美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格
10-Q
1934年交易法
已结束的季度期间
2025年9月30日
或
为从_________到__________的过渡期
委员会文件编号：
001-35371
（在其章程中指明的注册人的确切名称）
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| （成立或组织的州或其他司法管辖区） | （I.R.S.雇主识别号） | |||||||
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| （主要行政办公室地址） | （邮编） | |||||||||||||
(
303
)
293-9100
（注册人的电话号码，包括区号）
| 根据该法第12（b）节登记的证券： | ||||||||
| 各类名称 | 交易代码 | 注册的交易所名称 | ||||||
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用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年证券交易法第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。☒
有
☐无
用复选标记表明注册人在过去12个月（或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内）是否以电子文件方式提交了根据S-T条例第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份互动数据文件。 ☒
有
☐无
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”、“新兴成长型公司”的定义。
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☒ | 加速披露公司 |
☐
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| 非加速披露公司 | ☐ | 较小的报告公司 |
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| 新兴成长型公司 |
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若为新兴成长型公司，请勾选注册人是否选择不使用延长的过渡期，以符合《交易法》第13(a)条规定的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。☐有
☒
无
截至本季度报告于表格10-Q提交之日，注册人已
85,303,179
已发行普通股的股份。
1
CIVITAS Resources，INC。
表格10-Q
截至2025年9月30日止季度
目 录
| 页 | ||||||||||||||
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截至2025年9月30日及2024年12月31日
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三项和三项业务的简明合并报表截至2025年9月30日止九个月和2024
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简明合并报表股东权益连续季度列报结束2025年9月30日和2024
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2
关于前瞻性陈述的信息
这份表格10-Q的季度报告包含各种陈述，包括那些表达信念、期望或意图的陈述，以及那些不是历史事实陈述的陈述，这些陈述属于经修订的1933年《证券法》第27A条和经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）第21E条含义内的前瞻性陈述。在这份季度报告的10-Q表格中使用时，“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜在”、“项目”、“计划”、“将”等词语和类似表述旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词语。这些前瞻性陈述是基于管理层当前的信念，基于当前可获得的信息，关于未来事件的结果和时间。
前瞻性陈述包括与以下方面相关的陈述：
•我们的业务战略；
•储量估算；
•预计销量；
•预测资本支出的金额和分配以及为资本支出和运营费用提供资金的计划；
•我们修改未来资本支出的能力；
•预期成本；
•遵守债务契约；
•我们为与持续运营相关的义务提供资金和履行义务的能力；
•遵守政府法规，包括与气候变化相关的法规以及环境、健康和安全法规及其下的责任；
•我们在环境、社会和治理事务方面实现、达成或以其他方式实现倡议、计划或抱负的能力；
•聚集系统的适当性，不断完善这类聚集系统；
•某些地区缺乏可用的收集系统和处理设施造成的影响；
•原油、天然气和液化天然气（“NGL”）价格及其波动的影响因素；
•使用衍生工具管理商品价格风险的能力以及未来使用此类工具的能力；
•我们的钻井库存和钻井意向；
•潜在颠覆性技术的影响；
•具体项目的时间安排和成功与否；
•我们对标准和长程支线的实施；
•我们打算继续优化强化完井技术和井设计变更；
•规定的工作利息百分比；
•我们的管理和技术团队；
•诉讼、索赔、争议的结果和影响；
•我们替代原油和天然气储备的能力；
•我们有能力在初步证实预订后的五年内将已证实的未开发储量转换为生产物业；
3
•现有或潜在的未来资本分配举措，例如偿还未偿债务或以当前水平或根本不支付我们普通股的股息；
•我们产品的单一客户或任何购买者流失的影响；
•满足与采购和运输协议相关的某些数量承诺的时间和能力；
•习惯性特许权使用费权益、压倒一切的特许权使用费权益、经营协议偶发义务、当期税收留置权以及其他行业相关约束的影响；
•我们预期的财务状况，包括我们的现金流和流动性；
•我们的保险是否充足；
•有关合并（如本文所定义）的计划和预期，包括完成（或未能完成合并）的时间，及其对我们或合并后公司的经营业绩、财务状况、未来增长机会、储备估计、竞争地位或与员工、客户、供应商的关系或其他重大业务关系的预期影响；
•其他并购的结果、效果、效益、协同效应；和
•有关我们预期运营、经济表现和财务状况的其他声明。
我们将这些前瞻性陈述建立在我们根据我们的经验和我们对历史趋势、当前状况、预期未来发展的看法以及我们认为在当时情况下适当的其他因素所做的某些假设和分析的基础上。它们可能受到不准确的假设或已知或未知的风险和不确定性的影响。许多这样的因素对于确定未来的实际结果将很重要。这些前瞻性陈述预期的实际结果或发展受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围，可能无法实现，或者，即使实质性实现，也可能无法产生预期的后果。实际结果可能与前瞻性陈述中明示或暗示的结果存在重大差异。
可能导致实际结果出现重大差异的因素包括但不限于以下方面：
•我们收到的原油、天然气和NGL价格下跌或波动；
•一般经济状况，无论是国际、国家，还是在我们开展业务的区域和当地市场领域，包括任何未来的经济衰退、持续或进一步通胀的影响、金融市场的混乱、征收关税或贸易或其他经济制裁、政治不稳定以及以可接受的条件提供信贷；
•我们的运营中断或原油和天然气供应过剩以及世界事件的其他影响的影响，以及OPEC +所采取的行动，因为它与原油、天然气和NGL的全球供需以及价格有关；
•其他生产国境内或影响其他生产国的政治状况，包括中东、南美洲和俄罗斯境内或与之有关的冲突或敌对行动（包括当前涉及俄罗斯和乌克兰的事件），以及其他持续的军事行动或恐怖主义或破坏行为及其影响；
•我们完成合并（在预期的时间范围内，或根本没有）并实现预期收益的能力；
•我们的客户和供应商履行其对我们义务的能力；
•我们以可接受的条件获得资本；
•我们有能力从运营、借款或其他来源产生足够的现金流，以使我们能够充分开发我们未开发的种植面积头寸并满足我们的资本分配计划；
•估计的原油和天然气储量的存在或可采性以及实际的未来销售量率和相关成本；
4
•与已探明原油和天然气储量估计相关的不确定性；
•可能影响我们的业务或行业的地方、州和联邦法律、法规或政策的变化（例如税法变化的影响，以及环境、健康和安全法规和应对气候变化的法规以及贸易政策和关税的变化）；
•环境、健康、安全风险；
•季节性气候条件以及气候变化导致的恶劣天气和其他自然事件；
•租赁规定；
•钻井和作业风险，包括与采用水平钻完井技术相关的风险；
•我们为钻井和完井作业获得充足水供应的能力；
•油田设备、服务和人员的可用性；
•勘探开发风险；
•集中式原油和天然气处理设施运营中断；
•原油和天然气行业的竞争；
•管理层执行我们的计划以实现我们的目标的能力；
•我们吸引和留住高级管理层关键成员和关键技术员工的能力；
•我们维持有效内部控制的能力；
•获得足够的收集系统和管道外卖能力；
•我们有能力确保我们生产的天然气有足够的加工能力，确保我们生产的原油、天然气和NGL有足够的运输，并以市场价格销售这些原油、天然气和NGL；
