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附注1 —列报依据和重要会计政策

简明财务报表–所附简明财务报表由内华达州公司Ring Energy, Inc.（“公司”、“环能源”、“Ring”、“我们”、“我们”或“我们的”）编制，未经独立注册会计师事务所审计。公司管理层认为，随附的未经审计简明财务报表包含为公允列报所列期间的经营业绩所需的所有调整，这些调整属于正常的经常性，但此处披露的除外。截至2025年9月30日止三个月和九个月的简明经营业绩不一定代表截至2025年12月31日止全年的预期业绩，原因有多种，包括石油和天然气收到的价格波动的影响、自然产量下降、勘探和开发钻探结果的不确定性、衍生工具的公允价值波动以及其他因素。

公司这些未经审计的简明财务报表是根据适用于中期财务信息的美国普遍接受的会计原则（“GAAP”）编制的，因此，不包括GAAP要求的完整财务报表的所有信息和附注。因此，这些简明财务报表应与公司截至2024年12月31日止年度的10-K表格年度报告中包含的财务报表和附注一并阅读。

业务的组织和性质–环能源是一家以增长为导向的独立石油和天然气勘探和生产公司，总部位于德克萨斯州伍德兰兹，从事目前专注于德克萨斯州二叠纪盆地的石油和天然气开发、生产、收购和勘探活动。我们的钻探作业以德克萨斯州二叠纪盆地西北大陆架和中央盆地平台富含石油和液体的生产地层为目标。

流动性和资本考虑–公司努力保持充足的流动性水平，以应对波动和风险。流动资金来源包括公司经营活动提供的现金净额、手头现金、循环信贷额度下的可用借款能力以及出售非战略性资产的收益。

虽然石油和天然气价格的变化影响了公司的流动性，但公司已经实施了对冲措施，以寻求保护其大部分现金流免受价格下跌的影响；但是，如果石油或天然气价格由于意外的经济状况而迅速恶化，这仍可能对公司的现金流产生重大不利影响。

该公司预计，油价将在不确定的期限内持续波动。长期低迷的油价历来对公司的石油收入产生并可能产生重大不利影响，公司的对冲合同在一定程度上缓解了这种影响。

该公司认为，它有能力继续通过使用运营现金流为其运营提供资金并偿还债务。

估计数的使用–按照公认会计原则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响报告期间资产和负债的报告金额、或有资产和负债的披露以及收入和支出的报告金额。该公司未经审计的简明财务报表基于多项重大估计，包括石油和天然气储量的估计，这是计算石油和天然气资产损耗和减值的基础。储备金

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估计，就其性质而言，本质上是不精确的。实际结果可能与这些估计不同。用于减值分析的未来估计石油和天然气储量或归属于储备的估计未来现金流量的变化可能对公司未来的经营业绩产生重大影响。

公允价值计量–公允价值是市场参与者在计量日的有序交易中出售资产所收到的价格或转移负债所支付的价格（退出价格）。财务会计准则委员会（“FASB”）建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的估值技术的输入。这一层次由三个大的层次组成。第1级投入是最高优先级，由相同资产和负债在活跃市场中未经调整的报价组成。第2级是可直接或间接观察到的资产或负债的报价以外的输入值。第3级是资产或负债的不可观察输入值。

金融工具的公允价值–我们的循环信贷额度报告的账面金额与其公允价值相近，因为基础工具的利率与当前市场利率相近。应收账款和应付账款以及其他流动资产和负债的账面值接近公允价值，因为这些资产和负债的短期到期和/或流动性。

非金融资产和负债的公允价值–公司还应用公允价值会计准则，初步或视情况而定，计量非金融资产和负债，例如通过业务收购、财产和设备以及资产报废义务获得的资产和负债。这些资产和负债仅在某些情况下进行公允价值调整，不进行经常性重估。公允价值可根据情况酌情使用可比市场数据、现金流折现法或两者的组合进行估计。在贴现现金流量法下，估计未来现金流量是基于管理层对未来的预期，包括对未来石油和天然气产量或其他适用的销售估计、运营成本以及风险调整贴现率的估计。当情况需要确定公允价值时，公司可能会使用估计未来现金流入和/或流出的现值或考虑当前市场条件的可比资产的第三方报价或价格对其非金融资产和负债进行估值。鉴于一些输入的不可观察性的重要性，这些被认为是公允价值层次结构的第3级。

信用风险与应收款集中–可能使公司面临信用风险集中的金融工具主要包括现金和应收账款。

现金及现金等价物–该公司的现金超过联邦保险限额$ 36,907 和$ 1,616,395 分别截至2025年9月30日和2024年12月31日。公司将现金存放于一家信用质量较高的金融机构。该公司在这类账户中没有遭受任何损失，并认为其在这方面没有面临重大信用风险。

应收账款–公司的应收账款基本上全部来自石油和天然气的采购商。石油和天然气销售一般是无担保的。应收采购人的未偿账款超过合同规定的付款条件被视为逾期。公司过去并无任何重大信贷损失，相信其应收账款可完全收回。截至二零二五年九月三十日止九个月，向三名购买者的销售代表 66 %, 13 %和 9 分别占石油、天然气和天然气液体销售总额的百分比。截至2025年9月30日，这三家采购商的未偿应收款项代表 76 %, 10 %和 6 分别占应收账款的百分比。 下表反映了公司截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月应收我们的石油和天然气购买者账款的期初和期末余额。

			截至3个月
			2025年9月30日						2024年9月30日
应收石油天然气采购商账款期初余额			$	36,251,914					$	38,478,082
应收油气采购商账款期末余额			32,354,972						32,531,626

			截至九个月
			2025年9月30日						2024年9月30日
应收石油天然气采购商账款期初余额			$	33,774,968					$	37,879,779
应收油气采购商账款期末余额			32,354,972						32,531,626

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生产失衡–公司使用销售法核算天然气生产不平衡，即确认所有已售天然气的收入，即使已售天然气量可能多于或少于公司所有权赋予其销售的权利。对于大于公司在剩余估计天然气储量中所占比例的不平衡，则记录负债。 截至2025年9月30日或2024年12月31日，公司未录得不平衡。

应收合息票据，净额 –公司亦有共同应收利息票据。应收共同利息票据由共同利息持有人应占的按比例收入作抵押，并进一步由利息本身作抵押。应收共同权益所有人的未偿还时间超过合同付款条件的款项被视为逾期。 下表列示了公司在截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月和九个月期间与其共同应收利息票据相关的信用损失费用拨备。

			截至3个月												截至九个月
			2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
信用损失费用			$	907					$	8,817					$	19,029					$	187,594

下表反映了公司截至2025年9月30日和2024年12月31日的应收利息和信用损失准备金的合并情况。

			2025年9月30日						2024年12月31日
应收合息票据			$	1,118,337					$	1,264,897
信贷损失备抵			( 200,762 )						( 181,733 )
应收合息票据，净额			$	917,575					$	1,083,164

增加$ 19,029 在截至2025年9月30日的九个月期间的信贷损失准备金中，用于被认为无法收回且暂无抵消收入的业主结算。

现金及现金等价物–公司将购买的所有原期限为三个月或更短的高流动性投资视为现金等价物。于2025年9月30日及2024年12月31日，公司并无该等投资。

存货–公司存货的全部余额包括运营所需的材料和用品，没有在制品或成品存货余额。库存在购买用品（包括运费和销售税成本）用于井场时被添加到账簿中，库存通过根据初始开票价值进行库存使用的材料转移而减少。公司以成本与可变现净值孰低报告存货余额。库存余额不包括在公司的消耗计算中。

石油和天然气属性–公司对石油和天然气资产采用完全成本法核算。在这种方法下，与石油和天然气资产的收购、勘探和开发相关的所有成本（直接和间接）都被资本化。资本化的成本包括购置成本、地质和地球物理支出、未开发物业的租赁租金以及钻探和装备生产性和非生产性油井的成本。钻井成本包括直接相关的间接费用。资本化成本被归类为需要摊销或不需要摊销。除存货外，公司所有资本化成本均需摊销。

公司在资产报废义务（“ARO”）发生期间记录一项负债，金额等于资本化的该义务的贴现估计公允价值。此后，这一负债将累积到最终的退休成本中。ARO是与某些资产的处置或其他报废相关的未来支出。该公司的ARO涉及其石油和天然气资产以及相关设施处置的未来封堵和废弃费用。石油和天然气资产的处置作为资本化成本的调整入账。

石油和天然气资产的所有资本化成本，包括开发探明储量的估计未来成本和封堵和弃井的估计未来成本以及场地恢复成本，减去与石油和天然气资产相关的设备的估计残值，均使用独立石油工程师确定的探明储量估计按生产单位法摊销。如果评估结果表明物业是

