添付ファイル99.1
年連結財務諸表および補足付表索引
親会社、有限責任会社に努力する
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| 独立公認会計士報告 | | | F-2 |
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| 2023年12月31日と2022年12月31日までの連結貸借対照表 | | | F-5 |
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| 2023年，2022年，2021年12月31日までの総合営業と包括収益表 | | | F-6 |
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| 2023年、2022年、2021年12月31日まで年間メンバー権益総合レポート | | | F-7 |
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| 2023年，2022年，2021年12月31日終了年度までの統合キャッシュフロー表 | | | F-8 |
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| 連結財務諸表付記 | | | |
| 付記A--重要会計政策の組織と概要 | | | F-9 |
| 付記B--信用リスク集中 | | | F-15 |
| 付記C-関連者取引 | | | F-15 |
| 注D--石油と天然ガスの性質、その他の財産と設備、リース情報 | | | F-17 |
| 付記E--長期債務 | | | F-19 |
| 注F-重要なお客様 | | | F-22 |
| 付記G--資産退職債務(“ARO”) | | | F-22 |
| 付記H-派生契約 | | | F-23 |
| 注一--支払いの引受とまたは事項 | | | F-26 |
| 付記J-公正価値 | | | F-26 |
| K--従業員福祉計画を付記する | | | F-27 |
| L--従業員インセンティブ計画 | | | F-27 |
| 備考：M-会員権益 | | | F-28 |
| N--所得税を付記する | | | F-28 |
| 注O-後続事件 | | | F-29 |
| 石油·天然ガス生産活動に関する補足資料(監査なし) | | | F-31 |
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均富法律事務所 北アルカド街500号、1200号スイートルーム テキサス州ダラス、郵便番号七五二零一
D +1 214 561 2300 F +1 214 561 2370 |
| | 独立公認会計士報告 |
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会員の皆様へ： 親会社、有限責任会社に努力する |
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| | | 意見 | |
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我々は、2023年12月31日および2022年12月31日までの総合貸借対照表、2023年12月31日現在の3年度の総合経営報告書と包括的な収益、メンバー権益と現金流量、および財務諸表に関する付記を含む、親会社、テキサス州有限責任会社奮進有限責任会社および子会社(その前身の奮進エネルギー有限責任会社およびその子会社を含む)の連結財務諸表を監査した。
添付されている総合財務諸表は、米国公認の会計原則に従って、当社の2023年12月31日と2022年12月31日までの財務状況、および2023年12月31日までの3年度の経営結果とキャッシュフローをすべての重要な面で公平に反映していると考えられる |
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| | | 意見の基礎 | |
| | | 私たちはアメリカで公認されている監査基準に基づいて総合財務諸表を監査する。このような基準での私たちの責任は、私たちが報告した監査人の財務諸表に対する監査責任の節でさらに説明されています。私たちは会社から独立し、私たちの監査に関連する道徳的要求に基づいて私たちの他の道徳的責任を履行しなければならない。私たちは私たちが得た監査証拠が十分で適切で、私たちの監査意見に根拠を提供できると信じている。 | |
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| | | 財務諸表の管理責任 | |
| | | 経営陣は米国公認の会計原則に基づいて総合財務諸表を作成及び公平に列報し、総合財務諸表の設計、実施及び維持、作成及び公平列報総合財務諸表に関する内部統制を担当し、総合財務諸表が詐欺やエラーにより重大な誤報が生じないようにする | |
| | | 総合財務諸表を作成する際には、経営陣が総合的に考慮した状況や事件があるかどうかを評価する必要があり、当社が財務諸表が発表された日から1年以内に経営を継続できる能力に大きな疑いを抱かせる必要がある。 | |
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GT.COM |
均富法律事務所は均富国際有限公司(GTIL)の米国におけるメンバー会社である。GTILとその各メンバー会社は独立した法的実体であり，グローバルパートナー関係ではない |
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財務諸表に対する監査人の責任 私たちの目標は、統合財務諸表が全体として重大なミスがないかどうかを合理的に決定し、詐欺によるものであってもbrエラーであっても、私たちの意見を含む監査人報告書を発行することである。合理的な保証は1種の高レベルの保証であるが、絶対的な保証ではないため、アメリカ公認会計基準による監査は重大な誤り陳述が存在する時に常に がこの誤り陳述を発見する保証はない。詐欺は、談合、偽造、故意の漏れ、陳述の歪曲、または内部統制を凌駕する可能性があるため、詐欺による重大な誤報のリスクが誤りによる誤報よりも高いことを発見することはできない。個別或いは全体の誤り陳述が合理的な使用者の連結財務諸表による判断に影響を与える可能性が高い場合、重大な誤り陳述と見なす |
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| | | アメリカで公認されている会計基準に基づいて監査を行う時、私たちは： | ||
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| ● | 全体的な監査過程で、専門的な判断と専門的な懐疑的な態度を維持する。 | |||
| ● | 連結財務諸表の重大な誤報のリスクを識別して評価し、詐欺によるものであってもエラーであっても、これらのリスクに対して監査プログラムを設計し、実行する。このようなプログラム は、財務諸表中の金額および開示に関する証拠をテストに基づいて検討することを含む。 | |||
| ● | 監査に関する内部統制を理解し、状況に適した監査プログラムを設計するが、社内統制の有効性について意見を述べるためではない。そのため，このような意見は表現されていない. | |||
| ● | 経営陣が使用する会計政策の妥当性と重大な会計推定の合理性を評価し、連結財務諸表の全体列報を評価する。 | |||
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● |
我々の判断により，いくつかの条件や事件が存在するかどうかは，全体的に考えて，会社が継続的に経営している企業として合理的な一定期間経営を継続する能力に重大な疑いが生じると結論した。 |
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| | | 監査の計画範囲と時間、重大な監査結果、br、および監査期間中に発見されたいくつかの内部統制に関する事項について管理担当者とコミュニケーションする必要があります。 | ||
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年間報告書に含まれている他の情報 経営陣は年間報告書に含まれている他の情報に責任がある。その他の資料には奮進した業務記述(ここには示されていない) 及び経営層の奮起した財務状況及び経営業績の討論及び分析が含まれているが、総合財務諸表及び著者らの計数師報告は含まれていない。私たちは連結財務諸表に対する意見に他の情報は含まれていません。私たちはこれについて意見を発表したり、いかなる形式の保証もしません |
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| | | 私たちの連結財務諸表の監査については、他の情報を読み、他の情報と連結財務諸表との間に重大な不一致 があるかどうか、あるいは他の情報が他の面で重大な誤報があるようであることを考慮することが責任です。もし私たちがした仕事に基づいて、他の情報には訂正されていない重大なミスがあると結論したら、私たちは私たちの報告書で説明する必要がある | |
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テキサス州ダラス 2024年3月13日 |
親会社、有限責任会社に努力する
合併貸借対照表：
(百万ドル)
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十二月三十一日 2023 |
十二月三十一日 2022 |
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| 資産 | ||||||||
| 流動資産： | ||||||||
| 現金と現金等価物 | $ | 690 | $ | 1,585 | ||||
| 入金： | ||||||||
| 石油と天然ガスの収入を計算する | 727 | 524 | ||||||
| 共同利息請求書は、不良債権準備後の純額を差し引いてそれぞれ1200万ドルと1200万ドルです | 29 | 20 | ||||||
| 関連側(付注C)は，不良債権準備純額を差し引いてそれぞれ100万ドルと000万ドルである | 32 | 6 | ||||||
| 売掛金-その他 | 9 | 5 | ||||||
| 売掛金総額 | 797 | 555 | ||||||
| 在庫、純額 | 83 | 91 | ||||||
| 派生ツール契約-短期(付記H) | 46 | — | ||||||
| 前払い費用 | 17 | 12 | ||||||
| 流動資産総額 | 1,633 | 2,243 | ||||||
| 財産と設備： | ||||||||
| 石油·天然ガス財産·設備、全コスト法、純額(それぞれ1.76億ドルと1.44億ドルの償却を除く)(付注D) | 8,917 | 6,763 | ||||||
| その他の財産と設備、純額(別注D) | 571 | 429 | ||||||
| 他の非流動資産： | ||||||||
| 関連先(付記C) | 8 | 10 | ||||||
| 経営的リース使用権資産 | 37 | — | ||||||
| 派生ツール契約(付記H) | 9 | 4 | ||||||
| 他にも | 25 | 10 | ||||||
| $ | 11,200 | $ | 9,459 | |||||
| 負債とメンバー権益 | ||||||||
| 流動負債： | ||||||||
| 売掛金： | ||||||||
| 貿易 | 459 | 401 | ||||||
| 石油と天然ガス収入 | 704 | 505 | ||||||
| 費用を計算する | 231 | 246 | ||||||
| 課税税金を納める | 2 | 23 | ||||||
| 派生ツール契約(付記H) | 9 | — | ||||||
| 資産廃棄債務(付記G) | 15 | 15 | ||||||
| 流動経営賃貸負債 | 20 | — | ||||||
| 流動負債総額 | 1,440 | 1,190 | ||||||
| その他長期負債 | 19 | — | ||||||
| 長期債務(付記E) | 913 | 985 | ||||||
| リース負債を経営する | 18 | — | ||||||
| 繰延税項 | 57 | 40 | ||||||
| 派生ツール契約(付記H) | 1 | 5 | ||||||
| 資産廃棄債務(付記G) | 245 | 208 | ||||||
| 引受金とまたは事項がある | — | — | ||||||
| メンバー権益(付記M) | ||||||||
| 会員権益 | 8,494 | 7,032 | ||||||
| その他の総合収入を累計する | 13 | (1 | ) | |||||
| 会員権益総額 | 8,507 | 7,031 | ||||||
| $ | 11,200 | $ | 9,459 | |||||
付記はこれらの連結財務諸表の構成要素である。
親会社、有限責任会社に努力する
総合経営報告書と全面収益表
(百万ドル)
| 十二月三十一日までの年度 | ||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 営業収入： | ||||||||||||
| 石油販売 | $ | 5,452 | $ | 5,814 | $ | 3,034 | ||||||
| 天然ガスと天然ガス販売 | 713 | 1,171 | 655 | |||||||||
| 購入した油品を売る | — | 2 | 361 | |||||||||
| サービス会社部門収入 | 22 | 22 | 14 | |||||||||
| 総営業収入 | 6,187 | 7,009 | 4,064 | |||||||||
| 運営費用： | ||||||||||||
| リース経営費 | 688 | 569 | 421 | |||||||||
| 生産税 | 301 | 351 | 187 | |||||||||
| 購入した石油 | — | — | 361 | |||||||||
| サービス会社事業部運営費 | 21 | 19 | 12 | |||||||||
| 損失·減価償却·償却·付加価値 | 1,117 | 789 | 575 | |||||||||
| 他の財産や設備の減価 | — | 3 | — | |||||||||
| 在庫減記損失 | 1 | 1 | — | |||||||||
| 一般と行政費用 | 116 | 114 | 85 | |||||||||
| その他の資産売却損失，純額 | (10 | ) | (109 | ) | (1 | ) | ||||||
| 総運営費 | 2,234 | 1,737 | 1,640 | |||||||||
| 営業収入 | 3,953 | 5,272 | 2,424 | |||||||||
| その他の収入(支出)： | ||||||||||||
| デリバティブ取引収益純額 | 26 | (399 | ) | (625 | ) | |||||||
| 債務損失を償還する | — | (24 | ) | (25 | ) | |||||||
| 利子収入，純額 | 28 | (55 | ) | (126 | ) | |||||||
| その他の費用 | (11 | ) | (3 | ) | — | |||||||
| その他収入合計 | 43 | (481 | ) | (776 | ) | |||||||
| 税引き前収入 | 3,996 | 4,791 | 1,648 | |||||||||
| 税金： | ||||||||||||
| 当期費用 | (5 | ) | 22 | — | ||||||||
| 繰延費用(福祉) | 17 | 14 | 6 | |||||||||
| 純収入 | $ | 3,984 | $ | 4,755 | $ | 1,642 | ||||||
| その他全面収益(赤字) | ||||||||||||
| 商品キャッシュフローヘッジデリバリーツール | ||||||||||||
| 現金流量ヘッジ保証価値変動 | $ | 14 | $ | (1 | ) | $ | — | |||||
| その他総合純利益(赤字)合計 | $ | 14 | $ | (1 | ) | $ | — | |||||
| 総合収益総額 | $ | 3,998 | $ | 4,754 | $ | 1,642 | ||||||
付記はこれらの連結財務諸表の構成要素である。
親会社、有限責任会社に努力する
会員権益総合報告書
(百万ドル)
| 会員権益 |
その他を累計する 総合業務収入 (損をする) |
合計する | ||||||||||
| 2020年12月31日残高 | $ | 1,850 | $ | — | 1,850 | |||||||
| 純収入 | 1,642 | — | 1,642 | |||||||||
| 2021年12月31日の残高 | $ | 3,492 | $ | — | $ | 3,492 | ||||||
| 純収入 | 4,755 | — | 4,755 | |||||||||
| 分配する | (1,215 | ) | — | (1,215 | ) | |||||||
| キャッシュフローヘッジ | — | (1 | ) | (1 | ) | |||||||
| 2022年12月31日の残高 | $ | 7,032 | $ | (1 | ) | $ | 7,031 | |||||
| 純収入 | 3,984 | — | 3,984 | |||||||||
| 分配する | (2,522 | ) | — | (2,522 | ) | |||||||
| キャッシュフローヘッジ | — | 14 | 14 | |||||||||
| 2023年12月31日の残高 | $ | 8,494 | $ | 13 | $ | 8,507 | ||||||
付記はこれらの連結財務諸表の構成要素である。
親会社、有限責任会社に努力する
現金フロー表を統合します
(百万ドル)
| 十二月三十一日までの年度 | ||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 経営活動のキャッシュフロー： | ||||||||||||
| 純収入 | $ | 3,984 | $ | 4,755 | $ | 1,642 | ||||||
| 純収入と経営活動が提供する現金純額を調整する： | ||||||||||||
| 損失·減価償却·償却·付加価値 | 1,117 | 789 | 575 | |||||||||
| 債務コストの償却 | 1 | 2 | 3 | |||||||||
| 税金を繰延する | 17 | 14 | 6 | |||||||||
| 派生ツールが純利益を損なう | (26 | ) | 399 | 625 | ||||||||
| 決済されたデリバティブからの現金純収入 | (6 | ) | (575 | ) | (557 | ) | ||||||
| 他の財産や設備の減価 | — | 3 | — | |||||||||
| 在庫減記損失 | 1 | 1 | — | |||||||||
| 他の資産の売却損失 | (10 | ) | (109 | ) | (1 | ) | ||||||
| 資産廃棄義務を果たすために支払われた現金 | (40 | ) | (30 | ) | (21 | ) | ||||||
| 債務損失を償還する | — | 24 | 25 | |||||||||
| 権益法投資損失 | 1 | — | — | |||||||||
| 資産と負債の変動状況： | ||||||||||||
| 売掛金 | (246 | ) | (121 | ) | (258 | ) | ||||||
| 前払い費用とその他 | (12 | ) | (31 | ) | (33 | ) | ||||||
| 売掛金と売掛金 | 230 | 115 | 285 | |||||||||
| 課税額の増加 | (21 | ) | 16 | (1 | ) | |||||||
| 経営活動が提供する現金純額 | 4,989 | 5,252 | 2,290 | |||||||||
| 投資活動によるキャッシュフロー： | ||||||||||||
| 石油と天然ガスの性質添加 | (3,035 | ) | (2,522 | ) | (1,335 | ) | ||||||
| 石油·天然ガス資産の購入 | (75 | ) | (60 | ) | (5 | ) | ||||||
| 石油と天然ガス資産を売却する収益 | 7 | 4 | 6 | |||||||||
| 他の物件や設備の増加 | (205 | ) | (135 | ) | (103 | ) | ||||||
| 他の資産を売却して得られる収益 | 18 | 118 | 2 | |||||||||
| 権益法投資への貢献 | (1 | ) | (3 | ) | — | |||||||
| 投資活動のための現金純額 | (3,291 | ) | (2,598 | ) | (1,435 | ) | ||||||
| 資金調達活動のキャッシュフロー： | ||||||||||||
| 優先手形の支払い | (71 | ) | (622 | ) | (500 | ) | ||||||
| 繰延債務コスト | — | (6 | ) | — | ||||||||
| 会員への現金分配 | (2,522 | ) | (1,200 | ) | — | |||||||
| 債務コストを返済する | — | (19 | ) | (21 | ) | |||||||
| 融資活動のための現金純額 | (2,593 | ) | (1,847 | ) | (521 | ) | ||||||
| 現金および現金等価物の純増加 | (895 | ) | 807 | 334 | ||||||||
| 期初現金、現金等価物、および限定現金 | 1,585 | 778 | 444 | |||||||||
| 期末現金、現金等価物、および制限現金 | $ | 690 | $ | 1,585 | $ | 778 | ||||||
| キャッシュフロー情報の補足開示： | ||||||||||||
| 年内に支払う利息現金 | $ | 63 | $ | 104 | $ | 140 | ||||||
| 年内に税金を払う現金 | $ | 16 | $ | 7 | $ | — | ||||||
| 非現金投資と融資の追加開示： | ||||||||||||
| 将来の廃棄コストの変化により増加(減少)する石油·天然ガス資産 | $ | 61 | $ | (16 | ) | $ | 14 | |||||
| 応算資本支出の増加 | $ | 31 | $ | 114 | $ | 155 | ||||||
| 関係者は手形純決済額を受け取るべきである | $ | — | $ | 15 | $ | — | ||||||
付記はこれらの連結財務諸表の構成要素である。
親会社、有限責任会社に努力する
連結財務諸表付記：
2023年12月31日、2022年、2021年
(別の説明がない限り、百万ドル単位で)
付記A--重要会計政策の組織と概要
| 1. | 業務的性質 |
付随する総合財務諸表については、(I)2023年11月13日までに、“奮進”、“共同”或いは“会社”に言及する場合は、すべて奮進エネルギー有限会社及びその合併付属会社(何者の適用によるものとするか)、及び(Ii)は2023年11月13日以降、“奮進”又は“会社”に言及する場合は、いずれも親会社及びその合併 付属会社を指す(どの者が適用されるかによる)。また、(I)2023年11月13日までの期間については、これらの財務諸表は、奮進エネルギー株式会社及びその連結子会社(例えば、適用)の残高及び勘定を反映し、(Ii)は、2023年11月13日以降、これらの財務諸表が、親会社及びその連結子会社(例えば、適用)の残高及び勘定を反映している。
同社は2000年に設立され、アウトレット·C·ステファンス独資会社の後継者で、油田サービス業務、パイプライン子会社、テキサス州ミデランに本社を置く金融子会社である独立した石油·天然ガスメーカーである。同社の重点は、長期的に使用されている石油、天然ガス、天然ガス埋蔵量の買収、探査、開発、採掘である。同社の業務活動は現在主にテキサス州西部の二畳紀盆地で行われている。
2023年11月13日，我々は再構成を行い，Autry C.StephensはEndeavor GPのすべての発行済みと未償還の会員権益をEndeavor Managerに貢献した.これに続いて、改正された1986年のアメリカ国税法第368(A)(1)(F)条に記載された再編取引では、(I)奮進マネージャーはGPの全メンバー権益を奮進親会社に譲渡し、組合企業のすべての有限パートナーは組合企業の全有限共同権益を親会社に譲渡し、それと引き換えに奮進親会社の会員権益を譲渡した；および(Ii)同日、奮進親会社は選挙 を提出し、組合企業を奮進母会社の合資格付属会社Sと見なし、同日から発効した。今回の再編は組合企業の財産或いは資産の所有権を変更しておらず、組合企業の経営の性質或いは範囲にも影響を与えていない。今回の再編の一環として，GPに突き進む取締役会が解散され，奮進マネージャーの取締役会が設立された.奮進管理会社の管理委員会メンバーは、再編日直前に奮進会社管理委員会に勤務している人と同じです。再編後、共同企業はその財産と資産を経営し続けた。会社の組織構造の概要については、第(1)項：当社の業務を参照されたい。2024年1月1日から、会社の米国連邦所得税納税地位はS社からC社に転換された。
努力親会社有限責任会社は上記再編に基づいて設立された。Endeavor親会社LLCは、その唯一の管理人Endeavor Manager LLCによって管理されています。Endeavor Manager，LLCは管理委員会が管理し，アウトレット·ステファンスが信託を所有·制御し，この信託の唯一の受託者はアウトレット·C·ステファンスである.