•与完善我们部分物业的矿权所有权相关的成本和其他风险；
•大流行病和其他公共卫生流行病；和
•其他可能对我们的业务、运营或定价产生负面影响的经济、竞争、政府、立法、监管、地缘政治和技术因素。
所有前瞻性陈述仅在表格10-Q的本季度报告之日发表。除非法律要求，否则我们不承担更新或修改这些陈述的任何义务，您不应过分依赖这些前瞻性陈述。尽管我们认为我们在本季度报告中关于表格10-Q的前瞻性陈述中反映或建议的计划、意图和预期是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或预期将会实现。我们披露了可能导致我们的实际结果与我们在“第一部分，第1A项”下的预期存在重大差异的其他重要因素。Risk Factors " and other else in our2024表格10-K以及本季度报告第II部分关于表格10-Q的第1A项，可能会在随后的关于表格10-Q的季度报告和我们向美国证券交易委员会（“SEC”）提交的其他文件中进行更新。这些警示性声明限定了归属于我们或代表我们行事的人的所有前瞻性声明。
5
第一部分.财务信息
项目1。财务报表。
CIVITAS Resources，INC。和子公司
简明合并资产负债表（未经审计）
（单位：百万，股份和每股金额除外）
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||
| 物业、厂房及设备 | |||||||||||
| 当前资产： | |||||||||||
| 现金及现金等价物 | $ |
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$ |
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| 应收账款，净额： | |||||||||||
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原油、天然气、NGL销售
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| 共同权益及其他 |
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| 衍生资产 |
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| 预付费用及其他 |
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| 流动资产总额 |
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| 财产和设备（成功努力法）： | |||||||||||
| 证明属性 |
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| 减：累计折旧、损耗、摊销 | (
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(
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| 已探明物业总数，净额 |
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| 未经证实的属性 |
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| 井在进行中 |
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其他财产和设备，扣除累计折旧$
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| 财产和设备共计，净额 |
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| 衍生资产 |
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| 其他非流动资产 |
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| 总资产 | $ |
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$ |
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| 负债和股东权益 | |||||||||||
| 流动负债： | |||||||||||
| 应付账款和应计费用 | $ |
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$ |
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应缴遣散费和从价税
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原油、天然气、NGL收益分配应付款项
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| 递延收购对价 |
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| 衍生负债 |
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| 其他负债 |
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| 流动负债合计 |
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| 长期负债： | |||||||||||
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债务，净额
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| 从价税 |
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| 递延所得税负债，净额 |
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| 资产报废义务 |
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| 衍生负债 |
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| 其他长期负债 |
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| 负债总额 |
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| 承付款项和或有事项（注6） |
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| 股东权益： | |||||||||||
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优先股，$
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普通股，$
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| 额外实收资本 |
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| 留存收益 |
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| 股东权益合计 |
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| 负债和股东权益合计 | $ |
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$ |
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随附的附注是这些未经审核简明综合财务报表的组成部分。
6
CIVITAS Resources，INC。和子公司
简明合并经营报表（未经审计）
（单位：百万，股份和每股金额除外）
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 营业净收入： | |||||||||||||||||||||||
| 原油、天然气、NGL销售 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| 其他营业收入 |
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| 营业净收入总额 |
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| 营业费用： | |||||||||||||||||||||||