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减值，减值金额冲抵待摊销的资本化成本。 下表显示了截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月和九个月的总消耗和每桶石油当量的消耗速度。

			截至3个月												截至九个月
			2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
耗竭			$	24,902,199					$	25,302,058					$	72,381,413					$	73,056,856
耗尽率，每桶石油当量（BOE）			$	13.02					$	13.68					$	13.15					$	13.57

此外，资本化成本减去累计损耗和相关递延所得税，不得超过等于以下各项之和的金额（完全成本上限）：

1)按照SEC准则计算的按10%折现的预计未来净收入现值；

2)加上未摊销的物业成本；

3)加上计入摊销成本的未经证实物业的成本或估计公允价值两者中较低者；

4)较少与物业账面和计税基础差异相关的所得税影响。

由于较低的油价影响了预计未来净收入的现值，在截至2025年9月30日的三个月和九个月期间，公司记录了石油和天然气资产的减值，因为上限测试为$ 72,912,330 和$ 72,912,330 ，分别。 无 此类减值是在截至2024年9月30日的三个月和九个月内记录的。

土地、建筑物及构筑物、设备、软件、租赁物改良、汽车、无人机–土地、建筑物和构筑物、设备、软件、租赁物改良、汽车和无人机（“无人机”）按历史成本列账，并经减值损失和累计折旧调整（土地除外）。历史成本包括与购置土地、建筑物和构筑物、设备、软件、租赁物改良、汽车和无人机并将其投入使用相关的所有直接成本。在出售或放弃时，固定资产的成本和相关的累计折旧从账目中删除，并确认任何收益或损失。

建筑物、构筑物、设备、软件、租赁物改良、汽车、无人机折旧按以下预计使用寿命采用直线法计算：

租赁权改善						3 ‑ 5 年
办公设备和软件						3 ‑ 7 年
设备						5 ‑ 10 年
汽车						4 年
建筑物及构筑物						7 年
无人机						3 年

下表提供了公司截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的折旧费用信息。

			截至3个月												截至九个月
			2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
折旧			$	105,933					$	102,043					$	309,211					$	306,752

应付票据– 2024年5月底，该公司更新了对井、一般责任、污染、伞、财产、工人赔偿、汽车和D & O保险单的控制，在首付$后以面值本票为保费提供资金 1,501,507 .2024年11月，公司续保网络安全保

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保单，并在首付$后以面值的期票为保费提供资金 58,773 .两种票据的年利率均为 7.98 %.2025年5月底，该公司更新了对井、一般责任、污染、伞、财产、工人赔偿、汽车和D & O保单的控制，在首付$后以面值的期票为保费提供资金 1,648,539 .该票据的实际年利率为 7.75 %.截至2025年9月30日和2024年12月31日，在简明资产负债表上计入流动负债的应付票据余额为$ 1,001,829 和$ 496,397 ，分别。

下表反映截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月及九个月期间的加权平均应付票据余额及加权平均未偿还应付票据利率。

						三个月结束												九个月结束
						2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
加权平均应付票据余额						$	1,295,192					$	1,181,511					$	646,316					$	616,090
加权平均应付票据加权平均利率						7.94		%				8.16		%				8.85		%				8.76		%

下表列示截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月及九个月与应付票据有关的已付利息。这笔利息包含在简明运营报表的“利息（费用）”中。

						三个月结束												九个月结束
						2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
应付票据已付利息						$	25,710					$	24,115					$	42,876					$	40,481

收入确认– 2018年1月，公司采用会计准则更新（“ASU”）2014/09与客户订立合约的收入（专题606）（“ASU 2014 — 09”）。确认已生产原油和天然气销售收入的时间并未因采用ASU2014 —09而改变。该公司的收入主要来自销售已生产的原油和天然气。当产品交付给采购人时，合同履约义务即被履行。收入记录在产品交付给购买者的月份。公司在交货后一至三个月收到付款。交易价格包含可变对价，因为产品定价基于已公布的市场价格，并因合同规定的差异（质量、运输和其他基准价格的变量）而减少。关于ASU2014 —09的指导意见并不要求交易价格是固定的，也不要求在合同中说明。估计可变对价不需要重大判断，公司聘请第三方来源验证估计。收入在扣除应付第三方的特许权使用费后确认，金额反映了公司预期为换取这些产品而获得的对价。更多信息见“附注2 —收入确认”。

所得税–所得税拨备以当年应交或可退税款及递延税款为基础。递延所得税是就资产和负债的计税基础与其在简明财务报表中的账面值之间的差异以及税项结转计提的。递延税项资产和负债按预期实现或结算递延税项资产和负债期间适用的现行已颁布所得税税率计入简明财务报表。随着税法或税率的变化颁布，递延所得税资产和负债通过所得税拨备进行调整。

在评估公司的递延所得税资产时，我们考虑是否应该为可能无法实现的部分或全部递延所得税资产记录估值备抵。递延所得税资产的最终变现在每个报告期进行评估，取决于未来应纳税所得额的产生以及公司在暂时性差异可抵扣期间利用经营亏损结转的能力。我们还考虑了递延所得税负债的冲销和可用的税收筹划策略。 截至2025年9月30日和2024年12月31日，公司实 不是 对其联邦和州递延所得税资产进行估值减免。

2025年7月4日，《一大美丽法案》（“OBBBA”）颁布，除其他事项外，该法案允许对2025年1月19日之后获得的财产永久进行100%的红利折旧。此外，代码第163节（j）扣除净利息费用的OBBBA基础是基于2024年12月31日之后开始的纳税年度的EBITDA（息税折旧摊销前利润）而不是EBIT（息税前利润），任何不允许的利息费用都可以无限期结转。我们已将这些变动纳入截至2025年9月30日止三个月和九个月的所得税拨备。

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公司在截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月和九个月内记录了以下联邦和州所得税优惠（规定）。

			截至3个月												截至九个月
			2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
递延联邦所得税福利（拨备）			$	12,558,220					$	( 9,637,849 )					$	3,965,817					$	( 17,617,436 )
当前的州所得税规定			( 39,816 )						( 74,899 )						( 323,670 )						( 329,917 )
递延州所得税优惠（拨备）			282,543						( 375,206 )						10,198						( 689,972 )
受益于（拨备）所得税			$	12,800,947					$	( 10,087,954 )					$	3,652,345					$	( 18,637,325 )
实际税率(1)			19.87 %						22.94 %						14.30 %						23.17 %

（1）公司的整体有效税率计算方法为所得税收益（拨备）除以所得税收益（亏损）前收益（拨备）。截至2025年9月30日的三个月和九个月的有效税率低于联邦法定公司税率，主要受到不可扣除费用增加和州所得税影响的影响。截至2024年9月30日的三个月和九个月的有效税率高于联邦法定公司税率，这主要是由于不可扣除的费用和州所得税。

所得税不确定性的会计处理–根据公认会计原则，该公司分析了其在所有需要提交开放纳税年度所得税申报表的司法管辖区的申报情况。该公司已将其联邦所得税申报表和其在德克萨斯州的特许经营税申报表确定为“主要”税务管辖区。公司截至2020年12月31日及之后年度的联邦所得税申报表仍有待审查。该公司截至2008年12月31日及之后年度的联邦所得税申报表仍需根据净营业亏损（NOL）结转的程度进行审查。该公司在德克萨斯州的特许经营纳税申报表仍有待于2019年及之后的审查。该公司目前认为，所有重要的申报头寸都具有高度确定性，其所有重要的所得税申报头寸和扣除额将在审计后得到维持。因此，公司对不确定的税务状况没有重大准备金，GAAP也没有要求对此类准备金进行调整。没有对公司征收利息或罚款，预计也没有；因此，我们在简明经营报表中的所得税拨备中没有包括利息或罚款。

租约–公司根据ASU2016-02，Leases（Topic842）对其租赁进行会计处理，自2019年1月1日起生效。公司进行了会计政策选择，不将租赁期为十二个月或以下的租赁（即短期租赁）资本化，不将所有资产类别的租赁和非租赁部分分开。公司还选择在ASU2016-02中采用一揽子实用权宜之计，允许实体在生效日期之前不重新评估（i）任何到期或现有合同是否是或包含租赁，（ii）任何到期或现有租赁的租赁分类，或（iii）任何现有租赁的初始直接成本，以及在采用ASU2016-02之前存在的关于土地地役权的实用权宜之计。公司在确定生效日期的现有合同的租赁期限时没有选择事后诸葛亮的实际权宜之计。

每股收益（亏损）–每股基本收益（亏损）的计算方法是将净收益（亏损）除以适用期间已发行普通股的加权平均数。每股摊薄收益（亏损）的计算是为了使潜在的可发行稀释性普通股生效。

