开支以前是由我们的前任为授予管理层创始成员的实质看涨期权而记录的，这些期权被归类为负债，并在每个期间结束时按估计公允价值记录。对于授予其他员工的管理激励单位，也确认了基于单位的薪酬费用，这些单位被归类为负债，直到持有人承担了单位所有权的风险。按单位计算的薪酬开支于该等单位归属时入账，而费用或抵销费用则确认为负债的估计公允价值随市场情况而变动。在截至2022年12月31日的一年中，基于单位的薪酬抵消费用为1080万美元。
利息支出。截至2023年12月31日的一年，利息支出从截至2022年12月31日的420万美元增加到530万美元。截至2023年12月31日止年度的增长是由于截至2023年12月31日止年度的SOFR利率较高，尽管在截至2023年12月31日的年度内循环信贷安排的平均未偿还余额较2022年为低。较高的利率是由于美联储在整个2022年和2023年都提高了联邦基金利率。
商品衍生收益(亏损)。截至2023年12月31日的年度，商品衍生工具净收益为1,250万美元，而截至2022年12月31日的年度亏损3,080万美元。商品衍生工具的收益(亏损)包括(1)期内已结算商品衍生工具的现金收益及亏损，以及(2)期末未清偿商品衍生工具的未结算收益及亏损。
未交收商品衍生工具按市值计算的公平值一般与相关商品的价格变动呈反向关系。如果商品价格趋势在不同时期发生逆转，以前的未实现收益可能变成未实现亏损，反之亦然。这些未实现的收益和损失将影响我们在报告期内的净收入。在商品价格波动期间，按市值计价的公允价值可能会在我们报告的盈利中产生非现金波动。我们过去经历过这种波动，未来也可能经历这种波动。我们衍生品的收益通常表明未来石油收入减少，而损失表明未来石油收入增加。
下表概述我们于呈列期间录得的商品衍生工具收益及亏损。
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| | | |
| 年底
十二月三十一日， |
(单位：千) | 2023 | | 2022 |
商品衍生工具已实现收益（损失） (1) | $ | 1,166 | | | $ | (47,124) | |
商品衍生工具未实现收益（损失） (1) | 11,318 | | | $ | 16,294 | |
商品衍生工具收益（损失）共计 | $ | 12,484 | | | $ | (30,830) | |
| | | |
(1)商品衍生品的已实现和未实现收益和亏损在此作为单独的行项目列示，但在本年度报表10-K中的综合经营报表中合并为商品衍生品收益（亏损）总额。管理层认为，单独列报已实现和未实现的商品衍生工具收益和亏损是有用的，因为已实现的现金结算部分可以更好地了解我们的对冲头寸。
2023年，我们约49%的石油产量和天然气产量都没有受到金融对冲的保护，这导致石油衍生品的已实现收益为120万美元。于二零二二年，我们约55%的石油产量及6%的天然气产量由金融对冲涵盖，导致结算后石油衍生工具的已变现亏损为4，650万美元，天然气衍生工具的已变现亏损为60万美元。
于2023年12月31日，我们所有衍生工具合约均按其公平值入账，其资产净值为1，110万元，较截至2022年12月31日录得的20万元负债净值增加1，130万元。该增加乃由于远期商品价格相对于我们的未平仓商品衍生工具合约及截至2023年12月31日止年度订立的新合约的价格变动所致。
所得税支出。截至2023年12月31日止年度，我们录得与联邦和州所得税有关的所得税费用6190万美元，其中包括下文所述的分拆所得税费用4410万美元。截至2023年12月31日止年度的所得税拨备与对税前收入应用21%的美国联邦法定所得税率所提供的金额不同，主要是由于§162（m）对某些涵盖的雇员薪酬和州所得税的限制。截至2022年12月31日止年度并无录得所得税开支，原因为该期间就所得税而言，前身公司被视为毋须课税的合伙企业。
在截至2023年12月31日的年度内，前身公司向Vitesse注资，导致税务状况发生变化，并记录了4410万美元的递延税项负债，该递延税项负债与前身公司资产的税收和GAAP基础之间的暂时性差异以及所得税费用的抵消费用有关。
财政年度末的变动
于2021年11月30日，我们的董事会及前身公司的董事会批准将我们及前身公司的财政年度结算日由11月30日更改为12月31日。因此，Vitesse Energy的2022财政年度自2022年1月1日开始至2022年12月31日结束，并有一个过渡期，由2021年12月1日至2021年12月31日（“过渡期”）。就此讨论及分析而言，我们已呈列截至2021年12月31日止年度的收益表，以提供与截至2022年12月31日止年度的比较。截至2021年12月31日止年度的收益表计算如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至二零二一年十一月三十日止年度 | | 加：
截至的月份
2021年12月31日
(过渡期) | | 更少：
截至的月份
2020年12月31日 | | 截至2021年12月31日的年度 |
(单位：千) | | | | | | | |
| 油 | $ | 144,818 | | | $ | 14,797 | | | $ | 8,052 | | | $ | 151,563 | |
| 天然气 | 23,017 | | | 1,669 | | | 214 | | | 24,472 | |
| 总收入 | 167,835 | | | 16,466 | | | 8,266 | | | 176,035 | |
| 运营费用 | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | 26,567 | | | 2,272 | | | 1,689 | | | 27,150 | |
| 生产税 | 14,535 | | | 1,340 | | | 863 | | | 15,012 | |
| 一般和行政 | 10,581 | | | 950 | | | 793 | | | 10,738 | |
损耗、折旧、摊销和增值 | 60,846 | | | 5,417 | | | 5,380 | | | 60,883 | |
| 基于股权的薪酬 | 1,409 | | | 2,628 | | | — | | | 4,037 | |
| 总运营费用 | 113,938 | | | 12,607 | | | 8,725 | | | 117,820 | |
| 营业收入(亏损) | 53,897 | | | 3,859 | | | (459) | | | 58,215 | |
| 其他(费用)收入 | | | | | | | |
| 商品衍生(亏损)收益净额 | (32,590) | | | (10,982) | | | (3,681) | | | (39,891) | |
| 利息支出 | (3,207) | | | (237) | | | (319) | | | (3,125) | |
| 其他收入 | 14 | | | 1 | | | 1 | | | 14 | |
| 其他(费用)收入总额 | (35,783) | | | (11,218) | | | (3,999) | | | (43,002) | |
| 净收益(亏损) | $ | 18,114 | | | $ | (7,359) | | | $ | (4,458) | | | $ | 15,213 | |
| | | | | | | |
截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较
下表列出了所示期间的选定运行数据。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至的年度
十二月三十一日， | | 增加
(减少) |
| (单位为千，单位数据除外) | 2022 | | 2021 | | 金额 | | 百分比 |
| 经营业绩： | | | | | | | |
| 收入 | | | | | | | |
| 油 | $ | 233,622 | | | $ | 151,563 | | | $ | 82,059 | | | 54 | % |
| 天然气 | 48,268 | | | 24,472 | | | 23,796 | | | 97 | % |
| 总收入 | $ | 281,890 | | | $ | 176,035 | | | $ | 105,855 | | | 60 | % |
| 运营费用 | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 31,133 | | | $ | 27,150 | | | $ | 3,983 | | | 15 | % |
| 生产税 | 24,092 | | | 15,012 | | | 9,080 | | | 60 | % |
| 一般和行政 | 19,833 | | | 10,738 | | | 9,095 | | | 85 | % |
| 损耗、折旧、摊销和增值 | 63,732 | | | 60,883 | | | 2,849 | | | 5 | % |
| 基于股权的薪酬 | (10,766) | | | 4,037 | | | (14,803) | | | *纳米 |
| 利息支出 | $ | 4,153 | | | $ | 3,125 | | | $ | 1,028 | | | 33 | % |
| 商品衍生品损益 | $ | (30,830) | | | $ | (39,891) | | | $ | 9,061 | | | 23 | % |
| 生产数据： | | | | | | | |
| 石油(MBbls) | 2,575 | | | 2,447 | | | 128 | | | 5 | % |
| 天然气(MMCF) | 7,274 | | | 7,084 | | | 190 | | | 3 | % |
| 组合卷(MBOE) | 3,787 | | | 3,627 | | | 160 | | | 4 | % |
| 日合并量(Boe/d) | 10,376 | | | 9,937 | | | 439 | | | 4 | % |
| 套期保值前平均实现价格： | | | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 90.73 | | | $ | 61.94 | | | $ | 28.79 | | | 46 | % |
| 天然气(按MCF计算) | 6.64 | | | 3.45 | | | 3.19 | | | 92 | % |
| 合计(按BOE) | 74.43 | | | 48.53 | | | 25.90 | | | 53 | % |
| 带套期保值的平均实现价格： | | | | | | | |
| 油(每桶) | $ | 72.66 | | | $ | 55.36 | | | $ | 17.30 | | | 31 | % |
| 天然气(按MCF计算) | 6.56 | | | 3.34 | | | 3.22 | | | 96 | % |
| 合计(按BOE) | 61.99 | | | 43.87 | | | 18.12 | | | 41 | % |
| 平均成本(每桶)： | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 8.22 | | | $ | 7.49 | | | $ | 0.73 | | | 10 | % |
| 生产税 | 6.36 | | | 4.14 | | | 2.22 | | | 54 | % |
| 一般和行政 | 5.24 | | | 2.96 | | | 2.28 | | | 77 | % |
| 损耗、折旧、摊销和增值 | 16.83 | | | 16.79 | | | 0.04 | | | — | % |
| | | | | | | |
*没有意义
石油和天然气收入和数量。石油及天然气收益由截至2021年12月31日止年度的176. 0百万元增加至截至2022年12月31日止年度的281. 9百万元。石油和天然气收入的增加是由于对冲前每桶平均实现价格增加53%，以及截至2022年12月31日止年度产量增加4%。对冲前每桶原油平均实现价格的增加使石油和天然气收入增加约9390万美元，而产量的增加使石油和天然气收入增加约1200万美元。
截至2022年12月31日止年度，我们的油价与加权平均西德克萨斯中质油基准价的差价为每桶负3. 39美元，而截至2021年12月31日止年度则为每桶负6. 11美元，主要由于本地市场定价较加权平均基准价有利。截至2022年12月31日止年度，我们的已实现天然气净价格为每百万立方英尺6. 56美元，相对于加权平均NYMEX天然气价格实现103%，而截至2021年12月31日止年度，已实现天然气净价格为每百万立方英尺3. 34美元，相对于加权平均NYMEX天然气价格实现92%。我们的价格差异和实现的波动是由于几个因素，如NGL价值扣除加工成本，收集和运输费用，相对于生产水平的外卖能力，区域储存能力，对取暖燃料的季节性需求和季节性炼油厂维护暂时抑制了需求。这些项目的确切影响很难量化，因为我们的每个运营商都以不同的方式传递这些成本。
租赁运营费用。租赁经营费用从截至2021年12月31日止年度的每股7.49美元增加至截至2022年12月31日止年度的每股8.22美元。截至2022年12月31日止年度的每京东方较截至2021年12月31日止年度增加，主要与修井相关开支增加及服务成本的通胀压力有关。增加的修井成本约为0.60美元/桶油当量。
生产税支出。生产税总额由截至2021年12月31日止年度的15. 0百万元增加至截至2022年12月31日止年度的24. 1百万元。生产税主要基于石油收入和天然气产量，不包括与对冲活动相关的收益和损失。截至2022年及2021年12月31日止两个年度，生产税占对冲调整前石油及天然气销售额的百分比为8. 5%。
一般和行政费用。一般及行政开支由截至2021年12月31日止年度的1，070万元增加至截至2022年12月31日止年度的1，980万元。截至2022年12月31日止年度，按每京东方计算的一般及行政开支由截至2021年12月31日止年度的2.96美元增加至5.24美元。一般和行政费用的增加主要与790万美元的分拆相关的成本有关。不包括与分拆相关的成本，2022年日历中的每京东方费率将为每京东方3.15美元。每个京东方的一般及行政开支（不包括分拆成本）轻微增加，主要是由于我们就一家运营商从我们的收入中过度扣除而对该运营商提起诉讼所产生的法律费用。
DD&A。截至2022年12月31日止年度，DD&A增加至6，370万元，而截至2021年12月31日止年度则为6，090万元。增加280万元或5%乃由于截至2022年12月31日止年度的产量较截至2021年12月31日止年度增加4%及DD&A费率轻微增加所致。产量的增加导致DD&A费用增加270万美元，而DD&A费率的增加导致DD&A费用增加10万美元。
基于单位的薪酬。按单位计算的补偿开支为授予管理层创始成员的实质认购期权，分类为负债，并于每个期间期末按估计公允价值入账。对于授予其他员工的管理激励单位，也确认基于单位的薪酬费用，这些单位被归类为负债，直到持有人承担了单位所有权的风险。按单位计算的薪酬开支于该等单位归属时入账，而费用或抵销费用则确认为负债的估计公允价值随市场情况而变动。截至2022年12月31日的年度，单位薪酬支出为负1080万美元，而截至2021年12月31日的年度为400万美元，主要原因是期权价值下降，原因是行使前的时间缩短，以及这些工具与剥离一起结算时波动性较低。
利息支出。截至2022年12月31日的一年，利息支出从截至2021年12月31日的310万美元增加到420万美元。截至2022年12月31日的年度的增长是由于截至2022年12月31日的年度SOFR利率上升，尽管我们之前的循环信贷安排余额从2021年12月31日的6800万美元下降到2022年12月31日的4800万美元。较高的利率是由于美联储在整个2022年都提高了联邦基金利率。
商品衍生收益(亏损)。截至2022年12月31日的年度，大宗商品衍生品亏损为3,080万美元，而截至2021年12月31日的年度亏损为3,990万美元。商品衍生工具的收益(亏损)包括(1)期内已结算商品衍生工具的现金收益及亏损，以及(2)期末未清偿商品衍生工具的未结算收益及亏损。
未交收商品衍生工具按市值计算的公平值一般与相关商品的价格变动呈反向关系。如果商品价格趋势在不同时期发生逆转，以前的未实现收益可能变成未实现亏损，反之亦然。这些未实现的收益和损失将影响我们在报告期内的净收入。在商品价格波动期间，按市值计价的公允价值可能会在我们报告的盈利中产生非现金波动。我们过去经历过这种波动，未来也可能经历这种波动。我们衍生品的收益通常表明未来石油收入减少，而损失表明未来石油收入增加。
下表概述我们于呈列期间录得的商品衍生工具收益及亏损。
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| 年底
十二月三十一日， |
(单位：千) | 2022 | | 2021 |
商品衍生工具已实现收益（损失） (1) | $ | (47,124) | | | $ | (16,914) | |
商品衍生工具未实现收益（损失） (1) | 16,294 | | | (22,977) | |
商品衍生工具收益（损失）共计 | $ | (30,830) | | | $ | (39,891) | |
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(1)商品衍生品的已实现和未实现收益和亏损在此作为单独的行项目列示，但在本年度报表10-K中的综合经营报表中合并为商品衍生品收益（亏损）总额。管理层认为，单独列报已实现和未实现的商品衍生工具收益和亏损是有用的，因为已实现的现金结算部分可以更好地了解我们的对冲头寸。
2022年，我们约55%的石油产量和6%的天然气产量被金融对冲覆盖，导致和解后石油衍生品的已实现亏损4650万美元，天然气衍生品的已实现亏损60万美元。2021年，我们约47%的石油产量和11%的天然气产量受到财务对冲的影响，这导致和解后石油衍生品的已实现亏损1,610万美元和天然气衍生品的已实现亏损80万美元。
流动性与资本资源
概述。截至2023年12月31日，我们手头有60万美元的无限制现金，我们的借款基础下有1.64亿美元可用。截至2022年12月31日，我们手头有1,000万美元的无限制现金，我们先前循环信贷安排的借款基础下有1.52亿美元可用。我们预计，未来我们的流动资金将主要来自我们业务的现金流、手头的现金和循环信贷安排下的可用性，这些流动性来源将足以使我们有能力满足我们未来12个月的重要现金需求，如下所述，包括我们计划的资本支出计划，以及股息和股票回购计划。我们可能需要通过循环信贷安排下的额外借款或发行股票或债务，为支持我们战略的收购或其他商业机会提供资金。我们的资本主要用于收购和开发我们的石油和天然气资产以及支付股息。我们不断监测潜在的资本来源，以寻找机会提高流动性或以其他方式改善我们的财务状况。
营运资金。由于商品定价和生产量、应收收入的收取、与我们收购和开发相关的支出、生产运营以及我们未偿还商品衍生工具的影响，我们的营运资金余额会出现波动。2022年12月31日保留了过剩的流动性，因为预计将在2023年初支付与剥离相关的费用。
