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JanuaryDecemberMember2021-12-310000821189eog：HSC差分基礎交換成員eog：衍生合約YearFiveJanuaryDecemberMemberSRT：天然氣儲備成員2021-01-012021-12-310000821189eog：HSC差分基礎交換成員eog：衍生合約YearFiveJanuaryDecemberMemberSRT：天然氣儲備成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：價格風險衍生工具成員2021-01-012021-12-310000821189eog：資產來源價格風險管理活動成員美國-公認會計準則：價格風險衍生工具成員2021-12-310000821189eog：資產來源價格風險管理活動成員美國-公認會計準則：價格風險衍生工具成員2020-12-310000821189美國-公認會計準則：價格風險衍生工具成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：價格風險衍生工具成員2020-12-310000821189美國-公認會計準則：價格風險衍生工具成員eog：負債從價格風險管理活動成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：價格風險衍生工具成員eog：負債從價格風險管理活動成員2020-12-310000821189美國公認會計準則：其他資產成員2021-12-310000821189eog：負債從價格風險管理活動成員2021-12-310000821189美國公認會計準則：其他責任成員2020-12-310000821189美國公認會計準則：其他責任成員2021-12-3100008211892022-02-180000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員美國-公認會計準則：公允價值投入級別3成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員美國-公認會計準則：商品合同成員美國-GAAP：BasisSwapMemberSRT：天然氣儲備成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員美國-公認會計準則：商品合同成員美國-GAAP：BasisSwapMemberSRT：天然氣儲備成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員美國-GAAP：BasisSwapMemberSRT：天然氣儲備成員美國-公認會計準則：公允價值投入級別3成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員美國-GAAP：BasisSwapMemberSRT：天然氣儲備成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember2021-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember2021-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember美國-公認會計準則：公允價值投入級別3成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：CrudeOilMember2021-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員美國-公認會計準則：商品合同成員eog：RollDifferentialSwapMemberSRT：CrudeOilMember2021-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員美國-公認會計準則：商品合同成員eog：RollDifferentialSwapMemberSRT：CrudeOilMember2021-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員eog：RollDifferentialSwapMemberSRT：CrudeOilMember美國-公認會計準則：公允價值投入級別3成員2021-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員eog：RollDifferentialSwapMemberSRT：CrudeOilMember2021-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員2020-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員2020-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員美國-公認會計準則：公允價值投入級別3成員2020-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員美國-公認會計準則：互換成員SRT：天然氣儲備成員2020-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別1成員美國-公認會計準則：商品合同成員eog：RollDifferentialSwapMemberSRT：CrudeOilMember2020-12-310000821189美國-公認會計準則：公允價值輸入級別2成員美國-公認會計準則：商品合同成員eog：RollDifferentialSwapMemberSRT：CrudeOilMember2020-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員eog：RollDifferentialSwapMemberSRT：CrudeOilMember美國-公認會計準則：公允價值投入級別3成員2020-12-310000821189美國-公認會計準則：商品合同成員eog：RollDifferentialSwapMemberSRT：CrudeOilMember2020-12-310000821189EOG：經驗證的屬性成員2021-01-012021-12-310000821189EOG：經驗證的屬性成員2020-01-012020-12-310000821189EOG：經驗證的屬性成員2019-01-012019-12-310000821189EOG：未驗證的屬性成員2021-01-012021-12-310000821189EOG：未驗證的屬性成員2020-01-012020-12-310000821189EOG：未驗證的屬性成員2019-01-012019-12-310000821189EOG：不良資產其他資產成員2021-01-012021-12-310000821189EOG：不良資產其他資產成員2020-01-012020-12-310000821189EOG：不良資產其他資產成員2019-01-012019-12-310000821189EOG：受影響的庫存成員2021-01-012021-12-310000821189EOG：受影響的庫存成員2020-01-012020-12-310000821189EOG：受影響的庫存成員2019-01-012019-12-310000821189EOG：第一委員會合同成員2021-01-012021-12-310000821189EOG：第一委員會合同成員2020-01-012020-12-310000821189EOG：第一委員會合同成員2019-01-012019-12-310000821189EOG：未驗證的屬性成員2021-10-012021-12-31EOG：好吧0000821189Us-gaap:DisposalGroupHeldForSaleOrDisposedOfBySaleNotDiscontinuedOperationsMember2021-12-310000821189eog：操作租賃成員美國公認會計準則：其他資產成員2021-12-310000821189eog：操作租賃成員美國公認會計準則：其他資產成員2020-12-310000821189eog：財務租賃會員美國-GAAP：PropertyPlantAndEquipmentMembers2021-12-310000821189eog：財務租賃會員美國-GAAP：PropertyPlantAndEquipmentMembers2020-12-310000821189eog：當前部分經營租賃負債成員eog：操作租賃成員2021-12-310000821189eog：當前部分經營租賃負債成員eog：操作租賃成員2020-12-310000821189eog：財務租賃會員eog：當前部分長期債務成員2021-12-310000821189eog：財務租賃會員eog：當前部分長期債務成員2020-12-310000821189eog：操作租賃成員美國公認會計準則：其他責任成員2021-12-310000821189eog：操作租賃成員美國公認會計準則：其他責任成員2020-12-310000821189eog：財務租賃會員美國-公認會計準則：長期債務成員2021-12-310000821189eog：財務租賃會員美國-公認會計準則：長期債務成員2020-12-310000821189eog：操作租賃成員2021-12-310000821189eog：操作租賃成員2020-12-310000821189eog：財務租賃會員2021-12-310000821189eog：財務租賃會員2020-12-310000821189eog：操作租賃成員EOG：運營活動成員2021-01-012021-12-310000821189eog：操作租賃成員EOG：運營活動成員2020-01-012020-12-310000821189eog：操作租賃成員EOG：運營活動成員2019-01-012019-12-310000821189eog：操作租賃成員EOG：投資活動成員2021-01-012021-12-310000821189eog：操作租賃成員EOG：投資活動成員2020-01-012020-12-310000821189eog：操作租賃成員EOG：投資活動成員2019-01-012019-12-310000821189eog：財務租賃會員2021-01-012021-12-310000821189eog：財務租賃會員2020-01-012020-12-310000821189eog：財務租賃會員2019-01-012019-12-310000821189美國-公認會計準則：會計標準更新201602成員2018-12-310000821189SRT：石油儲備成員國家：美國2018-12-31Utr：mmbbls0000821189SRT：石油儲備成員國家：TT2018-12-310000821189EOG：其他國際成員SRT：石油儲備成員2018-12-310000821189SRT：石油儲備成員2018-12-310000821189SRT：石油儲備成員國家：美國2019-01-012019-12-310000821189SRT：石油儲備成員國家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美國
美國證券交易委員會
華盛頓特區，20549
表格10-K
(標記一)
☒ 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的年度報告
截至本財政年度止12月31日, 2021
或
☐ 根據1934年《證券交易法》第13或15(D)條提交的過渡報告
委託文件編號：1-9743
EOG Resources，Inc.
(註冊人的確切姓名載於其章程)
| | | | | | | | |
| 特拉華州 | | 47-0684736 |
(述明或其他司法管轄權
公司或組織) | | (税務局僱主
識別號碼) |
1111貝格比, 天空大堂2, 休斯敦, 德克薩斯州 77002
(主要執行辦公室地址)地址(郵政編碼)
註冊人的電話號碼，包括區號：713-651-7000
根據該法第12(B)條登記的證券：
| | | | | | | | |
| 每個班級的標題 | 交易代碼 | 註冊的每個交易所的名稱 |
| 普通股，每股面值0.01美元 | EOG | 紐約證券交易所 |
根據該法第12(G)條登記的證券：
沒有。
用複選標記表示註冊人是否為證券法第405條所界定的知名經驗豐富的發行人。是☒*否☐
如果註冊人不需要根據《交易法》第13節或第15(D)節提交報告，請用複選標記表示是。☐ 不是☒
用複選標記表示註冊人(1)是否已在過去12個月內(或在要求註冊人提交此類報告的較短時間內)提交了1934年《證券交易法》第13條或第15(D)條要求提交的所有報告，以及(2)在過去90天內一直符合此類提交要求。是☒*否☐
用複選標記表示註冊人是否已在過去12個月內(或在註冊人被要求提交此類文件的較短時間內)以電子方式提交了根據S-T法規第405條(本章232.405節)要求提交的每個交互數據文件。是☒*否☐
用複選標記表示註冊人是大型加速申報人、加速申報人、非加速申報人、較小的申報公司或新興成長型公司。請參閲《交易法》第12b-2條規則中“大型加速申報人”、“加速申報人”、“較小申報公司”和“新興成長型公司”的定義。
大型加速文件服務器☒*加速文件管理器☐使用非加速文件管理器☐
規模較小的報告公司☐*新興成長型公司☐
如果是一家新興的成長型公司，用複選標記表示註冊人是否已選擇不使用延長的過渡期來遵守根據《交易所法》第13(A)節提供的任何新的或修訂的財務會計準則。☐
用複選標記表示註冊人是否提交了一份報告，證明其管理層根據《薩班斯-奧克斯利法案》(《美國聯邦法典》第15編，第7262(B)節)第404(B)條對其財務報告的內部控制的有效性進行了評估，該評估是由編制或發佈其審計報告的註冊會計師事務所進行的。☒
用複選標記表示註冊人是否是空殼公司(如《交易法》第12b-2條所定義)。@是☐*否☒
説明非關聯公司持有的有表決權和無表決權普通股的總市場價值，該總市場價值是參照普通股最後一次出售的價格，或該普通股的平均出價和要價，截至註冊人最近完成的第二財政季度的最後一個營業日。 截至2021年6月30日非關聯公司持有的普通股總市值：美元48,6081000萬美元。
註明截至最後可行日期，註冊人所屬各類普通股的流通股數量。類別：普通股，每股面值$0.01，585,419,164 截至2022年2月11日的股票。
通過引用併入的文件。將於2021年12月31日之後120天內提交的註冊人2022年股東年會的授權委託書的部分內容通過引用納入本報告第三部分。
目錄
| | | | | | | | |
| | | 頁面 |
| 第一部分 | |
| | | |
| 第1項。 | 業務 | 1 |
| | 一般信息 | 1 |
| | 勘探和生產 | 1 |
| | 營銷 | 3 |
| | 井口數量和價格 | 4 |
| 人力資本管理 | 6 |
| | 競爭 | 7 |
| | 監管 | 7 |
| | 其他事項 | 11 |
| | 關於我們的執行官員的信息 | 13 |
| 第1A項。 | 風險因素 | 14 |
| 項目1B。 | 未解決的員工意見 | 27 |
| 第二項。 | 屬性 | 27 |
| | 石油和天然氣勘探與生產--性質和儲量 | 27 |
| 第三項。 | 法律訴訟 | 30 |
| 第四項。 | 煤礦安全信息披露 | 31 |
| | | |
| 第II部 | |
| | | |
| 第五項。 | 註冊人普通股市場、相關股東事項與發行人購買股權證券 | 32 |
| 第六項。 | 已保留 | 34 |
| 第7項。 | 管理層對財務狀況和經營成果的探討與分析 | 34 |
| 第7A項。 | 關於市場風險的定量和定性披露 | 54 |
| 第八項。 | 財務報表和補充數據 | 54 |
| 第九項。 | 會計與財務信息披露的變更與分歧 | 54 |
| 第9A項。 | 控制和程序 | 54 |
| 項目9B。 | 其他信息 | 55 |
| 項目9C。 | 關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露 | 55 |
| | | |
| 第三部分 | |
| | | |
| 第10項。 | 董事、高管與公司治理 | 55 |
| 第11項。 | 高管薪酬 | 56 |
| 第12項。 | 某些實益擁有人的擔保所有權以及管理層和相關股東的事項 | 56 |
| 第13項。 | 某些關係和相關交易，以及董事的獨立性 | 57 |
| 第14項。 | 首席會計費及服務 | 57 |
| | | |
| 第四部分 | |
| | | |
| 第15項。 | 展示、財務報表明細表 | 58 |
| | | |
| 第16項。 | 表格10-K摘要 | 58 |
| | |
| 簽名 | |
第一部分
項目1.業務
一般信息
EOG Resources，Inc.是一家成立於1985年的特拉華州公司，與其子公司(統稱為EOG)一起勘探、開發、生產和銷售原油、天然氣液體(NGL)和天然氣，主要在美利堅合眾國(美國或美國)、特立尼達和多巴哥共和國(特立尼達)的主要生產盆地，並不時選擇其他國際地區。EOG的主要產區在下文的“勘探和生產”中進一步描述。EOG的年度報告Form 10-K，季度報告Form 10-Q，根據1934年《證券交易法》(修訂本)第13(A)或15(D)節提交或提交的當前表格8-K報告以及對該等報告的任何修正案(包括相關證物和補充附表)，在向美國證券交易委員會(美國證券交易委員會)提交或提交此類報告後，在合理可行的情況下儘快通過EOG的網站免費提供。EOG的網站地址是www.eogresource ces.com。我們網站上的信息並未以參考方式納入本報告，也不構成本報告的一部分。
截至2021年12月31日，EOG的總估計淨探明儲量為37.47億桶油當量(MMBoe)，其中15.48億桶(MMBbl)為原油和凝析油儲量，829MMBbl為NGL儲量，82220億立方英尺(Bcf)，或1370MBoe為天然氣儲量(見“合併財務報表補充資料”)。原油當量是使用1.0桶原油和凝析油或NGL與6.0000立方英尺(Mcf)天然氣的比率來確定的。
EOG的業務全部與原油和天然氣勘探和生產相關。關於與EOG的國內和國外業務相關的風險的信息，見項目1A，風險因素。
EOG的業務戰略是通過控制運營成本和資本成本以及最大限度地回收儲備來實現資本投資回報率的最大化。 根據該策略，每個潛在鑽探地點均按其估計回報率進行評估。 該策略旨在以符合成本效益的方式增加每個生產單位的現金流和收益，使EOG能夠實現股東價值的長期增長，並維持強勁的資產負債表。 EOG專注於創新和具有成本效益的利用與三維地震和微地震數據相關的先進技術，開發儲層模擬模型，以及使用改進的鑽井設備和完井技術進行水平鑽井和地層評價。 這些先進技術在EOG中酌情使用，以降低與石油和天然氣勘探、開發和開採各方面相關的風險和成本。 EOG執行其戰略的主要方式是強調對內部生成的探礦區進行鑽探，以尋找和開發低成本儲量。 保持儘可能低的運營成本結構，加上高效和安全的運營以及強有力的環境管理實踐和業績，是EOG戰略實施的不可或缺的。
關於EOG在油井或種植面積中的工作權益的信息，“淨”油氣井或種植面積的計算方法是將“總的”油氣井或種植面積乘以EOG在油井或種植面積中的開採權益。
勘探和生產
美國業務部門
EOG的業務位於美國大部分生產盆地，重點是原油，其次是富含液體的天然氣。
於2021年12月31日，按原油當量計算，EOG在美國的淨探明儲量中有42%為原油及凝析油，22%為天然氣，36%為天然氣。 這些儲量大部分位於具有成熟生產特性的長期油田。 EOG認為，通過在這些領域及其周圍的持續發展以及通過利用適用的技術，存在着增加產量的機會。 EOG還保持着一個積極的勘探計劃，旨在擴大油田，並增加新的趨勢和資源發揮到其已經廣泛的投資組合。
以下為EOG美國業務若干地區截至二零二一年十二月三十一日止年度的井口量統計及淨完井量、於二零二一年十二月三十一日的總淨英畝數及預計於二零二二年的淨完井量概要。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | | 2022 |
| 作業區 | 原油和凝析油體積 (MBbld)(1) | 天然氣液體體積 (MBbld)(1) | 天然氣產量 (MMcfd)(1) | 總淨英畝(以千為單位) | | 淨完井數 | | 預計淨完井數 |
| 特拉華州盆地 | 231.1 | | 84.6 | | 651 | | 395 | | | 288 | | | 375 | |
| 南得克薩斯州 | 149.5 | | 29.3 | | 273 | | 1,131 | | | 166 | | | 125 | |
| 落基山 | 50.3 | | 16.9 | | 182 | | 1,037 | | | 50 | | | |
| 其他領域 | 12.5 | | 13.7 | | 104 | | 1,130 | | | 12 | | | 20 | |
| 總計 | 443.4 | | 144.5 | | 1,210 | | 3,693 | | | 516 | | | 520 | |
(1)每天千桶或百萬立方英尺(視情況而定)。
在特拉華盆地，EOG於二零二一年完成了288口淨井，主要位於特拉華盆地Wolfcamp、Bone Spring和Leonard區塊。 特拉華盆地包括約4800英尺的富油堆疊產出潛力提供EOG在其395000淨英畝的位置多個共同開發機會。
在特拉華盆地Wolfcamp區塊，EOG已於二零二一年完成189口淨井。 特拉華盆地Wolfcamp計劃的持續改進和優異成果得到了優化井距和共同開發、加強完井、精確鑽井和持續降低成本的支持。 在2022年，特拉華盆地沃爾夫坎普發揮將繼續是主要的重點領域。
在《骨泉》中，EOG有三個主要的子戲：第一、第二和第三骨泉。於二零二一年，EOG在三個子區塊內完成了總共79口骨泉淨油井。 的 在三個子區塊中，第二骨泉在二零二一年佔了大部分活動，EOG完成了63口淨井。 骨泉發揮繼續是EOG的特拉華盆地計劃和投資組合的組成部分。
在Leonard油田，EOG維持其開發計劃，於二零二一年完成20口淨井。 EOG已經測試了最多三個倫納德區的共同開發，並預計倫納德發揮成為EOG計劃在未來幾年更積極的一部分。
2022年的活動將繼續集中在特拉華盆地Wolfcamp、Bone Spring和Leonard發揮，EOG預計將完成約375口淨井。
南德克薩斯地區包括我們的鷹福特石油開發和我們的多拉多天然氣開發。 EOG在鷹福特油田的多產石油窗口擁有約516，000英畝的總淨英畝，在多拉多天然氣區擁有約160，000英畝的淨英畝。在多拉多天然氣發揮，EOG繼續描繪鷹福特和奧斯汀白堊地層，並取得了出色的成績。 於二零二一年，EOG完成了155口Eagle Ford油田淨井，以及Dorado天然氣區塊的11口淨井。 到2022年，EOG預計將完成約95口Eagle Ford油田淨油井和30口Dorado淨油井。
2021年落基山脈地區的活動集中在懷俄明州粉末河流域。 在Powder River盆地，EOG實施了一個雙鑽機計劃，並在Niobrara、Mowry、Turner和Parkman地層完成了45口淨井。 此外，還增加了關鍵基礎設施，以降低運營成本並提高未來的價格實現率。 在DJ盆地，EOG在Codell地層鑽探並完成了一口淨井。 在Williston盆地，EOG在Bakken和Three Forks地層完成了四口淨井。 DJ盆地和威利斯頓盆地的活動預計在2022年將最少，因為開發仍集中在Powder River盆地，EOG計劃完成約40口淨井。
美國境外業務
EOG在特立尼達島近海有業務，並正在準備在澳大利亞近海鑽探，並評估在這些和其他選定的國際地區的額外勘探、開發和開採機會。 此外，EOG正在撤出阿曼蘇丹國（阿曼）的36號區塊和49號區塊，並正在加拿大執行一項廢棄和填海計劃。 EOG於二零二一年第二季度出售其於中國四川盆地（中國）的業務。
特立尼達。 EOG通過其附屬公司，包括EOG Resources Trinidad Limited，持有（i）勘探和生產許可證，涵蓋東南海岸聯合體（SECC）區塊、鵜鶘和Banyan油田、Sercan地區及其每一個相關設施以及Ska、Mento、Reggae和deep Teak、Saaman和Poui地區，所有這些地區均位於特立尼達近海；及（ii）與特立尼達及多巴哥政府就每一個經修訂的U（a）、經修訂的U（b）及4（a）區塊訂立產量分成合約。
SECC、改良U（a）、改良U（b）和4（a）區塊、Banyan油田和Sercan地區的幾個油田已經開發，正在生產天然氣、原油和凝析油。
於二零二一年三月，EOG與Heritage Petroleum Company Limited（Heritage）簽訂農場外租協議，讓EOG在特立尼達北部地區許可證所管轄的部分合約地區（EOG地區）中賺取65%的工作權益。 EOG區域位於特立尼達西南海岸的近海。
於二零二一年，EOG的平均淨產量約為217百萬立方米天然氣及約1. 5百萬桶原油及凝析油。 於二零二一年，EOG就其先前宣佈於改良U（a）區塊發現的平臺及相關設施的設計及製造取得進展。
於二零二二年，EOG預期除於改良U（a）區塊鑽探三口開發井及一口勘探井外，於EOG區域鑽探一口淨探井。
澳大利亞。於2021年4月22日，EOG的一間附屬公司訂立買賣協議，收購位於西澳大利亞近海的WA—488—P區塊的100%權益。 於二零二一年十一月十九日，該區塊之石油勘探許可證轉讓予該附屬公司。
於二零二二年，EOG將繼續準備鑽探一口勘探井，預計於二零二三年開始。
阿曼. EOG透過其附屬公司持有位於阿曼的第36區塊及第49區塊之勘探及生產分成協議之權益。
2021年，EOG在49區塊的合作伙伴完成了一口淨探井的鑽探和測試，該井被確定為乾井。 EOG通知其合作伙伴和能源和礦產部，它打算撤出49號區塊。 此外，EOG在36區塊鑽了兩口勘探井，完成了一口勘探井。 在36區塊發現天然氣，但該井的結果並沒有產生足夠的預期回報，使EOG繼續進行該項目。 2022年，EOG預計將退出阿曼的36號區塊。
中國。於二零二一年五月，EOG完成出售其於EOG Resources China Limited的全部權益。 EOG在中國不再有任何業務或資產。 EOG在出售前的淨產量平均約為25 MMcfd。
加拿大。於二零二零年三月，EOG開始退出其位於不列顛哥倫比亞省東北部霍恩河地區的加拿大業務。
營銷
於二零二一年，EOG繼續採用多元化方式銷售其井口原油及凝析油生產。 EOG在美國生產的井口原油和凝析油大部分通過管道輸送到下游市場，其餘部分則銷往當地市場。 EOG在美國的主要銷售區域位於美國墨西哥灣沿岸的多個地點，包括德克薩斯州的休斯頓和科珀斯克里斯蒂；俄克拉何馬州的庫欣；二疊紀盆地和中西部。 於二零二一年，EOG亦於休斯頓船舶航道及科珀斯克里斯蒂港出售原油，以出口至海外目的地。 在每種情況下，收到的價格均基於該特定銷售點的市場價格或該地點適用的價格指數。 2022年，預計此類生產的定價機制將保持不變。 於2021年12月31日，EOG承諾於2022年向多方交付固定數量的原油16百萬磅、2023年7百萬磅、2024年7百萬磅及2025年1百萬磅，預期所有這些原油均來自於可用儲量的未來生產。
於二零二一年，EOG在EOG擁有的設施或第三方設施加工其美國井口天然氣生產的若干天然氣，提取天然氣液化液。 天然氣液化石油產品按現行市價出售至本地市場或下游地區。 在某些情況下，EOG用其NGL生產的產品換取下游收到的純度產品，這些產品按當時的市場價格出售。 預計2022年，此類定價機制將保持不變。 於二零二一年，EOG亦於休斯頓船舶頻道銷售純度產品，出口至海外。 在每種情況下，收到的價格均基於該特定銷售點的市場價格或該地點適用的價格指數。 2022年，預計此類生產的定價機制將保持不變。 於二零二一年十二月三十一日，EOG並未承諾於二零二二年交付固定數量的天然氣液化石油。
於二零二一年，根據其多元化營銷策略，EOG大部分美國井口天然氣生產通過管道輸送至多個地點，包括得克薩斯州Katy、東德克薩斯州、南德克薩斯州Agua Dulce Hub、科羅拉多州Weld County Cheyenne Hub、南加州及伊利諾伊州芝加哥。 剩餘的天然氣產量出售到當地市場。 在每種情況下，定價均基於最終銷售點的現貨市場價格。 2022年，預計此類生產的定價機制將保持不變。 此外，EOG向德克薩斯州科珀斯克里斯蒂附近的一家液化設施出售天然氣，並根據普氏日本韓國馬克收取定價。 截至2021年12月31日，EOG承諾於2022年向多方輸送固定數量的天然氣，2023年為190億立方英尺，2024年為150億立方英尺，2025年為138億立方英尺，2026年為195億立方英尺，其後為1459億立方英尺，預計所有這些天然氣均將來自未來可用儲量的生產。
於二零二一年，特立尼達的天然氣量按固定價格合約出售，合約於二零二六年結束。 預計2022年特立尼達的生產定價機制將保持不變。
截至2021年5月，來自中國的所有井口天然氣量均根據買方向多個當地市場分部的管道銷售量按規定價格銷售。
在某些情況下，EOG購買和銷售第三方原油和天然氣，以平衡第三方設施的穩定產能與某些地區的生產，並利用EOG擁有的設施的過剩產能。
於二零二一年，兩家採購商佔EOG總井口原油及凝析油、天然氣液化石油及天然氣收入以及集輸、加工及營銷收入的10%以上。 這兩個買家都在原油精煉行業。 EOG認為，任何單一買家的損失不會對其財務狀況或經營業績造成重大不利影響。
井口數量和價格
下表列出了關於EOG原油和凝析油、天然氣和天然氣的井口量和平均價格的某些資料。 下表亦呈列截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度各年的原油當量體積，乃按1. 0桶原油及凝析油或天然氣液化液與6. 0 Mcf天然氣之比率釐定。 有關井口量，見項目7，管理層對財務狀況和運營結果的討論和分析—運營結果—運營結果。
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| 截至十二月三十一日止的年度 | 2021 | | 2020 | | 2019 |
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原油和凝析油體積(MMBbl)(1) | | | | | |
| 美國： | | | | | |
| Eagle Ford Oil Play | 51.8 | | | 54.6 | | | 68.3 | |
| 特拉華州盆地 | 84.3 | | | 67.0 | | | 63.4 | |
| 其他 | 25.7 | | | 27.8 | | | 34.6 | |
| 美國 | 161.8 | | | 149.4 | | | 166.3 | |
| 特立尼達 | 0.5 | | | 0.4 | | | 0.2 | |
其他國際組織(2) | — | | | — | | | 0.1 | |
| 總計 | 162.3 | | | 149.8 | | | 166.6 | |
天然氣液體體積(MMBbl)(1) | | | | | |
| 美國： | | | | | |
| Eagle Ford Oil Play | 9.0 | | | 9.7 | | | 10.7 | |
| 特拉華州盆地 | 30.9 | | | 27.7 | | | 23.5 | |
| 其他 | 12.8 | | | 12.4 | | | 14.7 | |
| 美國 | 52.7 | | | 49.8 | | | 48.9 | |
其他國際組織(2) | — | | | — | | | — | |
| 總計 | 52.7 | | | 49.8 | | | 48.9 | |
天然氣體積(Bcf)(1) | | | | | |
| 美國： | | | | | |
| Eagle Ford Oil Play | 55 | | | 53 | | | 53 | |
| 特拉華州盆地 | 238 | | | 168 | | | 147 | |
| 其他 | 149 | | | 160 | | | 190 | |
| 美國 | 442 | | | 381 | | | 390 | |
| 特立尼達 | 79 | | | 66 | | | 95 | |
其他國際組織(2) | 3 | | | 11 | | | 14 | |
| 總計 | 524 | | | 458 | | | 499 | |
原油當量(MMBoe)(3) | | | | | |
| 美國： | | | | | |
| Eagle Ford Oil Play | 70.0 | | | 73.1 | | | 87.8 | |
| 特拉華州盆地 | 154.9 | | | 122.7 | | | 111.4 | |
| 其他 | 63.3 | | | 66.9 | | | 81.0 | |
| 美國 | 288.2 | | | 262.7 | | | 280.2 | |
| 特立尼達 | 13.7 | | | 11.4 | | | 16.0 | |
其他國際組織(2) | 0.6 | | | 1.8 | | | 2.4 | |
| 總計 | 302.5 | | | 275.9 | | | 298.6 | |
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| 截至十二月三十一日止的年度 | 2021 | | 2020 | | 2019 |
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原油和凝析油平均價格(美元/桶)(4) | | | | | |
| 美國 | $ | 68.54 | | | $ | 38.65 | | | $ | 57.74 | |
| 特立尼達 | 56.26 | | | 30.20 | | | 47.16 | |
其他國際組織(2) | 42.36 | | | 43.08 | | | 57.40 | |
| 複合材料 | 68.50 | | | 38.63 | | | 57.72 | |
液化天然氣平均價格（美元/桶） (4) | | | | | |
| 美國 | $ | 34.35 | | | $ | 13.41 | | | $ | 16.03 | |
其他國際組織(2) | — | | | — | | | — | |
| 複合材料 | 34.35 | | | 13.41 | | | 16.03 | |
天然氣平均價格（美元/百萬立方英尺） (4) | | | | | |
| 美國 | $ | 4.88 | | | $ | 1.61 | | | $ | 2.22 | |
| 特立尼達 | 3.40 | | | 2.57 | | | 2.72 | |
其他國際組織(2) | 5.67 | | | 4.66 | | | 4.44 | |
| 複合材料 | 4.66 | | | 1.83 | | | 2.38 | |
(1)百萬桶或十億立方英尺，視情況而定。
(2)其他國際公司包括EOG的中國和加拿大業務。中國的業務於2021年第二季度出售。
(3)百萬桶油當量;包括原油和凝析油、NGL和天然氣。
(4)美元/桶或每千立方英尺，視情況而定。 不包括金融商品衍生工具的影響（見綜合財務報表附註12）。
人力資本管理
截至2021年12月31日，EOG約有2800名員工，其中包括外籍員工。EOG對人力資本管理的做法包括由董事會(董事會)和董事會的薪酬和人力資源委員會進行監督，並側重於各種領域，包括：
文化；招聘；留住。EOG的文化是其可持續成功的關鍵。通過為員工提供優質的工作環境，並通過保持一致的大學招聘和實習計劃，EOG能夠吸引和留住行業中一些最優秀和最聰明的人。為了幫助評估其人力資本管理方法的有效性，EOG每年進行一次員工敬業度調查。根據調查結果，EOG在不同的辦公地點都獲得了“頂級工作場所”的認可。
薪酬、福利、健康和福利. EOG高度重視吸引和留住人才，提供有競爭力的薪酬、獎金和補貼的全面福利。 EOG還提供全面健康計劃、配套禮品計劃、靈活工作時間表、帶薪家庭護理假、帶薪病假或受傷假以及員工援助計劃，以支持員工及其家屬的精神健康。 此外，通過新員工股票補助、年度股票補助計劃和員工股票購買計劃，每個員工都有機會成為EOG成功的參與者。
新冠肺炎大流行. 於二零二零年，為應對新型冠狀病毒疫情，EOG專注於保障員工及其家人的安全，包括為員工提供技術和支持，使他們不僅能在辦公室或家中安全高效地工作，更能在整個公司內保持投入和聯繫。 於二零二一年，EOG繼續提供該等技術及支援，並繼續專注於員工的安全，分階段重新開放其辦公室及工作場所，並制定額外常規及規程，包括與社交距離、佩戴口罩及症狀篩查有關的常規及規程。
培訓與發展. EOG專注於培養員工，以獲得有意義的職業機會，包括晉升至監督及管理職位及增加薪酬機會。 EOG提供領導力、管理技能、溝通、團隊效率、技術技能以及EOG系統和應用的使用方面的培訓。 EOG的領導力培訓側重於通過進一步發展領導多學科、多樣化和分散的員工隊伍所需的技能，在EOG提供領導的連續性。 此外，EOG每年都會舉辦多個內部技術會議，旨在分享公司的最佳實踐和技術進步，包括安全和環境主題。 EOG還為員工提供學費報銷計劃以及專業認證費用報銷。
多樣性和包容性. EOG認為，性別、種族、族裔和文化的多樣性，以及背景和經驗的多樣性導致了思想的多樣性，EOG重視這一點。 作為建立和維護多元化和包容性工作場所的一部分，EOG專注於創建一種協作文化，促進公司各個層面的包容性，並反映員工思想的多樣性。 EOG還採取措施提高員工意識，提供領導力和提供培訓，以幫助促進EOG內部的多樣性和包容性。 此外，如其《董事、高級職員及僱員商業行為及道德守則》所反映，EOG致力於在所有就業方面提供平等機會，並根據技能及表現聘用、評估及提升僱員。
安全問題. EOG的安全管理計劃和流程提供了一個框架，在該框架內，管理層可以以系統的方式評估安全績效。 在評估員工表現和薪酬時，EOG的安全表現也被考慮在內。 EOG為僱員、承包商和其他可能在EOG設施工作或參觀的人提供初步、定期和複習安全培訓。 這些培訓方案涉及各種主題，包括操作程序、安全工作實踐以及緊急和事故響應程序。
競爭
EOG與主要的綜合性石油和天然氣公司、政府附屬的石油和天然氣公司以及其他獨立的石油和天然氣公司競爭，以獲得許可證和租賃、財產和儲量，以及獲得勘探、開發、生產、營銷和運輸原油、天然氣和天然氣所需的設施、設備、材料、服務和員工和其他人員(包括地質學家、地球物理學家、工程師和其他專家)。 EOG的某些競爭對手擁有比EOG擁有的財務和其他資源大得多的財力和其他資源，並在EOG可能尋求新的或擴大進入的國家或地區建立了戰略長期地位或牢固的政府關係。 因此，EOG可能在某些方面處於競爭劣勢，例如在競標鑽探權或獲得必要的服務、設施、設備、材料和人員方面。 此外，在應對影響原油、NGL和天然氣需求的因素時，EOG規模較大的競爭對手可能擁有競爭優勢，例如不斷變化的全球價格和生產水平以及替代燃料的成本和可獲得性。 EOG還面臨來自可再生能源等競爭能源的競爭。 見項目1A，風險因素。
監管
將軍。可能會發布新的或修訂的規則、條例和政策，並可能會提出新的立法，這可能會影響石油和天然氣勘探和生產行業。 這些規則、法規、政策和立法可能影響，除其他外，（i）允許在聯邦土地上進行石油和天然氣鑽探，（ii）租賃聯邦土地用於石油和天然氣開發，（iii）温室氣體排放和/或與石油和天然氣作業相關的其他氣候變化相關事宜的監管，（iv）在聯邦土地上使用水力壓裂，（v）就從聯邦土地生產石油和天然氣的特許權使用費的計算；（vi）適用於石油和天然氣勘探和生產公司的美國聯邦所得税法。 關於EOG的運營、財務狀況和運營結果受到或可能受到的監管相關風險的其他討論，請參見以下討論和項目1A，風險因素。
美國對原油和天然氣生產的監管。原油和天然氣生產業務受到各種類型的監管，包括聯邦和州機構的監管。
影響石油和天然氣行業的美國立法正在不斷地進行修訂或擴大。此外，聯邦和州的許多部門和機構根據法規授權發佈並已經發布了適用於石油和天然氣行業的規則和條例。除其他事項外，這些規則和條例要求允許鑽探油井，調節油井間距，通過限制燃燒防止天然氣浪費，要求各種勘探和生產作業提供擔保，並規範特許權使用費付款(聯邦和州租約)、生產税和從價税的計算和支付。
EOG在新墨西哥州、北達科他州、猶他州、懷俄明州和墨西哥灣以及其他地區的石油和天然氣租約的一部分，由聯邦政府批准，並由土地管理局(BLM)和/或印第安人事務局(BIA)管理，如果是近海租約(對於EOG，是De Minimis)，由海洋能源管理局(BOEM)和安全與環境執法局(BSEE)管理，這兩個機構都是聯邦機構。EOG對聯邦石油和天然氣租約進行的作業必須遵守許多額外的法律和法規限制，就與部落土地有關的租約而言，還必須遵守某些部落環境和許可要求以及就業權條例。此外，美國內政部(通過其多個機構，包括BLM、BIA和自然資源收入辦公室)對我們計算和支付與我們的聯邦和部落石油和天然氣租賃相關的特許權使用費、獎金、罰款、罰款、評估和其他收入擁有一定的權力。
BLM、BIA和BOEM租賃包含相對標準化的條款，要求遵守詳細的法規，對於離岸租賃，還要求遵守根據《外大陸架土地法》(可能會由BOEM或BSEE更改)的命令。在某些情況下，BLM、BIA、BOEM或BSEE(視情況而定)可能要求暫停或終止聯邦租約的運營。任何這樣的暫停或終止都可能對EOG在聯邦土地上的利益產生實質性的不利影響。美國內政部也不時考慮限制或暫停在聯邦土地或近海水域新的石油和天然氣租約。對允許在聯邦土地上進行石油和天然氣勘探和生產活動的任何限制或禁令都可能對EOG的運營、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
州際商業中天然氣的運輸和轉售受1938年修訂的《天然氣法》(NGA)和1978年的《天然氣政策法》的監管。這些法規由聯邦能源管理委員會(FERC)管理。從1993年1月起，1989年的《天然氣井口解除控制法》放鬆了對所有首次銷售天然氣的天然氣價格的管制，其中包括EOG對其自身生產的所有銷售。EOG的所有其他天然氣銷售，如從第三方購買的天然氣，仍受NGA下全面銷售證書的管轄銷售，NGA具有靈活的條款和條件。因此，根據適用的合同條款，EOG目前所有的天然氣銷售都可以按市場價格進行。然而，EOG的司法銷售在未來可能會受到更嚴格的聯邦監管，包括FERC可能會對此類銷售施加更多限制性條件。相反，EOG以不受監管的市場價格銷售原油和凝析油以及NGL。
EOG在德克薩斯州西部和新墨西哥州的二疊紀盆地、德克薩斯州北部的Fort Worth盆地Barnett Shale、北達科他州的Wiliston盆地Bakken和Three Forks Play以及德克薩斯州南部的Eagle Ford擁有某些收集和/或加工設施，為EOG的運營提供支持。國家對收集和加工設施的監管一般包括與提供收集和加工服務有關的各種安全、環境和在某些情況下的非歧視要求，但一般不涉及費率監管。如果EOG的收集和處理業務未來受到州或聯邦政府對費率和服務的監管，它們可能會受到實質性的不利影響。
EOG的收集和處理業務也可能或將受到與這些設施的設計、安裝、測試、建造、操作、更換和管理有關的安全和操作法規的約束。 與這些事項有關的其他規則和立法不時得到審議和/或通過。 儘管EOG無法預測該等法例對其營運及財務狀況可能產生的影響（如有），但視乎該等未來法例及監管變動的性質及程度，EOG可能須承擔額外資本開支及增加合規及營運成本。
EOG還在北達科他州擁有原油鐵路裝卸設施，並在其某些美國業務中擁有原油卡車卸貨設施。對這類設施的監管是在州和聯邦一級進行的，通常包括各種安全、環境、許可和包裝/標籤要求。不時考慮和/或通過與這些事項有關的其他條例。儘管EOG無法預測任何此類新法規可能對其鐵路原油資產和卡車運輸原油產生的影響(如果有的話)，但EOG可能被要求產生額外的資本支出，並增加合規和運營成本，具體取決於未來此類監管變化的性質和程度。EOG在2021年期間沒有通過鐵路運輸任何原油。
國會、州立法機構、聯邦能源管理委員會和其他聯邦、州和地方監管委員會、機構、理事會和法院不時審議可能影響石油和天然氣行業的提案和程序。 EOG無法預測任何此類建議或程序何時或是否會生效。 還應指出，石油和天然氣行業歷來受到嚴格監管;因此，不能保證這些立法機構和監管委員會、機構、理事會和法院目前採取的做法將保持不變。
一般環境法規-美國。EOG受到各種聯邦、州和地方法律和法規的約束，這些法規涉及向環境排放材料或其他與環境保護有關的法律和法規。這些法律和法規會影響EOG的運營和成本，因為它們會影響原油和天然氣的勘探、開發和生產業務。不遵守這些法律和條例可能會導致對行政、民事和刑事處罰的評估，包括評估罰款、施加調查和補救義務、暫停或吊銷必要的許可證、執照和授權、要求安裝額外的污染控制措施以及發佈命令禁止今後的作業或施加額外的合規要求。
此外，EOG還從第三方那裏獲得了某些石油和天然氣資產，這些第三方在管理和處置或釋放碳氫化合物或其他廢物方面的行動不在EOG的控制之下。根據環境法律和法規，EOG可能被要求清除或補救由先前的所有者或經營者處置或釋放的廢物。EOG還可能產生與清理其向其運送受管制物質進行處置或向其運送設備進行清潔的第三方場地的相關費用，以及與此類第三方場地釋放受管制物質有關的自然資源損害或其他索賠的費用。此外，根據環境法律和法規，EOG可能對以前擁有或目前擁有權益但曾是或不是運營商的油氣資產負責。此外，EOG必須遵守美國環境保護局(U.S.EPA)的規定，要求每年報告温室氣體排放量，而且，正如下面進一步討論的那樣，EOG還必須遵守有關水力壓裂和我們運營的其他方面的聯邦、州和地方法律法規。
遵守環境法律和條例增加了EOG的總業務成本，但迄今為止沒有對EOG的業務、財務狀況或業務結果造成重大不利影響。 此外，根據現行法律及法規，預期EOG將不會於不久將來就其勘探及開發開支計劃總額而言屬重大之金額（不論是環境控制設施或其他）以遵守該等法律及法規。 然而，EOG無法預測（i）任何目前或未來有關環境的法律或法規的時間、範圍及影響，及（ii）遵守該等未來法律及法規的最終成本或對EOG的營運、財務狀況及營運業績的最終影響。 該等法律及規例（已頒佈）的直接及間接成本可能會對EOG的營運、財務狀況及營運業績造成重大不利影響。