以股份为基础的员工薪酬– 公司有未完成的股票期权授予、限制性股票单位奖励以及绩效股票单位奖励给董事、高级职员和员工，下文“附注11 ——员工股票期权和限制性股票单位”中对此有更全面的描述。公司根据授予日公允价值确认为换取权益工具奖励而获得的员工服务成本，并在要求员工提供服务以换取奖励的期间内确认相关补偿费用，该期间一般为归属期。

以股份为基础的非雇员薪酬–公司将发放给非职工的股份报酬作为收到的对价的公允价值或者发行的权益工具的公允价值进行会计处理，以较为可靠计量的为准。这些发行的计量日期为（i）承诺之日中较早者

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为接收方履约赚取权益工具达成或（二）接收方履约完成之日。

以股份为基础的薪酬– 下表汇总了公司截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的股份薪酬，包括在我们的简明运营报表中的一般和行政费用中。

			三个月结束												九个月结束
			2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
股份补偿			$	1,618,600					$	32,087					$	4,661,397					$	3,833,697

衍生工具和套期保值活动–公司定期订立衍生合约，以管理商品价格风险敞口。这些衍生品合约，一般放在主要金融机构，可能采取远期合约、期货合约、掉期或期权的形式。商品衍生品合约所依据的石油和天然气参考价格反映了与公司石油和天然气生产收到的实际价格具有高度历史相关性的各种市场指数。

由于公司并无为会计目的将其衍生工具指定为套期，任何因未偿还衍生金融工具的公允价值变动和衍生金融工具结算产生的收益或损失均在收益中确认，并在简明经营报表中作为其他收入（费用）的组成部分包括在内。

在适用的情况下，公司将除符合正常采购和销售例外情况的衍生工具之外的所有衍生工具作为以公允价值计量的资产或负债记录在资产负债表上。公允价值变动当期在收益中确认，除非满足特定的套期会计准则。更多信息见“附注6 —衍生金融工具”。

公司在简明现金流量表中采用间接方式报告经营现金流量。因此，衍生工具合同产生的非现金、未实现损益反映为一项调整，以得出经营活动提供的净现金。衍生品合约的总收益（损失）减去衍生品结算收到（支付）的现金，净额表示衍生品合约的未实现（按市值计价）收益或损失。

最近采用的会计公告–2023年7月，FASB发布ASU2023-03，财务报表的列报（主题205）、损益表-报告综合收益（主题220）、区分负债与权益（主题480）、权益（主题505）和补偿-股票补偿（主题718）：根据SEC员工会计公报第120号、2022年3月24日EITF会议上SEC员工公告和员工会计公报主题6.b对SEC段落的修订，会计系列第280版-条例S-X的一般修订：适用于普通股的收入或损失。ASU提供了SEC工作人员关于员工和非员工股份支付会计的最新观点，包括与弹簧加载奖励相关的指导。由于ASU没有提供任何新的ASC指引，也没有提供过渡或生效日期，公司在发布时就采用了该准则，该采用对公司的简明财务报表没有重大影响。

2023年11月，FASB发布了ASU 2023-07《分部报告（主题280）：可报告分部披露的改进》。这一更新要求拥有多个可报告分部的公共实体披露定期向主要经营决策者（“CODM”）提供的重大分部费用，以及包括在分部损益计算中的其他分部项目。公共实体还将被要求在中期期间披露主题280目前要求的关于可报告分部损益的所有年度披露。尽管允许公共实体披露分部损益的多项计量，但至少有一项报告的分部损益计量应符合计量公共实体合并财务报表相应金额时使用的计量原则。此外，公共实体必须披露主要经营决策者的头衔和地位，以及主要经营决策者在评估分部业绩和决定如何分配资源时如何使用报告的分部损益计量。最后，更新要求拥有单一可报告分部的公共实体提供本次更新中的修订要求的所有披露以及主题280中的所有现有分部披露。本次更新中的修订对2023年12月15日之后开始的财政年度以及2024年12月15日之后开始的财政年度内的中期期间生效。公司采用ASU2023-07，自2024年1月1日起生效。

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2023年12月，FASB发布ASU2023-09 "所得税（专题740）：所得税披露的改进."此次更新的修正案通过改进主要与税率调节和所得税已付信息相关的所得税披露，提高了所得税信息的透明度。具体而言，公共企业实体被要求披露表格对账，使用百分比和报告货币金额，显示来自八个具体类别的细节：（a）州和地方所得税扣除联邦（国家）所得税影响，（b）外国税收影响，（c）当期颁布的税法或税率变化的影响，（d）跨境税法的影响，（e）税收抵免，（f）估值免税额的变化，（g）不可征税或不可扣除的项目，以及（h）未确认的税收优惠的变化。此外，公共企业实体被要求单独披露任何调节项目，按性质和/或管辖权分类，其中调节项目的影响等于或大于所得税前持续经营收入（或损失）乘以适用的法定所得税率计算的金额的百分之五。此外，对于州和地方类别，要求公共商业实体提供构成该类别大多数（大于50%）的州和地方司法管辖区的定性描述。此外，所支付的所得税金额（扣除已收到的退款）需要按（i）联邦（国家）、州和外国税收以及（ii）所支付的所得税（扣除已收到的退款）等于或大于已支付的所得税总额（扣除已收到的退款）的百分之五的个别司法管辖区进行分类。最后，此次更新的修订要求所有实体披露（i）按国内和国外分类的所得税费用（或福利）前的持续经营收入（或亏损）和（ii）按联邦、州和外国分类的持续经营的所得税费用（或福利）。对于公共企业实体，本次更新中的修订对2024年12月15日之后开始的年度期间有效。因此，公司采用ASU2023-09，自2025年1月1日起生效。公司将在截至2025年12月31日止年度的年度财务报表中前瞻性地纳入适用的增强披露。

2024年3月，FASB发布ASU2024-02 "编纂改进–删除对概念陈述的引用的修订“（”ASU 2024-02 "），其中包含对编纂的修订，以删除对各种FASB概念声明的引用。在大多数情况下，参考资料是多余的，不需要理解或应用指南。一般来说，ASU2024-02并不打算导致大多数实体的重大会计变更。ASU2024-02在2024年12月15日之后开始的财政年度对公司有效。因此，公司采用ASU2024-02，自2025年1月1日起生效。该采用对公司的简明财务报表没有重大影响。

最近的会计公告–2023年10月，FASB发布ASU2023-06，《披露改进：响应SEC的披露更新和简化倡议的编纂修订。"此次更新修改了编纂中多种主题的披露或列报要求，这些要求应可前瞻性应用。例如，在ASC 230-10现金流量表–总体而言，该修订要求在年度期间披露与其衍生工具相关的现金流量及其相关损益在现金流量表中列报的会计政策。此外，在ASC内260-10每股收益–总体而言，此次修订要求披露每份稀释性证券的稀释每股收益计算所使用的方法，并明确了在中期期间应进行某些披露。公司目前正在评估这一更新对其财务报表和相关附注的影响。如果到2027年6月30日，SEC尚未从S-X条例或S-K条例中删除适用要求，则相关修订的待定内容将从编纂中删除，并且不会对任何实体生效。

2024年11月，FASB发布ASU 2024-03，《损益表–报告综合收益–费用分类披露（子主题220-40）–损益表费用分类“（”ASU 2024-03 "）。此次更新的目的是改进有关公共企业实体费用的披露，并满足投资者关于在通常呈现的费用标题（例如销售成本、SG & A和研发）中有关费用类型（包括购买库存、员工薪酬、折旧、摊销和损耗）的更详细信息的要求。正如ASU 2025-01所阐明，"损益表–报告综合收益–费用分类披露（子主题220-40）–明确生效日期，“本次更新中的修订对2026年12月15日之后开始的年度报告期间和2027年12月15日之后开始的年度报告期间内的中期报告期间有效，允许提前采用，并且允许前瞻性或追溯性应用。公司目前正在评估采用这一新指引对其财务披露的影响。

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附注2 —收入确认

该公司的收入主要来自销售生产的原油、天然气和天然气液体（“NGLs”）。当产品交付给采购人时，合同履约义务得到履行。收入记录在产品交付给购买者的月份。公司在交货后一至三个月收到付款。公司使用了ASC 606-10-50-14A中的实务权宜之计，其中规定，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，则实体无需披露分配给剩余履约义务的交易价格。根据公司的销售合同，交付给买方的每一单位生产代表一项单独的履约义务，因此，未来交付的数量完全无法满足，并且不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。交易价格包含可变对价，因为产品定价以公布的市场价格为基础，并根据质量、能源含量、运输等合同规定的差异进行调整。指导意见不要求交易价格固定或在合同中说明。估计可变对价不需要重大判断，公司聘请第三方来源验证估计。收入在扣除应付第三方的特许权使用费后确认，金额反映了公司预期为换取这些产品而获得的对价。一旦收到买方的对价，公司将记录估计与实际金额之间的任何差异，这在历史上并不重要。