| 租赁经营费用 |
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| 中游运营费用 |
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| 采集、运输、加工 |
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| 遣散费和从价税 |
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| 探索 |
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| 折旧、损耗、摊销 |
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一般和行政费用
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| 交易成本 |
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其他经营费用
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| 总营业费用 |
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| 其他收入（费用）： | |||||||||||||||||||||||
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衍生品收益，净额
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| 利息支出 | (
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(
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(
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(
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| 其他，净额 |
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(
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其他收入总额（费用）
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(
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(
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(
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| 所得税前营业收入 |
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| 所得税费用 | (
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(
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(
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(
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| 净收入 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| 每股普通股收益： | |||||||||||||||||||||||
| 基本 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| 摊薄 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| 加权平均已发行普通股： | |||||||||||||||||||||||
| 基本 |
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| 摊薄 |
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随附的附注是这些未经审核简明综合财务报表的组成部分。
7
CIVITAS Resources，INC。和子公司
股东权益简明合并报表（未经审计）
（单位：百万，股份和每股金额除外）
| 额外 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股 | 实缴 | 保留 | |||||||||||||||||||||||||||
| 股份 | 金额 | 资本 | 收益 | 合计 | |||||||||||||||||||||||||
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余额，2024年12月31日
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| 已发行限制性普通股 |
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 用于预扣税款的股票 | (
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— | (
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— | (
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| 股票期权的行使 |
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 回购和退休的普通股 | (
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— | (
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(
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| 股票补偿 | — | — |
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— |
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宣布的股息，$
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— | — | — | (
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(
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| 净收入 | — | — | — |
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余额，2025年3月31日
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| 已发行限制性普通股 |
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 用于预扣税款的股票 | (
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 回购和退休的普通股 | (
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— | (
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— | (
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| 股票补偿 | — | — |
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— |
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宣布的股息，$
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— | — | — | (
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(
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| 净收入 | — | — | — |
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余额，2025年6月30日