截至2023年12月31日，我们的营运资本赤字为210万美元，而截至2022年12月31日，我们的营运资本盈余为1770万美元。与2022年12月31日相比，截至2023年12月31日，流动资产增加了400万美元，流动负债增加了2370万美元。与2022年相比，2023年流动资产增加主要是由于远期油价下跌和于2023年12月31日实施更有利的对冲工具，导致我们的商品衍生工具增加790万美元，以及主要由于第四季度石油和天然气收入增加而产生的应收收入增加350万美元，但现金余额减少950万美元部分抵消了这一增长。与2022年相比，2023年流动负债的变化主要是由于开发活动的增加导致应付账款和应计负债增加2,710万美元，但由于远期油价下跌和2023年12月31日实施了更有利的对冲工具，衍生工具负债减少了340万美元。
现金流。我们截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的年度以及截至2021年12月31日的月份的现金流如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， | | 截至12月31日的一个月， | | 截至11月30日的一年， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2021 |
经营活动提供的现金流 | $ | 141,942 | | | $ | 147,041 | | | $ | 12,520 | | | $ | 86,971 | |
用于投资活动的现金流 | (120,666) | | | (84,583) | | | (3,956) | | | (43,317) | |
用于融资活动的现金流 | (30,731) | | | (57,807) | | | (6,009) | | | (42,587) | |
现金净(减)增 | $ | (9,455) | | | $ | 4,651 | | | $ | 2,555 | | | $ | 1,067 | |
| | | | | | | |
在截至2023年12月31日的一年中，我们从运营中产生了1.419亿美元的现金，比截至2022年12月31日的一年减少了3%，尽管总收入下降了17%。在截至2022年12月31日的一年中，我们产生了
来自经营活动的1.47亿美元现金，比截至2021年11月30日的财年增加6010万美元。营运现金流主要受生产量及商品价格、衍生工具合约结算的影响及营运资金变动的影响所影响。任何临时现金需求均由手头现金、运营现金流或循环信贷安排下的借款提供资金。我们通常进行大宗商品衍生品交易，涵盖未来12至24个月我们预期的未来石油和天然气产量的相当大但不同的部分。某些债务契约要求最低水平的衍生品覆盖范围。见第II部分，项目7A。关于市场风险的定量和定性披露。
我们通过经营活动提供的现金的主要变化性来源之一是商品价格波动，我们通过使用商品衍生品合约部分缓解了这种波动。截至2023年12月31日，我们有覆盖1,374,998桶的石油掉期，加权平均价为每桶78.95美元的2024年日历的石油掉期，以及覆盖18万桶的石油掉期，加权平均价为每桶75.30美元的2025日历。截至2023年12月31日，我们没有天然气衍生品合约。欲了解有关我们未偿还衍生品的更多信息，请参阅综合财务报表附注--附注6--衍生工具。
在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，投资活动中使用的现金分别为120.7美元和8,460万美元，而截至2021年11月30日的年度和截至2021年12月31日的月份分别为4,330万美元和400万美元。用于投资活动的现金主要用于购置和开发费用的资本支出。2021年用于投资活动的现金减少主要是由于我们的运营商由于新冠肺炎疫情而减少了开发活动，而截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度活动增加代表着从这些同样的因素中复苏。我们在投资活动中使用的现金反映了实际的现金支出，这可能比相关成本应计时滞后几个月。因此，我们的实际现金支出并不总是反映当前的发展活动水平。收购和开发活动是可自由支配的。我们定期监测我们的资本支出，根据预计的大宗商品价格、现金流和财务回报，向上或向下调整金额，并在项目之间进行调整。当我们的运营商在现有物业上的开发活动不符合我们的发展目标时，我们通过机会性地收购近期钻探机会来补充我们资产基础上的开发活动。在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的财年中，我们用于收购活动的现金支出分别为3570万美元、2850万美元和620万美元，截至2021年12月31日的一个月为10万美元。
在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的财年中，融资活动中使用的现金分别为3,070万美元、5,780万美元和4,260万美元，截至2021年12月31日的一个月中，用于融资活动的现金为600万美元。在截至2022年12月31日和2021年11月30日的财年中，用于融资活动的现金分别与我们之前的循环信贷安排下的2,000万美元和3,050万美元的净偿还相关，而在截至2023年12月31日的财政年度，我们的循环信贷安排下的净借款为2,800万美元。此外，在截至2023年12月31日、2022年12月31日、2021年11月30日的财年中，我们分别向股权持有人支付了5800万美元、3600万美元和1200万美元的分配，在截至2021年12月31日的一个月内，我们向股权持有人支付了600万美元。
优先循环信贷安排。有关先前循环信贷融资的进一步详情，请参阅综合财务报表附注-附注5-信贷融资。
循环信贷安排。就分拆而言，我们订立有抵押循环信贷融资。循环信贷工具修订并重述了先前的循环信贷工具。
前身作为先前循环信贷融资项下之前身借款人，将先前循环信贷融资项下之留置权及其现有权利、负债及义务转让予Vitesse。Vitesse随后与Wells Fargo Bank，N.A.订立循环信贷融资，作为行政代理人，以及作为贷款人的银行财团。循环信贷融资将于2026年4月29日到期。
根据循环信贷融资，如果（i）没有违约事件或借贷基础不足（即，未偿债务（包括贷款及信用证）超过借贷基数），及（ii）在作出有关分派后，（a）我们的未偿还信贷使用总额不超过以下最低者的80（以下统称“承诺”）：（1）5亿美元，（2）我们当时的有效借款基础，及（3）选择承担总额的当时有效总额及（b）于有关分派日期，EBITDAX比率不超过1. 50至1. 00。如果我们的EBITDAX比率不超过2.25至1.00，如果我们的总未偿还信贷使用不超过承诺的80%，如果我们的自由现金流（根据循环信贷融资的定义）大于0美元，我们也可以进行分配，并且我们已经向我们的贷方提交了证明上述情况的证书。
截至2023年12月31日，公司的借款基数为2.45亿美元，选择承担总额为1.80亿美元，其中8100万美元尚未偿还。于2024年1月17日，本公司将选择承担增加至
2.1亿美元，并为银团增加了第五家贷款人。有关循环信贷融资的进一步详情，请参阅综合财务报表附注-附注5-信贷融资。
材料现金需求。我们的重大短期现金需求包括短期租赁协议项下的付款、员工的经常性工资和福利义务、资本和运营支出以及其他营运资金需求。随着商品价格的改善，我们的营运资金需求可能会增加，因为我们会花费额外的资金，增加产量，并为我们未完成的商品衍生品合约支付更大的结算。
我们目前已知义务的长期重大现金需求包括我们未完成的商品衍生品合同的结算，在其生产寿命结束时堵塞，放弃和补救我们的石油和天然气财产的未来义务，以及经营租赁义务。我们无法提供偿还循环信贷融资未偿还借款或相关利息付款的具体时间，因为借款和还款的时间和金额无法确定地预测，并且基于营运资金需求、商品价格以及收购和剥离活动等因素。我们无法就其他即期及长期负债义务提供具体时间，我们无法确定地预测该等付款的金额及时间，包括资产报废义务，因为油井的封堵及弃井由运营商酌情决定，以及我们根据衍生工具合约可能有义务支付的任何金额，因为该等付款取决于结算时有效的商品价格。有关该等合约及其于2023年12月31日的公允价值的进一步资料，请参阅综合财务报表附注-附注4-公允价值计量，公允价值指根据截至该日的商品远期价格曲线终止该等工具所需的估计现金结算金额。
分红We于截至2023年12月31日止年度向我们的权益持有人支付现金股息58.0百万元。虽然我们相信我们未来的经营现金流将能够维持目前的股息水平，但未来的股息可能会根据各种因素而变化，包括合同限制、法律限制（最常见的是公司组织文件和破产中规定的限制）、业务发展和董事会的判断。如前所述，未来向股权持有人发放的现金股息须遵守循环信贷融资的条款。我们不能保证将来能够以目前的水平支付股息或以其他方式向投资者返还资本。
资本支出。在截至2023年12月31日的一年中，资本支出总额为120.5美元，包括开发支出和我们的收购活动。我们预计未来的资本支出将来自运营产生的现金，如果需要，还将根据我们的循环信贷安排借款。上述情况不包括较大规模的收购，这些收购通常不包括在我们的年度资本支出预算中。凭借我们手头的现金、运营现金流以及我们循环信贷机制下的借款能力，我们相信我们将拥有足够的现金流和流动性，为至少未来12个月的预算资本支出和运营支出提供资金。然而，我们可能会寻求获得额外的资本和流动性，包括发行股权或债务证券，以及延长到期日。然而，我们不能向您保证，我们将以优惠的条件或根本不能获得任何额外的资本。如果我们的现金流下降，或者我们无法获得资本或流动性，我们的资本支出可能会减少。用于钻探和完成新油井和天然气井的资本支出的减少，可能会导致未来石油和天然气产量水平下降。我们未来在扩大已探明储量和产量方面的成功，可能取决于我们获得外部资本来源的能力。
资本支出的数额、时间和分配在很大程度上是可自由支配的，并可能根据各种因素而发生变化。如果石油和天然气价格跌至我们可以接受的水平以下，或者成本上升，我们可能会选择将一部分预算资本支出推迟到晚些时候，以实现流动性来源和使用之间的预期平衡，并优先考虑我们认为具有最高预期财务回报和产生短期现金流潜力的资本项目。我们还可能大幅增加资本支出，以利用我们认为有吸引力的机会。我们将根据钻探活动的成功或失败、价格的变化、融资和合资机会的可用性、钻井和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻井平台的可用性、服务成本的变化、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制和控制之外的其他因素，仔细监控并可能调整我们的预计资本支出。有关不断变化的价格和市场状况对我们财务状况的影响的更多信息，请参阅第二部分7A项关于市场风险的定量和定性披露。
通货膨胀和定价的影响。石油和天然气行业是周期性的，油田公司、供应商和其他与该行业相关的公司对商品和服务的需求给该行业的经济稳定和定价结构带来了压力。石油和天然气价格上涨可能导致材料、服务和人员成本增加，我们在2023年和2022年看到的情况与2021年相比有所增加。通常情况下，随着石油和天然气价格的上涨，所有相关成本也会上涨。相反，在价格下降的时期，相关的成本下降可能会滞后，可能不会按比例向下调整。价格的重大变化也影响我们的收入来源、对未来储备的估计、银行贷款的借款基数计算、石油和天然气资产的减值评估以及买卖交易中的物业价值。这种变化可能会影响石油和天然气公司的价值以及它们筹集资本、借款和保留资金的能力。
人事部。尽管有通胀和定价的这些影响，我们预计在当前的大宗商品价格水平上，仍将继续产生大量的自由现金流。
非GAAP财务信息
将PV-10与标准化测量进行协调
PV-10是由标准化计量衍生而来的，标准化计量是已探明储量最直接可比的GAAP财务计量。PV-10是在税前基础上对标准化措施进行的计算。PV-10等于在适用日期扣除未来所得税之前的标准衡量标准，按10%的折扣计算。我们相信，PV-10的列报对投资者是相关和有用的，因为它显示了在考虑未来所得税之前可归因于我们的估计已探明储量的贴现未来现金流量净额，并且它是评估我们的石油和天然气资产的相对货币意义的有用指标。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。然而，PV-10不能替代标准化措施。PV-10和标准化措施并不代表我国石油和天然气储量的公允价值。
下表将截至2023年12月31日我们按美国证券交易委员会价格计算的已探明储量的税前PV-10价值与标准化衡量标准进行了核对。
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| 截至12月31日止年度， |
| (单位：千) | 2023 |
| 预计未来净收入的税前现值(税前现值为10%) | $ | 682,070 | |
未来所得税，以10%的折扣 | $ | (106,379) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 575,691 | |
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在估计已探明储量数量时，存在固有的不确定性，包括许多我们无法控制的风险因素。储量工程是估计无法精确测量的石油和天然气地下储量的主观过程。因此，对已探明储量的估计可能会因估计储量的工程师而异。此外，我们的石油和天然气的实际实现价格不太可能与用于计算我们已探明储量的定价参数相同。因此，石油和天然气的数量以及最终从我们的资产中回收的这些商品的价值将与储量估计有所不同。
有关我们已探明储量的其他讨论载于综合财务报表附注-补充石油及天然气资料(未经审核)。
关键会计政策和估算
我们按照美国公认的会计原则编制我们的财务报表和附注，该原则要求管理层对影响财务报表和附注中报告金额的未来事件作出估计和假设。我们确认某些会计政策和估计为关键会计政策和估计的依据包括(其中包括)它们对我们的财务状况、经营结果的影响，以及它们应用的困难程度、主观性和复杂性。关键会计政策和估计涵盖了本质上不确定的会计事项，因为这些事项的未来解决办法是未知的。管理层经常讨论每一项关键会计政策和估计的制定、选择和披露。以下是对我们最关键的会计政策和估计的讨论。
探明的石油和天然气储量
我们石油和天然气资产折旧、损耗和摊销费用以及可能确认的减值的确定在很大程度上取决于对我们资产的已探明石油和天然气储量的估计。我们对已探明储量的估计是基于石油和天然气的数量，地质和工程数据显示，在现有经济和运营条件下，未来几年可从已知油藏中开采的石油和天然气数量具有相当的确定性。任何储量估计的准确性都取决于现有数据的质量、工程和地质解释以及判断。例如，我们必须估计未来运营成本、生产税和开发成本的数额和时机，所有这些实际上都可能与实际结果大不相同。此外，由于石油和天然气的价格和成本水平每年都在变化，生产我们储量的经济可能会改变，因此对已探明储量的估计也可能会改变。约30%的已探明石油和天然气储量被归类为已探明的未开发储量。这些假设中的任何重大差异都可能对我们储备的估计数量和价值、我们储备的未来现金流以及我们已探明的未开发储备的未来发展产生重大影响。我们已探明的石油和天然气储量信息是通过应用截至资产负债表日期的12个月期间的每月第一天的平均石油和天然气价格来计算的。
外部石油工程师独立估计了我们根据美国证券交易委员会颁布的规则编制的截至2023年12月31日的财务报表中包含的所有已探明储量数量。在我们的外部石油工程师进行独立储量估计时，我们向他们提供以下信息：(1)技术支持数据，(2)地质和工程支持信息的技术分析，(3)经济和生产数据，(4)我们的油井所有权权益。
石油和天然气的性质
我们遵循成功的努力法来核算石油和天然气活动。根据这种会计方法，与成功探井的获取、钻井和装备相关的成本以及成功和不成功的开发井的成本在扣除估计的残值后，根据共同的地质构造特征或地层条件(如储集层或油田)内的属性的合理聚合，使用生产单位法进行资本化和耗尽。
当事件和情况显示我们的石油和天然气资产账面价值的可回收性下降时，我们就减值审查我们的石油和天然气属性。如果我们确定需要进行减值评估，我们估计我们的石油和天然气资产的预期未来现金流量，并将该等现金流量与已探明的石油和天然气资产的账面金额进行比较，以确定该金额是否可收回。若账面值超过估计未贴现的未来现金流量，我们将把已探明石油和天然气资产的账面价值调整为估计公允价值。用于估计公允价值的因素包括储量估计、经基差调整的未来商品价格、未来产量估计、预期资本支出以及与实现预期现金流相关的风险相称的贴现率。贴现率是管理层认为代表当前市场状况的一个比率，包括对风险溢价和其他操作风险的估计。
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的年度以及截至2021年12月31日的月份，我们没有记录任何减值费用。
基于股权的薪酬
本公司根据授予日期的公允价值，采用直线法确认与其长期激励计划(“LTIP”)奖励相关的股权薪酬支出，按必要服务期(通常为奖励的归属期间，除非有加速归属的规定除外)确认。本公司已选择在发生股权奖励没收时对其进行解释。
在截至2023年12月31日的一年中，先前的180,875个RSU的赠款被没收。2024年1月，792,000股限制性股票单位归属于本公司，保留了332,840股既有股份，用于支付690万美元的员工预扣税款，留存股份随后由本公司注销。
基于股权的前任薪酬
2020年，前任修订了前身《公司协议》，其中修改了与管理奖励单位和管理创始成员持有的共同单位有关的某些条款和条件。前身将发放给雇员(不包括管理层创始成员)的MIU作为与股份薪酬相关的会计指导下的责任奖励入账，既得奖励被确认为负债，但收益中记录的奖励的估计价值发生变化，直到持有人承担了单位所有权风险，此时与雇员MIU相关的负债被重新归类为临时权益，MIU估计价值的变化被记录为对成员股权的调整。
授予管理层创始成员的实质看涨期权也确认了基于股权的补偿，这些期权被归类为负债，在每个期间期末按估计公平市价记录。估计公允价值的变动计入收益。由于前身为私人实体，其单位并未买卖，故我们考虑可比实体的平均波动率以估计预期波动率，从而对公允价值作出合理估计。
最近发布或采用的会计公告
关于最近发布或通过的会计公告的讨论，请参阅综合财务报表附注--附注2--重要的会计政策。
表外安排
我们目前没有任何表外安排对我们的财务状况、财务状况的变化、收入或支出、经营结果、流动性、资本支出或资本资源产生或可能产生重大的当前或未来影响。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
我们石油和天然气生产的价格对我们的收入、盈利能力、获得资本的渠道和未来的增长率都有很大影响。石油和天然气是大宗商品，因此，它们的价格会因供需和其他因素相对较小的变化而出现较大幅度的波动。从历史上看，石油和天然气市场一直不稳定，我们认为这些市场未来可能会继续波动。我们收到的产品价格取决于许多我们无法控制的因素。我们的收入通常会随着石油或天然气价格的增加或减少而增加或减少，但考虑到与生产和销售石油相关的各种费用也随着油价的增加和减少，对我们收入的确切影响是无法确定的。
我们签订衍生品合约，通过减少对大宗商品价格波动的敞口，实现更可预测的现金流。所有衍生品头寸均按其在资产负债表上的公允价值列账，并在每个期末按市价计价。任何已结算衍生工具的已实现损益，以及按市价计价的损益，均汇总并记入衍生工具的损益，并在经营报表上净额计算，而不是作为其他全面收益或其他收益(费用)的组成部分。