石油销售–根据公司的石油销售合同，公司在交货时出售石油产量，并收取商定的指数价格，扣除定价差异。公司在交割时控制权转让给买方且公司很可能收取其有权收取的对价时，按收到的净价确认收入。

天然气和NGL销售–根据公司的中央盆地平台资产和部分西北大陆架资产的天然气销售加工合同，公司将未加工的天然气交付给井口的中游加工实体。中游加工实体获得井口天然气和NGLs的控制权。中游加工实体收集和加工天然气和NGLs，并将收益汇给公司，用于由此产生的天然气和NGLs销售。根据这些加工协议，当控制权在交付时转让给买方，并且公司很可能会收取其有权收取的对价时，公司确认收入。因此，公司将任何费用和扣除作为交易价格的降低进行会计处理。

直至2022年4月30日，根据公司对我们西北大陆架大部分资产的天然气销售加工合同，公司将未加工的天然气交付给井口的中游加工实体。然而，该公司通过加工保持对气体的所有权，并从由此产生的产品的营销中获得收益。根据这项加工协议，公司将与加工相关的费用确认为费用，而不是在简明运营报表中将这些成本与石油、天然气和天然气液体收入相抵。从2022年5月1日开始，这些合同合并为一份合同，并对其进行了修改，使公司不再通过加工保持对天然气的所有权。据此，公司自该时点起将任何此类费用和扣减记为交易价格的降低。与天然气加工实体签订的合同仅剩一份，其中天然气控制点要求将费用记录为费用。

收入分类– 下表列出按产品分列的收入：

			截至3个月												截至九个月
			2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
石油、天然气和天然气液体收入
石油			$	78,884,753					$	90,416,363					$	238,168,279					$	282,000,446
天然气(1)			( 2,253,323 )						( 3,859,603 )						( 4,794,987 )						( 7,650,645 )
天然气液体			1,969,906						2,687,623						6,922,010						8,537,067
石油、天然气和天然气液体总收入			$	78,601,336					$	89,244,383					$	240,295,302					$	282,886,868

(1)在截至2025年9月30日和2024年9月30日的三个月和九个月中，该公司的总燃气收入出现净负增长，原因是与每千立方英尺的工厂费用相比，每千立方英尺的总实现销售价格较低。

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附注3 —租赁

该公司在德克萨斯州米德兰和德克萨斯州伍德兰兹的办公室有经营租赁。米德兰办事处最初隶属 五年 租约于2021年1月1日开始。美联写字楼租约经修订，自2022年10月1日起生效，经修订 五年 截至2027年9月30日的租约。自2021年1月15日起，公司就德克萨斯州伍德兰兹的办公空间订立为期五年半的转租；然而，自2023年5月31日起，伍德兰兹办公室转租已终止。于2023年5月9日，公司订立 71个月 （五年零11个月）新租约，在德克萨斯州伍德兰兹提供更多办公空间。这些办公空间的未来付款反映在下面的未来租赁付款时间表中。

公司已选择适用ASU2016-02（即不资本化）的办公设备和用于其运营的压缩机的月度租赁。基于协议和使用性质，办公设备和压缩机不受ASU2016-02的约束。这些租赁的期限不到12个月，公司不打算继续租赁这些设备超过12个月。与这些租赁相关的租赁成本反映在租赁运营费用中的短期租赁成本中，如下所示。

该公司有车辆融资租赁。这些租约的初始期限为 36 截至公司拥有车辆之日的月份。这些车辆一般在期限结束时出售，收益以现金结算或应用于新车辆。

截至2025年9月30日，与这些经营租赁和融资租赁相关的未来租赁付款如下：

			2025						2026						2027						2028						2029						其他未来年份						合计
经营租赁付款(1)			$	185,359					$	636,649					$	460,497					$	250,606					$	149,628					$	—					$	1,682,739
融资租赁付款(2)			212,810						736,174						353,326						71,667						—						—						1,373,977

(1)截至2025年9月30日经营租赁的加权平均年折现率为 4.50 %.按此费率计算，上述未来租赁付款包括推算利息$ 108,622 .经营租赁的加权平均剩余期限为 2.88 年。

(2) 截至2025年9月30日融资租赁加权平均年折现率为 7.50 %.按此费率计算，上述未来租赁付款包括推算利息$ 98,151 .融资租赁加权平均剩余期限为 1.91 年。

下表是上表中未贴现的未来现金流量与简明资产负债表中披露的经营和融资租赁负债之间的对账：

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			截至
			2025年9月30日						2024年12月31日
经营租赁负债，流动部分			$	633,264					$	648,204
经营租赁负债，非流动部分			940,853						1,405,837
经营租赁负债，合计			$	1,574,117					$	2,054,041
未贴现未来现金流总额（未来经营租赁付款之和）			1,682,739						2,224,840
推算利息			108,622						170,799
未贴现未来现金流减推算利息			$	1,574,117					$	2,054,041
融资租赁负债，流动部分			$	728,762					$	906,119
融资租赁负债，非流动部分			547,064						647,078
融资租赁负债，合计			$	1,275,826					$	1,553,197
未贴现未来现金流总额（未来融资租赁付款额之和）			1,373,977						1,667,763
推算利息			98,151						114,566
未贴现未来现金流减推算利息			$	1,275,826					$	1,553,197

下表提供了简明运营报表中有关租赁成本的补充信息：

			截至3个月												截至九个月
			2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
经营租赁成本			$	175,091					$	175,091					$	525,272					$	525,272
短期租赁费用(1)			1,143,136						1,225,729						3,555,538						3,311,077
融资租赁费用：
融资租赁资产摊销(2)			217,213						258,022						720,618						790,386
融资租赁负债利息(3)			24,330						27,224						80,709						89,963

(1)计入租赁经营费用的金额

(2)计入折旧、损耗和摊销的金额

(3)计入利息的金额（费用）

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附注4 —每股收益（亏损）信息

下表列示公司截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月及九个月的每股基本及摊薄盈利（亏损）计算。对于所有稀释性证券，均采用存量法计算增量份额。

						截至3个月												截至九个月
						2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
净收入（亏损）						$	( 51,631,530 )					$	33,878,424					$	( 21,885,905 )					$	61,812,795
基本加权-平均流通股						206,688,003						198,177,046						204,223,621						197,850,538
稀释性证券的影响：
股票期权						—						—						—						—
限制性股票单位						—						1,905,628						—						1,628,164
业绩股票单位						—						597,939						—						619,555
普通认股权证						—						43,250						—						41,221
稀释加权平均流通股						206,688,003						200,723,863						204,223,621						200,139,478
每股基本盈利（亏损）						$	( 0.25 )					$	0.17					$	( 0.11 )					$	0.31
每股摊薄收益（亏损）						$	( 0.25 )					$	0.17					$	( 0.11 )					$	0.31

下表列出了被排除在公司计算截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月每股摊薄收益（亏损）之外的证券，因为它们的影响本来是反稀释的。

						截至3个月												截至九个月
						2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
反稀释证券：
购买普通股的股票期权						64,848						65,500						65,280						66,850
未归属的限制性股票单位						5,328,767						51,622						5,262,174						56,530
未归属业绩股票单位						3,403,082						516,450						2,776,101						1,198,361

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附注5 —收购和剥离

CBP竖井出售

2024年9月30日，公司完成了将德克萨斯州安德鲁斯县和德克萨斯州盖恩斯县内的某些石油和天然气资产，包括垂直井和相关设施，以$ 5.5 万，现金对价相同。作为出售的一部分，买方承担了大约$ 2.7 百万。

石灰岩收购

于2025年2月25日，公司作为买方与Lime Rock Resources IV-A，L.P.（“LRRA”）及Lime Rock Resources IV-C，L.P.（“LRRC”及与LRRA，“Lime Rock”）作为卖方订立买卖协议（“购买协议”），其中规定公司将收购（“Lime Rock收购”）位于德克萨斯州安德鲁斯县德克萨斯二叠纪盆地中央盆地平台的Lime Rock的油气租赁权益及相关财产“Lime Rock资产”）。2025年3月31日，公司与Lime Rock完成了Lime Rock收购中拟进行的交易，据此，公司收购Lime Rock资产的总对价包括：（i）约$ 69.3 百万现金，扣除惯常的购买价格调整，在Lime Rock收购结束时支付，（ii）$ 10.0 百万元将于2025年12月31日前支付，及（iii） 6,452,879 普通股的股份。

根据ASC 805，Lime Rock收购事项作为资产收购入账。按相对公允价值基准，Ring及分配予所收购标的资产的代价的公允价值于Lime Rock收购事项完成之日入账。此外，与Lime Rock收购直接相关的成本被资本化为购买价格的组成部分。确定所收购资产和负债的公允价值需要做出判断和某些假设，其中最重要的是与Lime Rock油气资产的估值有关。与石油和天然气资产相关的投入和假设在公允价值等级中被归类为第3级。