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| 已发行限制性普通股 |
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 用于预扣税款的股票 | (
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— | (
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— | (
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| 回购和退休的普通股 | (
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— | (
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(
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| 股票补偿 | — | — |
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— |
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宣布的股息，$
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— | — | — | (
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(
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| 净收入 | — | — | — |
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余额，2025年9月30日
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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2023年12月31日余额
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| 根据收购发行 |
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— |
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— |
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| 已发行限制性普通股 |
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 用于预扣税款的股票 | (
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— | (
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— | (
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| 回购和退休的普通股 | (
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— | (
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(
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(
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| 股票补偿 | — | — |
|
— |
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宣布的股息，$
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— | — | — | (
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(
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| 净收入 | — | — | — |
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余额，2024年3月31日
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| 已发行限制性普通股 |
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 用于预扣税款的股票 | (
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— | (
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— | (
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| 股票期权的行使 |
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 回购和退休的普通股 | (
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— | (
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(
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(
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| 股票补偿 | — | — |
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— |
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宣布的股息，$
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— | — | — | (
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(
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| 净收入 | — | — | — |
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余额，2024年6月30日
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| 已发行限制性普通股 |
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 用于预扣税款的股票 | (
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— | (
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— | (
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| 股票期权的行使 |
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— | — | — | — | ||||||||||||||||||||||||
| 回购和退休的普通股 | (
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— | (
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(
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(
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| 股票补偿 | — | — |
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— |
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|
宣布的股息，$
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— | — | — | (
|
(
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| 净收入 | — | — | — |