我们通常使用衍生品来对我们预期的未来产量中的一大部分进行经济对冲，但比例各不相同。根据我们的衍生品合同，应付给交易对手的任何款项都来自出售我们的产品所得的收益。然而，生产收据滞后于向交易对手付款。任何临时现金需求均由我们循环信贷安排下的运营现金或借款提供资金。
下表按财季汇总了截至2023年12月31日的未平仓原油掉期合约。
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| 结算期 | 石油(桶) | | 加权平均价格$ |
| 掉期--原油 | | | |
| 2024: | | | |
| Q1 | 402,498 | | $ | 79.03 | |
| Q2 | 382,500 | | $ | 79.13 | |
| Q3 | 327,500 | | $ | 78.50 | |
| Q4 | 262,500 | | $ | 78.53 | |
| 2025: | | | |
| Q1 | 90,000 | | $ | 75.30 | |
| Q2 | 90,000 | | $ | 75.30 | |
| | | |
有关商品衍生工具的进一步详情，请参阅综合财务报表附注--附注4--公允价值计量及--附注6--衍生工具。
基于我们在2023年12月31日的未平仓商品衍生品头寸，假设NYMEX WTI条带价格每增加或减少1美元，我们的商品衍生品净头寸将增加或减少约150万美元。公允价值的假设变化可能是收益，也可能是损失，这取决于大宗商品价格是下降还是上涨。
利率风险
我们的长期债务由包含浮动利率的借款组成。我们的循环信贷工具利率是一种浮动利率选项，由我们在基础协议确定的参数内指定。根据我们的选择，循环信贷安排下的借款按基于SOFR的调整后前瞻性期限利率(“期限SOFR”)或调整后的基本利率(“基本利率”)(行政代理的最优惠利率，联邦基金利率加0.50%或30天期限SOFR利率加1.0%中的最高者)计息，另加基本利率借款的1.75%至2.75%和定期SOFR借款的2.75%至3.75%的利差，每种情况均基于借款基本利用率百分比。所有未偿还本金于循环信贷安排终止时到期及应付。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是截至2023年12月31日的一年的利息支出增加或减少约50万美元。
项目8.财务报表和补充数据
本项目所要求的信息包括在本报告F-1页“财务报表索引”中所述的本年度报告中，并以引用的方式并入本文。
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
根据1934年《证券交易法》(以下简称《交易法》)第13a-15(B)条的规定，我们在管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，评估了截至2023年12月31日，我们的披露控制和程序(如交易法第13a-15(E)和15d-15(E)条所界定)的设计和运作的有效性。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们根据交易所法案提交的报告中要求披露的信息已经积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于需要披露的决定，并在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内记录、处理、汇总和报告。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2023年12月31日，我们的披露控制和程序在合理的保证水平下是有效的。任何控制和程序，无论设计和操作多么良好，都只能为实现预期的控制目标提供合理的保证，而管理层必须在评估所有可能的控制和程序的成本-收益关系时运用其判断。
财务报告内部控制的变化
在2023年第四季度期间，我们对财务报告的内部控制(根据外汇法案规则13a-15(F)和规则15d-15(F)的定义)没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
管理层关于财务报告内部控制的报告
由于美国证券交易委员会规则为新上市公司设定了过渡期，本年度报告不包括管理层对财务报告内部控制的评估。
注册会计师事务所认证报告
由于美国证券交易委员会规则为新上市公司设立了过渡期，本年度报告不包括关于我们对独立注册会计师事务所财务报告的内部控制有效性的证明报告。此外，只要我们是一家根据《就业法案》规定的“新兴成长型公司”，我们的独立注册会计师事务所就不需要正式证明我们对财务报告的内部控制的有效性。
项目9B。其他信息
在截至2023年12月31日的财政季度内，根据规则16a-1(F)的定义，我们的高级管理人员或董事均未通知我们领养、修改或终端任何“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，这些术语在S-K条例第408项中定义。
项目9C。披露妨碍检查的外国司法管辖权
不适用。
第三部分
项目10.董事、高级管理人员和公司治理
下表列出了截至2024年2月26日担任Vitesse执行干事和董事的个人信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 名字 | | 年龄 | | 位置 | | |
罗伯特·W·格瑞蒂 | | 72 | | 董事长兼首席执行官 | | |
| 布莱恩·J·克里 | | 60 | | 总裁 | | |
詹姆斯·P·亨德森 | | 58 | | 首席财务官 | | |
| 琳达·亚达玛尼 | | 71 | | 董事 | | |
| 布莱恩·P·弗里德曼 | | 68 | | 董事 | | |
| Daniel·奥利里 | | 68 | | 领衔独立董事 | | |
| 凯瑟琳·M·奥斯本 | | 71 | | 董事 | | |
| 兰迪·斯坦 | | 70 | | 董事 | | |
| 约瑟夫·S·斯坦伯格 | | 80 | | 董事 | | |
有关我们的行为和商业道德准则、高级财务官道德准则以及为我们的首席执行官和首席财务官制定的公司治理准则的信息，可在公司网站上的“投资者关系”标题、“治理”副标题和“治理文件”标题下查阅。在本Form 10-K年度报告中对公司网站的引用是为了方便起见，并不构成也不应被视为通过引用网站上包含的或通过该网站获得的信息而合并，此类信息不应被视为本Form 10-K年度报告的一部分。
根据Form 10-K一般指示G第3段，吾等将本第10项中未以其他方式披露并将在吾等最终委托书中披露的信息并入本第10项，该最终委托书将于截至2023年12月31日的年度结束后120天内根据第14A条向美国证券交易委员会提交。
项目11.高管薪酬
根据Form 10-K一般指示G第3段，吾等将于截至2023年12月31日的年度结束后120天内根据第14A条向美国证券交易委员会提交的最终委托书中将披露的信息以参考方式并入本项目11。
项目12.某些受益所有人和管理层的担保所有权
根据Form 10-K一般指示G第3段，吾等将于截至2023年12月31日的年度结束后120天内，根据第14A条向美国证券交易委员会提交的最终委托书中将披露的信息作为参考纳入本项目12。
第13项：某些关系和关联交易，以及董事独立性
根据Form 10-K一般指示G第3段，吾等将于截至2023年12月31日的年度结束后120天内，根据第14A条向美国证券交易委员会提交的最终委托书中将披露的信息作为参考纳入本项目13。
项目14.主要会计费用和服务
根据Form 10-K一般指示G第3段，吾等将于截至2023年12月31日的年度结束后120天内根据第14A条向美国证券交易委员会提交的最终委托书中将披露的信息作为参考纳入本项目14。
第四部分
项目15.物证、财务报表附表
(A)(1)和(A)(2)财务报表和财务报表附表
合并财务报表列于本报告的财务报表索引，从F-1页开始。
(A)(3)展品。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 证物编号： | | 描述 | | 参考 |
| 2.1* | | 分离和分配协议，日期为2023年1月13日，由Jefferies Financial Group Inc.、Vitesse Energy Finance LLC、Vitesse Energy，Inc.以及其中列出的其他签署方签署 | | 通过引用附件2.1合并到2023年1月17日提交的Form 8-K，文件号001-41546 |
| 3.1 | | 维特斯能源公司注册证书的修订和重新签署。 | | 通过引用附件3.1并入2023年1月17日提交的Form 8-K，档案号001-41546 |
| 3.2 | | 修改和重新制定了Vitesse Energy，Inc.的章程。 | | 通过引用附件3.2并入2023年1月17日提交的Form 8-K，档案号001-41546 |
| 4.1 | | 维特斯能源股份有限公司S普通股简介 | | 现提交本局。 |
| 10.1 | | 截至2023年1月13日，Jefferies Financial Group Inc.和Vitesse Energy，Inc.之间的税务协议。 | | 通过引用附件10.1并入2023年1月17日提交的Form 8-K，档案号001-41546 |
| 10.2* | | 第二次修订和重新签署的信贷协议，日期为2023年1月13日，借款人为Vitesse Energy，Inc.，行政代理为北卡罗来纳州富国银行，贷款人为贷款人 | | 通过引用附件10.2并入2023年1月17日提交的Form 8-K，文件号001-41546 |
| 10.3 | | 截至2023年5月2日，作为借款人的Vitesse Energy，Inc.，作为行政代理的Wells Fargo Bank，以及贷款人之间的第二次修订和重新签署的信贷协议的第一修正案 | | 通过引用附件10.3并入2023年5月8日提交的Form 10-Q，文件号001-41546 |
| 10.4† | | Vitesse Energy，Inc.长期激励计划 | | 通过引用附件10.3并入2023年1月17日提交的Form 8-K，档案号001-41546 |
| 10.5†* | | Vitesse Energy，Inc.过渡性股权奖励调整计划* | | 通过引用附件10.4并入2023年1月17日提交的Form 8-K，档案号001-41546 |
| 10.6†* | | 信件协议，日期为2023年1月13日，由Vitesse Management Company LLC、Vitesse Energy，LLC、Vitesse Oil，LLC、Vitesse Energy，Inc.和Bob Gerrity签署 | | 通过引用附件10.5并入2023年1月17日提交的Form 8-K，档案号001-41546 |
| 10.7†* | | 信件协议，日期为2023年1月13日，由Vitesse Management Company LLC、Vitesse Energy，LLC、Vitesse Oil，LLC、Vitesse Energy，Inc.和Brian Cree签署 | | 通过引用附件10.6并入2023年1月17日提交的Form 8-K，档案号001-41546 |
| 10.8† | | RSU奖励协议格式(高管-退休) | | 通过引用附件10.9并入表格10的登记声明中，宣布于2023年1月6日生效，文件编号001-41546 |
| 10.9† | | RSU协议表(执行-三年归属) | | 通过引用附件10.10并入表格10的登记声明，于2023年1月6日宣布生效，文件编号001-41546 |
| 10.10† | | RSU协议格式(员工-四年归属) | | 通过引用附件10.11并入表格10的登记声明，于2023年1月6日宣布生效，文件编号001-41546 |
| 10.11† | | RSU协议格式(董事) | | 通过引用附件10.10并入2023年2月16日提交的Form 10-K，文件号001-41546 |
10.12† | | 维特斯能源公司和David·R·马科斯科之间的信件协议，日期为2023年9月11日 | | 通过引用附件10.1并入2023年11月1日提交的Form 10-Q，文件号0001-41456 |
| | | | | | | | | | | | | | |
10.13† | | 绩效股票单位授予通知书的格式 | | 现提交本局。 |
| 21.1 | | 附属公司名单 | | 现提交本局。 |
| 23.1 | | 获得德勤律师事务所同意的Vitesse Energy，Inc. | | 现提交本局。 |
| 23.2 | | Cawley，Gillesbie&Associates同意 | | 现提交本局。 |
| 31.1 | | 第13a、14(A)条或第15d-14(A)条规定的首席执行干事证明 | | 现提交本局。 |
| 31.2 | | 细则13a、14(A)或细则15d-14(A)所要求的首席财务干事证明 | | 现提交本局。 |
| 32.1 | | 细则13a、14(A)或细则15d-14(A)所要求的首席执行干事和首席财务干事的证明 | | 现提交本局。 |
| 97.1 | | Vitesse Energy，Inc.基于激励的薪酬补偿政策，自2023年10月31日起采用。 | | 现提交本局。 |
| 99.1 | | Cawley，Gillesbie&Associates截至2023年12月31日的报告 | | 现提交本局。 |
†补偿性计划或安排。
* 根据S-K法规第601(A)(5)项，某些附表和类似的附件已被省略。注册人承诺应证券交易委员会的要求提供任何遗漏的时间表的补充副本。
项目16.表格10-K摘要
没有。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 维特斯能源公司 |
| 日期： | | 2024年2月26日 | | 发信人： | /S/罗伯特·W·格瑞蒂 |
| | | | | 姓名：罗伯特·W·格瑞蒂 |
| | | | | 职务：董事长、首席执行官 |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由下列人员以登记人的身份在下列日期签署：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 签名 | | 标题 | | 日期 |
| | | | |
| /S/罗伯特·W·格瑞蒂 | | 董事长兼首席执行官 | | 2024年2月26日 |
| 罗伯特·W·格瑞蒂 | | (首席行政主任) | | |
| | | | |
| /S/詹姆斯·P·亨德森 | | 首席财务官 | | 2024年2月26日 |
| 詹姆斯·P·亨德森 | | (首席财务会计官) | | |
| | | | |
| 撰稿S/琳达·阿达玛尼 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 琳达·亚达玛尼 | | | | |
| | | | |
| /S/布莱恩·P·弗里德曼 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 布莱恩·P·弗里德曼 | | | | |
| | | | |
| /S/Daniel·奥利里 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| Daniel·奥利里 | | | | |
| | | | |
| /S/凯瑟琳·M·奥斯本 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 凯瑟琳·M·奥斯本 | | | | |
| | | | |
| /S/兰迪·斯坦 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 兰迪·斯坦 | | | | |
| | | | |
| /S/约瑟夫·S·斯坦伯格 | | 董事 | | 2024年2月26日 |
| 约瑟夫·S·斯坦伯格 | | | | |
Vitesse Energy，Inc.
财务报表索引
| | | | | |
| 页面 |
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID.34 ) | F-2 |
截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表 | F-3 |
截至2023年12月31日、2022年12月31日、2021年11月30日和截至2021年12月31日的年度的综合业务报表 | F-4 |
截至2023年12月31日、2022年12月31日、2021年11月30日和截至2021年12月31日的年度的综合权益报表 | F-5 |
截至2023年12月31日、2022年12月31日、2021年11月30日和2021年12月31日终了年度的合并现金流量表 | F-6 |
| 合并财务报表附注 | F-7 |
| |
独立注册会计师事务所报告
致Vitesse Energy，Inc.股东和董事会。
对财务报表的几点看法
我们审计了Vitesse Energy，Inc.及其子公司(“本公司”)截至2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度的相关综合经营报表、截至2021年12月31日的一个月期间和截至2021年11月30日的年度的相关综合运营、权益和现金流量表，以及相关的附注(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度、截至2021年12月31日的一个月期间和截至2021年11月30日的年度的运营结果和现金流量，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和PCAOB的适用规则和法规，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。这些标准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舞弊。本公司并无被要求对其财务报告的内部控制进行审计，我们也没有受聘进行审计。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，但不是为了对公司财务报告内部控制的有效性发表意见。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与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价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。
/s/ 德勤律师事务所
科罗拉多州丹佛市
2024年2月26日
自2021年以来，我们一直担任公司的审计师。
Vitesse Energy，Inc.