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下表列示截至石灰岩收购日期所收购资产及所承担负债的石灰岩收购总成本的最终分配：

考虑：
普通股对价
已发行普通股股份						6,452,879
截至2025年3月31日的普通股股价						$	1.15
普通股总对价						$	7,420,811
现金对价
托管存款在收盘时释放						$	5,000,000
支付给Lime Rock的期末金额						63,599,939
递延付款负债的公允价值						9,415,066
收盘后调整						721,116
现金对价总额						$	78,736,121
直接交易成本						2,576,648
总对价						$	88,733,580
收购资产的公允价值：
石油和天然气属性						$	92,111,309
固定资产						34,275
应收合息票据						39,820
归属于收购资产的金额						$	92,185,404
假定负债的公允价值：
悬疑责任						$	459,096
资产报废义务						2,587,179
从价计税负债						405,549
归属于承担负债的金额						$	3,451,824
取得的净资产						$	88,733,580

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附注6 —衍生金融工具

该公司的生产受到原油和天然气价格波动的影响。它利用由单一衍生工具或工具组合组成的衍生策略来管理与我们未来国内石油和天然气生产的预测销售相关的现金流的可变性。虽然衍生工具的使用可能会限制或部分降低不利的商品价格走势的下行风险，但它们的使用也可能会限制未来从有利的商品价格走势中获得的收入。

公司不时订立衍生合约，以保护公司的现金流免受价格波动的影响，并维持其资本计划。该公司历来为此目的使用无成本项圈、递延溢价看跌或掉期。石油衍生品合约基于西德克萨斯中质原油（“WTI”）原油价格，天然气触点基于Henry Hub。“无成本项圈”是两种期权的组合，即看跌期权（下限）和看涨期权（上限），其期权结构使得为看跌期权支付的权利金将被卖出看涨期权所获得的权利金所抵消。与无成本的项圈类似，签订掉期合约是没有成本的。延期溢价看跌合约在进入合约时确定的溢价，在合约结算时到期。

衍生交易的使用涉及交易对手方（一般为金融机构）将无法满足此类交易的财务条款的风险。我们所有的衍生品合约都是根据我们的信贷安排与贷方签订的。不履约风险通过在无风险利率基础上加入银行（交易对手）信用违约掉期（CDS）报价利率，纳入贴现率。尽管交易对手拥有与公司结算金额相抵（即净额结算）的权利，但根据ASC 815-10-50-4B，公司在公司的简明资产负债表中以毛额为基础对其所有衍生品头寸的公允价值进行分类。

公司的衍生金融工具以公允价值入账，并作为资产或负债计入随附的简明资产负债表。本公司并未为会计目的将其衍生工具指定为套期，因此，未偿付衍生金融工具的公允价值变动和衍生金融工具结算产生的任何收益或损失均在收益中确认，并在随附的简明经营报表中作为“衍生合约收益（损失）”标题下“其他收入（费用）”的组成部分。

下文介绍该公司的合同对所示期间的简明资产负债表的影响。

			截至
			2025年9月30日						2024年12月31日
商品衍生工具，按市价计价：
衍生品资产、流动			$	12,854,010					$	5,497,057
衍生资产、非流动			$	4,232,434					$	5,473,375
衍生负债，流动			$	2,277,994					$	6,410,547
衍生负债，非流动			$	1,708,221					$	2,912,745

来自简明经营报表的“衍生合约收益（亏损）”各期间的构成部分如下：

			截至3个月												截至九个月
			2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
石油衍生品：
石油衍生品已实现收益（亏损）			$	2,065,490					$	( 3,109,660 )					$	1,858,524					$	( 9,921,757 )
石油衍生品未实现收益（亏损）			( 3,526,149 )						27,238,245						10,961,216						12,552,517
石油衍生品收益（亏损）			$	( 1,460,659 )					$	24,128,585					$	12,819,740					$	2,630,760
天然气衍生品：
天然气衍生品已实现收益（亏损）			520,740						1,226,895						$	851,955					$	3,982,980
天然气衍生品未实现收益（亏损）			1,384,224						( 623,855 )						491,874						( 2,725,209 )
天然气衍生品收益（亏损）			$	1,904,964					$	603,040					$	1,343,829					$	1,257,771
衍生合约收益（亏损）			$	444,305					$	24,731,625					$	14,163,569					$	3,888,531

简明现金流量表中“衍生工具结算收到（支付）的现金，净额”各期间的构成部分如下：

			截至3个月												截至九个月
			2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
经营活动产生的现金流量
石油衍生品收到（支付）的现金			$	2,065,490					$	( 3,109,660 )					$	1,858,524					$	( 9,921,757 )
天然气衍生品收到（支付）的现金			520,740						1,226,895						851,955						3,982,980
衍生品结算收到（支付）的现金，净额			$	2,586,230					$	( 1,882,765 )					$	2,710,479					$	( 5,938,777 )

下表反映了截至2025年9月30日当前衍生品合约的详细情况（石油衍生品合约的数量以桶（BBL）为单位，天然气衍生品合约的数量以百万英热单位（MMBTU）为单位）：

															石油对冲（WTI）
															2025年第四季度						2026年第一季度						2026年第二季度						2026年第三季度						2026年第四季度						2027年第一季度						2027年第二季度						2027年第三季度
掉期：
对冲量（bbl）															241,755						608,350						577,101						171,400						529,000						509,500						492,000						432,000
加权平均掉期价格															$	65.56					$	67.95					$	66.50					$	62.26					$	65.34					$	62.82					$	60.45					$	61.80
双向项圈：
对冲量（bbl）															404,800						—						—						379,685						—						—						—						—
加权平均认沽价格															$	60.00					$	—					$	—					$	60.00					$	—					$	—					$	—					$	—
加权平均收回价															$	75.68					$	—					$	—					$	72.50					$	—					$	—					$	—					$	—

															Gas Hedges（Henry Hub）
															2025年第四季度						2026年第一季度						2026年第二季度						2026年第三季度						2026年第四季度						2027年第一季度						2027年第二季度						2027年第三季度
纽约商品交易所掉期：
对冲量（MMBTU）															84,300						140,600						662,300						121,400						613,300						—						—						612,000
加权平均掉期价格															$	4.25					$	4.20					$	3.54					$	4.22					$	3.83					$	—					$	—					$	3.74
双向项圈：
对冲量（MMBTU）															495,500						694,500						139,000						648,728						128,000						717,000						694,000						—
加权平均认沽价格															$	3.10					$	3.50					$	3.50					$	3.10					$	3.50					$	3.99					$	3.00					$	—
加权平均收回价															$	4.40					$	5.11					$	5.42					$	4.24					$	5.42					$	5.21					$	4.32					$	—

															石油对冲（基差）
															2025年第四季度						2026年第一季度						2026年第二季度						2026年第三季度						2026年第四季度						2027年第一季度						2027年第二季度						2027年第三季度
Argus基差掉期：
对冲量（bbl）															183,000						—						—						—						—						—						—						—
加权平均价差价格(1)															$	1.00					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—

															天然气对冲（基差）
															2025年第四季度						2026年第一季度						2026年第二季度						2026年第三季度						2026年第四季度						2027年第一季度						2027年第二季度						2027年第三季度
埃尔帕索二叠纪盆地基差互换：
对冲量（MMBTU）															363,200						—						—						—						—						700,000						—						—
加权平均价差价格(2)															$	1.69					$	—					$	—					$	—					$	—					$	0.74					$	—					$	—

（1）在Argus Americas Crude一期中，石油基差掉期套期保值的计算方法是固定价格（上方加权平均价差价格）减去Midland和WTI Cushing之间的差价后的WTI。

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附注7 —公允价值计量

公允价值是市场参与者在计量日的有序交易中出售资产所收到的价格或转移负债所支付的价格（退出价格）。权威指引要求披露公允价值计量框架，并要求将公允价值计量分类披露为以下类别之一：

1级：			相同、非限制性资产或负债在计量日可获取的活跃市场中未经调整的报价。我们认为活跃市场是指资产或负债的交易以足够的频率和数量发生以持续提供定价信息的市场。
2级：			在不活跃的市场中的报价，或在资产或负债的几乎整个期限内可直接或间接观察到的投入。这一类别包括那些我们使用可观察市场数据进行估值的衍生工具。基本上所有这些输入在衍生工具的整个期限内都可以在市场上观察到，可以从可观察的数据中得出，或者由市场上执行交易的可观察水平提供支持。
3级：			根据价格或估值模型计量，这些价格或估值模型需要对公允价值计量具有重要意义且从客观来源观察较少的投入（即得到很少或没有市场活动的支持）。