同社の油田サービス機能は多くのエネルギーサービス部門から構成され、ブライアント牧場、電気維持と建築、ACSポンプと供給と完全子会社環境処置システム有限責任会社を含む。
同社のパイプライン子会社には，その完全子会社である天然ガス採取器有限会社，NGG Gathering Company LLC，Barnett Gathering Company LLC，Barnett field Services LLC，LCXパイプライン会社LLCがある。これらのパイプライン子会社の設立や買収は天然ガス収集システムを運営するためである。
DG Royalty，LLC，Wyatt Energy Partners，1979年に特許権使用料，LPとDre Energy，LLC(“特許権使用料子会社”)が設立され，鉱物権益，特許権使用料権益，特許権使用料権益を凌駕する石油と天然ガス資産の非作業権益を持つ。
EER Finance，Inc.はデラウェア州の会社(“EER Finance”)であり、当社の完全子会社であり、優先手形の共同発行者として組織されている(付記E -長期債務参照)。EER Financeは、優先手形および将来発行される可能性のある他の債務証券を除いて、業務、資産、または負債を持っていない。
Sprouts Energy，LLCは当社の子会社で、2022年6月に設立され、Diamondback E&P LLCとデイサービス施設の共同所有と運営を目的としています。 当社とDiamondback E&P LLCはそれぞれSprouts Energy LLC発行と未返済の有限責任会員権益の50%(50%)を持っています。同社とガラガラヘビE&P有限責任会社の従業員は彼らの子供をデイサービスに参加させる資格がある。
| 2. | 強固な基礎 |
添付されている会社の2023年12月31日までの総合財務諸表および2023年12月31日までの3年度毎の総合財務諸表は、会社、油田サービス部門および子会社、パイプライン子会社、特許使用料子会社、EER Financeの勘定を示している。すべての重大な会社間残高と取引は中断された。当社の石油及び天然ガス合弁企業の権益及び運営権益は比例合併の方法で計算した。この方法では、会社は資産、負債、収入、および費用の割合を記録する。
再分類する
ある前期金額は今期の財務諸表に符合する列報方式で再分類された。これらの再分類は，以前に報告された総資産，総負債，メンバー権益，経営業績および全面収益とキャッシュフローに非実質的な影響を与えている。
| 3. | 予算の使用 |
公認会計原則に基づいて財務諸表を作成する際には、資産、負債、収入と費用の報告金額に影響を与え、正常な日常的な分録を招くために、推定と判断を行う必要がある。管理職の判断を使用する必要がある重要な分野には、損失を計算するための明らかにされた石油、天然ガスおよび天然ガス埋蔵量の推定、上限テスト制限を計算するための将来の純収入の推定、および廃棄資産負債を記録するための将来の債務放棄の推定がある。収入を計算し、疑わしい勘定の準備、未実証財産及びその他の資産の減価、公正な価値の計量及び或いは事項を計算する時にも、推定と判断をしなければならない。我々は，我々の推定を分析し，歴史的経験と様々なことに基づいて，このような場合には合理的な他の仮定であると考えている.異なる仮定または条件では、実際の結果は、これらの推定値とは異なる可能性がある。
石油、天然ガスと天然ガス埋蔵量を推定する過程は複雑であり、すべての利用可能な地質、地球物理、工事と経済データを評価する際に重大な判断を下す必要がある。特定油田のデータも多くの要素によって重大な変化が発生する可能性があり、これらの要素は追加の開発活動、絶えず変化する生産歴史及び異なる経済条件下での生産実行可能性の持続的な再評価を含むが、これらに限定されない。そのため、既存の埋蔵量推定を重大に改訂することがしばしば発生する可能性がある。私たちの埋蔵量推定数が可能性の最も正確な評価を表すことを保証するためにすべての合理的な努力を尽くしたが、主観的決定および私たちの様々な分野の既存のデータは、これらの推定数が一般に財務諸表開示に含まれる他の推定数よりも正確であるようにする。
| 4. | 現金と現金等価物および短期投資 |
当社は購入期限が3ヶ月以下の手元現金、銀行預金現金、通貨市場共同基金、高流動性債務ツールを現金と現金等価物と見なしている。同社は連邦預金保険会社が保険を受けている金融機関で現金と現金等価物を維持している。2023年12月31日、2023年12月、2022年12月に、私たちの現金と現金等価物は連邦保険の水準を超えた。その会社はこのような勘定で何の損失も受けていない。
同社は定期的に投資レベルの格付け実体を持つ商業手形に投資している。当社は定期的に金融機関に定期預金を行っています。これらの投資に関する収入は当社の総合経営報告書に利息やその他の収入を計上しています。会社は2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日まで、それぞれ2.66億ドルと5300万ドルの短期通貨市場基金を持っており、これらの資金は会社の現金と現金等価物に含まれている。これらの投資に関する収入は、会社の総合経営報告書に利息やその他の収入を計上する。次の表は、会社の報告期間中の現金と現金等価物(百万ドル単位)をまとめた
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十二月三十一日 2023 |
十二月三十一日 2022 |
|||||||
| 現金と現金等価物： | ||||||||
| 現金 | $ | 424 | $ | 1,532 | ||||
| 貨幣市場基金 | 266 | 53 | ||||||
| 現金と現金等価物の合計 | $ | 690 | $ | 1,585 | ||||
| 5. | 売掛金 |
同社の売掛金のほとんどは，石油，天然ガス，天然ガス販売および石油や天然ガス業界他社との共同活動によるものである。顧客のこのような集中は、業界全体の経済や他の条件変化のような影響を受ける可能性があるため、会社全体の信用リスクに積極的または消極的な影響を与える可能性がある。売掛金は普通抵当にしません。しかしながら、不良債権準備は、1年以上超過した個別顧客アカウント、最近の損失経験、現在の経済状況、および他の関連要因の審査に基づいて確立される。会社は2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日まで、それぞれ1，300万ドルと1，200万ドルの手当を記録した。
| 6. | 在庫品 |
在庫にはパイプと他の生産設備が含まれている。在庫は平均コストまたは可現純値の中で低い者に記載します。2023年12月31日まで、2022年、2021年12月31日まで、当社はそれぞれコストや市場調整後の在庫を記録しており、それぞれ1，000万ドル、1，000，000ドル、0，000，000ドルと低いです。
| 7. | 石油と天然ガスの性質 |
同社は全コスト法を用いて石油と天然ガス資産を計算している。このような買収に関連するすべてのコストを計算する方法によって、石油、天然ガスと天然ガス埋蔵量を含むいくつかの内部コストは、資本化される。すべてのコスト池に計上される内部コストとは、管理層が探査と開発活動に直接関連するコストの見積もりであり、例えば監督探査と開発活動に関連する地質とその他の行政コストである。物件生産·運営に関する内部コストは、従業員コストを含め、発生時に費用を計上する。明らかにされていない資産の販売計上資本化コストの調整は，損益は確認されておらず，このような調整が資本化コストと石油，天然，天然ガスの明らかになった埋蔵量との関係を著しく変えない限りである。物件や大型発展プロジェクトの投資は明らかにされておらず，このなどのプロジェクトに関する明らかな埋蔵量や減価が決定されるまでは，償却は行われない。評価の結果、物件が減値すれば、減価額は資本化コストの償却に計上される。石油と天然ガス資産の損失は，単位生産量法を用いて計算される，すなわち石油と天然ガス資産の資本化コストは，明らかにされた埋蔵量の推定将来コストを開発し，総明らかにされた埋蔵量で償却することが明らかになった。
また、資本化コストは、現在の経済と運営状況に応じて、埋蔵量の将来の純収入の10%の金利で割引され、コストや資産が明らかにされていない公平な市場価値の低い者に加えて、このような資本化コストを“推定現在値”の総和に制限している“上限テスト”も制限されている。不明な石油と天然ガス属性は定期的に 項目ごとに減値評価を行っている。このような減値評価は探査活動の結果、商品価格の将来性、未来の販売計画或いは全部或いは一部のこのようなプロジェクトの満了の影響を受ける。このようなプロジェクトが予想されるように，将来のキャッシュフロー純額はプロジェクトごとに投資されたコストを全数回収するには不十分であり，当社はリースコストの全部または一部を全コストプールに移し，このようなbr}コストを償却する。
| 8. | 他の財産や設備 |
財産と設備はそのコストで計算される。維持と修理コストはすでに払った費用によって費用に計上される；重大な更新と改善は を資本化する。
他の財産及び設備が廃棄又は処分された場合、コスト及び関連する減価償却は勘定から差し引かれ、それによって生じる収益又は損失は、ある場合は、収入で確認される。その他の財産や設備の減価償却は、財産や設備の推定耐用年数内に直線法を用いて計算される。
これらの物件の耐用年数は以下のとおりである
| 生きてる | |
| 建築物及び土地改善工事 | 10-30年 |
| 乗用車と軽トラック | 3-5年 |
| 大型トラックとトレーラー | 3-10年 |
| サービス会社の設備、パイプなどの設備 | 3-15年 |
可能な減値指標が発生した場合、当社は定期的に他の財産や設備の減値状況を評価します。関連資産が を超えて現金流量を割引していない場合、帳簿価値はその資産の公正価値まで減少し、他の財産と設備に減値損失を計上する。当社は2023年12月31日までに、他の物件及び設備減価準備 を確認しておらず、2022年12月31日までに、当社は他物件及び設備減価準備300万ドルを確認している。当社は2021年12月31日までに、他の物件や設備の減価について準備していません。
他の資産を売却する収益
当社は2023年12月31日までの年間で、他の資産の売却益1，000万ドルを確認しており、当社が1つのサービス会社部門を関係のない第三者に剥離したことが主な原因である。また、会社は2023年12月31日までの年度内に、中流実体への投資を売却することで800万ドルの追加収益を得ており、この投資は2022年12月31日までの年間で発生している。
会社は2022年12月31日までの年間で、他の資産を売却する収益1.09億ドルを確認した。これは主に当社が中流実体から剥離したbr投資と関係があり、この投資はコスト基礎投資として入金されている。中流実体への投資を売却する協定条項によると、会社は1.12億ドルの収益を獲得し、500万ドルが投資の売掛金として計上されている。そこで，同社は中流実体への投資に関する資産を売却する際に1.07億ドルの収益を確認した。
賃貸借証書
当社は掘削プラットフォームと建物賃貸契約を締結し、レンタル期間中に直線原則でレンタル費用を確認します。レンタル使用権資産と は最初にレンタル開始日にレンタル期間内にレンタル支払いの現在値で入金されます。当社の大部分の賃貸契約は暗黙的割引率を提供していないため、当社はその増加したbr借入金利を使用しており、この金利はレンタル開始日の情報に基づいて決定されている。レンタルには、レンタル期間を延長または短縮することができる更新、購入、または終了オプションを含むことができます。この等選択権の行使は、会社が自ら決定し、開始時及び契約期間全体にわたって評価を行い、レンタル期間を修正する必要があるか否かを決定する。初期期限が12ヶ月以下の借約は借約使用権資産や負債として入金しない。詳細については、D-石油と天然ガス属性、その他の財産や設備、レンタル情報を参照してください。
| 9. | 環境コスト |
同社は広範な連邦、州、地方環境法律法規の制約を受けている。これらの変化する法律は，材料の環境への排出を規定しており，異なる地点での石油や化学物質の処分や放出の環境への影響を除去または軽減することを当社に求めている可能性がある。現在の運営に関する環境コストは状況に応じて費用や資本化に計上される。コストが過去の業務による既存の状況に関連している場合、コストは費用に計上され、現在または将来の収入に影響を与えない。財産またはサービスが提供または合理的に推定されることができる場合、環境評価および/または修復作業に関連する責任は累積されるべきである。
| 10. | 派生ツールとヘッジ活動 |
当社は財務会計基準委員会(“FASB”)会計基準編纂(“ASC 815”)の派生ツールとヘッジ特別テーマの規定に従い、その派生金融商品に対して会計処理を行う。この主題によれば，すべての派生ツールは，ヘッジ関係として指定されているか否かにかかわらず，公正な価値で貸借対照表に記録されなければならない.派生ツールが公正価値ヘッジとして指定されている場合、派生ツールの公正な価値変動およびヘッジリスクに起因することができるヘッジプロジェクトの変動は、収益において確認されるであろう。デリバティブがキャッシュフロー·ヘッジとして指定されている場合、デリバティブ·ツールは、価値変動の有効部分を他の包括的収益(損失)に計上し、ヘッジプロジェクトによって収益に影響された場合に経営報告書で確認する。デリバティブがヘッジとして指定されていない場合、公正価値の変化は収益で確認される。
| 11. | 収入確認 |
当社の契約によると、石油、天然ガス、天然ガス販売は、通常、会社が井口で石油、天然ガス、天然ガス生産を販売し、場合によっては合意された指数価格(任意の価格差および収集または輸送製品のコストを差し引く)を受けたときに行われると考えられる。支配権が買い手に移転する場合、会社は受け取った純価格に基づいて収入を確認し、通常は井口にある。
石油販売原油調達業者との現在の契約を審査した後、石油生産が井口輸出で販売されていることが決定され、調達業者は通常製品の保管権、所有権、損失リスクを引き継ぐため、ASC 606に規定されている制御権は通常納品点で通過する。
天然ガスと天然ガス販売その会社は天然ガス購入者との天然ガス契約を審査した。契約条項によると、大部分の天然ガス生産は井口で販売されており、購入者は通常製品の保管権、所有権、損失リスクを獲得するため、ASC 606に規定されている制御権は通常納品点で伝達される。
購入した石油を売る当社は2022年12月31日および2021年12月31日まで年度内に石油を購入·転売する。これらのbr取引の収入と費用は、会社が取引中に依頼者として機能し、購入した商品の所有権のリスクとリターンを負担し、信用リスクを含み、販売された商品を納入する責任を負うためである。これらの取引に関する輸送コストは石油購入費用に純額で記載されている。配管輸送力過剰により支払われた固定輸送費用は，合併運営報告書に石油調達の一構成要素として記録されている。
サービス会社部門収入会社は正常な業務過程で収入を確認し，会社が顧客のために製品を販売したり，サービスを完了したりした場合，履行義務が満たされていると考えられる.