合并资产负债表
| | | | | | | | | | | |
| | | |
| 十二月三十一日， |
| (单位除外，以千为单位) | 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金 | $ | 552 | | | $ | 10,007 | |
| 应收收入 | 44,915 | | | 41,393 | |
| 商品衍生品(附注6) | 10,038 | | | 2,112 | |
| 预付费用和其他流动资产 | 2,841 | | | 841 | |
| 流动资产总额 | 58,346 | | | 54,353 | |
| 石油和天然气属性-使用成功努力会计方法(注2) | | | |
| 已探明的石油和天然气性质 | 1,168,378 | | | 985,751 | |
| 累计DD&A和减值较少 | (464,036) | | | (382,974) | |
| 油气总物性 | 704,342 | | | 602,777 | |
| 其他财产和设备--净额 | 189 | | | 114 | |
| 其他资产 | | | |
| 商品衍生品(附注6) | 1,109 | | | 1,155 | |
| 其他非流动资产 | 1,984 | | | 2,085 | |
| 其他资产总额 | 3,093 | | | 3,240 | |
| 总资产 | $ | 765,970 | | | $ | 660,484 | |
| 负债、可赎回单位和权益 | | | |
| 流动负债 | | | |
| 应付帐款 | $ | 27,692 | | | $ | 7,207 | |
| 应计负债(附注7) | 32,507 | | | 25,849 | |
| 商品衍生品(附注6) | — | | | 3,439 | |
| 其他流动负债 | 204 | | | 184 | |
| 流动负债总额 | 60,403 | | | 36,679 | |
| 长期负债 | | | |
| 循环信贷融资（附注5） | 81,000 | | | 48,000 | |
| 递延税项负债（附注13） | 64,329 | | | — | |
| 资产报废债务(附注8) | 8,353 | | | 6,823 | |
| 其他非流动负债 | 5,479 | | | — | |
| 总负债 | 219,564 | | | 91,502 | |
| 承付款和或有事项(附注11) | | | |
| 可赎回管理层奖励基金单位（附注12） | — | | | 4,559 | |
| 权益（附注12） | | | |
优先股，$0.01面值，5,000,000授权股份；0于2023年12月31日发行的股份 | — | | | — | |
普通股，$0.01面值，95,000,000授权股份；32,812,007于2023年12月31日发行的股份 | 328 | | | — | |
| 额外实收资本 | 567,654 | | | — | |
| 累计赤字 | (21,576) | | | — | |
前任成员权益--共同单位--450,000,000未清偿单位(附注12) | — | | | 564,423 | |
| 总负债、可赎回单位和权益 | $ | 765,970 | | | $ | 660,484 | |
| | | |
见合并财务报表附注
Vitesse Energy，Inc.
合并业务报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， | | 截至12月31日的一个月， | | 截至11月30日的一年， |
| (单位为千，每股数据除外) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2021 |
| 收入 | | | | | | | |
| 油 | $ | 218,396 | | | $ | 233,622 | | | $ | 14,797 | | | $ | 144,818 | |
| 天然气 | 15,509 | | | 48,268 | | | 1,669 | | | 23,017 | |
| 总收入 | 233,905 | | | 281,890 | | | 16,466 | | | 167,835 | |
| 运营费用 | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | 39,514 | | | 31,133 | | | 2,272 | | | 26,567 | |
| 生产税 | 21,625 | | | 24,092 | | | 1,340 | | | 14,535 | |
| 一般和行政 | 23,934 | | | 19,833 | | | 950 | | | 10,581 | |
| 损耗、折旧、摊销和增值 | 81,745 | | | 63,732 | | | 5,417 | | | 60,846 | |
| 基于股权的薪酬(附注12) | 32,233 | | | (10,766) | | | 2,628 | | | 1,409 | |
| 总运营费用 | 199,051 | | | 128,024 | | | 12,607 | | | 113,938 | |
| 营业收入 | 34,854 | | | 153,866 | | | 3,859 | | | 53,897 | |
| 其他收入(费用) | | | | | | | |
| 商品衍生收益(损失)净额 | 12,484 | | | (30,830) | | | (10,982) | | | (32,590) | |
| 利息支出 | (5,276) | | | (4,153) | | | (237) | | | (3,207) | |
| 其他收入 | 140 | | | 20 | | | 1 | | | 14 | |
| 其他收入(费用)合计 | 7,348 | | | (34,963) | | | (11,218) | | | (35,783) | |
| | | | | | | |
| 所得税前收入(亏损) | $ | 42,202 | | | $ | 118,903 | | | $ | (7,359) | | | $ | 18,114 | |
| | | | | | | |
| 从所得税中受益 | (61,946) | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | |
| 净(亏损)收益 | $ | (19,744) | | | $ | 118,903 | | | $ | (7,359) | | | $ | 18,114 | |
| 可归因于前任共同单位持有人的净收益(亏损) | 1,832 | | | 118,903 | | | (7,359) | | | 18,114 | |
| Vitesse Energy，Inc.的净亏损。 | $ | (21,576) | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | |
| 加权平均普通股/已发行前身普通股-基本 | 29,556,967 | | | 438,625,000 | | | 438,625,000 | | | 438,625,000 | |
| 加权平均普通股/已发行前身普通股-摊薄 | 29,556,967 | | | 438,625,000 | | | 438,625,000 | | | 438,625,000 | |
| 每股普通股净(亏损)收益/前身普通股单位--基本 | $ | (0.73) | | | $ | 0.26 | | | $ | (0.02) | | | $ | 0.04 | |
| 每股普通股净(亏损)收益/前一普通股单位--摊薄 | $ | (0.73) | | | $ | 0.26 | | | $ | (0.02) | | | $ | 0.04 | |
| 每一前任非创办人MIU的净亏损，归类为临时股本--基本和摊薄 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| | | | | | | |
见合并财务报表附注
Vitesse Energy，Inc.
合并权益表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通股 | | 优先股 | | | | | | | | |
| (单位：千，共享数据除外) | 股票 | | 金额 | | 股票 | | 金额 | | 额外实收资本 | | 前身成员的权益 | | 累计赤字 | | 总股本 |
| 余额-2020年12月1日 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 489,808 | | | $ | — | | | $ | 489,808 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 18,114 | | | — | | | 18,114 | |
| 向普通单位持有人分派 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (12,000) | | | — | | | (12,000) | |
| 公平市价MIU调整 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (1,530) | | | — | | | (1,530) | |
| 余额-2021年11月30日 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 494,392 | | | $ | — | | | $ | 494,392 | |
| 净亏损 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (7,359) | | | — | | | (7,359) | |
| 向普通单位持有人分派 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (6,000) | | | — | | | (6,000) | |
| 公平市价MIU调整 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (959) | | | — | | | (959) | |
| 余额-2021年12月31日 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 480,074 | | | $ | — | | | $ | 480,074 | |
| 净收入 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 118,903 | | | — | | | 118,903 | |
| 向普通单位持有人分派 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (36,000) | | | — | | | (36,000) | |
| 公平市价MIU调整 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,446 | | | — | | | 1,446 | |
| 余额-2022年12月31日 | — | | | $ | — | | | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 564,423 | | | $ | — | | | $ | 564,423 | |
| 净收益(亏损) | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 1,832 | | | (21,576) | | | (19,744) | |
| 发行普通股以换取Vitesse Energy，LLC | 25,914,891 | | | 259 | | | — | | | — | | | 565,996 | | | (566,255) | | | — | | | — | |
| 发行普通股以换取非创始人MIU的 | 163,544 | | | 2 | | | — | | | — | | | 4,557 | | | — | | | — | | | 4,559 | |
| 收购Vitesse Oil，LLC | 2,120,312 | | | 21 | | | — | | | — | | | 30,607 | | | — | | | — | | | 30,628 | |
| 限制性股票单位的发行，扣除没收 | 3,152,247 | | | 32 | | | — | | | — | | | (152) | | | — | | | — | | | (121) | |
| 颁发过渡计划奖 | 1,475,613 | | | 15 | | | — | | | — | | | (15) | | | — | | | — | | | — | |
| 基于股权的薪酬 | — | | | — | | | — | | | — | | | 32,535 | | | — | | | — | | | 32,535 | |
| 宣布普通股股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (65,626) | | | — | | | — | | | (65,626) | |
| 普通股回购 | (14,600) | | | — | | | — | | | — | | | (248) | | | — | | | — | | | (248) | |
| 余额-2023年12月31日 | 32,812,007 | | | $ | 328 | | | — | | | $ | — | | | $ | 567,654 | | | $ | — | | | $ | (21,576) | | | $ | 546,406 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
见合并财务报表附注
Vitesse Energy，Inc.
合并现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | |
| 截至12月31日的年度， | | 截至12月31日的一个月， | | 截至11月30日的一年， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2021 |
| 经营活动的现金流 | | | | | | | |
| 净(亏损)收益 | $ | (19,744) | | | $ | 118,903 | | | $ | (7,359) | | | $ | 18,114 | |
| 将净收益(亏损)调整为经营活动提供的现金净额： | | | | | | | |
| 损耗、折旧、摊销和增值 | 81,745 | | | 63,732 | | | 5,417 | | | 60,846 | |
| 衍生工具未实现（收益）损失 | (11,318) | | | (16,294) | | | 9,307 | | | 18,687 | |
| 基于股权的薪酬 | 32,233 | | | (10,766) | | | 2,628 | | | 1,409 | |
| 递延所得税 | 61,946 | | | — | | | — | | | — | |
| 债务发行成本摊销 | 655 | | | 472 | | | 27 | | | 276 | |
| 提供（使用）现金之经营资产及负债变动： | | | | | | | |
| 应收收入 | (810) | | | (10,764) | | | 1,330 | | | (15,959) | |
| 预付费用和其他流动资产 | (1,860) | | | (842) | | | 11 | | | 1,921 | |
| 应付帐款 | 2,407 | | | (147) | | | 669 | | | (997) | |
| 应计负债 | (3,308) | | | 2,739 | | | 493 | | | 2,700 | |
| 其他 | (4) | | | 8 | | | (3) | | | (26) | |
| 经营活动提供的净现金 | 141,942 | | | 147,041 | | | 12,520 | | | 86,971 | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | | | |
| 石油和天然气属性的获取 | (35,654) | | | (28,547) | | | (117) | | | (6,210) | |
| 油气物性的发展 | (84,832) | | | (56,024) | | | (3,837) | | | (36,986) | |
| 购置财产和设备 | (180) | | | (12) | | | (2) | | | (121) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (120,666) | | | (84,583) | | | (3,956) | | | (43,317) | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | | | |
| 来自循环信贷安排的收益 | 59,000 | | | 16,000 | | | — | | | 1,000 | |
| 偿还循环信贷安排 | (26,000) | | | (36,000) | | | — | | | (31,500) | |
| 偿还Vitesse Oil循环信贷安排 | (5,000) | | | — | | | — | | | — | |
| 已支付的股息/分配 | (57,999) | | | (36,000) | | | (6,000) | | | (12,000) | |
| 普通股回购 | (248) | | | — | | | — | | | — | |
| 发债成本 | (484) | | | (1,807) | | | (9) | | | (87) | |
| 用于融资活动的现金净额 | (30,731) | | | (57,807) | | | (6,009) | | | (42,587) | |
| 现金净(减)增 | (9,455) | | | 4,651 | | | 2,555 | | | 1,067 | |
现金-年初 | 10,007 | | | 5,356 | | | 2,801 | | | 1,734 | |
现金-年终 | 552 | | | $ | 10,007 | | | $ | 5,356 | | | $ | 2,801 | |
| 现金流量信息的补充披露 | | | | | | | |
| 支付利息的现金 | $ | 4,734 | | | $ | 3,595 | | | $ | 182 | | | $ | 2,896 | |
| 缴纳所得税的现金 | 1,292 | | | — | | | — | | | — | |
| 补充披露非现金活动 | | | | | | | |
| 应付账款和应计负债中包含的石油和天然气财产 | $ | 46,338 | | | $ | 21,266 | | | $ | 14,352 | | | $ | 15,174 | |
| 资产报废债务资本化为石油和天然气资产 | 951 | | | 347 | | | — | | | 192 | |
| 发行普通股以收购Vitesse Oil | 30,628 | | | — | | | — | | | — | |
| 将单位薪酬责任转移到可赎回的管理激励单位 | — | | | 481 | | | — | | | 636 | |
| | | | | | | |
见合并财务报表附注
Vitesse Energy，Inc.