氣候變化-美國。近年來，地方、州、聯邦和國際監管機構越來越關注温室氣體排放和氣候變化問題。 美國國會不時提出立法，對温室氣體排放施加限制或要求徵收費用或碳税。除了美國環保署要求每年報告温室氣體排放量的規則外，美國環保署還通過了一些大型來源的法規，將温室氣體排放作為聯邦清潔空氣法的污染物。 此外，美國環保署於2016年5月發佈法規，要求運營商減少甲烷排放和揮發性有機化合物（VOC）的排放，來自新建的、改造的和改造的原油和天然氣井以及位於天然氣生產集氣站、天然氣加工廠和天然氣輸送壓縮機站的設備。 2021年11月，美國環保署提出了一項規則，以進一步減少石油和天然氣行業新的和現有的來源的甲烷和VOC排放。
在國際一級，美國，2015年12月，參加了在法國巴黎舉行的《聯合國氣候變化框架公約》第21次締約方大會。 《巴黎協定》（在會議上通過）呼籲各國在全球氣温和温室氣體排放方面做出努力。 《巴黎協定》於2016年11月4日生效，美國於2021年2月正式重新加入。 美國製定了全經濟目標，即：（i）到2030年將其温室氣體淨排放量比2005年水平減少50—52%；（ii）到2050年實現全經濟淨零排放。 此外，許多州和地方官員表示，他們打算加緊努力，堅持國際協議中的承諾。 此外，2021年11月，美國內政部發布了《聯邦石油和天然氣租賃計劃報告》，建議增加從聯邦土地和近海水域開採的石油和天然氣資源相關的特許權使用費，以計入相應的氣候成本。
EOG相信，其在整個運營過程中減少温室氣體排放的策略既符合環境的最佳利益，也是審慎的商業慣例。 EOG開發了一個系統，用於計算其運營設施的温室氣體排放量。 這一排放管理系統根據公認的監管方法（如適用）和公認的工程實踐計算排放量。 EOG報告了美國環保署2009年發佈的《温室氣體強制報告規則》（經修訂）所涵蓋的設施的温室氣體排放。
EOG無法預測任何當前或未來關於氣候變化和温室氣體排放的調查、法律、法規、條約或政策（包括美國可能頒佈的任何法律和法規）的時間、範圍和影響，但該等調查、法律、法規、條約或政策（如已頒佈、發佈或應用）的直接和間接費用，可能會對EOG的運作、財務狀況和經營業績造成重大不利影響。 我們的營運成本的潛在增加可能包括營運及維護我們的設施、在我們的設施上安裝新的排放控制、獲取補貼或抵免以涵蓋我們的温室氣體排放、支付與我們的温室氣體排放相關的税項或費用，或管理及管理温室氣體排放計劃的成本。 此外，監管政策的變動導致對被視為導致温室氣體排放的碳氫化合物產品的需求減少，或限制其使用，亦可能對原油、天然氣液化石油及天然氣的市場需求以及我們生產這些產品的價格產生不利影響。 此外，對全球氣候變化風險的日益關注導致政府調查以及私人和公共訴訟的可能性增加，這可能會增加我們的成本或以其他方式對我們的業務造成不利影響。 見項目1A，風險因素，關於與氣候變化有關的發展的其他討論。
水力壓裂和其他作業法規--美國。EOG鑽探的幾乎所有陸上原油和天然氣井均通過水力壓裂法完成和增產。 水力壓裂技術在石油和天然氣行業已經使用了60多年，並不斷得到改進，使EOG能夠生產原油和天然氣，否則將無法回收。 具體來説，水力壓裂是將加壓流體泵入地下地層以產生微小裂縫或空間的過程，使原油和天然氣從儲層流入井中，以便將其帶到地表。 水力壓裂通常發生在數千英尺的地下，在任何飲用水含水層以下相當遠的距離，並且在破裂區域和含水層之間存在不可滲透的巖石層。 水力壓裂過程中使用的流體的組成通常包括水和砂，以及低於1%的高度稀釋的化學添加劑；壓裂流體中使用的化學添加劑的列表可通過互聯網網站和由行業貿易協會贊助的其他出版物以及通過那些要求報告壓裂流體組分的州的州機構向公眾提供。 雖然大部分沙子留在地下以保持裂縫打開，但大量的水和化學添加劑迴流，然後被重新使用或安全地處置在適當監管機構批准和允許的地點。 EOG定期對該等處置設施進行監管評估，以監察其遵守適用法規的情況。
水力壓裂的監管主要在州和地方一級通過許可和其他合規要求進行。 然而，2012年4月，美國環保署發佈了專門適用於石油和天然氣行業的法規，要求運營商通過使用“綠色完井”來大幅減少水力壓裂天然氣井的揮發性有機化合物排放，否則這些天然氣會泄漏到空氣中。 美國環保署還發布了法規，制定了幾種類型設備的VOC排放標準，包括儲罐、壓縮機、除臭器、閥門和天然氣處理廠的脱硫裝置。 此外，2016年5月，美國環保署發佈法規，要求運營商減少新建、改造和改造的原油和天然氣井以及位於天然氣生產集氣站、天然氣加工廠和天然氣輸送壓縮機站的設備的甲烷和VOC排放。 2021年11月，美國環保署提出了一項規則，以進一步減少石油和天然氣行業新的和現有的來源的甲烷和VOC排放。 不時地，有各種其他的建議來監管聯邦一級的水力壓裂。
除上述聯邦法規外，一些州和地方政府還對鑽井和完井作業施加或考慮施加各種條件和限制，包括關於套管和固井的要求；附近水井的測試；對獲取和使用水的限制；水力壓裂作業中使用的化學添加劑的披露；限制水力壓裂作業中可能使用的化學添加劑種類；限制在荒野濕地、生態或地震敏感地區和其他保護區內的某些土地上進行鑽探或注入活動。 此類聯邦、州和地方許可和披露要求、操作限制、條件或禁令可能導致操作延誤以及增加操作和合規成本，此外，可能延遲或有效阻止從地層中開發原油和天然氣，如果不使用水力壓裂法，則在經濟上不可行。
遵守與水力壓裂和我們運營的其他方面有關的法律法規增加了EOG的整體業務成本，但迄今為止，沒有對EOG的運營、財務狀況或運營業績造成重大不利影響。 此外，根據現行法律及法規，預計EOG將不會於不久將來動用與其勘探及開發開支計劃總額有關的重大金額，以遵守該等法律及法規。 然而，EOG無法預測（i）任何目前或未來關於美國水力壓裂或我們業務的其他方面的法律或法規的時間、範圍和影響，以及（ii）最終合規成本或對EOG的業務、財務狀況和與該等未來法律和法規相關的經營業績的最終影響。 該等法律及規例（如獲頒布）的直接及間接成本可能會對EOG的營運、財務狀況及營運業績造成重大不利影響。
其他國際規則。EOG在美國境外的勘探和生產業務須遵守EOG業務所在國家的相關政府實施的各類法規，包括環境法規，並可能影響EOG在該等國家的運營和合規成本。 EOG無法預測任何目前或未來提出的法律、法規或條約（包括有關氣候變化和水力壓裂法的法律、法規或條約）的時間、範圍和影響，但這些法律、法規和條約（如已頒佈）的直接和間接成本可能對EOG的運營、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。 EOG將繼續審查其在美國境外與所有環境問題相關的業務和運營所面臨的風險，包括氣候變化和水力壓裂法規。 此外，EOG將繼續監測和評估其業務所在美國以外地區的任何新政策、立法、條例和條約，以確定對其業務的影響，並在必要時採取適當行動。
其他事項
能源價格。EOG是一家原油和天然氣生產商，受原油和凝析油、天然氣和天然氣價格變動的影響。 在過去三年中，美國商品平均價格波動，有時相當劇烈。 EOG在美國生產的原油及凝析油平均價格於二零二一年分別較去年上升77%、二零二零年下降33%及二零一九年下降11%。 EOG在美國生產的平均NGL價格於二零二一年上升156%，於二零二零年下降16%及於二零一九年下降40%，各較上一年上升40%。 EOG在美國生產所收到的平均天然氣價格波動導致二零二一年、二零二零年及二零一九年分別較去年增加203%、27%及23%。
由於世界政治和經濟環境存在諸多不確定因素，（例如，包括石油輸出國組織在內的其他原油出口國的行動，以及持續的COVID—19大流行的持續時間和影響），原油、天然氣和天然氣的全球供應和需求，以及其他能源供應的可用性，從消費者的角度來看，各種能源的相對競爭關係和其他因素，EOG無法預測原油和凝析油、天然氣和天然氣價格在未來可能發生的變化。 關於原油和凝析油、天然氣液化油和天然氣價格變化、對EOG的潛在影響以及這些變化可能給EOG帶來的風險的其他討論，參見項目1A，風險因素。
包括EOG原油和NGL衍生品合約的影響（不包括基差互換），並基於EOG的税收狀況，EOG對井口原油和凝析油價格每增加或減少1.00美元的價格敏感度，結合NGL價格的估計變化，淨收入約為1.07億美元，經營活動税前現金流量約為1.38億美元。 包括EOG天然氣衍生合約的影響，並基於EOG的税務狀況以及EOG 2022年預計天然氣產量中價格尚未根據長期營銷合約確定的部分，EOG對井口天然氣價格每增加或減少0.10美元的價格敏感度約為淨收入1500萬美元，1900萬美元來自經營活動的税前現金流量。 有關EOG截至2022年2月18日的金融商品衍生品合約概要，請參閲項目7，管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析—資本資源和流動性—商品衍生品交易。 有關EOG截至2021年12月31日止年度的金融商品衍生合約概要，請參閲綜合財務報表附註12。
風險管理 EOG不時從事價格風險管理活動。 這些活動旨在管理EOG在原油、天然氣和天然氣價格波動方面的風險。 EOG利用金融商品衍生工具，主要是價格互換、期權、互換、領和基差互換合約，作為管理此價格風險的手段。 見綜合財務報表附註12。 有關EOG截至2022年2月18日的金融商品衍生品合約概要，請參閲項目7，管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析—資本資源和流動性—商品衍生品交易。
EOG的所有原油、天然氣和天然氣活動均受到原油、天然氣和天然氣勘探、開發、生產和運輸通常會發生的風險，包括鑽井和油井爆炸、坑洞、火災、油井控制失控以及泄漏和溢出，每一種風險都可能導致生命、財產和/或環境的損害。 EOG的業務也受到某些風險的影響，包括颶風、洪水和其他不利天氣事件。 此外，EOG的活動受政府條例的約束，以及政府當局基於環境和其他考慮而中斷或終止。 這些事件引起的損失和負債可能減少EOG的收入，增加EOG的費用，但保險範圍不包括在內。
EOG根據EOG認為的行業慣例，以EOG認為審慎和商業上可行的金額和費用，為部分（但並非全部）這些風險投保。 具體而言，EOG維持由第三方保險公司提供的商業一般責任和額外責任保障，以保障因EOG運作的事故而引致的身體傷害或死亡索賠（受保單條款及條件所規限）。 此外，對於任何涉及EOG運營並對環境造成負面影響的事故，EOG會為運營商提供由第三方保險公司提供的額外開支保障，以保障EOG可能因該事故而產生的責任、開支或索賠，包括與滲漏和污染、清理和封隔、疏散開支和油井控制有關的責任、開支或索賠（受保單條款和條件所規限）。 如果發生井控事故導致負面環境影響，此類操作員額外費用保險將是EOG的主要保險範圍，上述商業一般責任和超額責任保險範圍也為EOG提供了一定的保險範圍。 EOG的所有鑽探活動均與獨立鑽探承包商和其他第三方服務承包商在合同基礎上進行。 該等合同所載的賠償及其他風險分擔條款是在逐筆基礎上談判的，每項條款均基於所提供服務及預期業務的特定情況。
除上述風險外，EOG在美國境外的業務還面臨某些風險，包括税收和政府特許權使用費增加、外國公司業務法律和政策變更、資產徵用、單方面或被迫重新談判、與政府實體的現有合同修改或無效、貨幣限制和匯率波動的風險。 關於EOG在美國境外開展業務所面臨的風險的進一步討論，請參見項目1A，風險因素。
關於我們的執行官員的信息
EOG現任行政人員及其姓名和年齡（截至2022年2月24日）如下：
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| 名字 | | 年齡 | | 職位 |
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| 以斯拉·Y·雅科布 | | 45 | | 首席執行官 |
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| 勞埃德·W·小赫爾姆斯 | | 64 | | 總裁和首席運營官 |
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| 肯尼斯·W. boedeker | | 59 | | 執行副總裁，勘探和生產 |
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| Jeffrey R.萊茨爾 | | 42 | | 執行副總裁，勘探和生產 |
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| 蒂莫西·K·德里格斯 | | 60 | | 常務副總裁兼首席財務官 |
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| 邁克爾·P·唐納森 | | 59 | | 常務副祕書長總裁總法律顧問兼公司祕書 |
以斯拉·Y. Yacob先生當選為首席執行官並獲委任為董事，自二零二一年十月起生效。 在此之前，他於2021年1月至2021年9月擔任總裁；於2017年12月至2021年1月擔任勘探和生產執行副總裁；於2014年5月至2017年12月擔任EOG德克薩斯州米德蘭辦事處副總裁兼總經理。 2012年3月至2014年5月，他還曾在EOG的德克薩斯州沃思堡和得克薩斯州米德蘭辦事處擔任勘探部經理，以及在各種地球科學和領導職位。 Yacob先生於2005年8月加入EOG。
勞埃德·W.小赫爾姆斯於2021年10月當選為總裁兼首席運營官。 Helms先生自2017年12月起擔任首席運營官。 在此之前，他於2013年8月至2017年12月擔任勘探和生產執行副總裁。 他於2006年9月當選為工程和收購副總裁，2008年3月當選為EOG加拿大阿爾伯塔省卡爾加里辦事處副總裁兼總經理，並於2012年2月至2013年8月擔任執行副總裁，負責運營。 赫爾姆斯先生於1981年2月加入EOG的前身。
肯尼斯·W. Boedeker於2018年12月當選為勘探和生產執行副總裁。 他曾於2016年10月至2018年12月擔任EOG科羅拉多州丹佛辦事處副總裁兼總經理，並於2015年7月至2016年10月擔任工程與收購副總裁。 在此之前，Boedeker先生在EOG的多個辦公室和職能領域擔任技術和管理職位，承擔越來越多的責任。 Boedeker先生於1994年7月加入EOG。
Jeffrey R. Leitzell於二零二一年五月當選為勘探及生產執行副總裁。 Leitzell先生曾於2017年12月至2021年5月擔任EOG德克薩斯州米德蘭辦事處副總裁兼總經理，並於2015年8月至2017年12月擔任米德蘭的運營經理。 在此之前，Leitzell先生在EOG的多個辦公室和職能領域擔任過各種工程職務，職責越來越大。 萊策爾於2008年10月加入EOG。
蒂莫西·K·德里格斯於2016年4月當選為執行副總裁總裁兼首席財務官。此前，德里格斯先生於2007年7月至2016年4月擔任總裁副董事長兼首席財務官。1999年10月，他被任命為總裁副總理兼環境保護局財務總監；2000年10月，他被任命為總裁副會計和土地管理局局長；2003年8月，他被任命為總裁副會計兼首席會計官。德里格斯是EOG的首席財務長。德里格斯先生於1995年8月加入EOG的前身。
2016年4月，邁克爾·P·唐納森當選為執行副總裁總裁、總法律顧問兼公司祕書。此前，唐納森先生於2012年5月至2016年4月擔任總裁副祕書長、總法律顧問兼公司祕書。他於2008年5月當選為企業祕書，並於2010年7月被任命為副總法律顧問兼企業祕書。唐納森於2007年9月加入EOG。
第1A項。風險因素
我們的業務和運營面臨許多風險。下面描述的風險可能不是我們面臨的唯一風險，因為我們的業務和運營也可能受到我們尚不知道的風險或我們目前認為不重要的風險的影響。如果下列任何事件或情況實際發生，我們的業務、財務狀況、經營結果或現金流可能會受到重大不利影響，我們普通股的交易價格可能會下降。以下風險因素應與本報告所載其他信息一併閲讀，包括合併財務報表和相關附註。除文意另有所指外，“我們”、“我們”、“我們”和“EOG”均指EOG Resources，Inc.及其子公司。
與我們的財務狀況、經營業績和現金流相關的風險
原油、天然氣和天然氣的價格波動很大，大宗商品價格的大幅和長期下跌可能會對我們產生實質性的不利影響。
原油和天然氣的價格(包括天然氣液體和凝析油的價格)波動很大。在能夠或可能導致價格波動的相互關聯的因素中，有：
•國內和世界範圍內原油、天然氣和天然氣的供應、消費和工業/商業需求；
•國內和國際鑽探活動；
•其他原油生產國和出口國，包括石油輸出國組織的行動；
•世界範圍內的經濟條件、地緣政治因素和政治條件，包括但不限於徵收關税或貿易或其他經濟制裁、石油和天然氣產區的政治不穩定或武裝衝突；
•流行病、流行病或其他公共衞生問題的持續時間及其經濟和金融影響，例如正在進行的新冠肺炎大流行；
•適當的運輸、收集、加工、壓縮、儲存、提煉和出口設施的可用性、接近程度和能力；
•競爭性能源，包括替代能源的價格、可獲得性和需求；
•全球節能措施、替代燃料需求以及與氣候變化有關的政策、倡議和發展的影響；
•技術進步以及消費者和工商業行為、偏好和態度，每一種情況都影響能源的生產、傳輸、儲存和消費；
•政府監管的性質和範圍，包括與環境和其他氣候變化有關的監管、衍生品交易和套期保值活動的監管、税收法律法規以及與原油、天然氣和天然氣及相關商品進出口有關的法律法規；
•商品期貨市場交易的水平和影響，包括商品價格投機者和其他人的交易；以及
•自然災害、天氣狀況和天氣模式的變化。
上述因素及大宗商品價格波動性，難以預測二零二二年及其後的原油、天然氣及天然氣價格。 因此，無法保證原油、天然氣液化液及/或天然氣的價格將維持或從目前水平上升，亦無法保證原油、天然氣液化液及/或天然氣的價格不會下跌。
我們的現金流量、財務狀況及經營業績在很大程度上取決於當時的商品價格。 因此，大宗商品價格的大幅和長期下跌可能會對我們可用於資本支出和運營費用的現金流數額、我們進入信貸和資本市場的條件、我們的經營業績以及我們的財務狀況（包括（但不限於）我們支付普通股股息的能力）產生重大不利影響。 因此，我們普通股的交易價格可能受到重大不利影響。
商品價格下跌也會減少我們能夠經濟生產的原油、天然氣和天然氣的數量。 該等商品價格大幅及長期下跌，可能會令我們部分勘探、開發及開採項目不具經濟效益，導致我們不得不下調估計探明儲量，並可能關閉或封堵及放棄若干油井。 此外，商品價格長期大幅下跌可能導致我們物業的預期未來現金流量低於其各自的賬面淨值，這將需要我們減記物業的價值。 此類準備金減記和資產減值可能對我們的經營業績和財務狀況產生重大不利影響，進而對我們普通股的交易價格產生重大不利影響。
與氣候變化有關的事態發展可能會對我們產生實質性的不利影響。
近年來，政府和監管機構、投資者、消費者、工業界和其他利益攸關方日益關注氣候變化問題。 這一重點，加上消費者和工商業行為、對能源的產生和消耗、原油、天然氣和天然氣的使用以及使用原油、天然氣和天然氣製造或以原油、天然氣和天然氣為動力的產品的偏好和態度的改變，可能導致（i）制定與氣候變化相關的法規、政策和舉措（在政府、企業和/或投資者羣體層面），包括替代能源要求和節能措施，（ii）能源的產生、傳輸、儲存和消費方面的技術進步（例如，風能、太陽能和氫能、智能電網技術和電池技術）和（iii）非烴能源的可用性增加，消費者和工業/商業需求增加（例如，替代能源）和用非烴源（例如，電動汽車和可再生住宅和商業電力供應）。 該等發展可能會對以原油、天然氣及天然氣生產或以原油、天然氣及天然氣為動力的產品的需求，以及對我們銷售的原油、天然氣及天然氣的需求，進而影響其價格。 有關商品價格（包括商品價格波動）對我們的財務狀況、現金流量及經營業績的影響，請參閲上文的風險因素。
除可能對我們銷售的原油、天然氣液化石油及天然氣的需求及價格造成不利影響外，該等發展亦可能對（其中包括）我們所依賴的必要第三方服務及設施的可用性造成不利影響，這可能會增加我們的營運成本，並對我們勘探、生產、運輸及加工原油的能力造成不利影響，併成功執行我們的業務策略。 有關該等風險對我們財務狀況及經營業績的潛在影響的進一步討論，請參閲下文“與我們經營有關的風險”一節的討論。”
此外，與氣候變化有關的事態發展可能導致人們對石油和天然氣行業的負面看法，進而造成與油氣勘探和生產有關的聲譽風險。 該等負面看法及聲譽風險可能會對我們成功執行業務策略的能力產生不利影響，例如，對我們的資金可用性及成本產生不利影響。 有關該等風險對我們財務狀況、現金流量及經營業績的潛在影響的進一步討論，請參閲本節下文及下文“與監管及法律事宜有關的風險”一節的討論。”
此外，（在政府、企業及╱或投資者社區層面）頒佈與氣候變化相關的法規、政策及舉措也可能導致我們的合規成本及其他運營成本增加，併產生其他不利影響（例如，更大的可能性（政府調查或訴訟）。 有關氣候變化相關法規、政策和舉措對我們構成的風險的進一步討論，請參閲下文“與監管和法律事項相關的風險”一節的討論。”
我們有大量的資本金要求，我們可能無法以令人滿意的條件獲得所需的融資，如果真的有的話。
我們作出並預期將繼續作出大量資本開支以收購、勘探、開發及生產原油、天然氣液化石油及天然氣儲備。 我們擬主要透過營運現金流量、手頭現金及出售非核心資產，以及（在較低程度上及如有需要）商業票據借貸、銀行借貸、循環信貸融資下的借貸以及公募及私募股權及債券發售，為資本開支提供資金。
然而，原油、天然氣和天然氣價格下跌會減少我們的現金流，也可能延遲或削弱我們完成某些計劃中的非核心資產出售和剝離的能力。此外，倘信貸及資本市場的狀況大幅下滑，我們可能無法按我們認為可接受的條款取得融資（如有的話）。 此外，國內及全球金融市場或經濟狀況的疲弱及╱或波動或低迷的商品價格環境可能會增加貸款人及商業票據投資者要求我們支付的利率，或對我們透過股本或債券發行或其他借貸為資本開支提供資金的能力造成不利影響。
同樣地，我們的現金流減少（例如原油、天然氣及╱或天然氣液化石油氣價格下跌或意外關井）以及對我們的財務狀況及經營業績的相應不利影響，也可能增加貸款人及商業票據投資者要求我們支付的利率。 利率大幅上升將減少我們可用於再投資的淨現金流量。 任何該等因素均可能對我們的業務、財務狀況及經營業績造成重大不利影響。
此外，我們獲得融資的能力、我們的借款成本以及任何融資的條款，在一定程度上取決於獨立信用評級機構對我們債務的信用評級。可能影響我們信用評級的相互關聯的因素包括我們的債務水平；計劃的資本支出和資產出售；短期和長期生產增長機會；流動性；資產質量；成本結構；產品組合；以及大宗商品定價水平(包括但不限於信用評級機構對未來大宗商品價格的估計和假設)。我們不能保證我們目前的信用評級將在任何給定的時間段內保持有效，或者我們的信用評級在未來將被上調，我們也不能保證我們的任何信用評級不會被下調。
此外，石油和天然氣部門的公司可能面臨越來越大的聲譽風險，進而面臨某些財務風險。 具體而言，某些金融機構（包括某些投資顧問和主權財富、養老金和捐贈基金），為了應對氣候變化方面的關切以及環境團體和類似利益攸關方的要求和其他影響，選擇將部分或全部投資從石油和天然氣相關部門轉移，其他金融機構和其他投資者將來也可選擇這樣做。 因此，願意投資於石油和天然氣部門的公司併為其提供資本的金融機構和其他投資者可能會減少。 石油和天然氣部門可用資本的實質性減少可能使其更加困難（例如，由於投資者對我們的股權或債務證券缺乏興趣）和/或成本更高（例如，由於我們的債務證券或其他借貸的利率較高），從而為我們的營運提供資金，而這反過來又可能對我們成功執行業務策略的能力造成不利影響，並對我們的業務、財務狀況及營運造成重大不利影響。
儲量估計取決於許多解釋和假設。這些解釋和假設中的任何重大錯誤都可能導致我們報告的儲備數量出現重大錯誤陳述。
估計原油、天然氣凝析液和天然氣儲量的數量以及這些儲量的未來淨現金流量是一個複雜、不準確的過程。 其需要我們管理層對現有技術數據及多項假設（包括與經濟因素有關的假設）作出詮釋。 這些解釋或假設中的任何重大不準確之處都可能導致我們報告的儲備數量和這些儲備的未來現金流量淨額被高估或低估。 此外，給定儲層的數據也可能由於許多因素而隨時間發生顯著變化，這些因素包括但不限於額外的開發活動、不斷變化的生產歷史、在不同經濟條件下對生產可行性的持續重新評估以及地質、地球物理和工程評估方法的改進和其他變化。
為了對我們的經濟可採原油、天然氣和天然氣儲量以及來自我們儲量的未來淨現金流量進行估計，我們分析了許多可變因素，例如該地區的歷史產量與其他產區的產量相比。 我們還分析可用的地質、地球物理、生產和工程數據，這些數據的範圍、質量和可靠性可能會有所不同。 這一過程還涉及有關商品價格、生產成本、收集、加工、壓縮、儲存和運輸成本、遣散費、從價税和其他適用的税收、資本支出以及修井和補救費用的經濟假設。 其中許多因素是或可能是我們無法控制的。 我們的實際儲備及來自該等儲備的未來現金流量淨額很可能與我們的估計有所不同。 任何重大差異，包括對我們現有儲量估計的任何重大下調，都可能對我們的業務、財務狀況和經營業績產生重大不利影響，進而影響我們普通股的交易價格。 有關討論，請參閲項目2，資產-石油及天然氣勘探及生產-資產及儲量及綜合財務報表補充資料。
如果我們不能隨着時間的推移獲得或找到足夠的額外儲量，我們的儲量和產量將從目前的水平下降。
原油和天然氣的生產率通常隨着儲量的開採而下降。 除我們進行成功的勘探、開採及開發活動導致額外儲量、收購額外含儲量的物業或通過工程研究確定額外的管後區域或二次開採儲量外，我們的儲量將隨着其開採而下降。 因此，將我們的原油和天然氣產量維持在當前水平或從當前水平增加產量高度取決於我們在獲取或發現額外儲量方面的成功程度，這可能會受到鑽探禁令或限制的不利影響。 如果我們未能成功收購或尋找額外儲備，我們的未來現金流和經營業績，反過來，我們的普通股的交易價格可能會受到重大不利影響。
我們宣派及派付股息的能力受若干考慮因素所規限。
股息由我們的董事會（董事會）全權酌情授權及釐定，並視乎多項因素而定，包括：
•可用於分紅的現金;
•我們的經營業績和預期的未來經營業績;
•我們的財務狀況，特別是與開展我們業務所需的預期未來資本開支有關；
•我們的運營費用；
•可比公司支付的股息水平;以及
•我們董事會認為相關的其他因素。
我們預期將繼續向股東派付股息；然而，董事會可隨時減少股息或停止宣派股息，包括董事會確定我們經營活動提供的當前或預測未來現金流（扣除資本開支及其他承擔）不足以向股東派付我們理想水平的股息或根本不足以向股東派付股息。 我們向股東支付的股息數額的任何下調都可能對我們普通股的交易價格產生不利影響。
我們的對衝活動可能會使我們無法充分受益於原油、天然氣液化石油及天然氣價格的上漲，並可能使我們面臨其他風險，包括交易對手風險。
我們使用衍生工具（主要是金融基差掉期、價格掉期、期權、掉期及領合約）對衝原油、天然氣及天然氣價格波動對我們經營業績及現金流量的影響。 在我們從事對衝活動以保護自身免受商品價格下跌影響的情況下，我們可能無法充分實現原油、天然氣液化石油及天然氣價格高於我們對衝合約確立的價格所帶來的利益。 我們2022年的部分預測產量受市場價格波動影響。倘我們最終無法對衝二零二二年及以後的額外產量，我們可能會受到商品價格下跌的重大不利影響，從而可能導致經營活動提供的現金淨額減少。 此外，我們的對衝活動在若干情況下可能會使我們面臨財務損失的風險，包括對衝合約的對手方未能根據合約履約的情況。
如果我們的客户和其他合同對手方無法履行他們對我們的義務，可能會對我們產生實質性的不利影響。
我們生產的原油、天然氣和相關商品有不同的客户，還有各種其他合同對手方，包括幾個金融機構和金融機構的附屬公司。國內和全球經濟狀況，包括金融機構的總體財務狀況，可能會對我們的客户和其他合同對手方不時支付欠我們的款項和以其他方式履行他們對我們的合同義務的能力，以及他們為此目的進入信貸和資本市場的能力產生不利影響。
此外，我們的客户及其他合約對手方可能因與該等條件及因素無關的原因而無法履行彼等對我們的合約義務，例如（i）因機械故障或市況而無法提供所需設施或設備，或（ii）客户或對手方採取的財務、營運或策略行動對其財務狀況造成不利影響，經營業績和現金流量，進而履行其對我們的合同義務的能力。 此外，如果客户無法履行其從我們購買原油、天然氣或相關商品的合同義務，我們可能無法以我們認為可接受的條件向另一個客户出售此類產品，原因是此類產品的地理位置；適當的收集、加工、壓縮、儲存、運輸、出口和精煉設施的可用性、鄰近性和能力；市場或其他因素和條件。
我們的客户和其他合同對手方無力支付欠我們的款項，也無法以其他方式履行他們對我們的合同義務，可能會對我們的業務、財務狀況、運營結果和現金流產生重大不利影響。
與我們的運營相關的風險
鑽探原油和天然氣井是一項高風險活動，使我們面臨各種我們無法控制的風險。
鑽探原油和天然氣井，包括開發井，涉及許多風險，包括我們可能無法遇到具有商業產量的原油、NGL和/或天然氣儲量的風險。因此，我們可能無法收回在新油井上的全部或任何部分投資。
具體而言，我們經常不確定鑽井、完井和操作油井的未來成本或時間，我們和我們的第三方運營商的鑽井業務可能會縮減、延遲或取消，該等業務的成本可能會增加，及╱或我們的經營業績和該等業務的現金流量可能會受到影響，原因包括：
•意外鑽井條件;
•租賃權問題；
•地層中的壓力或不規則；
•設備故障或事故；
•不利的天氣條件，如冬季風暴、洪水、熱帶風暴和颶風，以及天氣模式的變化；
•遵守或變更(包括通過新的)與空氣排放、水力壓裂、取用水、產出水、鑽井液和其他廢物的處置或其他排放(如注入井)有關的環境、健康和安全法律和法規，對鑽井和完井作業以及原油、天然氣和天然氣運輸施加條件或限制的法律和法規，以及其他法律和法規，如税法和法規；
•提供並及時發放所需的聯邦、州、部落和其他許可證和許可證，這些許可證和許可證可能受到(除其他外)鑽探禁令或限制、政府停擺或其他暫停或延誤政府服務的不利影響；
•物業的可用性、相關成本和合同安排的條款，包括礦產許可證和租約、管道、原油運輸卡車和合格司機以及收集、加工、壓縮、儲存、運輸、銷售和出口原油、天然氣和相關商品的設施和設備；以及
•鑽機、水力壓裂服務、加壓泵設備和用品、管材、水、沙、處置設施、合格人員和其他必要設施、設備、材料、用品和服務的費用、短缺或延誤。
由於上述任何因素或其他因素，我們未能收回我們在油井的投資、我們或我們的第三方運營商的鑽探業務成本增加，及╱或我們或我們的第三方運營商的鑽探業務縮減、延遲或取消，在每種情況下，可能會對我們的業務、財務狀況及經營業績造成重大不利影響。 有關我們原油及天然氣業務所固有的風險及潛在損失及負債的相關討論，請參閲緊隨其後的風險因素。
我們的原油、天然氣和天然氣業務以及支持活動和業務涉及許多風險，使我們面臨潛在的損失和責任，而保險可能無法完全保護我們免受這些風險和潛在的損失和責任的影響。
我們的原油、天然氣和天然氣業務以及支持活動和業務面臨與勘探和鑽探、生產、收集、加工、壓縮、儲存、運輸和出口原油、天然氣和天然氣有關的所有風險，包括以下風險：
•井噴和漏斗；
•井控失控；
•原油泄漏、天然氣泄漏、地層水(即採出水)泄漏和管道破裂；
•油管失效和套管坍塌；
•原油、天然氣、地層水或鑽井液不受控制的流動；
•排放化學品、廢物或污染物；
•惡劣天氣事件，如冬季風暴、洪水、熱帶風暴和颶風以及其他自然災害；
•火災和爆炸；
•恐怖主義、破壞公物以及物理、電子和網絡安全漏洞；
•地層壓力異常或意想不到；
•與原油、天然氣和天然氣的收集、加工、壓縮、儲存、運輸和出口有關或與之相關的泄漏或泄漏；以及
•用於支持我們的原油和天然氣業務的收集、加工、壓縮和運輸設施和設備以及其他設施和設備發生故障或損壞。
如果發生這些事件中的任何一種，我們可能會因以下原因而招致損失、負債和其他額外成本：
•造成人員傷亡的；
•損壞、毀壞財產、設施、設備和原油、天然氣儲藏庫的；
•污染或者其他環境損害的；
•監管調查和處罰以及清理和補救責任和費用；
•暫停或中斷我們的業務，包括因禁令；
•恢復運營所需的維修；以及
•遵守因此類事件而頒佈的法律和法規。
我們根據我們認為是行業慣例的做法，按照我們認為審慎且在商業上可行的金額和成本，為許多(但不是全部)此類損失和責任提供保險。然而，任何此類事件的發生以及因此類事件而產生的任何損失或債務，如果沒有投保或超過我們的保險範圍，將減少我們可用於運營的資金，進而可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。在未來，我們可能無法以合理的費率維持或獲得我們想要的類型和金額的保險。作為市場狀況的結果，我們保單的保費、扣除額和免賠額將隨着時間的推移而變化，並可能升級。此外，某些形式的保險可能變得無法獲得或無法以經濟上可接受的條件獲得。
如果沒有足夠的收集、加工、壓縮、儲存、運輸和出口設施和設備，我們銷售和交付原油、NGL和天然氣生產的能力可能會受到重大不利影響。
我們的原油、天然氣和天然氣生產的銷售取決於許多我們無法控制的因素，包括第三方擁有的收集、加工、壓縮、儲存、運輸和出口設施和設備的可用性、鄰近程度和能力，以及與此相關的成本。由於市場狀況、監管原因、機械原因或其他因素或條件，我們可能暫時無法使用這些設施和設備，並且可能無法以我們認為可接受的條款在未來向我們提供這些設施和設備。特別是，在某些較新的油田，收集、加工、壓縮、儲存、運輸和出口設施和設備的能力可能不足以容納現有油井和新油井的潛在產量。此外，缺乏融資、建設和許可延遲、許可成本和監管或其他限制可能會限制或延遲第三方或我們對新的收集、加工、壓縮、儲存、運輸和出口設施和設備的建設、製造或其他採購，並且我們可能在訪問將我們的生產運輸到銷售或交貨點所需的管道、收集系統或鐵路系統時遇到延遲或增加的成本。
任何影響收集、加工、壓縮、儲存、運輸及出口設施及設備或該等設施及設備可用性的市場或其他條件的重大變化，包括由於我們未能或無法以我們可接受或完全接受的條款使用該等設施及設備，可能會對我們的業務造成重大不利影響，進而影響我們的財務狀況及經營業績。
我們的部分原油、天然氣凝析油和天然氣生產可能會中斷，這可能會對我們產生重大不利影響。
我們的部分原油、NGL和天然氣生產可能會因各種原因而不時中斷或關閉，包括但不限於事故、天氣條件、無法進行收集、加工、壓縮、儲存、運輸、煉油或出口設施或設備或現場勞工問題，或故意由於我們認為不經濟的市場狀況造成的結果。如果我們的大量生產中斷或關閉，我們的現金流以及我們的財務狀況和經營結果可能會受到實質性的不利影響。
我們的行動在很大程度上依賴於水的可獲得性。對我們獲得水的能力的限制可能會對我們的財務狀況、運營結果和現金流產生實質性的不利影響。
無論是在鑽井還是水力壓裂過程中，水都是我們業務的重要組成部分。限制或限制我們獲得足夠水的能力(包括乾旱等自然原因造成的限制)可能會對我們的行動產生實質性的不利影響。此外，嚴重的乾旱條件可能會導致當地水區採取措施，限制在其管轄範圍內使用水進行鑽探和水力壓裂，以保護當地的供水。如果我們無法從當地來源獲得用於運營的水，可能需要從新來源獲得水並將其運輸到鑽探地點，導致成本增加，這可能對我們的財務狀況、運營結果和現金流產生重大不利影響。
我們對我們不經營的物業活動的控制有限。
我們擁有權益的部分物業由其他公司經營，並涉及第三方工作權益擁有人。 因此，我們影響或控制該等物業的營運或未來發展的能力有限，包括遵守環境、安全及其他法規，或我們將須就該等物業提供資金的資本開支金額。 此外，我們依賴該等項目的其他營運權益擁有人支付其在該等項目資本開支中的合約份額。 此外，在原油、天然氣或天然氣價格下跌期間，第三方運營商還可以決定關閉或削減油井產量，或封堵和放棄該運營商擁有的財產的邊際油井。 該等限制及我們對該等項目的經營者及第三方工作權益擁有人的依賴可能導致我們產生意外未來成本、產量下降，並對我們的財務狀況及經營業績造成重大不利影響。
倘吾等收購原油、天然氣液化石油及天然氣物業，吾等未能全面識別現有及潛在問題、準確估計儲量、生產率或成本，或未能有效地將收購物業整合至吾等的營運，可能會對吾等的業務、財務狀況及經營業績造成重大不利影響。
我們不時尋求收購原油及天然氣物業。 雖然我們以我們認為適當勤勉且符合行業慣例的方式對擬收購物業進行審閲，但審閲記錄及物業未必會發現現有或潛在的問題（例如業權或環境問題），亦未必會讓我們充分熟悉物業以全面評估其不足之處及潛力。 即使發現物業存在問題，我們通常可能根據收購協議承擔與收購物業有關的環境及其他風險及責任。
此外，在估計原油和天然氣儲量數量（如上文進一步討論）、實際未來生產率和收購物業的相關成本方面存在許多固有的不確定性。 實際儲量、生產率和成本可能與我們估計中的假設有很大差異。 此外，收購可能會對我們的業務及經營業績造成重大不利影響，尤其是在所收購物業的營運被整合至我們的持續營運期間，或倘我們無法有效地將所收購物業整合至我們的持續營運期間。
石油和天然氣勘探和生產行業的競爭非常激烈，我們的一些競爭對手擁有比我們更多的資源。
我們與大型綜合性石油和天然氣公司、政府附屬石油和天然氣公司以及其他獨立石油和天然氣公司競爭，以獲得勘探、開發、生產、營銷和運輸原油、天然氣和天然氣所需的許可證和租賃、財產和儲量，以及獲得必要的設施、設備、材料、服務和員工和其他人員(包括地質學家、地球物理學家、工程師和其他專家)。我們的某些競爭對手擁有比我們擁有的更多的財政和其他資源，並在我們可能尋求新的或擴大進入的國家或地區建立了戰略長期地位或牢固的政府關係。因此，我們可能在某些方面處於競爭劣勢，例如在競標鑽探權或在獲得必要的服務、設施、設備、材料和人員方面。此外，在應對影響原油、天然氣和天然氣需求的因素時，我們規模較大的競爭對手可能具有競爭優勢，例如不斷變化的全球價格和生產水平以及替代燃料的成本和可獲得性。我們還面臨着來自可再生能源等競爭能源的競爭。
與我們的國際業務相關的風險
我們在其他國家開展業務，因此面臨某些政治、經濟和其他風險。
我們在美國以外的司法管轄區的業務受到海外業務固有的各種風險的影響。除其他風險外，這些風險包括：
•增加税收和政府特許權使用費；
•關於外國公司經營的法律和政策的變化；
•由於徵用、國有化、恐怖主義行為、戰爭、內亂和其他政治風險造成的收入損失、設備、財產和其他資產的損失或損壞以及業務中斷；
•單方面或強行重新談判、修改或取消與政府實體的現有合同;
•由於主權豁免和外國對國際行動的主權主權原則，難以對政府機構行使我們的權利；以及
•貨幣限制或匯率波動。
我們的國際業務也可能受到影響對外貿易和税收的美國法律和政策的不利影響，包括關税或貿易或其他經濟制裁;國際貿易條約的修改或退出;以及有關參與不受美國政府支持的抵制的美國法律。 任何這些因素的實現可能會對我們的業務、財務狀況和經營業績產生重大不利影響。
不利的貨幣匯率波動可能對我們的經營業績產生重大不利影響。
我們財務報表的報告貨幣為美元。 然而，我們的若干附屬公司位於美國以外的國家，並擁有美元以外的功能貨幣。 若干該等海外附屬公司之資產、負債、收入及開支乃以美元以外之貨幣計值。 為編制綜合財務報表，我們必須按當時適用的匯率將該等資產、負債、收入及開支換算為美元。 因此，美元兑其他貨幣的價值的增減將影響我們綜合財務報表中這些項目的金額，即使該金額以原貨幣計算並無變動。 該等換算可能導致我們的經營業績於不同期間發生變動。 截至2021年12月31日止財政年度，EOG並無與功能貨幣並非美元的海外附屬公司業務有關的淨經營收入。
與監管和法律事務有關的風險
法規、立法和政策的變化可能會對石油和天然氣勘探和生產行業產生實質性的不利影響。
可能會發布新的或修訂的規則、法規和政策，並可能提出新的立法，這可能會影響石油和天然氣勘探和生產行業。這些規則、條例、政策和立法可能影響，除其他事項外，(I)允許在聯邦土地上進行石油和天然氣鑽探，(Ii)租賃聯邦土地用於石油和天然氣開發，(Iii)監管温室氣體(GHG)排放和/或與石油和天然氣作業有關的其他氣候變化相關事項，(Iv)在聯邦土地上使用水力壓裂，(V)計算聯邦土地上石油和天然氣生產的特許權使用費(包括但不限於，增加適用的特許權使用費百分比)和(Vi)適用於石油和天然氣勘探和生產公司的美國聯邦所得税法。
此外，此等監管、立法及政策變動可能(其中包括)導致額外的許可及披露要求、額外的經營限制及/或對鑽井及完井作業或本公司業務的其他方面施加各種條件及限制，其中任何一項均可能導致營運延誤、增加營運及合規成本及/或對本公司的業務及營運產生其他影響，並可能對本公司的業務、營運業績及財務狀況造成重大不利影響。
相關討論見以下關於影響油氣勘探和生產行業的立法和監管事項的風險因素以及項目1“業務監管”中的討論。
遵守政府法規，特別是與環境保護和安全有關的法規，我們會產生一定的成本，而且未來可能會產生更大的成本。
我們的原油、NGL和天然氣業務及支持活動受到聯邦、州、部落和地方政府以及監管機構的廣泛監管，無論是在國內還是在我們開展業務的外國，政府和監管機構都會基於環境、健康、安全或其他考慮因素而中斷或終止我們的業務。此外，我們已經並將繼續為遵守環境、健康、安全和其他法規的要求而招致成本。此外，監管環境可能會以我們無法預測的方式發生變化，這可能會大幅增加我們的合規成本和/或對我們的業務和運營產生不利影響，進而對我們的運營結果和財務狀況產生實質性的負面影響。
具體地説，作為原油和天然氣資產的現任或前任所有者或承租人和經營者，我們必須遵守與向環境排放材料和保護環境有關的各種聯邦、州、部落、地方和外國法規。除其他事項外，這些規定可能會要求我們承擔當前或過去作業產生的污染清理費用，要求我們承擔污染損害賠償責任，並要求我們暫停或停止在受影響地區的作業。這些法規的更改或增加可能會導致運營和合規成本增加，進而對我們的業務、運營結果和財務狀況產生重大不利影響。
水力壓裂的監管主要是通過許可和其他合規要求在州和地方一級進行的，此外，一些州和地方政府已經或已經考慮對鑽井和完井作業施加各種條件和限制。美國環境保護署(U.S.Environmental Protection Agency，簡稱EPA)發佈了與水力壓裂相關的法規，並提出了在聯邦一級監管水力壓裂的各種其他建議。
任何新的要求、限制、條件或禁令都可能導致作業延誤，增加作業和合規成本，而且還可能延遲或有效地阻止地層中的原油和天然氣的開發，如果不使用水力壓裂，這些地層在經濟上是不可行的。因此，我們的原油和天然氣生產可能會受到實質性的不利影響。有關水力壓裂法規的更多討論，請參見《水力壓裂和其他操作的法規-美國》第1項下的商業法規。
我們將繼續監測和評估我們業務所在地區的任何擬議或新的政策、立法、法規和條約，以確定對我們業務的影響，並在必要時採取適當行動。我們無法預測目前或未來提出的任何法律、法規或條約的時間、範圍和效果，但此類法律、法規和條約(如果通過)的直接和間接成本可能會對我們的業務、運營結果和財務狀況產生重大和不利影響。另見下文關於多德-弗蘭克華爾街改革和消費者保護法關於監管衍生品交易和參與此類交易的實體(如EOG)的規定的風險因素。
與温室氣體排放和氣候變化相關的法規、政府政策以及政府和企業倡議可能會對我們的運營產生重大影響，我們可能會在未來產生鉅額合規成本。
近年來，地方、州、聯邦和國際監管機構越來越關注温室氣體排放和氣候變化問題。例如，我們受制於美國環保局的規定，要求每年報告温室氣體排放。此外，我們的石油和天然氣生產和加工業務受美國環保局新的污染源性能標準的約束，這些標準適用於位於天然氣生產集散站和增壓站以及天然氣加工廠的新建、改造和重建的原油和天然氣井和設備的揮發性有機化合物排放。
在國際層面，2015年12月，美國參加了在法國巴黎舉行的《聯合國氣候變化框架公約》第21次締約方大會。《巴黎協定》(在會議上通過)呼籲各國在全球氣温和温室氣體排放方面做出努力。《巴黎協定》於2016年11月4日生效，美國於2021年2月正式加入該協定。美國已經制定了一個經濟範圍的目標，即到2030年將其温室氣體淨排放量在2005年的基礎上減少50%-52%，並在不遲於2050年實現整個經濟範圍內的温室氣體淨零排放。此外，許多州和地方官員表示，他們打算加強努力，維護國際協議中規定的承諾。此外，2021年11月，美國內政部發布了《關於聯邦石油和天然氣租賃計劃的報告》，其中建議增加與從聯邦土地和近海水域開採的石油和天然氣資源相關的特許權使用費，以計入相應的氣候成本。
《巴黎協定》以及隨後與氣候變化和温室氣體排放有關的國內和國際法規和政府政策可能會對原油、NGL和天然氣市場產生不利影響，並對從事原油、NGL和天然氣勘探和生產的公司的業務和運營產生不利影響。我們無法預測目前提出的或未來任何有關氣候變化和温室氣體排放的調查、法律、法規、條約或政策(包括可能在美國頒佈的任何法律和法規)的時間、範圍和影響，但此類發展的直接和間接成本(如果頒佈、發佈或應用)可能會對我們的運營、財務狀況和運營結果產生重大和不利影響。我們運營成本的潛在增加可能包括運營和維護我們的設施、在我們的設施上安裝新的排放控制、獲得許可以批准我們的温室氣體排放、支付與我們的温室氣體排放相關的税費或管理温室氣體排放計劃的成本。此外，監管政策的變化導致對被認為導致温室氣體排放的碳氫化合物產品需求的減少，或對其使用的限制，也可能對市場對原油、天然氣和天然氣生產的需求產生不利影響，進而影響我們生產原油、天然氣和天然氣的價格。此外，對全球氣候變化風險的日益關注，增加了政府調查以及私人和公共訴訟的可能性，這可能會增加我們的成本，或者以其他方式對我們的業務產生不利影響。有關氣候變化監管的其他討論，見(I)《氣候變化--美國在項目1--商業監管下》和(Ii)上文關於美國新政府的風險因素。
此外，實現我們當前或未來與減少温室氣體排放有關的內部計劃可能會增加我們的成本，包括要求我們購買排放信用或補償，其可用性和價格不在我們的控制範圍內，或者可能影響或以其他方式限制我們執行業務計劃的能力。此外，與減少温室氣體排放有關的此類舉措可能會受到商業、監管、經濟和競爭方面的不確定性和意外情況的影響，並需要技術上的進步。
適用於原油和天然氣勘探和生產公司的税收法律和法規可能會隨着時間的推移而發生變化，這些變化可能會對我們的現金流、經營業績和財務狀況產生重大不利影響。
不時有人提出立法，如果成為法律，將對適用於原油和天然氣勘探和生產公司的美國聯邦所得税法進行重大修改，例如關於無形鑽探和開發成本扣除和獎金税折舊。雖然這些具體的變化沒有包括在2017年12月簽署成為法律的減税和就業法案中，但無法準確預測未來是否會提出任何此類立法修改或類似或其他税法修改(例如，由美國新政府提出)，以及如果通過，任何此類立法的具體條款或生效日期將是什麼。取消某些美國聯邦所得税減免，以及任何其他改變或徵收新的、聯邦、州、地方或非美國税收(包括徵收或增加生產、遣散費或類似税收)，都可能對我們的現金流、經營業績和財務狀況產生實質性的不利影響。
此外，還可以提出立法，根據與燃料有關的温室氣體排放量對燃料的碳含量徵税。碳税通常會提高原油、天然氣和天然氣的價格。這樣的價格上漲可能會反過來減少對原油、天然氣和天然氣的需求，並對我們的現金流、運營業績和財務狀況產生重大和不利的影響。
我們無法預測任何擬議或頒佈的税法變化的時間、範圍和影響，但任何此類變化(如果通過)可能會對我們的業務、運營業績和財務狀況產生重大不利影響。我們將繼續監測和評估任何擬議或頒佈的税法修訂，以確定對我們的業務、運營結果和財務狀況的影響，並在必要時採取適當行動。
有關衍生品交易的聯邦立法和相關法規可能會對我們的對衝活動產生實質性和不利的影響。