収入の分解同社は石油，天然ガス，天然ガスの販売と顧客に販売して購入した石油の収入を確認し，会社の総合経営報告書と全面収益別に報告した。同社のほとんどの収入は二畳紀盆地の地理的地域で得られている。
| 12. | 資産廃棄債務(ARO) |
FASB ASC 410の資産廃棄と環境義務テーマに基づいて、2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日にそれぞれ確認された物件に関連して、当社は、将来の放棄コストを推定する現在値を記録し、生成された追加負債と改訂推定数表示を記録している。付記G--資産廃棄義務を参照。当社は、プロジェクトの完了や放棄、あるいは将来の放棄コストの見積もり変動に伴い、その油井や関連施設に関連する放棄負債を調整する。
有形長期資産廃棄の将来コストを測定し、長期資産の買収、建造または正常運営により生じる長期資産廃棄に関する法的義務の負債であることを確認する。ある資産の廃棄負債の公正価値が合理的に推定され、対応するコストが関連長期資産の帳簿価値の一部として資本化されている場合、負債の公正価値は、負債が発生した期間に計上される。負債は期間ごとに当時の現在値まで増加し、資本化コストは関連資産の使用寿命内で減価償却される。返済債務の金額が記録金額でなければ、差額は石油と天然ガス資産に計上される。当社の資産廃棄義務は主に将来の油井の封じ込めと関連施設の放棄に関連している。当社は油井の将来の封じ込めと廃棄コスト、物件の最終生産年限、リスク調整の割引率とインフレ要素を推定し、この債務の現在の現在値を確定する。将来的にこれらの仮定の改正が既存資産廃棄債務負債の現在値に影響を与える場合、石油と天然ガス資産残高はそれに応じて調整される。
| 13. | 所得税 |
当社は貸借対照法で所得税を計算します。繰延税金負債は、既存資産及び負債の帳簿金額とそれぞれの課税基礎との差異による将来の税務結果に基づいて確認される。繰延税金資産及び負債は、予想されるように当該等の一時的な差額を回収又は決済する年度の課税収入の制定税率計測に適用される。税率変動が繰延税項に及ぼす影響は，公布日を含む期間の収入で確認された。繰延所得税支出とは、この期間の繰延税金資産と繰延税金項目負債の変動である。会社の財務諸表は、会計基準アセンブリ(“ASC”)740に基づいて、繰延税金資産および負債を会計処理する。
2024年1月1日までのすべての期間において、当社は有限責任組合企業であり、米国連邦所得税と何らかの適用される州法律に基づいてS社に分類される。S-社は実体レベルで連邦所得税を納めない。代わりに、連邦所得税は所有者レベルで評価され、これらの財務諸表に反映されない。テキサス州保証金税は実体レベルで評価され、2023年12月31日、2023年12月31日と2022年12月31日まで、資産帳簿価値の帳簿対税額の差により、それぞれ5700万ドルと4000万ドルの繰延保証金税負債が記録されている。2023年12月31日まで、私たちは不確定な税務 頭寸を開示する必要があります。今後12ヶ月間、不確定な税務状況は変化する可能性がある；しかし、私たちはいかなる可能な変化も私たちの運営業績と全面的な収益または財務状況に大きな影響を与えないと予想される。詳細については、付記：N-所得税を参照されたい。
2024年1月1日、親会社に奮進してS社としてのアメリカ連邦所得税分類を撤回し、アメリカ連邦収入C会社 となった。この変換の付加情報や他の所得税情報については、注記N-所得税を参照されたい。
| 14. | 長期債務割増と繰延債務コスト |
同社は高級手形に関連するプレミアムを長期債務の構成要素として記録し、これらの債務は対応する手形の期限内に償却される。
当社のその優先手形に関する繰延債務コスト報告は長期債務負債帳簿金額の直接減値であり、brに直線的に基づいてそれぞれの長期債務の寿命内に償却し、償却は利息支出の1つの構成要素である。
当社はその循環信用手配に関連する繰延債務コストは他の非流動資産として報告され、循環信用手配の有効期間内に直線的に償却し、償却は利息支出の1つの構成部分である。
| 15. | 最近発表された会計基準 |
2016年6月、FASBはASU 2016-13を発表した金融商品--信用損失それは.この更新は金融資産や賃貸純投資を持つ実体に影響を与え、これらの実体は純収入によって公正な価値で入金されていない。改訂は、融資、債務証券、売掛金、賃貸純投資、表外信用開放、再保険売掛金、その他の契約権利の範囲から除外されていない金融資産に影響を及ぼす。この更新は、2022年12月15日以降に開始される財政年度に発表された財務諸表に対して有効であり、これらの財政年度内の中期を含む。この 更新は，指導意見が発効した最初の報告期間開始時の留保報酬を累積効果調整することで適用される.当社は2022年12月31日までにこの原則を採択しましたが、このASUは当社の総合財務諸表に大きな影響を与えています。当社には信用損失の歴史がないからです。
| 16. | 公正価値 |
同社は公認会計基準(“ASC 820”)の要求に応じて金融商品を評価している。これらのツールは納期が短いため，現金および現金等価物，売掛金，売掛金の帳簿価値は公正価値に近い.私たちの循環信用手配された帳簿金額(あれば)は公正価値に近いです。このツールの金利は可変ですから。デリバティブ金融商品の公正価値とは、市場オファーに基づいて決済可能な金額をいう。
会社のいくつかの金融および非金融資産および負債は、添付の総合貸借対照表において公正価値報告書に記載されている。ASC 820は公正価値を定義し、公正価値計量枠組みを構築し、公正価値計量に関する開示を拡大した。公正価値計量と関連開示の一致性と比較可能性を向上させるために、ASC 820は、公正価値計量に使用される投入の相対信頼性を決定するために、公正価値階層構造を確立した。この階層構造は、アクティブ市場における同じ資産および負債の調整されていないオファーを表す第1レベル入力を最高優先度に与え、エンティティが計量日にこれらの価格を取得することができることを報告する。レベル2投入は、レベル1に含まれる見積もりではなく、直接または間接的に観察可能な投入であり、レベル3投入は観察不可能な投入であり、階層構造の中で最も低い優先度を有する。ASC 820は、実体が公平な価値で金融資産と負債を計量する際に、取引相手の信用リスクも考慮するとともに、自身の信用リスクも考慮することを要求する。その他の情報については、付記J-公正価値を参照されたい。
付記B--信用リスク集中
同社の売掛金には、主に石油と天然ガス業界の顧客への未担保販売と、運営権益所有者への共同利息請求書が含まれている。単一業界の信用リスク集中は、顧客が経済や他の条件変化のような影響を受ける可能性があるため、その全体の信用リスクの開放に影響を与える。
また、同社は連邦預金保険会社によって保証された限られた数の金融機関でその現金と現金等価物を維持している。私たちの現金と現金等価物は12月31日、2023年、2022年に連邦保険のレベルを超えています。その会社はこのような勘定で何の損失も受けていない。
付記C-関連者取引
当社は、完全資本または一部所有の実体アウトレット·C·ステファンス(奮進マネージャーの唯一のメンバー、親会社の唯一のマネージャー)が提供する収入またはサービス料金を提供しています。2023年12月31日現在、2023年、2022年、2021年までの関連先収入と支出要約は以下の通り(百万ドル単位)。
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 石油と天然ガス(収入)を購入するために付属会社と関係を結ぶ | ||||||||||||
| オアシス運輸マーケティング会社 | $ | 729 | $ | 336 | $ | 263 | ||||||
| Acmeエネルギーサービス会社 | $ | 1 | $ | 2 | $ | 1 | ||||||
| サービス(コスト)を提供するために付属会社と関係を結ぶ | ||||||||||||
| 高度刺激技術会社 | $ | 323 | $ | 293 | $ | 203 | ||||||
| ブルーライン運送会社です。 | 1 | 1 | 9 | |||||||||
| Acme Energy Services，Inc.-その他 | 1 | 1 | — | |||||||||
| エクセル雑草管理有限責任会社 | — | 1 | 1 | |||||||||
| オアシス運輸マーケティング会社 | — | 1 | 1 | |||||||||
| $ | 325 | $ | 297 | $ | 214 | |||||||
私たちは保険、管理、会計、給料、その他の行政管理に関するいくつかの共有サービスを持っていて、これらのサービスはステファンスさん完全に所有している一部の会社に利益を与えています。これらの共有サービスの直接コストは，その比例して利益を得る使用率に応じて各エンティティに割り当てられる.
我々は、2022年12月31日と2021年12月31日までの年間において、合併テキサス州の保証金課税申告書をさんの所有するエンティティの一部または全部に提出しました。当社は、2023年12月期までに、ステファンスさんの一部または完全所有の実体に総合税を申告することを要求されません。特定年度に負債が存在する場合には、課税額は、各エンティティの課税額に応じて各エンティティ間で分配される。
下表は，2022年12月31日まで，2023年と2022年までの当期と非当期関連先の入金と未払い(百万ドル単位)をまとめたものである。
| 現在のところ | ||||||||||||||||
| 2023年12月31日 | 2022年12月31日 | |||||||||||||||
| 関連先 |
勘定： 売掛金 |
勘定： 掛け金を払う |
勘定： 売掛金 |
勘定： 掛け金を払う |
||||||||||||
| オアシス輸送とマーケティング会社−石油と天然ガス販売売掛金 | $ | 28 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||||
| 従業員の共同利益請求書、控除手当はそれぞれ100万ドルと000万ドルです | 2 | — | 3 | — | ||||||||||||
| Acmeエネルギーサービス会社 | 1 | — | 2 | — | ||||||||||||
| 他にも | 1 | — | 1 | — | ||||||||||||
| $ | 32 | $ | — | $ | 6 | $ | — | |||||||||
| 当面ではない | ||||||||
| 2023年12月31日 | 2022年12月31日 | |||||||
| 関連先 |
売掛金と帳簿 受取手形 |
|||||||
| Acmeエネルギーサービス会社 | $ | 3 | $ | 2 | ||||
| オトリ·C·ステファンス | 1 | 1 | ||||||
| 他にも | 1 | — | ||||||
| ブルーライン運送会社です。 | — | 4 | ||||||
| 関係者の売掛金総額 | $ | 5 | $ | 7 | ||||
| 関連側投資 | 投資する | |||||||
| Sprouts Energy LLC | $ | 2 | $ | 2 | ||||
| 塩水パートナー#1社会保障庁、有限責任会社 | 1 | 1 | ||||||
| 関連側投資総額 | $ | 3 | $ | 3 | ||||
| その他の非流動関連者の資産総額 | $ | 8 | $ | 10 | ||||
関係者との契約
私たちの原油の一部は、スティーヴンさんによってOASIS輸送およびマーケティング会社の多数の株式(“OASIS”)によって購入されました。いずれも30日前に契約を終了することができ、違約金を支払う必要がない。本契約条項によれば、OASISは、我々のミデラン盆地が運営するいくつかの油井から生産された原油を、非関連者が受け取る運賃以下の運賃で購入して輸送する。
高級刺激技術会社(AST)はステファンスさん所有と持株の完全子会社であり、書面契約の条項に基づいて、いつでも合意された価格で油井圧裂、刺激および井戸固定サービスを提供します。2023年12月、会社はASTと18ヶ月の水力圧裂と関連サービス契約を締結した。本契約は、奮進会社が90日前に通知して終了することができます。
関係者関係のため、当社は本契約を実行する前に独立財務コンサルタントの公平な意見を求めました。独立財務顧問は一般経済、市場と金融状況及び類似取引に関する市場研究と基準を評価した。独立財務コンサルタントの結論は、財務的観点から、この契約の全体的な経済条項は会社にとって公平であるということである。
Acme Energy Services，Inc.(“ACME”)はステファンスさんの完全所有物であり、油田サービスを提供または提供しています。提供するサービスはテキサス州、オクラホマ州とカンザス州の天然ガスパイプラインサービスを含み、市場価格と条項によって計算される。私たちがACMEと締結した油田サービス契約はいずれか一方が処罰されることなく30日後に通知されて終了することができる。Acmeはまたオクラホマ州とテキサス州で私たちから天然ガスを購入した。同社はまた、その油田サービス会社部門と子会社を通じて、ACMEに提供するサービスに請求書を支払っている。
従業員との合意や関係
2000年の設立から2016年まで、私たちはある従業員が私たちの掘削活動に参加することを許可し、それによってほとんどの新しい石油と天然ガス賃貸契約で彼らに仕事の権益を与えた。このやり方は2016年に中止され、従業員は新たなレンタルに参加しなくなった。しかしながら、計画が終了する前に、計画に参加した従業員は、彼らが作業利益を有するbrレンタル契約上で掘削された新しい油井に参加することができるが、このような作業利益に限定される。従業員たちがどの井戸に参加するかの総割合は15%を超えない。私たちは共同利息請求書を通じて従業員の共同作業権益所有者に関する費用精算 を獲得します。従業員はその個人の財務状況に応じて、通常の条項を超えた共通利息請求書の支払いを時々延期することができる。最終的に、共同利息支払いは、石油と天然ガス販売収入または従業員賃金の組み合わせを適用することで行われる。2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日まで、従業員が共同利息で口座を開設した売掛金はそれぞれ200万ドルと300万ドルであり、添付の財務諸表に現在の売掛金関連金を計上している。
私たちは特定の関係者たちに融資を提供した。2023年12月31日まで、2023年12月31日と2022年12月31日まで、未償還受取手形はそれぞれ5000万ドルと400万ドル。また、私たちはアウトレット·C·ステファンスを代表して精算する必要のある費用を支払いました。会社は2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日までに、それぞれ約100万ドルと100万ドルのアウトレット·C·ステファンスの入金が満期になった。これらの受取手形と，アウトレット·C·ステファンスを代表して支払われた金 は，合併貸借対照表中の他の非流動資産の関連先に計上される.
いくつかの条件で、会社は会員たちに分配することを許可された。当社がそのメンバーに割り当てる収入は、2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日、2021年12月31日までの年度までに、それぞれ25.22億ドル、12.15億ドル と000万ドルである。他の討論はM-会員権を付記することを参照されたい。
注D--石油と天然ガス財産、その他の財産と設備、レンタル情報
以下は、2023年12月31日および2022年12月31日までの年間石油·天然ガス財産およびその他の財産·設備および関連累計損失および減価償却の概要(単位：百万ドル)
| 2023年12月31日まで | ||||||||||||||||
|
石油·天然ガス業界 運営 |
油田開発プロジェクト サービス： 会社 |
パイプライン 付属会社 |
合計する | |||||||||||||
| 石油と天然ガスの属性と設備 | ||||||||||||||||
| 証明された性質 | $ | 15,314 | $ | — | $ | — | $ | 15,314 | ||||||||
| 未証明の性質 | 176 | — | — | 176 | ||||||||||||
| 累積損失と減値 | (6,573 | ) | — | — | (6,573 | ) | ||||||||||
| 石油と天然ガスの財産と設備、純額 | $ | 8,917 | $ | — | $ | — | $ | 8,917 | ||||||||
| 建物と土地 | $ | 97 | $ | 46 | $ | — | $ | 143 | ||||||||
| 乗用車と軽トラック | 35 | 12 | — | 47 | ||||||||||||
| サービス会社、配管などの設備 | 40 | 595 | 6 | 641 | ||||||||||||
| 172 | 653 | 6 | 831 | |||||||||||||
| 減価償却累計 | (46 | ) | (208 | ) | (6 | ) | (260 | ) | ||||||||
| 他の財産や設備、純額 | $ | 126 | $ | 445 | $ | — | $ | 571 | ||||||||
| 2022年12月31日まで | ||||||||||||||||
|
石油と天然ガス 運営 |
油田開発プロジェクト サービス.サービス 会社 |
パイプ.パイプ 付属会社 |
合計する | |||||||||||||
| 石油と天然ガスの属性と設備 | ||||||||||||||||
| 証明された性質 | $ | 13,681 | $ | — | $ | — | $ | 13,681 | ||||||||
| 未証明の性質 | 144 | — | — | 144 | ||||||||||||
| 累積損失と減値 | (7,062 | ) | — | — | (7,062 | ) | ||||||||||
| 石油と天然ガスの財産と設備、純額 | $ | 6,763 | $ | — | $ | — | $ | 6,763 | ||||||||
| 建物と土地 | $ | 85 | $ | 39 | $ | — | $ | 124 | ||||||||
| 乗用車と軽トラック | 27 | 12 | — | 39 | ||||||||||||
| サービス会社、配管などの設備 | 27 | 439 | 6 | 472 | ||||||||||||
| 139 | 490 | 6 | 635 | |||||||||||||
| 減価償却累計 | (39 | ) | (161 | ) | (6 | ) | (206 | ) | ||||||||
| 他の財産や設備、純額 | $ | 100 | $ | 329 | $ | — | $ | 429 | ||||||||
同社は2023年、2023年、2022年12月31日までの年度に、石油と天然ガス資産の売却からそれぞれ700万ドルと400万ドルを獲得した。完全コスト法では，明らかにされていない財産と明らかにされている販売は資本化コストの調整とされ，損益は確認されておらず，このような調整が資本化コストと明らかにされた石油や天然ガス埋蔵量との関係を著しく変えない限り，収益や損失は収入の中で確認される。一般に，販売は総明らか埋蔵量の25%を下回っており，大きな変化はないと予想される。
次の表は、2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日、2021年12月31日までの年間私たちの損失、減価償却、償却と付加価値費用の構成要素 を提供します(BOE金額を除いて、百万計)
| 2013年12月31日までの年間 | ||||||||||||||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||||||||||
| 金額 | 全てのイギリス中央銀行は | 金額 | 全てのイギリス中央銀行は | 金額 | 全てのイギリス中央銀行は | |||||||||||||||||||
| 石油と天然ガスの枯渇が明らかになった | $ | 1,036 | $ | 8.40 | $ | 719 | $ | 7.06 | $ | 515 | $ | 6.89 | ||||||||||||
| その他の財産や設備の減価償却 | 65 | 54 | 46 | |||||||||||||||||||||
| 資産廃棄債務の増加 | 16 | 16 | 14 | |||||||||||||||||||||
| 損耗·減価償却·償却·増価費用の合計 | $ | 1,117 | $ | 789 | $ | 575 | ||||||||||||||||||
賃貸借証書
レンタルは、テナントに一定期間、価格と交換するために決定された資産の使用を制御する権利を提供する。リース使用権資産と融資リース 使用権資産(総称して“ROU資産”と呼ぶ)は，会社がリース期間内に対象資産を使用する権利を代表する.リース負債および融資リース負債(総称して“リース負債”)は、当社のリースによるリース金の支払い責任を代表する。会社は最初から賃貸契約かどうかを確定しています。運営単位資産およびリース負債は，リース開始日にリース期間内にリース支払いの現在値を確認する。当社では、初期期間が12ヶ月以下の短期賃貸は含まれておらず、ROU資産や賃貸負債は含まれておらず、レンタル期間内のレンタル料支出を直線的に確認しています。また，会社は主にドリル承諾に関するリース契約を有しており，レンタル期間は約2年であり，2023年12月から発効している。そこで，会社は長期契約に関するROU資産とROU負債を記録した。
その会社はオフィススペースと特定の設備を借りた。運営賃貸契約の多くには更新オプションが含まれており、当時の市場条件に応じてレンタル料を増加させることができます。br社は私たちのオフィススペースに対して継続したか継続する可能性のある賃貸契約更新条項を持っています。これらの不動産のROU資産および賃貸負債を計算するための用語は、行使されるべき更新選択権を会社が合理的に決定することを含む。
リース支払い開始日の現在値を決定するための割引率がレンタルに隠れている金利である場合や、その金利が容易に決定できない場合には、会社はその担保借入金利を使用する。ROU資産には、開始前に支払わなければならないレンタル支払いが含まれていますが、レンタル報酬は含まれていません。ROU資産およびリース負債の両方には、指数または金利に基づく可変支払いは含まれておらず、 これらは、期間コストとみなされる。同社の賃貸契約には重大な剰余価値保証、制限、またはチェーノは含まれていない。
2023年12月31日と2022年12月31日までの年間、期限12カ月未満の短期運営賃貸総コストはそれぞれ約1.68億ドルと1.18億ドル。 2023年12月31日までの賃貸負債満期日は以下の通り(百万ドル単位)
|
運営コスト レンタル料： |
|||||
| 2024 | $ | 20 | |||
| 2025 | 18 | ||||
| 2026 | — | ||||
| 2027 | — | ||||
| 2028 | — | ||||
| その後… | $ | 38 | |||
短期掘削費用に関するリース費用は、共同事業パートナーから回収可能な額を含めて、以下のように構成される(百万ドル)
| 2013年12月31日までの年間 | ||||||||
| 2023 | 2022 | |||||||
| 短期賃貸コスト(a) | $ | 167 | $ | 118 | ||||
| (a) | 総合貸借対照表に計上されていない短期賃貸(契約期間が12ヶ月以下の賃貸)に関するコストを指す |
レンタルに関するキャッシュフロー情報は以下の通りです(百万ドル)：
| 2013年12月31日までの年度 | ||||||||