合并财务报表附注
注1-业务性质
Vitesse Energy，Inc.(“Vitesse”或“公司”)于2022年8月5日根据特拉华州一般公司法注册成立，作为Jefferies Financial Group Inc.(“JFG”)关联公司的全资子公司，目的是实现JFG对Vitesse Energy，LLC(“前身”)的剥离。2023年1月13日，JFG完成了前身与JFG在法律和结构上的分离。为了实现分拆，首先，JFG和Jefferies Capital Partners(“JCP”)等公司进行了以下所述的分拆前交易：
*前身的某些管理层成员将其在前身的全部股权转让给JFG，以偿还JFG关联公司的贷款；
*JFG和前身股权的其他持有者将他们在前身的所有权益转让给Vitesse，以换取新发行的普通股，面值为$0.01每股（“普通股”），Vitesse;
*Vitesse Oil，LLC（“Vitesse Oil”）股权持有人将其在Vitesse Oil的权益转让给Vitesse，以换取新发行的Vitesse普通股（“Vitesse Oil交易”）;
*前任公司的薪酬协议和薪酬计划已被取消，取而代之的是Vitesse的新薪酬计划，包括长期激励计划;
*Vitesse订立循环信贷融资，修订及重列前身的信贷融资，并使用所得款项悉数偿还及终止Vitesse石油循环信贷融资及偿还前身的信贷融资。
*前体公司与JFG就分拆订立分拆及分派协议及税务事宜协议。
JFG和JCP随后将各自持有的Vitesse流通股分配给各自的股东，Vitesse成为一家独立的上市公司。该公司的普通股于2023年1月17日开始在纽约证券交易所交易，代码为“VTS”。
前身公司及Vitesse Oil之已发行及未偿还股东权益合共代表JFG及JCP于美国收购、开发、管理及货币化非经营性石油及天然气开采、特许权使用费及矿产权益之绝大部分业务或投资。
紧接分拆完成前，本公司继承前身公司之业务。由于前身公司与本公司受共同控制，且由于本公司于分拆前并非实质实体，故就会计而言，本公司已继承前身公司之业务。由于Vitesse Oil与本公司并非受共同控制，故Vitesse Oil交易入账列作本公司的资产收购。
前身是一家成立于2014年4月29日的特拉华州有限责任公司。于分拆前，于前身之股东权益约为 97.5JFG附属公司占%， 2.5%由3B Energy，LLC（“3B”），其成员由本公司若干行政人员组成的实体。截至2023年1月13日止期间的财务信息是前身的财务信息，前身是税务合伙企业。因此，对于2023年1月13日之前的期间，本公司的财务报表不反映所得税的影响。如上所述，由于分拆，前身成为Vitesse的全资附属公司，Vitesse的组织形式为应课税公司。因此，本公司的财务报表反映了适用于本公司综合经营业绩的所得税的影响，包括分拆时我们的资产和负债的税务和财务会计之间的初始基础差异，导致一次性费用为美元。44.1 亿元的所得税支出。截至2023年1月13日及之后期间呈列的财务资料为本公司的财务资料，反映前公司及Vitesse Oil的合并业绩。
本公司之业务目的为收购、拥有、勘探、开发、管理、生产、开采及出售石油及天然气资产。该公司专注于通过拥有和收购主要位于北达科他州和蒙大拿州威利斯顿盆地巴肯和三叉地层核心的非经营性工作权益和特许权使用费权益所有权，向股东返还资本。该公司还拥有落基山脉中部的石油和天然气资产的非经营权益，包括丹佛-朱尔斯堡盆地和粉河盆地。
注2-重大会计政策
估计的变化离不开会计原则的变化
自2023年1月1日起，该公司改变了其记录收集和运输（“GT”）成本的方法。根据目前的方法，燃气轮机成本作为石油和天然气收入的扣除项列示，遵循我们的石油和天然气资产运营商向我们报告这些项目的方式。在2023年1月1日之前，根据我们以前的方法，我们使用我们所有的信息，根据我们的最佳估计，确定了在生产费用与收入扣除中报告的GT成本。
操作员集合。鉴于我们并无经营任何油气资产，且无法与客户取得有关燃气轮机合约，故厘定燃气轮机成本分类的两种方法均可接受。
该变动指因会计原则变动而影响之估计变动。尽管该变动对财务报表并无重大影响，但方法变动已追溯应用于过往期间呈列，以符合本期间的呈列方式。这一变化导致经营报表中的重新分类，对资产负债表没有影响，也不影响净收入、营业收入、我们在石油和天然气资产中的权益产生的毛利率或任何时期的现金流。
合并原则
随附的综合财务报表(“财务报表”)包括公司及其子公司的账目，包括前身Vitesse Oil，Vitesse Management Company LLC(“Vitesse Management”)和Vitesse Oil，Inc.。公司间余额和交易已在合并中冲销。
细分市场和地理信息
该公司在一个单一的可报告部门中运营。公司的首席运营决策者是首席执行官。该公司的所有业务都在美国大陆进行。
预算的使用
根据美国公认会计原则(“GAAP”)编制综合财务报表时，管理层须作出估计及假设，以影响于财务报表日期的资产及负债额、或有资产及负债的披露，以及报告期内的收入及开支。实际结果可能与这些估计不同。
损耗、折旧及摊销(“DD&A”)及已探明石油及天然气性质的减值评估乃根据石油及天然气储量估计而厘定。在估计储量数量、预测未来的生产速度和开发支出的时机方面存在许多不确定性，包括作为非运营商对未来的开发计划缺乏控制。油气储量工程是对无法精确测量的地下油气储量进行估算的主观过程。此外，重大估计包括但不限于与某些原油和天然气收入和支出有关的估计、收购资产的公允价值和企业合并中承担的负债、以单位为基础的薪酬估值以及大宗商品衍生工具的估值。此外，这些估计和其他因素，包括公司无法控制的因素，如大宗商品价格下跌的影响，可能会对公司的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
财政年度末的变动
2022年11月30日，前身的董事会批准将公司的会计年度结束日期从11月30日改为12月31日。公司2022财年自2022年1月1日起至2022年12月31日止。作为这一变化的结果，该公司还提交了截至2021年12月31日的财务报表。
现金和现金等价物
本公司将购买时原始到期日为三个月或以下的所有投资视为现金等价物。截至合并资产负债表日期，全年定期现金余额超过联邦保险限额。截至2023年12月31日和2022年12月31日，公司持有不是现金等价物。
石油和天然气属性
该公司遵循成功努力法对石油和天然气活动进行会计处理。根据这种会计方法，与成功探井的获取、钻井和装备相关的成本以及成功和不成功的开发井的成本在扣除估计的残值后，根据共同的地质构造特征或地层条件(如储集层或油田)内的属性的合理聚合，使用生产单位法进行资本化和耗尽。该公司已探明的石油和天然气储量信息是通过应用截至资产负债表日期的12个月期间的每月第一天的平均石油和天然气价格来计算的。在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的年度内，以及截至2021年12月31日的一个月内，公司记录的损耗费用为#美元81.1百万，$63.3百万，$60.4百万美元和美元5.4分别为100万美元。本公司截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的年度以及截至2021年12月31日的月份的单位京东方消耗率为$18.68, $16.71, $16.73及$16.97，分别为。
未成功探井的勘探、地质和地球物理成本、延迟租金和钻井成本在发生时计入费用。出售已探明财产的部分权益被计入成本回收，只要这种处理不对生产单位摊销率产生重大影响，就不确认损益。已探明财产的所有其他销售均确认损益。
在确定已探明储量之前，与未评估探井相关的成本将从可耗竭基础中剔除，届时这些成本将重新归类为已探明的石油和天然气属性，并可能枯竭。如果确定探井成本未能成功建立已探明储量，则在确定时计入该等成本。
每当事件及情况显示其石油及天然气资产的账面价值可收回程度下降时，本公司便会检讨其石油及天然气资产的减值情况。本公司估计其油气资产的预期未来现金流，并将该等现金流与已探明油气资产的账面金额进行比较，以确定该金额是否可收回。如账面值超过估计未贴现的未来现金流量，本公司将把已探明的油气资产调整至估计公允价值。用于估计公允价值的因素包括储量估计、经基差调整的未来商品价格、未来产量估计、预期资本支出以及与实现预期现金流相关的风险相称的贴现率。贴现率是管理层认为代表当前市场状况的一个比率，包括对风险溢价和其他操作风险的估计。有几个不是在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的年度内以及截至2021年12月31日的月份内已证实的石油和天然气财产减值。
资产报废债务(ARO)
ARO涉及石油和天然气资产(包括设施)的预计封堵和废弃成本，以及公司油井位置的开垦。本公司将ARO的公允价值记录在发生ARO的期间。在最初记录负债时，公司通过增加已探明石油和天然气资产的账面金额来资本化估计成本。随着时间的推移，负债在每个时期都会增加到估计的未来成本，资本化成本就会耗尽。本公司采用收入估值技术，使用预期未来拆迁成本、信贷调整后的无风险利率和货币的时间价值的金额和时间来估计ARO的公允价值。对于企业合并，估值使用的贴现率与市场参与者对记录的ARO使用的贴现率相称。由于估计的废弃成本或油井经济生活的变化，或者如果联邦或州监管机构制定了关于废弃油井的新要求，可能会对负债进行修订。随着这些估计数的变化，对负债进行调整。在清偿债务时，公司报告实际成本与记录的负债不同的损益.
基于股权的薪酬
本公司根据授予日期的公允价值，采用直线法确认与其长期激励计划(“LTIP”)奖励相关的股权薪酬支出，按必要服务期(通常为奖励的归属期间，除非有加速归属的规定除外)确认。本公司已选择在发生股权奖励没收时对其进行解释。
基于股权的前任薪酬
2020年，前身修订了其有限责任公司协议(“前身公司协议”)，其中修改了与管理激励单位(“管理单位”)(见附注12)和管理层创始成员持有的共同单位有关的某些条款和条件。前身将发放给雇员(不包括管理层创始成员)的MIU作为与股份薪酬相关的会计指导下的责任奖励入账，既得奖励被确认为负债，但收益中记录的奖励的估计价值发生变化，直到持有人承担了单位所有权风险，此时与雇员MIU相关的负债被重新归类为临时权益，雇员MIU估计价值的变化被记录为对成员股权的调整。
授予管理层创始成员的实质看涨期权也确认了基于股权的补偿，这些期权被归类为负债，在每个期间期末按估计公平市价记录。估计公允价值的变动计入收益。由于前身为私人实体，其单位并未买卖，故我们考虑可比实体的平均波动率以估计预期波动率，从而对公允价值作出合理估计。有关这些奖项的详细信息，请参阅附注12。
收入确认
该公司的收入来自出售其生产的石油和天然气，这些石油和天然气来自公司拥有非运营收入或特许权使用费权益的油井。该公司的石油和天然气主要在北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地核心地区生产和销售。
生产的石油和天然气的销售是根据油井运营商与客户谈判达成的合同进行的，这些合同通常包括基于与当地指数和交货量挂钩的月度定价的可变对价。收入在生产的石油和天然气的控制权移交给客户的时间点上记录。结算单和付款可能不会通过油井操作员收到一至六个月在生产的石油和天然气交付日期之后，因此，交付给客户的产量和销售产品的价格是利用生产报告、市场指数和估计差额来估计的。在每个月末履行履约义务时，可以合理估计可变对价，应对公司的收入为
在收到付款前记入随附资产负债表的应收收入内。出售已生产的石油和天然气的估计金额与实际收到的金额之间的差额在已知时记录，通常是在收到报表和付款时记录。从历史上看，这种差异是无关紧要的。
对于公司拥有非运营收入或特许权使用费权益的油井生产的石油和天然气，公司根据从运营商收到的报表中包括的细节确认收入。报表中包括的任何采集税、运输税、加工税、生产税和其他扣除额都根据运营商提供的信息进行记录。本公司不披露未履行的履约义务的价值，因为它适用于实际豁免，该豁免适用于被确认为对产品的控制的可变对价转移给客户。由于每单位产品代表一项单独的履约义务，未来成交量完全未得到满足，因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
信用风险的集中度
截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的年度以及截至2021年12月31日的月份，三、四、三和三家运营商49百分比,54百分比,37百分比和42分别占石油和天然气收入的1%。截至2023年12月31日和2022年12月31日，三家和四家运营商占比56百分比和65分别占石油和天然气应收收入的百分比。该公司的石油和天然气应收收入来自运营商代表其出售石油和天然气。该公司监督其经营者的财务状况。
所得税
所得税是就财务报表所报告的交易的税务影响而计提的，由当前应缴税款加上与财务和所得税申报目的不同期间确认的某些收入和费用有关的递延所得税构成。递延所得税负债代表这些差额的未来所得税后果，当负债结清时，将对其征税。递延所得税还可能包括可用于抵消未来所得税的税收抵免和净营业亏损。递延所得税是通过适用当前颁布的税率来衡量的。
本公司对纳税申报单中采取或预期采取的税收头寸的所得税的不确定性进行了会计处理。只有符合最有可能确认门槛的税务头寸才会被确认。截至2023年12月31日，公司没有记录任何不确定的税务头寸。
前身和Vitesse Oil是有限责任公司，将纳税义务转嫁给其成员，因此不记录所得税支出。
递延财务费用
与循环信贷安排相关的成本在相关融资期间递延并摊销为利息支出。所发生的递延融资费用和递延融资成本的摊销在列报的所有期间都无关紧要。
衍生金融工具
本公司订立衍生工具合约，以管理其在石油及天然气价格波动方面的风险。商品衍生品合约可以采取掉期、看跌、看涨期权或套头合约的形式。本公司商品价格风险管理活动的现金结算记录在合同到期的当月。结算衍生工具的任何已实现损益，以及按市价计价的损益，均汇总并记入综合经营报表内的商品衍生工具(亏损)收益净额。
公认会计原则要求将合并资产负债表上的所有衍生工具确认为按公允价值计量的资产或负债。除非符合特定的对冲会计准则，衍生品公允价值的后续变化目前在收益中确认。衍生工具对冲工具的损益必须记入其他全面收益或当期收益，视乎工具的性质和名称而定。本公司已选择不指定任何衍生工具作为会计套期保值，因此将所有商品衍生工具计入公允价值，并在收益中记录公允价值变动。与衍生工具递延溢价相关的金额被记录为衍生工具公允价值的组成部分。(见附注6)。
新会计公告
2016年6月，FASB发布了ASU第2016-13号，《金融工具-信用损失：金融工具信用损失的计量》。ASU包括对金融资产的会计和计量的改变，要求公司确认在金融资产产生时的寿命内所有预期的信贷相关损失的准备金。这与目前的做法不同，目前的做法是，在认为损失可能发生之前，不确认津贴。新的指导方针于2023年1月1日对公司生效。在通过时，采用修改后的追溯过渡方法将ASU应用到新指南生效的最早时期的开始。新指引的采用并未对公司的财务报表和相关披露产生实质性影响。
2023年11月，FASB发布了ASU编号2023-07，对可报告部门披露的改进。ASU主要通过加强对重大部门支出的披露来更新可报告部门的披露要求。新的指导方针将在公司截至2024年12月31日的年度内生效。本公司认为新指引不会对其综合财务报表及相关披露产生重大影响。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09，对所得税披露的改进。除了修改和取消某些现有要求外，ASU还建立了新的所得税披露要求。该指南将在前瞻性的基础上应用，并可选择追溯适用该标准。新的指导方针将在公司截至2025年12月31日的年度内生效。本公司认为新指引不会对其综合财务报表及相关披露产生重大影响。
注3-资产收购
于截至2023年12月31日、2022年12月31日及2021年11月30日止年度及截至2021年12月31日止一个月内，本公司购买了若干已探明的油气物业及已探明的租赁权，总购买价格为35.7百万，$28.5百万，$6.2百万美元，以及$0.1分别为100万美元。此外，在截至2023年12月31日的年度内，作为剥离的一部分，35.62000万美元的石油和天然气资产和5.0Vitesse Oil净负债1.5亿美元，以换取2,120,312公司普通股，总代价为$30.61000万美元。
交易符合资产收购的条件；因此，石油和天然气资产按收购日转移的总对价的公允价值入账，交易成本作为收购资产的一部分资本化。截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的年度以及截至2021年12月31日的月份的交易成本并不重要。收购的目的是收购已探明、已开发和已探明的未开发石油和天然气资产，这些资产接近现有资产和租赁，并与现有资产和租约互补，用于战略目的。
注4-公允价值计量
会计准则要求某些资产和负债在合并财务报表中按公允价值报告，并为确定公允价值提供了一个框架。确定公允价值的框架是基于对用于计量公允价值的投入和估值技术进行优先排序的层次结构。
由一级投入确定的公允价值使用活跃市场对本公司有能力获得的相同资产或负债的报价。
由第2级投入确定的公允价值使用其他可直接或间接观察到的投入。这些二级投入包括活跃市场中类似资产和负债的报价，以及其他投入，如利率、收益率曲线和远期商品价格曲线，这些都可以在通常报价的间隔内观察到。
第三级投入是不可观察的投入，包括在相关资产或负债的市场活动很少(如果有的话)的情况下可用的投入。这些第3级公允价值计量主要基于管理层自己使用定价模型、贴现现金流方法或类似技术进行的估计，并考虑到资产或负债的特点。重要的3级投入包括用于确定所购石油和天然气资产公允价值的估计未来现金流量。
在用于计量公允价值的投入在上述公允价值层次中属于不同水平的情况下，公允价值计量的整体根据对估值重要的最低水平投入进行分类。该公司对特定投入对这些公允价值计量的重要性的评估需要判断，并考虑每项资产或负债的特定因素。
经常性公允价值计量
截至2023年12月31日，公司的衍生金融工具由商品互换组成。掉期协议的公允价值是根据采用贴现现金流模型的收益估值技术确定的。期权的公允价值是根据收益估值技术使用期权定价模型以及所述递延保费金额(如适用)确定的。估值模型需要各种投入，包括合同条款、公布的远期商品价格、期权的波动性以及适当的贴现率。本公司对衍生品公允价值的估计包括交易对手的信誉、本公司的信誉和货币的时间价值。对这些因素的考虑导致了市场参与者观点下每一种衍生资产或债务的估计退出价格。所有重大投入均可直接或间接观察；因此，本公司的商品衍生工具计入公允价值体系的第二级(见附注6)。
非经常性公允价值计量
非经常性计量包括减值已探明油气资产的公允价值。本公司于减值时采用现金流量贴现方法(见附注2)，以不可见的第三级投入(见附注2)厘定减值已探明石油及天然气资产的估计公允价值。
本公司采用收入估值技术，利用预期未来拆卸成本和信贷调整后无风险利率的金额和时间，在初步确认时估计因开发已探明物业而产生的资产报废债务的公允价值。因此，公允价值以不可观察的投入为基础，因此计入公允价值等级的第三级。无法观察到的重大投入包括废弃油井和气井的总成本；财产的经济寿命；通货膨胀率；以及公司经信贷调整的无风险率。
非公允价值计量的金融工具
由于该等工具的短期性质，本公司大部分金融工具，即现金、应收账款、应付账款及应计负债的账面值与其公允价值相若。本公司的信贷安排(见附注5)的记录价值接近公平市价，因为它以接近当前市场利率的浮动利率计息。
注5-信贷安排
循环信贷安排
关于2023年1月的分拆，本公司与北卡罗来纳州富国银行签订了一项有担保的循环信贷安排，作为行政代理，并与一个银行银团作为贷款人(“循环信贷安排”)。循环信贷安排修订并重述前身的循环信贷安排(“先前循环信贷安排”)。前身为前身循环信贷机制下的前身借款人，根据循环信贷机制将优先循环信贷机制下的留置权及现有权利、债务及责任转让予本公司。循环信贷安排将于2026年4月29日到期。循环信贷安排允许在循环信贷的基础上借款，其可获得性等于(1)选定的承付款总额、(2)借款基础和(3)最高信贷金额#美元中的最低数额。500.0百万美元。循环信贷融资项下的借款基数须于每年四月一日及十月一日左右定期、每半年重新厘定一次，并根据贷款人酌情厘定的本公司已探明石油及天然气储量的价值(其中包括)重新厘定。截至2023年12月31日，该公司的借款基数为$245.0百万美元，当选承诺总额为$180.0其中百万美元81.0百万美元是杰出的。
根据本公司的选择，循环信贷机制下的借款的利率与前身循环信贷机制的利率不变，要么是基于SOFR的调整后的前瞻性期限利率(“期限SOFR”)，要么是调整后的基本利率(“基本利率”)(行政机构的最高利率，即联邦基金利率加0.50%或30天期限Sofr利率加1.0%)，加上适用的利润率，预计范围为1.75%至2.75基本利率借款的百分比及2.75%至3.75关于SOFR定期借款的百分比，在每种情况下均以当前承诺额利用率百分比为基础。利息按月计算并在欠款中支付。此外，公司每季度支付一笔未使用的信贷融资费，0.50未使用承付款的百分比，而不考虑借款基数利用率百分比。截至2023年12月31日，循环信贷安排项下未偿还余额的利率为8.46%.