正如上文關於我們的套期保值活動的風險因素所討論的，我們使用衍生工具來對衝原油、NGL和天然氣價格波動對我們的運營結果和現金流的影響。2010年，美國國會通過了《華爾街改革和消費者保護法》(《多德-弗蘭克法案》)，其中包括規定聯邦政府對場外衍生品市場和參與該市場的實體進行監督，並要求商品期貨交易委員會(CFTC)、美國證券交易委員會(SEC)以及某些監管銀行和保險業的聯邦機構(審慎監管者)制定實施《多德-弗蘭克法案》的規則或條例，並對《多德-弗蘭克法案》中使用的術語作出定義。多德-弗蘭克法案規定了保證金要求，並要求某些類別的掉期交易的清算和交易執行做法，並可能導致某些市場參與者需要限制其衍生品活動。儘管實施多德-弗蘭克法案所需的一些規則尚未被採納，但商品期貨交易委員會、美國證券交易委員會和保誠監管機構已經發布了許多規則，包括確立強制性清算的“最終用户”例外的規則(最終用户例外)、關於未清算掉期保證金的規則(保證金規則)以及施加頭寸限制的規則(頭寸限制規則)。
就最終用户例外情況而言，我們有資格成為“非金融實體”，因此，我們有資格獲得此類例外情況。因此，我們的套期保值活動不受強制結算或與強制結算相關的保證金要求的約束。就保證金規則而言，我們也有資格成為“非金融終端用户”；因此，我們的未清算掉期不受監管保證金要求的約束。最後，吾等相信，根據持倉限制規則，我們的對衝活動構成真正的對衝，因此不受該規則的限制。然而，我們的許多對衝交易對手和許多其他市場參與者沒有資格獲得最終用户例外，必須遵守強制性結算和與部分或全部其他掉期交易對手的掉期保證金規則，並受頭寸限制規則的約束。此外，歐盟和其他非美國司法管轄區已經頒佈了與衍生品相關的法律和法規(統稱為外國法規)，適用於我們與受此類外國法規約束的交易對手的交易。
多德-弗蘭克法案、根據該法案通過的規則和外國法規可能會增加衍生品合同的成本，改變衍生品合同的條款，減少衍生品的可獲得性以防範我們遇到的價格風險，降低我們將現有衍生品合同貨幣化或重組的能力，減少可用的交易對手數量，進而增加我們對信譽較差的交易對手的敞口。如果我們因多德-弗蘭克法案、相關法規或外國法規而減少了對衍生品的使用，我們的運營結果可能會變得更加不穩定，我們的現金流可能更難預測，這可能會對我們規劃和資助資本支出要求的能力產生不利影響。這些後果中的任何一個都可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。
新冠肺炎、網絡安全等外部因素相關風險
爆發傳染病會對我們的業務、財務狀況及經營業績造成不利影響。
全球或國家的健康擔憂，包括傳染病的廣泛爆發，除其他影響外，可能會對全球經濟產生負面影響，降低對原油、NGL和天然氣的需求和定價，導致運營中斷，並限制我們執行業務計劃的能力，任何這些都可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性和不利影響。此外，對任何傳染性疾病爆發的影響的不確定性可能導致原油、天然氣和天然氣價格波動加劇。
例如，目前涉及一種高傳染性和致病性冠狀病毒(新冠肺炎)的大流行以及正在採取的應對和限制該病毒傳播的措施對世界經濟和金融市場造成了不利影響，導致經濟衰退，對全球原油、液化石油氣和天然氣的需求和價格產生了不利影響。事實上，由於經濟低迷和新冠肺炎疫情導致的需求全面減少(以及某些外國石油出口國的原油供應過剩)，2020年上半年原油、NGL和天然氣價格大幅下降，對我們2020年可用於資本支出和其他運營費用的現金流金額、我們2020年上半年的運營業績以及我們普通股的交易價格產生了實質性的不利影響。
雖然原油、天然氣和天然氣的價格自那以來已恢復到大流行前的水平或以上，但如果這種價格下跌再次發生並持續很長一段時間，我們的現金流和業務結果將受到進一步不利影響，我們普通股的交易價格也可能受到影響。關於較低的商品價格和商品價格持續下跌對我們的潛在影響的進一步討論，見本節第一個風險因素中的相關討論。
此外，倘COVID—19疫情惡化，我們亦可能遭遇大宗商品市場、設備供應鏈及員工可用性中斷，這可能對我們開展業務及營運的能力造成重大不利影響。此外，倘COVID—19疫情惡化，導致經濟再度下滑，我們的客户及其他合約方可能無法不時支付欠我們的款項及以其他方式履行彼等對我們的合約責任，亦可能無法就此目的進入信貸及資本市場。我們的客户及其他合約對手方的該等能力可能會對我們的業務、財務狀況、經營業績及現金流量造成重大不利影響。
2019冠狀病毒疫情仍存在太多變數及不確定因素，包括疫情的持續時間及嚴重程度；新型及不同病毒株的出現、傳染性及威脅；治療或疫苗的開發、可得性、接受程度及有效性；政府當局實施的旅行限制、企業關閉及其他措施；供應鏈中斷；一個或多個合同方恢復運營的時間延長；由於持續的勞動力短缺或COVID—19疫情導致的營業額增加，勞動力市場競爭日益激烈；物流成本增加；遠程工作安排、遵守社交距離指引以及其他COVID—19相關挑戰導致的額外運營成本；遠程工作安排中使用的信息技術系統遭受網絡攻擊的風險增加；由於處理與健康相關的個人信息而增加的隱私相關風險；員工因病缺勤；疫情對EOG客户和合同對手方的影響；及其他目前未知或被視為不重要的因素，以全面評估對我們業務、財務狀況及經營業績的潛在影響。
我們的業務可能會受到安全威脅（包括網絡安全威脅）和其他中斷的重大不利影響。
作為石油和天然氣生產商，我們面臨各種安全威脅，包括（i）未經授權訪問或控制我們的敏感信息，或使我們的數據或系統損壞或無法使用的網絡安全威脅；（ii）對我們設施和基礎設施的安全或對第三方設施和基礎設施的安全的威脅，例如收集、運輸、加工、分餾，煉油和出口設施；及（iii）恐怖主義行為的威脅。 該等安全威脅的潛在可能使我們的業務面臨更大的風險，可能對我們的業務造成重大不利影響。
我們廣泛依賴信息技術系統，包括內部開發的軟件、數據託管平臺、實時數據採集系統、第三方軟件、雲服務以及其他內部或外部託管的硬件和軟件平臺，以（i）估計我們的石油和天然氣儲量，（ii）處理和記錄財務和運營數據，（iii）處理和分析我們業務運營的所有階段，包括勘探、鑽探、完井、生產、運輸、管道及其他相關活動；及（iv）與我們的僱員及供應商、供應商及其他第三方溝通。 此外，我們對技術的依賴有所增加，原因是個人設備、遠程通訊及其他在家工作的做法為應對新型冠狀病毒疫情而增加。 雖然我們已經實施並投資了，並將繼續實施並投資於控制，程序和保護，（包括內部和外部人員）旨在保護我們的系統，定期識別和修復我們系統和相關基礎設施中的漏洞，並監控和減輕數據丟失和其他網絡安全威脅的風險。這些措施並不能完全消除網絡安全威脅，我們實施和投資的控制，程序和保護措施可能會被證明無效。
我們的系統和網絡以及我們的業務夥伴的系統和網絡可能成為網絡安全攻擊的目標，包括但不限於拒絕服務攻擊;惡意軟件;員工、內部人員或其他授權訪問者的數據隱私泄露;網絡或釣魚攻擊;勒索軟件;試圖未經授權訪問我們的數據和系統;以及其他電子安全漏洞。 如果發生任何這些安全漏洞，我們的正常運營可能會受到幹擾，包括我們的鑽井，完井，生產和企業功能，這可能會對我們造成重大不利影響，包括但不限於以下方面：
•未經授權訪問和發佈我們的業務數據、儲量信息、戰略信息或其他敏感或專有信息，這可能對我們競爭石油和天然氣資源的能力產生重大不利影響，或降低我們相對於其他公司的競爭優勢;
•在我們的鑽井活動中，數據損壞、通信中斷或其他運營中斷，這可能導致我們無法到達預期目標或發生鑽井事故;
•數據損壞或我們生產相關基礎設施的運營中斷，這可能導致生產損失或意外排放;
•未經授權訪問和發佈我們的特許權使用費所有者、員工和供應商的個人信息，這可能會使我們面臨沒有充分保護此類信息的指控；
•對供應商或服務提供商的網絡安全攻擊，這可能導致供應鏈中斷，並可能延遲或停止我們的運營；
•對第三方收集、運輸、加工、分餾、精煉或出口設施的網絡安全攻擊，這可能導致對我們生產的需求減少，或延遲或阻止我們運輸和銷售產品，在任何一種情況下都會導致收入損失；
•涉及大宗商品交易所或金融機構的網絡安全攻擊可能會減緩或停止大宗商品交易，從而阻止我們銷售我們的產品或從事對衝活動，導致收入損失；
•故意破壞我們的財務或運營數據可能會導致違規事件，進而可能導致監管罰款或處罰；
•對通信網絡或電網的網絡安全攻擊，可能導致運營中斷，導致收入損失;以及
•對我們的自動化和監控系統的網絡安全攻擊，這可能導致生產損失和潛在的環境危害。
此外，能源相關資產等戰略目標可能比美國其他目標面臨更大的恐怖襲擊或網絡安全襲擊風險。 此外，外部數字技術控制着美國國內外幾乎所有的原油和天然氣分配和精煉系統，這些系統對運輸和銷售我們的產品至關重要。 例如，針對原油和天然氣分銷系統的網絡安全攻擊可能會（一）損害關鍵的分銷和儲存資產或環境；（二）通過延遲或阻止向市場交付產品，擾亂能源供應和市場；以及（三）難以或不可能準確核算生產和結算交易。
影響我們、我們的客户、供應商或與我們有業務往來的其他方和/或能源相關資產的任何此類恐怖襲擊或網絡安全攻擊可能對我們的業務產生重大不利影響，包括我們的運營中斷、聲譽受損、失去交易對手信任、報銷或其他成本、合規成本增加、重大訴訟風險和法律責任或監管罰款，處罰或幹預。 儘管我們已制定業務連續性計劃，但我們的系統和支持我們業務的基礎設施可能會受到重大和廣泛的幹擾，從而對我們的運營產生不利影響。 雖然我們繼續發展及修改業務持續性計劃以及網絡威脅檢測及緩解系統，但無法保證其將有效避免中斷及業務影響。 此外，我們的保險可能不足以補償我們所有由此產生的損失，未來獲得足夠保險的成本可能會增加，某些保險可能會變得更難獲得，如果有的話。
雖然我們過去經歷過有限的網絡安全事件，但迄今為止，我們並未因網絡安全漏洞而遭受任何業務中斷或重大損失。 然而，無法保證我們將來不會遭受任何此類中斷或損失。 此外，隨着技術的發展和網絡安全威脅變得越來越複雜，我們不斷花費額外資源來修改或加強我們的安全措施，以防範此類威脅，並定期識別和修復我們的信息系統和相關基礎設施中可能被檢測到的任何漏洞，這些支出在未來可能會很大。 此外，網絡安全攻擊的持續和不斷演變的威脅導致法律和合規問題不斷演變，包括監管部門對預防的關注程度越來越高，這可能需要我們投入大量額外資源來滿足這些要求。
恐怖主義活動和軍事及其他行動可能對我們產生實質性的不利影響。
恐怖襲擊和恐怖襲擊(包括與網絡有關的襲擊)的威脅，無論是在國內還是在國外，以及針對這些行為採取的軍事或其他行動，都可能造成全球金融和能源市場的不穩定。美國政府不時發佈公開警告，表明與能源相關的資產，如運輸和煉油設施，可能是恐怖組織的具體目標。
任何此類行動和此類行動的威脅，包括任何由此產生的政治不穩定或社會混亂，都可能以不可預測的方式對我們造成重大不利影響，包括但不限於能源供應和市場中斷，原油和天然氣總體需求減少，原油和天然氣價格波動加劇，或者我們所依賴的設施和其他基礎設施可能成為直接目標或間接受害者，恐怖主義行為，進而可能對我們的業務、財務狀況和經營業績造成重大不利影響。
天氣和氣候可能會對我們產生重大和不利的影響。
對原油和天然氣的需求在一定程度上取決於天氣和氣候，這除了其他因素外，還影響我們生產的商品的價格，進而影響我們的現金流和經營結果。例如，冬季相對温暖的氣温通常會導致對天然氣的需求相對較低(因為用於住宅和企業供暖的天然氣較少)，因此該季節天然氣生產的價格也較低。
此外，公眾討論説，氣候變化可能與更頻繁或更極端的天氣事件、温度和降水模式的變化、地下水和地表水供應的變化以及其他相關現象有關，這可能影響我們的部分或全部業務。 我們的勘探、開採及開發活動及設備可能會受到極端天氣事件的不利影響，例如墨西哥灣的冬季風暴、洪水及熱帶風暴及颶風，這些事件可能會因活動暫時停止或設施及設備受損而導致生產損失。 該等極端天氣事件亦可能影響我們營運的其他領域，包括使用我們的鑽探及生產設施進行日常操作、維護及維修，安裝及操作收集、加工、壓縮、儲存、運輸及/或出口設施，以及獲得必要的第三方服務，例如收集、加工、壓縮、儲存、運輸及/或出口服務，倉儲和運輸服務以及出口服務。 該等極端天氣事件及天氣模式的變化可能對我們的業務造成重大不利影響，進而對我們的財務狀況及經營業績造成不利影響。
項目1B。未解決的員工意見
不適用。
項目2.屬性
石油和天然氣勘探與生產--性質和儲量
儲備信息。關於EOG的原油和凝析油、天然氣液體(NGL)和天然氣的淨探明儲量的估計和討論、EOG儲量估計的編制者的資格、EOG的獨立石油顧問以及EOG與其儲量估計有關的流程和控制，請參閲“合併財務報表的補充信息”。
在估計已探明儲量的數量和預測未來的生產率和開發支出的時間方面，存在着許多固有的不確定性，其中包括生產商無法控制的許多因素。“綜合財務報表之補充資料”所載之儲備數據僅為估計。儲量工程是一個複雜的、主觀的過程，用於估計原油和凝析油、天然氣和天然氣的地下儲量，這些儲量無法精確測量。 任何儲量估計的準確性取決於可用數據的數量和質量以及工程和地質解釋和判斷。 因此，不同工程師的估計通常不同。 此外，鑽探、測試和生產的結果或在估計日期之後的商品價格波動，可能有理由修訂這一估計（向上或向下）。 因此，儲量估計數往往與最終回收的數量不同。 此外，該等估計的意義高度取決於其所依據假設的準確性。 有關討論，請參閲項目1A，風險因素和“合併財務報表的補充資料”。”
一般而言，原油和天然氣屬性的生產率隨着儲量的開採而下降。 除EOG取得包含探明儲量的額外物業、成功進行勘探、開採及開發活動或透過工程研究確定額外的管後區域或二次開採儲量外，EOG的探明儲量將隨着儲量的開採而下降。 因此，今後的生產在很大程度上取決於這些活動的成功程度。 相關討論見項目1A，風險因素。 EOG向其他聯邦機構提交的儲備金估計數與"合併財務報表補充信息"中所載的信息一致。”
種植面積。下表概述了EOG於2021年12月31日的總面積和淨開發面積（千）。 不包括EOG的權益僅限於自有特許權使用費、優先特許權使用費和其他類似權益的面積。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 開發 | | 未開發 | | 總計 |
| | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| | | | | | | | | | | |
| 美國 | 2,329 | | | 1,829 | | | 2,852 | | | 1,864 | | | 5,181 | | | 3,693 | |
| 特立尼達 | 80 | | | 67 | | | 216 | | | 125 | | | 296 | | | 192 | |
| 阿曼 | — | | | — | | | 4,585 | | | 4,585 | | | 4,585 | | | 4,585 | |
| 澳大利亞 | — | | | — | | | 1,009 | | | 1,009 | | | 1,009 | | | 1,009 | |
| 總計 | 2,409 | | | 1,896 | | | 8,662 | | | 7,583 | | | 11,071 | | | 9,479 | |
我們大多數未開發的石油和天然氣租約，特別是在美國，如果最初的油井沒有在指定的時間內鑽探，通常是三到五年，那麼租約就會到期。 若不建立生產或我們不採取其他行動延長租約條款或獲得特許權，約20萬淨英畝將於二零二二年到期，約10萬淨英畝將於二零二三年到期，約10萬淨英畝將於二零二四年到期。 截至2021年12月31日，並無與該等未開發面積相關的已證實未開發儲量。 在正常業務過程中，根據我們對某些地質趨勢和未來經濟的評估，我們已允許某些租賃面積到期，並可能允許更多面積在未來到期。
我們的許多石油和天然氣租約都足夠容納一個以上的生產單位。包括在我們的未開發面積中的是這些較大的生產租約中的非生產面積。
截至二零二一年十二月三十一日，EOG在阿曼的勘探計劃相關的面積減少，原因是EOG與其在第49區塊的合作伙伴簽訂合同同意撤出。 此外，EOG不打算繼續進行額外的工作承諾，因此預計將於2022年第三季度放棄其第36塊土地。
與我們在澳大利亞近海勘探項目相關的面積協議將於2025年的不同日期到期，具體取決於EOG是否決定推進其確定的工作計劃，或除非EOG獲得生產許可證。
生產井總結. 下表為EOG的總生產井和淨生產井，包括我們持有特許權使用費權益的2，427口井。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 原油 | | 天然氣 | | 總計 |
| | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| | | | | | | | | | | |
| 美國 | 8,999 | | | 6,402 | | | 4,756 | | | 2,850 | | | 13,755 | | | 9,252 | |
| 特立尼達 | 2 | | | 2 | | | 33 | | | 26 | | | 35 | | | 28 | |
總計(1) | 9,001 | | | 6,404 | | | 4,789 | | | 2,876 | | | 13,790 | | | 9,280 | |
（1） 於2021年12月31日，EOG運營了10，233口原油及天然氣生產井，淨生產井9，064口。 總原油和天然氣井包括129口多完井井。
鑽探和收購活動. 截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度，EOG分別支出40億美元、37億美元及66億美元用於勘探及開發鑽探、設施及收購租賃及生產物業，包括資產報廢成本分別為1.27億美元、1.17億美元及1.86億美元。 下表載列截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度已完成的原油及天然氣井的業績：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 總開發井竣工 | | 總探井完工量 |
| | 原油 | | 天然氣 | | 乾井 | | 總計 | | 原油 | | 天然氣 | | 乾井 | | 總計 |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | | | |
美國 | 474 | | | 72 | | | 5 | | | 551 | | | 10 | | | 1 | | | 1 | | | 12 | |
特立尼達 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 阿曼 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
總計 | 474 | | | 72 | | | 5 | | | 551 | | | 10 | | | 1 | | | 4 | | | 15 | |
| 2020 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美國 | 580 | | | 13 | | | 15 | | | 608 | | | 3 | | | — | | | 4 | | | 7 | |
| 特立尼達 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | — | | | 3 | |
| 總計 | 580 | | | 13 | | | 15 | | | 608 | | | 3 | | | 3 | | | 4 | | | 10 | |
| 2019 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美國 | 833 | | | 26 | | | 14 | | | 873 | | | 4 | | | — | | | 1 | | | 5 | |
| 特立尼達 | — | | | 1 | | | — | | | 1 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 中國 | — | | | 2 | | | — | | | 2 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 總計 | 833 | | | 29 | | | 14 | | | 876 | | | 4 | | | — | | | 3 | | | 7 | |
下表列出了截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的原油和天然氣淨井完井結果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 淨開發井完井 | | 淨探井完井 |
| | 原油 | | 天然氣 | | 乾井 | | 總計 | | 原油 | | 天然氣 | | 乾井 | | 總計 |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | | | |
美國 | 434 | | | 66 | | | 4 | | | 504 | | | 10 | | | 1 | | | 1 | | | 12 | |
特立尼達 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 阿曼 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 3 | | | 3 | |
總計 | 434 | | | 66 | | | 4 | | | 504 | | | 10 | | | 1 | | | 4 | | | 15 | |
| 2020 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美國 | 516 | | | 12 | | | 15 | | | 543 | | | 2 | | | — | | | 3 | | | 5 | |
| 特立尼達 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
| 總計 | 516 | | | 12 | | | 15 | | | 543 | | | 2 | | | 2 | | | 3 | | | 7 | |
| 2019 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美國 | 721 | | | 22 | | | 12 | | | 755 | | | 4 | | | — | | | 1 | | | 5 | |
| 特立尼達 | — | | | 1 | | | — | | | 1 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 中國 | — | | | 2 | | | — | | | 2 | | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 總計 | 721 | | | 25 | | | 12 | | | 758 | | | 4 | | | — | | | 3 | | | 7 | |
於截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度，EOG參與鑽探於期末正在鑽探或完成的油井，詳情載於下表：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 期末進行中的油井 |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| | | | | | | | | | | |
| 美國 | 191 | | | 167 | | | 155 | | | 147 | | | 317 | | | 286 | |
| 特立尼達 | 1 | | | 1 | | | 1 | | | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 中國 | — | | | — | | | 3 | | | 3 | | | 3 | | | 3 | |
| 阿曼 | — | | | — | | | 1 | | | 1 | | | — | | | — | |
| 總計 | 192 | | | 168 | | | 160 | | | 152 | | | 321 | | | 290 | |
在本期間結束時的上一次進行中的井表中包括已鑽探但未完成的井(Ducs)。為了有效地管理其資本支出，並在管理鑽機和完井時間表方面提供靈活性，EOG將不定期地對DUC進行庫存。截至2021年12月31日，與EOG的Ducs庫存相關的淨PUE約為72 Mboe。根據EOG目前的鑽探計劃，所有這些Ducs預計將在自這些儲量的原始預訂日期起五年內完成。下表列出了EOG的Ducs，其中PUD已被預訂，截至每個期間結束。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 期末已鑽未完井 |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 | | 毛收入 | | 網絡 |
| | | | | | | | | | | |
| 美國 | 121 | | | 105 | | | 89 | | | 86 | | | 188 | | | 165 | |
| 中國 | — | | | — | | | 3 | | | 3 | | | 3 | | | 3 | |
| 總計 | 121 | | | 105 | | | 92 | | | 89 | | | 191 | | | 168 | |
EOG在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度收購了下表所列油井(不包括EOG之前分別在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度擁有權益的5口、8口和11口淨井的額外權益)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 已收購油井總數 | | 淨收購油井 |
| | 原油
油 | | 天然
燃氣 | | 總計 | | 原油
油 | | 天然
燃氣 | | 總計 |
| 2021 | | | | | | | | | | | |
美國 | 2 | | | 14 | | | 16 | | | 1 | | | 13 | | | 14 | |
總計 | 2 | | | 14 | | | 16 | | | 1 | | | 13 | | | 14 | |
| 2020 | | | | | | | | | | | |
| 美國 | 80 | | | 3 | | | 83 | | | 70 | | | 3 | | | 73 | |
| 總計 | 80 | | | 3 | | | 83 | | | 70 | | | 3 | | | 73 | |
| 2019 | | | | | | | | | | | |
| 美國 | 9 | | | 45 | | | 54 | | | 9 | | | 37 | | | 46 | |
| 總計 | 9 | | | 45 | | | 54 | | | 9 | | | 37 | | | 46 | |
其他財產、廠房和設備。EOG的其他財產、廠房和設備主要包括收集、運輸和加工基礎設施資產和建築物，這些資產支持EOG的勘探和生產活動。 EOG不擁有鑽機、水力壓裂設備或軌道車。 EOG的所有鑽井和完井活動均與獨立鑽井承包商和其他第三方服務承包商在合同基礎上進行。
項目3.法律訴訟
見合併財務報表附註8“或有”標題下的信息，在此引用作為參考。
根據修訂後的1934年證券交易法頒佈的S-K法規第103項，要求披露根據聯邦、州或地方環境法產生的某些訴訟，當政府當局是訴訟的一方，並且這些訴訟涉及潛在的金錢制裁時，EOG有理由相信將超過指定的門檻。 根據這一項目，平等機會小組使用100萬元的門檻，以決定是否需要披露任何這類程序；平等機會小組相信，在此門檻下進行的程序對平等機會小組的業務和財政狀況並不重要。 應用這一門檻值，截至2021年12月31日止季度和年度沒有環境訴訟需要披露。
項目4.煤礦安全信息披露
本報告附件95中包含了《多德—弗蘭克華爾街改革和消費者保護法案》第1503（a）條和法規S—K（17 CFR 229.104）第104條要求的礦山安全違規行為和其他監管事項的信息。
第II部
第五項。註冊人普通股、相關股東事項和發行人購買股權的市場 證券
EOG的普通股在紐約證券交易所交易，股票代碼為“EOG”。
截至2022年2月11日，EOG普通股約有2，000名記錄持有人和約749，000名實益擁有人。
EOG預計將繼續向股東支付股息；然而，EOG董事會可隨時減少股息或停止宣佈股息，包括是否確定EOG的當前或預測未來現金流由其經營活動提供，（扣除資本支出和其他承付款後）不足以向其股東支付EOG期望水平的股息或根本不足以向其股東支付股息。 關於其他討論，請參見項目1A，風險因素。
下表列出了EOG在所示期間的股票回購活動：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
期間 | | (a) 總計 數量 股票 購得(1) | | (b)
平均值
支付的價格
每股 | | (c)
總人數
購買的股份或股份價值
公開的一部分
已宣佈的計劃或
節目 | | (d) 最大股數(或近似美元價值) 可能還會在計劃或計劃下購買(2)(3) |
| | | | | | | | |
| 2021年10月1日-2021年10月31日 | | 40,557 | | | $ | 89.42 | | | — | | 6,386,200 | |
| 2021年11月1日-2021年11月30日 | | 22,852 | | | 94.24 | | | — | | $ | 5,000,000,000 | |
| 2021年12月1日-2021年12月31日 | | 15,351 | | | 86.38 | | | — | | $ | 5,000,000,000 | |
| 總計 | | 78,760 | | | $ | 90.22 | | | | | |
(1)截至2021年12月31日的季度的78,760股和2021年全年的503,667股全部由EOG扣留或退還給EOG(I)因行使員工股票期權或股票結算股票增值權或授予限制性股票、限制性股票單位或業績單位授予而產生的預扣税款義務，或(Ii)支付員工股票期權的行使價。這些股票不計入2001年9月的授權或2021年11月的授權(兩者均定義如下並進一步討論)。
(2)2001年9月，董事會批准回購EOG最多1000萬股普通股(2001年9月授權)。2001年9月授權於2001年10月2日宣佈。EOG在2021年第四季度(截至2021年11月3日)沒有根據2001年9月授權回購任何股份，上一次根據2001年9月授權回購股份是在2003年3月。
(3)自2021年11月4日起，董事會(I)設立了一項新的股份回購授權，允許EOG回購最多50億美元的普通股(2021年11月授權)，以及(Ii)撤銷並終止了2001年9月的授權。根據2021年11月的授權(於2021年11月4日宣佈)，EOG可根據適用的證券法，根據管理層的酌情決定，不時回購股份，包括通過公開市場交易、私下談判交易或兩者的任何組合。回購的時間和金額(如果有)將由EOG管理層酌情決定，並將取決於各種因素，包括EOG普通股當時的交易價格、公司和監管要求以及其他市場和經濟狀況。回購的股份將作為庫存股持有，並將用於一般公司用途。2021年11月的授權沒有時間限制，不要求EOG回購特定數量的股票，董事會可以隨時修改、暫停或終止。在2021年11月4日至2021年12月31日期間，EOG沒有根據2021年11月授權回購任何股份。
比較股票表現
以下績效圖表和相關信息不應被視為“徵集材料”，也不應被視為向美國證券交易委員會“存檔”，也不得通過引用將此類信息納入根據修訂後的1933年證券法或1934年證券交易法提交的任何未來文件，除非EOG明確要求將此類信息視為“徵集材料”或明確將此類信息通過引用併入此類文件。
下面的業績圖表將EOG普通股的五年累計總回報與標準普爾500指數(S)和標準普爾500石油天然氣勘探與生產指數(S&P O&G E&P)的五年累計總回報進行了比較。
1.2016年12月31日，100美元分別投資於以下公司的普通股：EOG普通股、S指數和S指數。
2. 股息再投資。
五年累計總收益的比較
EOG、S和S
(截至2021年12月31日的業績結果)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2016 | | 2017 | | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 |
| EOG | $ | 100.00 | | | $ | 107.47 | | | $ | 87.41 | | | $ | 84.96 | | | $ | 51.97 | | | $ | 95.82 | |
| 標準普爾500指數 | $ | 100.00 | | | $ | 121.83 | | | $ | 116.49 | | | $ | 153.17 | | | $ | 181.36 | | | $ | 233.43 | |
| S事務所O&G E&P | $ | 100.00 | | | $ | 93.70 | | | $ | 75.43 | | | $ | 84.50 | | | $ | 55.41 | | | $ | 103.66 | |
項目6.保留
項目7.管理層對財務狀況和經營成果的探討與分析
概述
EOG資源公司，EGOG及其子公司（統稱EOG）是美國最大的獨立（非一體化）原油和天然氣公司之一，在美國和特立尼達已探明儲量。 EOG根據一貫的業務及營運策略運作，主要集中於透過控制營運及資本成本及最大限度回收儲備，以最大限度提高資本投資回報率。 根據該策略，每個潛在鑽探地點均按其估計回報率進行評估。 該策略旨在以符合成本效益的方式增加每個生產單位的現金流和收益，使EOG能夠實現股東價值的長期增長，並維持強勁的資產負債表。 EOG執行其戰略的主要方式是強調對內部生成的探礦區進行鑽探，以尋找和開發低成本儲量。 保持儘可能低的運營成本結構，加上高效和安全的運營以及強有力的環境管理實踐和業績，是EOG戰略實施的不可或缺的。
EOG於二零二一年實現淨收入46. 64億元，而二零二零年則為淨虧損6. 05億元。 於2021年12月31日，EOG的總估計淨探明儲量為37.47億桶油當量，較2020年12月31日增加5.27億桶油當量。 於二零二一年，自二零二零年十二月三十一日起，已探明原油及凝析油及液化天然氣（NGL）淨儲量增加5，000萬桶（MMBbl），而已探明天然氣淨儲量增加2，862億立方英尺或4，77百萬桶當量。
最新發展動態
大宗商品價格。於二零二零年，COVID—19疫情及為應對及限制病毒傳播而採取的措施對全球經濟及金融市場造成不利影響，導致自二零二零年初開始的經濟衰退，對全球原油及凝析油、天然氣液化油及天然氣的需求及價格造成負面影響。 作為迴應，OPEC（OPEC）和某些非OPEC全球產油國（俄羅斯、哈薩克斯坦等）的財團OPEC+同意從2020年4月開始自願削減原油供應，並將部分減產措施恢復至2021年4月。 其他一些非歐佩克+國家也削減了產量和/或減少了對現有和新原油項目的投資。 這一反應啟動了平衡供求的過程。
於二零二一年，全球COVID—19緩解措施（包括廣泛的全球財政刺激措施及疫苗供應）的影響，加上新的COVID—19變異株及全球若干地區的相應遏制措施，導致原油及凝析油、天然氣液化石油及天然氣需求整體增加。 有關COVID—19疫情相關風險的討論，請參閲項目1A，風險因素。
2021年至2022年初，OPEC+繼續按計劃逐步恢復所有減產至2022年，以應對原油需求的預期增長。 全球若干經濟體及金融市場狀況改善或穩定，導致原油供需持續再平衡，加上OPEC+持續採取行動，對二零二一年原油價格產生積極影響。 原油及凝析油及天然氣液化石油的價格於二零二一年第一季度恢復至疫情前水平，而天然氣價格於二零二一年年初恢復至疫情前水平。
由於與（i）世界經濟及政治環境、（ii）COVID—19疫情及其對世界經濟及金融市場的持續影響及（iii）OPEC+成員國的任何未來行動有關的諸多不確定性，以及該等不確定性對全球原油及凝析油、天然氣液化石油氣及天然氣供應及需求的影響，EOG無法預測未來原油和凝析油、天然氣液化油和天然氣價格可能發生的變化。 然而，原油和凝析油、天然氣和天然氣的價格歷來波動，預計這種波動將持續下去。 相關討論見項目1A，風險因素。
EOG將繼續監察未來市況，並相應調整其資本分配策略及生產前景，以在維持其穩健財務狀況的同時，最大化股東價值。
氣候變化。關於氣候變化事項和相關監管事項的討論，包括與氣候變化有關的潛在事態發展以及這些事態發展對環境影響和風險的潛在影響和風險，見項目1A，風險因素，以及項目1，商業監管中的相關討論。EOG將繼續監測和評估任何可能影響EOG和石油和天然氣行業的與氣候變化相關的事態發展，以確定對其業務和運營的影響，並在必要時採取適當行動。
運營
自2021年1月1日以來，發生了幾項重大進展。
美國。EOG努力確定具有巨大儲量潛力的發揮已被證明是成功的。 EOG繼續在大面積區塊鑽探多口油井，總體而言，這些油井對EOG的原油和凝析油、天然氣液化油和天然氣生產作出了重大貢獻，並預計將繼續對EOG的原油和凝析油、天然氣生產作出重大貢獻。 EOG一直強調將其水平鑽井和完井專業知識應用於非常規原油，並在較小程度上應用於富含液體的天然氣。
於二零二一年，EOG繼續專注於提高過往年度獲得的鑽探、完井及營運效率。 該等效率導致二零二一年的營運、鑽探及完井成本降低。 此外，EOG繼續評估若干潛在原油和凝析油、天然氣勘探和開發前景，並尋找機會通過租賃收購、農場、交換或戰術收購增加鑽井庫存。 按體積計算，按1. 0桶原油及凝析油或天然氣液化液與6. 0千立方英尺天然氣的比率計算，於二零二一年及二零二零年，原油及凝析油及天然氣液化液產量分別佔美國產量約75%及76%。 於二零二一年，鑽井及完井活動主要發生在特拉華盆地區塊、Eagle Ford油田區塊及落基山脈地區。 EOG在美國的主要產區是德克薩斯州和新墨西哥州。 由於二零二一年第一季度冬季風暴Uri影響美國各地，EOG在若干市場的銷售面臨中斷。 冬季風暴Uri亦對二零二一年第一季度的租賃及油井、運輸及集輸及加工成本產生負面影響。 有關EOG二零二一年美國業務的進一步討論，請參閲項目1，業務—勘探及生產。
特立尼達。 在特立尼達和多巴哥共和國（特立尼達），EOG繼續根據現有供應合同提供天然氣。東南海岸聯合體區塊、改良U（a）區塊、4（a）區塊、改良U（b）區塊、Banyan油田和Sercan地區的幾個油田已開發，並正在生產天然氣，出售給特立尼達和多巴哥國家天然氣公司及其子公司，以及出售給Heritage Petroleum Company Limited（Heritage）的原油和凝析油。
於二零二一年三月，EOG與Heritage簽訂農場外租協議，使EOG可在特立尼達北部地區許可證所管轄的部分合約地區（EOG地區）中賺取65%的工作權益。 EOG區域位於特立尼達西南海岸的近海。 EOG繼續就先前宣佈在改良U（a）區塊發現的平臺及相關設施的設計及製造方面取得進展。
於二零二二年，EOG預期除於改良U（a）區塊鑽探三口開發井及一口勘探井外，於EOG區域鑽探一口淨探井。
其他國際公司。在澳大利亞，於二零二一年四月二十二日，EOG的一間附屬公司訂立買賣協議，收購位於西澳大利亞近海的WA—488—P區塊的100%權益。 該交易於二零二一年第四季度完成，包括轉讓該區塊的石油勘探許可證。 於二零二二年，EOG將繼續準備鑽探一口勘探井，預計於二零二三年開始。
阿曼蘇丹國（阿曼）於二零二一年三月九日頒佈皇家法令，EOG成為第49號區塊勘探及生產分成協議的參與者，持有50%的工作權益。EOG在49區塊的合作伙伴完成了一口淨探井的鑽探和測試，該井被確定為乾井。 EOG通知其合作伙伴和能源和礦產部，它打算撤出49號區塊。 在EOG持有100%工作權益的36區塊，EOG鑽了兩口淨探井，並完成了一口淨探井。 在36區塊發現天然氣，但該井的結果並沒有產生足夠的預期回報，使EOG繼續進行該項目。 EOG於二零二一年錄得税前減值開支4，500萬元及乾井成本4，200萬元。 2022年，EOG預計將退出第36區。
於二零二一年五月，EOG完成出售其持有其於中國四川盆地（中國）的所有資產的附屬公司。 在出售之前，淨產量約為每天2500萬立方英尺（MMcfd）的天然氣。 EOG在中國不再有任何業務或資產。
EOG繼續評估美國以外的其他選定原油和天然氣機會，主要是通過在已確定本地原油和天然氣儲量的國家尋找開採機會。
資本結構
管理層的主要策略之一是保持強勁的資產負債表，與EOG的同行相比，債務與資本總額比率始終低於平均水平。 於二零二一年十二月三十一日，EOG的債務與資本總額比率為19%，於二零二零年十二月三十一日為22%。 在此計算中，資本化總額指流動和長期債務總額與股東權益總額之和。
於2021年2月1日，EOG於到期時償還其2021年到期的4. 100%優先票據（2021年票據）的本金總額7. 50億元。
2021年，EOG出資41億美元勘探和開發及其他不動產、廠場和設備支出（其中1.24億美元為非現金）（不包括資產退休責任），向普通股股東支付26.84億美元股息並償還2021年票據，主要利用其經營活動提供的現金淨額及出售資產所得淨額2.31億美元。
預計2022年資本支出總額約為43億美元至47億美元，不包括收購和非現金交易。 2022年的大部分支出將集中在美國原油鑽探活動上。 EOG在融資方案方面擁有重大靈活性，包括商業票據計劃項下的借貸、銀行借貸、高級無抵押循環信貸融資項下的借貸、共同開發協議及類似協議以及股權及債務發售。
管理層仍然相信EOG擁有EOG歷史上最強大的前景庫存之一。 如果符合EOG的戰略，EOG將進行收購，以支持現有的鑽井計劃或提供增量勘探和/或生產機會。
股息申報及股份購回授權。 2021年2月25日，EOG董事會將普通股的季度現金股息從之前的每股0.375美元增加至每股0.4125美元，從2021年4月30日支付的股息開始生效，截至2021年4月16日，記錄股東。
2021年5月6日，EOG董事會宣佈向普通股派發每股1.00美元的特別現金股息。 除季度現金股息外，特別現金股息已於二零二一年七月三十日支付予截至二零二一年七月十六日記錄在案的股東。
2021年11月4日，EOG董事會（i）進一步將普通股的季度現金股息從之前的每股0.4125美元增加至每股0.75美元，自2022年1月28日支付股息開始生效，截至2022年1月14日，（ii）宣佈於2021年12月30日向截至2021年12月15日登記在冊的股東派發每股2.00美元的特別現金股息，（iii）設立新的股份回購授權，允許EOG回購最多50億美元的普通股，以及（iv）撤銷及終止董事會於二零零一年九月設立的股份購回授權。 參見第5項，註冊人普通股市場，相關股東事項和發行人購買股票證券以供進一步討論。
2022年2月24日，董事會宣佈向截至2022年4月15日的記錄股東派發每股0.75美元的季度現金股息。 董事會亦宣佈派發特別股息每股1.00美元，於2022年3月29日派發予截至2022年3月15日的股東。
經營成果
以下截至2021年12月31日止期間三個年度各年之營運回顧應與EOG之綜合財務報表及其附註一併閲讀。
營業收入和其他
於二零二一年，經營收入由二零二零年的110. 32億美元增加76. 10億美元或69%至186. 42億美元。 井口總收入（即銷售EOG生產的原油及凝析油、天然氣液化液及天然氣所產生的收入）由二零二零年的72. 91億美元增加80. 90億美元或111%至二零二一年的153. 81億美元。 於二零二一年，來自原油及凝析油及天然氣液化石油氣的銷售收入約佔井口總收入的84%，而二零二零年則為89%。 於二零二一年，EOG確認按市價計值金融商品衍生合約之淨虧損11. 52億元，而二零二零年則為淨收益11. 45億元。 收集、加工及營銷收入於二零二一年增加17. 05億美元，由二零二零年的25. 83億美元增至42. 88億美元。 EOG於二零二一年確認資產處置淨收益17，000，000美元，而二零二零年則確認資產處置淨虧損47，000，000美元。
截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度的井口量及價格統計如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | | |
原油和凝析油體積(MBbld)(1) | | | | | | |
| 美國 | | 443.4 | | | 408.1 | | | 455.5 | |
| 特立尼達 | | 1.5 | | | 1.0 | | | 0.6 | |
其他國際組織(2) | | 0.1 | | | 0.1 | | | 0.1 | |
| 總計 | | 445.0 | | | 409.2 | | | 456.2 | |
原油和凝析油平均價格(美元/桶)(3) | | | | | | |
| 美國 | | $ | 68.54 | | | $ | 38.65 | | | $ | 57.74 | |
| 特立尼達 | | 56.26 | | | 30.20 | | | 47.16 | |
其他國際組織(2) | | 42.36 | | | 43.08 | | | 57.40 | |
| 複合材料 | | 68.50 | | | 38.63 | | | 57.72 | |
天然氣液體體積(MBbld)(1) | | | | | | |
| 美國 | | 144.5 | | | 136.0 | | | 134.1 | |
其他國際組織(2) | | — | | | — | | | — | |
| 總計 | | 144.5 | | | 136.0 | | | 134.1 | |
液化天然氣平均價格（美元/桶） (3) | | | | | | |
| 美國 | | $ | 34.35 | | | $ | 13.41 | | | $ | 16.03 | |
其他國際組織(2) | | — | | | — | | | — | |
| 複合材料 | | 34.35 | | | 13.41 | | | 16.03 | |
天然氣體積(MMcfd)(1) | | | | | | |
| 美國 | | 1,210 | | | 1,040 | | | 1,069 | |
| 特立尼達 | | 217 | | | 180 | | | 260 | |
其他國際組織(2) | | 9 | | | 32 | | | 37 | |
| 總計 | | 1,436 | | | 1,252 | | | 1,366 | |
天然氣平均價格（美元/百萬立方英尺） (3) | | | | | | |
| 美國 | | $ | 4.88 | | | $ | 1.61 | | | $ | 2.22 | |