| 2023 | 2022 | |||||||
| 運営キャッシュフロー： | ||||||||
| 経営·短期レンタルの現金支払い | $ | 1 | $ | — | ||||
| 投資キャッシュフロー： | ||||||||
| 経営·短期レンタルの現金支払い(a) | $ | 167 | $ | 118 | ||||
| (a) | 掘削作業に関するコストを代表し，これらのコストは石油や天然ガス資産の補完資本化となっている |
付記E--長期債務
次の表は、2023年12月31日現在、2023年12月31日現在、2022年12月31日までの年度会社金融債務商品の帳簿価値と公正価値(単位：百万ドル)を示している
| 2023年12月31日 | 2022年12月31日 | |||||||||||||||
| 帳簿価値 | 公正価値 | 帳簿価値 | 公正価値 | |||||||||||||
| 優先債券2028年満期、利子率5.750 | $ | 907 | $ | 911 | $ | 978 | $ | 936 | ||||||||
| 2028年満期の優先債券プレミアムは5.750厘 | 10 | — | 13 | — | ||||||||||||
| 債務総額 | 917 | 911 | 991 | 936 | ||||||||||||
| 繰延債務コスト | (4 | ) | — | (6 | ) | — | ||||||||||
| 繰延債務コストを差し引いた長期債務 | $ | 913 | $ | 911 | $ | 985 | $ | 936 | ||||||||
当社の合併債務の公正価値は、負債のような観察可能な投入に基づく二次推定値である。
循環信用手配
同社の循環クレジットは、2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日まで、返済されていない前払いを手配している。2023年12月31日まで、私たちの循環信用手配下の借金基数は50億ドルで、私たちは15億ドルの約束、未返済の前金がないこと、200万ドルの発行済みと未返済の信用状を選択し、利用可能な借金能力は14.98億ドルとなった。
2023年10月、会社の半年度借入基数再決定の一部として、会社の貸金人は借入基数が50億ドルであることを再確認し、会社は承諾額を15億ドルに維持することを決定した。また、当社はその循環信用手配の項目の下で改訂を行い、A-組織及び重要会計政策の概要に付記した再編を可能にする。brは2023年5月、当社はその循環信用手配に基づいて改訂を締結し、資格買収及び資産剥離のEBITDA定義を更新し、交差違約、判決及びERISAに関連する違約事件の金額を1.25億ドルに増加させ、その他の軽微な改訂を行う。
2022年2月16日、当社は2025年3月12日に満期となる新たな高級担保循環信用手配を締結した。ノースカロライナ州PNC銀行は新しい行政代理であり、循環信用手配下の獲得性現在の借金基数は50億ドルであり、選定した承諾額は変わらず、依然として15億ドルである。満期日を2023年3月12日から2025年3月12日に延長するほか、新たな優先保証循環信用手配(1)超過現金残高の制限を増加させ、循環信用手配から抽出された金額が返済されていない場合は、(I)1.5億ドルと(Ii)選択された約束の10%に増加し、(2) 規定は担保の放出を規定し、3大格付け機関(ムーディ、Sまたは恵誉)の2社が投資レベルに格付けされた場合に使用定価利益率を調整する。“投資レベル 期”のことである
循環信用手配は、調整後の期限SOFRまたは基本金利に保証金を加えて利息を発生させ、私たちが選択します。以下の前金は，投資レベル期間以外の任意の時間 にのみ適用される.SOFRは適用期間中にSOFRの熊利を前払いし，使用状況に基づく175ベーシスポイントから275ベーシスポイントの保証金を印加する。基本金利前払いの金利は最優遇金利 (2023年12月31日現在8.50%)であり、75ベーシスポイントから175ベーシスポイントの利差を加え、このツールの利用に依存している。
投資レベル期間では、SOFR立て替えの金利は適用期間のSOFRであり、参考当日に適用された信用格付けによって決定された125ベーシスポイントから187.5ベーシスポイントの保証金が印加される。基本金利前払いの金利は最優遇金利であり、25ベーシスポイントから87.5ベーシスポイントの差額を加え、当日適用された信用格付けを参考にして決定される。私たちが使用率によって支払った約束料は37.5ベーシスポイントから50ベーシスポイントまで様々で、投資レベル期間の約束料は15ベーシスポイントから27.5ベーシスポイントまで様々です。
借り手は、そのメンバーからその持分を購入し、任意の目的でそのメンバーに持分を購入し、Autry C.Stephensまたは他のメンバーに資金融資 を提供することができ、以下の条件を満たす場合、現在の市場で準備されている手形を含むことによって証明することができる：違約が存在せず、優先的に信用手配の下で少なくとも20%の利用可能な資金があり、予想ベースで計算された純融資債務と調整後EBITDAの比率は3.0から1.0未満である。循環信用手配はまた、(A)年間合計550万ドル、および(B)借り手の四半期課税所得額の35%に達するメンバーの実際の所得税負債をカバーする金額br}(米国連邦と適用される州税率の合計が高い場合、より高いパーセント)の形態での現金の分配を許可することも可能である。しかし、その発効直前および後に、(I)違約または違約事件や(Ii)借入基数が不足している場合、または元金の強制前払いを要求する場合は存在しない。
私たちの循環信用計画は多くの肯定的な契約を持っている。必要な循環信用手配条項は以下の通りである：(I)最低流動比率は1.00から1.00であり、四半期流動資産と流動負債の比率で計算される。この比率は、2023年12月31日現在で2.16対1.00、および(Ii)最大純融資債務と調整後EBITDAの比率は3.50対1.00であり、この比率は、この四半期に終了した純融資債務を前4四半期の調整後EBITDAを除いて決定した。2023年12月31日まで、この比率は0.04対1.00であり、2023年12月31日まで、私たちは循環信用手配下のすべての財務契約を守った。任意の違約事件が発生し、持続している間、貸手は私たちの循環信用手配下のすべての債務を加速させることができる。私たちの循環信用手配を管理する循環信用手配には通常の違約事件が含まれており、不払いと契約違反を含む。いくつかの特定の例外状況を除いて、ローンまたはローンの約束を返済していない融資者の大部分の同意を得て、私たちの循環信用手配の条項と規定は一般的に修正することができる。
高級付記
2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日まで、会社の2028年未償還優先手形はそれぞれ9.07億ドルと9.78億ドルだった。当社は2023年に公開市場に進出し、返済されていない2028年優先手形を買い戻す。そのため、同社はそれぞれの買い戻し日までの元金、支払利息、満期割引額を含む7100万ドルを支払った。また、会社は2028年の優先手形の買い戻し時に支払う割引、未償却繰延融資コスト、未償却保険料を含む純収益40万ドルを記録した。
2022年12月、同社は公開市場で未返済の2028年優先債券を買い戻した。そのため、会社は2，200万ドルを支払い、その中には、相応の買い戻し日までの元金、支払利息、満期割引金額が含まれている。また、同社は買い戻しで純収益100万ドルを記録し、2028年の優先手形の買い戻しによる割引、未償却繰延融資コスト、未償却保険料を含む。
2022年7月5日、同組合企業及びその完全子会社EER Finance，Inc.は2022年7月15日に2025年優先債券を償還することを発表し、元金総額は6億ドルであり、当時返済されていなかった全元金総額に相当する。2025年優先債券の償還価格は元本の103.313%に相当し、さらに2025年優先債券および2025年優先債券発行の契約に基づく条項から償還日までの応算および未償還利息(あれば)を加える。2025年優先債券の利息は償還日以降は利上げを停止する。2022年7月15日、会社は6.4億ドルの償還当時未返済のすべての2025年優先債券を支払い、その中には元金総額6億ドル、償還割増2，000万ドル、応算と未償還利息2，000万ドルが含まれている。Brは2025年優先手形の償還に関連しており、当社は2022年12月31日までに償還債務損失2500万ドルを確認した。2025年の高級債券を管理する債券は2022年10月13日に正式に解除された。
2021年10月14日、すなわち2026年優先債券の償還日には、2026年優先債券の元金総額5億ドルを償還し、当時返済されていなかった全元金総額に相当する。2026年高級債券及び2026年優先債券の発行契約の条項によると、2026年優先債券の償還価格は元金の104.125%に相当し、償還日までの応算及び未償還利息(あれば)を別途加算する。2026年優先債券の利息は償還日以降は利上げを停止する。2026年の高級債券の全未償還元金総額は2021年10月14日に償還を終了し、会社は元金総額5億ドルを含む5.26億ドルの償還価格を支払い、利息500万ドルと保険料2100万ドルを計上しなければならない。このような償還に関連して、当社は債務償還損失2，500万ドルを確認し、その中には2，100万ドルの償還保証費と4，000万ドルの未償却繰延融資コストが含まれている。
2023年1月30日以降、私たちは、2028年優先手形を任意の回または複数回償還することができるとき、契約規定の通知に基づいて、以下に規定する償還価格br(元金のパーセンテージで表される)の全部または一部の債券を償還することができ、また、償還手形の課税および未償還利息(ある場合)、償還日を適用される償還日とし、償還日が次の年の1月30日から12ヶ月の期間である場合、手形保有者が関連記録日に利息を受け取る権利制限を受けることができる
| 年.年 | |
2028年高級手形： 償還は価格とリンクする |
| 2024 | | 101.916% |
| 2025 | | 101.437% |
| 2026 | | 100.000% |
| 2027 | | 100.000% |
| 2028 | | 100.000% |
2023年12月31日までの債務満期日は以下の通り(単位：百万ドル)：
| 12月31日までの間に | |||||
| 2024 | $ | — | |||
| 2025 | — | ||||
| 2026 | — | ||||
| 2027 | — | ||||
| 2028 | 907 | ||||
| $ | 907 | ||||
利子収入，純額
以下の金額は、利息収入(支出)が発生し、2023年12月31日、2022年、2021年12月31日までの年間純額(百万ドル)に計上されている
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 現金で利子を払う | $ | (63 | ) | $ | (104 | ) | $ | (140 | ) | |||
| 割増償却を発行する | 2 | 2 | 2 | |||||||||
| 債務発行原価償却 | (3 | ) | (4 | ) | (5 | ) | ||||||
| 課税項目純変動 | 2 | 18 | 16 | |||||||||
| 合計する | (62 | ) | (88 | ) | (127 | ) | ||||||
| 差し引く：利息収入 | 90 | 33 | 1 | |||||||||
| 利子収入合計純額 | $ | 28 | $ | (55 | ) | $ | (126 | ) | ||||
注F-重要なお客様
2023年、2023年、2022年、2021年12月31日までの年度において、調達業者向けの石油、天然ガス、天然ガス販売が会社収入の10%以上を占めているのは以下の通り
| 購買業者 | 2023 | 2022 | 2021 | |||||||||
| 企業原油有限責任会社 | 16 | % | 26 | % | * | |||||||
| 関連側オアシス運送マーケティング会社 | 11 | % | * | * | ||||||||
| トック個人有限会社 | * | 13 | % | 20 | % | |||||||
| ライオンオイル貿易輸送有限責任会社 | * | * | 10 | % | ||||||||
| Navitas Midstream Partners，LLC(1) | * | * | 10 | % | ||||||||
| * | 買い手は適用期間中に会社の収入の10%以上を占めない |
| (1) | Navitas Midstream Partners，LLCは2022年2月に企業原油有限会社に買収されたため，Navitasに適用される金額は企業原油有限責任会社に含まれている |
当社の製品を購入できる他の多くの方がいるため、当社はこれらの買い手を失ったことが原油、天然ガス、天然ガスを販売する能力に実質的な影響を与えないと信じている。
付記G--資産廃棄債務(“ARO”)
AROの変化は、2023年12月31日、2022年、2021年までの間に以下のようになる(百万ドル単位)
|
十二月三十一日 2023 |
十二月三十一日 2022 |
十二月三十一日 2021 |
||||||||||
| アロ新年早々 | $ | 223 | $ | 253 | $ | 246 | ||||||
| ARO追加と処分、純額 | 29 | (26 | ) | 5 | ||||||||
| 生じた資産廃棄コスト | (40 | ) | (30 | ) | (21 | ) | ||||||
| 吸積費用 | 16 | 16 | 14 | |||||||||
| 予算の改訂 | 32 | 10 | 9 | |||||||||
| 阿羅、年末 | $ | 260 | $ | 223 | $ | 253 | ||||||
付記H-派生契約
当社は、一部の不利な市場の影響を受けるリスクを軽減するための派生ツールを締結しています。 炭化水素価格及び電気価格の変動。スワップツールは，ラウンドされた商品を固定価格で取引相手に販売または購入し，変動市場価格で取引相手に購入することを要求する.
セットツールとは，コールオプションや“下限”を同時に購入し，対沖商品のコールオプションや“上限”を異なる固定価格で売ることである.これらの受取手形の条項によると、当社は一般的に手形の開始時に支払いや現金を受け取ることはありません。ヘッジに指定されていないデリバティブは期間末ごとに“市価建て”であり，公正価値の増減は収益に計上される.
次の表は、2023年12月31日までの原油WTI価格、石油ベース、天然ガスHenry Hub価格、Waha Basisとテキサス州電力信頼性委員会(ERCOT)−ERCOT West 345キロボルトセンターデリバティブ契約の未平倉スワップと引受点をまとめた
| デリバティブ契約-石油 |
1つ目は 四半期の業績 |
第二名： 四半期の業績 |
3つ目は 四半期の業績 |
4つ目は 四半期の業績 |
合計する |
会計学： 治療法： |
||||||||||||||||
| ヘッジツールとして指定されていない派生ツール | ||||||||||||||||||||||
| 石油価格スワップ(NYMEX WTI) | 時価で値段を計算する | |||||||||||||||||||||
| 2024: | ||||||||||||||||||||||
| 巻(MBbl) | 91 | — | — | — | 91 | |||||||||||||||||
| 1バレルあたりの加重平均価格 | $ | 86.20 | $ | — | $ | — | $ | — | $ | 86.20 | ||||||||||||
| オイルリング-NYMEX WTI | ||||||||||||||||||||||
| 2024: | ||||||||||||||||||||||
| 巻(MBbl) | 3,640 | 3,185 | 1,104 | 276 | 8,205 | |||||||||||||||||
| 1バレルあたりの加重平均底値 | $ | 62.25 | $ | 63.29 | $ | 66.25 | $ | 70.00 | $ | 63.45 | ||||||||||||
| 1バレルあたりの加重平均最高限価格 | $ | 92.76 | $ | 91.57 | $ | 88.77 | $ | 90.75 | $ | 91.69 | ||||||||||||
| 石油基礎スワップ-NYMEX WTI Midland-Argus | ||||||||||||||||||||||
| 2024: | ||||||||||||||||||||||
| 巻(MBbl) | 3,731 | 3,276 | 1,104 | 368 | 8,479 | |||||||||||||||||
| 1バレルあたりの加重平均価格 | $ | 1.18 | $ | 1.18 | $ | 1.20 | $ | 1.21 | $ | 1.18 | ||||||||||||
| デリバティブ契約--天然ガス |
第一に 四半期.四半期 |
二番目 四半期.四半期 |
第三に 四半期.四半期 |
第四に 四半期.四半期 |
合計する |
会計計算 治療する． |
||||||||||||||||
| ヘッジツールとして指定されていない派生ツール | ||||||||||||||||||||||
| 天然ガスの価格交換-NYMEX Henry Hub | **時価計算 | |||||||||||||||||||||
| 2024: | ||||||||||||||||||||||
| 音量(MMBtu) | 910 | 4,550 | 920 | 920 | 7,300 | |||||||||||||||||
| MMBtuあたりの加重平均価格 | $ | 3.51 | $ | 3.26 | $ | 3.51 | $ | 3.51 | $ | 3.35 | ||||||||||||
| 天然ガス環-NYMEX Henry Hub | ||||||||||||||||||||||
| 2024: | ||||||||||||||||||||||
| 音量(MMBtu) | 10,465 | 4,095 | 2,300 | 2,300 | 19,160 | |||||||||||||||||
| MMBtuあたりの加重平均最低価格 | $ | 2.89 | $ | 2.94 | $ | 2.90 | $ | 2.90 | $ | 2.90 | ||||||||||||
| MMBTUあたりの加重平均上限価格 | $ | 4.69 | $ | 4.05 | $ | 3.93 | $ | 3.93 | $ | 4.37 | ||||||||||||
| 天然ガスベースのスワップ-Waha | ||||||||||||||||||||||
| 2024: | ||||||||||||||||||||||
| 音量(MMBtu) | 11,375 | 8,645 | 3,220 | 3,220 | 26,460 | |||||||||||||||||
| MMBtuあたりの加重平均価格 | $ | (0.67 | ) | $ | (0.83 | ) | $ | (0.70 | ) | $ | (0.70 | ) | $ | (0.73 | ) | |||||||
| デリバティブ契約-電力 |
第一に 四半期.四半期 |
二番目 四半期.四半期 |
3つ目は 四半期.四半期 |
第四に 四半期.四半期 |
合計する |
会計計算 治療する． |
||||||||||||||||
| ヘッジツールとして指定された派生ツール | ||||||||||||||||||||||
| テキサス州電力−電力信頼性委員会(“EERCOT”)−EERCOT西部345キロボルトハブ | キャッシュフローヘッジ | |||||||||||||||||||||
| 2024: | ||||||||||||||||||||||
| 音量(メガワット時) | — | 152,880 | 154,560 | 154,560 | 462,000 | |||||||||||||||||
| 1メガワット時の加重平均電気価格 | $ | — | $ | 40.85 | $ | 40.85 | $ | 40.85 | $ | 40.85 | ||||||||||||
| 2025: | ||||||||||||||||||||||
| 音量(メガワット時) | 151,200 | 131,040 | 132,480 | 132,480 | 547,200 | |||||||||||||||||
| 1メガワット時の加重平均電気価格 | $ | 40.85 | $ | 40.30 | $ | 40.30 | $ | 40.30 | $ | 40.45 | ||||||||||||
| 2026: | ||||||||||||||||||||||
| 音量(メガワット時) | 129,600 | — | — | — | 129,600 | |||||||||||||||||
| 1メガワット時の加重平均電気価格 | $ | 40.30 | $ | — | $ | — | $ | — | $ | 40.30 | ||||||||||||
派生商品損益
デリバティブツールの純損益は，契約価格やツールの月間決済(ある場合)に対する基礎商品指数価格の変動の関数である.我々のいくつかのヘッジ契約はキャッシュフローヘッジツールとして指定されているため、公正価値の変化は、他の包括的収益(損失)で報告され、取引影響収益を予測する際に収益に再分類される。また、私たちは、私たちのいくつかのデリバティブを会計目的のためのヘッジツール として指定しないことを選択していますので、このようなデリバティブツールにヘッジ会計処理を適用しません。したがって，我々のデリバティブツールの公正価値変動はヘッジやツール上の現金決済に指定されず，運営コストと支出の 構成要素に計上され，派生ツールの純収益や損失となる.私たちの契約書の現金決済は私たちのキャッシュフロー表の経営活動の現金流量に含まれています。
以下の表に記載されている期間の派生ツールの収益(損失)(百万ドル単位)：
| 2013年12月31日までの年度 | ||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 派生ツールの純収益 | ||||||||||||
| 石油契約 | $ | 24 | $ | (350 | ) | $ | (629 | ) | ||||
| 天然ガス契約 | 2 | (49 | ) | 4 | ||||||||
| 合計する | 26 | (399 | ) | (625 | ) | |||||||
次の表は、本報告に記載されている間にデリバティブ(支払い)から得られた現金収入純額 (百万ドル単位)：
| 2013年12月31日までの年度 | ||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 派生ツールの現金収入(支払い)、純額： | ||||||||||||
| 石油契約 | 10 | (530 | ) | (557 | ) | |||||||
| 天然ガス契約 | (16 | ) | (45 | ) | — | |||||||
| (6 | ) | (575 | ) | (557 | ) | |||||||
以下の表に，本報告で述べた期間の総合経営報告書と包括収益に及ぼすキャッシュフローのヘッジとして指定されたデリバティブの影響を示す。
|
他の総合収益で確認された価値変化 派生商品の(赤字) |
||||||||||||
| 2013年12月31日までの年間 | ||||||||||||
| キャッシュフロー保証関係における派生ツール | 2023 | 2022 | 2021 | |||||||||