与优先循环信贷安排一致，循环信贷安排由本公司所有附属公司担保，并以Vitesse及其附属公司几乎所有资产的优先留置权为抵押，包括对物业的优先留置权，最少85公司已探明的石油和天然气资产总现值的%。
循环信贷机制包含各种肯定、否定和财务维持契约。该等契诺限制本公司招致或担保额外债务、向股权持有人作出分派、作出若干投资及收购、产生若干留置权或准许其存在、与联属公司进行某些类型的交易、与另一间公司合并或合并以及转让、出售或以其他方式处置资产的能力。
根据循环信贷安排，在下列情况下，本公司获准向我们的股权持有人作出无限制的现金分配：(I)没有违约或借款基础不足的事件(即未偿还债务(包括贷款和信用证)超过借款基础)，则该等分配存在或将会导致该等分配；及(Ii)在实施该等分配后，(A)未偿还信贷总额不超过80(以下统称为“承付款”)的最低百分比：(1)$500.0(2)当时的有效借款基数，以及(3)所选承诺总额的当时有效总额，以及(B)截至分配之日，EBITDAX比率不超过1.50到1.00。如果EBITDAX比率不超过2.25至1.00，且未偿还信贷使用总额不超过80%的承诺额，如果自由现金流(定义见循环信贷安排)大于#美元，公司也可以进行分配。0本公司已向贷款人交付了证明前述规定的证书。
循环信贷安排包含要求我们保持按季度测试的以下财务比率的契约(以下条款根据循环信贷安排的定义)：(1)综合融资债务总额与综合EBITDAX比率不大于3.0至1.0；及(2)合并流动资产与合并流动负债的比率不低于1.0设置为1.0。这些金融契约与前身的循环信贷安排是一致的。循环信贷安排还包含契约，要求本公司签订互换协议，范围不少于40以下项目合理预期的PDP产量的百分比四循环信贷安排中定义的利用率百分比小于以下值的季度50%，并且至少覆盖50以下项目合理预期的PDP产量的百分比八季度，如果利用率百分比为50%或更高。循环信贷安排包含常规违约事件，包括不付款、违反契约、重大错误陈述、交叉违约、破产和控制权变更。如果循环信贷安排下存在违约事件，贷款人将能够终止贷款承诺，加快循环信贷安排的到期日，并对抵押品行使其他权利和补救措施。于2023年12月31日，本公司遵守循环信贷安排的所有财务契诺。
2023年5月2日，本公司在定期半年度借款基数重新确定的同时，对循环信贷安排进行了修订，将借款基数降至#美元。2452000万美元(主要与较低的商品价格有关)，重申当选承诺为#美元1701000万美元，在某些情况下减少了对冲要求，以及其他项目。2023年11月3日，结合定期半年度借款基数的重新确定，重申了公司的借款基数，并将选定的承诺额增加到#美元1801000万美元。
2024年1月17日，公司签署了一项循环信贷安排修正案，将选定的承诺额增加到$2105亿美元，并在银行辛迪加中增加了第五家贷款机构。
优先循环信贷安排
2015年5月，前身与以富国银行(Wells Fargo Bank，N.A.)为首的银行银团签订了一项信贷安排，作为行政代理，前身是借款人，最初于2020年5月到期。后来对优先循环信贷安排进行了修订，并将到期日延长至2026年4月。最近一次修正案是在2022年4月执行的(“2022年4月修正案”)。先前循环信贷安排规定的最高信贷总额为#美元。500.0百万美元和最高借款基数，由贷款人决定。在确定借款基数时，按照贷款人对石油和天然气贷款的惯例，考虑到了前身的石油和天然气财产的估计价值。借款基数每半年定期重新确定一次。可供借款的数额可能会因这种重新确定而增加或减少。截至2022年12月31日，优先循环信贷安排下的借款基数为#美元。200.0百万美元，当选承诺为$170.0其中百万美元48.0百万美元是杰出的。
在2022年4月修正案之前，前任可以选择根据欧洲美元贷款或替代基准利率贷款申请借款。欧洲美元贷款按调整后的伦敦银行同业拆息加适用保证金计息，保证金范围为2.75%至3.75%取决于借款基础利用率百分比。另类基本利率贷款的利息为(A)当日生效的最优惠利率，(B)当日生效的联邦基金实际利率加联邦基金实际利率中较高者0.50%，或(C)该日一个月利息期的调整后LIBOR加上适用的保证金，范围为1.75%至2.75%取决于借款基础利用率百分比。根据2022年4月的修正案，根据前任的选择，优先循环信贷机制下的借款按基于有担保隔夜融资利率的调整后的前瞻性期限利率(“SOFR”)或调整后的基本利率(“前身基本利率”)(行政机构的最高最优惠利率，联邦基金利率加0.50%或30天SOFR加价1.0%)，外加从1.75%至2.75相对于前身基本利率借款和2.75%至3.75关于SOFR借款的百分比，在每种情况下均基于借款基数利用率百分比。利息是按月计算并拖欠的。此外，前身产生了一笔未使用的信贷融资费：0.50%，而不考虑借款基础利用率百分比。截至2022年12月31日，优先循环信贷安排项下未偿还余额的利率为7.42%.
注6-衍生工具
本公司定期订立各种商品对冲工具，以减轻石油及天然气价格波动的部分影响。本公司将商品衍生资产及负债之公允价值金额分类为流动或非流动商品衍生资产或流动或非流动商品衍生负债（视情况而定）。
下表概述截至2023年12月31日，商品衍生工具在合并资产负债表中的位置和公允价值金额，以及合并资产负债表中确认的衍生资产、负债总额和抵销金额：
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| (单位：千) | 确认公允价值资产/负债总额 | | 总金额抵销 | | 净确认公平价值资产/负债 |
| 商品衍生资产： | | | | | |
| 流动衍生资产 | $ | 10,038 | | | $ | — | | | $ | 10,038 | |
| 非流动衍生资产 | 1,109 | | | — | | | 1,109 | |
| 总计 | $ | 11,147 | | | $ | — | | | $ | 11,147 | |
| 商品衍生品负债： | | | | | |
| 流动衍生负债 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 非流动衍生负债 | — | | | — | | | — | |
| 总计 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
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下表概述截至2022年12月31日，所有商品衍生工具在合并资产负债表中的位置和公允价值金额，以及合并资产负债表中确认的衍生资产、负债总额和抵销金额：
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| (单位：千) | 确认公允价值资产/负债总额 | | 总金额抵销 | | 净确认公平价值资产/负债 |
| 商品衍生资产： | | | | | |
| 流动衍生资产 | $ | 2,856 | | | $ | (744) | | | $ | 2,112 | |
| 非流动衍生资产 | 1,721 | | | (566) | | | 1,155 | |
| 总计 | $ | 4,577 | | | $ | (1,310) | | | $ | 3,267 | |
| 商品衍生品负债： | | | | | |
| 流动衍生负债 | $ | 4,183 | | | $ | (744) | | | $ | 3,439 | |
| 非流动衍生负债 | 566 | | | (566) | | | — | |
| 总计 | $ | 4,749 | | | $ | (1,310) | | | $ | 3,439 | |
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截至2023年12月31日，该公司拥有以下原油掉期：
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| 索引 | | 结算期 | | 成交量对冲(BBLS) | | 加权平均四舍五入固定价格 |
| WTI-NYMEX | | Q1 2024 | | 402,498 | | $ | 79 | |
| WTI-NYMEX | | Q2 2024 | | 382,500 | | 79 | |
| WTI-NYMEX | | Q3 2024 | | 327,500 | | 79 | |
| WTI-NYMEX | | Q4 2024 | | 262,500 | | 79 | |
| WTI-NYMEX | | Q1 2025 | | 90,000 | | 75 | |
| WTI-NYMEX | | Q2 2025 | | 90,000 | | 75 | |
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由于油价波动，本公司商品衍生工具的估计公允价值在不同时期会有较大波动。
本公司衍生工具的交易对手亦参与本公司的信贷安排；因此，本公司无须提供抵押品，因为交易对手有权抵销任何衍生负债，而信贷安排以本公司的石油及天然气资产作抵押。有关本公司衍生工具的公允价值的进一步讨论，请参阅附注4。
注7-应计负债
2023年12月31日和2022年12月31日的应计负债摘要如下：
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| 十二月三十一日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 |
| 应计资本支出 | $ | 22,800 | | | $ | 15,500 | |
| 应计租赁经营费用净额 | 3,258 | | | 2,740 | |
| 应计补偿 | 3,647 | | | 3,524 | |
| 应计衍生工具结算 | — | | | 189 | |
| 其他应计负债 | 2,802 | | | 1,068 | |
| 应计旋转相关支出 | — | | | 2,828 | |
| 总计 | $ | 32,507 | | | $ | 25,849 | |
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注8-资产报废债务
以下是截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度ARO的前滚情况。
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| 十二月三十一日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 |
| 余额-期初 | $ | 6,823 | | | $ | 6,156 | |
| 已发生的负债 | 951 | | | 347 | |
| 吸积费用 | 579 | | | 320 | |
| 修订版本 | — | | | — | |
| 年终结余 | $ | 8,353 | | | $ | 6,823 | |
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注9-关联方交易
3B收购了前身中的共同单位，这些单位由 二与关联方的初始贷款。作为前身的资金的一部分，3B进入 二与VE Holding LLC（JFG拥有的实体）订立不同本票。期票允许3B公司借入最多$7.8751000万美元和300万美元3.5 100万美元，最初应计利息 10.0百分比和3.5%，到期日为2021年5月7日（“初始贷款”）。最初，偿还$3.5 3B的一名成员为2000万美元期票提供了全额担保。每个 二初始贷款由3B持有的所有普通单位抵押。2021年，美元3.5 2000万张本票被修改，以删除担保，更改利率， 10.0%，并将到期日延长至2023年12月31日。与此同时，美元7.875修改了百万本票，将到期日延长至2023年12月31日。3B和VE Holding LLC之间的初始贷款是在前身以外持有的，不是前身的负债。在2022年期间，有$36.0向共同单位持有人作出的应课差饷分配。30亿美元的分配0.9100万美元用于按比例偿还初始贷款未偿还利息的一部分。与剥离有关的3B共同单位和相关贷款被清算和终止。
关于前身公司协议，2018年7月，某些高管签订了二单独的本票，总额为#美元10.0与VE Holding LLC(“2018年票据”)共同持有1百万美元，这些票据由授予各自高管的MIU抵押。2018年发行的债券应计利息为3.0年利率应于每年12月31日支付，并于2024年7月1日、MIU交易所或加速事件的较早日期到期。2018年的票据本可以在任何时候预付，但在发行与该等高管持有的MIU相关的任何前身分发时，必须强制预付。此外，2018年票据被认为是每个高管在有限时间内的全部追索权，到2020年，这种追索权在每年12月31日之前减少三分之一。由于2018年票据是在VE Holding LLC和高管之间，它们不代表前身的负债。与剥离有关的创始单位、多项单位和相关期票被清算和终止。
前身于二零一四年五月七日与前身Vitesse Management与Vitesse Oil，LLC(“Vitesse Oil”)订立经修订及重述的服务协议(“服务协议”)。Vitesse Oil是一家管理与前身相同的实体。根据服务协议，Vitesse Management产生的成本可在前身和Vitesse Oil之间分配，最初按50每个百分比，并每季度自动调整，以便前任在可分配成本中的份额较大50其成员对前身的全部出资的百分比或商，以及其各自成员对前身和维特斯石油公司的全部出资的总和。因此，前任招致了90截至2022年12月31日、2021年11月30日和截至2021年12月31日的年度的Vitesse管理成本的百分比。从Vitesse Oil退还给
管理事务的前身为#美元。1.11000万，$1.12000万美元，和美元0.1截至2022年12月31日和2021年11月30日的年度以及截至2021年12月31日的月份分别为1000万美元。截至2022年12月31日，应欠Vitesse Oil的前身的金额微不足道。作为剥离的一部分，Vitesse Oil被收购，因此100Vitesse管理成本的百分比是由公司在剥离后产生的。
2016年7月1日，前身与Vitesse Management和JETX Energy，LLC(“JETX”)(前身为Juneau Energy，LLC)签订了一项单独的服务协议，JETX Energy LLC是JFG拥有的另一家共同管理的实体。根据本服务协议，Vitesse Management将为JETX提供某些行政服务，并监督、管理和管理JETX及其子公司的业务和运营，服务提供商费用为$0.2每月1000万美元。本服务协议期限不限；但如果在一周年或最终退出事件后获得书面同意，则可由Vitesse Management或JETX终止本服务协议。在截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日以及截至2021年12月31日的每个年度内，本公司从JETX收取的费用净额约为$2.71000万，$2.41000万，$2.41000万美元和300万美元0.2这笔费用分别被归类为减少所附合并业务报表的一般费用和行政费用。
2016年7月1日，前任执行了员工参与计划(“EPP”)，根据该计划，前任的雇员、顾问或独立承包商被邀请个人在前任选择参与的新油气井中获得工作权益。资源增值计划其后于2018年1月1日修订。这些部分的最高限额为#美元。2.0每年总计1.5亿美元的资本支出。资源增值计划的参与者被要求为这些特定井眼的开发成本和持续运营费用的比例提供资金。补偿费用是通过分配的井筒租赁成本价值的可分配金额来衡量的，这在历史上是微不足道的。2022年11月30日，前任以#美元回购了尚未偿还的资源增值计划工作利息。4.9根据计划的条款，终止了EPP。
附注10-租契
根据不可取消的租约，本公司有义务主要用于设施。这些经营租约的总支出为#美元。0.4百万，$0.4百万，$0.4截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年11月30日的年度以及截至2021年12月31日的月份分别为百万美元和非实质性年度。
初始租期为12个月或以下的租约不计入综合资产负债表。
本公司的租赁协议并未提供隐含借款利率，因此，内部递增借款利率是根据租赁开始日可获得的信息确定的，以确定租赁付款的现值。使用权资产为#美元0.2百万美元和美元0.2截至2023年12月31日和2022年12月31日，其他非流动资产在合并的资产负债表上。美元的相关租赁义务0.2百万美元和美元0.2截至2023年12月31日和2022年12月31日，其他流动负债在合并的资产负债表上。
该公司于2022年12月签订协议，租赁位于科罗拉多州格林伍德村的办公空间，作为其未来的主要行政办公空间。出租人须完成若干经同意的租户改善工程，租约计划于2024年资产建造完成时开始。
注11-承付款和或有事项
诉讼
本公司可能不时涉及与其正常业务运作所引起的索偿有关的诉讼。截至本报告日期，本公司管理层不知道有任何针对本公司的重大法律诉讼。该公司为某些行为提供保险。
附注12-权益
法定股本
经修订和重新注册的公司法定股本证书包括95,000,000普通股，面值$0.01每股及5,000,000优先股，面值$0.01每股。
普通股
在截至2023年12月31日的年度内，发生了以下与我们普通股相关的交易：
■3B将其前身的全部股权转让给JFG，作为初始贷款的偿还；
■JFG在剥离中向其股东分配了剩余的前身股权，相当于25,628,162本公司普通股；
■如下文进一步讨论的过渡性股权奖励调整计划(“过渡性计划”)得到执行，并向JFG现任和前任董事和雇员发出了下列文件：
◦286,729限制性股票奖励(包括发行普通股以换取Vitesse Energy，合并权益报表有限责任公司)，其中56,218于期内以普通股形式发行；
◦1,475,613限制性股票单位，其中810,507期内以普通股形式发行，扣除作为零碎单位套现的股份；
■授予前任员工而非前任员工的前任MIU二创始人被交换到163,544普通股；
■Vitesse Oil是用来换取2,120,312普通股；
■3,152,247向高级管理人员、董事和雇员发放了扣除没收后的限制性股票单位；
■14,600作为我们股票回购计划的一部分，普通股被回购和注销，如下所述。
■宣布的股息为$65.62000万美元，或美元2.00每股，按期内普通股计算。
优先股
本公司经修订及重订的公司注册证书授权本公司董事会在未经股东批准的情况下不时指定及发行一系列或多系列优先股。我们的董事会可以确定和决定每一系列优先股的指定、相对权利、优先和限制。目前没有发行任何优先股的计划，目前有不是流通股。
长期激励计划
公司的长期激励计划(LTIP)规定向公司员工、董事和顾问授予各种形式的股权奖励，包括股票期权奖励、股票增值权奖励、限制性股票奖励、限制性股票单位奖励、业绩奖励、现金奖励和其他股票奖励。在长期合作伙伴关系计划下，3,960,000股票最初可供奖励，截至2023年12月31日，有807,753可供授予的股份。
以下是截至2023年12月31日的一年内LTIP活动的摘要：
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| 限售股单位股份奖励 | | 批出日期的加权平均价 |
| 截至2023年1月1日未偿还 | — | | | $ | — | |
| 授与 | 3,333,122 | | | 14.96 | |
| 既得 | — | | | — | |
| 被没收 | (180,875) | | | 14.40 | |
| 截至2023年12月31日的未偿还债务 | 3,152,247 | | | $ | 14.99 | |
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对于限制性股票单位，本公司确认授予日期在必要服务期间的奖励的公允价值为基于股票的补偿费用，采用直线基础，除非存在加速归属的规定。限制性股票单位被认为是已发行的，但在授予时并不是未偿还的。当单位被没收且单位不再被视为已发行时，累计应计股票补偿费用和任何应计股息将被冲销。
于截至2023年12月31日止年度内，本公司确认32.2与这些受限股票单位有关的基于股权的薪酬支出，其中26.81000万美元，或1,863,000限制性股票单位，是指有退休条款的奖励，授予符合退休条件的雇员，因此可以立即确认费用。
截至2023年12月31日，有$15.0未确认的基于股权的薪酬支出与未归属的限制性股票单位奖励有关。预计成本将在2027年1月之前确认，加权平均期为2.56好几年了。
过渡性股权奖励调整方案
JFG的已发行补偿性股权奖励已调整为股权激励奖励，部分以Vitesse普通股计价，与剥离有关。所有经调整的奖励须受适用于紧接分拆前适用的JFG原有奖励的相同归属、可行使性、到期日、和解及其他重大条款及条件所规限，惟与本公司普通股有关的股权奖励须受加速归属、可行使性及在某些情况下于本公司控制权变更时的和解所规限。以下讨论的所有过渡计划股权奖励均由JFG授予，因此不会对本公司产生任何补偿成本。
过渡计划选项
每个没有保留仅购买JFG普通股的期权的JFG股票期权被转换为分拆后购买JFG普通股的期权和购买Vitesse普通股的期权。该等JFG购股权的行使价及受该Vitesse股票购股权规限的行权价及股份数目为
经调整，以使(I)紧接分拆后该等建华集团购股权及Vitesse购股权的合计内在价值相等于紧接分拆前量度的该等建基集团购股权的合计内在价值及(Ii)该等分拆后的建基集团购股权及Vitesse购股权的合计行权价相等于紧接分拆前的合计行权价，但须受四舍五入的规限。在完成剥离后，457,866授予了期权，并不是在截至2023年12月31日的年度内行使。期权的内在期权价值为$。5.9在2023年12月31日，可发行的普通股的最大数量为457,866.