金融资产和负债按照对公允价值计量具有重要意义的最低输入值进行分类。我们评估特定输入值对公允价值计量的重要性需要判断，并可能影响资产和负债的公允价值估值及其在公允价值层次中的位置。我们将继续评估我们的投入，以确保公允价值水平分类是适当的。当发生级别间转移时，我们的政策是假定转移发生在导致转移的事件或情况变化之日。

公司衍生工具的公允价值在公开市场上并不活跃报价。公司采用市场法对其衍生工具的公允价值进行经常性估计，采用由信誉良好的第三方提供的基础商品的商品期货定价，即第2级公允价值计量。

公司对非金融资产和负债适用非经常性公允价值计量准则的规定。这些资产和负债不是持续以公允价值计量，而是在某些情况下的事件或变化表明可能需要进行调整时进行公允价值调整。

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下表汇总了我们以经常性基础以公允价值计量的资产和负债的估值情况（详见“附注6 —衍生金融工具”）。

			公允价值计量分类
			中的报价 活跃市场 对于相同的资产 或（负债） （1级）						重要其他 可观测输入 （2级）						重大 不可观察 输入 （三级）						合计
截至2024年12月31日
商品衍生品-资产			$	—					$	10,970,432					$	—					$	10,970,432
商品衍生品-负债			$	—					$	( 9,323,292 )					$	—					$	( 9,323,292 )
合计			$	—					$	1,647,140					$	—					$	1,647,140
截至2025年9月30日
商品衍生品-资产			$	—					$	17,086,444					$	—					$	17,086,444
商品衍生品-负债			$	—					$	( 3,986,215 )					$	—					$	( 3,986,215 )
合计			$	—					$	13,100,229					$	—					$	13,100,229

循环信贷额度报告的账面金额接近公允价值，因为基础工具的利率接近当前市场利率。应收款项和应付账款以及其他流动资产和负债的账面值接近公允价值，因为这些资产和负债的短期到期和/或流动性。

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附注8 —循环信贷额度

于2025年6月18日，公司作为借款人、美国银行（Bank of America，N.A.）作为行政代理人和发行银行及其贷款方（“贷款方”）订立该若干第三次经修订和重述的信贷协议（“信贷协议”），最高借款基础为$ 1 亿元，由公司几乎所有资产担保，到期日为2029年6月。

信贷协议的借款基础为$ 585 万，需定期重新确定、强制削减和不时进一步调整。借款基数每半年重新确定一次，每年5月和11月。借款基数在出售或处置公司若干油气资产、注销若干套保头寸等特定情况下，可进行减持。

信贷协议允许公司为其股权所有者申报限制性付款（包括股息），但须遵守某些限制，包括（a）（i）在此类付款中没有发生或将发生违约或违约事件，（ii）备考杠杆率（未偿债务与调整后的利息、所得税费用、折旧、损耗和摊销前利润、勘探费用以及行政代理人可接受的所有其他非现金费用）不超过 2.00 至1.00，（iii）该等付款金额不超过可用自由现金流（定义见信贷协议），及（iv）借款基础使用百分比（定义见信贷协议）不高于 80 %；或（b）（i）没有发生或将在该等付款时发生违约或违约事件，（ii）备考杠杆比率不超过 1.50 至1.00，且（iii）借款基数使用百分比不大于 75 %.

信贷协议中的参考利率为有担保隔夜融资利率（“SOFR”）。每笔SOFR贷款的利率将为（i）适用利息期的调整后期限SOFR加上（ii）之间的差额 2.75 %和 3.75 %（取决于当时的借款基数使用水平）加（iii）a 0.10 % SOFR调整。每笔基准利率贷款的年利率为（a）（i）行政代理人的最优惠贷款利率中的最大值，（ii）联邦基金利率（定义见信贷协议）加上 0.5 年度%，（iii）按日厘定的经调整期限SOFR，计息期为一个月，加上 1.00 年度%及（四） 1.00 年度%，加上（b）之间的差幅 1.75 %和 2.75 年率%（取决于当时的借款基数使用水平）。

信贷协议载有若干契诺，其中包括要求维持（i）总杠杆比率不超过 3.0 1.0和（ii）流动资产与流动负债的最低比率（信贷协议中定义了这些术语） 1.0 到1.0。信贷协议还包含其他惯常的肯定和否定契约和违约事件。要求公司保持滚动 24 个月的基础上，就原油和天然气进行套期保值交易，在不低于 50 其已探明、已开发和正在生产的石油和天然气预计产量的百分比。然而，在任何对冲测试日，（a）如果借款基数利用率低于 25 %且杠杆率不大于 1.25 至1.00，滚动13至24个月所需套期保值百分比 24 规定的月份期限将为 0 %自该等对冲测试日起至下一个下一个对冲测试日止，及（b）如借款基础使用百分比等于或大于 25 %，但低于 50 %且杠杆率不大于 1.25 至1.00，滚动13至24个月所需套期保值百分比 24 规定的月份期限将为 25 从这种对冲测试日期到下一个对冲测试日期的百分比。

截至2025年9月30日，$ 428 万元未偿还信贷融资，公司遵守信贷协议中的所有契诺。

根据信贷协议，未使用承诺费的适用百分比为 0.5 各级借款基数利用年度%。截至2025年9月30日，公司未使用授信额度约为$ 157.0 万美元，计算方法为减去未偿还信贷融资余额$ 428 万美元和备用信用证$ 35,000 合计（$ 10,000 与联邦机构和$ 25,000 与一家新墨西哥州担保债券的保险公司）从$ 585 百万借款基数。

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附注9 —资产归还义务

该公司记录了在资产被收购或钻井被钻探之日封堵和放弃油气井的义务。资产报废义务每季度根据期间发生或结算的任何负债、增值费用以及对成本或时间估计所做的任何修订进行调整。资产报废义务使用适用日期的年度信用调整无风险贴现率发生。 截至2025年9月30日止九个月资产报废义务的对账如下：

余额，2024年12月31日			$	26,382,517
获得的负债			2,721,571
发生的负债			77,323
出售的负债			( 65,129 )
已结算负债			( 218,254 )
吸积费用			1,099,363
余额，2025年9月30日			$	29,997,391

下表列示了截至指定期间公司的流动和非流动资产报废义务余额。

			2025年9月30日						2024年12月31日
资产报废义务，当前			$	418,526					$	517,674
资产报废债务，非流动			29,578,865						25,864,843
资产报废义务			$	29,997,391					$	26,382,517

附注10 —股东权益

截至2024年12月31日，公司已 78,200 已发行的可行权普通认股权证，合同行权价为$ 0.80 每份认股权证，到期 五年 自2020年10月首次发行。截至2025年9月30日及2024年9月30日止九个月， 无 普通认股权证被行使。 下表反映了已行使的普通认股权证，包括此类行使所收到的收益。截至2025年9月30日，尚有 78,200 可行使普通认股权证。

						普通认股权证						行权价格						收到的收益
可行使，2023年12月31日						78,200						$	0.80
已锻炼						—						—						$	—
可行使，2024年3月31日						78,200						$	0.80
已锻炼						—						—						$	—
可行使，2024年6月30日						78,200						$	0.80
已锻炼						—						—						$	—
可行使，2024年9月30日						78,200						$	0.80
可行使，2024年12月31日						78,200						$	0.80
已锻炼						—						—						$	—
可行使，2025年3月31日						78,200						$	0.80
已锻炼						—						—						$	—
可行使，2025年6月30日						78,200						$	0.80
已锻炼						—						—						$	—
可行使，2025年9月30日						78,200						$	0.80

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附注11 —员工股票期权和限制性股票单位

截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月期间，从股份奖励收入中扣除的股份补偿费用如下。这些金额包含在简明运营报表的一般和行政费用中。

						三个月结束												九个月结束
						2025年9月30日						2024年9月30日						2025年9月30日						2024年9月30日
股份补偿费用来自：
员工股票期权						$	—					$	—					$	—					$	—
限制性股票单位授予						1,097,438						644,567						3,367,412						2,772,645
业绩股票单位奖励(1)						521,162						( 612,480 )						1,293,985						1,061,052
以股份为基础的薪酬总额						$	1,618,600					$	32,087					$	4,661,397					$	3,833,697

（1）截至2024年9月30日止三个月的业绩股票单位奖励的负股份补偿费用反映了在该期间发生和确认的没收。

2011年，公司董事会（“董事会”）批准通过了一项长期激励计划（“2011年计划”），该计划随后获得股东的批准和修订。有 无 截至2025年9月30日，符合授予条件的股份，可作为股票期权或限制性股票。