| 商品派生商品.電力 | $ | 14 | $ | (1 | ) | $ | — | |||||
| 合計する | $ | 14 | $ | (1 | ) | $ | — | |||||
誘導公正価値
私たちの派生ツール契約は私たちの貸借対照表にその公正価値で計上し、第2級投入を採用し、強制実行可能な総純額決済手配の制約を受け、この手配は、同じ取引相手と締結した契約で確認された資産と負債公正価値金額を相殺することができる。私たちの会計政策は貸借対照表の資産と負債を流さないことです。次の表に、2022年12月31日、2023年、2022年までの私たちのデリバティブ資産と負債の金額と分類、および純価値スケジュールが確認したデリバティブ資産と負債に与える影響(百万ドル単位)を示します
| 2023年12月31日まで | ||||||||||||||||
| 現在のところ | 非電流 | |||||||||||||||
| 資産 | 負債.負債 | 資産 | 負債.負債 | |||||||||||||
| 原油契約 | $ | 20 | $ | 6 | $ | — | $ | — | ||||||||
| 天然ガス契約 | 20 | 2 | — | — | ||||||||||||
| 電気価格が入れ替わる | 6 | 1 | 9 | 1 | ||||||||||||
| 貸借対照表に列報された総金額 | $ | 46 | $ | 9 | $ | 9 | $ | 1 | ||||||||
| 差し引く：貸借対照表の総金額相殺 | — | — | — | — | ||||||||||||
| 純額 | $ | 46 | $ | 9 | $ | 9 | $ | 1 | ||||||||
| 2022年12月31日 | ||||||||
| 非電流 | ||||||||
| 資産 | 負債.負債 | |||||||
| 電気価格が入れ替わる | 4 | 5 | ||||||
| 貸借対照表に列報された総金額 | $ | 4 | $ | 5 | ||||
| 差し引く：貸借対照表の総金額相殺 | — | — | ||||||
| 純額 | $ | 4 | $ | 5 | ||||
その他の総合収益を累計する
他の全面収益(損失)を累積指定しキャッシュフロー条件に適合したデリバティブを反映した累積損益は，ヘッジ開始から以前の累積他の全面収益(損失)を差し引いて収益の損益に再分類される.累積された他の全面収益(損失)に記録されたキャッシュフローのヘッジに関する損益金額をもとにヘッジ予測取引影響収益の同期収益を再分類する(S)。予測された取引が発生しない可能性が高い場合，蓄積された他の全面収益(損失)における関連純収益や 損失はただちに収益に再分類される.以下の表は、連結貸借対照表に表示された日付の累積その他の全面収益(損失)の構成要素を示す
| キャッシュフローヘッジ | 商品デリバティブ | |||
| その他総合収益(損失)を累計し、2022年12月31日 | $ | (1 | ) | |
| 再分類前期間の他の全面収益(損失) | 14 | |||
| 損失(収益)を期限内純収益に再分類する | — | |||
| その他全面収益(赤字)を累計し、2023年12月31日 | $ | 13 | ||
注一--支払いの引受とまたは事項
私たちは、天然ガスと原油業界に影響を与える連邦と州の法律法規、人身傷害クレーム、所有権紛争、特許権使用料紛争、契約クレーム、雇用クレーム、石油と天然ガス探査開発に関連する汚染クレーム、および環境クレームを含む、様々な通常の法的手続き、紛争およびクレームの当事者であり、これらの訴訟、紛争およびクレームは、以前第三者に売却され、現在の業務に属さなくなった資産に関するクレームを含む、我々の正常な業務過程で発生する。未解決訴訟、紛争、クレームの最終結果 およびそれが私たちに与える影響を正確に予測することはできませんが、最終的に不利な決定を下すと、これらの事項は私たちの財務状況、経営業績、全面収益、あるいはキャッシュフローに大きな悪影響を与えないと信じています。私たちの訴訟手続きやクレームに関連する定期的な評価を継続し、事件の現在の状況に対する私たちの評価を反映するために、任意の準備金を適宜確立して調整していきます。
同社の契約義務には、長期債務、派生債務、資産廃棄義務、会社の輸送約束、購入承諾、掘削承諾が含まれる。2023年12月31日現在、以下の契約義務と実質的な約束(百万ドル)があります
| 期限どおりの支払い | ||||||||||||||||||||
| 契約義務 | 合計する | 1年以下または1年以下 | 2-3年 | 4-5年 |
5つ以上 年.年 |
|||||||||||||||
| 長期債務元金(1) | $ | 907 | $ | — | $ | — | $ | 907 | $ | — | ||||||||||
| 長期債務利息(1) | 220 | 58 | 105 | 57 | — | |||||||||||||||
| 派生負債 | 10 | 9 | 1 | — | — | |||||||||||||||
| 資産廃棄債務(2) | 260 | 15 | 13 | 13 | 219 | |||||||||||||||
| 輸送サービス協定(3) | 33 | 12 | 19 | 2 | — | |||||||||||||||
| 購入承諾(4) | 189 | 189 | — | — | — | |||||||||||||||
| 井戸を掘って完成させる約束(5) | 50 | 38 | 12 | — | — | |||||||||||||||
| 圧縮機約束(6) | 37 | 5 | 27 | 5 | — | |||||||||||||||
| インセンティブ計画の約束(7) | 74 | 44 | 30 | — | — | |||||||||||||||
| 他の約束(8) | 1 | 1 | — | — | — | |||||||||||||||
| $ | 1,781 | $ | 371 | $ | 207 | $ | 984 | $ | 219 | |||||||||||
| (1) | 上記利息支払いには、2023年12月31日現在の我々の長期債務の支払利息と、長期債務を使用した固定金利、宣言の満期日と2023年12月31日現在の未返済元金計算の将来支払いが含まれている。債務に関するその他の情報は、連結財務諸表中のE-長期債務付記 を参照してください |
| (2) | 金額は期間別に明らかにされた埋蔵量に関する予想石油と天然ガス資産放棄に関するコストである |
| (3) | 同社は地域収集システムを接続し、メキシコ湾海岸に石油を輸送するパイプラインに専用輸送力を提供する明確な輸送協定を持っている。私たちは1日平均22，000バレルの長期的な約束を持っている |
| (4) | 当社は石油国家管材(“OCTG”)材料の調達協定を締結しており，これらの材料は当社の石油と天然ガス資産の開発に利用される予定である。これらの協定は2024年の間にこのような材料を固定価格と数量で提供する |
| (5) | 当社は、2023年12月31日現在、通常業務中に各種第三者と掘削·完了契約を締結しており、掘削·圧裂者が会社の掘削·完了プロジェクトを完了できることを確保している。したがって、会社のいくつかの掘削プラットフォームの約束は長期的であるため、会社はASC 842に従って使用権資産および負債を確認した。レンタルに関するその他の情報は、D-石油と天然ガス属性、その他の財産や設備、レンタル情報を参照してください。さらに、契約の初期期間は12ヶ月以下であるため、いくつかの約束は会社の総合貸借対照表に記録されていない。2023年12月31日までの将来最低約束総額は約5000万ドル |
| (6) | 当社は石油と天然ガス物件を経営する正常な業務過程における圧縮機レンタルについて承諾しています。そのため、当社が約束した圧縮機レンタル総額は3，700万ドルです。当社の圧縮機リースは長期契約の制約を受けており、これらの契約は実質的な代替権の制約を受けているため、会計基準編纂テーマ842(“ASC 842”)下のレンタルとはみなされていない |
| (7) | その会社は3年間の長期的なインセンティブを付与した。そこで、当社は“L備考-従業員インセンティブ計画”に記載されている計上すべき金額を計上しています。2023年12月31日現在、会社には7，400万ドルの従業員インセンティブ計画が約束されている |
| (8) | 他の約束はテキサス州ミデランの2年間のオフィススペースレンタルと関連がある |
付記J-公正価値
次の表は、会社が2023年12月31日までに公正価値で記入した金融資産と負債の公正価値計測情報(百万ドル単位)を提供します
| 合計する | 公正価値計量 | |||||||||||||||
| 帳簿価値 | 第1級 | 2級 | 第3級 | |||||||||||||
| 派生ツール： | ||||||||||||||||
| 原油契約資産 | $ | 20 | $ | — | $ | 20 | $ | — | ||||||||
| 原油契約負債 | $ | 6 | $ | — | $ | 6 | $ | — | ||||||||
| 天然ガス契約資産 | $ | 20 | $ | — | $ | 20 | $ | — | ||||||||
| 天然ガス契約責任 | $ | 2 | $ | — | $ | 2 | $ | — | ||||||||
| 電気価格交換資産 | $ | 15 | $ | — | $ | 15 | $ | — | ||||||||
| 電価交換負債 | $ | 2 | $ | — | $ | 2 | $ | — | ||||||||
| ラビ信託基金： | ||||||||||||||||
| 信託の形で保有する有価証券(1) | $ | 19 | $ | 19 | $ | — | $ | — | ||||||||
| (1) | 当社はいくつかの非制限繰延補償計画に関連する信託保有投資を選択した。これらの証券は総合貸借対照表では他の非流動資産や他の非流動負債に分類されており、これらの資金が制限されているため、会社の運営には利用できない。L備考-従業員激励計画 をもっと検討する |
‘次の表は、2022年12月31日までの公正価値別に当社の金融資産と負債の階層構造内の公正価値計量情報(百万ドル単位)を提供します
| 合計する | 公正価値計量 | |||||||||||||||
| 帳簿価値 | 第1級 | 2級 | 第3級 | |||||||||||||
| 派生商品： | ||||||||||||||||
| 電気価格交換資産 | $ | 4 | $ | — | $ | 4 | $ | — | ||||||||
| 電価交換負債 | $ | 5 | $ | — | $ | 5 | $ | — | ||||||||
公正価値から資産廃棄負債を計算する初期計量は、キャッシュフローを割引する技術を採用し、石油と天然ガス資産に関する将来の廃棄コストの内部推定に基づいている。資産廃棄債務を計算する際に使用される重要な3レベルの投入には、閉鎖コストと備蓄寿命が含まれている。br}は、会社を集中的な信用リスクに直面させる可能性のある金融商品には、主に現金と現金等価物、売掛金、派生金融商品が含まれる。当社はその現金と現金等価物 を信用の良い機関に保管している。売掛金に関して、これらの金融商品は主に石油、天然ガスと天然ガス販売、そして共同利息請求書に関するものだ。これらの売掛金は主に石油と天然ガス活動に従事する小会社と大企業から来ている。継続的な信用評価を行う。支払い条件は短期的であり、産業慣行に適合している。
K--従業員福祉計画を付記する
会社に合格した401(K)利益共有計画は、会社の従業員に開放する親会社LLC 401(K)計画に突き進むことである。条件を満たした従業員は、自発的に彼らの401(K)計画口座に入金することで補償を延期することを選択することができるが、計画制限と米国国税局の設定によって制限されている。会社は従業員の基本賃金の最高8%の1ドル(最高限度額を基準)と100%のマッチングを行った。会社の総出資は、2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日までの年間で、それぞれ800万ドルと700万ドル。
L--従業員インセンティブ計画
会社は条件に合った従業員に短期インセンティブ計画を提供する。Br計画によると、ボーナスは会社の財務業績および例年ごとの個人業績目標に応じて現金奨励で支払われる。会社は2023年12月31日、2023年12月31日、2022年12月31日まで、それぞれ短期インセンティブ計画に3200万ドル、2200万ドルを計上している。
当社は長期インセンティブ計画を維持し、資格に適合した従業員に現金奨励を提供し、奨励期間は3年で、年ごとに支払い、継続雇用状況に応じて定められている。2023年12月31日まで、2023年12月31日と2022年12月31日まで、会社はそれぞれ600万ドルと500万ドルの長期インセンティブを計上しなければならない。
同社は1つの幻影単位計画を維持し、ある条件を満たすbr従業員に幻影単位の奨励を与えることを規定している。報酬は3年以内に付与され、継続雇用状況に応じて決定され、現金支払いは、帰属時または場合によっては制御権変更時に各報酬に必要な 仮想単位数を乗じた単位価値(会社が明らかにした埋蔵量による年間価値計算)に等しいと規定される。2023年12月31日と2022年12月31日までに、26，969軒の住宅と39，344軒の住宅が帰属していない。2023年12月31日まで、2023年12月31日と2022年12月31日まで、br社のこれらの合意に関する累計金額はそれぞれ3300万ドルと5500万ドルです。
会社は選定された経営陣と高給社員に非限定繰延給与計画(“NQDC計画”)を提供する。NQDC計画は、NQDC計画において定義されたいくつかの補償の支払いを延期する機会を参加者に提供する。NQDC計画の債務は2023年12月31日現在、1，900万ドルであり、連結貸借対照表の他の長期負債に計上されている。この計画の信託基金が保有する資産(定義は後述)は、連結貸借対照表中の他の非流動資産に計上される。NQDCは第三者機関 によって管理され，繰延補償と投資収益は会社資産として信託(“信託”)に格納される予定である。信託中の資産は、会社が破産しない限り制限され、この場合、信託資産は会社債権者のbr債権に支配される
注：M-メンバー権益
当社は2023年12月31日までの年間で、メンバー会社に25.22億ドルを割り当てた。N−所得税を付記してより詳細に説明するように， 分配部分は，当社がS社からC社に転換することを考えているためである。
2022年12月31日、2022年12月31日、2021年12月31日、会社はそれぞれ12.15億ドルと000万ドル、 をメンバーに配布した。2022年に分配を行うと同時に、当社とステファンス家族信託会社は、ステファンス家信託受取手形を決済することで合意した。そのため、会社はbrの代わりに1，500万ドルを保留し、スティーブン家族信託手形を完全に返済するために当社の任意の金額とすべての金額を返済した。
N--所得税を付記する
S株式会社として、当社はアメリカ連邦所得税と大部分の州税を納めません。しかし、会社は確かにある会社の子会社を通じて何らかの活動を行っており、この子会社は最低額の米国連邦と州所得税を支払うだけでよい。当社の米国連邦と州所得税支出(福祉)の構成要素の概要 は以下に示す期間(百万ドル)
| 2013年12月31日までの年間 | ||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 現在： | ||||||||||||
| 連邦制 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||
| 状態.状態 | (5 | ) | 22 | — | ||||||||
| $ | (5 | ) | $ | 22 | $ | — | ||||||
| 延期： | ||||||||||||
| 連邦制 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||
| 状態.状態 | 17 | 14 | 6 | |||||||||
| $ | 17 | $ | 14 | $ | 6 | |||||||
| 所得税支出 | $ | 12 | $ | 36 | $ | 6 | ||||||
歴史的に見ると、私たちの有効税率は法定税率と異なり、主に会社の収益はアメリカ連邦所得税と大多数の州所得税を支払う必要がないからです。同社は2023年12月31日までの年間で、2022年満期の州税を清算するために約1600万ドルを支払った。
2023年12月31日現在、会社はテキサス州のある申告表を修正して、水平掘削と完全井戸革新に関連するいくつかのbr掘削と試験的支出の納税状況を決定し、これは会社の有効税率を低下させた。会社は2023年に1200万ドルの研究と開発税収控除を確認し、300万ドルの手当を差し引かれたからである。同社は、すべての研究·開発税収相殺が2023年テキサス州特許経営納税申告書に使用されるため、繰延税金資産として含まれる金額はないと予想している。テキサス州信用に関するbr金額を記録しており，回収総金額と回収時間に不確実性があることに注意した。2023年12月31日まで、2023年12月31日と2022年12月31日まで、同社の研究開発税収控除後の課税税金はそれぞれ200万ドルと2300万ドルである。米国の法定税率で計算される所得税支出と、示された期間の持続可能な経営に起因する所得税支出との入金(百万ドル単位)
| 十二月三十一日までの年度 | ||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 所得税前収入 | $ | 3,996 | $ | 4,791 | $ | 1,648 | ||||||
| 会員収入はアメリカ連邦所得税を納めません | 3,996 | 4,791 | 1,648 | |||||||||
| アメリカ連邦所得税の所得税を納める前の収入 | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||
| 連邦法定所得税率 | 21 | % | 21 | % | 21 | % | ||||||
| 法定税率でアメリカ連邦所得税準備金を引き下げる | $ | — | $ | — | $ | — | ||||||
| 現行の国家所得税規定 | 7 | 22 | — | |||||||||
| 現在の研究と開発税収控除 | (15 | ) | — | — | ||||||||
| 評価免除額を変更する | 3 | — | — | |||||||||
| 十二月三十一日までの年度 | ||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 国家所得税を繰延する | 17 | 14 | 6 | |||||||||
| 所得税支給 | $ | 12 | $ | 36 | $ | 6 | ||||||
| 有効所得税率 | 0 | % | 1 | % | 0 | % | ||||||
繰延テキサス州フランチャイズ税は，br金額を携帯した財務報告と既存資産と負債の課税基礎との一時的な違いによるものである。次の表は、繰延税金資産(負債)の主な構成要素を以下の(百万ドル)にまとめた
| 2013年12月31日まで | ||||||||
| 2023 | 2022 | |||||||
| 繰延所得税負債： | ||||||||
| 石油と天然ガスの性質 | $ | (55 | ) | $ | (39 | ) | ||
| 派生ツールの未実現収益(損失) | (2 | ) | (1 | ) | ||||
| 繰延所得税負債総額 | $ | (57 | ) | $ | (40 | ) | ||
| 繰延所得税純額 | $ | (57 | ) | $ | (40 | ) | ||
Endeavor取締役会は2024年1月1日から会社をS社からC社に転換することを決定した。出資親会社が発行済みと未償還持分の所有者は税務転換に同意する。転換後の会社の組織構造再編( 税収構造を含む)の概要については、第(1)項を参照してください。私たちの業務。
EndeavorはS社の納税地位を廃止し、2024年1月1日から発効した。この日の後、会社はC-Corporationとして連邦所得税を納めます。
S社として、会社の収入及び控除額はその所有者に転嫁され、その個人申告書に基づいて課税される。同社は連邦所得税を納めておらず、連邦所得税資産や負債口座も維持していない。C級会社として、当社は連邦企業所得税規則と公認会計基準の所得税会計に対する要求を遵守する。連邦所得税資産、負債、そして費用は今会社の財務諸表に記録されるだろう。公認会計原則に基づき、当社はその資産の帳簿ベースと2024年1月1日までに確定した納税ベースとの差額に繰延税金負債を設立する。この繰延負債はまだ最終的には確定されていないが、15億から17億ドルの間と推定されている。この負債の相殺は収入 表で確認されるだろう。
注O-後続事件
“N-所得税説明”で述べたように、米国連邦所得税の目的のためにS社からC社に転換するため、会社は2024年1月1日に繰延税金負債と対応する繰延税項目支出が15億~17億ドルの間であることを確認する予定だ。税項転換は会社の将来の経営業績および全面的な収益と課税項目負債に重大な影響を与える見通しだ。
二零二四年一月から二零二四年一月まで、当社は約7，100万ドルでテキサス州ミデラン県約10，980エーカーの深井権益を買収する協定を締結した。また、当社はその全額付属会社1979年に特許権使用料有限会社を通じて合意を締結し、関係のない第三者にミデランとデラウェア州盆地の7，182エーカーの純特許権使用料を買収し、総購入価格は6，200万ドルであった(慣例の成約と成約後の調整による)。
二零二四年二月十一日、吾らは響尾蛇と合併協議及び合併計画(“合併協議”)を締結し、これにより、当社はガラガラヘビの全額付属会社と合併し、その全額付属会社(“響尾蛇合併”)となる。ガラガラヘビ合併の結果、ガラガラヘビは親会社の発行済みと未償還持分の100%を買収し、奮進親会社は奮進エネルギー資源会社のすべての発行済みと未償還持分を持つ実体である。合併合意の条項と条件によると、会社のすべての持分は、基本現金金額80億ドルを含む合計(I)の現金対価格に変換される。調整と(Ii)約117.3株の響尾蛇 普通株が必要である
この取引はガラガラヘビ取締役会の満場一致で承認され、会社もすべての必要な承認を得た。合併協議は、当社がビジネス上合理的な努力で正常な過程で当社の業務を展開し、従来のやり方と一致することを求めています。そのため、合併協定にはいくつかの臨時経営契約が掲載されており、当社がガラガラヘビの書面の同意なしにいくつかの重大な行動をとる能力(無理な抑留、付加条件または遅延に同意してはならない)を制限しており、資本支出が当社が承認した資本予算の115%を超えること、当社の大部分の資産を売却し、当社の組織ファイルを修正または変更したり、いくつかの重大な契約を締結したりすることを含むが、これらに限定されない。ガラガラヘビ合併は2024年第4四半期に完成する予定で、前提は必要なガラガラヘビ株主投票と常習監督管理許可を含む慣用的な完成条件を満たすことである。
経営陣は、2024年3月13日までの後続事件、すなわち連結財務諸表を発表できる日 を評価しました。
親会社、有限責任会社に努力する
石油·天然ガス生産活動に関する補足資料(監査なし)
石油、天然ガス、NGL埋蔵量情報
当社がここで提供する埋蔵量情報は独立石油工程コンサルタントが作成し，2023年12月31日，2022年12月31日，2021年12月31日までである。埋蔵量情報はすでに明らかにされた埋蔵量の数量を推定し、未来の生産量と開発支出時間を予測する上で多くの固有不確定性の影響を受けている。そのため，将来の情報の提供にともない，埋蔵量推定値が変化する可能性がある.