过渡性计划限制单位
每个JFG限制性股票单位奖励和绩效股票单位奖励(将保持仅以JFG股票计价的奖励的奖励除外，包括可能在指定目标水平以上赚取的任何绩效股票单位奖励的部分)，包括因股息等价物而应计的任何额外股票单位，已通过授予Vitesse限制性股票单位奖励进行调整。分拆完成后，建华集团就该等授权书授予限制性股票单位。这些限制性股票单位奖励的上限为1,475,613在2023年12月31日103,653有剩余的绩效、服务或归属条件需要满足。这些限制性股票单位奖励通常累加普通股宣布的股息，但将发行日期推迟到2099年1月2日。在截至2023年12月31日的年度内，810,507限制性股票单位被释放为普通股，扣除作为零碎单位套现的股票。
过渡期计划限制性股票奖励
JFG限制性股票奖持有者获得286,729分拆完成后，本公司普通股的股份将受过渡期计划的规定所规限，包括一般适用于最初JFG限制性股票奖励的相同没收风险和其他条件。这些限制性股票奖励没有剩余的业绩或服务条件需要满足，或任何其他归属条件，并按宣布的普通股支付股息，但将发行日期推迟到2029年9月28日。在截至2023年12月31日的年度内，56,218限制性股票奖励作为普通股发布。
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| 年 | | 限制性股票单位 | | 限制性股票奖励 | | 总计 |
| 2024 | | 115,728 | | | 57,580 | | | 173,308 | |
| 2025 | | 93,580 | | | 17,262 | | | 110,842 | |
| 2026 | | 323,138 | | | 48,619 | | | 371,757 | |
| 2027 | | 837 | | | 54,269 | | | 55,106 | |
| 此后 | | 131,823 | | | 52,781 | | | 184,604 | |
| 总计 | | 665,106 | | | 230,511 | | | 895,617 | |
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《过渡计划》规定了新的Vitesse奖励的条款和条件，该条款和条件是在剥离生效时作为对JFG奖励的调整而发布的，但不会在剥离后用于提供任何赠款。
股票回购计划
2023年2月，董事会批准了一项股票回购计划，授权回购至多#美元602000万美元的公司普通股。
根据股票回购计划，我们可以不时在公开市场交易或其他符合适用规则、法规和合同限制的方式回购我们普通股的股票。董事会可随时限制或终止股票回购计划，恕不另行通知。公司回购普通股的程度以及回购的时间将取决于市场状况和公司可自行决定的其他考虑因素。
截至2023年12月31日止年度，本公司购回 14,600股票价格为$0.2300万美元，这些股票随后被注销。
每股普通股净亏损
该公司使用两级法计算每股收益，因为公司某些未归属的LTIP RSU有资格作为参与证券。
基本每股收益金额的计算方法为：(I)净收益(亏损)(Ii)减去分配给参与证券的分配和未分配收益(Iii)除以列报期间已发行的基本股票的加权平均数。稀释每股收益金额的计算方法为：(I)普通股股东应占基本净收入(Ii)加上分配给参与证券的已分配和未分配收益的调整数(Iii)除以所述期间内已发行的稀释后加权平均数。
普通股股东的基本和稀释后每股净收益(亏损)的构成如下：
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| 截至该年度为止 |
| (除每股和每股金额外，以千为单位) | 2023年12月31日 |
| 普通股每股收益的分子： | |
| Vitesse Energy，Inc.的净(亏损) | $ | (21,576) | |
将收益分配给参与证券(1) | — | |
| 普通股股东应占净(亏损) | $ | (21,576) | |
| 对与稀释股份有关的参与证券的收益分配的调整 | — | |
| 稀释每股收益应占普通股股东的净(亏损) | $ | (21,576) | |
| |
| 普通股每股收益的分母： | |
| 加权平均已发行普通股-基本 | 28,741,995 |
| 加权平均已发行过渡股RSU | 814,972 |
| 普通股基本收益的分母 | 29,556,967 |
| LTIP RSU | — |
| 过渡性股票期权 | — |
| 稀释后每股普通股收益的分母 | 29,556,967 |
| |
| 每股普通股净(亏损)： | |
| 基本信息 | $ | (0.73) | |
| 稀释 | $ | (0.73) | |
| |
| 由于反稀释效应而不包括在稀释后每股收益中的股票： | |
| LTIP RSU | 3,143,715 |
| 过渡性股票期权 | 270,181 |
| 具有剩余性能/服务义务的过渡性共享RSU | 103,653 |
| |
(1)某些未归属的LTIP RSU代表参与证券，因为它们与公司的普通股持有者一起参与不可没收的股息。参与收益指公司归属于参与证券的已分配和未分配收益。这些未归属的LTIP RSU不参与未分配的净亏损，因为它们在合同上没有义务这样做。
前身成员的权益
前任曾有过二会员单位类别，截至2022年12月31日，授权、颁发和未完成的单位如下：
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| 已授权 | | 已发行和未偿还 |
| 公共单位 | 450,000,000 | | | 450,000,000 | |
| 管理激励单位 | 1,000,000 | | | 953,750 | |
| | | |
公共单位
前身的共同单位发行价为#美元。1每单位，所有普通成员的资本承诺总额为#美元4501000万美元。最初有几个五经理在董事会经理的前任，与三JFG指定的经理和二由3B指定的经理。出于投票的目的，每位经理都有权一任何重大决定都需要获得董事会多数成员，包括至少一名JFG经理的赞成票才能通过。
管理激励单位
前任MIU是由前任向符合条件的雇员和/或顾问发放的。所有MIU都没有投票权，在共同单位持有人收到规定的回报后，MIU持有人有机会参与分配。
MIU获批给二管理层的创始成员(“创始MIU”)和前任的某些其他雇员(“非创始MIU”)。MIU受到创立者特定的归属要求和没收条款的约束
MIU和非创始人MIU，如前身公司协议、雇佣协议、赠款函和其他支持性MIU文件中所述。
前身将非创办人的MIU作为基于责任的奖励进行核算，直到各自的持有人承担了单位所有权的风险，此时负债的价值被重新归类到永久股权之外。虽然赔偿被归类为负债，但补偿费用在整个归属期间被记录，负债的估计公平市场价值的变化在收益中记录。一旦重新归类到永久权益之外，奖励的估计公平市场价值的增加就通过成员权益记录下来。在2022年12月31日终了的年度和2021年11月30日终了的年度以及2021年12月31日终了的月份期间，前身记录增加了#美元1.51000万美元，减少了1美元1.51000万美元，减少1,000万美元1.0分别通过会员股权将非创始MIU调整为公允市值。
下表汇总了前任在2022年12月31日终了年度、2021年11月30日终了年度以及2021年12月31日终了月份开展的与非创办人MIU有关的活动：
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| 截至12月31日止年度， | | 截至12月31日的一个月， | | 截至11月30日的一年， |
| 2022 | | 2021 | | 2021 |
| 期末未归属 | 28,750 | | 45,000 | | 45,000 |
| 在该段期间内获批予 | — | | — | | — |
| 在该期间内归属 | 16,250 | | — | | 37,500 |
| 在此期间被没收 | — | | — | | — |
| 本期间归属的MIU的公允价值 | $0.2百万 | | $ | — | | | $ 0.7百万 |
| | | | | |
截至2022年12月31日，不存在与非既得单位补偿安排相关的未确认补偿成本。
由于各管理层创办人均收到实质上无追索权的票据(见附注9)，而该等票据均以各自行政人员所持有的所有创办人管理单位作抵押，因此，前任授予各管理层创办人一项实质认购期权，该认购期权属与股份薪酬相关的会计指引范围内(“创办人MIU期权授予”)。由于方正苗族认沽期权的性质和条款，方正苗族认沽期权授予被归类为负债奖励，在每个报告日期按公允市价重新计量，并按计入收益的公允市价变动进行计量。
在截至2022年12月31日和2021年11月30日的年度以及截至2021年12月31日的月份，在基于股权的薪酬范围内的综合经营报表中确认的总薪酬成本(收入)如下：
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| 截至12月31日止年度， | | 截至12月31日的一个月， | | 截至11月30日的一年， |
| (单位：千) | 2022 | | 2021 | | 2021 |
| 公共单位选项授予 | $ | (2,089) | | | $ | 383 | | | $ | (569) | |
| 方正MIU期权授予 | (8,680) | | | 2,170 | | | 1,625 | |
| 非创始人MIU | 3 | | | 75 | | | 353 | |
| 总计 | $ | (10,766) | | | $ | 2,628 | | | $ | 1,409 | |
| | | | | |
截至2022年12月31日，方正MIU期权授予和共同单位期权授予的内在价值被确定为在工具结算和主要经济因素之前的有限时间内最低限度。期权授予于2023年1月13日被没收，高管同意了结他们的共同单位和创始人MIU，以换取JFG免除2018年的票据和任何应计利息。由于这些项目的非实质性，2022年12月31日的负债以及在评估2022年12月31日的负债时考虑的因素没有列出。
基于单位的薪酬计量
前身于授出日期及每个资产负债表日按公允价值记录非创办人MIUU、创办人MIUU认股权授出及共同单位认股权授出，导致薪酬成本按公允价值计量。如上所述，归属的非创办人MIU在各自持有人承担所有权风险的情况下，计入临时权益，公允价值变动计入成员权益。
方正MIU期权授予和共同单位期权授予(统称为“期权”)的公允价值均采用布莱克-斯科尔斯模型进行估算。由于前身没有公开交易的股权，它在估计公允价值时纳入了一组上市同行公司的数据。预期波动性是基于我们的历史波动性
已确定的同行公司集团。期权的预期期限是根据退出或流动性事件的时机确定的。期权预期期限内的无风险利率是根据美国固定到期日国债利率计算出来的，期限与预期期限相对应。
| | | | | | | | | | | |
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| 十二月三十一日， | | 11月30日， |
| 方正MIU期权授予 | 2021 | | 2021 |
预期波动率 | 105% - 140% | | 125% - 170% |
| 加权平均波动率 | 140% | | 150% |
| 预期股息/分配 | 0% | | 0% |
| 预期期限(以年为单位) | 0.5 | | 1 |
| 无风险利率 | 0.69% | | 0.24% |
| | | |
| | | |
| 十二月三十一日， | | 11月30日， |
| 公共单位选项授予 | 2021 | | 2021 |
| 预期波动率 | 55% | | 50% |
| 加权平均波动率 | 50% | | 50% |
| 预期股息/分配 | 0% | | 0% |
| 预期期限(以年为单位) | 0.5 | | 1 |
| 无风险利率 | 0.69% | | 0.24% |
| | | |
分配
与共同单位有关的资金分配遵循规定的框架，该框架在《前身公司协议》中有详细概述。一般而言，分配首先根据单位持有人的可分配份额分配给这些单位持有人，如前身公司协议所定义。然后，每个单位持有人根据前身公司协议中定义的分级瀑布获得分配。该公司赚了$36.01000万，$12.01000万美元和300万美元6.0在截至2022年12月31日和2021年11月30日的年度内，以及截至2021年12月31日的月份内，按共同单位进行的分配分别为1.1亿欧元。
单位收益
前任曾有过二以普通单位和MIU的形式分配的权益类别，在这种情况下，持有者承担了所有权的风险和回报，此时MIU从负债重新归类到永久权益之外。共同单位和临时股权分类的MIU均被视为共同单位，并根据前身公司协议进行分配。因此，公司公布了这两类股权的单位收益(“EPU”)。在计算EPU时，我们采用了两级法。根据两级法，可归因于共同单位的净收益(损失)在实施期间宣布的分配(如果有的话)后，按每个参与证券的收益索赔按比例分配给共同单位和其他参加证券。下表列出了单位基本净收益和摊薄净收益(亏损)的计算方法：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | |
| 截至12月31日止年度， | | 截至12月31日的一个月， | | 截至11月30日的一年， |
| 2022 | | 2021 | | 2021 |
| 公共单位 | | | | | |
| | | | | |
| 净收益(亏损) | 118,903 | | (7,359) | | 18,114 |
| 减去：可分配给参与证券的收入 | | | | | |
| 通用单位上的实体选项(通用单位选项) | (3,006) | | — | | (458) |
| 方正MIU上的实体选项(方正MIU选项) | — | | — | | — |
| 非创办人MIU被归类为临时股权 | — | | — | | — |
| 非创始人MIU被归类为负债 | — | | — | | — |
| 可归因于普通单位持有人的净收益(亏损) | 115,897 | | (7,359) | | 17,656 |
| | | | | |
| 加权平均未偿还普通股单位（单位：千） | 450,000 | | 450,000 | | 450,000 |
| 减：作为实质性备选办法核算的共同单位 | (11,375) | | (11,375) | | (11,375) |
| 加权平均未偿还普通股单位（单位：千） | 438,625 | | 438,625 | | 438,625 |
| | | | | |
| 基础和稀释EPU | $ | 0.26 | | | $ | (0.02) | | | $ | 0.04 | |
| | | | | |
| 临时权益分类MIU | | | | | |
| 分类为临时权益的可分配给非创始MIU的收入 | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
| 分类为暂时权益的MIU（以千计） | 250 | | | 234 | | | 234 | |
| | | | | |
| 基础和稀释EPU | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | |
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注13-所得税
从历史上看，Vitesse Energy和Vitesse Oil一直被视为美国联邦适用的州和地方所得税的合伙企业。作为合伙企业，Vitesse Energy及Vitesse Oil毋须缴纳美国联邦及若干州及地方所得税，而Vitesse Energy及Vitesse Oil产生的任何应课税收入或亏损已转拨至并计入其成员的应课税收入或亏损。分拆后，本公司现时须就应课税收入或亏损缴纳美国联邦及适用的州及地方所得税。
计入综合经营报表的所得税开支及福利详情如下：
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| 截至12月31日止年度， |
| (单位：千) | 2023 |
| 当期税额： | |
| 联邦制 | $ | — | |
| 状态 | — | |
| 当期所得税优惠(费用)总额 | $ | — | |
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| 递延税金： | |
| 联邦制 | $ | (55,687) | |
| 状态 | (6,259) | |
| 递延所得税利益(费用)总额 | $ | (61,946) | |
| |
| 所得税优惠总额(费用) | $ | (61,946) | |
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截至2023年12月31日止年度，法定联邦所得税开支（按联邦法定税率21%计算）与于所呈列期间拨备的持续经营业务所得税开支对账如下：
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| 截至12月31日止年度， |
| (单位：千) | 2023 |
| 按联邦法定税率计算的所得税优惠（费用） | $ | (8,862) | |
| 州所得税福利（费用）-联邦所得税福利净额 | (1,801) | |
| |
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| GAAP和前公司的税收差异 | (44,118) | |
| 基于股权的薪酬 | (6,148) | |
| |
| |
| 其他 | (1,017) | |
| 所得税优惠总额(费用) | $ | (61,946) | |
| |
导致递延所得税资产及负债出现重大状况之暂时差额之税务影响呈列如下：
| | | | | | | | | | | |
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| 截至12月31日的年度， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 |
| 递延税项资产： | | | |
| 资产报废债务 | $ | 1,951 | | | $ | — | |
| 净营业亏损 | 1,414 | | | — | |
| 利息支出 | 905 | | | — | |
| 基于股权的薪酬 | 691 | | | — | |
| 应计补偿 | 831 | | | — | |
| 其他资产 | 874 | | | — | |