| 特立尼達 | | 3.40 | | | 2.57 | | | 2.72 | |
其他國際組織(2) | | 5.67 | | | 4.66 | | | 4.44 | |
| 複合材料 | | 4.66 | | | 1.83 | | | 2.38 | |
原油當量(MBOED)(4) | | | | | | |
| 美國 | | 789.6 | | | 717.5 | | | 767.8 | |
| 特立尼達 | | 37.7 | | | 30.9 | | | 44.0 | |
其他國際組織(2) | | 1.6 | | | 5.4 | | | 6.2 | |
| 總計 | | 828.9 | | | 753.8 | | | 818.0 | |
| | | | | | |
MMBoe總數(4) | | 302.5 | | | 275.9 | | | 298.6 | |
(1)不超過每天千桶或百萬立方英尺，視情況而定。
(2)其他國際包括EOG的中國和加拿大業務。 中國業務已於二零二一年第二季度出售。
(3)美元/桶或每千立方英尺，視情況而定。 不包括金融商品衍生工具的影響（見綜合財務報表附註12）。
(4)每日千桶油當量或百萬桶油當量(視情況而定)；包括原油和凝析油、NGL和天然氣。原油當量體積是使用1.0桶原油和凝析油或NGL與6.0000立方英尺天然氣的比率來確定的。MMBoe的計算方法是將MBoed數量乘以期間的天數，然後除以1000。
2021年與2020年相比。 2021年井口原油及凝析油收入由2020年的57. 86億美元增加53. 39億美元或92%至111. 25億美元，主要由於綜合平均井口原油及凝析油價格上漲（48. 52億美元）及產量增加（48. 87億美元）所致。 EOG二零二一年的綜合井口原油及凝析油價格上升77%至每桶68. 50美元，而二零二零年則為每桶38. 63美元。 二零二一年井口原油及凝析油產量增加9%至445百萬桶，而二零二零年則為409百萬桶。 產量增加主要在二疊紀盆地，部分被Eagle Ford油田產量減少所抵消。
2021年的天然氣液化石油收益由2020年的6. 68億美元增加1，144億美元或171%至1，812億美元，主要由於天然氣液化石油綜合平均井口價格上升（1，104億美元）及產量增加（4，000萬美元）所致。 EOG的綜合平均井口天然氣液化石油價格於二零二一年上升156%至每桶34. 35美元，而二零二零年則為每桶13. 41美元。 2021年的NGL產量增加6%至145百萬桶，而2020年則為136百萬桶。 產量增加主要是在二疊紀盆地。
2021年井口天然氣收入由2020年的8. 37億美元增加16. 07億美元或192%至24. 44億美元，主要由於綜合井口天然氣價格上漲（14. 86億美元）及天然氣輸送量增加（1. 21億美元）。 EOG的綜合平均井口天然氣價格於二零二一年上升155%至每百萬立方米4. 66美元，而二零二零年則為每百萬立方米1. 83美元。 2021年天然氣交付量增長15%， 1,436MMcfd與1,2522020年的MMcfd 產量增加主要是由於二疊紀盆地的伴生天然氣產量增加及特立尼達天然氣產量增加，部分被二零二零年第三季度出售馬塞勒斯頁巖資產及二零二一年第二季度出售中國資產相關的天然氣產量減少所抵銷。
於二零二一年，EOG確認按市價計值金融商品衍生合約之淨虧損11. 52億元，其中包括就原油、天然氣及天然氣金融衍生合約結算支付之現金淨額6. 38億元。 於2020年，EOG確認按市價計值金融商品衍生合約的淨收益11. 45億元，其中包括原油、天然氣及天然氣金融衍生合約結算所收現金淨額10. 71億元。
採集、加工和營銷收入是銷售第三方原油、天然氣和天然氣產生的收入，以及與採集第三方天然氣有關的費用和銷售EOG擁有的沙子的收入。 可利用第三方原油和天然氣的購買和銷售，以平衡第三方設施的公司生產能力與某些地區的生產，並利用EOG擁有的設施的過剩生產能力。 EOG出售沙子是為了平衡確定的採購協議與完工作業的時間。 營銷成本指購買第三方原油、天然氣和沙子的成本以及相關運輸成本，以及與EOG擁有的沙子出售給第三方相關的成本。
2021年的採集、加工及營銷收入減去營銷成本較2020年增加2. 3億美元，主要由於原油及凝析油及天然氣營銷活動的利潤率上升所致。 二零二零年原油營銷活動的利潤率受到等待交付給客户的庫存原油價格下跌以及EOG於二零二零年第二季度初決定通過根據固定價格安排銷售二零二零年五月及六月交付的商品價格波動性的負面影響。
2020年與2019年相比。 2020年井口原油及凝析油收入由2019年的96. 13億美元減少38. 27億美元或40%至57. 86億美元，主要由於綜合平均井口原油及凝析油價格下降（28. 60億美元）及產量下降（9. 67億美元）所致。 EOG二零二零年的綜合井口原油及凝析油價格下跌33%至每桶38. 63美元，而二零一九年則為每桶57. 72美元。 二零二零年井口原油及凝析油產量由二零一九年的456百萬桶減少10%至409百萬桶。 產量下降主要發生在Eagle Ford油田和落基山脈地區，部分被二疊紀盆地產量增加所抵消。
2020年的天然氣液化石油氣收益由2019年的7. 84億美元減少1. 16億美元或15%至6. 68億美元，主要由於天然氣液化石油氣綜合平均井口價格下降（1. 30億美元），部分被產量增加（1，300萬美元）所抵銷。 EOG的綜合平均井口NGL價格於二零二零年下跌16%至每桶13. 41美元，而二零一九年則為每桶16. 03美元。 二零二零年的NGL產量增加1%至136百萬桶，而二零一九年則為134百萬桶。 產量增加主要在二疊紀盆地，部分被Eagle Ford油田相關天然氣液化石油產品產量減少所抵消。
2020年井口天然氣收入由2019年的11. 84億美元減少3. 47億美元或29%至8. 37億美元，主要由於綜合井口天然氣價格下降（2. 51億美元）及天然氣輸送量減少（9，600萬美元）所致。 EOG的綜合平均井口天然氣價格於二零二零年下跌23%至每MCf 1. 83美元，而二零一九年則為每MCf 2. 38美元。 2020年天然氣交付量下降8%， 1,252MMcfd與1,3662019年MMcfd 產量減少主要是由於特立尼達、馬塞勒斯頁巖和落基山脈地區的天然氣產量減少，部分被二疊紀盆地的伴生天然氣產量增加所抵消。
於2020年，EOG確認按市價計值金融商品衍生合約的淨收益11. 45億元，其中包括原油、天然氣及天然氣金融衍生合約結算所收現金淨額10. 71億元。 於二零一九年，EOG確認按市價計值金融商品衍生合約之淨收益1. 80億元，其中包括原油及天然氣金融衍生合約結算所收現金淨額2. 31億元。
2020年的採集、加工及營銷收入減去營銷成本較2019年減少1.24億美元，主要由於原油及凝析油營銷活動的利潤率下降。 二零二零年原油營銷活動的利潤率受到等待交付給客户的庫存原油價格下跌以及EOG於二零二零年第二季度初決定通過根據固定價格安排銷售二零二零年五月及六月交付的商品價格波動性的負面影響。
運營和其他費用
2021年與2020年相比. 於二零二一年，經營開支為125. 40億元，較二零二零年的115. 76億元增加9. 64億元。 下表呈列截至二零二一年及二零二零年十二月三十一日止年度的每桶油當量成本：
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| 租賃和水井 | $ | 3.75 | | | $ | 3.85 | |
| 運輸成本 | 2.85 | | | 2.66 | |
| 收集和處理成本 | 1.85 | | | 1.66 |
| 折舊、損耗和攤銷(DD&A)- | | | |
| 石油和天然氣屬性 | 11.58 | | | 11.85 | |
| 其他財產、廠房和設備 | 0.49 | | | 0.47 | |
| 一般事務及行政事務(G&A) | 1.69 | | | 1.75 | |
| 淨利息支出 | 0.59 | | | 0.74 | |
總計(1) | $ | 22.80 | | | $ | 22.98 | |
(1)總額不包括勘探成本、乾井成本、減值、營銷成本和收入以外的税收。
與二零二零年相比，二零二一年影響單位租賃及油井費率、運輸成本、集採及加工成本、DD & A、G & A及淨利息支出等成本組成的主要因素載列如下。 有關生產量的討論見上文"經營收入及其他"。
租賃及油井開支包括EOG經營物業的開支，以及EOG並非物業經營者的其他經營者向EOG收取的開支。 租賃及油井開支可分為以下類別：原油及天然氣井的營運及保養成本、修井及租賃成本及油井管理開支。 運營和維護成本包括抽水服務、鹽水處理、設備維修和保養、壓縮費用、租賃保養以及燃料和電力。 修井是恢復或維持現有油井生產的作業。
隨着EOG試圖維持和提高產量，同時保持高效、安全和對環境負責的運營，每一類成本都會不時波動。EOG繼續通過在現有和新區域鑽探新井來增加運營活動。這些現有和新區域的運營和維護成本，以及供應商向EOG收取的服務成本，都會隨着時間的推移而波動。
2021年的租賃及油井開支為11.35億美元，較2020年的10.63億美元增加7200萬美元，主要由於美國的運營及維護成本上升（3 300萬美元）和特立尼達（500萬美元），美國的修井支出增加（2 500萬美元）和更高的租賃和油井管理費用（1 200萬美元）；部分被加拿大運營和維護成本降低所抵消（600萬美元）及二零二一年第二季度出售所有中國資產（500萬美元）。 美國的租賃和油井費用增加，主要是由於產量增加導致經營活動增加。
運輸成本是指從租賃或EOG集油系統的集合點向下遊銷售點運送碳氫化合物產品的相關成本。 運輸費用包括運輸費、儲存費和終端費、壓縮費（壓縮天然氣以滿足管道壓力要求的費用）、脱水費（與從天然氣中除去水分以滿足管道要求有關的費用）、集氣費和燃料費。
2021年的運輸成本為8. 63億美元，較2020年的7. 35億美元增加1. 28億美元，主要是由於二疊紀盆地（1. 21億美元）及落基山脈地區（2，200萬美元）的運輸成本增加，部分被Eagle Ford油田的運輸成本減少（1，300萬美元）所抵銷。
收集和加工成本指與運營EOG的收集和加工資產相關的運營和維護費用和行政費用，以及支付給第三方的天然氣加工費和某些NGL分餾費用。EOG向第三方支付費用，讓他們處理其大部分天然氣生產，以提取NGL。
2021年的採集和加工成本增加1億美元至5.59億美元，而2020年為4.59億美元，主要原因是與二疊紀盆地生產相關的採集和加工費用增加（5100萬美元）和落基山脈地區（1000萬美元），二疊紀盆地的運營成本增加（2600萬美元）和落基山脈地區（700萬美元）和美國行政開支增加（1500萬美元）；部分被Eagle Ford油田的收集和加工費減少（500萬美元）所抵消。
已探明油氣性質成本的DD&A採用單位產量法計算。EOG的DD&A費率和費用是許多單獨DD&A組計算的組合。有幾個因素可以影響EOG的綜合DD&A費率和費用，如油田生產剖面、鑽井或獲取新井、現有油井的處置和主要與油井動態有關的儲量修訂(向上或向下)。經濟因素和減值。這些因素的變化可能會導致EOG的綜合DD&A比率和費用在不同時期波動。其他財產、廠房和設備成本的DD&A通常使用直線折舊法計算資產的使用年限。
二零二一年的DD & A開支由二零二零年的34億美元增加2. 51億美元至36. 51億美元。 二零二一年與油氣資產相關的DD & A開支較二零二零年增加2. 35億美元，主要由於美國（3. 07億美元）及特立尼達（1，200萬美元）的產量增加，以及特立尼達（1，400萬美元）的單價上升，部分被美國（8，500萬美元）的單價下降所抵銷。 美國的單位費率下降，主要原因是準備金向上修訂，增加的準備金成本降低，這是由於效率提高。 二零二一年與其他物業、廠房及設備相關的DD & A開支較二零二零年增加15，000，000元，主要由於與倉儲資產相關的開支增加所致。
2021年的G & A開支為5. 11億美元，較2020年的4. 84億美元增加2，700萬美元，主要是由於與企業支援活動相關的成本淨增加，包括與服務相關的開支及信息系統成本增加（5，400萬美元）；部分被閒置設備及終止費減少（4，600萬美元）所抵銷。
2021年的利息支出淨額為1.78億美元，較2020年減少27百萬美元，主要由於2021年2月償還2021年到期的4. 100%優先票據本金總額7.50億美元（2900萬美元），於2020年6月償還本金總額為5億美元的2020年到期的4.40%優先票據（900萬美元），於2020年4月償還2020年到期的2.45%優先票據本金總額5億美元（300萬美元）以及俄克拉荷馬州房產遲交特許權使用費的利息支付減少（600萬美元），部分被2020年4月發行的本金總額為7.50億美元的於2050年到期的4.950%優先票據（1，100萬美元）及本金總額為7.50億美元的於2030年到期的4.375%優先票據（1，000萬美元）所抵銷。
二零二一年的勘探成本為1. 54億美元，較二零二零年的1. 46億美元增加8百萬美元，主要由於美國地質及地球物理支出增加所致。
減值包括：未探明石油和天然氣資產成本的攤銷以及已探明石油和天然氣資產的減值;其他財產、廠房和設備;以及其他資產。 收購成本不重大的未經證實的物業將被合併，而估計為非生產性的部分將在剩餘租賃期內攤銷。 具有個別重大收購成本的未經證實物業會個別進行減值檢討。 當情況表明已證實的財產可能出現減值時，EOG將DD&A集團層面的預期未貼現未來現金流與集團的未攤銷資本化成本進行比較。 如果根據EOG對未來原油、天然氣液化物和天然氣價格、運營成本、開發支出、探明儲量的預期產量和其他相關數據的估計（和假設），預期未貼現未來現金流量低於未攤銷資本化成本，則資本化成本將減少至公允價值。 公允價值的計算一般採用美國財務會計準則委員會會計準則彙編（ASC）公允價值計量專題中所述的收益法。 在某些情況下，EOG利用第三方買家的已接受要約作為釐定公允價值的基礎。
下表為截至二零二一年及二零二零年十二月三十一日止年度之減值（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| 已證明的性質 | $ | 20 | | | $ | 1,268 | |
| 未證明的性質 | 310 | | | 472 | |
| 其他資產 | 28 | | | 300 | |
| 盤存 | 13 | | | — | |
| 確定承諾合同 | 5 | | | 60 | |
| 總計 | $ | 376 | | | $ | 2,100 | |
二零二零年已探明物業減值主要由於商品價格下跌，並主要與美國遺留及非核心天然氣、原油及綜合業務之公允價值撇減有關。 未經證實的油氣資產減值包括二零二一年因二零二一年第四季度決定退出阿曼第36號及第49號區塊而於二零二一年收取的3，800萬美元，以及二零二零年就預期於到期前不再開發的若干租賃成本而收取的2. 52億美元。 二零二零年其他資產減值主要是將砂及鐵路運輸原油資產撇減至公平值及其他資產與商品價格相關的撇減。 2020年確定承諾合同的減值是由於決定退出加拿大霍恩河流域。
收入以外的税收包括遣散費/生產税、從價税/財產税、工資税、特許權税和其他雜項税。 遣散費/生產税一般根據井口收入確定，從價税/財產税一般根據基礎資產的估值確定。
2021年收入以外的税項由2020年的4. 78億美元（佔井口收入的6. 6%）增加5. 69億美元至10. 47億美元（佔井口收入的6. 8%）。 收入以外的税收增加主要是由於美國的遣散費/生產税增加（5.22億美元）、特立尼達的遣散費/生產税增加（700萬美元）和州遣散費退税減少（3 900萬美元）。
EOG於二零二一年確認所得税撥備12. 69億元，而二零二零年則確認所得税收益1. 34億元，主要由於税前收入增加所致。 二零二一年的淨實際税率由二零二零年的18%上升至21%。 實際税率較高主要由於EOG海外業務應佔税項及股票補償税不足導致二零二一年除税前收入的實際税率增加及二零二零年除税前虧損的實際税率減少。
2020年與2019年相比. 於二零二零年，營運開支為115. 76億元，較二零一九年的136. 81億元減少21. 05億元。 下表呈列截至2020年及2019年12月31日止年度的每英鎊成本：
| | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 |
| | | |
| 租賃和水井 | $ | 3.85 | | | $ | 4.58 | |
| 運輸成本 | 2.66 | | | 2.54 | |
| 收集和處理成本 | 1.66 | | | 1.60 | |
| 折舊、損耗和攤銷(DD&A)- | | | |
| 石油和天然氣屬性 | 11.85 | | | 12.25 | |
| 其他財產、廠房和設備 | 0.47 | | | 0.31 | |
| 一般事務及行政事務(G&A) | 1.75 | | | 1.64 | |
| 淨利息支出 | 0.74 | | | 0.62 | |
總計(1) | $ | 22.98 | | | $ | 23.54 | |
(1)總額不包括勘探成本、乾井成本、減值、營銷成本和收入以外的税收。
與二零一九年相比，二零二零年影響單位租賃及油井費率、運輸成本、集採及加工成本、DD & A、G & A及淨利息支出的主要因素載列如下。 有關生產量的討論見上文"經營收入及其他"。
2020年的租賃及油井開支為10.63億美元，較2019年的13.67億美元減少3.04億美元，主要原因是美國的運營及維護成本下降（1.57億美元）和加拿大（2 500萬美元），美國的修井支出減少（1.03億美元），美國的租賃和油井管理費用減少（1，200萬美元）。 美國的租賃及油井開支減少，主要是由於生產減少、效率提高及服務成本降低導致經營活動減少所致。
2020年的運輸成本為7.35億美元，較2019年的7.58億美元減少2300萬美元，主要是由於沃斯堡盆地巴尼特頁巖（2700萬美元）、落基山脈地區（2400萬美元）和鷹福特油田（2000萬美元）的運輸成本下降，部分被二疊紀盆地（5600萬美元）的運輸成本增加所抵消。
2020年的採集及加工成本減少2，000萬美元至4.59億美元，而2019年則為4.79億美元，主要由於Eagle Ford的運營成本下降所致。（1600萬美元），以及鷹福特油田的採集和加工費減少，（900萬美元）和沃斯堡盆地巴尼特頁巖（500萬美元）；部分被二疊紀盆地增加的採集和加工費（1500萬美元）抵消。
2020年的DD & A開支由2019年的37. 50億美元減少3. 50億美元至34億美元。 2020年與油氣資產相關的DD & A開支較2019年減少3. 9億美元，主要由於美國（2. 22億美元）及特立尼達（2，200萬美元）的產量下降以及美國的單價下降（1. 5億美元）。 美國的單位費率下降，主要原因是準備金向上修訂，增加的準備金成本降低，這是由於效率提高。 二零二零年與其他物業、廠房及設備相關的DD & A開支較二零一九年增加4，000萬元，主要由於與收集及儲存資產及設備相關的開支增加所致。
2020年的G & A開支為4. 84億美元，較2019年的4. 89億美元減少5百萬美元，主要是由於離職相關開支（4，300萬美元）以及專業及其他服務（7百萬美元）減少，部分被閒置設備及終止費（4，600萬美元）抵銷。
2020年的利息支出淨額為2.05億美元，較2019年增加2，000萬美元，主要由於2020年4月發行票據所致（5 100萬美元）和資本化利息減少（700萬美元），部分被2019年6月償還2019年到期的5. 625%優先票據本金總額9億美元所抵銷於二零二零年六月償還本金總額為5億美元的2020年到期的4. 40%優先票據（1，300萬美元）及於二零二零年四月償還本金總額為5億美元的2020年到期的2. 45%優先票據（1，000萬美元）。
2020年的勘探成本為1. 46億美元，較2019年的1. 40億美元增加6百萬美元，主要由於美國地質及地球物理開支增加（1，500萬美元），部分被美國一般及行政開支減少（8百萬美元）所抵銷。
下表為截至二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度之減值（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 |
| | | |
| 已證明的性質 | $ | 1,268 | | | $ | 207 | |
| 未證明的性質 | 472 | | | 220 | |
| 其他資產 | 300 | | | 91 | |
| 確定承諾合同 | 60 | | | — | |
| 總計 | $ | 2,100 | | | $ | 518 | |
已探明物業減值主要由於於二零二零年將遺留及非核心天然氣及原油及組合區塊及於二零一九年將遺留天然氣資產撇減至公平值所致。
二零二零年收入以外的税項由二零一九年的8億美元（井口收入的6. 9%）減少3. 22億美元至4. 78億美元（井口收入的6. 6%）。 收入以外的税收減少主要是由於美國的遣散費/生產税減少（2.32億美元）、美國的從價/財產税減少（5 100萬美元）和州遣散費退税（2 700萬美元）。
二零二零年的其他收入淨額為1，000萬美元，而二零一九年的其他收入淨額為3，100萬美元。 二零二零年減少2，100萬元，主要是由於利息收入減少所致。
為應對COVID—19疫情的經濟影響，美國總統於二零二零年三月二十七日簽署《冠狀病毒援助、救濟和經濟安全法案》（CARES法案），使其成為法律。 《關懷法》通過加強貸款方案、擴大失業救濟金、某些工資和所得税減免等條款，為個人和企業提供經濟支持。 EOG的CARES法案的主要税務利益是加速將約1.5億美元的額外可退還替代最低税（AMT）抵免納入2019年納税年度。 該等抵免源自EOG於二零一八年之前數年支付的AMT，並於二零一九年十二月三十一日反映為遞延税項資產及非流動應收款項，原因是預期該等抵免將抵銷未來即期税項負債或按截至二零二一年的餘額遞減時間表退還。 額外可退還AMT貸項的1. 5億美元已於二零二零年七月收到。
進一步疫情緩解措施載於2021年綜合撥款法案（CA法案），該法案已於2020年12月27日由美國總統簽署成為法律。 此外，《加拿大法》提供了政府資金和有限的企業所得税減免，主要涉及將某些税收條款永久化或延長，但這些條款對EOG來説都不是實質性的好處。
EOG於2020年確認所得税利益1. 34億元，而2019年所得税撥備為8. 10億元，主要由於税前收入減少。 二零二零年的淨實際税率由二零一九年的23%下降至18%。 較低的實際税率主要是由於EOG海外業務的税收和增加的基於股票的補償税不足。
資本資源與流動性
現金流
於截至二零二一年十二月三十一日止三年期間，EOG的主要現金來源為經營產生的資金、發行長期債務所得款項淨額、結算商品衍生合約所得現金淨額及出售資產所得款項。 現金的主要用途是用於業務的資金；勘探和開發支出；向股東支付的股息；償還債務；為結算商品衍生合同支付的現金淨額以及其他不動產、廠房和設備支出。
2021年與2020年相比。 2021年經營活動提供的現金淨額為87.91億美元，較2020年的50.08億美元增加37.83億美元，主要原因是井口收入增加（80.90億美元），以及減少營銷成本後的採集、加工和營銷收入增加（2.3億美元）；部分被為結算商品衍生合同支付的現金淨額增加所抵消（17.09億美元）；所得税支付的現金淨額增加（13.20億美元）；2021年週轉資金使用現金淨額（8.17億美元），而2020年由營運資金提供的現金淨額（1.93億美元）；以及現金運營費用增加（8.82億美元）。
2021年投資活動所用現金淨額為34. 19億美元，較2020年的33. 48億美元增加7，100萬美元，主要是由於增加油氣資產所致（3.94億美元），部分被2021年投資活動相關營運資金提供的現金淨額所抵銷與2020年投資活動相關的營運資金所用現金淨額（7500萬美元）相比，資產出售所得款項增加（3900萬美元）；其他物業、廠房及設備增加減少（900萬美元）。
2021年融資活動所用現金淨額為34. 93億元，包括現金股息支付（26. 84億元）、償還長期債務（7. 50億元）、購買與股票補償計劃有關的庫存股票（4，100萬元）及償還融資租賃負債（3，700萬元）。 2021年融資活動提供的現金包括行使購股權及僱員購股計劃活動所得款項（1，900萬元）。
2020年與2019年相比。2020年經營活動提供的現金淨額為50.08億美元，較2019年的81.63億美元減少31.55億美元，主要原因是井口收入減少（42.91億美元）；營運資金和其他資產和負債的不利變動（1.66億美元）；收集、加工和營銷收入減少，減去營銷費用（1.23億美元）和所得税支付的現金淨額增加（8 600萬美元）；部分被用於結算商品衍生品合同的現金增加（8.40億美元）和現金業務支出減少（6.41億美元）所抵消。
2020年投資活動所用現金淨額為33. 48億美元，較2019年的61. 77億美元減少28. 29億美元，主要由於增加石油及天然氣資產所致（29.08億美元）；出售資產所得增加（5 200萬美元）；其他不動產、廠場和設備增加的減少（4 900萬美元）；其他投資活動減少（1，000萬美元）；部分被與投資活動有關的營運資金的不利變化所抵消（1.9億美元）。
2020年融資活動所用現金淨額為3. 59億美元，包括償還長期債務（10億美元）、支付現金股息（8. 21億美元）、償還融資租賃負債（1，900萬美元）及購買與股票補償計劃有關的庫務股（1，600萬美元）。 2020年融資活動提供的現金包括長期債務借款（14. 84億元）以及行使購股權及僱員購股計劃活動所得款項（1，600萬元）。
總支出
下表載列截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度的總開支組成部分（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 支出類別 | | | | | |
| 資本 | | | | | |
| 勘探開發鑽探 | $ | 2,864 | | | $ | 2,664 | | | $ | 4,951 | |
| 設施 | 405 | | | 347 | | | 629 | |
租賃收購(1) | 215 | | | 265 | | | 276 | |
物業收購(2) | 100 | | | 135 | | | 380 | |
| 資本化利息 | 33 | | | 31 | | | 38 | |
| 小計 | 3,617 | | | 3,442 | | | 6,274 | |
| 勘探成本 | 154 | | | 146 | | | 140 | |
| 乾井成本 | 71 | | | 13 | | | 28 | |
| 勘探和開發支出 | 3,842 | | | 3,601 | | | 6,442 | |
| 資產報廢成本 | 127 | | | 117 | | | 186 | |
| 勘探和開發支出總額 | 3,969 | | | 3,718 | | | 6,628 | |
其他財產、廠房和設備(3) | 286 | | | 395 | | | 272 | |
| 總支出 | $ | 4,255 | | | $ | 4,113 | | | $ | 6,900 | |
(1)租賃收購分別包括2021年、2020年和2019年與非現金財產交換相關的4500萬美元、1.97億美元和9800萬美元。
(2)2021年、2020年和2019年的房地產收購分別包括與非現金房地產交易相關的500萬美元、1500萬美元和5200萬美元。
(3)其他不動產、廠房和設備包括7400萬美元和1.74億美元的非現金增加，主要涉及2021年和2020年儲存設施的融資租賃交易。
2021年的勘探和開發支出為38.42億美元，比上年增加2.41億美元。增加的主要原因是美國的勘探和開發鑽探支出增加(2.67億美元)和設施支出增加(5800萬美元)，但被特立尼達的勘探和開發鑽探支出減少(6100萬美元)、租賃收購減少(5000萬美元)和房地產收購減少(3500萬美元)部分抵消。2021年勘探和開發支出為38.42億美元，其中31.72億美元用於開發鑽探和設施，5.37億美元用於勘探，1億美元用於財產收購，3300萬美元用於資本化利息。2020年勘探和開發支出36.01億美元，包括29.05億美元的開發鑽探和設施、5.3億美元的勘探、1.35億美元的財產收購和3100萬美元的資本化利息。 2019年勘探和開發支出64.42億美元，包括55.13億美元的開發鑽探和設施，5.11億美元的勘探，3.8億美元的財產收購和3800萬美元的資本化利息。
勘探和開發支出(包括收購)的水平將根據能源市場狀況和其他經濟因素在未來期間有所不同。EOG相信其在融資替代方案方面具有相當大的靈活性和可用性，並有能力在情況允許時調整其勘探和開發支出預算。儘管EOG與其運營相關的支出計劃有一定的持續承諾，但從EOG的總財務能力來看，此類承諾預計不會是實質性的。
商品衍生品交易
下文呈列於截至2021年12月31日止年度（已結束）結算的EOG金融商品衍生工具合約的全面概要，截至2022年2月18日止年度及其後剩餘金額。 原油和NGL數量以MBbld列示，價格以美元/Bbl列示。 天然氣量以每天MMBtu（MMBtu）表示，價格以美元/MMBtu（$/MMBtu）表示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油金融價格掉期合約 |
| | | | 售出的合同 |
| 期間 | | 結算指數 | | 卷
（MBbld） | | 加權平均價格
(美元/桶) |
| | | | | | |
| 2021年1月（關閉） | | NYMEX West Texas Intermediate（WTI） | | 151 | | | $ | 50.06 | |
| 2021年2月至3月（關閉） | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 201 | | | 51.29 | |
| 2021年4月至6月（關閉） | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 150 | | | 51.68 | |
| 2021年7月至9月（關閉） | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 150 | | | 52.71 | |
| 2022年1月（關閉） | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 140 | | | 65.58 | |
| 2022年2月至3月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 140 | | | 65.58 | |
| 2022年4月至6月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 140 | | | 65.62 | |
| 2022年7月至9月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 140 | | | 65.59 | |
| 2022年10月至12月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 140 | | | 65.68 | |
| 2023年1月至3月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 150 | | | 67.92 | |
| 2023年4月至6月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 120 | | | 67.79 | |
| 2023年7月至9月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 100 | | | 70.15 | |
| 2023年10月至12月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 69 | | | 69.41 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油基礎互換合約 |
| | | | 售出的合同 |
| 期間 | | 結算指數 | | 卷
（MBbld） | | 加權平均價差
(美元/桶) |
| | | | | | |
| 2021年2月（關閉） | | NYMEX WTI滾動差速器 (1) | | 30 | | | $ | 0.11 | |
| 2021年3月至12月（關閉） | | NYMEX WTI滾動差速器 (1) | | 125 | | | 0.17 | |
| 2022年1月至2月（關閉） | | NYMEX WTI滾動差速器 (1) | | 125 | | | 0.15 | |
| 2022年3月至12月 | | NYMEX WTI滾動差速器 (1) | | 125 | | | 0.15 | |
（1） 該結算指數用於固定NYMEX日曆月平均值和實物原油交貨月之間的定價差異。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| NGL金融價格互換合約 |
| | | | 售出的合同 |
| 期間 | | 結算指數 | | 卷
（MBbld） | | 加權平均價格
(美元/桶) |
| | | | | | |
| 2021年1月至12月（關閉） | | Mont Belvieu Propane（non—Tet） | | 15 | | | $ | 29.44 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然氣金融價格互換合約 |
| | | | 售出的合同 | | 購買的合同 |
| 期間 | | 結算指數 | | 卷
(MMBtud單位：千) | | 加權平均價格(美元/MMBtu) | | 數量（百萬噸） | | 加權平均價格(美元/MMBtu) |
| | | | | | | | | | |
| 2021年1月至3月（關閉） | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 500 | | | $ | 2.99 | | | 500 | | | $ | 2.43 | |
| 2021年4月至9月（已關閉） | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 500 | | | 2.99 | | | 570 | | | 2.81 | |
| 2021年10月至12月（關閉） | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 500 | | | 2.99 | | | 500 | | | 2.83 | |
2022年1月至12月（關閉） (1) | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 20 | | | 2.75 | | | — | | | — | |
| 2022年1月至2月（關閉） | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.57 | | | — | | | — | |
| 2022年3月至12月 | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.57 | | | — | | | — | |
| 2023年1月至12月 | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.18 | | | — | | | — | |
| 2024年1月至12月 | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | | | — | | | — | |
| 2025年1月至12月 | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | | | — | | | — | |
| 2021年4月至9月（已關閉） | | 日本韓國標記（JKM） | | 70 | | | 6.65 | | | — | | | — | |
（1） 於二零二一年一月，EOG執行提前終止條文，授予EOG終止其當時尚未生效的所有二零二二年天然氣價格互換合約的權利。 EOG收到現金淨額60萬美元，用於結清這些合同。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然氣基差互換合約 |
| | | | 售出的合同 |
| 期間 | | 結算指數 | | 卷
(MMBtud單位：千) | | 加權平均價格(美元/MMBtu) |
| | | | | | |
| 2022年1月至2月（關閉） | | 紐約商品交易所亨利樞紐休斯頓航道(HSC)差價(1) | | 210 | | | $ | (0.01) | |
| 2022年3月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差異化(1) | | 210 | | | (0.01) | |
| 2023年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差異化(1) | | 135 | | | (0.01) | |
| 2024年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差異化(1) | | 10 | | | 0.00 | |
| 2025年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差異化(1) | | 10 | | | 0.00 | |
(1)此外，此結算指數用於修復休斯頓船運渠道和NYMEX Henry Hub價格之間的差價。
在其金融大宗商品衍生品合約方面，截至2022年2月18日，EOG有14億美元的抵押品。EOG預計，如果市場價格保持在合同價格之上，這種抵押品將用於金融大宗商品衍生品合約的結算，如果市場價格低於合同價格，則將退還給EOG。
融資
截至2021年12月31日，EOG的債務與總資本的比率為19%，而2020年12月31日為22%。在此計算中，總資本表示總的流動和長期債務以及總的股東權益。
分別於2021年12月31日及2020年12月31日，EOG的未償還優先票據本金總額分別為48.9億美元及56.4億美元，估計公允價值分別為55.77億美元及65.05億美元。債務的估計公允價值基於報價市場價格，如無此類價格，則為EOG年底可用利率的其他可見信息。EOG的債務按固定利率計算。雖然利率變化會影響EOG優先票據的公允價值，但此類變化不會使EOG受到收益或現金流重大波動的影響。
在2021年，EOG主要通過利用經營活動提供的現金、手頭現金和資產出售收益為其資本計劃和運營提供資金。雖然EOG保持着20億美元的循環信貸安排來支持其商業票據計劃，但在2021年期間任何時候都沒有未償還的借款，年末的未償還金額為零。EOG認為其20億美元的優先無擔保循環信貸安排的可用性足以滿足其持續的運營需求。
外幣匯率風險
2021年，EOG在國外(包括特立尼達、澳大利亞、阿曼、加拿大以及截至2021年5月)在中國的業務中面臨固有的外幣匯率風險。EOG繼續監測其目前開展業務的國家的外幣匯率，並可能實施防範外幣匯率風險的措施。
展望
定價。在原油、NGL和天然氣價格一直波動的情況下，這種波動預計還會持續。由於與世界經濟和政治環境、全球原油和凝析油、NGL和天然氣的供需、其他能源的可獲得性以及消費者眼中各種能源的相對競爭關係等諸多不確定性有關，EOG無法預測未來原油和凝析油、NGL、天然氣、氨和甲醇價格可能會發生什麼變化。從原油和凝析油的市場價格來看，2022年的NGL和天然氣將影響EOG經營活動產生的現金數量，這反過來將影響EOG的財務狀況。截至2022年2月18日，2022年NYMEX原油和天然氣均價分別為每桶84.45美元和4.61美元，較2021年NYMEX原油均價上漲24%，天然氣均價上漲20%。關於商品價格(包括商品價格波動)對我們的財務狀況、現金流和業務結果的影響的進一步討論，見項目1A，風險因素。
包括EOG的原油和NGL衍生品合約(不包括基差互換)的影響，根據EOG的納税狀況，EOG在2022年對井口原油和凝析油價格每增加或減少1美元的價格敏感度，加上NGL價格的估計變化，淨收益約為1.07億美元，來自經營活動的税前現金流約為1.38億美元。包括EOG的天然氣衍生品合約的影響，以及根據EOG的納税狀況和EOG預計的2022年天然氣產量的部分，價格尚未根據長期營銷合同確定。EOG對井口天然氣價格每增加或減少0.10美元的價格敏感性約為淨收入1,500萬美元，經營活動的税前現金流約為1,900萬美元。欲瞭解EOG截至2022年2月18日的原油、NGL和天然氣金融商品衍生品合約的信息，請參閲上面的“商品衍生品交易”。
資本 EOG計劃繼續將其勘探和開發支出的很大一部分集中在美國的主要產區。特別是，EOG將專注於其特拉華州盆地、Eagle Ford石油業務、落基山區和Dorado天然氣業務的美國鑽探活動，在這些業務中，EOG產生了最高的回報率。為了進一步提高這些業務的經濟效益，EOG預計將繼續改善油井性能，並通過提高效率和鎖定鑽井和完井活動的某些服務成本來抵消通脹壓力。此外，EOG預計將把2022年預期的資本支出的一部分用於租賃面積、評估新前景、長期交通基礎設施和環境項目。
預計2022年資本支出總額約為43億至47億美元，不包括收購和非現金交易，旨在通過為EOG的勘探、開發提供資金來維持其資本紀律戰略 和開採活動，主要來自可用的內部產生的現金流和手頭現金。EOG在融資選擇方面具有很大的靈活性，包括其商業票據計劃下的借款、銀行借款、其20億美元優先無擔保循環信貸安排下的借款以及股權和債券發行。
行動。2022年，原油、天然氣和天然氣總產量預計將恢復到人口充裕之前的水平。2022年，EOG預計將繼續專注於通過提高效率來緩解運營成本的通脹壓力。
現金需求。EOG的某些資本支出和運營費用必須遵守承諾最低的合同，包括符合ASU 2016-02年度租賃定義的合同。2022年，EOG預計這些承諾下的以下現金需求(以百萬為單位)：
| | | | | |
融資租賃(1) | $ | 42 | |
經營租約(1) | 262 |
租賃生效，尚未開始 (1) | 25 |
運輸和倉儲服務承諾 (2) (3) | 961 |
購買和服務義務 (3) | 374 |
| 現金需求總額 | $ | 1,664 | |
(1)有關符合ASU 2016-02租賃定義的合同的更多信息，請參見合併財務報表附註18。
(2)其他金額不包括符合租賃定義的運輸和倉儲服務承諾。所列數額是根據目前的運輸和儲存率以及在2021年12月31日將加元兑換成美元所使用的外幣匯率計算的。管理層不認為這些承諾到期日期前這些利率的任何未來變化將對EOG的財務狀況或經營業績產生重大不利影響。
（三） 有關運輸及倉儲服務承諾以及採購及服務責任的更多資料，請參閲綜合財務報表附註8。
於2022年，EOG並無到期的優先票據，預計將支付1.91億美元的優先票據利息。 有關EOG當前和長期債務的更多信息，請參閲合併財務報表附註2。
結算未確認税務福利負債、EOG的退休金和退休後福利負債以及搬遷、放棄和資產報廢負債（分別見綜合財務報表附註6、7和15）的現金需求不包括在內，因為它們需要進行估計，而且結算的時間未知。
EOG預計於二零二二年及未來年度主要來自內部產生的現金流量及手頭現金，為其勘探、開發及開採活動及其他現金需求提供資金。 如上所述，EOG在融資方案方面具有很大的靈活性，包括其商業票據計劃下的借貸、銀行借貸、其20億美元高級無抵押循環信貸融資下的借貸以及股權和債務發行。
關鍵會計政策和估算摘要
EOG按照美國公認的會計原則編制其財務報表和所附附註，這些原則要求管理層對影響財務報表和所附附註中所報數額的未來事件作出估計和假設。 EOG根據（其中包括）其對EOG財務狀況、經營業績或流動資金的影響，以及其應用的難度、主觀性和複雜性，將某些會計政策和估計確定為關鍵。 關鍵會計政策及估計涵蓋本質上不確定的會計事項，因為該等事項的未來解決方案未知。 管理層定期討論每項重要會計政策及估計的制定、選擇及披露。 以下是EOG最重要的會計政策和估計的討論：
已探明油氣儲量
EOG的工程師根據美國證券交易委員會（SEC）的規定估計已探明的石油和天然氣儲量，這些規定直接影響財務會計估計，包括已探明財產和相關資產的折舊、損耗、攤銷和減值。 探明儲量指地質及工程數據合理確定地顯示，在作出估計時現有的經濟及營運條件下，可於未來數年從已知儲層開採的原油及凝析油、天然氣凝析液及天然氣的估計數量。
估計探明石油和天然氣儲量的過程很複雜，在評估每個儲層的現有地質、工程和經濟數據時需要作出重大的主觀決定。 給定儲層的數據也可能由於許多因素而隨時間發生顯著變化，這些因素包括但不限於額外的開發活動、不斷變化的生產歷史以及在不同經濟條件下對生產可行性的持續重新評估。 根據SEC的規定，探明儲量是使用過去12個月的平均價格估計的。 原油、天然氣液化物和天然氣價格過去表現出顯著的波動性，EOG預計這種波動性將在未來繼續下去。 因此，可能會不時對現有儲量估計進行重大修訂（向上或向下）。 有關討論，見項目1A，風險因素，和“合併財務報表的補充信息。“
石油和天然氣勘探開發成本
EOG按成功努力會計法核算其原油及天然氣勘探及生產活動。
開發已探明儲量的成本，包括用於生產原油及天然氣的所有開發井及相關設備的成本，均予以資本化。
石油及天然氣勘探成本（鑽探探井成本除外）於產生時支銷。 鑽探勘探井的成本在確定EOG是否已發現商業數量的已探明儲量之前予以資本化。 如果沒有發現商業數量的探明儲量，則將鑽探費用記作支出。 在某些情況下，可能無法確定鑽探完成時是否已發現商業數量的探明儲量。 倘估計儲量足以證明其完成為生產井，且在評估儲量及項目的經濟及營運可行性方面取得足夠進展，則該等勘探井鑽探成本可繼續予以資本化。 充分進展的概念取決於重大判斷，可能需要進一步的運營行動或需要政府機構或石油和天然氣運營合作伙伴的額外批准，其中包括其他因素，其時間可能會延遲管理層的決定。 見綜合財務報表附註16。
石油和天然氣資產的折舊、損耗和攤銷
估計探明石油和天然氣儲量的數量是EOG計算折舊、損耗和攤銷費用的重要組成部分，對此類估計的修訂可能會改變未來費用的比率。在所有其他因素不變的情況下，如果準備金向上或向下修正，則收益將分別增加或減少。