以下の情報は、米国証券取引委員会規則に基づいて作成された2023年、2022年、2021年12月31日までの会社が明らかにした埋蔵量推定値を代表する。これらの規定は、会社が公認された埋蔵量定義と定価に従って埋蔵量推定値を作成することを要求する。
| | | 2023 | | | 2022 | | | 2021 | ||||||||||||||||||||||||||||
| | |
石油.石油 (Mbbl) |
| |
天然 ガス.ガス (MMcf) |
| |
NGL (Mbbl) |
| | MBOE(a) | | |
石油.石油 (Mbbl) |
| |
天然 ガス.ガス (MMcf) |
| |
NGL (Mbbl) |
| | MBOE(a) | | |
石油.石油 (Mbbl) |
| |
天然 ガス.ガス (MMcf) |
| |
NGL (Mbbl) |
| | MBOE(a) | |
| すでに発達していることが証明された | | | 379,329 | | | 1,573,030 | | | 312,386 | | | 953,887 | | | 369,003 | | | 1,365,437 | | | 276,068 | | | 872,644 | | | 321,053 | | | 941,717 | | | 183,064 | | | 661,070 |
| 未開発であることが証明された | | | 271,704 | | | 812,992 | | | 162,750 | | | 569,953 | | | 314,370 | | | 864,387 | | | 182,639 | | | 641,074 | | | 317,362 | | | 802,384 | | | 161,049 | | | 612,142 |
| 証明された総数 | | | 651,033 | | | 2,386,022 | | | 475,136 | | | 1,523,840 | | | 683,373 | | | 2,229,824 | | | 458,707 | | | 1,513,718 | | | 638,415 | | | 1,744,101 | | | 344,113 | | | 1,273,212 |
| (a) | 天然ガスのMCFはバレル油当量に換算されており，換算係数は1バレル6 MCFである |
審査期間内の平均スポットと井口価格は，貸借対照表日までの直近12カ月の石油と天然ガス価格の未加重算術平均値 から算出したものであり，以下のようになる。スポット価格は参考までであり，我々のPV−10の計算には用いられない。
| 2013年12月31日まで | ||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| WTI現品価格 | $ | 78.21 | $ | 94.14 | $ | 66.55 | ||||||
| Henry Hub現品価格(天然ガス) | $ | 2.64 | $ | 6.36 | $ | 3.60 | ||||||
| 有効井口定価： | ||||||||||||
| 石油.石油 | $ | 78.14 | $ | 96.18 | $ | 65.37 | ||||||
| 天然ガス | $ | 1.31 | $ | 4.34 | $ | 2.90 | ||||||
| 天然ガス液体 | $ | 17.88 | $ | 31.94 | $ | 24.31 | ||||||
未来の純現金流を割引する
米国証券取引委員会のガイドラインによると、2023年、2022年、2021年の将来のキャッシュフロー割引の標準化尺度は、1月から12月までの12ヶ月間の石油と天然ガスの毎月価格の未加重算術平均初日(場所と品質差に応じて調整)を年末に明らかにした埋蔵量の推定未来生産量に適用することで決定された。
将来の現金流入から期末コストに基づく推定将来の生産·開発コストを減算し、明らかにされた石油·天然ガス資産に関する現金流入を決定する。将来の現金純流入は10%の年間割引率を用いて割引し，標準化された尺度を得る。2023年12月31日現在、将来の課税所得額や損失は当社ではなく会員に直接計上されるため、将来の所得税支出はまだ計上されていません。未来の一般的、行政、利息支出の見積もりも考慮されていない。次の表に記載されている将来の現金流量の純額割引に対する標準化計量は石油と天然ガス資産の公平な市場価値を代表するものではない。未解明の土地には何の価値も与えられていない。明らかにされた埋蔵量の数，収量予測および将来のコストの時間と金額を見積もる際には，固有の重大な不確実性が存在する
将来的に残存埋蔵量寿命内に実現される石油と天然ガス価格は使用する価格と大きく異なる可能性がある。また，採用した年末コストや10%割引率を用いた推定方法は，必ずしも公正価値の決定に適しているとは限らない.
2023年12月31日、2022年12月31日、2022年12月31日、2021年12月31日まで、石油、天然ガス、天然ガス埋蔵量に関する将来のキャッシュフロー割引標準化計量は以下の通りである(単位：百万ドル)
| 2023年12月31日 | ||||||||||||
|
証明しました 開発する |
証明しました 未開発 |
証明された総数 | ||||||||||
| 将来現金流入 | $ | 37,355 | $ | 25,129 | $ | 62,484 | ||||||
| 将来の生産コスト | 13,683 | 6,386 | 20,069 | |||||||||
| 将来の開発コスト | 36 | 4,289 | 4,325 | |||||||||
| 未来浄現金流 | 23,636 | 14,454 | 38,090 | |||||||||
| 10%割引を引いて、キャッシュフローのタイミングを反映します | 9,783 | 7,305 | 17,088 | |||||||||
| 将来の純現金流量割引の標準化計量 | $ | 13,853 | $ | 7,149 | $ | 21,002 | ||||||
| 2022年12月31日 | ||||||||||||
|
証明しました 開発する |
証明しました 未開発 |
証明された総数 | ||||||||||
| 将来現金流入 | $ | 50,151 | $ | 39,899 | $ | 90,050 | ||||||
| 将来の生産コスト | 13,685 | 7,191 | 20,876 | |||||||||
| 将来の開発コスト | 38 | 4,831 | 4,869 | |||||||||
| 未来浄現金流 | 36,428 | 27,877 | 64,305 | |||||||||
| 10%割引を引いて、キャッシュフローのタイミングを反映します | 16,911 | 15,358 | 32,269 | |||||||||
| 将来の純現金流量割引の標準化計量 | $ | 19,517 | $ | 12,519 | $ | 32,036 | ||||||
| 2021年12月31日 | ||||||||||||
|
証明しました 開発する |
証明しました 未開発 |
証明された総数 | ||||||||||
| 将来現金流入 | $ | 28,093 | $ | 26,973 | $ | 55,066 | ||||||
| 将来の生産コスト | 8,417 | 5,622 | 14,039 | |||||||||
| 将来の開発コスト | 65 | 2,888 | 2,953 | |||||||||
| 未来浄現金流 | 19,611 | 18,463 | 38,074 | |||||||||
| 10%割引を引いて、キャッシュフローのタイミングを反映します | 9,048 | 10,170 | 19,218 | |||||||||
| 将来の純現金流量割引の標準化計量 | $ | 10,563 | $ | 8,293 | $ | 18,856 | ||||||
次の表は、列挙された各時期の総推定値が埋蔵量の変化を明らかにする情報を提供する
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 証明された総数 |
教育委員会 (MBOE) |
イギリス中央銀行： (MBOE) |
イギリス中央銀行： (MBOE) |
|||||||||
| 期初残高 | 1,513,718 | 1,273,212 | 837,199 | |||||||||
| 改訂版 | (207,332 | ) | (171,241 | ) | (50,107 | ) | ||||||
| 拡張と発見 | 45,095 | 89,230 | 82,373 | |||||||||
| PUD追加 | 314,498 | 412,822 | 436,713 | |||||||||
| 物件買収 | 8,350 | 269 | 66 | |||||||||
| 資産剥離 | (1,222 | ) | (4,051 | ) | (412 | ) | ||||||
| 生産する | (123,258 | ) | (101,761 | ) | (74,920 | ) | ||||||
| 経済効果 | (26,009 | ) | 15,238 | 42,300 | ||||||||
| 期末残高 | 1,523,840 | 1,513,718 | 1,273,212 | |||||||||
次の表は、2023年12月31日、2022年、2021年12月31日、2023年、2022年、2021年までの標準化割引の将来の純現金フロー測定基準(百万ドル単位)を提供します
| 十二月三十一日までの年度 | ||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 期初残高 | $ | 32,036 | $ | 18,856 | $ | 5,186 | ||||||
| 改訂版 | (3,848 | ) | (2,414 | ) | 2 | |||||||
| 拡張と発見 | 934 | 2,694 | 1,720 | |||||||||
| PUD追加 | 3,931 | 7,957 | 5,852 | |||||||||
| 物件買収 | 129 | 6 | 1 | |||||||||
| 資産剥離 | (22 | ) | (44 | ) | (2 | ) | ||||||
| 生産する | (2,228 | ) | (2,939 | ) | (1,102 | ) | ||||||
| 経済効果 | (9,930 | ) | 7,920 | 7,199 | ||||||||
| 期末残高 | $ | 21,002 | $ | 32,036 | $ | 18,856 | ||||||
改訂版
修正は，これまでの埋蔵量推定の変化を表しており，上向きでも下向きでも，これは，通常開発掘削や生産履歴から得られる新たなbr情報によるものである。2023年合計下方修正2023年207 MMBOEは，主に92 MMBOEのPUD埋蔵量を下方修正することが含まれており，これらの埋蔵量は，会社の今後5年間の掘削計画brにはなく，我々の掘削計画が整備されていることと，最大の機会を提供して効率，採取率，リターン率を向上させる分野に資本が再分配されているためである。技術改正と良好な業績により、改訂には下方115 MMBOEも含まれている。
拡張、発見、その他の追加
これらは，我々が明らかにした埋蔵量の補完であるが，これは，(I)発見後しばらくの間に追加掘削により以前に発見された埋蔵量の明らかな面積を拡大することと，(Ii)明らかな埋蔵量を持つ新油田の発見や旧油田で明らかにされた埋蔵量の新石油ガス貯蔵を発見したためである。上表に反映された3年間の1年ごとの延期、発見及びその他の新規埋蔵量は、主に当社が前記各期間内に掘削及び完了活動に成功したことによる明らかな埋蔵量の増加によるものである。MMBOEは206井戸を含めて45本拡大·発見され，201本は開発生産が明らかになり，5本は非生産井(“PDNP”)が開発されていることが明らかになった。206井戸のうち161井戸は非作業井であり，そのうち45井戸は同社が運営している。これは2023年の間に掘削された掘削の埋蔵量であり，2022年12月31日の会社埋蔵量報告にはPDNP埋蔵量もPUD埋蔵量も含まれていない。
未開発埋蔵量が明らかになった
同社は毎年そのPUD埋蔵量を審査し，適切な計画開発という 埋蔵量種別を確保している。会社が最初の記録日から5年以内にこれらの埋蔵量をPDP埋蔵量に変換する予定である場合にのみ、PUD埋蔵量を記録する。私たちの開発計画には、2024年の資本予算に含まれるプロジェクトに資本を割り当て、その後数年間、この5年以内にPUD備蓄をPDP備蓄に変換するために、私たちの長期業務計画に資本を割り当てることが含まれています。全体的に言えば、私たちの2024年資本予算と長期資本計画は主に内部で発生したキャッシュフロー、循環信用手配下の借入可用性と企業信用指標に対する期待によって決定される。どの年末期間の埋蔵量計算も私たちの当時の発展計画を代表している。大口商品の定価、油田サービスコストと可獲得性などの経済要素の変化は開発計画の変化を招く可能性がある。PUD新規プロジェクトは436の経済地点(168個の掘削されたが完成していない)を含む合計314個のMMBOEであり、そのうち291の経済地点(56個の掘削が完了したが完成していない)は会社によって運営され、これらの地点はすべて水平なミデラン盆地である。2023年12月31日現在、私たちは5年間開発されていない埋蔵量を超えていない。
物件買収
これらはしばらくの間に物件を買収して増加した明らかな埋蔵量である。私たちのbrは過去3年間大きな買収がなかった。
資産剥離
これらはしばらくの間財産を処分することによる明らかな埋蔵量の減少である.