| 递延税项资产总额 | $ | 6,666 | | | $ | — | |
| | | |
| 递延税项负债： | | | |
| 油气性质 | $ | (68,391) | | | $ | — | |
| 衍生品 | (2,604) | | | — | |
| 递延税项负债总额 | $ | (70,995) | | | $ | — | |
| | | |
| 评税免税额 | $ | — | | | $ | — | |
| | | |
| 递延税金(负债)资产总额 | $ | (64,329) | | | $ | — | |
| | | |
在截至2023年12月31日的年度内，公司记录的联邦和州税收支出为$61.91000万美元。在第一季度，前身人员被捐献给Vitesse，导致税务状况发生变化，并记录了#美元44.1700万联邦和州递延税费。此外，a$2.42023年，与收购Vitesse Oil有关的递延税项负债为1.2亿欧元。在截至2022年12月31日和2021年11月30日的年度以及截至2021年12月31日的月份，前身和Vitesse Oil是有限责任公司，将纳税义务转嫁给其成员，因此不记录所得税费用或递延税收资产和负债。
截至2023年12月31日，该公司拥有6.11000万美元和300万美元4.1截至2022年12月31日，美国联邦和州的净营业亏损结转分别为2.5亿美元，没有任何美国联邦或州的净营业亏损结转。大约$0.12033年，国家净营业亏损结转到期的有1.8亿。
本公司定期评估其是否更有可能产生足够的应税收入来实现其递延所得税资产。在作出这项决定时，本公司会考虑所有可得的正面及负面证据，并作出若干假设。除其他事项外，本公司会考虑其递延税项负债、整体商业环境、其过往损益、目前的行业趋势，以及对未来数年的展望。根据公司预计现有的应税差额何时实现，管理层确定截至2023年12月31日有足够的确凿证据，得出结论，其所有递延税项资产更有可能实现。
在计算该公司的纳税义务时，涉及复杂的税收法律法规应用中的不确定因素。本公司对其认为经国税局或其他税务机关审查后更有可能持续的税务状况进行财务报表确认。截至2023年12月31日及2022年12月31日，本公司并无任何因不确定税务状况而产生的应计负债，亦不预期会有任何重大的
未来12个月内不确定税务状况的负债。与不确定税收状况相关的利息和罚金在所得税费用中列报。
该公司受以下主要征税管辖区管辖：美国、科罗拉多州、蒙大拿州和北达科他州。截至2023年12月31日，本公司没有在审计的纳税年度。该公司在2023纳税年度仍需接受联邦所得税和州所得税的审查。前身和Vitesse Oil在2020至2023年的纳税年度仍需接受联邦所得税和州所得税的审查，这可能会对剥离时的递延纳税责任产生影响。
附注14-后续事件
除上述披露或财务报表附注其他地方披露的其他后续事件外，并无重大后续事件。
补充石油和天然气信息（未经审计）
石油和天然气勘探与生产活动
石油和天然气销售反映出售或转让的净产量的市场价格，并对任何合同规定进行适当调整。生产费用包括运营和维护生产井和相关设备所发生的提升成本，包括运营人工、维修和维护、材料、用品和燃料消耗等成本。生产税包括从价税和遣散费。原油和天然气资产的损耗与收购、勘探和开发活动产生的资本化成本有关。经营业绩不包括利息支出和公司总金额。公司原油和天然气生产活动的经营结果载于公司相关的综合经营报表。与公司截至2023年12月31日和2022年12月31日的石油和天然气生产活动相关的资本化成本列于公司的综合资产负债表中。
已招致的费用
下表重点介绍了原油和天然气收购、勘探和开发活动产生的成本。
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| 截至12月31日的年度， | | 截至12月31日的一个月， | | 截至11月30日的一年， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2021 |
| 本年度发生的费用： | | | | | | | |
| 已证实的财产收购和其他 | $ | 78,058 | | | $ | 28,547 | | | $ | 117 | | | $ | 6,210 | |
| 发展 | 104,569 | | | 63,284 | | | 3,015 | | | 36,769 | |
| 总计 | $ | 182,627 | | | $ | 91,831 | | | $ | 3,132 | | | $ | 42,979 | |
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石油和天然气储量数据
下表列出了由Cawley编制的公司已探明原油和天然气净储量，并包括公司工程人员估计的变化。该公司强调，储量是近似值，预计会随着获得更多信息而发生变化。油藏工程是对无法准确测量的地下原油和天然气储量进行估计的主观过程，任何储量估计的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。
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| 石油(MBbl) | | 天然气(MMCF) | | MBOE |
| 截至2020年11月30日探明的已开发储量和未开发储量 | 33,106 | | | 84,829 | | | 47,244 | |
| 对先前估计数的修订 | (2,998) | | | (4,181) | | | (3,695) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 899 | | | 2,648 | | | 1,340 | |
| 储备的获取 | 959 | | | 1,793 | | | 1,258 | |
| 生产 | (2,436) | | | (7,065) | | | (3,614) | |
| 截至2021年11月30日探明的已开发储量和未开发储量 | 29,530 | | | 78,024 | | | 42,534 | |
| 对先前估计数的修订 | 80 | | | 231 | | | 119 | |
| 扩展、发现和其他添加 | — | | | — | | | — | |
| 储备的获取 | 7 | | | 8 | | | 8 | |
| 生产 | (220) | | | (582) | | | (317) | |
| 截至2021年12月31日探明的已开发储量和未开发储量 | 29,397 | | | 77,681 | | | 42,344 | |
| 对先前估计数的修订 | (100) | | | 1,959 | | | 226 | |
| 扩展、发现和其他添加 | 1,419 | | | 2,561 | | | 1,846 | |
| 储备的获取 | 2,304 | | | 5,187 | | | 3,168 | |
| 生产 | (2,575) | | | (7,274) | | | (3,787) | |
| 截至2022年12月31日探明的已开发储量和未开发储量 | 30,445 | | | 80,114 | | | 43,797 | |
| 对先前估计数的修订 | (5,735) | | | (7,027) | | | (6,906) | |
| 扩展、发现和其他添加 | 3,141 | | | 5,826 | | | 4,112 | |
| 储备的获取 | 2,860 | | | 6,429 | | | 3,932 | |
| 生产 | (2,968) | | | (8,232) | | | (4,340) | |
| 截至2023年12月31日探明的已开发储量和未开发储量 | 27,743 | | | 77,110 | | | 40,595 | |
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| 石油(MBbl) | | 天然气(MMCF) | | MBOE |
| 已探明的已开发储量： | | | | | |
| 2020年11月30日 | 17,841 | | | 47,418 | | | 25,744 | |
| 2021年11月30日 | 17,764 | | | 58,437 | | | 27,504 | |
| 2021年12月31日 | 17,612 | | | 58,058 | | | 27,288 | |
| 2022年12月31日 | 17,290 | | | 58,897 | | | 27,106 | |
| 2023年12月31日 | 18,440 | | | 60,202 | | | 28,474 | |
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| 已探明的未开发储量： | | | | | |
| 2020年11月30日 | 15,265 | | | 37,410 | | | 21,500 | |
| 2021年11月30日 | 11,765 | | | 19,586 | | | 15,030 | |
| 2021年12月31日 | 11,785 | | | 19,623 | | | 15,055 | |
| 2022年12月31日 | 13,155 | | | 21,217 | | | 16,691 | |
| 2023年12月31日 | 9,303 | | | 16,907 | | | 12,121 | |
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探明储量是指原油和天然气的估计数量，地质和工程数据表明，在现有经济和运营条件下，未来几年可以合理确定地从已知的油藏中开采这些储量。已探明开发储量是指已探明储量，利用现有的设备和作业方法，可通过现有的油井进行开采。已探明的未开发储量包括对其可采性有高度信心的储量，并计划在未来五年内钻探。
截至2023年12月31日的年度，已探明储量的显著变化包括：
■收购：2023年，我们在威利斯顿盆地和中落基山脉获得了3932 MBoe的已探明未开发储量(见附注3)。
■对先前估计数的修订：2023年，对先前估计数的修订使已探明储量净减少6906百万桶。这些修订主要是由于年内威利斯顿盆地的钻井活动低于预期以及继续遵守美国证券交易委员会五年开发计划，将总计4,184 MBe已探明储量的未开发钻探地点从已探明改为未探明所致
规则。此外，修订包括与预测/时机/利息变化有关的探明储量减少1,072 MB，以及与大宗商品价格下降有关的1,650 MB，以及由于修井活动增加而略有增加的租赁运营费用。
■扩展和发现：2023年期间，威利斯顿盆地新增已探明储量1,520 Mboe和已探明未开发储量2,592 Mboe，从而扩大和发现了4,112 Mboe。
截至2022年12月31日的年度，已探明储量的显著变化包括：
■收购。2022年，MMBoe的收购总额为3.2百万欧元，主要归因于对石油和天然气资产的资产收购(见附注3)。
■对先前估计数的修订。2022年，对先前估计的修订使已探明储量净增0.2百万桶。在这些修订中，包括因原油和天然气价格上涨而上调的1.3百万桶，与美国证券交易委员会五年开发规则相关的未开发钻探位置移除相关的0.3百万桶下调，与开发计划变化相关的0.3百万桶下调，以及将公司2022年12月31日的储量估计与2021年12月31日的储量估计进行比较时，因油井动态而进行的0.5百万桶下调。
■扩展和发现。2022年，威利斯顿盆地的已探明储量和已探明储量分别增加1.6MBoe和0.2MBoe，共扩大和发现1.8MBoe。
截至2021年12月31日的已探明储量的显著变化包括：
■对先前估计数的修订。在截至2021年12月31日的一个月里，对先前估计的修正使已探明储量净增加0.1MBoe，这主要与原油和天然气价格上涨导致的上调有关。
截至2021年11月30日的年度已探明储量的显著变化包括：
■对先前估计数的修订。2021年，对先前估计的修订增加了已探明开发储量，并减少了已探明未开发储量净额370万桶。这些修订包括原油和天然气价格上涨导致的4.3MBoe向上调整，以及由于威利斯顿盆地钻井活动恢复慢于预期而导致未开发钻探位置的移除相关的6.9MBoe向下调整，与美国证券交易委员会五年开发规则相关的与移除落基山脉中部已钻井未完成油井相关的0.5MBoe向下调整，以及将公司对2021年11月30日的储量估计与2020年11月30日的储量估计进行比较时，由于油井表现而向下调整的0.6MBoe。
■扩展和发现。2021年，威利斯顿盆地已探明的未开发地点的增加导致了1.3MBoe的总延伸和发现。
未来现金净流入贴现及其变动的标准化计量
下表提供了与已探明原油和天然气储量相关的未来现金流量贴现标准化计量，与已探明原油和天然气相关的未来现金流量贴现标准化计量变动是根据ASC 932采掘活动-石油和天然气的规定编制的。未来现金流入是通过将过去12个月的原油和天然气平均价格与估计的未来产量相结合来计算的。未来生产及开发成本乃根据年终成本及假设现有经济状况持续，估计于年底开发及生产已探明原油及天然气储量所产生的开支(包括资产报废成本)。未来所得税支出的计算方法是对与已探明原油和天然气储量有关的未来税前现金流量适用适当的年终税率，减去与原油和天然气生产活动有关的税项抵免和亏损结转的税基。在截至2022年12月31日和2021年11月30日的年度以及截至2021年12月31日的月份，公司的所得税为零，原因是前身为直通实体的税务地位。然后，未来的净现金流以10%的比率贴现。未来的实际现金流入可能有很大差异，标准化计量并不代表公司原油和天然气储备的公允价值。
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| 十二月三十一日， | | 11月30日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021
(过渡期) | | 2021 |
| 未来现金流入 | $ | 2,197,070 | | | $ | 3,420,665 | | | $ | 2,206,162 | | | $ | 2,151,098 | |
| 未来生产成本 | (793,295) | | | (965,151) | | | (823,223) | | | (816,329) | |
| 未来开发成本 | (231,686) | | | (276,399) | | | (244,913) | | | (230,101) | |
| 未来所得税支出 | (175,276) | | | — | | | — | | | — | |
| 未来现金净流入 | $ | 996,813 | | | $ | 2,179,115 | | | $ | 1,138,026 | | | $ | 1,104,668 | |
| 预计现金流量的时间安排每年有10%的折扣 | $ | (421,122) | | | $ | (999,131) | | | $ | (509,625) | | | $ | (503,055) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 575,691 | | | $ | 1,179,984 | | | $ | 628,401 | | | $ | 601,613 | |
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12个月的平均价格进行了调整，以反映在逐井基础上适用的运输和质量差异，以得出用于估计公司储量的实际销售价格。其他液体的价格包括在天然气中。该公司储量估计的价格如下：
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| 油
美元/桶 | | 天然气
$/MMBtu |
| 2023年12月31日 | $ | 78.21 | | | $ | 2.64 | |
| 2022年12月31日 | $ | 94.14 | | | $ | 6.36 | |
| 2021年12月31日 | $ | 66.55 | | | $ | 3.60 | |
| 2021年11月30日 | $ | 64.81 | | | $ | 3.46 | |
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以每年10%的利率对未来现金流量进行贴现的标准计量的变化如下：
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| 十二月三十一日， | | 11月30日， |
| (单位：千) | 2023 | | 2022 | | 2021
(过渡期) | | 2021 |
| 期初 | $ | 1,179,984 | | | $ | 628,401 | | | $ | 601,613 | | | $ | 191,178 | |
| 石油和天然气产量销售(扣除生产成本) | (172,766) | | | (226,666) | | | (12,854) | | | (126,733) | |
| 扩展和发现 | 74,505 | | | 41,373 | | | — | | | 17,911 | |
| 在此期间发生的先前估计的开发成本 | 30,411 | | | 714 | | | — | | | 16,924 | |
| 价格和生产成本的净变动 | (473,479) | | | 575,120 | | | 32,271 | | | 415,685 | |
| 未来开发成本的变化 | (9,189) | | | (3,758) | | | (11,048) | | | 22,606 | |
| 修订数量和时间估计数 | (172,274) | | | 18,140 | | | 2,153 | | | (17,833) | |
| 折扣的增加 | 117,998 | | | 62,840 | | | 5,013 | | | 19,118 | |
| 所得税的变化 | (106,380) | | | — | | | — | | | — | |
| 就地购买矿产资源 | 90,929 | | | 122,421 | | | 117 | | | 23,272 | |
| 其他 | 15,952 | | | (38,601) | | | 11,136 | | | 39,485 | |
| 期末 | $ | 575,691 | | | $ | 1,179,984 | | | $ | 628,401 | | | $ | 601,613 | |
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