已探明油氣資產成本的折舊、耗減及攤銷採用產量法計算。 用於計算租賃收購成本及收購探明物業成本之折舊、耗減及攤銷之儲備基準為探明已開發儲備及探明未開發儲備之總和。 就租賃及油井設備成本（包括開發成本及成功勘探鑽井成本）而言，儲量基礎僅包括已探明已開發儲量。
減值
石油及天然氣租賃收購成本於產生時資本化。 收購成本不重大的未經證實的物業將被合併，而估計為非生產性的部分將在剩餘租賃期內攤銷。 具有個別重大收購成本的未經證實物業會個別進行減值檢討。 倘未探明資產被釐定為具生產力，則適當的相關成本會轉撥至已探明油氣資產。 租賃租金於產生時支銷。
當情況顯示已探明的油氣資產可能受損時，EOG將集團折舊、損耗和攤銷水平的預期未貼現未來現金流量與集團的未攤銷資本化成本進行比較。如果EOG基於EOG對未來原油和天然氣價格、運營成本、開發支出、已探明儲量的預期產量和其他相關數據的估計(和假設)，預期未貼現未來現金流量低於未攤銷資本化成本，則資本化成本降至公允價值。公允價值一般採用ASC公允價值計量專題中所述的收益方法計算。EOG使用第三方買家接受的報價作為確定公允價值的基礎。對未貼現的未來現金流的估計需要做出重大判斷，而編制此類估計時使用的假設本質上是不確定的。此外，這樣的假設和估計在未來可能會合理地發生變化。
原油、天然氣和天然氣價格在過去表現出顯著的波動，EOG預計這種波動將在未來繼續。 截至2021年12月31日止五年，WTI原油現貨價格由約每桶（36. 98美元）波動至每桶85. 64美元，Henry Hub天然氣現貨價格由約1. 33美元/MMBtu至23. 86美元/MMBtu。 天然氣液化石油的市場價格受提取成分（其中包括乙烷、丙烷、丁烷及天然汽油）以及各成分各自的市場價格影響。
EOG使用WTI原油和Henry Hub天然氣的五年期NYMEX期貨條帶和NGL組件的五年期石油價格信息服務期貨條帶(在適用的資產負債表日期)作為估計未來原油、NGL和天然氣價格的基礎。EOG對已探明儲量的估計，包括未來產量的時間，也會受到重大假設和判斷的影響，隨着更多信息的獲得，這些估計也會經常被修訂(向上和向下)。未來，如果原油價格、NGL價格、天然氣價格或估計已探明儲量的任何組合與EOG目前的估計出現負向背離，可能需要減值費用。
有關石油和天然氣資產及其他資產減值的進一步披露，請參閲合併財務報表附註13和14。
所得税
所得税採用資產及負債法入賬。 根據此方法，遞延税項資產及負債乃根據資產及負債之財務報表賬面值與其各自課税基準之間之差額所產生之預期未來税務後果確認。 EOG評估遞延税項資產的可變現性，並確認估值撥備（如適用）。 估計未來應課税收入所用之重大假設包括未來原油、天然氣及天然氣價格及資本再投資水平。 該等假設的變動或税務法律及法規的變動可能對估值撥備的確認金額產生重大影響。 見綜合財務報表附註6。
有關前瞻性陳述的信息
本年度報告表格10—K包括1933年《證券法》第27A條（經修訂）和1934年《證券交易法》第21E條（經修訂）含義內的前瞻性陳述。 除歷史事實陳述外的所有陳述，包括，除其他外，EOG未來財務狀況、運營、績效、業務戰略、目標、回報和回報率、預算、儲備、生產水平、資本支出、成本和資產銷售等方面的陳述和預測，關於未來商品價格的聲明以及關於EOG管理層未來運營的計劃和目標的聲明均為前瞻性聲明。 EOG通常使用諸如“預期”、“預期”、“估計”、“項目”、“戰略”、“意圖”、“計劃”、“目標”、“目標”、“野心”、“倡議”、“目標”、“可能”、“將”、“專注於”、“應該”和“相信”等詞語或其他變體或類似術語的否定詞來識別其前瞻性陳述。 特別是，關於EOG未來經營成果和回報或EOG更換或增加儲量、增加產量、產生回報和回報率、更換或增加鑽探位置、減少或以其他方式控制經營成本和資本支出、產生現金流、償還或再融資債務、實現、達到或以其他方式滿足倡議、計劃、目標、有關排放、其他環境事項、安全事項或其他ESG（環境/社會/治理）事項的抱負或目標，或薪酬和/或增加股息均為前瞻性聲明。 前瞻性陳述並不是對業績的保證。 雖然EOG認為其前瞻性陳述中反映的預期是合理的，並基於合理的假設，但不能保證這些假設是準確的，或任何這些預期將實現（全部或全部）或將被證明是正確的。 此外，EOG的前瞻性陳述可能受到EOG控制範圍以外的已知、未知或當前不可預見的風險、事件或情況的影響。 可能導致EOG實際結果與EOG前瞻性陳述中反映的預期有重大差異的重要因素包括：
•原油和凝析油、天然氣液體、天然氣和相關商品的價格、供應和需求變化的時間、程度和持續時間；
•EOG在獲得或發現額外儲量的努力中取得成功的程度；
•EOG在以下方面取得成功的程度：（i）經濟地開發其面積，（ii）生產儲量並實現預期產量水平和收益率，（iii）降低或以其他方式控制其鑽探、完井、運營和資本成本，以及（iv）最大限度地提高儲量回收率，其現有和未來的原油和天然氣勘探和開發項目以及相關潛在和現有鑽探地點；
•EOG在多大程度上成功地將其原油和凝析油、NGL和天然氣的生產推向市場；
•安全威脅，包括網絡安全威脅以及因我們的信息技術系統遭到破壞、我們的設施和其他基礎設施遭到破壞或與我們進行業務往來的第三方的信息技術系統、設施和基礎設施遭到破壞而對我們的業務和運營造成的中斷；
•適當的收集、加工、壓縮、儲存、運輸、精煉和出口設施的可用性、鄰近性和容量以及相關成本；
•頒發或執行採礦許可證和租約以及政府和其他許可證和通行權的可獲得性、成本、條款和時間，以及EOG保留採礦許可證和租約的能力；
•政府政策、法律和條例，包括與氣候變化有關的條例、政策和舉措的影響和變化（例如，關於空氣排放）；税法和法規（包括但不限於碳税立法）；與採出水、鑽井液和其他廢物處置有關的環境、健康和安全法律法規，水力壓裂和水的獲取和使用；影響石油和天然氣鑽探面積租賃和許可以及石油和天然氣生產使用費支付計算的法律和法規；法律法規規定了額外的許可和披露要求，關於鑽井和完井作業以及原油和天然氣運輸的額外操作限制和條件或限制；有關衍生產品和套期保值活動的法律法規；有關原油、天然氣及相關商品進出口的法律法規；
•與氣候變化有關的政策和倡議在公司和/或投資者羣體一級的影響，以及與氣候變化有關的其他潛在發展，（但不限於）消費者和工業/商業行為、偏好和態度的變化，有關能源的產生和消費；競爭性能源的可用性增加，消費者和工業/商業需求增加（包括替代能源）；能源的產生、傳輸、儲存和消費方面的技術進步；替代燃料的要求；節能措施；與原油、天然氣液化石油和天然氣勘探和生產有關的服務和設施的需求和可用性下降；以及對石油和天然氣行業的負面看法，反過來，與原油勘探和生產有關的聲譽風險，NGL和天然氣；
•EOG將所收購的原油和天然氣資產有效地整合到其運營中，充分識別與這些資產有關的現有和潛在問題，並準確估計與這些資產有關的儲量、生產和鑽探、完工和運營成本的能力；
•EOG的第三方運營的原油和天然氣資產在多大程度上成功、經濟且符合適用的法律和法規；
•石油和天然氣勘探和生產行業在獲得許可證、租賃和財產方面的競爭；
•石油和天然氣勘探和生產行業僱員和其他人員、設施、設備、材料（如水和管道）和服務的可用性和成本以及競爭；
•儲量估計的準確性，其性質涉及行使專業判斷，因此可能不準確；
•天氣，包括其對原油和天然氣需求的影響，以及鑽井以及（由EOG或第三方）生產、集氣、加工、精煉、壓縮、儲存、運輸和出口設施的安裝和操作中與天氣相關的延誤；
•EOG的客户和其他合同交易對手履行其對EOG的義務的能力，以及與此相關的進入信貸和資本市場以獲得履行其對EOG的義務所需的融資的能力；
•EOG有能力進入商業票據市場和其他信貸和資本市場，以其認為可以接受的條件獲得融資，並以其他方式滿足其資本支出要求；
•EOG在多大程度上成功完成了計劃資產處置；
•EOG從事的任何套期保值活動的範圍和效果；
•外幣匯率、利率、通貨膨脹率、全球和國內金融市場狀況以及全球和國內總體經濟狀況變化的時間和程度；
•流行病、大流行病或其他公共衞生問題（包括COVID—19大流行）的持續時間以及經濟和財政影響；
•全球的地緣政治因素、政治狀況和事態發展（如徵收關税或貿易或其他經濟制裁、政治不穩定和武裝衝突），包括EOG開展業務的地區；
•EOG產生的未投保損失和負債或超出其保險覆蓋範圍的損失和負債的程度；
•戰爭和恐怖主義行為及對這些行為的反應；
•本10-K表格年度報告的風險因素第1A項下所述的其他因素，以及EOG隨後的10-Q表格季度報告或當前表格8-K報告中所列這些因素的任何更新。
鑑於這些風險、不確定性和假設，EOG的前瞻性陳述所預期的事件可能不會發生，並且，如果發生任何此類事件，我們可能沒有預料到它們發生的時間或它們對我們實際結果的影響的持續時間或程度。 因此，您不應過分依賴EOG的任何前瞻性陳述。EOG的前瞻性陳述僅在作出之日發表，除適用法律要求外，EOG不承擔更新或修訂其前瞻性陳述的義務，無論是由於新信息、後續事件、預期或意外情況或其他原因。
項目7A.關於市場風險的定量和定性披露
本項目所要求的信息通過引用方式併入本報告第7項，特別是"管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析—資本資源和流動性"中的"商品衍生交易"、"融資"、"外匯匯率風險"和"展望"標題下的信息。”
項目8.財務報表和補充數據
本項目所需的資料載於本報告F-1頁的“財務報表索引”中，並以引用方式併入本報告。
項目9.和中的更改 與會計人員在會計和財務披露問題上的分歧
沒有。
項目9A.控制和程序
披露控制和程序。EOG的管理層，在EOG的主要執行官和首席財務官的參與下，評估了EOG的披露控制和程序的有效性（根據1934年證券交易法頒佈的規則13a—15（e）和15d—15（e）中的定義，經修訂（交易法）），截至2021年12月31日。 EOG的披露控制和程序旨在提供合理的保證，確保EOG根據《交易法》文件或提交的報告中要求披露的信息得到累積，並酌情傳達給EOG的管理層，以便及時就所需披露作出決定，並進行記錄、處理，在美國證券交易委員會的規則和表格規定的時間內進行彙總和報告。 根據該評估，EOG的首席執行官和首席財務官得出結論，EOG的披露控制和程序已於2021年12月31日生效。
管理層財務報告內部控制年度報告。EOG的管理層負責建立和維持對財務報告的適當內部控制（如根據《外匯法》頒佈的第13a—15（f）條和第15d—15（f）條所界定）。 即使是一個有效的財務報告內部控制制度，無論設計得多麼好，也有固有的侷限性，包括可能出現人為錯誤、規避控制或凌駕控制，因此，只能為可靠的財務報告提供合理的保證。 此外，未來財務報告內部控制制度的效力可能隨着情況的變化而變化。
EOG管理層已評估EOG截至2021年12月31日財務報告內部監控的有效性。 在進行評估時，它採用了特雷德韋委員會贊助組織委員會（COSO）提出的標準， 內部控制—綜合框架（2013年）。 基於此評估及該等標準，EOG管理層相信EOG對財務報告的內部監控於二零二一年十二月三十一日有效。 另見本報告第F—2頁"管理層對財務報告的責任"，該報告以引用方式併入本文。
EOG獨立註冊會計師事務所關於合併財務報表和財務報告內部控制有效性的報告載於本報告F-3頁。
截至2021年12月31日止季度，EOG對財務報告的內部控制沒有發生重大影響或合理可能對EOG對財務報告的內部控制產生重大影響的變化。
項目9B。其他信息
沒有。
項目9C。關於妨礙檢查的外國司法管轄區的披露
沒有。
第三部分
項目10. 董事、高管與公司治理
本項目所要求的資料以引用方式納入（i）EOG關於其2022年股東周年大會的授權委託聲明，將不遲於2022年4月30日提交；（ii）本報告第1項，特別是其中標題“關於我們的行政人員的資料”所載的資料。”
根據紐約證券交易所第303A.10條及根據一九三四年證券交易法頒佈的S-K規例第406項(經修訂)，EOG已通過適用於EOG所有董事、高級職員及僱員(包括EOG主要行政人員、主要財務人員及主要會計人員)的商業行為及道德守則(“操守準則”)。EOG還通過了《高級財務官道德守則》(簡稱《道德守則》)，與EOG的《行為準則》一起，適用於EOG的主要執行人員、首席財務官、主要會計人員和控制人。
您可以在EOG網站www.eogresource ces.com的“投資者”下的“治理”頁面訪問行為準則和道德準則，任何提出要求的EOG股東都可以通過向EOG的公司祕書提交書面請求來獲得行為準則和道德準則的印刷副本。
EOG擬在修訂或豁免後四個工作日內，在其網站www.eogresource ces.com上披露對《行為準則》或《道德準則》的任何修訂，以及授予EOG的主要高管、主要財務官、主要會計官、我們的任何控制人或執行類似職能的任何其他員工的任何關於行為準則或道德準則的豁免。在這種情況下，有關修訂或豁免的披露將在首次披露後至少12個月內保留在EOG的網站上。對於EOG的《行為準則》或《道德準則》，沒有任何豁免。
項目11.高管薪酬
本項目所要求的信息通過引用納入EOG關於其2022年股東年會的授權委託書，該聲明將於2022年4月30日之前提交。 薪酬和人力資源委員會報告和通過引用納入本文的相關信息不應被視為"徵集材料"或"提交"給美國證券交易委員會，也不應將此類信息以引用的方式納入根據1933年證券法（經修訂）或1934年證券交易法（經修訂）的任何未來提交文件中，但EOG將該等資料以引用的方式納入該等檔案的範圍除外。
項目12.某些實益擁有人的擔保所有權以及管理層和相關股東的事項
本項目所要求的有關某些實益擁有人和管理層的證券所有權的信息通過引用納入EOG關於其2022年股東年會的授權委託聲明，該聲明不遲於2022年4月30日提交。
股權薪酬計劃信息
股票計劃由EOG股東批准。 EOG的股東批准了EOG資源公司。2021年4月2021年度股東大會上通過的《2021年綜合股權補償計劃》（2021年計劃）。 自二零二一年計劃生效日期二零二一年四月二十九日起及之後，經修訂及重列EOG Resources，Inc. 2008年綜合股權補償計劃（修訂和重述2008年計劃）。
2021年計劃規定授出股票期權、SAR、限制性股票和限制性股票單位以及其他基於股票的獎勵，總計最多為2000萬股EOG普通股，加上根據2021年4月29日修訂和重列的2008年計劃，隨後被取消或沒收的任何股份，到期或以其他方式不發行或以現金結算。 根據2021年計劃，可向EOG董事會（Board）僱員及非僱員成員提供補助金。
EOG的股東批准了EOG資源公司。2008年5月在2008年股東年會上通過了2008年綜合股權補償計劃（2008年計劃）。 2008年計劃規定向僱員和EOG董事會非僱員成員授予股票期權、股票優先權、限制性股票、限制性股票單位、業績單位和其他股票獎勵。 在2010年4月舉行的2010年股東年會上，EOG的股東批准了對2008年計劃的修正案，授權根據該計劃額外授予1380萬股EOG普通股。 在2013年5月舉行的2013年股東年會上，EOG的股東批准了修訂和重申的2008年計劃，授權根據該計劃授予額外的3100萬股EOG普通股，並將該計劃的到期日延長至2023年5月。
同樣在2010年年會上，對EOG資源公司的修正案。僱員購股計劃（ESPP）獲批准增加可供授股份2，000，000股，並將ESPP的年期延長至2019年12月31日，除非其條款或EOG提前終止。 ESPP最初於2001年由EOG股東批准，並於2011年7月1日到期。 於二零一八年四月舉行的二零一八年股東周年大會上，股東批准了一項修訂及重列特別計劃，以（其中包括）增加可供授出股份數目2，500，000股，並進一步延長特別計劃的年期至二零二七年十二月三十一日，除非其條款或EOG提前終止。
EOG股東未批准的股票計劃。2008年12月，董事會批准修訂並延續1996年延期計劃，稱為“EOG Resources，Inc. 409A延期補償計劃（延期計劃）。 根據遞延計劃（經其後修訂），支付最多達50%基本薪金及100%年度現金花紅、董事袍金、審核根據二零零八年計劃及二零二一年計劃授予非僱員董事的受限制股票單位（及其計入股息）以及401（k）退款（定義見遞延計劃）可遞延至虛擬股票賬户。 在虛擬股票賬户中，遞延股票被視為以遞延日期的收盤股票價格購買EOG普通股股票。 股息按季度入賬，並視為再投資於EOG普通股。 虛擬股票賬户的支付是根據延期計劃和個人的延期選擇以EOG普通股的實際份額支付的。 共有540，000股EOG普通股已獲董事會授權，並根據延期計劃登記發行。 截至二零二一年十二月三十一日，已發行401，535股虛擬股份。 延期計劃是EOG目前唯一尚未獲得EOG股東批准的庫存計劃。
下表載列截至2021年12月31日的EOG股權補償計劃的數據，按EOG股東批准的各項計劃及未經EOG股東批准的計劃彙總。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
計劃類別 | | (a)
擬發行的證券數量
在行使以下權力時發出
未完成的選項，
認股權證和權利 | | (b) 加權平均 行使價格： 未完成的選項， 認股權證和權利(1) | | (c)
證券數量
保持可用
未來在以下條件下發行
股權補償
計劃(不包括證券
反映在(A)欄) | |
| | | | | | | |
| EOG股東批准的股權薪酬計劃 | | 11,524,127 | | (2) | $ | 84.37 | | | 19,079,181 | | (3) |
| 未獲EOG股東批准的股權薪酬計劃 | | 300,920 | | (4) | 不適用 | | 138,465 | | (5) |
| 總計 | | 11,825,047 | | | $ | 84.37 | | | 19,217,646 | | |
(1)加權平均行權價完全根據已發行購股權及特別行政區授出的行使價計算，並不反映(I)將於歸屬受限制股票單位的未行使授出或歸屬業績單位及具業績條件的受限制股票單位(統稱為履約單位)時將發行的股份，或(Ii)將就已發行及尚未發行的遞延計劃影子股份而發行的股份，全部均無行權價。
(2)金額包括(I)9,968,540股已發行購股權及特別提款權，(Ii)876,476股已發行的限制性股票單位，將於授予該等股份時按一對一的基準發行EOG普通股，及(Iii)679,111股尚未發行的業績單位，並就本表而言假設(A)於該等授出的每一剩餘業績期間結束時採用100%的履約倍數，及(B)相應地於該等授出後一對一地發行合共679,111股EOG普通股。正如綜合財務報表附註7所述，於該等贈款的每一剩餘履約期結束時應用相關履約倍數，(A)最少可發行0股至最多1,358,222股履約單位，及(B)相應地，於授予該等贈款時可發行最少0股至最多1,358,222股EOG普通股。
(3)包括(I)根據2021年計劃剩餘可供發行的17,500,011股及(Ii)根據ESPP剩餘可供購買的1,579,170股。如上所述，自2021年4月29日《計劃》生效之日起及之後，經修訂和重新修訂的《2008年計劃》沒有(或將不會)再提供任何贈款。
(4)由將根據延期計劃和參與者延期選舉發行的EOG普通股組成(即，關於截至2021年12月31日根據延期計劃發行和發行的300,920股影子股票)。
(5)代表根據延期計劃仍可供發行的虛擬股票。
項目13.某些關係和相關交易，以及董事的獨立性
本項目要求的信息以引用的方式納入EOG關於其2022年股東年會的最終委託書，該説明書將不遲於2022年4月30日提交。
項目14.首席會計費及服務
本項目要求的信息以引用的方式納入EOG關於其2022年股東年會的最終委託書，該説明書將不遲於2022年4月30日提交。
第四部分
項目15. 展示、財務報表明細表
（a）（1）及（a）（2）財務報表及財務報表附表
見F-1頁的“財務報表索引”。
（a）（3）、（b） 陳列品
見E-1至E-6頁的展品清單。
第16項。表格10-K摘要
沒有。
EOG Resources，Inc.
財務報表索引
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| | 頁面 |
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| 合併財務報表： | |
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| 管理層對財務報告的責任 | F-2 |
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獨立註冊會計師事務所報告(PCAOB ID號34) | F-3 |
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| 截至2021年12月31日止期間三年各年的綜合收益（虧損）及綜合收益（虧損）表 | F-5 |
| | |
| 綜合資產負債表—2021年和2020年12月31日 | F-6 |
| | |
| 截至2021年12月31日止期間三年各年的合併股東權益表 | F-7 |
| | |
| 截至2021年12月31日止期間三年各年的合併現金流量表 | F-8 |
| | |
| 合併財務報表附註 | F-9 |
| | |
| 合併財務報表補充資料 | F-39 |
管理層對財務報告的責任
以下EOG Resources，Inc.及其子公司(統稱為EOG)的綜合財務報表是由管理層編制的，管理層負責此類財務報表的完整性、客觀性和公允列報。這些報表是按照美利堅合眾國公認的會計原則編制的，因此包括一些基於管理層最佳估計和判斷的金額。
EOG的管理層還負責建立和保持對財務報告的充分內部控制，以及設計和實施防止和發現舞弊的程序和控制。EOG的內部控制系統旨在根據美國公認的會計原則，為財務報告的可靠性和為外部目的編制財務報表提供合理保證。該系統包括1)實體級別的控制，包括與商業事務道德行為有關的書面政策和指導方針；2)一般計算機控制；3)對發起、授權、記錄、處理和報告交易的過程控制。即使是有效的內部控制系統，無論設計得多麼好，內部控制都有固有的侷限性，包括可能出現人為錯誤、規避控制或凌駕於控制之上，因此只能就可靠的財務報告提供合理的保證。此外，未來期間財務報告的內部控制制度的有效性可能會隨着情況的變化而變化。
EOG的財務控制是否足夠，以及EOG在財務報告中採用的會計原則是否充分，均受董事會審計委員會的全面監督。該委員會的成員均不是EOG的高級人員或僱員。此外，EOG的獨立註冊會計師事務所和內部審計師可以完全、自由、單獨和直接接觸審計委員會，並定期與該委員會舉行會議，討論會計、審計和財務報告事宜。
EOG管理層已評估EOG截至2021年12月31日財務報告內部監控的有效性。 在進行這項評估時，EOG使用了特雷德韋委員會贊助組織委員會（COSO）所規定的標準， 內部控制--綜合框架(2013). 這些標準涵蓋控制環境、風險評估過程、控制活動、信息和通信系統以及監測活動。 根據該評估及該等標準，管理層相信，截至二零二一年十二月三十一日，EOG對財務報告維持有效的內部監控。
獨立註冊會計師事務所德勤受聘審計EOG的綜合財務報表，審計EOG對財務報告的內部控制，併發布有關報告。在審計進行過程中，德勤獲得不受限制地查閲所有財務記錄和相關數據，包括股東、董事會和董事會委員會的所有會議紀要。管理層認為，審計期間向德勤提出的所有陳述均有效和適當。他們的審計是根據美國上市公司會計監督委員會的標準進行的。他們的報告出現在F-3頁。
| | | | | | | | |
| 以斯拉·Y·雅科布 | | 蒂莫西·K漂流者 |
| 首席執行官 | | 常務副總裁兼首席執行官 |
| | 財務總監 |
| | | |
| 休斯敦，得克薩斯州 | | |
| 2022年2月24日 | | |
獨立註冊會計師事務所報告
致本公司股東及董事會
EOG資源公司
休斯敦，得克薩斯州
關於財務報表與財務報告內部控制的幾點看法
我們已審核隨附EOG Resources，Inc.的綜合資產負債表。本公司於二零二一年及二零二零年十二月三十一日止三個年度各年的相關合並收益（虧損）及全面收益（虧損）表、股東權益表及現金流量表以及相關附註（統稱“財務報表”）。我們還根據《財務報告準則》中確立的標準，審計了截至2021年12月31日的公司財務報告內部控制， 內部控制--綜合框架(2013)由特雷德韋委員會(COSO)贊助組織委員會發布。
我們認為，上述財務報表在所有重大方面均公允列報了貴公司於二零二一年及二零二零年十二月三十一日的財務狀況，以及截至二零二一年十二月三十一日止三個年度各年的經營成果及現金流量，符合美利堅合眾國公認會計原則。此外，我們認為，截至2021年12月31日，貴公司根據《財務報告準則》確立的標準，在所有重大方面維持了對財務報告的有效內部控制。 內部控制--綜合框架(2013)由COSO發佈。
意見基礎
公司管理層負責這些財務報表，對財務報告保持有效的內部控制，並對財務報告內部控制的有效性進行評估，包括在隨附的 管理層財務報告內部控制年度報告. 我們的責任是對這些財務報表發表意見，並根據我們的審計對公司財務報告的內部控制發表意見。我們是一家在上市公司會計監督委員會（美國）（PCAOB）註冊的公共會計師事務所，根據美國聯邦證券法以及美國證券交易委員會（SEC）和PCAOB的適用規則和法規，我們必須對公司保持獨立性。
我們是按照PCAOB的標準進行審計的。這些準則要求我們計劃和執行審計，以獲得合理保證，以確定財務報表是否沒有重大錯報，無論是由於錯誤還是欺詐，以及是否在所有重大方面保持了對財務報告的有效內部控制。
我們對財務報表的審計包括執行評估財務報表重大錯報風險的程序，無論是由於錯誤還是欺詐，以及執行應對這些風險的程序。這些程序包括在測試的基礎上審查與財務報表中的數額和披露有關的證據。我們的審計還包括評價管理層使用的會計原則和作出的重大估計，以及評價財務報表的整體列報。我們對財務報告的內部控制的審計包括瞭解財務報告的內部控制，評估存在重大弱點的風險，以及根據評估的風險測試和評估內部控制的設計和運作有效性。我們的審計還包括執行我們認為在這種情況下必要的其他程序。我們相信，我們的審計為我們的意見提供了合理的基礎。
財務報告內部控制的定義及侷限性
公司對財務報告的內部控制是一個程序，旨在根據公認的會計原則，為財務報告的可靠性和為外部目的編制財務報表提供合理保證。公司對財務報告的內部控制包括下列政策和程序：(1)關於保存合理詳細、準確和公平地反映公司資產的交易和處置的記錄；(2)提供合理的保證，即交易被記錄為必要的，以便按照公認的會計原則編制財務報表，公司的收入和支出僅根據公司管理層和董事的授權進行；(三)提供合理保證，防止或及時發現可能對財務報表產生重大影響的未經授權收購、使用或處置公司資產。
由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有可能因條件的變化而出現控制不足的風險，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。
關鍵審計事項
下文所述的關鍵審計事項是指在對財務報表進行當期審計時產生的事項，該事項已傳達或要求傳達給審計委員會，並且(1)涉及對財務報表具有重大意義的賬目或披露，(2)涉及我們特別具有挑戰性的、主觀的或複雜的判斷。關鍵審計事項的傳達不會以任何方式改變我們對財務報表的整體意見，我們也不會通過傳達下面的關鍵審計事項，就關鍵審計事項或與之相關的賬目或披露提供單獨的意見。
已證實的石油和天然氣性質和消耗—原油和凝析油、天然氣儲量—參見財務報表附註1
關鍵審計事項説明
本公司已探明石油和天然氣資產的資本化成本使用基於估計探明儲量的生產單位法耗盡。公司估計探明原油、天然氣液化石油和天然氣儲量的開發需要管理層作出重大估計和假設。該公司的儲備工程師使用這些估計和假設以及工程數據來估計原油、天然氣和天然氣的數量。這些假設的變化可能會對公司的估計儲量和消耗量產生重大影響。截至2021年12月31日，經證實的石油及天然氣資產為230億美元，扣除累計損耗後，截至該日止年度的損耗為35億美元。
鑑於管理層作出的重大判斷，執行審計程序以評估本公司估計的探明原油、天然氣液化液和天然氣儲量，需要審計師高度的判斷和更大程度的努力。
如何在審計中處理關鍵審計事項
我們就管理層有關原油、天然氣液化石油及天然氣儲量的重大估計及假設的審計程序包括（其中包括）：
•我們測試了公司對探明原油、天然氣液化石油和天然氣儲量的估計控制的操作有效性。
•我們通過以下方式評估了公司估計的探明原油、天然氣液化石油和天然氣儲量：
◦評估公司儲備工程師和獨立石油顧問的經驗、資格和客觀性，包括用於估計已探明原油、天然氣和天然氣儲量的方法。
◦將公司的儲量與獨立石油顧問獨立開發的儲量進行比較。
◦將公司的儲量、預計未來產量與歷史產量進行比較。
◦通過與歷史遞減曲線估計值的比較，評價產量遞減曲線的合理性。
/s/ 德勤律師事務所
休斯敦，得克薩斯州
2022年2月24日
自2002年以來，我們一直擔任該公司的審計師。
EOG Resources，Inc.
合併損益表(虧損)和綜合收益表(虧損)
(單位：百萬，不包括每股數據)
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| 截至十二月三十一日止的年度 | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 營業收入和其他 | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 11,125 | | | $ | 5,786 | | | $ | 9,613 | |
| 天然氣液體 | 1,812 | | | 668 | | | 785 | |
| 天然氣 | 2,444 | | | 837 | | | 1,184 | |
| 按市價計值商品衍生品合約的收益（虧損） | (1,152) | | | 1,145 | | | 180 | |
| 採集、加工和銷售 | 4,288 | | | 2,583 | | | 5,360 | |
| 資產處置損益，淨額 | 17 | | | (47) | | | 124 | |
| 其他，淨額 | 108 | | | 60 | | | 134 | |
| 總計 | 18,642 | | | 11,032 | | | 17,380 | |
| 運營費用 | | | | | |
| 租賃和水井 | 1,135 | | | 1,063 | | | 1,367 | |
| 運輸成本 | 863 | | | 735 | | | 758 | |
| 收集和處理成本 | 559 | | | 459 | | | 479 | |
| 勘探成本 | 154 | | | 146 | | | 140 | |
| 乾井成本 | 71 | | | 13 | | | 28 | |
| 減值 | 376 | | | 2,100 | | | 518 | |
| 營銷成本 | 4,173 | | | 2,698 | | | 5,352 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 3,651 | | | 3,400 | | | 3,750 | |
| 一般和行政 | 511 | | | 484 | | | 489 | |
| 所得税以外的其他税種 | 1,047 | | | 478 | | | 800 | |
| 總計 | 12,540 | | | 11,576 | | | 13,681 | |
| 營業收入(虧損) | 6,102 | | | (544) | | | 3,699 | |
| 其他收入，淨額 | 9 | | | 10 | | | 31 | |
| 扣除利息和所得税前收入（虧損） | 6,111 | | | (534) | | | 3,730 | |
| 利息支出 | | | | | |
| 已招致 | 211 | | | 236 | | | 223 | |
| 大寫 | (33) | | | (31) | | | (38) | |
| 淨利息支出 | 178 | | | 205 | | | 185 | |
| 所得税前收入(虧損) | 5,933 | | | (739) | | | 3,545 | |
| 所得税撥備(福利) | 1,269 | | | (134) | | | 810 | |
| 淨收益(虧損) | $ | 4,664 | | | $ | (605) | | | $ | 2,735 | |
| 每股淨收益(虧損) | | | | | |
| 基本信息 | $ | 8.03 | | | $ | (1.04) | | | $ | 4.73 | |
| 稀釋 | $ | 7.99 | | | $ | (1.04) | | | $ | 4.71 | |
| 普通股平均股數 | | | | | |
| 基本信息 | 581 | | | 579 | | | 578 | |
| 稀釋 | 584 | | | 579 | | | 581 | |
| 綜合收益(虧損) | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 4,664 | | | $ | (605) | | | $ | 2,735 | |
| 其他全面損失 | | | | | |
| 外幣折算調整 | (1) | | | (7) | | | (3) | |
| 其他，税後淨額 | 1 | | | — | | | — | |
| 其他全面損失 | — | | | (7) | | | (3) | |
| 綜合收益(虧損) | $ | 4,664 | | | $ | (612) | | | $ | 2,732 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
EOG Resources，Inc.
合併資產負債表
(In百萬，除共享數據外）
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日 | 2021 | | 2020 |
| 資產 |
| 流動資產 | | | |
| 現金和現金等價物 | $ | 5,209 | | | $ | 3,329 | |
| 應收賬款淨額 | 2,335 | | | 1,522 | |
| 盤存 | 584 | | | 629 | |
| 來自價格風險管理活動的資產 | — | | | 65 | |
| 應收所得税 | — | | | 23 | |
| 其他 | 456 | | | 294 | |
| 總計 | 8,584 | | | 5,862 | |
| 物業、廠房及設備 | | | |
| 石油和天然氣屬性(成功努力法) | 67,644 | | | 64,793 | |
| 其他財產、廠房和設備 | 4,753 | | | 4,479 | |
| 財產、廠房和設備合計 | 72,397 | | | 69,272 | |
| 減去：累計折舊、損耗和攤銷 | (43,971) | | | (40,673) | |
| 財產、廠房和設備合計，淨額 | 28,426 | | | 28,599 | |
| 遞延所得税 | 11 | | | 2 | |
| 其他資產 | 1,215 | | | 1,342 | |
| 總資產 | $ | 38,236 | | | $ | 35,805 | |
| 負債和股東權益 |
| 流動負債 | | | |
| 應付帳款 | $ | 2,242 | | | $ | 1,681 | |
| 應計應繳税款 | 518 | | | 206 | |
| 應付股息 | 436 | | | 217 | |
| 價格風險管理活動中的負債 | 269 | | | — | |
| 長期債務的當期部分 | 37 | | | 781 | |
| 經營租賃負債的流動部分 | 240 | | | 295 | |
| 其他 | 300 | | | 280 | |
| 總計 | 4,042 | | | 3,460 | |
| 長期債務 | 5,072 | | | 5,035 | |
| 其他負債 | 2,193 | | | 2,149 | |
| 遞延所得税 | 4,749 | | | 4,859 | |
| 承付款和或有事項(附註8) | | | |
| 股東權益 | | | |
普通股，$0.01標準桿，1,280,000,000授權股份及585,521,512股票和583,694,850分別於二零二一年及二零二零年十二月三十一日發行的股份 | 206 | | | 206 | |
| 額外實收資本 | 6,087 | | | 5,945 | |
| 累計其他綜合損失 | (12) | | | (12) | |
| 留存收益 | 15,919 | | | 14,170 | |
財政部持有的普通股，257,268股票和124,265於二零二一年及二零二零年十二月三十一日的股份 | (20) | | | (7) | |
| 股東權益總額 | 22,180 | | | 20,302 | |
| 總負債和股東權益 | $ | 38,236 | | | $ | 35,805 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
EOG Resources，Inc.
合併股東權益報表
(單位：百萬，不包括每股數據) | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普普通通
庫存 | | 其他內容
已繳入
資本 | | 累計
其他
全面
收入(虧損) | | 保留
收益 | | 普普通通
庫存
持有者
財務處 | | 總計
股東的
權益 |
| 2018年12月31日的餘額 | $ | 206 | | | $ | 5,659 | | | $ | (2) | | | $ | 13,543 | | | $ | (42) | | | $ | 19,364 | |
| 淨收入 | — | | | — | | | — | | | 2,735 | | | — | | | 2,735 | |
根據股票計劃發行的普通股 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
已宣佈普通股股息，$1.0825每股 | — | | | — | | | — | | | (629) | | | — | | | (629) | |
| 其他全面收入 | — | | | — | | | (3) | | | — | | | — | | | (3) | |
庫存股-股票薪酬計劃變動，淨額 | — | | | (11) | | | — | | | — | | | 3 | | | (8) | |
限制性股票和限制性股票單位，淨額 | — | | | (5) | | | — | | | — | | | 5 | | | — | |
| 基於股票的薪酬費用 | — | | | 175 | | | — | | | — | | | — | | | 175 | |
| 作為補償發行的庫存股 | — | | | (1) | | | — | | | — | | | 7 | | | 6 | |
| 2019年12月31日的餘額 | 206 | | | 5,817 | | | (5) | | | 15,649 | | | (27) | | | 21,640 | |
| 淨虧損 | — | | | — | | | — | | | (605) | | | — | | | (605) | |
根據股票計劃發行的普通股 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
已宣佈普通股股息，$1.50每股 | — | | | — | | | — | | | (874) | | | — | | | (874) | |
| 其他全面損失 | — | | | — | | | (7) | | | — | | | — | | | (7) | |
庫存股-股票薪酬計劃變動，淨額 | — | | | (9) | | | — | | | — | | | 9 | | | — | |
限制性股票和限制性股票單位，淨額 | — | | | (9) | | | — | | | — | | | 9 | | | — | |
| 基於股票的薪酬費用 | — | | | 146 | | | — | | | — | | | — | | | 146 | |
| 作為補償發行的庫存股 | — | | | — | | | — | | | — | | | 2 | | | 2 | |
| 2020年12月31日餘額 | 206 | | | 5,945 | | | (12) | | | 14,170 | | | (7) | | | 20,302 | |
| 淨收入 | — | | | — | | | — | | | 4,664 | | | — | | | 4,664 | |
| 根據股票計劃發行的普通股 | — | | | 17 | | | — | | | — | | | — | | | 17 | |
已宣佈普通股股息，$4.9875每股 | — | | | — | | | — | | | (2,915) | | | — | | | (2,915) | |
| 其他全面損失 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
庫存股-股票薪酬計劃變動，淨額 | — | | | (22) | | | — | | | — | | | (18) | | | (40) | |
限制性股票和限制性股票單位，淨額 | — | | | (5) | | | — | | | — | | | 5 | | | — | |
| 基於股票的薪酬費用 | — | | | 152 | | | — | | | — | | | — | | | 152 | |
| 作為補償發行的庫存股 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 2021年12月31日的餘額 | $ | 206 | | | $ | 6,087 | | | $ | (12) | | | $ | 15,919 | | | $ | (20) | | | $ | 22,180 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
EOG Resources，Inc.
合併現金流量表
(單位：百萬)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度 | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 經營活動的現金流 | | | | | |
| 淨收入（虧損）與經營活動提供的現金淨額對賬： | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 4,664 | | | $ | (605) | | | $ | 2,735 | |
| 不需要（提供）現金的項目 | | | | | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 3,651 | | | 3,400 | | | 3,750 | |
| 減值 | 376 | | | 2,100 | | | 518 | |
| 基於股票的薪酬費用 | 152 | | | 146 | | | 175 | |
| 遞延所得税 | (122) | | | (186) | | | 632 | |
| 資產處置（收益）損失，淨額 | (17) | | | 47 | | | (124) | |
| 其他，淨額 | 13 | | | 12 | | | 4 | |
| 乾井成本 | 71 | | | 13 | | | 28 | |
| 按市值計價的商品衍生合約 | | | | | |
| （收益）損失共計 | 1,152 | | | (1,145) | | | (180) | |
商品衍生合約結算（支付）所得現金淨額 | (638) | | | 1,071 | | | 231 | |
| | | | | |
| 其他，淨額 | 7 | | | 1 | | | 1 | |
| 週轉資金及其他資產和負債構成的變化 | | | | | |
| 應收帳款 | (821) | | | 467 | | | (92) | |
| 盤存 | (13) | | | 123 | | | 90 | |
| 應付帳款 | 456 | | | (795) | | | 169 | |
| 應計應繳税款 | 312 | | | (49) | | | 40 | |
| 其他資產 | (136) | | | 325 | | | 358 | |
| 其他負債 | (116) | | | 8 | | | (57) | |
| 與投資活動有關的營運資金組成部分的變化 | (200) | | | 75 | | | (115) | |
| 經營活動提供的淨現金 | 8,791 | | | 5,008 | | | 8,163 | |
| 投資現金流 | | | | | |
| 對石油和天然氣性質的補充 | (3,638) | | | (3,244) | | | (6,152) | |
| 其他物業、廠房和設備的附加費 | (212) | | | (221) | | | (270) | |
| 出售資產所得收益 | 231 | | | 192 | | | 140 | |
| 其他投資活動 | — | | | — | | | (10) | |
| 與投資活動有關的營運資金組成部分的變化 | 200 | | | (75) | | | 115 | |
| 用於投資活動的現金淨額 | (3,419) | | | (3,348) | | | (6,177) | |
| 融資現金流 | | | | | |
| 長期債務借款 | — | | | 1,484 | | | — | |
| 長期償債 | (750) | | | (1,000) | | | (900) | |
| 已支付的股息 | (2,684) | | | (821) | | | (588) | |
| 購買的庫存股 | (41) | | | (16) | | | (25) | |
| 股票期權行權收益及員工購股計劃 | 19 | | | 16 | | | 18 | |
| 發債成本 | — | | | (3) | | | (5) | |
| 融資租賃債務的償還 | (37) | | | (19) | | | (13) | |
| 用於融資活動的現金淨額 | (3,493) | | | (359) | | | (1,513) | |
| 匯率變動對現金的影響 | 1 | | | — | | | (1) | |
| 現金及現金等價物增加 | 1,880 | | | 1,301 | | | 472 | |
| 年初現金及現金等價物 | 3,329 | | | 2,028 | | | 1,556 | |
| 年終現金和現金等價物 | $ | 5,209 | | | $ | 3,329 | | | $ | 2,028 | |
附註是這些合併財務報表的組成部分。
EOG Resources，Inc.