経済効果
経済効果とは炭化水素価格と差額、運営コスト或いは開発コストなどの経済要素の変化による埋蔵量推定の変化である。近年の大口商品価格の大幅な変動、及び任意の価格回復のタイミング、幅と持続時間の不確定性を考慮して、強い貸借対照表を維持し、十分な流動性と財務柔軟性を維持することはすでに著者らの長期業務戦略の日々重要な構成部分になっている。私たちが財務の柔軟性を維持し、新しい債務を最大限に減少させる戦略によると、私たちは2023年に規律のある支出方法を維持し、そして引き続き私たちの資本計画を完備し、最大の機会を提供して運営効率とコスト低減を実現する分野に重点を置き、未開発の面積を生産所の持つ面積に転換し、井戸を最適化することによって炭化水素回収率、キャッシュフローと収益率を高める。価格と運営コストの変化により同値埋蔵量純変化26 MMBOEが明らかになった。2023年末の平均有効価格は石油1バレル当たり78.14ドル、1立方フィート天然ガス1.31ドル、天然ガス1バレルあたり17.88ドルであるが、2022年末の平均有効価格は石油1バレル96.18ドル、1立方フィート天然ガス1バレル4.34ドル、天然ガス1バレル31.94ドルである。
技術者の資格を担当する
ここで示した埋蔵量推定はNSAIが独立して評価されており，NSAIは工業，金融組織，政府機関のための石油財産分析のグローバルリーダーである。NSAIは1961年に設立されテキサス州の専門エンジニア委員会の登録番号はF-2699です。NSAI内部で主にNSAI貯留量報告書の作成を担当する技術者はランドルフ·K·グリーンとウィリアム·J·ナイツである。テキサス州の登録技師さん(番号72951)は1983年以来、国家石油学会で石油工学のコンサルティング事業に従事しており、41年以上のキャリア経験を有している。彼はテキサス工科大学を卒業し、石油工学理学学士号を取得した。Knightsさんはテキサス州(番号1532)の証明書を持っている専門の地球科学者で、1991年からNSAIで石油地球科学コンサルティングの仕事をしてきて、43年以上の経験を持っています。彼はテキサスキリスト教大学を卒業し、地質学理学学士号と地質学理学修士号を持っている。この2人の技術担当者はすべて石油エンジニア協会が公布した“石油天然ガス埋蔵量情報評価と監査標準”で提出された教育、訓練と経験要求を達成或いは超えた；二人はすべて業界標準実践を工学と地球科学評価に賢明に応用し、及びアメリカ証券取引委員会とその他の業界埋蔵量の定義とガイドラインを応用することに精通している。
埋蔵量推定プログラムを明らかにする
明らかにされた石油，天然ガス，天然ガス埋蔵量数は，米国証券取引委員会の石油，天然ガス，天然ガス埋蔵量報告規則に基づいて作成された推定数に基づいている。我々の準備金定義は、米国証券取引委員会S-X規則第4-10(A)(1)-(32)条の定義に適合する。私たちのすべての埋蔵量見積もりは私たちの内部の企業油貯蔵工事グループがメンテナンスを担当し、このグループは油貯蔵エンジニアとエンジニアリング技術者から構成されている。このグループの目標と管理は会社の探査と生産機能から独立している。わが企業の石油貯蔵プロジェクトグループの主な目標は、運営と経済パラメータ(生産量予測、価格と地域差、運営費用、所有権など)を継続的に監視と適時に更新することで、会社のすべての資産の正確な予測を維持することである。アメリカ証券取引委員会が確立したガイドラインに沿って。
石油と天然ガス事業
(百万ドル)
(未監査)
次の表には私たちの石油と天然ガス探査と生産活動に関する直接収入とコスト情報が含まれています。
| 2013年12月31日までの年間 | ||||||||||||
| 2023 | 2022 | 2021 | ||||||||||
| 石油と天然ガス生産収入 | $ | 6,165 | $ | 6,985 | $ | 3,689 | ||||||
| 運営コストと所得税を下げる | ||||||||||||
| リース経営費 | 688 | 569 | 421 | |||||||||
| 生産税 | 301 | 351 | 187 | |||||||||
| 使い果たす | 1,036 | 719 | 515 | |||||||||
| 吸引積 | 16 | 16 | 14 | |||||||||
| 所得税費用 | 12 | 36 | 6 | |||||||||
| 総運営コストと所得税 | 2,053 | 1,691 | 1,143 | |||||||||
| 石油·天然ガス生産活動の経営成果 | $ | 4,112 | $ | 5,294 | $ | 2,546 | ||||||
F-35
2024年3月11日
オトリ·C·ステファンスさん
奮進エネルギー会社L.P
北マリエンフィールド通り110号、200号スイートルーム
テキサス州ミデラン、郵便番号79701
尊敬のステファンスさん：
あなたの要求によると、2023年12月31日までの明らかにされた埋蔵量と将来の収入は、米国のある石油および天然ガス資産におけるエネルギー資源会社(Endeavor Energy Resources，L.P.)の権益であると推定されている。私たちは2024年1月29日頃に評価を終えた。本報告で推定された明らかな埋蔵量 は，奮進して持つすべての明らかな埋蔵量を構成していることが理解されている。本報告における試算は、米国証券取引委員会(米国証券取引委員会)の定義及び規定に基づいて作成され、“財務会計基準編纂”第932号、“採掘活動−石油及び天然ガス”に適合するが、将来の所得税は含まれておらず、要求に応じて、放棄コストは将来の純収入の推定に含まれていない。この手紙の後に続いて定義が与えられた。この報告書は奮進会社の2023年の年間報告書に組み込むために準備されている。
2023年12月31日までにこれらの物件の純埋蔵量と将来の純収入は
| | | 純備蓄額 | | | 将来の純収入(M$) | ||||||||||
| カテゴリー | | |
石油業界 (Mbbl) |
|
NGL： (Mbbl) |
| |
ガスボンベ (MMcf) |
| | 合計する | | |
現在の価値： 金利は10%です |
|
| 検証された開発生産 | | | 364,856.4 | | | 301,579.1 | | | 1,520,279.7 | | | 22,609,995.6 | | | 13,200,998.7 |
| 開発された非生産型 | | | 14,473.0 | | | 10,807.5 | | | 52,749.9 | | | 1,025,353.4 | | | 652,008.3 |
| 未開発であることが証明された | | | 271,704.1 | | | 162,750.3 | | | 812,991.6 | | | 14,454,273.5 | | | 7,148,649.5 |
| 証明された総数 | | | 651,033.5 | | | 475,136.9 | | | 2,386,021.2 | | | 38,089,622.6 | | | 21,001,656.5 |
四捨五入のため、合計が加算できない可能性があります。
表示された石油の数は原油と凝縮油を含む。石油と天然ガス液体(NGL)の体積は千バレル(Mbbl)で表され；1バレルは42アメリカガロンに相当する。標準温度と圧力に基づいて，ガス体積は百万立方フィート(MMcf)で表される。
埋蔵量分類は確実性の相対的な程度を伝達し，埋蔵量亜分類は 開発と生産状況に基づいている.要求によると、これらの物件に存在する可能な埋蔵量と可能な埋蔵量はまだ含まれていない。本報告に含まれる準備金と将来収入推定数はリスク調整を行っていない。本報告には，未開発埋蔵量を推定する地域以外の未開発面積権益に起因する価値は何も含まれていない。
総収入とは、奮進して任意の を差し引く前に物件から得られた総収入(100%)に占めるシェアである。将来の純収入は、奮進会社の生産税、従価税、資本コスト、運営費用を差し引いた後、任意の所得税を考慮する前に。将来の純収入は10%の年率で割引して、その現在値を確定し、これは時間が貨幣価値に与える影響を示している。本報告に記載された未来の純収入は、割引でも未割引でも、物件の公正な市場価値と解釈されるべきではない。
本報告で用いた価格は，2023年1月から12月までの各月の
月初価格の12カ月未加重算術平均値に基づいている。石油とNGL生産量に対して、西テキサス中質原油の平均スポット価格は1バレル78.21ドルであり、品質、輸送費と市場差額によってレンタル調整を行った；ある物件に対して、NGL価格調整後は負の値であった。空気量については，Henry Hubの平均スポット価格はMMBTUあたり2.637ドルであり，エネルギー含有量，輸送費と市場差額に応じてリースにより調整されており，
はある物件では調整後のガス価格は負の値である。もし適用されれば、天然ガス価格はNGLの価値を含むように調整された。ミデラン盆地のある物件については，奮進会社の灰色オーク管有限責任会社の輸送契約に関する費用(2027年3月31日までの有効期間)を原油価格減額として計算する。すべての価格は不動産の全ライフサイクルにわたって変わらない。これらの資産の残存寿命では，生産量に応じた平均調整製品価格は石油1バレル当たり78.14ドル，天然ガス1バレル当たり17.88ドル，天然ガス1立方メートル当たり1.306ドルであった
本報告で使用した運営コストは，奮進した運営費用記録から計算した。これらのコストには，共同経営プロトコルで許可されている1井戸あたりの間接費用と，地域や油田レベルおよび以下で発生するコスト見積り数がある。運営コストは井戸1本当たりのコスト、井戸ごとの井戸修理コストとbr}の単位生産量当たりのコストに分けられる。奮進会社の本部一般管理費及び行政管理費用は、経営する財産の共同業務協定に含まれる。運営コストはインフレによって上昇しません
本報告で使用される資本コストは、奮進会社によって提供され、支出許可と最近の活動の実際のコストに基づいている。資本コストには新開発井と生産設備に必要な資本コストが含まれる。将来の開発計画の理解、提供された記録の審査、類似物件に対する私たちの理解に基づいて、これらの見積もりの資本コストは合理的だと思います。資本費用はインフレによって上昇しないだろう。要求に応じて、私たちの推定には、レンタルおよび油井装置のいかなる残存値も含まれていないし、財産を放棄するコストは含まれていない。
本報告では，これらの財産については何の実地検査も行っておらず，油井や施設の機械操作や状況も検査していない。私たちは物件に関連した可能な環境責任を調査していない；したがって、私たちの推定には、そのような可能な責任によるいかなるコストも含まれていない。
私たちは過剰配送やbr配送不足による潜在数量と価値の不均衡を調査して、奮進的な利益を得ていない。したがって、私たちの埋蔵量と将来の収入の推定には、このような不均衡を解決するための調整は含まれていない；私たちの予測は、企業が将来の総生産量の推定における純収入利息シェア を受け取ることに基づいている。
本報告で示した埋蔵量は推定数のみであり，適切な数と解釈すべきではない。埋蔵量を明らかにするとは、工事と地学データ分析を通じて、経済的に生産可能な石油と天然ガスの数量を合理的に推定することができ、可能と可能な埋蔵量とは明らかな埋蔵量よりも不確定な追加埋蔵量である。埋蔵量の見積もりは市場状況、将来の運営、法規の変化或いは実際の油貯蔵動態によって増加或いは減少する可能性がある。本文で議論した主要な経済仮説を除いて、私たちの推定はいくつかの仮定に基づいており、これらに限定されず、物件は前進して私たちに提供された現在の発展計画に従って開発され、br物件は慎重な方法で運営され、いかなる政府法規や制御措置が権益所有者の貯蔵量を回収する能力に影響することはなく、未来の生産量の予測は実際の業績と一致することが証明される。埋蔵量が回収された場合、それによって生成される収入およびそれに関連するコストは、推定された金額を多少下回る可能性がある。政府の政策と供給と需要の不確実性により，販売率，受信した埋蔵量価格およびこのような埋蔵量を回収することによるコストは，本報告を作成する際に行った仮定とは異なる可能性がある
本報告では、地質地図、試井データ、生産データ、歴史価格およびコスト情報、および財産所有権権益を含むが、これらに限定されない技術および経済データを使用した。本報告の埋蔵量は確定的方法を用いて推定され、これらの推定は石油技術者協会が公布した石油と天然ガス埋蔵量情報推定と監査に関する基準(SPE標準)に基づいて作成された。我々は標準的な工学と地球科学的手法，あるいは動的分析と類比を含む方法を組み合わせており，これらの方法は適切かつ必要であり，米国証券取引委員会の定義や法規に基づいて埋蔵量を分類·推定することができると考えられる。これらの埋蔵量の大部分は未開発のための地域であり， これらの埋蔵量は類似した地質や貯留層の特徴を持つ属性との類比に基づいている。石油や天然ガス評価のすべての面と同様に，工学や地学データの解釈には固有の不確実性があるため，我々の結論は必然的にインフォームドコンセントの専門的な判断のみを代表するものである。
我々の評価に用いたデータは，Endeavor，公共データ源，オランダSewell&Associates，Inc.(NSAI)の非機密文書から来ており，正確であると考えられる.仕事をサポートするデータは私たちのオフィスに保存されています。私たちはまだ物件の所有権を審査したり、所有しているbr資本の実際の程度やタイプを独立して確認していません。主に，本稿で述べた試算を作成する技術者が，SPE規格に規定されている資格，独立性，客観性，セキュリティに関する要求を満たしている.ランダルフ·K·グリーンは，テキサス州に専門エンジニアとして登録され，1983年からNSAIで石油工学コンサルティング業務に従事しており，41年を超える業界経験を有している。ウィリアム·J·ナイツはテキサス州の免許を持つ専門地球科学者で、1991年からNSAIで石油地球科学コンサルティングに従事し、43年を超える業界経験を持っている。私たちは独立した石油エンジニア、地質学者、地球物理学者、岩石物理学者です。私たちはこれらの財産に興味がなく、臨時雇用でもありません。
| | | 真心をこめて | ||||
| | | | | |||
| | | オランダ·ヒューアール法律事務所 | ||||
| | | テキサス州登録工事事務所F-2699 | ||||
| | | | | |||
| | | | | /S/リチャード·B·ターリー | ||
| | | 差出人： | | | ||
| | | | |
リチャード·B·ターリースポーツ 最高経営責任者： |
||
| | | /S/ランダルフ·K·グリーン | | | | | /S/ウィリアム·J·ナイツ | ||
| 差出人： | | | | | 差出人： | | | ||
| | | ランドルフ·K·グリーンスポーツ72951 | | | | | ウィリアム·J·ナイツP.G.1532 | ||
| | | 上級副総裁 | | | | | 総裁副局長 | ||
| | | | | | | ||||
| 署名日：2024年3月11日 | | | 署名日：2024年3月11日 | ||||||
| | | | | | |||||
| RKG：CLH | | | | | | | |||
石油と天然ガス埋蔵量の定義
米国証券取引委員会法規S-X第210.4-10(A)節
米国証券取引委員会(米国証券取引委員会)法規S-X第210.4-10(A)節では、以下の定義を規定している。(1)石油エンジニア協会が承認した2018年の石油資源管理システム、(2)財務会計基準コードテーマ932、採掘活動である石油と天然ガス、および(3)米国証券取引委員会のコンプライアンスおよび開示解釈からの補足情報も含まれている。
(1) 物件購入賃貸配当および購入または賃貸物件の選択権のコスト、鉱業権を含む土地を費用形態で購入する際に鉱物に適用されるコスト部分、仲介人費用、記録費、法的コスト、および物件買収によって生じる他のコストを含む、購入、賃貸、または他の方法で物件を買収することによって生じるコスト。
(2) 類比油蔵それは.資源評価で使用される類似の油貯蔵は、類似した岩石および流体特性、油貯蔵条件(深さ、温度および圧力)および駆動機構を有するが、一般に、関心のある油貯蔵よりも高度な開発段階にあるので、より限られたデータの説明および採取収率の推定を支援するための概念を提供することができる。明らかにされた埋蔵量を支援するために使用される場合、“類比油貯蔵”とは、関心のある油貯蔵と以下の特徴を有する油貯蔵を意味する
| (i) | 同じ地質構造(ただし、必ずしも関心のある貯留層圧力と連通するとは限らない) |
|
|
(Ii) | 同じ堆積環境です |
| (Iii) | 似たような地質構造と |
| (Iv) | 同じ駆動装置です |
(A)(2)段落への指示：全体的に，蓄積層特性は，擬似蓄積層において興味のある蓄積層よりも有利ではない.
(3) アスファルト.アスファルトそれは.アスファルトは，天然アスファルトとも呼ばれることがあり，天然鉱物中の粘度が10，000センチポアズより大きい固体や半固体石油であり，鉱物の原始温度や大気圧で測定され，ガスを含まない。その自然状態では、通常、硫黄、金属、および他の非炭化水素を含む。
(4) 凝析油それは.凝縮油は炭化水素の混合物であり，原始貯留層温度と圧力で気相中に存在するが，生産時には地上圧力と温度で液体である。
(5) 確実性推定それは.埋蔵量計算における各パラメータ(地学的、工学的、または経済的データから)の単一の値が埋蔵量推定プロセスで使用されるとき、埋蔵量または資源を推定する方法を決定性 と呼ぶ。
(6) すでに石油·ガス埋蔵量を開発したそれは.開発された石油と天然ガス埋蔵量とは、採掘可能な任意のタイプの埋蔵量を意味する
| (i) | 既存の装置および作業方法を有する既存の油井によって、または新しい油井のコストと比較して、必要な装置のコストが比較的小さいことと、 | |
| (Ii) | 設置した採掘設備と埋蔵時に運転するインフラにより，油井に触れない方式で採掘を行うかどうかを推定する |
定義--1ページ目、全10ページ
石油と天然ガス埋蔵量の定義
米国証券取引委員会法規S-X第210.4-10(A)節
| 2018年石油資源管理システム補足定義：
生産埋蔵量は開発されています-推定発効日に開放され生産された完全井セグメントから回収される予定です。改良されたbr採掘プロジェクトが運営された後にのみ，生産改善された採掘埋蔵量が考慮される。 開発された非生産埋蔵量である関井と管後埋蔵量。閉鎖された埋蔵量は，(1)推定時に開いているが生産が開始されていない完了期，(2)市場状況や配管接続により閉鎖された油井，あるいは(3)機械的な理由で生産できない油井から回収される予定である。既存の油井から追加の 井戸の作業や将来操業前に再完成した区域回収管後の貯蔵量が必要と予想されるが，これらの埋蔵量を得るコストは低い。すべての場合、新油井を掘削するコストに比べて、生産を開始または回復するコストは相対的に低い。 |
(7) 開発コスト埋蔵量を明らかにし，石油や天然ガスを採掘，処理，収集，貯蔵する施設を提供することによるコストを得た。より具体的には，開発コストは，支援設備や施設の減価償却や適用の運営コスト，開発活動の他のコストを含めて，以下の点で発生するコストである
| (i) | 掘削の井位を取得し、準備することは、特定の開発掘削地点を決定すること、地面の整理、排水、築路、公共道路、天然ガス管、送電線の移転を決定することを含み、埋蔵量が明らかにされた開発に必要な程度に達する |
| (Ii) | 掘削および装備開発井、開発型地層試験井およびサービス井は、プラットフォームおよび井戸設備(例えば、スリーブ、油管、揚水設備および井口アセンブリ)のコストを含む |
| (Iii) | リースパイプライン、分離器、プロセッサ、ヒータ、マニホルド、測定装置、生産タンク、天然ガス循環および加工工場、ならびに中央公共施設および廃棄物処理システムなどの生産施設の購入、建設および設置 |
| (Iv) | 改善された回収システムを提供する |
(8) 開発プロジェクトそれは.開発プロジェクトは石油資源を経済的に採取可能な状態にする手段である。例えば、単一油田または油田の開発、1つの生産油田の逓増開発、または1組の共同所有権を有するいくつかの油田と関連施設の総合開発は、1つの開発プロジェクトを構成することが可能である。
(9) 開発井それは.明らかにされた石油·ガス貯蔵領域内で既知の産油層の深さbrまで掘削された井戸。
(10) 経済的に生産可能であるそれは.経済的に生産可能であるという用語は、リソースに関連するので、生成された収入が作業コストを超えることを超えるか、または合理的に予想されるリソースを意味する。収入を生成する製品の価値は、本節(A)(16)項で定義された石油·天然ガス生産活動の終点で決定されなければならない。
(11) 最終回収(ユーロ)の予定それは.最終採収率は，与えられた日までの残存埋蔵量とその日までの累積収量の総和であると予想される。
定義-2ページ目，全10ページ
石油と天然ガス埋蔵量の定義
米国証券取引委員会法規S-X第210.4-10(A)節
(12) 探査コストそれは.検査が必要となる可能性のある領域と油ガス埋蔵量の将来性があると考えられる特定の領域を検査することによるコストを決定し，掘削井や探索型地層試験井のコストを含む。探査コストは関連物件を買収する前(一部は探査コストと呼ばれることがある)に発生する可能性があり、買収物件の後に発生する可能性もある。主なタイプの探査コストには、設備および施設をサポートする減価償却および適用される運営コスト、および探査活動の他のコストが含まれる
| (i) | 地形、地理及び地球物理研究の費用、これらの研究を行う財産使用権、及び地質学者、地球物理スタッフ及びその他これらの研究を行う者の賃金及びその他の費用。つまり，これらは地質や地球物理コストや“G&G”コストと呼ばれることがある |
| (Ii) | 賃貸料、物件の従価税、業権弁護の法的コスト、土地と賃貸記録の維持など、未開発物件の保有と保留のコスト |
| (Iii) | 干井貢献と井戸底貢献 |
| (Iv) | 掘削と装備掘削の費用 |
| (v) | 掘削探索型地層テスト井のコスト |
(13) 井戸を掘るそれは.探井は新しい油田や以前に発見された別の油蔵の石油や天然ガス生産量の油田で新たな油蔵を発見するために掘削する井戸である。一般に，井戸探索とは，開発井，延伸井，サービス井あるいは地層試験井のいずれの井戸でもなく，本節で定義した項目 である.