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余额，2024年9月30日
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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随附的附注是这些未经审核简明综合财务报表的组成部分。
8
CIVITAS Resources，INC。和子公司
现金流量简明合并报表（未经审计）
（百万）
| 截至9月30日的九个月， | |||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 经营活动产生的现金流量： | |||||||||||
| 净收入 | $ |
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$ |
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| 调整以使经营活动产生的净收入与净现金保持一致： | |||||||||||
| 折旧、损耗、摊销 |
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| 股票补偿 |
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衍生品收益，净额
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(
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(
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| 衍生现金结算收益（亏损），净额 |
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(
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递延融资成本和递延收购对价的摊销
|
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| 递延所得税费用 |
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| 其他，净额 |
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(
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| 经营资产和负债变动，净额 |
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| 应收账款，净额 |
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| 预付费用及其他 | (
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(
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| 应付账款、应计费用、其他负债 | (
|
(
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| 经营活动所产生的现金净额 |
|
|
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| 投资活动产生的现金流量： | |||||||||||
| 收购业务，扣除收购现金 | (
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(
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| 收购原油和天然气资产 | (
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(
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| 钻完井活动和其他固定资产的资本支出 | (
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(
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| 物业交易所得款项 |
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| 购买碳信用额和可再生能源信用额 |
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(
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| 其他，净额 |
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| 投资活动所用现金净额 | (
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(
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| 筹资活动产生的现金流量： | |||||||||||
| 信贷融资收益 |
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| 对信贷额度的付款 | (
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(
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| 发行优先票据所得款项 |
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| 支付的股息 | (
|
(
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| 回购和退休的普通股 | (
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(
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| 支付雇员预扣税款以换取普通股的回报 | (
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(
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| 其他，净额 | (
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(
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| 筹资活动提供（使用）的现金净额 |
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(
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| 现金、现金等价物、限制性现金净变动 | (
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(
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| 现金、现金等价物、限制性现金： | |||||||||||
| 期初 |
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| 期末 | $ |
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参考附注2-收购和资产剥离和附注13-现金流量信息的补充披露了解更多信息。
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随附的附注是这些未经审核简明综合财务报表的组成部分。
9
CIVITAS Resources，INC。和子公司
注意事项 简明合并财务报表（未经审计）
注1-
重要会计政策概要
操作说明
当我们使用“Civitas”、“公司”、“我们”、“我们的”或“我们的”等术语时，我们指的是Civitas Resources，Inc.及其合并子公司，除非上下文另有要求。Civitas是一家独立的勘探和生产公司，专注于在德克萨斯州和新墨西哥州的二叠纪盆地以及科罗拉多州的DJ盆地收购、开发和生产原油和伴生的富含液体的天然气。
列报依据
随附的未经审计简明综合财务报表包括Civitas的账目，是根据美国普遍接受的中期财务信息会计原则（“GAAP”）、表格10-Q的季度报告说明和S-X条例编制的。因此，根据此类规则和条例，已审计财务报表中包含的某些附注和其他财务信息已被简明或省略。管理层认为，所有调整，包括为公平列报中期财务信息而认为必要的正常经常性调整，均已包括在内。所有公司间余额和交易已在合并中消除。