合併財務報表附註
1. 重要會計政策摘要
業務性質。EOG Resources，Inc.是一家成立於1985年的特拉華州公司，與其子公司(統稱為EOG)一起勘探、開發、生產和銷售原油、天然氣液體(NGL)和天然氣，主要在美利堅合眾國(美國或美國)、特立尼達和多巴哥共和國(特立尼達)的主要產油盆地。EOG正在準備在澳大利亞近海鑽探，並評估這些地區和其他選定國際地區的更多勘探、開發和開採機會。此外，EOG正在退出阿曼蘇丹國(阿曼)的第36號區塊和49號區塊，並正在加拿大執行一項廢棄和開墾計劃。2021年第二季度，EOG出售了在中國四川盆地(中國)的業務。
整合的原則。EOG的合併財務報表包括所有境內和境外子公司的賬户。對EOG能夠施加重大影響的未合併關聯企業的投資採用權益法核算。*所有公司間賬户和交易均已註銷。
按照美國公認會計原則編制財務報表，要求管理層作出估計和假設，這些估計和假設會影響財務報表日所報告的資產和負債金額以及或有資產和負債的披露，以及報告期內所報告的收入和支出金額。 實際結果可能與這些估計不同。
金融工具。EOG的金融工具包括現金及現金等價物、商品衍生合約、應收賬款、應付賬款及流動及長期債務。現金及現金等價物、商品衍生合約、應收賬款及應付賬款的賬面價值接近公允價值(見附註2及12)。
自2020年1月1日起，EOG採用了會計準則更新(ASU)2016-13年度的規定，即“金融工具信用損失計量”(ASU 2016-13)。ASU 2016-13改變了金融資產和某些其他工具的減值模式，要求實體採用前瞻性預期損失模式，從而提前確認信貸損失。EOG選擇採用ASU 2016-13年度，採用修改後的追溯方法，並對截至生效日期的留存收益進行累積影響調整。2020年1月1日之前報告的財務業績保持不變。EOG對其適用的金融資產進行了評估，這些資產主要是向石油和天然氣業務合作伙伴(包括石油和天然氣行業的外國國有實體)出售碳氫化合物和聯合利息賬單的應收賬款。根據其評估和確保收取的各種潛在補救措施，EOG沒有記錄採用時對留存收益的影響，並預計當前和未來的信貸損失不會太大。EOG繼續監測第三方公司的信用風險，以確定預期的信用損失是否可能成為重大損失。
現金和現金等價物。 EOG將所有原到期日為三個月或更短的高流動性短期投資記作現金等價物。
石油和天然氣業務。 EOG根據成功努力會計法核算其原油和天然氣勘探和生產活動。
石油及天然氣租賃收購成本於產生時資本化。收購成本不重大的未經證實的物業將被合併，而估計為非生產性的部分將在剩餘租賃期內攤銷。 具有個別重大收購成本的未經證實物業會個別進行減值檢討。 倘未探明資產被釐定為具生產力，則適當的相關成本會轉撥至已探明油氣資產。 租賃租金於產生時支銷。
石油及天然氣勘探成本（勘探井鑽探成本除外）於產生時支銷。 鑽探勘探井的成本在確定EOG是否已發現商業數量的探明儲量之前予以資本化。 倘未發現具商業價值的探明儲量，則有關鑽探成本列作開支。 在某些情況下，可能無法確定在鑽探完成時是否已發現商業數量的探明儲量。 倘估計儲量足以證明其作為生產井完成，且在評估儲量以及項目的經濟及經營可行性方面取得足夠進展，則該等勘探鑽井成本可繼續資本化（見附註16）。 開發探明儲量的成本，包括生產原油及天然氣所用的所有開發井及相關設備的成本，均予以資本化。
已探明油氣資產成本的折舊、耗減及攤銷採用產量法計算。 用於計算租賃收購成本及收購探明物業成本之折舊、耗減及攤銷之儲備基準為探明已開發儲備及探明未開發儲備之總和。 就租賃及油井設備成本（包括開發成本及成功勘探鑽井成本）而言，儲量基礎僅包括已探明已開發儲量。 估計的未來拆除、恢復和廢棄成本（扣除殘值）也被考慮在內。
石油和天然氣資產根據財務會計準則委員會（FASB）會計準則編纂（ASC）的採掘工業-石油和天然氣專題的規定進行分組。 分組的基礎是對具有共同地質結構特徵或地層條件（如儲層或油田）的屬性進行合理的彙總。
攤銷率每季度更新，以反映：1）資本成本的增加；2）準備金修訂（向上或向下）和增加；3）財產收購和/或財產處置；4）減值。
當情況顯示已探明的油氣資產可能受損時，EOG將集團折舊、損耗和攤銷水平的預期未貼現未來現金流量與集團的未攤銷資本化成本進行比較。如果EOG基於EOG對未來原油、NGL和天然氣價格、運營成本、開發支出、已探明儲量的預期產量和其他相關數據的估計(和假設)，預期未貼現未來現金流量低於未攤銷資本化成本，則資本化成本降至公允價值。公允價值一般採用ASC公允價值計量專題中所述的收益方法計算。EOG利用第三方買家接受的報價作為確定公允價值的基礎。
其他財產、廠房和設備. 其他物業、廠房及設備包括收集及處理資產、壓縮機、建築物及租賃物業改善、電腦硬件及軟件、車輛及傢俱及固定裝置。 其他物業、廠房及設備一般按物業、廠房及設備之估計可使用年期（介乎3年至45年）以直線法折舊。
庫存。庫存主要包括用於勘探、開發和生產原油、天然氣和天然氣儲量的管材、完井作業材料、油井設備和集輸管線。EOG按成本和可變現淨值中較低者計入存貨，並酌情作出調整以確認任何價值減少。
收入確認。EOG在其綜合收益表（虧損）及綜合收益表（虧損）中按商品類別及按定義為經營分部的地理區域呈列分類收益。見附註11。
銷售原油及凝析油、天然氣液化油及天然氣的收入於產品控制權轉移至客户時確認，通常於交付生產及所有權或損失風險轉移至客户時確認。 該等銷售安排以已簽署的合約為憑證，合約的價格通常基於所述市場指數，並就產品質量及地理位置作出若干調整。 由於EOG通常在履行履約責任後不久向客户開具發票，因此不確認合約資產及合約負債。 截至2021年及2020年12月31日，應收客户合約賬款結餘為美元。2,130百萬美元和美元1,337 於綜合資產負債表中的應收賬款淨額內。 客户合約應收款項所產生之虧損並不常見，亦不重大。 某些安排規定在未來年份銷售固定數量的商品，定價機制基於交貨時的未來市場價格。 由於未來已實現交易價格的不確定性，EOG沒有披露這些債務的價值。
原油和凝析油。EOG在井口或更下游的合同指定的交貨點銷售原油和凝析油產品。當控制權根據反映當時市場價格的合同條款轉移給客户時，確認收入。在控制權轉移之前發生的任何成本，如收集和運輸，都被確認為運營費用。
天然氣****OG將其生產的某些天然氣輸送到EOG擁有的加工設施或第三方加工設施，在那裏提取NGL。對於EOG擁有的設施，收入在將NGL轉移到客户時進行處理後確認。對於第三方設施，提取的NGL被出售給後門加工設施的所有者，或者EOG接管並在後門銷售提取的NGL，或者行使其進一步向下游銷售給各種客户的選擇權。根據第三方設施的典型安排，收入在處理後在NGL的控制權移交後確認，要麼在加工廠的後門，要麼在更下游。EOG根據反映現行市場價格的合同條款確認收入，在控制權移交之前的任何成本，如加工、運輸和分餾費用，酌情確認為運輸成本和收集和加工成本。
天然氣。EOG要麼在井口銷售天然氣，要麼在合同指定的交貨點向下遊銷售天然氣。在NGL的開採方面，EOG根據單獨的協議銷售殘留氣。通常情況下，EOG在加工設施的後門擁有天然氣，然後在後門或更下游的地方出售。在每種情況下，當控制權轉移到客户手中時，EOG都會根據反映當時市場價格的合同條款確認收入。
集採、加工、銷售於一體。收集、加工和營銷收入包括第三方原油和凝析油、NGL和天然氣的銷售，以及與收集和加工第三方天然氣相關的費用，以及銷售EOG擁有的砂巖的收入。EOG評估自己是這些交易的委託人還是代理人。由於相關商品的控制權在收集、加工和營銷活動之前移交給EOG，EOG認為自己是這些安排的主體。因此，EOG在毛利的基礎上確認這些交易。第三方商品的購買計入營銷成本，第三方商品的銷售和收取的採集加工費用記為採集、加工和銷售收入。
資本化利息成本。利息成本已作為未探明油氣資產歷史成本的一部分進行資本化。資本化金額是對報告期內發生的利息成本的分配。資本化利息僅在勘探和開發階段計算，一旦開始生產就停止。用於資本化目的的利率基於EOG未償還借款的利率。
風險管理活動的會計核算。 衍生工具在資產負債表上記錄為按公允價值計量的資產或負債，衍生工具公允價值的變動目前在收益中確認，除非符合特定的套期會計準則。 於截至二零二一年十二月三十一日止三年期間，EOG選擇不指定其任何金融商品衍生工具為會計對衝，因此，該等尚未行使衍生工具的公允價值變動於變動期間確認為收益或虧損。 收益或虧損於綜合收益表（虧損）及綜合收益表（虧損）中記錄為按市價計值商品衍生合約收益（虧損）。 已結算合約之相關現金流量影響反映為經營活動之現金流量。 當衍生資產及負債為同一對手方，並受總淨額結算安排規限時，EOG就財務報告目的採用淨額呈列方式。 見附註12。
所得税。所得税採用資產負債法入賬。根據這一方法，遞延税項資產和負債根據資產和負債的財務報表賬面金額與各自的計税基礎之間的差額而產生的預期未來税務後果確認。EOG評估遞延税項資產的變現能力，並視情況確認估值撥備。請參閲註釋6。
自2021年1月1日起，EOG採納了會計準則更新（ASU）“所得税（主題740）簡化所得税會計”（ASU 2019—12）的規定。 ASU 2019—12修訂了所得税會計的某些方面，包括刪除現有美國公認會計準則中與期內税收分配的增量方法有關的特定例外，以及更新計算中期所得税的一般方法，以及其他變化。 ASU 2019—12還要求實體在中期期間（包括頒佈日期）的年度實際税率計算中反映税法或税率已頒佈變動的影響，其中包括其他規定。 ASU 2019—12適用於EOG的影響都需要在前瞻性的基礎上進行。 採納ASU 2019—12對EOG的綜合財務報表或相關披露並無影響。
外幣折算。美元是EOG所有合併子公司的本位幣，但加拿大子公司除外，加拿大子公司的本位幣為加元。對於被視為美元以外的其他本位幣的子公司，資產和負債賬户按年終匯率換算，收入和支出按年內平均匯率換算。換算調整計入綜合資產負債表的累計其他全面虧損。交易或貨幣資產或負債的任何損益以本期淨收益計入本期淨收益。請參閲註釋4。
每股淨收入（虧損）。 每股基本淨收益（虧損）是根據本期發行在外普通股加權平均數計算的。 每股攤薄淨收益（虧損）是根據本期發行在外普通股加權平均數加上所有潛在攤薄證券的假設普通股發行計算的。 見附註9。
基於股票的薪酬。EOG根據授予日的公平價值衡量為換取股權工具獎勵而收到的員工服務的成本。請參閲註釋7。
租約。自2019年1月1日起，EOG通過ASU 2016—02“租賃（主題842）”（ASU 2016—02）的條款。 ASU 2016—02及其他相關ASU要求承租人在合併資產負債表中確認使用權資產及相關租賃負債，即為若干租賃交易支付租賃付款的義務，並披露額外租賃信息。
EOG選擇採納2016—02年度會計單位及其他相關會計單位，採用經修訂追溯法，並對截至生效日期的保留盈利期初結餘作出累積影響調整。 2019年1月1日之前報告的財務業績保持不變。 此外，EOG在ASU 2016—02中選擇了一套實際權宜方案，允許實體在生效日期之前無需重新評估（i）任何到期或現有合同是否為或包含租賃，（ii）任何到期或現有租賃的租賃分類，或（iii）任何現有租賃的初始直接成本，但在釐定現行合約於生效日期之租期時，並無選擇事後之權宜方法。 EOG還選擇了ASU 2018—01“租賃（主題842）—土地地役權過渡到主題842的實際權宜之計”，並沒有評估現有或到期的土地地役權，先前未計入2019年1月1日生效日期之前的租賃。 採納ASU 2016—02及其他相關ASU後對保留盈利並無影響。
在日常業務過程中，EOG簽訂了鑽井、壓裂、壓縮、房地產和其他服務合同，其中包含設備和其他資產，並符合ASU 2016—02項下的租賃定義。 這些合同的租期從一個月到30年不等，其中包括EOG可以合理確定會行使的任何續約合同。
使用權資產及相關負債於綜合資產負債表開始日期根據未來租賃付款確認，並根據合約隱含利率（如可隨時釐定）或EOG與合約租賃期相稱的增量借貸利率貼現。 EOG根據抵押貸款所需的近似利率估計其增量借款利率。 租賃期少於12個月的合同不計入綜合資產負債表，而是披露為短期租賃成本。 EOG已選擇不將非租賃部分與所有租賃分開，惟壓裂服務、房地產及鹽水處置租賃除外，原因為該等合約項下的租賃付款包含重大非租賃部分，如勞工及營運成本。見附註18。
最近發佈的會計準則。2020年3月，FASB發佈ASU 2020—04“參考利率改革（主題848）”（ASU 2020—04），其中為受倫敦銀行同業拆息（LIBOR）及利率改革導致的其他利率預期終止影響的合同的會計處理提供了可選的加速和例外。因取代參考利率而修訂的合約條款毋須根據相關會計準則重新計量或重新評估。允許提前收養。ASU 2020—04涵蓋了參考這些利率並於2022年12月31日或之前訂立的某些合同。EOG已評估ASU 2020—04的規定，並不預期ASU 2020—04的應用會對其合併財務報表和與其美元相關的相關披露產生重大影響。2.0 億元優先無擔保循環信貸協議。
2. 長期債務
於2021年及2020年12月31日的長期債務包括以下各項（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| 2021年到期的100%優先票據 | $ | — | | | $ | 750 | |
| 2.625% 2023年到期的優先票據 | 1,250 | | | 1,250 | |
| 2025年到期的3.15%優先票據 | 500 | | | 500 | |
| 2026年到期的4.15%優先票據 | 750 | | | 750 | |
| 2028年到期的6.65%優先票據 | 140 | | | 140 | |
| 2030年到期的4.375%優先票據 | 750 | | | 750 | |
| 2035年到期的3.90%優先票據 | 500 | | | 500 | |
| 2036年到期的5.10%優先票據 | 250 | | | 250 | |
| 2050年到期的4.950%優先票據 | 750 | | | 750 | |
長期債務 | 4,890 | | | 5,640 | |
| 融資租賃（見附註18） | 250 | | | 212 | |
| 減：長期債務的流動部分 | 37 | | | 781 | |
| 未攤銷債務貼現 | 27 | | | 31 | |
| 發債成本 | 4 | | | 5 | |
| 長期債務總額 | $ | 5,072 | | | $ | 5,035 | |
上表所列優先票據為優先無抵押債務，其付款權與我們所有其他無抵押及非後償債務享有同等地位。 於2021年12月31日，長期債務（不包括融資租賃責任）的總年到期日為 零2022年，1.252023年將達到10億，零2024年，5002025年為100萬美元，7502026年百萬。
於2021年12月31日及2020年，EOG已 不是尚未償還的商業票據借款，且於二零二一年及二零二零年並無動用任何商業票據借款。
於2021年2月1日，EOG於到期日償還美元7502,000,000美元的本金總額4.100%於二零二一年到期的優先票據。
於2020年6月1日，EOG於到期日償還美元5002,000,000美元的本金總額4.40%於二零二零年到期的優先票據。
2020年4月14日，EOG以$的發行結束7502,000,000美元的本金總額4.3752030年到期的優先債券百分比和$7502,000,000美元的本金總額4.950% 2050年到期的優先票據（統稱票據）。 該等債券的利息自2020年10月15日起，每半年於每年4月15日及10月15日支付。 EOG收到淨收益，1.48 本集團於2020年6月1日到期，用於償還2020年到期的4.40%優先票據（見上文），並用於一般企業用途，包括資本開支的資金。
於2020年4月1日，EOG於到期日償還美元5002,000,000美元的本金總額2.45%於二零二零年到期的優先票據。
EOG目前有一個$2.0 與國內外貸款人（銀行）簽訂的10億美元高級無擔保循環信貸協議（協議）。 該協議的預定到期日為 2024年6月27日，幷包括平等機會小組可在若干條款及條件的規限下，最多兩次****，連續一年。 該協議（i）承諾銀行在任何一次未償還本金總額為20億元的墊款，並可選擇讓選舉小組要求增加承擔總額，以不超過$3.0億美元，受若干條款及條件規限，及（ii）包括swingline附屬貸款及信用證附屬貸款。 根據EOG的選擇，本協議項下的預付款將根據LIBOR加上適用的保證金（歐洲美元利率）或基本利率（如本協議中的定義）加上適用的保證金計息。 該協議包含EOG認為投資級高級無抵押商業銀行信貸協議的慣例陳述、保證、契約和違約事件，包括維持總債務與資本化比率（如該協議中的定義）的財務契約， 65%. 於二零二一年十二月三十一日，EOG已遵守該財務契約。 於二零二一年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日， 不是本協議項下未償還的借款或信用證。 如果在2021年12月31日根據協議借入任何金額，歐元匯率和基準匯率（包括適用的差額）將是 1.00%和3.25%。
3. 股東權益
普通股。*2001年9月，EOG董事會(董事會)授權回購總額最高為101000萬股普通股，取代所有先前授權（2001年9月授權）。 EOG最後一次根據2001年9月的授權回購股份是在2003年3月。 截至二零二一年十一月三日， 6,386,200根據2001年9月的授權，股票仍可供購買。 自2021年11月4日起，董事會（i）設立新的股份回購授權，以允許EOG回購最多$5 10億普通股（2021年11月授權）和（ii）撤銷和終止2001年9月授權。 EOG於2021年11月4日至2021年12月31日期間並無根據2021年11月授權購回任何股份，因此，5 截至2021年12月31日，根據2021年11月授權，10億美元仍可供購買。
普通股股份不時由EOG預扣或返還給EOG，以履行因行使僱員股票期權或股票結算股票增值權（SAR）、授予限制性股票、限制性股票單位或績效單位授予或支付僱員股票期權的行使價而產生的預扣責任。 於二零二一年十一月四日前扣留或退回的該等股份不計入二零二一年九月授權，而於二零二一年十一月四日或之後扣留或退回的該等股份將不計入二零二一年十一月授權。 購買、扣留和退回的股份在國庫中持有，除其他用途外，用於履行EOG基於股票的補償計劃和任何其他批准的交易或活動所產生的任何義務，可能需要這些普通股股份。
2022年2月24日，董事會宣佈按季度派發普通股現金股息，0.75每股支付2022年4月29日，截至2022年4月15日記錄在案的股東。 董事會亦宣派特別股息，1.002022年3月29日支付給截至2022年3月15日的記錄股東。
於2021年11月4日，董事會（i）增加普通股季度現金股息，由先前的$0.4125每股減至$0.75每股，自2022年1月28日支付股息開始生效，截至2022年1月14日，向記錄在案的股東，以及（ii）宣佈對普通股的特別現金股息為美元，2.00於2021年12月30日支付予截至2021年12月15日記錄在案的股東。
2021年5月6日，董事會宣佈向普通股派發特別現金股息，1.00每股特別現金股息已於二零二一年七月三十日派付予截至二零二一年七月十六日的記錄股東（除於二零二一年七月三十日派付予截至二零二一年七月十六日的記錄股東的季度現金股息每股0. 4125美元外）。
2021年2月25日，董事會增加普通股季度現金股息，0.375每股減至$0.4125每股，自2021年4月30日派付股息開始生效，截至2021年4月16日止。
2020年2月27日，董事會增加了普通股季度現金股息，從之前的$0.2875每股減至$0.375每股，自2020年4月30日支付股息開始生效，截至2020年4月16日止。
2019年5月2日，董事會增加了普通股季度現金股息，從之前的$0.22每股減至$0.2875每股，從2019年7月31日向截至2019年7月17日登記在冊的股東支付的股息開始生效。
以下彙總了截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的每一年的普通股活動(單位：千)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 普通股 |
| | 已發佈 | | 財務處 | | 傑出的 |
| | | | | |
| 2018年12月31日的餘額 | 580,408 | | | (385) | | | 580,023 | |
| 根據股票補償計劃發行的普通股 | 1,688 | | | — | | | 1,688 | |
購買的庫存股(1) | — | | | (310) | | | (310) | |
| 員工購股計劃下發行的普通股 | 117 | | | 107 | | | 224 | |
| 根據股票薪酬計劃發行的庫存股 | — | | | 289 | | | 289 | |
| 2019年12月31日的餘額 | 582,213 | | | (299) | | | 581,914 | |
| 根據股票補償計劃發行的普通股 | 1,482 | | | — | | | 1,482 | |
購買的庫存股(1) | — | | | (389) | | | (389) | |
| 員工購股計劃下發行的普通股 | — | | | 377 | | | 377 | |
| 根據股票薪酬計劃發行的庫存股 | — | | | 187 | | | 187 | |
| 2020年12月31日餘額 | 583,695 | | | (124) | | | 583,571 | |
| 根據股票補償計劃發行的普通股 | 1,511 | | | — | | | 1,511 | |
購買的庫存股(1) | — | | | (504) | | | (504) | |
| 員工購股計劃下發行的普通股 | 316 | | | — | | | 316 | |
| 根據股票薪酬計劃發行的庫存股 | — | | | 371 | | | 371 | |
| 2021年12月31日的餘額 | 585,522 | | | (257) | | | 585,265 | |
(1) 指為（i）履行因行使僱員購股權或SAR或歸屬受限制股票、受限制股票單位或表現單位授出而產生的預扣税責任或（ii）支付僱員購股權行使價而預扣税或退還予EOG的股份。
優先股. EOG目前有一個授權系列優先股。 截至二零二一年十二月三十一日， 不是發行在外的優先股。
4. 累計其他綜合損失
累計其他全面虧損包括一般於綜合股東權益表呈報的若干交易。 於二零二一年及二零二零年十二月三十一日，累計其他全面虧損的組成部分包括以下各項（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 外幣折算調整 | | 其他 | | 總計 |
| | | | | |
| 2019年12月31日 | $ | (3) | | | $ | (2) | | | $ | (5) | |
| 其他税前綜合虧損 | (7) | | | — | | | (7) | |
| 税收效應 | — | | | — | | | — | |
| 其他綜合損失 | (7) | | | — | | | (7) | |
| 2020年12月31日 | (10) | | | (2) | | | (12) | |
| 其他税前綜合虧損 | (1) | | | 1 | | | — | |
税收效應 | — | | | — | | | — | |
其他綜合損失 | (1) | | | 1 | | | — | |
| 2021年12月31日 | $ | (11) | | | $ | (1) | | | $ | (12) | |
不是截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度，重大金額已重新分類自累計其他全面虧損。
5. 其他收入，淨額
2021年其他收入淨額包括特立尼達合成氨廠投資的股權收入（美元18 利息收入（美元）3部分被遞延補償費用（美元）的上調所抵消13百萬）。 2020年其他收入淨額包括利息收入（美元12100萬美元），部分被特立尼達合成氨廠投資的股權損失所抵消（美元2百萬）。 2019年其他收入淨額包括利息收入（美元26以及外匯交易淨收益（美元）2百萬)。
6. 所得税
於二零二一年及二零二零年十二月三十一日，EOG的遞延所得税負債淨額總額的主要組成部分如下（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 |
| 遞延所得税資產(負債) | | | |
國外油氣勘探開發成本在帳面折舊、折耗和攤銷中的扣税 | $ | (19) | | | $ | 25 | |
| 外國資產報廢義務 | 51 | | | — | |
| 國外應計費用和負債 | 15 | | | — | |
| 國外淨營業虧損 | 80 | | | 74 | |
| 外國估價津貼 | (111) | | | (97) | |
| 外國其他 | (5) | | | — | |
| 遞延所得税資產淨額合計 | $ | 11 | | | $ | 2 | |
| 遞延所得税（資產）負債 | | | |
石油和天然氣勘探開發成本扣除税額超過賬面折舊、損耗和攤銷 | $ | 5,063 | | | $ | 5,028 | |
| 商品套期保值合同 | (97) | | | 15 | |
| 遞延補償計劃 | (57) | | | (43) | |
| 股權獎 | (86) | | | (103) | |
| 未分配外匯收入 | — | | | 10 | |
| 其他 | (74) | | | (48) | |
| 遞延所得税淨負債總額 | $ | 4,749 | | | $ | 4,859 | |
| 遞延所得税淨負債總額 | $ | 4,738 | | | $ | 4,857 | |
下列年度除所得税前收入（虧損）組成部分（以百萬計）如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| 美國 | $ | 5,787 | | | $ | (756) | | | $ | 3,466 | |
| 外國 | 146 | | | 17 | | | 79 | |
| 總計 | $ | 5,933 | | | $ | (739) | | | $ | 3,545 | |
下文所示年份EOG所得税撥備(福利)的主要組成部分如下(以百萬計)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 當前： | | | | | |
| 聯邦制 | $ | 1,203 | | | $ | (108) | | | $ | (152) | |
| 狀態 | 85 | | | 7 | | | 10 | |
| 外國 | 105 | | | 40 | | | 81 | |
| 總計 | 1,393 | | | (61) | | | (61) | |
| 延期： | | | | | |
| 聯邦制 | (41) | | | (153) | | | 627 | |
| 狀態 | (62) | | | (15) | | | 33 | |
| 外國 | (19) | | | (18) | | | (28) | |
| 總計 | (122) | | | (186) | | | 632 | |
其他非流動性： (1) | | | | | |
| 聯邦制 | — | | | 113 | | | 245 | |
| 外國 | (2) | | | — | | | (6) | |
總計 | (2) | | | 113 | | | 239 | |
| | | | | |
| 所得税撥備(福利) | $ | 1,269 | | | $ | (134) | | | $ | 810 | |
(1) 包括預期在未來十二個月後支付或收取的若干金額的變動。 2020年和2019年的主要組成部分是可退還的替代最低税收（AMT）抵免。
按美國聯邦法定税率和EOG有效税率計算的税額之間的差異如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 法定聯邦所得税税率 | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
| 州所得税，扣除聯邦福利後的淨額 | 0.3 | | | 0.9 | | | 1.0 | |
| 與涉外業務有關的所得税規定 | 0.9 | | | (0.1) | | | 0.9 | |
| 與加拿大業務有關的所得税準備金 | — | | | (2.4) | | | — | |
| 基於股票的薪酬 | 0.2 | | | (2.9) | | | — | |
| 其他 | (1.0) | | | 1.7 | | | — | |
| 有效所得税率 | 21.4 | % | | 18.2 | % | | 22.9 | % |
2021年的淨有效税率為21%，高於上年的18%，主要是由於EOG的海外業務和基於股票的補償税不足增加了2021年税前收入的有效税率，並降低了2020年税前虧損的有效税率。
遞延税項資產被記錄為未來可扣除的金額和某些其他税收優惠，如税收NOL和税收抵免結轉，前提是管理層評估此類資產的使用“更有可能”。管理層評估現有的正面及負面證據，以估計未來是否會產生足夠的未來應課税收入以使用現有的遞延税項資產。在這項評估的基礎上，EOG為管理層認為更有可能實現的某些外國和國家遞延税項資產部分記錄了估值扣除。
EOG對下一年度遞延所得税資產估值免税額的結轉的主要組成部分如下(以百萬計)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| 期初餘額 | $ | 219 | | | $ | 201 | | | $ | 167 | |
增加(1) | 15 | | | 25 | | | 31 | |
減少量(2) | (14) | | | (11) | | | — | |
其他(3) | (1) | | | 4 | | | 3 | |
期末餘額 | $ | 219 | | | $ | 219 | | | $ | 201 | |
(1) 與產生税收NOL和其他遞延税項資產有關的估值免税額增加。
(2) 與某些遞延税項資產及其相關減值準備調整相關的估值減值準備。
(3) 表示處置、修訂和/或匯率差異以及法定所得税税率變化的影響。
截至2021年12月31日，EOG的州所得税NOL約為$21000億美元。某些州的NOL有無限期結轉，所有其他州的NOL都將在2022年至2040年之間到期。EOG也有加拿大的NOL為$2971000萬，其中一些可以結轉長達20年。如上所述，這些NOL和其他不太重要的税收優惠已經就使用的可能性進行了評估，併為這些遞延所得税資產中不符合“更有可能”門檻的部分建立了估值免税額。
截至2021年12月31日，所有司法管轄區的未確認税收優惠總額為#美元。980萬美元，原因是對某些薪酬扣減進行了税務處理，其中全額可能會對收益產生影響。EOG將與未確認的税收優惠相關的利息和罰款記錄在其所得税撥備中。於綜合收益(虧損)及全面收益(虧損)中，並無與未確認税項利益相關的利息開支被確認，因為該等持倉並不重要，或將於經修訂的報税表或自行建議的審計調整中申報，如持續下去，將會導致退款。EOG預計，由於預計未來12個月將出現有利的審計發展，未確認的税收優惠的金額可能會發生變化。EOG及其子公司提交所得税申報單，並在美國和各個州、地方和外國司法管轄區接受税務審計。EOG在其主要司法管轄區最早的開放納税年度如下：美國聯邦(2019)、加拿大(2017)、特立尼達(2014)和阿曼(2020)。
EOG海外子公司的未分配收益不被視為永久再投資於美國以外的地區，遞延所得税是根據任何此類外部差額應計的。此外，EOG的海外收益可能會受到美國聯邦政府“全球無形低税收入”(GILTI)的影響。EOG將任何GILTI税記錄為期間費用。
7. 員工福利計劃
基於股票的薪酬
於二零二一年，EOG維持多項以股票為基礎的補償計劃，詳情如下。 EOG確認授出購股權、SAR、限制性股票及限制性股票單位、績效單位及根據EOG Resources，Inc.作出的授出的授出的補償開支。員工股票購買計劃（ESPP）。 以股票為基礎的補償開支是根據授予日期的獎勵的估計公平值，扣除沒收，根據EOG的歷史僱員更替率計算的。 補償開支按歸屬期或自授出日期起至僱員無須公司批准而符合資格退休日期之期間（以較短者為準）攤銷。
以股份為基礎的補償開支乃根據領取補助金僱員的工作職能計入綜合收益（虧損）及全面收益（虧損）表。 截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度，有關EOG股票補償計劃的補償開支如下（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| 租賃和水井 | $ | 49 | | | $ | 52 | | | $ | 56 | |
| 收集和處理成本 | 3 | | | 1 | | | 1 | |
| 勘探成本 | 20 | | | 21 | | | 26 | |
| 一般和行政 | 80 | | | 72 | | | 92 | |
| 總計 | $ | 152 | | | $ | 146 | | | $ | 175 | |
修訂和重申的EOG Resources，Inc. 2008年綜合股權補償計劃（2008年計劃）規定授予股票期權、股票獎勵、限制性股票和限制性股票單位、業績單位和其他股票獎勵。
EOG的股東批准了EOG資源公司。2021年股東周年大會上的2021年綜合股權補償計劃（2021年計劃）。 因此，自二零二一年計劃的生效日期二零二一年四月二十九日起及之後，並無就二零零八年計劃作出進一步補助。 2021年計劃規定授出購股權、股票優先權、受限制股票及受限制股票單位、附有表現條件的受限制股票單位（連同2008年計劃下授出的表現單位，統稱“表現單位”）及其他以股票為基礎的獎勵，總金額上限為 20 2021年4月29日，根據2008年計劃授予的獎勵，隨後被註銷、沒收、到期或未發行或以現金結算的任何股份。 根據2021年計劃，可向EOG董事會（Board）僱員及非僱員成員提供補助金。
授予股票期權、股份增值權、限制性股票和限制性股票單位以及業績單位的歸屬時間表一般如下：
| | | | | | | | |
| 授予類型 | | 歸屬附表 |
| 股票期權/SAR | | 在授出日期的首三個週年日，每年分別以三分之一遞增 |
| | |
| 限制性股票/限制性股票單位 | | “懸崖”歸屬日期起計三年 |
| | |
| 績效單位 | | 三年業績期後的2月28日"懸崖"歸屬，薪酬和人力資源委員會對適用業績倍數的認證 |
於二零二一年十二月三十一日，約 18根據二零二一年計劃，仍有百萬股普通股可供授出。 EOG的政策是從先前授權的未發行股份或庫存股份中發行與2021年計劃相關的股份，前提是庫存股份可用。
於二零二一年、二零二零年及二零一九年，EOG發行有關購股權╱股票認購權行使、受限制股票授予、受限制股票單位及表現單位發行以及購買EPP的股份。 所得税撥備確認之税項虧損淨額為美元，11)百萬，$(22)百萬元及(1截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度，本集團的財務狀況分別為：
股票期權、股票增值權和員工購股計劃。EOG的股票補償計劃（包括2008年計劃和2021年計劃）的參與者已經或可能被授予購買普通股股份的期權。 此外，EOG股票計劃（包括2008年計劃和2021年計劃）的參與者已經或可能被授予SAR，代表根據股票價格自授予之日起的升值，根據所授予SAR數量獲得普通股股份的權利。 股票期權和股票期權的授予價格不低於授予日期普通股的市場價格。 授出的股票期權和股票期權的期限一般不超過最長期限， 七年了. EOG的ESPP允許符合條件的員工每半年通過工資扣除購買普通股， 85在指定日期的公平市場價值的百分比。對ESPP的貢獻限於10在每年兩個六個月的提供期內，僱員工資的百分比（受某些ESPP限制）。
股票期權授予和特別提款權授予的公允價值使用Hull-White II二項期權定價模型進行估計。ESPP授予的公允價值使用Black-Scholes-Merton模型進行估計。與股票期權、特別提款權和特別提款權授予相關的基於股票的薪酬支出總計為$48百萬，$62百萬美元和美元63截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分別為100萬美元。
截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度，用於估值購股權、特別提款權及特別提款權授出的加權平均公平值及估值假設如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 股票期權/SAR | | ESPP |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | | | | | | | |
贈款的加權平均公允價值 | $ | 24.92 | | | $ | 11.06 | | | $ | 19.49 | | | $ | 18.12 | | | $ | 19.14 | | | $ | 22.83 | |
| 預期波動率 | 42.24 | % | | 44.47 | % | | 32.02 | % | | 51.27 | % | | 53.48 | % | | 34.78 | % |
| 無風險利率 | 0.50 | % | | 0.21 | % | | 1.69 | % | | 0.07 | % | | 0.90 | % | | 2.27 | % |
| 股息率 | 2.26 | % | | 3.27 | % | | 1.39 | % | | 2.89 | % | | 2.27 | % | | 1.04 | % |
| 預期壽命 | 5.2年份 | | 5.2年份 | | 5.1年份 | | 0.5年份 | | 0.5年份 | | 0.5年份 |
預期波動率基於EOG普通股交易期權的歷史波動率和隱含波動率的同等權重。無風險利率基於授予時有效的美國國債收益率。預期壽命基於股票期權、特別行政區和ESPP授予的歷史經驗和合同條款。
下表載列截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度的購股權及特別提款權交易（購股權及特別提款權，千計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 數
的庫存
選項/
非典 | | 加權
平均值
格蘭特
價格 | | 數
的庫存
選項/
非典 | | 加權
平均值
格蘭特
價格 | | 數
的庫存
選項/
非典 | | 加權
平均值
格蘭特
價格 |
| | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未償還款項 | 10,186 | | | $ | 84.08 | | | 9,395 | | | $ | 94.53 | | | 8,310 | | | $ | 96.90 | |
| 授與 | 1,982 | | | 81.68 | | | 1,996 | | | 37.63 | | | 1,965 | | | 75.39 | |
已鍛鍊(1) | (1,130) | | | 63.98 | | | (23) | | | 69.59 | | | (606) | | | 61.43 | |
| 被沒收 | (1,069) | | | 98.15 | | | (1,182) | | | 88.93 | | | (274) | | | 102.57 | |
| 截至12月31日的未償還款項 | 9,969 | | | 84.37 | | | 10,186 | | | 84.08 | | | 9,395 | | | 94.53 | |
股票期權/SARS可於12月31日行使 | 6,197 | | | 95.33 | | | 6,343 | | | 96.41 | | | 5,275 | | | 94.21 | |
(1)於二零二一年、二零二零年及二零一九年行使之購股權╱股票優先權之總內在價值為美元。27百萬，$0.4百萬美元和美元14內在價值是基於普通股在行使之日的市場價格與股票期權/SARS的授予價格之間的差額。
截至2021年12月31日，有9.7100萬份已歸屬或預期歸屬的股票期權/SARS，加權平均授權價為$84.97每股，內在價值為$120百萬美元，加權平均剩餘合同期限為4.1好幾年了。
下表概述於2021年12月31日尚未行使及可行使的購股權及股票增值權的若干資料（購股權及股票增值權，以千計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股票期權/傑出的SARS | | 股票期權/可行使的SARS |
範圍
格蘭特
價格 | | 庫存
選項/
非典 | | 加權
平均值
剩餘
生命
(年) | | 加權
平均值
格蘭特
價格 | | 集料 固有的 價值(1) | | 庫存
選項/
非典 | | 加權
平均值
剩餘
生命
(年) | | 加權
平均值
格蘭特
價格 | | 集料 固有的 價值(1) |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| $34.00至$52.99 | | 1,640 | | | 6 | | $ | 37.50 | | | | | 414 | | | 5 | | $ | 37.46 | | | |
| 53.00至 75.99 | | 1,906 | | | 4 | | 73.68 | | | | | 1,313 | | | 3 | | 73.11 | | | |
| 76.00至 90.99 | | 1,976 | | | 7 | | 81.86 | | | | | 33 | | | 2 | | 83.71 | | | |
| 91.00至 95.99 | | 1,114 | | | 2 | | 94.95 | | | | | 1,109 | | | 2 | | 94.96 | | | |
| 96.00至 101.99 | | 1,657 | | | 3 | | 96.34 | | | | | 1,652 | | | 3 | | 96.33 | | | |
| 102.00至 129.99 | | 1,676 | | | 4 | | 126.51 | | | | | 1,676 | | | 4 | | 126.51 | | | |
| | | 9,969 | | | 4 | | 84.37 | | | $ | 127 | | | 6,197 | | | 3 | | 95.33 | | | $ | 42 | |
(1)按普通股在年度最後一個交易日的收盤價與現金股票期權和SARS的授予價格之間的差額計算，單位為百萬。
於2021年12月31日，與未歸屬股票期權及SAR補助有關的未確認補償開支總額為美元60這筆未確認的費用將在#年的加權平均期間內按直線攤銷。2.1好幾年了。
於二零一八年股東周年大會上，EOG股東批准修訂及重述ESPP，以（其中包括）增加可供授出股份數目。 於二零二一年十二月三十一日，約 1.6根據ESPP，仍有100萬股普通股可供授予。下表概述截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度的ESPP活動（以千計，參與人數除外）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| 參與者的大概數量 | 2,036 | | | 2,063 | | | 1,998 | |
| 購入的股份 | 316 | | | 377 | | | 224 | |
| 購進總價 | $ | 17,224 | | | $ | 16,103 | | | $ | 16,533 | |
限制性股票和限制性股票單位。員工可以免費獲得限制性(非既得性)股票和/或限制性股票單位。在限制性股票被授予後，普通股的股票被釋放給員工。一旦被授予，限制性股票單位被轉換為普通股股票並釋放給員工。與限制性股票和限制性股票單位相關的基於股票的薪酬支出總計$89百萬，$75百萬美元和美元97截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分別為100萬美元。
下表列出了截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度限制性股票和限制性股票單位交易(以千股和單位計)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 股份數和單位數 | | 加權平均授予日期公允價值 | | 股份數和單位數 | | 加權平均授予日期公允價值 | | 股份數和單位數 | | 加權平均授予日期公允價值 |
| | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未償還款項 | 4,742 | | | $ | 74.97 | | | 4,546 | | | $ | 90.16 | | | 3,792 | | | $ | 96.64 | |
| 授與 | 1,422 | | | 81.50 | | | 1,488 | | | 38.10 | | | 1,749 | | | 80.01 | |
已釋放(1) | (1,388) | | | 101.00 | | | (1,213) | | | 85.92 | | | (855) | | | 96.93 | |
| 被沒收 | (96) | | | 68.26 | | | (79) | | | 86.52 | | | (140) | | | 97.54 | |
截至12月31日的未償還款項(2) | 4,680 | | | 69.37 | | | 4,742 | | | 74.97 | | | 4,546 | | | 90.16 | |
(1)
(1)截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度發行的受限制股票及受限制股票單位的總內在價值為美元。110百萬，$48百萬美元和美元70分別為100萬美元。內在價值是基於EOG的普通股在限制性股票和限制性股票單位被釋放之日的收盤價。
(2)
(2)於2021年、2020年及2019年12月31日，已發行的受限制股票及受限制股票單位的總內在價值為$416百萬，$236百萬美元和美元381分別為100萬美元。內在價值是基於普通股在一年中最後一個交易日的收盤價。
於2021年12月31日，與限制性股票及限制性股票單位有關的未確認補償開支總額為美元。199百萬美元。這種未確認的費用將在加權平均期間內以直線方式確認1.5好幾年了。
性能單位。 自2012年以來，EOG每年向其執行官員頒發績效單位。 正如在贈款協議中更充分地討論的那樣，適用於這些基於業績的贈款的業績指標是EOG的股東總回報， 三年制業績期相對於一組指定的同行公司的股東總回報（業績期）。 在業績期結束時應用業績倍數時，至少 0%和最大200所授予的績效單位的百分比可能尚未完成。 表現單位之公平值乃採用蒙特卡洛模擬法估計。 與業績股贈款有關的股票補償費用共計美元15百萬，$9百萬美元和美元15截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度，本集團的淨資產總額分別為000萬美元。
截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度，用於對錶現單位進行估值的加權平均公平值及估值假設如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| 贈款的加權平均公允價值 | $ | 95.16 | | | $ | 42.77 | | | $ | 79.98 | |
| 預期波動率 | 53.80 | % | | 47.27 | % | | 29.20 | % |
| 無風險利率 | 0.59 | % | | 0.16 | % | | 1.51 | % |
預期波幅乃根據模擬年期內的年期匹配歷史波幅計算，其計算為授出日期至表現期末之間的時間。 無風險利率乃根據授出日期的國庫恆定到期日收益率曲線計算。
下表載列截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度的業績單位交易（單位：千人）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 單位數 | | | 加權平均授予日期公允價值 | | 單位數 | | 加權平均授予日期公允價值 | | 單位數 | | 加權平均授予日期公允價值 |
| | | | | | | | | | | | |
| 截至1月1日的未償還款項 | 613 | | | | $ | 88.38 | | | 598 | | | $ | 103.91 | | | 539 | | | $ | 116.96 | |
| 授與 | 222 | | | | 95.16 | | | 172 | | | 42.77 | | | 172 | | | 79.98 | |
授予績效倍數(1) | 19 | | | | 113.81 | | | 66 | | | 119.10 | | | 72 | | | 80.64 | |
已釋放(2) | (175) | | | | 113.06 | | | (223) | | | 103.87 | | | (185) | | | 110.65 | |
| 被沒收 | — | | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
截至12月31日的未償還款項(3) | 679 | | (4) | | 84.97 | | | 613 | | | 88.38 | | | 598 | | | 103.91 | |
(1)於二零一七年、二零一六年及二零一五年授出的表現單位的表現期結束後，表現倍數為 125%, 150%和200於二零二一年、二零二零年及二零一九年二月，分別應用於各項補助金，導致額外授出表現單位。
(2)截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度發佈的績效單位的總內在價值為美元。13百萬，$13百萬美元和美元15分別為100萬美元。內在價值是基於業績單位發佈之日EOG普通股的收盤價。
(3)於2021年、2020年及2019年12月31日尚未行使的表現單位的總內在價值為美元60百萬，$31百萬美元和美元50分別為100萬美元。內在價值是基於普通股在一年中最後一個交易日的收盤價。
(4)在每個剩餘履約期結束時應用相關履約倍數後，至少 零和最多1,358績效單位可能會非常出色。
於2021年12月31日，與業績單位有關的未確認補償開支總額為美元13百萬美元。這種未確認的費用將在以下加權平均期間內按直線攤銷1.9好幾年了。
於二零一八年九月授出的表現單位的表現期完成後，表現倍數為 50%被應用於贈款，導致沒收56,6712022年2月的業績單位。
養老金計劃。EOG為其在美國的大多數員工制定了固定繳費養老金計劃。EOG對養老金計劃的繳費基於不同的薪酬百分比，在某些情況下，還基於員工的繳費金額。EOG為該計劃確認的總成本為$52百萬，$46百萬美元和美元512021年、2020年和2019年分別為100萬。
此外，EOG的特里尼迪亞子公司維持繳費固定收益養老金計劃和匹配的儲蓄計劃。這些養老金計劃適用於特里尼迪亞子公司的大多數員工。EOG對這些計劃的總貢獻為$12021年、2020年和2019年分別為100萬美元。
對於特里尼迪亞固定福利養卹金計劃，福利債務、計劃資產的公允價值和(預付)/應計福利成本共計#美元。13百萬，$14百萬美元和$(0.1)分別為2021年12月31日和2021年12月31日的13百萬，$12百萬美元和美元0.1截至2020年12月31日，分別為100萬。
退休後醫療保健。EOG為符合條件的美國和特立尼達員工及其符合條件的家屬提供退休後醫療和牙科福利，費用不是很大。
8. 承付款和或有事項
信用證和擔保。 截至2021年12月31日和2020年12月31日，EOG分別有未償還的備用信用證和擔保總額約為美元831百萬美元和美元854百萬美元，主要代表代表子公司的付款或履約義務擔保。截至2022年2月17日，EOG已收到不是根據這些擔保要求付款。
最低承諾。 於2021年12月31日，採購及服務責任以及不符合租賃條件的運輸及倉儲服務承擔的最低承擔總額（按現行運輸及倉儲匯率以及於2021年12月31日將加元兑換為美元所用的外幣匯率計算）如下（百萬美元）：
| | | | | |
| 總最小
承付款 |
| |
| 2022 | $ | 1,335 | |
| 2023 | 1,045 | |
| 2024 | 823 | |
| 2025 | 673 | |
| 2026 | 579 | |
| 2027年及以後 | 2,133 | |
| | $ | 6,588 | |
意外情況。目前，在EOG的正常業務過程中出現了各種針對EOG的未決訴訟和索賠，包括合同糾紛、人身傷害和財產損失索賠以及所有權糾紛。雖然最終結果和對EOG的影響無法預測，但管理層相信，這些訴訟和索賠的解決不會單獨或整體對EOG的綜合財務狀況、運營業績或現金流產生重大不利影響。EOG會在現有信息表明可能發生虧損並且能夠合理估計虧損金額時，記錄應急準備金。
9. 每股淨收益(虧損)
下表載列截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度每股淨收入（虧損）的計算方法（以百萬計，每股數據除外）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 基本每股收益和稀釋每股收益的分子- | | | | | |
| 淨收益(虧損) | $ | 4,664 | | | $ | (605) | | | $ | 2,735 | |
| 基本每股收益的分母- | | | | | |
| 加權平均股份 | 581 | | | 579 | | | 578 | |
| 潛在稀釋性普通股- | | | | | |
| 股票期權/SAR | — | | | — | | | — | |
| 限制性股票/單位和業績單位 | 3 | | | — | | | 3 | |
| 稀釋後每股收益的分母- | | | | | |
| 調整後稀釋加權平均股份 | 584 | | | 579 | | | 581 | |
| 每股淨收益(虧損) | | | | | |
| 基本信息 | $ | 8.03 | | | $ | (1.04) | | | $ | 4.73 | |
| 稀釋 | $ | 7.99 | | | $ | (1.04) | | | $ | 4.71 | |
稀釋每股收益的計算不包括股票期權、特別行政區、限制性股票、限制性股票單位、業績單位和ESPP授予的反攤薄。排除股票期權、特別行政區和ESPP授予的股份包括6百萬，10百萬美元和6截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度，本集團的淨資產總額分別為000萬美元。 截至二零二零年十二月三十一日止年度， 51000萬股相關授出的限制性股票、限制性股票單位及表現單位不包括在內。
10. 補充現金流信息
截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度，就利息及所得税支付（收取）的現金淨額如下（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| 扣除資本化利息後的利息淨額 | $ | 185 | | | $ | 205 | | | $ | 187 | |
| 所得税，扣除收到的退款後的淨額 | $ | 1,114 | | | $ | (206) | | | $ | (292) | |
EOG於2021年、2020年和2019年12月31日的應計資本支出為美元592百萬，$414百萬美元和美元612分別為100萬美元。
截至2021年12月31日止年度的非現金投資活動包括增加美元，50作為財產交換的結果，EOG的石油和天然氣資產增加了100萬美元74億元，以轉讓EOG的其他物業、廠房及設備，與儲存設施的融資租賃交易有關。
截至2020年12月31日止年度的非現金投資活動包括增加美元，212作為財產交換的結果，EOG的石油和天然氣資產增加了100萬美元174向EOG與倉儲設施融資租賃交易相關的其他物業、廠房和設備支付1,000,000美元。
截至2019年12月31日止年度的非現金投資活動包括增加美元，150由於財產交換，EOG的石油和天然氣資產將增加100萬美元。
截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度就租賃支付的現金披露於附註18。
11. 業務細分信息
EOG的所有業務都與原油、天然氣和天然氣勘探和生產有關。《會計準則》的分部報告主題確立了年度財務報表中有關經營分部信息的報告標準。 經營分部定義為企業的組成部分，其可獲得獨立財務資料，並由主要經營決策者或決策小組定期評估，以決定如何分配資源及評估表現。 EOG的首席運營決策過程是非正式的，涉及首席執行官和其他關鍵官員。 該小組定期審查EOG每個主要產區（包括在美國和特立尼達）及其在美國國內外的勘探計劃相關的重大問題，並作出經營決策。 就分部報告而言，主要經營決策者認為美國主要產區為一個經營分部。
於二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度按可呈報分部劃分的財務資料呈列如下（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美聯航
州政府 | | 特立尼達 | | 其他 國際(1) | | 總計 |
| 2021 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 11,094 | | | $ | 31 | | | $ | — | | | $ | 11,125 | |
| 天然氣液體 | 1,812 | | | — | | | — | | | 1,812 | |
| 天然氣 | 2,156 | | | 270 | | | 18 | | | 2,444 | |
| 按市價計值商品衍生合約的損失 | (1,152) | | | — | | | — | | | (1,152) | |
| 採集、加工和銷售 | 4,287 | | | 1 | | | — | | | 4,288 | |
| 資產處置損益，淨額 | (40) | | | (2) | | | 59 | | | 17 | |
| 其他，淨額 | 108 | | | — | | | — | | | 108 | |
營業收入和其他(2) | 18,265 | | | 300 | | | 77 | | | 18,642 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 3,558 | | | 87 | | | 6 | | | 3,651 | |
營業收入(虧損)(3) | 6,013 | | | 151 | | | (62) | | | 6,102 | |
| 利息收入 | 3 | | | — | | | — | | | 3 | |
| 其他收入(費用) | (14) | | | 8 | | | 12 | | | 6 | |
| 淨利息支出 | 178 | | | — | | | — | | | 178 | |
| 所得税前收入(虧損) | 5,824 | | | 159 | | | (50) | | | 5,933 | |
| 所得税撥備(福利) | 1,247 | | | 66 | | | (44) | | | 1,269 | |
增加石油和天然氣屬性，不包括乾井成本 | 3,557 | | | 55 | | | 5 | | | 3,617 | |
| 財產、廠房和設備合計，淨額 | 28,213 | | | 204 | | | 9 | | | 28,426 | |
| 總資產 | 37,436 | | | 637 | | | 163 | | | 38,236 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2020 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 5,774 | | | $ | 11 | | | $ | 1 | | | $ | 5,786 | |
| 天然氣液體 | 668 | | | — | | | — | | | 668 | |
| 天然氣 | 614 | | | 169 | | | 54 | | | 837 | |
| 按市值計價的商品衍生品合約收益 | 1,145 | | | — | | | — | | | 1,145 | |
| 採集、加工和銷售 | 2,581 | | | 2 | | | — | | | 2,583 | |
| 資產處置損失淨額 | (47) | | | — | | | — | | | (47) | |
| 其他，淨額 | 60 | | | — | | | — | | | 60 | |
營業收入和其他(4) | 10,795 | | | 182 | | | 55 | | | 11,032 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 3,324 | | | 60 | | | 16 | | | 3,400 | |
營業收入(虧損)(5) | (546) | | | 75 | | | (73) | | | (544) | |
| 利息收入 | 11 | | | 1 | | | — | | | 12 | |
| 其他費用 | — | | | (2) | | | — | | | (2) | |
| 淨利息支出 | 205 | | | — | | | — | | | 205 | |
| 所得税前收入(虧損) | (740) | | | 74 | | | (73) | | | (739) | |
| 所得税撥備(福利) | (157) | | | 15 | | | 8 | | | (134) | |
增加石油和天然氣屬性，不包括乾井成本 | 3,318 | | | 83 | | | 42 | | | 3,443 | |
| 財產、廠房和設備合計，淨額 | 28,284 | | | 210 | | | 105 | | | 28,599 | |
| 總資產 | 35,048 | | | 546 | | | 211 | | | 35,805 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美聯航
州政府 | | 特立尼達 | | 其他 國際(1) | | 總計 |
| 2019 | | | | | | | |
| 原油和凝析油 | $ | 9,599 | | | $ | 11 | | | $ | 3 | | | $ | 9,613 | |
| 天然氣液體 | 785 | | | — | | | — | | | 785 | |
| 天然氣 | 867 | | | 259 | | | 58 | | | 1,184 | |
| 按市值計價的商品衍生品合約收益 | 180 | | | — | | | — | | | 180 | |
| 採集、加工和銷售 | 5,355 | | | 5 | | | — | | | 5,360 | |
| 資產處置損益，淨額 | 132 | | | (4) | | | (4) | | | 124 | |
| 其他，淨額 | 134 | | | — | | | — | | | 134 | |
營業收入和其他(6) | 17,052 | | | 271 | | | 57 | | | 17,380 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 3,652 | | | 80 | | | 18 | | | 3,750 | |
| 營業收入(虧損) | 3,619 | | | 113 | | | (33) | | | 3,699 | |
| 利息收入 | 22 | | | 4 | | | — | | | 26 | |
| 其他收入 | 3 | | | 1 | | | 1 | | | 5 | |
| 利息淨額（收入） | 192 | | | — | | | (7) | | | 185 | |
| 所得税前收入(虧損) | 3,452 | | | 118 | | | (25) | | | 3,545 | |
| 所得税撥備 | 761 | | | 41 | | | 8 | | | 810 | |
| 增加石油和天然氣屬性，不包括乾井成本 | 6,209 | | | 53 | | | 12 | | | 6,274 | |
| 財產、廠房和設備合計，淨額 | 30,102 | | | 184 | | | 78 | | | 30,364 | |
| 總資產 | 36,275 | | | 706 | | | 144 | | | 37,125 | |
(1)Other International主要包括EOG的中國和加拿大業務。 中國業務已於二零二一年第二季度出售。 EOG分別於二零二一年第三季度及二零二零年第三季度在澳大利亞及阿曼開始勘探計劃。 該決定於二零二一年第四季度作出，退出阿曼的第36區和第49區。
(2)EOG於2021年與兩個重要採購商進行銷售活動，其中一個採購總額為美元2.710億美元，另一筆總額為2.610億美元的綜合營業收入和美國部門的其他收入。
(3)EOG記錄的税前減值費用為$451000萬美元和乾井成本42 2021年，其他國際分部錄得虧損百萬美元，原因是其於2021年第四季度決定退出阿曼的第36區及第49區。 此外，EOG錄得資產處置淨收益，58 於二零二一年第二季度，由於出售其中國業務，其他國際分部於二零二一年錄得約100，000，000港元虧損。 分別見附註14和17。
(4)EOG於2020年與三家重要買家進行銷售活動，每家總金額為美元1.110億美元的合併運營收入和其他在美國分部。
(5)EOG記錄的税前減值費用為$1,570 由於商品價格下跌及美國分部若干物業的資產報廢責任修訂，二零二零年已探明石油及天然氣物業、租賃成本及其他資產的成本約為百萬美元。 此外，EOG還記錄了税前減值費用，228 2020年，擁有和租賃的沙子和原油鐵路資產的投資額為1000萬美元，也在美國分部。 EOG錄得税前減值費用，美元81 2020年，該公司已證實的石油和天然氣財產以及與其決定退出加拿大不列顛哥倫比亞省霍恩河盆地有關的堅定承諾合同，進入其他國際部分。 見注13和14。
(6)EOG在2019年與兩個重要買家進行了銷售活動，其中一個總金額為美元2.410億美元，另一筆總額為2.210億美元的合併運營收入和其他在美國分部。
12. 風險管理活動
商品 價格交易。 EOG不時參與價格風險管理活動。 這些活動旨在管理EOG在原油、NGL和天然氣等商品價格波動方面的風險。 EOG利用金融商品衍生工具，主要是價格掉期、期權、掉期、領價和基差掉期合約，作為管理這種價格風險的手段。
於二零二一年、二零二零年及二零一九年，EOG選擇不指定其任何金融商品衍生工具合約為會計對衝，因此，該等金融商品衍生工具合約採用按市值計價會計法入賬。 根據此會計方法，未行使金融工具之公平值變動於變動期間確認為收益或虧損，並於綜合收益表（虧損）及綜合收益表（虧損）記錄為按市價計值商品衍生合約之收益（虧損）。 相關現金流量影響反映在經營活動現金流量中。 於二零二一年、二零二零年及二零一九年，EOG確認按市價計值金融商品衍生合約之淨收益（虧損）為美元（1,152)，百萬，$1,145百萬美元和美元180其中包括原油、天然氣液化石油和天然氣衍生品合約結算所收到的現金（支付）為美元（638)，百萬，$1,071百萬美元和美元231分別為100萬美元。
以下是EOG在截至2021年12月31日(結算)的一年內結算的金融商品衍生品合約的全面摘要，以及截至2021年12月31日的2022年及之後的剩餘合約。原油和天然氣產量以MBbld為單位，價格以美元/桶為單位。天然氣產量以MMBtu/day(MMBtud)表示，價格以美元/MMBtu($/MMBtu)表示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油金融價格掉期合約 |
| | | | 售出的合同 |
| 期間 | | 結算指數 | | 卷
（MBbld） | | 加權平均價格
(美元/桶) |
| | | | | | |
| 2021年1月（關閉） | | NYMEX West Texas Intermediate（WTI） | | 151 | | | $ | 50.06 | |
| 2021年2月至3月（關閉） | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 201 | | | 51.29 | |
| 2021年4月至6月（關閉） | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 150 | | | 51.68 | |
| 2021年7月至9月（關閉） | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 150 | | | 52.71 | |
| 2022年1月至3月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 140 | | | 65.58 | |
| 2022年4月至6月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 140 | | | 65.62 | |
| 2022年7月至9月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 140 | | | 65.59 | |
| 2022年10月至12月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 140 | | | 65.68 | |
| 2023年1月至3月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 150 | | | 67.92 | |
| 2023年4月至6月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 120 | | | 67.79 | |
| 2023年7月至9月 | | 紐約商品交易所西德克薩斯中質原油 | | 20 | | | 68.04 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油基礎互換合約 |
| | | | 售出的合同 |
| 期間 | | 結算指數 | | 卷
（MBbld） | | 加權平均價差
(美元/桶) |
| | | | | | |
| 2021年2月（關閉） | | NYMEX WTI滾動差速器 (1) | | 30 | | | $ | 0.11 | |
| 2021年3月至12月（關閉） | | NYMEX WTI滾動差速器 (1) | | 125 | | | 0.17 | |
| 2022年1月（關閉） | | NYMEX WTI滾動差速器 (1) | | 125 | | | 0.15 | |
| 2022年2月至12月 | | NYMEX WTI滾動差速器 (1) | | 125 | | | 0.15 | |
(1) 該結算指數用於固定NYMEX日曆月平均值和實物原油交貨月之間的定價差異。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| NGL金融價格互換合約 |
| | | | 售出的合同 |
| 期間 | | 結算指數 | | 卷
（MBbld） | | 加權平均價格
(美元/桶) |
| | | | | | |
| 2021年1月至12月（關閉） | | Mont Belvieu Propane（non—Tet） | | 15 | | | $ | 29.44 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然氣金融價格互換合約 |
| | | | 售出的合同 | | 購買的合同 |
| 期間 | | 結算指數 | | 卷
(MMBtud單位：千) | | 加權平均價格(美元/MMBtu) | | 數量（百萬噸） | | 加權平均價格(美元/MMBtu) |
| | | | | | | | | | |
| 2021年1月至3月（關閉） | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 500 | | | $ | 2.99 | | | 500 | | | $ | 2.43 | |
| 2021年4月至9月（已關閉） | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 500 | | | 2.99 | | | 570 | | | 2.81 | |
| 2021年10月至12月（關閉） | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 500 | | | 2.99 | | | 500 | | | 2.83 | |
2022年1月至12月（關閉） (1) | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 20 | | | 2.75 | | | — | | | — | |
| 2022年1月至12月 | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.57 | | | — | | | — | |
| 2023年1月至12月 | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.18 | | | — | | | — | |
| 2024年1月至12月 | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | | | — | | | — | |
| 2025年1月至12月 | | 紐約商品交易所亨利·哈勃 | | 725 | | | 3.07 | | | — | | | — | |
| 2021年4月至9月（已關閉） | | 日本韓國標記（JKM） | | 70 | | | 6.65 | | | — | | | — | |
(1) 2021年1月，EOG執行了提前終止條款，授予EOG終止當時開放的所有2022年天然氣價格互換合同的權利。EOG收到淨現金#美元0.61000萬美元用於結算這些合同.