2021年，董事会和公司股东批准并采纳了《Ring Energy, Inc. 2021年综合激励计划》（“2021年计划”）。2021年计划规定，公司可授予期权、股票增值权、限制性股票、限制性股票单位、基于业绩的奖励、其他基于股份的奖励、其他基于现金的奖励，或上述任何组合。在2023年度股东大会上，股东批准了对2021年计划的修订，将2021年计划下的可用股份数量增加至 6.0 百万。在2025年年度股东大会上，股东批准了对2021年计划的第二次修订，将2021年计划下的可用股份数量由 11.5 百万。有 11,586,305 根据2021年计划截至2025年9月30日可供授予的股份。

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员工股票期权

股票期权截至2025年9月30日和2024年9月30日的状态及截至该日止各自九个月期间的变动情况汇总如下：

			期权						加权- 平均 行权价格						加权-平均剩余合同期限						聚合内在价值
未偿还，2023年12月31日			70,500						$	10.33
已获批			—						—
没收			—						—
过期			( 5,000 )						5.50
已锻炼			—						—
未偿还，2024年3月31日			65,500						$	10.70					2.31 年						$	—
可行使，2024年3月31日			65,500						$	10.70					2.31 年
已获批			—						—
没收			—						—
过期			—						—
已锻炼			—						—
未偿还，2024年6月30日			65,500						$	10.70					2.06 年						$	—
可行使，2024年6月30日			65,500						$	10.70					2.06 年
已获批			—						—
没收			—						—
过期			—						—
已锻炼			—						—
未偿还，2024年9月30日			65,500						$	10.70					1.81 年						$	—
可行使，2024年9月30日			65,500						$	10.70					1.81 年
未偿还，2024年12月31日			65,500						$	10.70
已获批			—						—
没收			—						—
过期			—						—
已锻炼			—						—
2025年3月31日			65,500						$	10.70					1.31 年						$	—
可行使，2025年3月31日			65,500						$	10.70					1.31 年
已获批			—						—
没收			—						—
过期			—						—
已锻炼			—						—
2025年6月30日			65,500						$	10.70					1.06 年						$	—
可行使，2025年6月30日			65,500						$	10.70					1.06 年
已获批			—						$	—
没收			—						$	—
过期			( 10,000 )						$	14.54
已锻炼			—						$	—
2025年9月30日			55,500						$	10.01					0.95 年						$	—
可行使，2025年9月30日			55,500						$	10.01					0.95 年

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内在价值采用2025年9月30日收盘价$ 1.09 而2024年9月30日的收盘价为$ 1.60 .截至2025年9月30日，该公司拥有$ 0 与股票期权相关的未确认补偿成本。

限制性股票单位

截至2025年9月30日和2024年9月30日已发行的限制性股票单位（“RSU”）以及截至该日止各自九个月期间的变动情况汇总如下：

			限制性股票单位						加权- 平均赠款 日期公允价值
未偿还，2023年12月31日			3,148,226						$	2.40
已获批			2,647,970						1.30
没收或撤销			( 26,802 )						1.30
既得			( 1,342,112 )						2.35
未偿还，2024年3月31日			4,427,282						$	1.77
已获批			60,000						2.04
没收或撤销			( 66,101 )						1.43
既得			( 303,797 )						2.74
未偿还，2024年6月30日			4,117,384						$	1.70
已获批			76,600						1.97
没收或撤销			( 399,552 )						1.67
既得			( 57,338 )						2.38
未偿还，2024年9月30日			3,737,094						$	1.70
未偿还，2024年12月31日			3,817,128						$	1.70
已获批			3,691,373						1.31
没收或撤销			—						—
既得			( 1,983,465 )						1.75
2025年3月31日			5,525,036						$	1.42
已获批			76,177						0.92
没收或撤销			( 86,238 )						1.31
既得			( 41,834 )						2.12
2025年6月30日			5,473,141						$	1.41
已获批			—						—
没收或撤销			( 65,244 )						1.36
既得			( 349,726 )						1.57
2025年9月30日			5,058,171						$	1.40

截至2025年9月30日，该公司拥有$ 3,477,694 将在加权平均期间内确认的与受限制股份单位赠款相关的未确认补偿成本 1.93 年。截至2025年9月30日止九个月的赠款活动主要是RSU赠款，用于员工的年度长期激励计划奖励。

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业绩股票单位

截至2025年9月30日和2024年9月30日未偿还的绩效股票单位（“PSU”）以及截至该日止各自九个月期间的变化汇总如下：

			业绩股票单位						加权- 平均赠款 日期公允价值
未偿还，2023年12月31日			2,022,378						$	3.11
已获批			—						—
没收或撤销			—						—
既得			—						—
未偿还，2024年3月31日			2,022,378						$	3.11
已获批			1,378,378						$	2.27
没收或撤销			—						$	—
既得			—						$	—
未偿还，2024年6月30日			3,400,756						$	2.77
已获批			—						—
没收或撤销			( 863,702 )						2.75
既得			—						—
未偿还，2024年9月30日			2,537,054						$	2.77
未偿还，2024年12月31日			1,891,892						$	2.47
已获批			—						—
没收或撤销			—						—
既得			—						—
2025年3月31日			1,891,892						$	2.47
已获批			1,624,756						$	0.93
没收或撤销			—						$	—
既得			—						$	—
2025年6月30日			3,516,648						$	1.76
已获批			—						—
没收或撤销			—						—
既得			( 549,900 )						1.83
2025年9月30日			2,966,748						$	1.75

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附注12 —承诺和或有事项

备用信用证–一家商业银行之前代表公司签发了备用信用证，金额为$ 250,000 到德克萨斯州，$ 10,000 给一个联邦机构，和$ 500,438 向保险公司担保下述担保债券。2024年2月23日，该行降低了美元 500,438 备用信用证至$ 25,000 经保险公司批准后，降低了$ 250,000 美国德克萨斯州备用信用证至$ 0 ，并保留了对联邦机构的备用信用证，价格为$ 10,000 .截至2025年9月30日，该公司未结清的备用信用证总额为$ 35,000 .备用信用证有效期至注销或到期，由信贷融通向银行作抵押。给联邦机构的信用证期限延长至 一年 一次。该公司打算向联邦机构续签备用信用证，期限视需要而定。尽管该公司不再在新墨西哥州运营任何油井，但该备用信用证将需要续签，直到解除。 无 已根据备用信用证提取金额。

担保债券 –一家保险公司代表公司发行担保债券，总额为$ 500,438 致新墨西哥州各机构，以便公司在新墨西哥州开展业务。担保债券有效期至注销或到期。担保债券的期限延长至 一年 一次。截至2025年9月30日，公司仍有一笔保证金代替$ 25,000 新墨西哥州；然而，一旦所有权变更获得新墨西哥州石油保护部门批准，这些债券预计将被取消。2024年1月10日， two 保险公司代表公司发行担保债券，一只为$ 250,000 ，德克萨斯州铁路委员会（“RRC”）要求在德克萨斯州运营100口或更多井的一揽子履约保证金，以及一口为$ 2,000,000 ，a RRC requires blanket plugging extension bond，each with zero collateral requirements。这些的术语 two 担保债券截止日期为2026年7月1日，届时可以展期。截至2025年9月30日，公司拥有$ 2,275,000 担保债券总额。

附注13 —分部报告

根据ASU2023-07 "分部报告（主题280）：可报告分部披露的改进，"公司已对其报告进行评估，以遵守2024年1月1日开始的财政年度和2025年1月1日开始的中期期间的新要求。该公司的业务包括石油、天然气和NGLs的勘探、生产和销售，主要在德克萨斯州的二叠纪盆地内，受RRC监管。该公司经营二叠纪盆地内的不同区域，包括西北大陆架和中央盆地平台。

公司的运营和财务由一组具有凝聚力的个人管理，这些个人被确定为首席运营决策者（“CODM”），由董事会主席兼首席执行官；执行副总裁兼首席运营官；执行副总裁兼首席勘探官；高级运营副总裁；副总裁兼临时首席财务官组成。CODM组审查公司的经营业绩，包括每月的简明财务报表，以评估业绩和确定资源分配。提供给主要经营决策者的重要费用类别包括租赁经营费用；收集、运输和加工成本；从价税；以及石油和天然气生产税。这些成本中的每一项都按经营分部从石油、天然气和天然气液体收入中扣除，以得出经营分部利润，用于评估业绩。

公司评估其经营分部是否表现出相似的经济特征，以及其经营分部是否具有产品、服务、生产过程、购买者类型/类别、产品分布和监管环境的相似性质。各经营分部的产品相似（石油、天然气、NGLs）、生产工艺相似、采购人类型相似（中游企业、或有中游成分的企业）、产品交付方式相似，并受相同规定管辖。在对这些因素中有关公司经营分部的每一个进行透彻分析后，已确定将其经营分部合并为一个单一的可报告分部，即勘探和生产，其中包括其所有收入、租赁经营费用、收集、运输和加工成本、从价税以及石油和天然气生产税是适当的。请参阅下表。