2024年12月31日未经审计的简明综合资产负债表数据来自我们的经审计综合财务报表2024表格10-K，但不包括所有披露，包括GAAP要求的附注。因此，这份表格10-Q的季度报告应与我们的经审核综合财务报表及相关附注一并阅读2024表格10-K.关于编制未经审计的简明综合财务报表，我们通过表格10-Q上的本季度报告的提交日期评估了资产负债表日2025年9月30日之后的事件。截至2025年9月30日止三个月和九个月的经营业绩不一定代表全年或任何其他未来期间的预期业绩。此外，某些不重要的前期金额已重新分类，以符合随附的未经审计简明综合财务报表中的本期列报方式。此类改叙对上期合并财务报表没有重大影响。
重要会计政策
最近发布和采用的会计准则
2023年12月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了ASU第2023-09号《所得税披露的改进》（“ASU 2023-09”）。ASU2023-09旨在通过要求披露诸如所得税税率调节的分类以及有关已缴所得税的信息等项目来加强所得税披露。本ASU在2024年12月15日之后开始的年度报告期间生效，允许提前采用。ASU2023-09应在预期基础上应用，并允许追溯应用。我们于2025年1月1日在预期基础上采用ASU2023-09，并将在2025年10-K表格中提出所需的新披露。
2024年11月，FASB发布了ASU第2024-03号，损益表费用分类（“ASU 2024-03”）。ASU2024-03要求公共实体披露有关某些成本和费用的分类信息。本ASU在2026年12月15日之后开始的年度报告期间生效，允许提前采用。ASU2024-03应在预期基础上应用，并允许追溯应用。我们正在评估ASU2024-03将对合并财务报表和我们的采用计划产生的影响，包括采用日期和过渡方法。
2025年9月，FASB发布了ASU第2025-06号，有针对性地改进内部使用软件的会计处理（“ASU 2025-06”），其中修订了ASC 350-40、无形资产-商誉和其他-内部使用软件中的指南。这些修订使内部使用软件成本的确认和披露框架现代化，取消了以前的“开发阶段”模式，并引入了一种更基于判断的方法。ASU2025-06对2027年12月15日之后开始的财政年度以及这些年度报告期内的中期有效，提前采用
10
允许。我们正在评估ASU2025-06对合并财务报表的影响以及我们的采用计划。
注2-
收购和资产剥离
Vencer收购
2024年1月2日，我们完成了从Vencer Energy，LLC（“Vencer”）收购某些原油和天然气资产的交易，调整后的总对价约为$
2.0
亿，包括惯例的收盘后调整数和$
550
将于2025年1月3日或之前支付的百万现金（“Vencer收购事项”）。
下表列示了在Vencer收购中转让的对价以及所收购资产和承担的负债的最终购买价格分配：
|
对价（百万，股份和每股金额除外）
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| 现金对价 | $ |
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递延收购对价(1)
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$ |
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| 已发行普通股股份 |
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每股收盘价(2)
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$ |
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股权对价(3)
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$ |
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| 总对价 | $ |
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(1)基于贴现的固定和可确定的未来支付的现金。金额代表非现金投资活动，直至支付此类款项（如适用）为止。参考附注5-债务了解更多信息。
(2)基于2024年1月2日Civitas普通股的收盘股价。
(3)金额为非现金筹资活动。
11
| 最终购买价格分配（百万） | |||||
| 收购资产 | |||||
| 证明属性 | $ |
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| 未经证实的属性 |
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| 其他财产和设备 |
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| 使用权资产 |
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| 获得的资产总额 | $ |
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| 承担的负债 | |||||
| 应付账款和应计费用 | $ |
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| 应付原油和天然气收入分配 |
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| 资产报废义务 |
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| 租赁负债 |
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| 承担的负债总额 |
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| 取得的净资产 | $ |
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截至2024年第四季度，Vencer收购的购买价格分配已完成，对2024年5月2日向SEC提交的截至2024年3月31日的季度的10-Q表格季度报告中最初提出的初步分配进行了非实质性调整。
被收购方的收入和收益
截至2024年9月30日止三个月和九个月，Vencer收购事项自交割之日起的运营结果已包含在我们未经审计的简明综合财务报表中。我们随附的未经审计的简明综合业务报表（“业务报表”）中包含的Vencer收入金额约为$
187
百万美元
585
截至2024年9月30日止三个月及九个月，分别为百万元。我们确定，披露随附运营报表中包含的与Vencer相关的净收入金额是不切实际的，因为从收购之日起，来自收购的运营已被整合到我们的运营中。
补充未经审核备考财务资料
自交割之日起，Vencer收购的运营结果已包含在我们未经审计的简明综合财务报表中，因此不需要对截至2024年9月30日止三个月和九个月的备考披露。
交易成本
与2025年二叠纪盆地的一项微不足道的收购和2024年的Vencer收购相关的交易成本与所收购的资产和承担的负债分开核算，并在随附的运营报表中计入交易成本。交易成本还包括与2024年和2025年剥离DJ盆地某些非核心资产相关的成本。我们承担了交易成本$
2
百万和
零
分别于截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月，以及$
8
百万美元
31
截至2025年9月30日止九个月及2024年9月30日止九个月，分别为百万元。
非核心DJ盆地剥离
2025年7月，我们与两个不同的买方签署了两份购销协议（每份协议为“PSA”），以剥离某些非核心DJ盆地资产。这些交易分别于2025年8月29日和2025年10月1日结束。这些交易的总购买价格为$
435
百万的现金对价，但须根据每份PSA中规定的某些惯常购买价格调整。
12
注3-
收入确认
随附的经营报表中列报的原油、天然气和NGL销售收入反映了与客户签订的合同产生的收入。
归属于每个已确定收入流和经营区域的收入分列如下（单位：百万）：
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 按商品和经营地区划分的销售额 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| 原油 | |||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| DJ盆地 |
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| 合计 |
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| 天然气 | |||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 |