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然氣基差互換合約 |
| | | | 售出的合同 |
| 期間 | | 結算指數 | | 卷
(MMBtud單位：千) | | 加權平均價格(美元/MMBtu) |
| | | | | | |
| 2022年1月至12月 | | 紐約商品交易所亨利樞紐休斯頓航道(HSC)差價(1) | | 210 | | | $ | (0.01) | |
| 2023年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差異化(1) | | 135 | | | (0.01) | |
| 2024年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差異化(1) | | 10 | | | 0.00 | |
| 2025年1月至12月 | | Nymex Henry Hub HSC差異化(1) | | 10 | | | 0.00 | |
(1) 這一結算指數用於確定休斯頓船運渠道和NYMEX Henry Hub價格之間的差價。
商品衍生品在資產負債表上的位置。下表列出了EOG截至2021年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的未償還衍生金融工具的金額和分類。*當該等金額與同一交易對手在一起並受總淨值安排(以百萬美元計)時，某些金額可在合併財務報表中以淨額基礎列報：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 公允價值於12月31日， |
| 描述 | | 資產負債表上的位置 | | 2021 | | 2020 |
| 資產衍生品 | | | | | | |
原油、天然氣和天然氣衍生品合約- | | | | | | |
| 當前部分 | | 來自價格風險管理活動的資產 | | $ | — | | | $ | 65 | |
| 非流動部分 | | 其他資產(1) | | 6 | | | 1 | |
| 負債衍生工具 | | | | | | |
原油、天然氣和天然氣衍生品合約- | | | | | | |
| 當前部分 | | 價格風險管理活動的負債 (2) | | $ | 269 | | | $ | — | |
| 非流動部分 | | 其他負債(3) | | 37 | | | 1 | |
(1) 價格風險管理活動資產的非流動部分包括總資產，7 1000萬美元，部分被負債毛額2000萬美元抵消1 2021年12月31日，百萬美元。
(2) 來自價格風險管理活動的負債的流動部分包括總負債，4211000萬美元，部分被#美元的總資產所抵消29 1000萬美元，與交易對手的抵押品為美元123 2021年12月31日，百萬美元。
(3) 價格風險管理活動負債的非流動部分包括總負債，641000萬美元，部分被#美元的總資產所抵消10 1000萬美元，與交易對手的抵押品為美元17 2021年12月31日，百萬美元。
信用風險。名義合同金額用於表示金融衍生品的規模。如果交易對手不履行合同，可能面臨信用風險的金額等於此類合同的公允價值(見附註13)。EOG持續評估其對重要交易對手的敞口，包括實物和金融交易產生的風險。在某些情況下，EOG重新談判付款條款和/或要求抵押品、母公司擔保或信用證，以將信用風險降至最低。
於2021年12月31日，EOG與美國碳氫化合物銷售有關的應收賬款淨額包括三項應收賬款結餘，每項應收賬款佔比超過2021年12月31日， 10總餘額的%。 應收款項來自三家煉油公司。 相關金額已於二零二二年初收回。 於2020年12月31日，EOG與美國碳氫化合物銷售有關的應收賬款淨額結餘包括兩項應收賬款結餘，每項結餘佔比均超過 10總餘額的%。 應收款項來自兩家煉油公司。 相關金額已於二零二一年初收回。
於二零二一年及二零二零年，EOG特立尼達業務的所有天然氣均出售給特立尼達和多巴哥國家天然氣公司有限公司及其附屬公司。 於二零二一年及二零二零年，EOG特立尼達業務的所有原油及凝析油均出售予Heritage Petroleum Company Limited。 截至二零二一年五月及二零二零年，EOG中國業務的所有天然氣均出售給中國石油天然氣股份有限公司。
EOG的所有衍生工具均受國際掉期交易商協會與交易對手簽訂的主協議（ISDA）的保護。 ISDA可能包含條款，要求EOG（如果它是淨負債狀況的一方）在淨負債金額超過EOG當時信用評級規定的閾值水平時，提供抵押品。 此外，ISDA亦可規定，由於若干情況（包括若干事件導致EOG的信貸評級大幅低於其當時的評級），對手方可要求立即結算ISDA項下的所有未償還衍生工具。 於二零二一年十二月三十一日處於淨負債狀況及於二零二零年十二月三十一日處於淨資產狀況的所有衍生工具的公允價值總額見附註13。 EOG有$140數以百萬計的抵押品張貼和不是於2021年12月31日持有的抵押品，並已 不是於2020年12月31日公佈或持有的抵押品。 由於2021年12月31日之後的商品價格上漲，EOG有美元，1.4 2022年2月18日公佈的十億抵押品。
於二零二一年及二零二零年十二月三十一日，EOG的絕大部分應收賬款均來自碳氫化合物銷售及╱或向第三方公司（包括石油及天然氣行業的外國國有實體）的聯合利息賬單。 客户及共同利益所有人的集中可能對EOG的整體信貸風險產生正面或負面影響，因為這些實體可能受到經濟或其他條件變化的類似影響。 在決定是否要求客户提供抵押品或其他信用增強措施時，EOG通常會分析該實體的淨資產、現金流量、收益和信用評級。 一般不作抵押。 截至二零二一年十二月三十一日止三年期間，EOG就應收款項產生的信貸虧損並不重大。
13. 公允價值計量
EOG的某些金融和非金融資產和負債在綜合資產負債表中按公允價值列報。 既定公平值架構優先考慮公平值計量所用輸入數據的相對可靠性。 該等級制度給予第一級輸入數據最高優先級，該輸入數據代表報告實體於計量日期有能力取得的相同資產及負債於活躍市場的未經調整市價。 第二級輸入數據為直接或間接可觀察輸入數據，而第一級所包括的報價除外。 第三級輸入數據為不可觀察輸入數據，且在層級中優先級最低。 於按公平值計量金融資產及負債時，EOG會考慮其對手方之信貸風險及本身之信貸風險。
經常性公允價值計量。下表提供於二零二一年及二零二零年十二月三十一日按經常性基準按公平值列賬的若干EOG金融資產及負債的公平值層級內的公平值計量資料（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公允價值計量使用： |
| | 引用
價格中的
主動型
市場
(1級) | | 意義重大
其他
可觀察到的
輸入量
(2級) | | 意義重大
看不見
輸入量
(3級) | | 總計 |
| 2021年12月31日 | | | | | | | |
| 金融資產： | | | | | | | |
| 天然氣互換 | $ | — | | | $ | 29 | | | $ | — | | | $ | 29 | |
| 天然氣基差互換 | — | | | 2 | | | — | | | 2 | |
| 原油掉期 | — | | | 15 | | | — | | | 15 | |
| 財務負債： | | | | | | | |
| 原油滾動差動交換 | — | | | 24 | | | — | | | 24 | |
| 天然氣互換 | — | | | 121 | | | — | | | 121 | |
| 原油掉期 | — | | | 340 | | | — | | | 340 | |
| 天然氣基差互換 | — | | | 1 | | | — | | | 1 | |
| | | | | | | |
| 2020年12月31日 | | | | | | | |
| 金融資產： | | | | | | | |
| 天然氣互換 | $ | — | | | $ | 66 | | | $ | — | | | $ | 66 | |
| 財務負債： | | | | | | | |
| 原油滾動差動交換 | — | | | 1 | | | — | | | 1 | |
於二零二一年及二零二零年十二月三十一日，EOG金融衍生工具的資產負債表金額及分類見附註12。
原油、天然氣液化石油及天然氣衍生工具合約（包括期權╱領）之估計公平值乃根據市場報價之遠期商品價格曲線計算。 商品衍生工具合約由獨立的第三方衍生工具估值提供商估值，該提供商採用各種估值模式（如適用）。
非經常性公允價值計量。按公允價值計算資產報廢負債的初始計量採用貼現現金流技術，並基於對與物業、廠房和設備相關的未來報廢成本的內部估計。在計算資產報廢負債時使用的重要第三級投入包括封堵成本和備用壽命。附註15提供了EOG資產報廢負債的對賬。
當情況顯示已探明的石油和天然氣資產可能減值時，EOG將折舊、損耗和攤銷集團水平的預期未貼現未來現金流量與集團的未攤銷資本化成本進行比較。如果根據EOG對重大3級投入(包括未來原油、NGL和天然氣價格、運營成本、開發支出、已探明儲量的預期產量和其他相關數據)的估計(和有關假設)的預期未貼現未來現金流量低於未攤銷資本化成本，資本化成本將降至公允價值。公允價值一般採用美國會計準則公允價值計量專題中所述的收益法進行計算。在某些情況下，EOG使用第三方買家接受的報價作為確定公允價值的基礎。
2021年期間，已探明的石油和天然氣資產賬面價值為#美元27 1000萬美元被減記至其公允價值，7 百萬美元，導致税前減值支出為美元201000萬美元。
於二零二零年，由於商品價格下跌及若干物業資產報廢責任修訂，賬面值為美元的已探明油氣物業已獲確認。1,587百萬美元減記為其公允價值$319百萬美元，導致税前減值費用為$1,268萬 此外，EOG於二零二零年錄得税前減值支出為美元72100萬美元用於與大宗商品價格相關的其他資產減記。
於二零一九年，已探明油氣資產賬面值為美元408 1000萬美元被減記至其公允價值，201 百萬美元，導致税前減值支出為美元207 萬 2.07億美元的税前減值費用包括，152 已證實的石油和天然氣財產的減值，EOG使用第三方購買者接受的報價作為確定公允價值的基礎。 此外，EOG於2019年錄得税前減值支出為美元90 100萬美元用於與大宗商品價格相關的其他資產減記。
EOG利用可比市場交易的每英畝平均價格及估計折現現金流量作為釐定非現金物業交換中分別收到的未探明物業及已探明物業的公允價值的基準。請參閲附註10。
債務的公允價值。於二零二一年及二零二零年十二月三十一日，EOG分別有未償還美元。4,890百萬美元和美元5,640優先票據本金總額為百萬美元，其估計公平值約為5,577百萬美元和美元6,505分別為100萬美元。債務的估計公允價值是基於報價的市場價格，以及在沒有此類價格的情況下，關於年底EOG可獲得的利率的其他可觀察到的(第二級)投入。
14. 減值費用
截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度之減值開支如下（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
已證明的性質(1) | $ | 20 | | | $ | 1,268 | | | $ | 207 | |
未證明的性質(2) | 310 | | | 472 | | | 220 | |
其他資產(3) | 28 | | | 300 | | | 91 | |
| 盤存 | 13 | | | — | | | — | |
堅定承諾合同 (4) | 5 | | | 60 | | | — | |
| 總計 | $ | 376 | | | $ | 2,100 | | | $ | 518 | |
(1) 二零二零年已探明油氣資產的減值包括遺留及非核心天然氣及原油以及組合區塊。 二零一九年已探明油氣資產減值包括國內遺留天然氣資產。 見註釋1和13。
(2) 收購成本不重大的未經證實物業會合並，而估計為非生產性的部分則會在剩餘租賃期內攤銷。 個別重大收購成本之未經證實物業會個別檢討減值。 未經證實的石油和天然氣財產的損失包括美元38 於二零二一年第四季度決定退出阿曼的第36區及第49區。 未經證實的石油和天然氣財產的損壞包括1000美元的費用，252於二零二零年，預期在美國到期前不再開發的若干租賃成本。 見附註1。
(3) 包括擁有和租賃的沙子和鐵路原油資產的減值費用，2282020年，本集團於2020年錄得1000萬美元（見附註18）及與商品價格相關的其他資產撇減美元72百萬美元和美元902020年及2019年分別為百萬美元（見附註13）。
(4) 包括減值費用602020年，該公司與其退出加拿大不列顛哥倫比亞省霍恩河流域的決定有關的堅定承諾合同。
15. 資產報廢債務
下表呈列截至二零二一年及二零二零年十二月三十一日止年度與報廢物業、廠房及設備有關的短期及長期法律責任的期初及期末總賬面值對賬（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| 期初賬面金額 | $ | 1,217 | | | $ | 1,111 | |
| 已發生的負債 | 81 | | | 58 | |
已結清的債務(1) | (131) | | | (54) | |
| 吸積 | 44 | | | 47 | |
| 修訂版本 | 20 | | | 54 | |
| 外幣折算 | — | | | 1 | |
| 期末賬面金額 | $ | 1,231 | | | $ | 1,217 | |
| | | |
| 當前部分 | $ | 43 | | | $ | 50 | |
| 非流動部分 | $ | 1,188 | | | $ | 1,167 | |
(1) 包括與資產出售和物業交換有關的結算。
EOG的資產報廢債務的流動部分和非流動部分分別計入流動負債--綜合資產負債表中的其他負債和其他負債。
16. 探井成本
EOG截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度的資本化勘探井成本變動淨額呈列如下（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| 1月1日的餘額 | $ | 29 | | | $ | 26 | | | $ | 4 | |
| 在確定已探明儲量之前增加的項目 | 73 | | | 108 | | | 83 | |
| 對已證實性質的重新分類 | (41) | | | (81) | | | (39) | |
計入費用的成本(1) | (54) | | | (24) | | | (22) | |
| 12月31日的結餘 | $ | 7 | | | $ | 29 | | | $ | 26 | |
(1) 包括計入乾井成本或減值的資本化勘探井成本。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| 資本化一年或以下的探井成本 | $ | 7 | | | $ | 26 | | | $ | 26 | |
資本化超過一年的探井成本(1) | — | | | 3 | | | — | |
| 12月31日的結餘 | $ | 7 | | | $ | 29 | | | $ | 26 | |
| | | | | |
| 資本化時間超過一年的探井數量 | — | | | 1 | | | — | |
（1） 包括與2020年12月31日在美國的一個項目有關的成本。
17. 收購和資產剝離
在2021年間，EOG支付了現金進行物業收購，金額為95在美國有100萬人。此外，在2021年期間，EOG確認資產處置淨收益為#美元。17百萬美元，並獲得收益$231 2000萬美元，主要由於出售中國資產和出售新墨西哥州西北大陸架資產。 此外，於二零二一年第四季度，EOG就出售Rocky Mountain地區的主要生產物業簽訂買賣協議。 於2021年12月31日，分類為持作出售的資產及相關資產報廢責任的賬面價值為美元，991000萬美元和300萬美元105分別為2.5億美元和2.5億美元。
於二零二零年，EOG支付現金購買物業為美元82美國的百萬美元和38在其他國際，主要在阿曼。 此外，於二零二零年，EOG確認資產處置淨虧損為美元472000萬美元，主要是由於銷售已證實的物業和非現金物業交換在得克薩斯州和新墨西哥州的未證實租賃權，以及處置Marcellus頁巖資產，並收到收益約為美元192百萬美元。
2019年，EOG支付現金購買物業為美元328百萬在美國。 此外，於二零一九年，EOG確認資產處置淨收益為美元1242000萬美元，主要是由於銷售生產性物業，面積和其他資產，以及新墨西哥州的非現金物業交換，並收到收益約為美元1401000萬美元。
18. 租契
租賃成本按ROU資產的功能分類。與勘探及開發活動有關的租賃成本最初計入綜合資產負債表的石油及天然氣物業項目，其後按採掘業-石油及天然氣會計準則入賬。可變租賃成本是指高於合同最低付款的成本和與租賃設備相關的其他費用，主要用於分類為運營租賃的鑽井和壓裂合同。截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度的租賃成本組成部分如下（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
經營租賃成本(1) | $ | 295 | | | $ | 393 | | | $ | 497 | |
| 融資租賃成本： | | | | | |
租賃資產攤銷 | 39 | | | 21 | | | 13 | |
租賃負債利息 | 7 | | | 4 | | | 2 | |
| 可變租賃成本 | 63 | | | 91 | | | 138 | |
| 短期租賃成本 | 257 | | | 194 | | | 333 | |
總租賃成本 | $ | 661 | | | $ | 703 | | | $ | 983 | |
(1) 經營租賃成本包括減值開支，35到2020年將達到100萬。
下表載列EOG於二零二一年及二零二零年十二月三十一日的未償還使用權資產及相關租賃負債的金額及分類，以及截至二零二一年及二零二零年十二月三十一日止年度的補充資料（以百萬計，租期及貼現率除外）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 描述 | | 資產負債表上的位置 | | 2021 | | 2020 |
| 資產 | | | | | | |
經營租約 | | 其他資產 | | $ | 743 | | | $ | 869 | |
融資租賃 | | 財產、廠房和設備、淨值(1) | | 241 | | | 206 | |
總計 | | | | $ | 984 | | | $ | 1,075 | |
| | | | | | |
| 負債 | | | | | | |
當前 | | | | | | |
經營租約 | | 經營租賃負債的流動部分 | | $ | 240 | | | $ | 295 | |
融資租賃 | | 長期債務的當期部分 | | 37 | | | 31 | |
長期的 | | | | | | |
經營租約 | | 其他負債 | | 558 | | | 641 | |
融資租賃 | | 長期債務 | | 213 | | | 181 | |
總計 | | | | $ | 1,048 | | | $ | 1,148 | |
(1) 融資租賃資產記入累計攤銷淨額#美元。119百萬美元和美元812021年12月31日和2020年12月31日分別為100萬人。
| | | | | | | | | | | |
| 2021 | | 2020 |
| 加權平均剩餘租期（年）： | | | |
| 經營租約 | 5.3 | | 5.3 |
| 融資租賃 | 7.0 | | 7.6 |
| | | |
| 加權平均貼現率： | | | |
| 經營租約 | 3.0 | % | | 3.4 | % |
| 融資租賃 | 2.6 | % | | 2.8 | % |
截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度就租賃支付的現金如下（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 償還與經營活動有關的經營租賃負債 | $ | 207 | | | $ | 223 | | | $ | 225 | |
| 償還與投資活動有關的經營租賃負債 | 98 | | | 130 | | | 270 | |
| 融資租賃債務的償還 | 37 | | | 19 | | | 13 | |
截至2021年12月31日止年度的非現金租賃活動包括增加美元，333 100萬美元的經營租約和美元74 百萬融資租賃。 截至2020年12月31日止年度的非現金租賃活動包括增加美元，893經營租賃和174百萬融資租賃。 截至2019年12月31日止年度的非現金租賃活動，包括增加$784 百萬經營租賃。 在採納ASU 2016—02後，EOG確認經營租賃ROU為美元，5661000萬美元。
於2021年12月31日，不可撤銷租賃項下的未來最低租賃付款如下（以百萬計）：
| | | | | | | | | | | |
| 經營租約 | | 融資租賃 |
| 2022 | $ | 262 | | | $ | 42 | |
| 2023 | 188 | | | 37 | |
| 2024 | 113 | | | 37 | |
| 2025 | 80 | | | 36 | |
| 2026 | 59 | | | 30 | |
| 2027年及以後 | 172 | | | 94 | |
租賃付款總額 | 874 | | | 276 | |
| 減：現值貼現 | 76 | | | 26 | |
租賃負債總額 | 798 | | | 250 | |
| 減：租賃負債的流動部分 | 240 | | | 37 | |
長期租賃負債 | $ | 558 | | | $ | 213 | |
於2021年12月31日，EOG擁有額外租賃，98 百萬美元，預計將於2022年開始，租期為 三個月至九年.
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的執行情況
(In百萬，每股數據除外，除非另有説明）
(未經審計)
石油和天然氣生產活動
以下披露是根據財務會計準則委員會會計準則更新第2010-03號“石油和天然氣儲量估計和披露”以及美國證券交易委員會（SEC）關於“石油和天然氣報告現代化”的最終規則作出的。“
石油和天然氣儲量。 這些資料的使用者應該意識到，估算"已探明"、"已探明"和"已探明未探明"原油、天然氣液體和天然氣儲量的過程是複雜的，在評估每個儲層的現有地質、工程和經濟數據時，需要作出重大的主觀決定。 給定儲層的數據也可能因多種因素而隨時間發生重大變化，包括但不限於額外的開發活動；不斷演變的生產歷史；原油和凝析油、NGL和天然氣價格；以及在不同經濟條件下對生產可行性的持續重新評估。 因此，對現有準備金估計數可能不時作出重大修訂（向上或向下）。 雖然已作出合理努力，以確保呈報的儲量估計代表儘可能準確的評估，但由於所需主觀決定的重要性及不同水庫的可用數據的差異，這些估計一般不如財務報表披露所呈列的其他估計準確。
探明儲量是指原油、天然氣液化物和天然氣的估計數量，通過分析地球科學和工程數據，可以合理確定地估計，在提供經營權的合同到期之前，在當時現有的經濟條件、經營方法和政府法規下，從給定日期起，從已知油藏中可以經濟地開採，除非有證據表明續期是合理確定的，無論是否使用確定性或概率性方法進行估計。
已探明開發儲量是指在作出估計時所採用的作業方法下，預期可透過已部署的油井及設備或任何所需設備的成本與新油井的成本相比相對較低的情況下開採的已探明儲量。
已探明未開發儲量（PUD）是指預計從未鑽探面積上的新井或從現有井中開採的儲量，其中完井或再完井需要相對較大的開支。 未鑽探面積的儲量僅限於直接抵消鑽探時合理確定產量的開發間隔區域，除非存在使用可靠技術的證據，證明在較遠距離處合理確定經濟產量。只有在根據當時現行的鑽探和開發計劃，預定在記錄PUD之日起五年內進行鑽探的情況下，才能記錄PUD，除非特定因素（如SEC工作人員發佈的解釋性指南中所述）證明瞭較長時間的合理性。 同樣，在沒有任何此類特定因素的情況下，如果根據當時的鑽探和開發計劃，該地點被安排在自記錄PUD之日起五年以上的日期鑽探，則與特定未開發鑽探位置相關的PUD應從探明儲量估計中刪除。 EOG已於2021年12月31日就與其PUD相關的所有鑽探地點制定開發計劃。 根據這些計劃，每個PUD位置將在記錄之日起五年內鑽探。 除非同一儲層或類似儲層的實際項目證明該等技術有效，或使用可靠技術確立合理確定性的其他證據證明該等技術有效。
EOG的技術人員，包括工程師和地球科學家，在對PUD進行估計時，對其潛在鑽探地點清單中的每個潛在鑽探地點進行詳細的技術分析。 在確定這些位置中的哪一個將穿透地層的未鑽孔部分，這些未鑽孔部分可以被合理確定地判斷為連續的並且含有可經濟生產的原油、NGL和天然氣，使用許多數據元素和分析技術進行研究。 EOG的技術人員通過使用地震技術（通常使用二維和三維數據）繪製整個有關區塊的地圖，來估計當地的油氣。 該分析與其他靜態數據相結合，包括但不限於巖心分析、地層的力學性質、熱成熟度指標和現有滲透的測井記錄。 高度專業化的設備用於製備巖石樣品，以評估有助於孔隙度和滲透率的微觀結構。
然後結合動態數據分析，以獲得估計的油氣採收率。 所採用的數據分析技術包括但不限於試井分析、靜態井底壓力分析、流動井底壓力分析、歷史生產趨勢分析、壓力瞬變分析和速率瞬變分析。 在低滲透性巖石中應用專有的速率瞬態分析技術，可以量化裂縫和巖石基質對產量的貢獻。
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(續)
最優完井技術的影響是決定在預期位置反映的油井是否合理地確定在經濟上可以生產的關鍵因素。EOG的技術人員估計了在使用多階段壓裂增產措施完成水平井時可能實現的採收率改善。在油藏開發的早期階段，EOG使用前述分析技術以及試點鑽井計劃和微震數據收集來確定水平側向和多階段壓裂改造的最佳長度。
分析靜態和動態數據、完井優化數據和早期開發活動結果的過程，為反映油井開發的區塊的經濟生產能力提供了適當的確定性和支持。EOG在低滲透資源區塊的模擬油藏中成功應用的基礎上，發現這種方法是有效的。
EOG特立尼達的某些儲量是根據產量分享合同持有的，其中EOG的興趣隨價格和產量而變化。特立尼達儲量以淨值為基礎，假設做出估計時的現有價格和EOG對未來產量的估計。未來價格、生產率的波動或政治或監管環境的變化可能會導致EOG在特立尼達儲量未來產量中的份額與所提供的份額存在實質性差異。
於二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日的探明儲量估計乃根據EOG工程人員進行的研究作出。 工程和採購部直接負責EOG的儲備評估過程，由18名專業人員組成，他們至少擁有工程學士學位，其中3名是註冊專業工程師。 工程和採購副總裁是該部門的經理，是負責該流程的主要技術人員。 副總裁（工程及收購）持有石油工程理學士學位，擁有35年儲量評估經驗，併為註冊專業工程師。
EOG的儲量估算過程是由工程和採購部按照EOG對這一過程的內部控制進行協調的一項合作工作。儲量信息以及用於估算此類儲量的模型存儲在安全的數據庫中。儲量估算模型中使用的非技術輸入，包括原油、NGL和天然氣價格、生產成本、運輸成本、加工和適用的分餾成本、未來資本支出和EOG的淨所有權百分比，從EOG的其他部門獲得。EOG的內部審計部門對這些非技術輸入進行測試。此外，EOG還聘請了DeGolyer和MacNaughton(D&M)。獨立石油顧問，對選定的EOG資產進行獨立儲量評估，這些資產不低於EOG估計的已探明儲量的75%。EOG董事會要求D&M和EOG對D&M評估的資產的儲量合計不超過5%。一旦完成，EOG的年終儲量將提交給高級管理層，包括首席執行官；總裁和首席運營官；勘探和生產執行副總裁；執行副總裁總裁和首席財務官，供批准。
D&M對截至2021年、2020年和2019年12月31日止年度的意見涵蓋按淨油當量計算的EOG已探明儲量分別佔EOG已探明儲量78%、83%和82%的產區。D&M的意見指出，EOG工程和採購部為D&M審查的物業編制的已探明儲量估計，按淨石油當量基礎進行整體比較時，與D&M編制的估計並無重大差異。D&M的此類估計與EOG工程和採購部編制的估計相差不超過5%。D&M的所有報告都是利用EOG提供的地質和工程數據編制的。2022年1月27日的D&M報告包含對D&M準備的儲量估計和評估的進一步討論，以及D&M主要負責監督此類估計和評估的技術人員的資格，作為附件99.1以Form 10-K形式附在本年度報告中，以供參考。
2021年12月31日之後，沒有重大發現或其他有利或不利事件，據信不會導致截至該日的淨探明儲量估計發生重大變化。
下表列出了EOG在截至2021年12月31日的四年中的每一年在12月31日的淨探明儲量，以及EOG工程和採購部估計的截至2021年12月31日的三年中每一年的淨探明儲量的變化：
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(續)
淨探明儲量彙總表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美聯航
州政府 | | 特立尼達 | | 其他 國際(1) | | 總計 |
| 淨探明儲量 | | | | | | | |
| | | | | | | |
原油(MMBbl)(2) | | | | | | | |
| 截至2018年12月31日的淨探明儲量 | 1,532 | | | — | | | — | | | 1,532 | |
| 對先前估計數的修訂 | (43) | | | — | | | — | | | (43) | |
| 購買到位 | 3 | | | — | | | — | | | 3 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 370 | | | — | | | — | | | 370 | |
| 銷售到位 | (1) | | | — | | | — | | | (1) | |
| 生產 | (167) | | | — | | | — | | | (167) | |
| 截至2019年12月31日的淨探明儲量 | 1,694 | | | — | | | — | | | 1,694 | |
| 對先前估計數的修訂 | (225) | | | — | | | — | | | (225) | |
| 購買到位 | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 194 | | | 1 | | | — | | | 195 | |
| 銷售到位 | (3) | | | — | | | — | | | (3) | |
| 生產 | (149) | | | — | | | — | | | (149) | |
| 截至2020年12月31日的淨探明儲量 | 1,513 | | | 1 | | | — | | | 1,514 | |
| 對先前估計數的修訂 | (116) | | | — | | | — | | | (116) | |
| 購買到位 | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 311 | | | 1 | | | — | | | 312 | |
| 銷售到位 | (2) | | | — | | | — | | | (2) | |
| 生產 | (162) | | | — | | | — | | | (162) | |
| 2021年12月31日的淨探明儲量 | 1,546 | | | 2 | | | — | | | 1,548 | |
| | | | | | | |
天然氣液體(MMBbl)(2) | | | | | | | |
| 截至2018年12月31日的淨探明儲量 | 614 | | | — | | | — | | | 614 | |
| 對先前估計數的修訂 | 5 | | | — | | | — | | | 5 | |
| 購買到位 | 2 | | | — | | | — | | | 2 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 168 | | | — | | | — | | | 168 | |
| 銷售到位 | (1) | | | — | | | — | | | (1) | |
| 生產 | (48) | | | — | | | — | | | (48) | |
| 截至2019年12月31日的淨探明儲量 | 740 | | | — | | | — | | | 740 | |
| 對先前估計數的修訂 | (60) | | | — | | | — | | | (60) | |
| 購買到位 | 4 | | | — | | | — | | | 4 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 180 | | | — | | | — | | | 180 | |
| 銷售到位 | (1) | | | — | | | — | | | (1) | |
| 生產 | (50) | | | — | | | — | | | (50) | |
| 截至2020年12月31日的淨探明儲量 | 813 | | | — | | | — | | | 813 | |
| 對先前估計數的修訂 | (128) | | | — | | | — | | | (128) | |
| 購買到位 | 3 | | | — | | | — | | | 3 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 194 | | | — | | | — | | | 194 | |
| 銷售到位 | — | | | — | | | — | | | — | |
| 生產 | (53) | | | — | | | — | | | (53) | |
| 2021年12月31日的淨探明儲量 | 829 | | | — | | | — | | | 829 | |
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(續)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美聯航
州政府 | | 特立尼達 | | 其他 國際(1) | | 總計 |
天然氣(Bcf)(3) | | | | | | | |
| 截至2018年12月31日的淨探明儲量 | 4,391 | | | 237 | | | 59 | | | 4,687 | |
| 對先前估計數的修訂 | (184) | | | 47 | | | 3 | | | (134) | |
| 購買到位 | 72 | | | — | | | — | | | 72 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 1,176 | | | 87 | | | 10 | | | 1,273 | |
| 銷售到位 | (15) | | | — | | | — | | | (15) | |
| 生產 | (405) | | | (95) | | | (13) | | | (513) | |
| 截至2019年12月31日的淨探明儲量 | 5,035 | | | 276 | | | 59 | | | 5,370 | |
| 對先前估計數的修訂 | (498) | | | 5 | | | 1 | | | (492) | |
| 購買到位 | 26 | | | — | | | — | | | 26 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 1,078 | | | 54 | | | — | | | 1,132 | |
| 銷售到位 | (157) | | | — | | | — | | | (157) | |
| 生產 | (441) | | | (66) | | | (12) | | | (519) | |
| 截至2020年12月31日的淨探明儲量 | 5,043 | | | 269 | | | 48 | | | 5,360 | |
| 對先前估計數的修訂 | 754 | | | 26 | | | 3 | | | 783 | |
| 購買到位 | 23 | | | — | | | — | | | 23 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 2,574 | | | 100 | | | — | | | 2,674 | |
| 銷售到位 | (4) | | | — | | | (48) | | | (52) | |
| 生產 | (483) | | | (80) | | | (3) | | | (566) | |
| 2021年12月31日的淨探明儲量 | 7,907 | | | 315 | | | — | | | 8,222 | |
| | | | | | | |
油當量(MMBoe)(2) | | | | | | | |
| 截至2018年12月31日的淨探明儲量 | 2,878 | | | 40 | | | 10 | | | 2,928 | |
| 對先前估計數的修訂 | (68) | | | 8 | | | — | | | (60) | |
| 購買到位 | 17 | | | — | | | — | | | 17 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 734 | | | 14 | | | 2 | | | 750 | |
| 銷售到位 | (5) | | | — | | | — | | | (5) | |
| 生產 | (283) | | | (16) | | | (2) | | | (301) | |
| 截至2019年12月31日的淨探明儲量 | 3,273 | | | 46 | | | 10 | | | 3,329 | |
| 對先前估計數的修訂 | (368) | | | 1 | | | — | | | (367) | |
| 購買到位 | 10 | | | — | | | — | | | 10 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 554 | | | 10 | | | — | | | 564 | |
| 銷售到位 | (31) | | | — | | | — | | | (31) | |
| 生產 | (272) | | | (11) | | | (2) | | | (285) | |
| 截至2020年12月31日的淨探明儲量 | 3,166 | | | 46 | | | 8 | | | 3,220 | |
| 對先前估計數的修訂 | (118) | | | 4 | | | — | | | (114) | |
| 購買到位 | 9 | | | — | | | — | | | 9 | |
| 擴展、發現和其他添加 | 934 | | | 18 | | | — | | | 952 | |
| 銷售到位 | (3) | | | — | | | (8) | | | (11) | |
| 生產 | (295) | | | (14) | | | — | | | (309) | |
| 2021年12月31日的淨探明儲量 | 3,693 | | | 54 | | | — | | | 3,747 | |
(1)其他國際公司包括EOG的中國和加拿大業務。中國的業務於2021年第二季度出售。
(2)百萬桶或百萬桶油當量，視情況而定；石油當量包括原油和凝析油、天然氣和天然氣。石油當量是使用1.0桶原油和凝析油或NGL與6.0000立方英尺天然氣的比率來確定的。
(3)十億立方英尺。
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合併財務報表的補充資料(續)
於二零二一年，EOG通過鑽探活動及主要探明地區（主要位於二疊紀盆地）的技術評估增加了9. 52億桶油當量（MMBoe）的探明儲量。 二零二一年新增儲量約53%為原油及凝析油及天然氣液化石油，且絕大部分均位於美國。 出售取代11 MMBOe主要與出售中國資產及出售或交換其他生產資產有關。 對二零二一年之先前估計負114百萬桶油當量之修訂包括向上修訂194百萬桶油當量，主要由於二零二一年十二月三十一日儲量估計所用原油、天然氣液化石油及天然氣平均價格較去年估計所用價格有所上升。 受影響的主要地區是二疊紀盆地和落基山脈地區。 除價格負308百萬桶當量外，其他修訂主要與若干PUD地點從五年發展計劃中移除有關。 這些地點被二疊紀盆地和多拉多天然氣帶中更經濟的地點所取代，這些地點的相關儲量被包括為擴展、發現和其他補充。 取代9MMBO的購買主要與二疊紀盆地及購買或交換其他生產資產有關。
於二零二零年，EOG通過鑽探活動及主要已探明地區（主要位於二疊紀盆地）的技術評估增加了564百萬桶當量的探明儲量。 二零二零年新增儲量約67%為原油及凝析油及天然氣液化石油，且絕大部分均位於美國。 出售取代31MMBOe主要與出售Marcellus頁巖資產及出售或交換其他生產資產有關。 對二零二零年之先前估計負367百萬桶油當量之修訂包括向下修訂278百萬桶油當量，主要由於二零二零年十二月三十一日儲量估計所用原油、天然氣液化石油及天然氣平均價格較去年估計所用價格下跌所致。 受影響的主要地區是鷹福特油田和落基山脈地區。 取代1000萬桶油當量的購買主要與二疊紀盆地以及購買或交換其他生產資產有關。
2019年，EOG通過鑽探活動和主要探明地區的技術評估增加了750百萬桶當量的探明儲量，主要是在二疊紀盆地、Eagle Ford油田和落基山脈地區。 二零一九年新增儲量約72%為原油及凝析油及天然氣液化石油，且絕大部分均位於美國。 取代5MMBOe的銷售主要與出售若干南德克薩斯地區業務及出售或交換其他生產資產有關。 二零一九年之先前估計為負60百萬桶油當量之修訂包括二零一九年十二月三十一日所使用之平均原油、天然氣液化石油及天然氣價格較去年估計所使用之價格有所下降。 受影響的主要地區是落基山脈地區。 17 MMBoe的購買主要與德克薩斯州南部地區有關。
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(續)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美聯航
州政府 | | 特立尼達 | | 其他 國際(1) | | 總計 |
| 淨探明開發儲量 | | | | | | | |
| 原油(MMBbl) | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | 713 | | | — | | | — | | | 713 | |
| 2019年12月31日 | 801 | | | — | | | — | | | 801 | |
| 2020年12月31日 | 792 | | | 1 | | | — | | | 793 | |
| 2021年12月31日 | 886 | | | — | | | — | | | 886 | |
| 天然氣液體(MMBbl) | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | 341 | | | — | | | — | | | 341 | |
| 2019年12月31日 | 387 | | | — | | | — | | | 387 | |
| 2020年12月31日 | 392 | | | — | | | — | | | 392 | |
| 2021年12月31日 | 416 | | | — | | | — | | | 416 | |
| 天然氣(Bcf) | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | 2,699 | | | 224 | | | 41 | | | 2,964 | |
| 2019年12月31日 | 2,974 | | | 178 | | | 42 | | | 3,194 | |
| 2020年12月31日 | 2,586 | | | 171 | | | 32 | | | 2,789 | |
| 2021年12月31日 | 3,743 | | | 131 | | | — | | | 3,874 | |
| 油當量(MMBoe) | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | 1,503 | | | 38 | | | 7 | | | 1,548 | |
| 2019年12月31日 | 1,684 | | | 30 | | | 7 | | | 1,721 | |
| 2020年12月31日 | 1,614 | | | 30 | | | 5 | | | 1,649 | |
| 2021年12月31日 | 1,926 | | | 22 | | | — | | | 1,948 | |
| 已探明未開發淨儲量 | | | | | | | |
| 原油(MMBbl) | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | 819 | | | — | | | — | | | 819 | |
| 2019年12月31日 | 893 | | | — | | | — | | | 893 | |
| 2020年12月31日 | 721 | | | — | | | — | | | 721 | |
| 2021年12月31日 | 660 | | | 2 | | | — | | | 662 | |
| 天然氣液體(MMBbl) | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | 273 | | | — | | | — | | | 273 | |
| 2019年12月31日 | 353 | | | — | | | — | | | 353 | |
| 2020年12月31日 | 421 | | | — | | | — | | | 421 | |
| 2021年12月31日 | 413 | | | — | | | — | | | 413 | |
| 天然氣(Bcf) | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | 1,692 | | | 13 | | | 18 | | | 1,723 | |
| 2019年12月31日 | 2,061 | | | 98 | | | 17 | | | 2,176 | |
| 2020年12月31日 | 2,457 | | | 98 | | | 16 | | | 2,571 | |
| 2021年12月31日 | 4,164 | | | 184 | | | — | | | 4,348 | |
| 油當量(MMBoe) | | | | | | | |
| 2018年12月31日 | 1,375 | | | 2 | | | 3 | | | 1,380 | |
| 2019年12月31日 | 1,589 | | | 16 | | | 3 | | | 1,608 | |
| 2020年12月31日 | 1,552 | | | 16 | | | 3 | | | 1,571 | |
| 2021年12月31日 | 1,767 | | | 32 | | | — | | | 1,799 | |
(1)其他國際包括EOG的中國和加拿大業務。 中國業務已於二零二一年第二季度出售。
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(續)
已探明未開發淨儲量。 下表呈列EOG於二零二一年、二零二零年及二零一九年的總PUD變動（以MMBoe計）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| 1月1日的餘額 | 1,571 | | | 1,608 | | | 1,380 | |
擴展和發現 | 779 | | | 456 | | | 578 | |
修訂版本 | (305) | | | (277) | | | (50) | |
儲備的獲取 | — | | | — | | | 2 | |
出售儲備 | (3) | | | (4) | | | — | |
轉換為已探明的已開發儲量 | (243) | | | (212) | | | (302) | |
| 12月31日的結餘 | 1,799 | | | 1,571 | | | 1,608 | |
截至二零二一年十二月三十一日止十二個月期間，總PUDs增加228百萬桶當量至1，799百萬桶當量。 EOG通過鑽探活動增加了約4000萬桶石油當量的PUDs，其中鑽探了油井，但仍有大量支出有待完成。 根據EOG識別和記錄PUD所採用的技術（參見本年度報告表格10—K第F—39頁和F—40頁所採用的技術討論），EOG增加了739 MMBoe PUD。 PUD增加主要在二疊紀盆地，52%增加為原油和凝析油以及天然氣液化石油。 於二零二一年，EOG鑽探及轉移243百萬桶當量的PUDs至已探明已開發儲量，總資本成本為16. 19億元。 對二零二一年PUDs的先前估計負305百萬桶當量的修訂包括價格向上修訂29百萬桶當量，原因是二零二一年十二月三十一日儲量估計使用的原油、天然氣液化石油及天然氣平均價格較去年估計使用的價格有所上升。 除價格負334百萬桶當量外，其他修訂主要與若干PUD地點從五年發展計劃中移除有關。 這些地點被二疊紀盆地和多拉多天然氣帶中更經濟的地點所取代，這些地點的相關儲量被作為擴展和發現。 所有PUD，包括已鑽但未完工的井（DUC），計劃在原始儲備預訂五年內完工。
截至二零二零年十二月三十一日止十二個月期間，總PUDs減少37百萬桶當量至1，571百萬桶當量。 EOG通過鑽探活動增加了約700萬桶當量的PUDs，其中鑽探油井，但仍有大量開支有待完成。 基於EOG用於識別和記錄PUD的技術，EOG增加了449 MMBoe的PUD。 PUD增加主要在二疊紀盆地，67%的增加為原油和凝析油以及天然氣液化石油。 於二零二零年，EOG鑽探及轉移212百萬桶當量的PUDs至已探明已開發儲量，總資本成本為16. 74億美元。 對二零二零年PUDs的先前估計為負277百萬桶當量的修訂包括價格下調77百萬桶當量，原因是二零二零年十二月三十一日儲量估計使用的平均原油、天然氣液化石油及天然氣價格較去年估計使用的價格有所下降。 除價格負200百萬桶油當量外，其他修訂主要與移除PUD地點有關，原因是未來五年的預計資本開支較去年預測減少。 受影響的主要地區是鷹福特油田和落基山脈地區。
截至二零一九年十二月三十一日止十二個月期間，總PUDs增加228百萬桶當量至1，608百萬桶當量。 EOG通過鑽探活動增加了約3800萬桶石油當量的PUD，其中鑽探了油井，但仍有大量開支有待完成。 基於EOG用於識別和記錄PUD的技術，EOG增加了540 MMBoe。 PUD增加的主要是在二疊紀盆地，Eagle Ford油田，在較小程度上，落基山脈地區，73%的增加是原油和凝析油和天然氣液化石油。 2019年，EOG鑽探並轉移了3.02億桶的PUDs至已探明已開發儲量，總資本成本為30. 32億美元。
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(續)
與石油和天然氣生產活動有關的資本化成本。 下表載列於二零二一年及二零二零年十二月三十一日有關EOG原油、天然氣液化石油及天然氣生產活動的資本化成本：
| | | | | | | | | | | |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| 已證明的性質 | $ | 64,876 | | | $ | 61,725 | |
| 未證明的性質 | 2,768 | | | 3,068 | |
| 總計 | 67,644 | | | 64,793 | |
| 累計折舊、損耗和攤銷 | (41,907) | | | (38,751) | |
| 淨資本化成本 | $ | 25,737 | | | $ | 26,042 | |
石油和天然氣資產收購、勘探和開發活動產生的成本。*下表披露的收購、勘探和開發成本符合會計準則編纂(ASC)採掘業-石油和天然氣專題中的定義。
購置成本包括購買、租賃或以其他方式獲得財產所產生的成本。
勘探成本包括增加探井(包括正在進行的探井)和勘探費用。
開發成本包括增加生產設施和設備以及增加開發井，包括正在進行的開發井。
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(續)
下表載列截至2021年、2020年及2019年12月31日止年度與EOG石油及天然氣業務有關的成本：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美聯航
州政府 | | 特立尼達 | | 其他 國際(1) | | 總計 |
| 2021 | | | | | | | |
| 物業購置成本 | | | | | | | |
未經證實 (2) | $ | 207 | | | $ | — | | | $ | 8 | | | $ | 215 | |
證明瞭(3) | 100 | | | — | | | — | | | 100 | |
| 小計 | 307 | | | — | | | 8 | | | 315 | |
| 勘探成本 | 296 | | | 7 | | | 51 | | | 354 | |
開發成本(4) | 3,206 | | | 77 | | | 17 | | | 3,300 | |
| 總計 | $ | 3,809 | | | $ | 84 | | | $ | 76 | | | $ | 3,969 | |
| 2020 | | | | | | | |
| 物業購置成本 | | | | | | | |
未經證實 (5) | $ | 265 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 265 | |
證明瞭(6) | 97 | | | — | | | 38 | | | 135 | |
| 小計 | 362 | | | — | | | 38 | | | 400 | |
| 勘探成本 | 203 | | | 81 | | | 12 | | | 296 | |
開發成本(7) | 2,998 | | | 4 | | | 20 | | | 3,022 | |
| 總計 | $ | 3,563 | | | $ | 85 | | | $ | 70 | | | $ | 3,718 | |
| 2019 | | | | | | | |
| 物業購置成本 | | | | | | | |
未經證實 (8) | $ | 276 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 276 | |
證明瞭(9) | 380 | | | — | | | — | | | 380 | |
| 小計 | 656 | | | — | | | — | | | 656 | |
| 勘探成本 | 214 | | | 47 | | | 12 | | | 273 | |
開發成本(10) | 5,662 | | | 25 | | | 12 | | | 5,699 | |