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			截至9月30日止三个月，												截至9月30日止九个月，
			2025						2024						2025						2024
勘探和生产
石油、天然气和天然气液体收入(1)			$	78,601,336					$	89,244,383					$	240,295,302					$	282,886,868
租赁经营费用(2)			( 20,518,472 )						( 20,315,282 )						( 60,442,005 )						( 57,984,733 )
采集、运输和加工成本			( 126,569 )						( 102,420 )						( 463,990 )						( 376,103 )
从价税			( 2,446,565 )						( 2,164,562 )						( 5,627,320 )						( 5,647,469 )
石油和天然气生产税			( 3,670,987 )						( 4,203,851 )						( 11,088,049 )						( 12,259,418 )
勘探与生产分部利润			$	51,838,743					$	62,458,268					$	162,673,938					$	206,619,145

(1)该公司的所有收入都在美国境内的二叠纪盆地内。

(2)主要经营决策者还审查租赁经营费用中的以下成本类别。请参阅下表。

			截至9月30日止三个月，												截至9月30日止九个月，
			2025						2024						2025						2024
租赁经营费用：
修井			$	3,027,065					$	4,244,856					$	9,017,112					$	11,144,016
其他租赁经营费用			$	17,491,407					$	16,070,426					$	51,424,893					$	46,840,717
租赁经营费用总额			$	20,518,472					$	20,315,282					$	60,442,005					$	57,984,733

下表包括可报告分部的利润或亏损计量总额与公司所得税前综合收益（亏损）的对账。此外，还包括可报告分部资产与公司合并资产之间的对账。

			截至2025年9月30日止三个月
			勘探和生产						企业						公司合计
石油、天然气和天然气液体收入			$	78,601,336					$	—					$	78,601,336
租赁经营费用			( 20,518,472 )						—						( 20,518,472 )
采集、运输和加工成本			( 126,569 )						—						( 126,569 )
从价税			( 2,446,565 )						—						( 2,446,565 )
石油和天然气生产税			( 3,670,987 )						—						( 3,670,987 )
折旧、损耗和摊销(3)			—						( 25,225,345 )						( 25,225,345 )
天花板测试减值(3)			—						( 72,912,330 )						( 72,912,330 )
资产报废义务增值			—						( 390,563 )						( 390,563 )
经营租赁费用			—						( 175,091 )						( 175,091 )
一般和行政费用			—						( 8,139,771 )						( 8,139,771 )
利息收入			—						74,253						74,253
利息（费用）			—						( 10,052,320 )						( 10,052,320 )
衍生合约收益（亏损）			—						444,305						444,305
处置资产收益（损失）			—						105,642						105,642
其他收益			—						—						—
所得税前收益（亏损）（拨备）			$	51,838,743					$	( 116,271,220 )					$	( 64,432,477 )
总资产(3)			$	1,401,663,623					$	33,008,970					$	1,434,672,593
资本支出			$	24,589,282					$	—					$	24,589,282

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(3)该公司的所有资产都位于美国境内。由于主要经营决策者并不认为折旧、损耗和摊销或上限测试减值是一项重大的勘探和生产部门费用，公司已将这些金额包括在调节表的公司栏中。

			截至2024年9月30日止三个月
			勘探和生产						企业						公司合计
石油、天然气和天然气液体收入			$	89,244,383					$	—					$	89,244,383
租赁经营费用			( 20,315,282 )						—						( 20,315,282 )
采集、运输和加工成本			( 102,420 )						—						( 102,420 )
从价税			( 2,164,562 )						—						( 2,164,562 )
石油和天然气生产税			( 4,203,851 )						—						( 4,203,851 )
折旧、损耗和摊销(3)			—						( 25,662,123 )						( 25,662,123 )
天花板测试减值(3)			—						—						—
资产报废义务增值			—						( 354,195 )						( 354,195 )
经营租赁费用			—						( 175,091 )						( 175,091 )
一般和行政费用			—						( 6,421,567 )						( 6,421,567 )
利息收入			—						143,704						143,704
利息（费用）			—						( 10,754,243 )						( 10,754,243 )
衍生合约收益（亏损）			—						24,731,625						24,731,625
处置资产收益（损失）			—						—						—
其他收益			—						—						—
所得税前收益（亏损）（拨备）			$	62,458,268					$	( 18,491,890 )					$	43,966,378
总资产(3)			$	1,367,833,052					$	31,931,958					$	1,399,765,010
资本支出			$	42,691,163					$	—					$	42,691,163

(3)该公司的所有资产都位于美国境内。由于主要经营决策者并不认为折旧、损耗和摊销或上限测试减值是一项重大的勘探和生产部门费用，公司已将这些金额包括在调节表的公司栏中。

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			截至2025年9月30日止九个月
			勘探和生产						企业						公司合计
石油、天然气和天然气液体收入			$	240,295,302					$	—					$	240,295,302
租赁经营费用			( 60,442,005 )						—						( 60,442,005 )
采集、运输和加工成本			( 463,990 )						—						( 463,990 )
从价税			( 5,627,320 )						—						( 5,627,320 )
石油和天然气生产税			( 11,088,049 )						—						( 11,088,049 )
折旧、损耗和摊销(3)			—						( 73,411,242 )						( 73,411,242 )
天花板测试减值(3)			—						( 72,912,330 )						( 72,912,330 )
资产报废义务增值			—						( 1,099,363 )						( 1,099,363 )
经营租赁费用			—						( 525,272 )						( 525,272 )
一般和行政费用			—						( 23,898,266 )						( 23,898,266 )
利息收入			—						233,969						233,969
利息（费用）			—						( 31,308,510 )						( 31,308,510 )
衍生合约收益（亏损）			—						14,163,569						14,163,569
处置资产收益（损失）			—						385,545						385,545
其他收益			—						159,712						159,712
所得税前收益（亏损）（拨备）			$	162,673,938					$	( 188,212,188 )					$	( 25,538,250 )
总资产(3)			$	1,401,663,623					$	33,008,970					$	1,434,672,593
资本支出			$	73,868,326					$	—					$	73,868,326

(3)该公司的所有资产都位于美国境内。由于主要经营决策者并不认为折旧、损耗和摊销或上限测试减值是一项重大的勘探和生产部门费用，公司已将这些金额包括在调节表的公司栏中。

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			截至2024年9月30日止九个月
			勘探和生产						企业						公司合计
石油、天然气和天然气液体收入			$	282,886,868					$	—					$	282,886,868
租赁经营费用			( 57,984,733 )						—						( 57,984,733 )
采集、运输和加工成本			( 376,103 )						—						( 376,103 )
从价税			( 5,647,469 )						—						( 5,647,469 )
石油和天然气生产税			( 12,259,418 )						—						( 12,259,418 )
折旧、损耗和摊销(3)			—						( 74,153,994 )						( 74,153,994 )
天花板测试减值(3)			—						—						—
资产报废义务增值			—						( 1,057,213 )						( 1,057,213 )
经营租赁费用			—						( 525,272 )						( 525,272 )
一般和行政费用			—						( 21,604,323 )						( 21,604,323 )
利息收入			—						367,181						367,181
利息（费用）			—						( 33,199,314 )						( 33,199,314 )
衍生合约收益（亏损）			—						3,888,531						3,888,531
处置资产收益（损失）			—						89,693						89,693
其他收益			—						25,686						25,686
所得税前收益（亏损）（拨备）			$	206,619,145					$	( 126,169,025 )					$	80,450,120
总资产(3)			$	1,367,833,052					$	31,931,958					$	1,399,765,010
资本支出			$	114,313,003					$	—					$	114,313,003

(3)该公司的所有资产都位于美国境内。由于主要经营决策者并不认为折旧、损耗和摊销或上限测试减值是一项重大的勘探和生产部门费用，公司已将这些金额包括在调节表的公司栏中。

下表披露了在所述年份中获得10%或更多收入的购买者。

			截至9月30日止三个月，												截至9月30日止九个月，
			2025						2024						2025						2024
占总收入10%或以上百分比的购买者(4)
Phillips 66公司（“菲利普斯”）			67 %						62 %						66 %						61 %
协合能源有限责任公司			12 %						14 %						13 %						14 %
LPC Crude III，LLC			*						14 %						*						13 %
NGL Crude Partners（“NGL Crude”）			*						10 %						*						10 %
能源转换粗暴营销			12 %						*						*						*

(4)公司所有采购人均在勘探与生产经营分部内。

附注14 —随后发生的事件

根据ASC主题855，后续事件，公司已评估了资产负债表日期为2025年9月30日之后的所有事件，直至这些简明财务报表发布之日，即2025年11月6日。公司没有任何重大的后续事件需要报告。

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