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(
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(
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| DJ盆地 |
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| 合计 |
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| NGL | |||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 |
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| DJ盆地 |
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| 合计 |
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|
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| 原油、天然气、NGL | |||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 |
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| DJ盆地 |
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|
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| 合计 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
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注4-
应付账款和应计费用
应付账款和应计费用包含以下内容（单位：百万）：
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||
| 应付账款贸易 | $ |
|
$ |
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| 应计钻井和完井费用 |
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| 应计原油、天然气、NGL营业费用 |
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| 应计一般和行政费用 |
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| 应计利息费用 |
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| 其他应计费用 |
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| 应付账款和应计费用合计 | $ |
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$ |
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13
注5-
债务
债务，扣除未摊销折扣和递延融资成本，包括以下（以百万计）：
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||
|
优先票据的未偿本金余额：
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2026年高级票据（
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$ |
|
$ |
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2028年高级票据（
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|
2030年高级票据（
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|
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2031年高级票据（
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2033年高级票据（
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— | |||||||||
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优先票据未偿本金余额，毛额
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| 减：未摊销贴现和递延融资成本 | (
|
(
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优先票据未偿本金余额，净额
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信贷融通未偿余额
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| 长期负债 |
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| 递延收购对价 |
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总债务
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$ |
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$ |
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高级笔记
下表汇总了截至2025年9月30日与我们未偿优先票据债务相关的面值、利率、到期日和半年期付息日（百万美元）：
| 息率 | 付息日期 | 本金金额 | 到期日 | ||||||||||||||||||||
| 2026年优先票据 |
|
4月15日、10月15日 | $ |
|
2026年10月15日
|
||||||||||||||||||
| 2028年优先票据 |
|
1月1日、7月1日 |
|
2028年7月1日 | |||||||||||||||||||
| 2030年优先票据 |
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5月1日、11月1日 |
|
2030年11月1日 | |||||||||||||||||||
| 2031年优先票据 |
|
1月1日、7月1日 |
|
2031年7月1日 | |||||||||||||||||||
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2033年优先票据
|
|
6月15日、12月15日
|
|
2033年6月15日
|
|||||||||||||||||||
2025年6月3日，我们发行了$
750
百万本金总额
9.625
%于2033年到期的优先票据（“2033年优先票据”），根据我们、作为受托人的ComputerShare Trust Company，N.A.及其担保方之间的契约，按面值计算。在发行2033年优先票据时，我们收到净收益$
743
扣除费用后的百万美元
7
百万。所得款项净额用于偿还我们的信贷安排（定义见下文）下的部分未偿还借款。2033年优先票据将于2033年6月15日到期。2033年优先票据的利息将按
9.625
年息%，并将于每年6月15日及12月15日每半年支付一次欠款，由2025年12月15日开始。
在2028年6月15日之前的任何时间，我们可全部或部分赎回全部或部分2033年优先票据，赎回价格等于（i）其本金额，加上（ii）在赎回日期的“补足”溢价，加上（iii）应计及未付利息（如有）之和。在2028年6月15日或之后，我们可按等于（i）的赎回价格（以赎回本金的百分比表示）赎回全部或部分2033年优先票据
104.813
自2028年6月15日开始的十二个月期间的百分比；（二）
102.406
自2029年6月15日开始的十二个月期间的百分比；及（iii）
100.000
自2030年6月15日开始的期间及其后任何时间的百分比，加上应计及未付利息（如有）。
我们可能会赎回高达
35
2028年6月15日之前任何时间的2033年优先票据本金总额的百分比，金额不超过某些股票发行的现金净收益，赎回价格等于
109.625
已赎回的2033年优先票据本金的百分比，加上应计未付利息（如有的话），但条件是（i）至少
65