| 總計 | $ | 6,532 | | | $ | 72 | | | $ | 24 | | | $ | 6,628 | |
(1)Other International主要包括EOG的中國和加拿大業務。 中國業務已於二零二一年第二季度出售。 EOG分別於二零二一年第三季度及二零二零年第三季度在澳大利亞及阿曼開始勘探計劃。 該決定於二零二一年第四季度作出，退出阿曼的第36區和第49區。
(2)包括非現金未經檢驗的租賃購置費用，美元45100萬與房產交易有關。
(3)包括非現金證明的財產購置費用，美元5100萬與房產交易有關。
(4)包括資產報廢成本$86百萬，$24百萬美元和美元17美國、特立尼達和其他國際分別獲得100萬美元。 不包括其他不動產、廠場和設備。
(5)包括非現金未經檢驗的租賃購置費用，美元197100萬與房產交易有關。
(6)包括非現金證明的財產購置費用，美元15100萬與房產交易有關。
(7)包括資產報廢成本$97百萬美元和美元20美國和其他國家分別為100萬美元。 不包括其他不動產、廠場和設備。
(8)包括非現金未經檢驗的租賃購置費用，美元98100萬與房產交易有關。
(9)包括非現金證明的財產購置費用，美元52100萬與房產交易有關。
(10)包括資產報廢成本$181百萬，$1百萬美元和美元4美國、特立尼達和其他國際分別獲得100萬美元。 不包括其他不動產、廠場和設備。
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(續)
R石油和天然氣生產活動的操作規程 (1).下表載列截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度的石油及天然氣生產活動經營業績：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美聯航
州政府 | | 特立尼達 | | 其他 國際(2) | | 總計 |
| 2021 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然氣液體和天然氣收入 | $ | 15,062 | | | $ | 301 | | | $ | 18 | | | $ | 15,381 | |
| 其他 | 108 | | | — | | | — | | | 108 | |
總計 | 15,170 | | | 301 | | | 18 | | | 15,489 | |
| 勘探成本 | 137 | | | 5 | | | 12 | | | 154 | |
| 乾井成本 | 29 | | | — | | | 42 | | | 71 | |
| 運輸成本 | 863 | | | — | | | — | | | 863 | |
| 收集和處理成本 | 559 | | | — | | | — | | | 559 | |
| 生產成本 | 2,108 | | | 39 | | | 8 | | | 2,155 | |
| 減值 | 312 | | | 3 | | | 61 | | | 376 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 3,411 | | | 87 | | | 6 | | | 3,504 | |
| 所得税前收入(虧損) | 7,751 | | | 167 | | | (111) | | | 7,807 | |
| 所得税撥備 | 1,690 | | | 73 | | | (1) | | | 1,762 | |
| 經營成果 | $ | 6,061 | | | $ | 94 | | | $ | (110) | | | $ | 6,045 | |
| 2020 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然氣液體和天然氣收入 | $ | 7,056 | | | $ | 180 | | | $ | 55 | | | $ | 7,291 | |
| 其他 | 60 | | | — | | | — | | | 60 | |
總計 | 7,116 | | | 180 | | | 55 | | | 7,351 | |
| 勘探成本 | 136 | | | 2 | | | 8 | | | 146 | |
| 乾井成本 | 13 | | | — | | | — | | | 13 | |
| 運輸成本 | 734 | | | 1 | | | — | | | 735 | |
| 收集和處理成本 | 459 | | | — | | | — | | | 459 | |
| 生產成本 | 1,480 | | | 27 | | | 10 | | | 1,517 | |
| 減值 | 2,018 | | | 1 | | | 81 | | | 2,100 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 3,192 | | | 60 | | | 16 | | | 3,268 | |
| 所得税前收入(虧損) | (916) | | | 89 | | | (60) | | | (887) | |
| 所得税撥備 | (220) | | | 24 | | | 3 | | | (193) | |
| 經營成果 | $ | (696) | | | $ | 65 | | | $ | (63) | | | $ | (694) | |
| 2019 | | | | | | | |
原油和凝析油、天然氣液體和天然氣收入 | $ | 11,251 | | | $ | 270 | | | $ | 61 | | | $ | 11,582 | |
| 其他 | 134 | | | — | | | — | | | 134 | |
總計 | 11,385 | | | 270 | | | 61 | | | 11,716 | |
| 勘探成本 | 130 | | | 4 | | | 6 | | | 140 | |
| 乾井成本 | 11 | | | 13 | | | 4 | | | 28 | |
| 運輸成本 | 753 | | | 4 | | | 1 | | | 758 | |
| 收集和處理成本 | 479 | | | — | | | — | | | 479 | |
| 生產成本 | 2,063 | | | 31 | | | 40 | | | 2,134 | |
| 減值 | 511 | | | 6 | | | 1 | | | 518 | |
| 折舊、損耗和攤銷 | 3,561 | | | 79 | | | 18 | | | 3,658 | |
| 所得税前收入(虧損) | 3,877 | | | 133 | | | (9) | | | 4,001 | |
| 所得税撥備 | 884 | | | 55 | | | 3 | | | 942 | |
| 經營成果 | $ | 2,993 | | | $ | 78 | | | $ | (12) | | | $ | 3,059 | |
(1)不包括截至2021年12月31日止三個年度各年的金融商品衍生工具合約按市值計價的收益或虧損、出售儲備及相關資產的收益或虧損、利息支出及一般企業開支。
(2)Other International主要包括EOG的中國和加拿大業務。 中國業務已於二零二一年第二季度出售。 EOG分別於二零二一年第三季度及二零二零年第三季度在澳大利亞及阿曼開始勘探計劃。 該決定於二零二一年第四季度作出，退出阿曼的第36區和第49區。
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(續)
下表載列截至二零二一年、二零二零年及二零一九年十二月三十一日止年度的每桶石油當量生產成本（不包括遣散費╱生產税及從價税）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美聯航
州政府 | | 特立尼達 | | 其他 國際(1) | | 複合材料 |
| | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | $ | 3.71 | | | $ | 2.32 | | | $ | 16.13 | | | $ | 3.67 | |
| 截至2020年12月31日的年度 | $ | 3.75 | | | $ | 2.33 | | | $ | 6.78 | | | $ | 3.72 | |
| 截至2019年12月31日的年度 | $ | 4.59 | | | $ | 1.85 | | | $ | 18.26 | | | $ | 4.54 | |
(1) Other International主要由EOG的中國和加拿大業務組成。中國的業務於2021年第二季度出售。
與已探明石油和天然氣儲量相關的未來現金流量貼現的標準化計量。*以下信息是利用ASC採掘業-石油和天然氣專題規定的程序並基於EOG工程和採購部估計的原油、NGL和天然氣儲量和產量編制的。這些估計基於2021年、2020年和2019年大宗商品價格的12個月平均值。以下信息可能對某些比較目的有用，但不應完全依賴於評估EOG或其業績。此外，下表所載信息不應被視為對未來現金流量的現實評估，也不應被視為未來現金流量貼現的標準化計量代表EOG的現值。
以下所列未來現金流量乃基於於預測日期存在的銷售價格、成本率及法定所得税率。預期未來可能會對原油、天然氣及天然氣儲量的某些估計作出重大修訂，但儲量的開發及生產可能會在假設以外的期間發生，而實際實現的價格及所產生的成本可能與所用的價格及成本有重大差異。
管理層在作出投資及經營決策時並不依賴以下資料。該等決策基於一系列因素，包括對可能及可能儲量及已探明儲量的估計，以及被認為更能代表可能預期的一系列可能經濟情況的不同價格及成本假設。
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(續)
下表列出了對截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度EOG石油和天然氣儲量預計產量的未來現金流貼現的標準化衡量標準：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美聯航
州政府 | | 特立尼達 | | 其他 國際(1) | | 總計 |
| 2021 | | | | | | | |
未來現金流入(2) | $ | 166,316 | | | $ | 1,135 | | | $ | — | | | $ | 167,451 | |
| 未來生產成本 | (44,905) | | | (258) | | | — | | | (45,163) | |
| 未來開發成本 | (13,885) | | | (380) | | | — | | | (14,265) | |
| 未來所得税 | (22,831) | | | (84) | | | — | | | (22,915) | |
| 未來淨現金流 | 84,695 | | | 413 | | | — | | | 85,108 | |
| 貼現至現值， 10年比率% | (38,834) | | | (88) | | | — | | | (38,922) | |
與已探明油氣儲量有關的未來現金流量折現標準化計量 | $ | 45,861 | | | $ | 325 | | | $ | — | | | $ | 46,186 | |
| 2020 | | | | | | | |
未來現金流入(3) | $ | 73,727 | | | $ | 901 | | | $ | 281 | | | $ | 74,909 | |
| 未來生產成本 | (34,619) | | | (153) | | | (54) | | | (34,826) | |
| 未來開發成本 | (15,159) | | | (227) | | | (18) | | | (15,404) | |
| 未來所得税 | (4,337) | | | (81) | | | (24) | | | (4,442) | |
| 未來淨現金流 | 19,612 | | | 440 | | | 185 | | | 20,237 | |
| 貼現至現值， 10年比率% | (8,410) | | | (101) | | | (36) | | | (8,547) | |
與已探明油氣儲量有關的未來現金流量折現標準化計量 | $ | 11,202 | | | $ | 339 | | | $ | 149 | | | $ | 11,690 | |
| 2019 | | | | | | | |
未來現金流入(4) | $ | 120,360 | | | $ | 813 | | | $ | 305 | | | $ | 121,478 | |
| 未來生產成本 | (42,387) | | | (166) | | | (88) | | | (42,641) | |
| 未來開發成本 | (20,356) | | | (212) | | | (18) | | | (20,586) | |
| 未來所得税 | (11,460) | | | (74) | | | (32) | | | (11,566) | |
| 未來淨現金流 | 46,157 | | | 361 | | | 167 | | | 46,685 | |
| 貼現至現值， 10年比率% | (21,043) | | | (86) | | | (35) | | | (21,164) | |
與已探明油氣儲量有關的未來現金流量折現標準化計量 | $ | 25,114 | | | $ | 275 | | | $ | 132 | | | $ | 25,521 | |
(1)其他國際包括EOG的中國和加拿大業務。 中國業務已於二零二一年第二季度出售。
(2)用於計算美國和特立尼達2021年未來現金流入的原油價格估計為美元67.79及$58.32，分別。 用於計算美國二零二一年未來現金流入的估計NGL價格為美元30.28. 用於計算美國和特立尼達2021年未來現金流入的天然氣價格估計為美元4.61及$3.28，分別為。
(3)用於計算美國、特立尼達和其他國際2020年未來現金流入的原油價格估計為美元37.19, $26.75、和$41.87，分別。 用於計算美國二零二零年未來現金流入的估計NGL價格為美元12.47. 用於計算美國、特立尼達和其他國際2020年未來現金流入的天然氣價格估計為美元。1.45, $3.28、和$5.65，分別為。
(4)用於計算美國、特立尼達和其他國際2019年未來現金流入的估計原油價格為美元57.51, $46.77及$57.22，分別。 用於計算美國2019年未來現金流入的NGL估計價格為美元16.91. 用於計算美國、特立尼達和其他國際2019年未來現金流入的天然氣價格估計為美元2.07, $2.90及$5.01，分別為。
EOG Resources，Inc.
合併財務報表的補充資料(完)
貼現未來淨現金流量標準化計量的變化。 下表載列截至2021年12月31日止期間三個年度各年於12月31日貼現未來現金流量淨額的標準化計量變動：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 美聯航
州政府 | | 特立尼達 | | 其他 國際(1) | | 總計 |
| | | | | | | |
| 2018年12月31日 | $ | 32,033 | | | $ | 266 | | | $ | 127 | | | $ | 32,426 | |
生產的石油和天然氣的銷售和轉讓，扣除生產成本 | (7,955) | | | (235) | | | (20) | | | (8,210) | |
| 價格和生產成本的淨變動 | (10,974) | | | 66 | | | 28 | | | (10,880) | |
延伸、發現、增加和提高採收率，扣除相關成本 | 5,608 | | | 85 | | | 16 | | | 5,709 | |
| 產生的開發成本 | 3,004 | | | 23 | | | 6 | | | 3,033 | |
| 修訂估計的開發成本 | (599) | | | (129) | | | (11) | | | (739) | |
| 對先前數量估計數的修訂 | (813) | | | 116 | | | 1 | | | (696) | |
| 折扣的增加 | 3,892 | | | 43 | | | 15 | | | 3,950 | |
| 所得税淨變動 | 1,454 | | | 94 | | | 1 | | | 1,549 | |
| 儲備的購買到位 | 99 | | | — | | | — | | | 99 | |
| 出售現有儲備 | (51) | | | — | | | — | | | (51) | |
| 時間和其他方面的變化 | (584) | | | (54) | | | (31) | | | (669) | |
| 2019年12月31日 | $ | 25,114 | | | $ | 275 | | | $ | 132 | | | $ | 25,521 | |
生產的石油和天然氣的銷售和轉讓，扣除生產成本 | (4,382) | | | (152) | | | (45) | | | (4,579) | |
| 價格和生產成本的淨變動 | (18,625) | | | 132 | | | 47 | | | (18,446) | |
延伸、發現、增加和提高採收率，扣除相關成本 | 1,437 | | | 64 | | | — | | | 1,501 | |
| 產生的開發成本 | 1,675 | | | — | | | — | | | 1,675 | |
| 修訂估計的開發成本 | 4,149 | | | (11) | | | — | | | 4,138 | |
| 對先前數量估計數的修訂 | (3,307) | | | 12 | | | (2) | | | (3,297) | |
| 折扣的增加 | 3,055 | | | 34 | | | 15 | | | 3,104 | |
| 所得税淨變動 | 3,497 | | | (12) | | | 3 | | | 3,488 | |
| 儲備的購買到位 | 49 | | | — | | | — | | | 49 | |
| 出售現有儲備 | (156) | | | — | | | — | | | (156) | |
| 時間和其他方面的變化 | (1,304) | | | (3) | | | (1) | | | (1,308) | |
| 2020年12月31日 | $ | 11,202 | | | $ | 339 | | | $ | 149 | | | $ | 11,690 | |
生產的石油和天然氣的銷售和轉讓，扣除生產成本 | (11,532) | | | (261) | | | (16) | | | (11,809) | |
| 價格和生產成本的淨變動 | 37,088 | | | 133 | | | (1) | | | 37,220 | |
延伸、發現、增加和提高採收率，扣除相關成本 | 12,154 | | | 71 | | | — | | | 12,225 | |
| 產生的開發成本 | 1,619 | | | 16 | | | — | | | 1,635 | |
| 修訂估計的開發成本 | 2,773 | | | (133) | | | — | | | 2,640 | |
| 對先前數量估計數的修訂 | (1,789) | | | 73 | | | — | | | (1,716) | |
| 折扣的增加 | 1,313 | | | 42 | | | 17 | | | 1,372 | |
| 所得税淨變動 | (9,914) | | | 27 | | | 17 | | | (9,870) | |
| 儲備的購買到位 | 151 | | | — | | | — | | | 151 | |
| 出售現有儲備 | (19) | | | — | | | (151) | | | (170) | |
| 時間和其他方面的變化 | 2,815 | | | 18 | | | (15) | | | 2,818 | |
| 2021年12月31日 | $ | 45,861 | | | $ | 325 | | | $ | — | | | $ | 46,186 | |
（1） 其他國際包括EOG的中國和加拿大業務。 中國業務已於二零二一年第二季度出售。
展品
根據S-K法規第601(B)(4)(Iii)(A)項的規定，登記人同意應美國證券交易委員會(美國證券交易委員會)的要求，向美國證券交易委員會(SEC)提供此類證物的副本。
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展品 數 | | 描述 |
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| 3.1(a) | - | 重述的註冊證書，日期為1987年9月3日(見EOG截至2008年12月31日的10-K表格年報的附件3.1(A))(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
| | | |
| 3.1(b) | - | 1993年5月5日重新註冊證書的修訂證書(1994年2月8日提交的S-8表格中的EOG註冊聲明的附件4.1(B)，美國證券交易委員會檔案第333-52201號)。 |
| | | |
| 3.1(c) | - | 1994年6月14日重新註冊證書的修訂證書(1995年3月15日提交的S-8表格中EOG註冊聲明的附件4.1(C)，美國證券交易委員會檔案編號333-58103)。 |
| | | |
| 3.1(d) | - | 1996年6月11日重新註冊證書的修訂證書(1996年8月9日提交的S-3表格中的EOG註冊説明書附件3(D)，美國證券交易委員會檔案編號：第333-09919號)。 |
| | | |
| 3.1(e) | - | 1997年5月7日重新註冊證書的修訂證書(1998年1月23日提交的S-3表格中的EOG註冊説明書附件3(E)，美國證券交易委員會檔案編號：第333-44785號)。 |
| | | |
| 3.1(f) | - | 所有權證書和合並證書將EOG Resources，Inc.合併為安然石油天然氣公司，日期為1999年8月26日(截至1999年12月31日的EOG 10-K表格年度報告附件3.1(F))(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
| | | |
| 3.1(g) | - | E系列次級參與優先股指定證書，日期為2000年2月14日(2000年2月18日提交的EOG註冊説明書附件2-8-A表，美國證券交易委員會文件第001-09743號)。 |
| | | |
| 3.1(h) | - | 日期為2000年9月13日的A系列固定利率累積永久優先股註銷證書(EOG於2000年9月28日提交的S-3表格登記聲明的附件3.1(J)，美國證券交易委員會檔案第333-46858號)。 |
| | | |
| 3.1(i) | - | 彈性貨幣市場取消證書，C系列，累積優先股，日期為2000年9月13日(見EOG於2000年9月28日提交的S-3表格註冊説明書，美國證券交易委員會第333-46858號文件的附件3.1(K))。 |
| | | |
| 3.1(j) | - | 靈活貨幣市場取消證書，D系列，2005年2月24日(EOG截至2004年12月31日的Form 10-K年度報告的附件3.1(K))(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
| | | |
| 3.1(k) | - | 經修訂的E系列初級參與優先股指定證書，日期為2005年3月7日(見EOG截至2007年12月31日的10-K表格年度報告的附件3.1(M))(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
| | | |
| 3.1(l) | - | 重新註冊證書修訂證書，日期為2005年5月3日(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)(見平等機會委員會截至2005年6月30日季度10-Q表格的季度報告附件3.1(L))。 |
| | |
| 3.1(m) | - | 消除固定利率累積永久高級優先股證書，B系列，日期為2008年3月6日(EOG當前報告的8-K表格的附件3.1，於2008年3月6日提交)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
| | |
| 3.1(n) | - | 2017年4月28日的重新註冊證書修正案證書(2017年5月2日提交的EOG當前報告的8-K表格的附件3.1)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
| | |
| 3.2 | - | 1989年8月23日修訂並重新聲明於2015年9月22日生效的章程(美國證券交易委員會集團於2015年9月28日提交的最新8-K表格報告的附件3.1)(微博檔案第001-09743號)。 |
| | |
| 4.1 | - | 根據1934年證券交易法第12節登記的證券説明(截至2019年12月31日的10-K表格年度報告附件4.1)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
| | |
| 4.2 | - | 作為受託人，安然石油天然氣公司(EOG的前身)和紐約梅隆銀行信託公司(作為JPMorgan Chase Bank，N.A.(前德克薩斯商業銀行全國協會)的權益繼承人)之間的契約，日期為1991年9月1日(EOG的註冊聲明的附件4(A)，表格S-3，美國證券交易委員會文件第33-42640號，於1991年9月6日提交)。 |
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展品 數 | | 描述 |
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| #4.3(a) | - | 高級副總裁和安然石油天然氣公司首席財務官(安然石油天然氣公司的前身)於1998年4月3日發出的證書，確定安然石油天然氣公司2028年4月1日到期的6.65%債券的條款。 |
| | |
| #4.3(b) | - | 關於安然石油天然氣公司(EOG的前身)2028年4月1日到期的6.65%債券的全球票據。 |
| | |
| 4.4 | - | EOG與Computershare Trust Company，N.A.於2009年5月18日簽訂的契約。(as富國銀行的繼任者，全國協會），作為受託人（附件4.9 EOG的表格S-3的註冊聲明，證券交易委員會文件編號333-159301，2009年5月18日提交）。 |
| | |
| 4.5(a) | - | 2012年9月10日，EOG 2023年到期的2.625%高級票據的官員證書（EOG當前表格8—K報告的附件4.2，2012年9月11日提交）（SEC文件編號001—09743）。 |
| | |
| 4.5(b) | - | 關於EOG 2023年到期的2.625%優先票據的全球票據格式（EOG關於表格8—K的當前報告的附件4.3，2012年9月11日提交）（SEC文件編號001—09743）。 |
| | |
| 4.6(a) | - | EOG於2015年3月17日出具的2025年到期的3.15%優先票據和2035年到期的3.90%優先票據的高管證書（EOG於2015年3月19日提交的表格8-K當前報告的附件4.2）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 4.6(b) | - | 關於EOG 2025年到期的3.15%優先票據的全球票據格式（EOG於2015年3月19日提交的表格8-K當前報告的附件4.3）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 4.6(c) | - | 關於EOG 2035年到期的3.90%優先票據的全球票據格式（EOG於2015年3月19日提交的表格8-K當前報告的附件4.4）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 4.7(a) | - | EOG於2016年1月14日出具的2026年到期的4.15%優先票據和2036年到期的5.10%優先票據的高管證書（EOG於2016年1月15日提交的表格8-K當前報告的附件4.2）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 4.7(b) | - | 關於EOG 2026年到期的4.15%優先票據的全球票據格式（EOG於2016年1月15日提交的表格8-K當前報告的附件4.3）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 4.7(c) | - | 關於EOG 2036年到期的5.10%優先票據的全球票據格式（EOG於2016年1月15日提交的表格8-K當前報告的附件4.4）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 4.8(a) | - | 2020年4月14日，EOG的高級官員證書，建立了2030年到期的4.375%高級票據和2050年到期的4.950%高級票據（EOG於2020年4月14日提交的表格8-K的當前報告的附件4.2）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 4.8(b) | - | 關於EOG 2030年到期的4.375%優先票據的全球票據格式（見附表4.10（a））。 |
| | |
| 4.8(c) | - | 關於EOG 2050年到期的4.950%優先票據的全球票據格式（見附表4.10（a））。 |
| | |
| | |
| 10.1(a)+ | - | 修訂和重述EOG資源公司。2008年綜合股權補償計劃，自2013年5月2日起生效（EOG S-8表格註冊聲明附件4.4，SEC文件編號333-188352，2013年5月3日提交）。 |
| | |
| 10.1(b)+ | - | 修訂和重述EOG Resources，Inc.的限制性股票獎勵協議的格式。2008年綜合股權補償計劃（適用於2017年9月25日之前發放的補助金）（EOG在表格S—8上的註冊聲明，SEC文件號333—188352，2013年5月3日提交）。 |
| | |
| 10.1(c)+ | - | 修訂和重述EOG Resources，Inc.的限制性股票獎勵協議的格式。2008年綜合股權補償計劃（適用於2018年9月27日或之後和2020年9月28日之前的補助）（截至2018年9月30日的季度EOG表格10—Q季度報告的附件10.1）（SEC文件編號001—09743）。 |
| | |
| 10.1(d)+ | - | EOG Resources，Inc.的限制性股票獎勵協議格式2008年綜合股權補償計劃（適用於2020年9月28日或之後的贈款）（EOG截至2020年9月30日的10-Q表季度報告附件10.1）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 10.1(e)+ | - | 修訂和重述EOG Resources，Inc.的限制性股票單位授予協議的格式。2008年綜合股權補償計劃（適用於2017年9月25日之前發放的補助金）（EOG在表格S—8上的註冊聲明，SEC文件號333—188352，2013年5月3日提交）。 |
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| | | | | | | | |
展品 數 | | 描述 |
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| 10.1(f)+ | | 修訂和重述EOG Resources，Inc.的限制性股票單位授予協議的格式。2008年綜合股權補償計劃（適用於2018年9月27日或之後和2020年9月28日之前的補助）（截至2018年9月30日的季度EOG表格10—Q季度報告的附件10.2）（SEC文件編號001—09743）。 |
| | |
| 10.1(g)+ | - | EOG Resources，Inc.的限制性股票單位獎勵協議格式2008年綜合股權補償計劃（適用於2020年9月28日或之後的贈款）（EOG截至2020年9月30日的10-Q表季度報告附件10.2）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 10.1(h)+ | - | 修訂和重述EOG Resources，Inc.的股票結算股票增值權協議格式。2008年綜合股權補償計劃（適用於2017年9月25日之前發放的補助金）（EOG在表格S—8上的註冊聲明，SEC文件號333—188352，2013年5月3日提交）。 |
| | |
| 10.1(i)+ | - | 經修訂和重述的EOG資源公司股票結算股票增值權協議格式。2008年綜合股權補償計劃（適用於2017年9月25日或之後以及2020年9月28日之前的授予）（EOG於2017年9月29日提交的表格8-K當前報告的附件10.4）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 10.1(j)+ | - | 經修訂和重述的EOG資源公司股票結算股票增值權協議格式。2008年綜合股權補償計劃（適用於2020年9月28日或之後的贈款）（EOG截至2020年9月30日的10-Q表季度報告附件10.3）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 10.1(k)+ | - | 修訂和重述EOG Resources，Inc.的績效單位授予協議的格式。2008年綜合股權補償計劃（適用於2018年9月27日或之後和2019年9月26日之前的補助）（截至2018年9月30日的季度EOG表格10—Q季度報告的附件10.3）（SEC文件編號001—09743）。 |
| | |
| 10.1(l)+ | - | 經修訂及重訂的EOG Resources，Inc.2008年綜合股權薪酬計劃業績單位獎勵協議表格(適用於於2019年9月26日或之後及2020年9月28日之前發放的贈款)(見EOG截至2019年9月30日的10-Q表格季度報告附件10.1)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
| | |
| 10.1(m)+ | - | 經修訂和重述的EOG資源公司績效單位獎勵協議格式2008年綜合股權補償計劃（適用於2020年9月28日或之後的贈款）（EOG截至2020年9月30日的10-Q表季度報告附件10.4）（SEC文件編號001-09743）。 |
| | |
| 10.1(n)+ | - | 經修訂和重訂的EOG Resources，Inc.2008年綜合股權薪酬計劃業績單位獎勵協議格式(適用於從2021年1月4日起授予Ezra Y.Yaco b的贈款)(見EOG截至2020年12月31日的年度報告Form 10-K的附件10.1(U))(EOG年報第001-09743號)。 |
| | |
| 10.1(o) | - | 非僱員董事限制性股票單位修訂及重訂EOG Resources，Inc.2008年全面股權薪酬計劃獎勵協議表格(適用於2019年5月6日或之後發放的授予)(見EOG截至2019年6月30日的10-Q表格季度報告附件10.2)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
| 10.2(a)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年綜合股權補償計劃，日期為2021年4月29日(EOG登記聲明附件S-8，美國證券交易委員會檔案第333-255691號，於2021年4月30日提交)。 |
| | |
| 10.2(b)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年限制性股票獎勵協議表格綜合式股權薪酬計劃(EOG截至2021年9月30日的季度報告Form 10-Q的附件10.1)(EOG Resources，Inc.文件第001-09743號)。 |
| | |
| 10.2(c)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年限制性股票獎勵協議表格綜合式股權薪酬計劃(EOG截至2021年9月30日的季度報告Form 10-Q的附件10.2)(EOG Resources，Inc.文件第001-09743號)。 |
| | |
| 10.2(d)+ | - | EOG Resources，Inc.2021年綜合股權補償計劃股票結算股票增值權協議表格(見EOG截至2021年9月30日的10-Q表格季度報告的第10.3號附件)(美國證券交易委員會文件第001-09743號)。 |
| | |
| 10.2(e)+ | - | EOG Resources，Inc.基於業績條件的限制性股票單位(“業績單位”)獎勵協議的形式。2021年綜合股權薪酬計劃(美國證券交易委員會第001-09743號文件)(見EOG截至2021年9月30日的季度10-Q表格附件10.4)。 |
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展品 數 | | 描述 |
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| 10.2(f)+ | - | 根據EOG Resources，Inc.的2021年綜合股權薪酬計劃，由EOG和William R.Thomas簽署的獎勵協議，2021年9月27日生效(EOG Resources，Inc.截至2021年9月30日的10-Q表格季度報告的附件10.5)(EOG Resources，Inc.2021年綜合股權薪酬計劃下的限制性股票單位(業績單位)獎勵協議(EOG Resources，Inc.，2021年第001-09743號文件)。 |
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| 10.2(g) | - | 非僱員董事2021年EOG Resources，Inc.限制性股票獎勵計劃綜合股權薪酬計劃(見EOG截至2021年9月30日的10-Q表格季度報告第10.6號)(美國證券交易委員會文件第001-09743號)。 |
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| 10.3(a)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期補償計劃-非限制性補充延期補償計劃-計劃文件，於2008年12月16日生效(見EOG截至2008年12月31日的10-K表格年度報告10.2(A)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號))。 |
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| 10.3(b)+ | - | EOG Resources，Inc.409a遞延補償計劃-非限定補充遞延補償計劃-收養協議，最初日期為2008年12月16日(並修訂至2012年2月24日(包括對其中第7項的修正，從2012年1月1日起生效，涉及限制股票單位的延期)(附件10.2(B)EOG截至2011年12月31日的Form 10-K年度報告)(最初作為附件10.2(B)提交給EOG截至12月31日的Form 10-K年度報告，(美國證券交易委員會案卷第001-09743號)。 |
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| 10.3(c)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期補償計劃第一修正案，自2013年1月1日起生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度報告的附件10.8)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
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| 10.3(d)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期補償計劃修正案2，自2018年1月1日起生效(EOG截至2018年12月31日的10-K表格年度報告附件10.3(D)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
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| 10.3(e)+ | - | EOG Resources，Inc.409a延期補償計劃第三修正案，自2020年12月17日起生效(EOG截至2020年12月31日的10-K表格年度報告附件10.2(E)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
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| 10.4(a)+ | - | 修訂和重新簽署了EOG和Timothy K.Driggers之間的控制變更協議，自2005年6月15日起生效(EOG目前提交的8-K表格的附件99.11，於2005年6月21日提交)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
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| 10.4(b)+ | - | 經修訂及重訂的EOG與Timothy K.Driggers之間的控制權變更協議第一修正案，自2009年4月30日起生效(見EOG截至2009年3月31日的10-Q表格季度報告的附件10.5)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
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| 10.4(c)+ | - | 2011年9月13日生效的EOG和Timothy K.Driggers之間修訂和重新簽署的控制變更協議的第二修正案(EOG當前報告的附件10.4,2011年9月13日提交的Form 8-K)(美國證券交易委員會文件第001-09743號)。 |
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| 10.5(a)+ | - | EOG與Michael P.Donaldson之間的控制權變更協議，於2012年5月3日生效(見EOG截至2012年6月30日的10-Q表格季度報告的附件10.1)(美國證券交易委員會文件第001-09743號)。 |
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| 10.5(b)+ | - | EOG和Michael P.Donaldson之間的控制變更協議第一修正案，於2013年9月4日生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度報告的附件10.7)(美國證券交易委員會文件第001-09743號)。 |
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| 10.6(a)+ | - | EOG和勞埃德·W·赫爾姆斯之間的控制權變更協議，於2013年6月27日生效(EOG截至2013年6月30日的10-Q表格季度報告的附件10.9)(美國證券交易委員會文件第001-09743號)。 |
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| 10.6(b)+ | - | EOG與Lloyd W.Helms，Jr.簽訂的《控制權變更協議第一修正案》，於2013年9月4日生效(EOG截至2013年9月30日的10-Q表格季度報告附件10.4)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
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| 10.7+ | - | EOG與Ezra Y.Y.Yaco b之間的控制權變更協議，於2018年1月26日生效(EOG截至2017年12月31日的10-K表格年度報告附件10.10)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
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| 10.8+ | - | EOG與Kenneth W.Boedeker之間的控制權變更協議，於2018年12月19日生效(EOG截至2018年12月31日的10-K表格年度報告附件10.11)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
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展品 數 | | 描述 |
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| 10.9+ | - | EOG和Jeffrey R.Leitzell之間的控制變更協議，於2021年6月17日生效(EOG截至2021年6月30日的10-Q表格季度報告的附件10.2(美國證券交易委員會文件第001-09743號)。 |
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| 10.10(a)+ | - | 經修訂和重述於2005年6月15日生效的EOG Resources，Inc.控制權變更豁免計劃(EOG於2005年6月21日提交的8-K表格當前報告的附件99.12)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
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| 1010(b)+ | - | EOG Resources，Inc.控制權變更豁免計劃第一修正案，自2009年4月30日起生效(EOG截至2009年3月31日的10-Q表格季度報告附件10.6)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
| | |
| 10.11+ | - | EOG Resources，Inc.年度獎金計劃(2019年1月1日生效)(EOG截至2019年3月31日的季度10-Q表季度報告的附件10.1)(美國證券交易委員會文件第001-09743號)。 |
| | |
| 10.12+ | - | EOG Resources，Inc.員工購股計劃(2018年1月1日起修訂重啟)(2018年4月26日提交的EOG註冊説明書S-8表，美國證券交易委員會文件第333-224466號，附件4.4(A))。 |
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| 10.13 | - | 循環信貸協議，日期為2019年6月27日，由EOG、作為行政代理的摩根大通銀行、作為銀行參與方的金融機構以及其他參與方達成(EOG於2019年7月2日提交的當前8-K表格報告的附件10.1)(美國證券交易委員會檔案第001-09743號)。 |
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| *21 | - | EOG的子公司，截至2021年12月31日。 |
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| *23.1 | - | 德戈萊爾和麥克諾頓的同意。 |
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| *23.2 | - | 德勤律師事務所同意。 |
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| *24 | - | 授權書。 |
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| *31.1 | - | 第302條首席執行官年度報告的證明。 |
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| *31.2 | - | 第302條首席財務官年度報告的證明。 |
| | |
| *32.1 | - | 第906條對首席執行官年度報告的證明。 |
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| *32.2 | - | 第906條首席財務官年度報告的證明。 |
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| *95 | - | 礦山安全信息披露展示會。 |
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| *99.1 | - | DeGolyer和MacNaughton的意見，日期為2022年1月27日。 |
| | |
| *101.INS | - | 內聯XBRL實例文檔-實例文檔不顯示在交互數據文件中，因為其XBRL標記嵌入在內聯XBRL文檔中。 |
| | |
| *101.SCH | - | 內聯XBRL架構文檔。 |
| | |
| *101.CAL | - | 內聯XBRL計算鏈接庫文檔。 |
| | |
| *101.DEF | - | 內聯XBRL定義Linkbase文檔。 |
| | |
| *101.LAB | - | 內聯XBRL標籤Linkbase文檔。 |
| | |
| *101.PRE | - | 內聯XBRL演示文稿Linkbase文檔。 |
| | |
| 104 | - | 封面交互數據文件(格式為內聯XBRL，包含在附件101中)。 |
*隨函存檔的證物
* * 作為附件101附於本報告的是以下以XBRL格式的文件（可擴展商業報告語言）：（i）截至2021年12月31日止期間三個年度各年度的綜合收益表（虧損）及綜合收益表（虧損），（ii）綜合資產負債表—2021年及2020年12月31日，（iii）截至2021年12月31日止期間三年各年之綜合股東權益表，（iv）截至2021年12月31日止期間三年各年之綜合現金流量表及（v）綜合財務報表附註。
+管理合同、補償計劃或安排
簽名
根據修訂後的1934年《證券交易法》第13或15(D)節的要求，註冊人已正式安排由正式授權的以下籤署人代表其簽署本報告。
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| | | EOG Resources，Inc. |
| | | (註冊人) |
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| 日期： | 2022年2月24日 | 發信人： | /S/蒂莫西·K·德里格斯 蒂莫西·K·德里格斯 常務副總裁兼首席財務官 (首席財務官和正式授權的官員) |
根據經修訂的1934年證券交易法的要求，本報告由以下人員代表註冊人並以EOG Resources，Inc.的身份簽署。24日，這是2022年2月的一天。
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| | 簽名 | 標題 |
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| | /s/ EZRA Y. Yacob | 董事首席執行官兼首席執行官 |
| | (Ezra Y.雅各布） | (首席行政主任) |
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| | /S/蒂莫西·K·德里格斯 | 常務副總裁兼首席財務官 |
| | （Timothy K. Drigers） | (首席財務官) |
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| | /s/ ANN D. Janssen | 高級副總裁與首席會計官 |
| | (Ann D. Janssen） | (首席會計主任) |
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| | * | 董事 |
| | (珍妮特·F·克拉克) | |
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| | * | 董事 |
| | (查爾斯·R·克里斯普) | |
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| * | 董事 |
| 羅伯特·P·丹尼爾斯 | |
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| | * | 董事 |
| | （James C.日） | |
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| | * | 董事 |
| | (C.Christopher Gaut) | |
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| * | 董事 |
| (邁克爾·T·科爾) | |
| | | |
| | * | 董事 |
| | (朱莉·J·羅伯遜) | |
| | | |
| | * | 董事 |
| (唐納德·F·特克斯託) | |
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| * | 董事會主席（董事） |
| （William R.託馬斯） | |
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| *由： | /S/邁克爾·P·唐納森 | |
| | (邁克爾·P·唐納森) | |
| | (指明的人的事實受權人) | |