(14) 延井それは.延伸井は既知の貯留層の範囲を広げるために掘削された井戸である。
(15) フィールド.フィールドそれは.単一または複数の貯蔵層からなる領域であって、これらの貯蔵層は、同じ地質構造特徴および/または地層条件に集中しているか、またはそれに関連している。油田には2つ以上の貯蔵層があり，垂直方向に水を通さない地層で仕切られているか，横方向に現地の地質バリアによって仕切られているか，あるいは両者が兼ねている可能性がある。重複または隣接油田にある石油ガス貯蔵を単一または共同作業油田と見なすことができる。地質学用語“構造特徴”と“地層条件”は広義の盆地、傾向、省、地区、興味のある地域などではなく、局部の地質特徴を識別することを目的としている。
| (16) | 石油·ガス生産活動. |
| (i) | 石油と天然ガスの生産活動には |
| (A) | 凝縮油と天然ガス液体、またはその自然状態とその場にある天然ガス(“石油と天然ガス”)を含む原油を探す |
| (B) | 石油又は天然ガスをさらに探査又は当該等の財産から除去するために取得された財産権又は財産 |
| (C) | 石油や天然ガスを天然ガス層から採掘するために必要な建造、掘削、生産活動、例えば、油田収集·貯蔵システムの取得、建造、設置、維持を含む |
| (1) | 石油と天然ガスを地面に運び |
| (2) | 液体炭化水素を抽出するためにガスを処理する場合などの収集、処理および現場処理； |
定義-3ページ，全10ページ
石油と天然ガス埋蔵量の定義
米国証券取引委員会法規S-X第210.4-10(A)節
| (D) | 合成油や天然ガスにアップグレードしようとしているオイルサンド，シェール，炭層あるいは他の再生不可能な自然資源から販売可能な炭化水素化合物を固体，液体またはガス状態で抽出し，その抽出を行うための活動を行っている |
(A)(16)(I)セグメントの指示1：石油と天然ガス生産関数は、“終点”終了 ，すなわちレンタルまたは野外タンク上の排気弁とみなされるべきである。異常な物理的または動作的状況が存在する場合、生産機能の終点は、：
| a. | 石油、天然ガス、または天然ガス液体は、天然でも合成でも、主要パイプライン、公共輸送船、製油所または海運埠頭の最初のポイントに輸送される |
| b. | 合成油または天然ガスにアップグレードしようとする自然資源については、これらの自然資源がアップグレード前に購入者に交付される場合、自然資源を主要パイプライン、公共輸送船、製油所、海運埠頭、またはこれらの自然資源を合成油または天然ガスにアップグレードする施設の第1の場所を指す |
第(A)(16)(I)段落の指示2：本(A)(16)段落については，この語は販売可能な炭化水素 炭化水素を輸送した状態で販売可能な炭化水素を指す。
| (Ii) | 石油や天然ガスの生産活動は含まれていません |
| (A) | 石油天然ガスを輸送し精製し販売するのは |
| (B) | 合成油または天然ガスにアップグレード可能な生産済み石油、天然ガスまたは自然資源を加工するが、登録者はこのような生産において合法的な生産権利または収入利益を有さない |
| (C) | 石油、天然ガスまたは石油と天然ガスを採掘合成可能な自然資源以外の自然資源の生産に関する活動；または |
| (D) | 地熱蒸気の生産 |
(17) 可能な埋蔵量可能埋蔵量とは、可能な埋蔵量よりも不確定な追加埋蔵量を意味する。
| (i) | 決定性手法を用いた場合，最終的にプロジェクトから回収された総量が明らかにされた埋蔵量プラス可能埋蔵量を超える確率は低い。確率的方法を使用する場合、最終的に回収された総埋蔵量は、明らかにされた埋蔵量プラス可能埋蔵量プラス可能埋蔵量に少なくとも10%の確率で等しいか、またはそれを超えるべきである |
| (Ii) | 可能な埋蔵量は、可能な埋蔵量に隣接する集約層領域に割り当てられる可能性があり、これらの領域では、データ制御および利用可能なデータの解釈が不確実になっていく。一般に、これは、地学的および工学的データが、定義された項目によって石油貯蔵から商業生産の面積および垂直境界を明確に定義できない地域で発生する |
| (Iii) | 可能な貯蔵量は、仮定された可能な埋蔵量採取量よりも炭化水素の採収率に関連する増分数をさらに含む |
| (Iv) | 埋蔵量プラス可能埋蔵量とすでに明らかにされた埋蔵量プラス可能埋蔵量推定は油貯蔵或いはテーマプロジェクト内の合理的な代替技術と商業解釈 に基づいて、そして成功した類似項目の結果との比較を含む明確な記録がある |
定義-4ページ，全10ページ
石油と天然ガス埋蔵量の定義
米国証券取引委員会法規S-X第210.4-10(A)節
| (v) | 地学的および工学的データが、同じ貯蔵層内の直接隣接する貯蔵層部分を決定した場合、これらの貯留層は、地層の厚さよりも小さい変位を有する断層または他の地質不連続帯によって明らかな領域から分離され、坑井によって貫通されておらず、登録者は、これらの隣接部分が既知(明らかにされている)貯蔵層と連通していると考えると、可能な埋蔵量を割り当てることができる。可能な埋蔵量は，明らかな地域よりも構造的に高いかそれ以下の地域に割り当てることができ，これらの地域が明らかな貯留層に通じていれば |
| (Vi) | 本節(A)(22)(Iii)段落によれば，既知の最高石油(HKO)標高を直接観測し，かつ随伴天然ガス蓋の潜在力が存在すれば，信頼できる技術により合理的に高いつながりを確立できる場合にのみ，明らかにされた石油埋蔵量を香港天文台上方の石油貯留層構造の高い部分に分配すべきである。貯蔵層の流体性質と圧力勾配解釈によれば、この合理的な決定性基準を満たさない部分貯蔵層は、可能かつ可能な石油ガスとして指定することができる |
(18) 可能な埋蔵量埋蔵量とは，明らかにされた埋蔵量よりも可採可能な余分な埋蔵量である可能性があるが，明らかにされた埋蔵量とともに採掘できない可能性がある。
| (i) | 決定的手法を用いた場合，実際に回収された残りの数は，推定された 明らかな埋蔵量に可能な埋蔵量の総和を超える可能性が高い.確率法を用いた場合、少なくとも50%の確率があり、実際に採掘された数は、明らかにされた埋蔵量プラス可能埋蔵量推定値に等しいか、またはそれを超える |
| (Ii) | 可能な埋蔵量は、明らかにされた埋蔵量に隣接する貯蔵層領域に割り当てられる可能性があり、これらの地域では、解釈された貯蔵層構造または生産能力の連続性が合理的な決定性基準を満たさなくても、データ制御または利用可能なデータの解釈があまり決定されない。可能な埋蔵量は，明らかな領域よりも構造的に高い領域 に割り当てることができ，これらの領域が明らかな貯留層と連通すれば |
| (Iii) | 可能な埋蔵量推定は、明らかにされた埋蔵量仮説のパーセントよりも炭化水素の収率に関連する潜在的増分数をさらに含む |
| (Iv) | 本節(A)(17)(4)および(A)(17)(6)のセグメントにおける基準も参照される |
(19) 確率推定未知パラメータごとに合理的に出現する全範囲の値(地学や工学データから)を用いて様々な可能な結果とそれに関する生起確率を生成する場合，埋蔵量や資源の推定方法を 確率法と呼ぶ.
(20) 生産コスト.
| (i) | 油井及び関連設備及び施設を運営·維持するコストは、支援設備及び施設の減価償却及び適用運営コスト、及び当該等の油井及び関連設備及び施設を運営·維持する他のコストを含む。それらは石油と天然ガスの生産コストの一部になっている。生産コスト(引き上げコストと呼ばれることがある)の例としては、以下のようなものがある |
| (A) | 油井および関連設備や施設を操作する人工コスト |
| (B) | 修理とメンテナンスです |
| (C) | 油井及び関連設備や施設を操作する際に消費される材料、補給及び燃料及び使用の補給を行う |
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石油と天然ガス埋蔵量の定義
米国証券取引委員会法規S-X第210.4-10(A)節
| (D) | 財産や油井や関連設備や施設が明らかになった財産税や保険に適用される |
| (E) | 解散費 |
| (Ii) | いくつかの補助装置または施設は、2つ以上の石油および天然ガス生産活動にサービスすることができ、輸送、製油、およびマーケティング活動にサービスすることもできる。石油·天然ガス生産活動で使用される支援設備や施設については、その減価償却や適用される運営コストが適宜探査、開発または生産コストとなる。減価償却、枯渇と償却資本化の買収、探査と開発コストは生産コストだけでなく、上記で確定した生産(上昇)コストと生産石油ガスコストの一部でもある |
(21) 面積を明らかにする埋蔵量がある財産の部分に起因することが明らかにされた。
(22) 既に明らかにされた石油·ガス埋蔵量石油と天然ガス埋蔵量とは、経営権を提供する契約が満了する前に、地学的および工事データの分析によって、経済的に生産可能な石油および天然ガス埋蔵量を合理的に推定することができ、所与の日から、既知の貯蔵層、および既存の経済条件、運営方法および政府法規の下で、継続が合理的に確定されていることを示す証拠がない限り、確実性方法または確率方法を用いて推定することであることが明らかになった。炭化水素を採掘するプロジェクトはすでに開始されなければならないし、オペレータはそれが合理的な時間内にこのプロジェクトを開始することを合理的に決定しなければならない。
| (i) | 明らかにされているダム面積には |
| (A) | 掘削によって識別され、流体接触によって制限される領域と、 |
| (B) | 既存の地球科学と工学データから，貯留層の隣接する未掘削部分は連続しており，経済的に生産可能な石油や天然ガスを含むと合理的に判断することができる |
| (Ii) | 流体接触に関するデータがない場合、貯蔵層で明らかにされた数は、地球科学、工学または性能データおよび信頼性の高い技術が合理的な決定性で低い接触を確立しない限り、br}井浸透によって示されるように、既知の最低炭化水素(LKH)によって制限される |
| (Iii) | 掘削の直接観察によって既知の最高石油(HKO)標高が確定され、随伴天然ガス蓋層の潜在力が存在すれば、地球科学、工事或いは性能データと信頼できる技術が合理的なbr}確実性で比較的に高い関連を確立した場合にのみ、埋蔵層構造の高い部分に明らかな石油埋蔵量を分配することが可能である |
| (Iv) | 以下の場合、改良された採油技術(注入流体brを含むが、これらに限定されない)を適用することによって経済的に生産されることができる貯蔵量は、確認された分類に含まれる |
| (A) | 試験プロジェクトは、ダム全体より有利ではない地域で行われた成功試験、ダムまたは類似ダムに設置されたプログラムの運転、あるいは信頼できる技術の他の証拠を使用して、プロジェクトまたは方案に基づく工事分析の合理的な決定性を確立した |
| (B) | すべての必要な当事者と実体は、政府実体を含めて、このプロジェクトの開発を承認した |
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石油と天然ガス埋蔵量の定義
米国証券取引委員会法規S-X第210.4-10(A)節
| (v) | 既存の経済条件には、ダムの経済生産能力の価格とコストの決定が含まれている。価格は、報告がカバーする期間終了日の12ヶ月前の期間の平均価格であり、その期間内の毎月の毎月初日価格の未加重算術平均値として決定されなければならず、価格が将来の条件に基づくアップグレードを含まない限り、価格はbr}契約スケジュールによって決定されなければならない |
(23) 証明された性質埋蔵量の物件が明らかになった。
(24) 合理的な確実性決定的方法が使用される場合、合理的な決定性は、数が回復されるという高い信頼度を意味する。確率的方法を使用する場合、実際に回収される数は、推定値に等しいか、またはそれを超える可能性が少なくとも90%でなければならない。数量が実現せずに実現される可能性が高く、地球科学(地質、地球物理および地球化学)、工学および経済データの獲得可能性の増加によって推定最終採収率(EUR)が時間とともに変化する場合、減少ではなく、高い信頼性 が存在し、合理的に決定されたEURは減少ではなく増加または維持される可能性が高い。
(25) 信頼できる技術信頼できる技術とは、現場試験を経て、評価された地層または同様の地層において一貫性および再現性を有する合理的な決定の結果を提供することが証明された1つまたは複数の技術(計算方法を含む)の組み合わせである。
(26) 予備隊です埋蔵量とは，残りの石油と天然ガスおよび関連物質の数 を推定し，ある特定の日に開発プロジェクトを既知の鉱物に適用することで，経済的に生産可能である。さらに、生産の合法的な権利または生産中の収入利益、石油および天然ガスまたは関連物質を市場に輸送する設置された手段、およびプロジェクトを実施するために必要なすべての許可および融資が存在するか、または合理的に予想されなければならない。
(A)(26)段落付記：埋蔵量は、これらの石油ガス貯蔵が透過され、経済的に採取可能であると評価されるまで、主要な潜在的閉鎖性を有する断層によって分離された隣接油ガス貯蔵に分配されてはならない。貯蔵量を非生産油貯蔵(すなわち、油貯蔵不足、構造低油貯蔵或いはテスト結果陰性)から既知の油貯蔵から明らかに分離された領域に分配すべきではない。これらの地域には潜在的な資源(すなわち発見されていない堆積物から潜在的に採掘可能な資源)が含まれている可能性がある。
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石油と天然ガス埋蔵量の定義
米国証券取引委員会法規S-X第210.4-10(A)節
FASB会計基準コードテーマ932から抜粋し，採掘活動−石油と天然ガス：
932-235-50-30年末まで、以下の2項におけるエンティティの権益に関連する将来のキャッシュフロー割引純額の標準化計量を開示しなければならない
| a. | 石油·天然ガス埋蔵量が明らかにされている(第932−235−50−3−50−11 B項参照) |
| b. | 石油および天然ガスは、長期供給、購入、または同様の合意および契約に従って購入されなければならず、これらの合意および契約では、エンティティは、石油または天然ガスが存在する財産の運営に参加するか、またはこれらの埋蔵量の製造業者として他の方法で使用される必要がある(第932-235-50-7段落参照)。 |
準備金におけるこの2種類の権益に関する将来の純現金流量割引に関する標準化計量は統合して報告目的に用いることができる
第932-235-50-31第932-235-50-3-50-11 B段落に従って開示される埋蔵量の各地理的領域の以下のすべての情報は、まとめて開示されなければならない
| a. | 将来の現金流入。実体が石油·ガス貯蔵量を推定する際に使用する価格とこれらの埋蔵量の年末数量を結合することで、これらの埋蔵量を計算すべきである。今後の価格変動は年末時に存在する契約スケジュールが規定されている範囲内でのみ考慮すべきである。 |
| b. | 将来の開発と生産コスト。これらのコストは年末コストに基づいて既存の経済条件が続くと仮定し、年末の開発と生産によって明らかにされた石油と天然ガス埋蔵量が発生することを推定することで計算すべきである。見積もりの開発支出が大きい場合は，想定した生産コストとは別に報告すべきである。 |
| c. | 将来の所得税支出。この等支出の算出方法は，制定された将来の税率を考慮した場合，当該実体が明らかにした石油ガス埋蔵量に関する将来の税引き前現金流量純額に適切な年末法定税率を適用し，関連物件の課税基礎を差し引くことである。未来の所得税支出はこの部門がすでに明らかにした石油·天然ガス埋蔵量と関連する税収減免と税収免除に影響を与えるべきである。 |
| d. | 未来の純キャッシュフロー。これらの金額は，将来の現金流入から将来の開発と生産コストおよび将来の所得税支出を差し引いた結果である。 |
| e. | 割引します。この額は，石油や天然ガス埋蔵量に関する将来の純現金流量のスケジュールを反映するために，毎年10%の割引率で計算すべきである。 |
| f. | 割引の将来の純キャッシュフローの標準化評価。この額は将来の純キャッシュフローから計算された割引を引いたものです。 |
(27) ダムです採掘可能な石油および/または天然ガスの自然凝集を含み、不透過性岩石または水バリアによって制限され、他の貯蔵層から分離された独立した多孔質浸透性地下地層。
(28) 資源です資源量とは，自然成蔵に存在する石油と天然ガスの数を見積もることである。資源の一部は回収可能であり、他の部分は回収不可能であると考えることができる。資源は発見されたものと未発見のものも含む。
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石油と天然ガス埋蔵量の定義
米国証券取引委員会法規S-X第210.4-10(A)節
(29) サービスがいいです既存油田の生産を支援するために掘削または完成した井戸。サービス井の特殊な用途は、注気、注水、注気、注気、塩水処理、注水、観察または注水を含み、その場燃焼を行うことができる。
(30) 地層テスト井戸地層テスト井は地質をガイドとする掘削作業であり、特定の地質条件に関する情報を得る。このような油井は通常炭化水素生産を完了する意図なしに掘削される。分類には，岩心テストとして確認されたテストと石油·ガス探査に関するすべてのタイプの消耗性孔も含まれている。既知の領域で掘削されていない場合は地層テストを“探索型”に分類し、既知の領域で掘削されている場合は“開型”に分類する。
(31) 未開発の石油·ガス埋蔵量未開発石油と天然ガス埋蔵量は任意のタイプの埋蔵量 であり、掘削面積がない新しい油井或いは再井戸の現有の油井から採掘するために相対的に大きな支出が必要と予想される。
| (i) | 未掘削面積の埋蔵量は、掘削時に生産量を合理的に確定する開発間隔を直接相殺することに限定されるべきであり、信頼できる技術を使用する証拠が存在しない限り、より遠い距離で経済生産が合理的に確定されていることを証明する |
| (Ii) | 5年以内に掘削を行う予定であることを示す開発計画を通過した場合にのみ、未掘削地点は、具体的な状況が証明されない限り、期間を延長する理由がある未開発埋蔵量に分類することができる |
“米国証券取引委員会コンプライアンスと開示説明”(2009年10月26日)から抜粋した
海上プラットフォームの建設や都市、遠隔地、または環境に敏感な地域での開発のようないくつかのタイプのプロジェクトは、その性質のため、通常、開発により長い時間を要するため、より長い時間を要することが多いが、この決定は、常にすべての 事実および状況を考慮しなければならない。どの特定のタイプのプロジェクト自体も期限を延長する理由にはならず、5年を超える延期は規則ではなく例外でなければならない。
会社が状況を確定する際に埋蔵量を確認する際に考慮すべき要因には、(ただし、限定されない)
| • | 会社が開発している地域で行われている重大な開発活動のレベル(例えば、賃貸契約を維持するために必要な最低数の油井のみを掘削することは、一般的に重大な開発活動を構成しない) |
| • | 長期的なプロジェクト開発の歴史的記録を完成させることができます |
| • | 会社は重大な開発活動なしに賃貸借契約や備蓄を計上する時間を維持している； |
| • | 会社は、以前に採択された開発計画の程度に従う(例えば、1つの会社がその発展計画を何度も変更しているが、いずれの計画も実施していない場合、明らかにされている未開発埋蔵量は通常不適切であることを確認する) |
| • | 開発遅延は、内部要因によるものではなく、実際の運営環境に関連する外部要因(例えば、連邦土地上の開発制限であるが、政府の許可を得ていない)によるものがどの程度であるかによるものである(例えば、より優先的に開発された物件に資源を移転する)。 |
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石油と天然ガス埋蔵量の定義
米国証券取引委員会法規S-X第210.4-10(A)節
| (Iii) | いずれの場合も、これらの技術が本節(A)(2)のセグメントによって定義された同じ貯蔵層または同様の貯蔵層の実際のプロジェクトによって有効であることが証明されなければ、または信頼できる技術を使用する他の証拠によって有効であることが証明されない限り、未開発貯蔵量の推定値は、注液または他の採収率向上技術を使用する他の面積を考慮することに起因することはできない |
(32) 未確認財産埋蔵量の物件は明らかにされていない。
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