原于发行日发行的2033年优先票据（但不包括我们和我们的子公司持有的2033年优先票据）的本金总额的百分比在紧接该等赎回发生后仍未偿还（除非所有该等2033年优先票据基本上同时被赎回）和（ii）赎回发生在该股权发售结束之日后的180天内。
14
2026年优先票据、2028年优先票据、2030年优先票据、2031年优先票据和2033年优先票据（统称“优先票据”）是无担保优先债务，与我们所有现有和任何未来的无担保优先债务享有同等受偿权，并对任何未来的次级债务享有优先受偿权。我们可能会在到期前赎回部分或全部优先票据，赎回价格可能包括溢价，以及管辖优先票据的契约中所述的应计和未付利息。优先票据由我们所有现有附属公司在优先无抵押基础上提供全额无条件担保，并预期将由可能需要为优先票据提供担保的若干其他未来附属公司提供担保。
管辖优先票据的契约包含限制（其中包括）我们和我们的子公司以下能力的契约：（i）产生或担保额外债务；（ii）创造留置权以担保债务；（iii）支付股息或赎回或回购股票或次级债务；（iv）进行特定类型的投资和收购；（v）对我们的子公司向我们支付股息的能力订立或允许存在合同限制；（vi）与关联公司进行交易；以及（vii）出售资产或与其他公司合并。这些盟约受到一些重要限制和例外的约束。截至2025年9月30日，直至本季度报告表格10-Q的提交日期，我们遵守了与我们的优先票据相关的所有契约和所有限制性付款条款。管辖优先票据的契约也包含惯常的违约事件。
信贷便利
我们是一项基于准备金的循环信贷安排的缔约方，作为借款人，由摩根大通银行（“JPMorgan Chase”）作为行政代理人，并由一个金融机构银团作为贷方，其总的最高承诺金额为$
4.0
亿，并定于2028年8月2日到期（连同其所有修订，“信贷便利”或“信贷协议”）。
2025年2月21日，我们修订了信贷协议，将我们的总选定承诺从$
2.2
十亿到$
2.5
十亿。于2025年5月28日，我们修订信贷协议，除其他外，（i）将我们的借贷基础从$
3.4
十亿到$
3.3
十亿，（二）重申我们的总当选承诺为$
2.5
亿元，以及（iii）修改“循环信贷到期日”（定义见信贷协议）的定义，以取消弹簧到期要求，否则将导致信贷协议下的信贷融资在我们的2026年优先票据预定到期前180天的日期到期。
截至2025年9月30日，信贷协议下的借款基数和选定承付款总额为$
3.3
十亿美元
2.5
分别为十亿。2025年10月，我们完成了预定借款基础的重新确定，这重申了我们在信贷协议下的借款基础和总选定承诺。下一个预定的借款基数重新确定日期定在2026年5月。
与信贷融通相关的利息和承诺费是根据信贷协议中规定的循环贷款承诺使用网格计提的。根据我们的选择，信贷安排下的借款的年利率等于（i）备用基准利率（“ABR”）加上适用的保证金，或（ii）特定期限的有担保隔夜融资利率（“SOFR”）加上适用的保证金。ABR的年利率等于（a）摩根大通公开宣布为其最优惠利率的利率，（b）纽约联邦储备银行公布的适用利率加上
0.5
%，或（c）一个月利息期的特定期限SOFR加
1.0
%，在每种情况下，受制于
1.5
%下限，加上适用的保证金
0.75
%至
1.75
%基于信贷便利的使用情况。特定期限SOFR基于我们选择的一年、三年或六个月期限，并受制于
0.5
%下限，加上适用的保证金
1.75
%至
2.75
%，基于信贷便利的使用情况。按SOFR计息的借款利息应在我们选择的适用利息期的最后一天支付，按ABR计息的借款利息应按季度支付。
信贷融通由我们所有受限制的国内子公司提供担保，并以几乎所有资产的第一优先担保权益作担保，包括至少
90
根据信贷融通最近交付给贷方的储量报告中评估的已探明资产总价值的百分比，包括与我们受限制的国内子公司的原油和天然气资产有关的任何工程报告，但惯例例外情况除外。
15
信贷便利包含惯常的陈述和肯定的契约。信贷融通还包含惯常的负面契约，除其他外，除某些例外情况外，包括在我们获得投资级信用评级的情况下暂停和/或修改某些契约，其中包括对（i）留置权、（ii）债务、担保和其他义务、（iii）留置权和分配协议的限制、（iv）合并或合并、（v）资产出售、（vi）受限付款、（vii）投资、（viii）关联交易、（ix）业务变更、（x）国外业务或子公司、（xi）组织文件变更、（xii）贷款和信用证收益的使用、（xiii）对冲交易的限制，（xiv）额外的附属公司，（xv）财政年度或财政季度的变化，（xvi）某些债务和其他义务的预付款，（xvii）应收款的销售或折扣，以及（xviii）股息支付门槛。
此外，我们须遵守信贷安排下的某些财务契约，这些契约在每个财政季度的最后一天进行了测试，包括但不限于：（a）我们的综合净负债与扣除利息、所得税、折旧、损耗和摊销、勘探费用和其他非现金费用前的收益的最高比率（“允许的净杠杆比率”）
3.00
至1.00，（b）流动比率，包括当时可供借入的信贷融通项下未使用的承诺，不低于
1.00
至1.00，以及（c）在达到投资级信用评级时，以每年9%的折现后的净现值的PV-9覆盖率，预计在探明储量中的未来净收入占我们总净负债的比例不低于
1.50
至1.00（“PV-9覆盖率”）。截至2025年9月30日，直至本季度报告以表格10-Q提交之日，我们遵守了信贷安排下的所有契约。
下表列出截至所示日期信贷融通项下的未偿余额、未偿信用证和可用借款能力（单位：百万）：
| 表格10-Q本季度报告的提交日期 | 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||
|
未结余额
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| 信用证 |
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| 可用借款能力 |
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已选承付款项总额
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$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
截至2025年9月30日和2024年12月31日，与修订信贷安排相关的未摊销递延融资成本为$
25
百万美元
29
分别为百万。在未摊销的递延融资成本中，（i）$
16
百万美元
21
百万分别在截至2025年9月30日和2024年12月31日所附未经审计简明合并资产负债表（“资产负债表”）的其他非流动资产中列报，（二）$
9
百万美元
8
百万分别在截至2025年9月30日和2024年12月31日的随附资产负债表的预付费用和其他项中列报。
递延收购代价
Vencer收购包括递延对价$
550
百万元将于2025年1月3日或之前以现金支付。我们对这一债务进行了贴现，并记录了$
532
百万作为交割时的递延收购对价，并在随附的经营报表中摊销利息费用的折扣。在截至2024年12月31日的年度内，我们支付了$
75
万的这笔递延对价，并于2025年1月3日支付了剩余的$
475
百万。这些付款在收购业务中记录为现金流出，扣除在发生期间随附的未经审计简明综合现金流量表（“现金流量表”）中获得的现金。
利息费用
截至二零二五年九月三十日及二零二四年九月三十日止三个月，我们的利息开支为 $
120
百万美元
117
分别为百万。截至2024年9月30日止三个月的利息开支包括$
9
百万与与Vencer收购相关的递延收购对价摊销有关。截至二零二五年九月三十日止九个月及二零二四年九月三十日止九个月，我们的利息开支为 $
341
百万美元
342
分别为百万。截至2024年9月30日止九个月的利息开支包括$
27
百万与与Vencer收购相关的递延收购对价摊销有关。
16
注6-
承诺与或有事项
承诺。我们在日常业务过程中经常订立、延长或修订经营协议。我们有长期的运输、销售、加工、送水承诺。截至2025年9月30日止九个月，我们在DJ盆地订立运输服务协议，以交付固定及可确定数量的原油。根据本协议的条款，我们被要求为交付最低数量承诺的任何不足进行定期缺陷付款
25,000
在2030年4月结束的任期内，每天可获得BBLS。剩余期限的财务承诺费总额为$
68
截至2025年9月30日，百万。我们没有，也不期望产生任何缺陷付款。截至2025年9月30日止九个月期间并无订立其他重大承诺。有关我们现有承诺的详情，请参阅附注6-承付款项和或有事项在项目8。财务报表和补充数据包括在我们的2024表格10-K.
诉讼和法律项目。我们参与了各种法律诉讼。我们会持续审查这些程序的状态，并可能不时根据管理层认为符合我们最佳利益的条款和条件解决或以其他方式解决这些事项。我们在所附资产负债表中提供了必要的估计应计项目，如果认为合适，用于正在进行和尚未结束的诉讼和法律相关项目。除业务附带的任何普通例行诉讼外，除下文所述外，我们目前不是任何重大法律诉讼的一方，我们的财产目前也不受任何重大法律诉讼的约束，我们也不知道政府当局考虑的任何此类诉讼。
注7-
股票补偿
长期激励计划
2024年6月，鉴于我们的股东在2024年年度股东大会上的批准，我们通过了2024年长期激励计划（“2024年长期激励计划”），该计划规定发行限制性股票单位、业绩股票单位、股票期权以及其他各种形式的奖励，并预留
3,100,000
根据2024年长期投资计划发行的普通股股份。2024年长期激励计划取代和取代我们之前的所有长期激励计划（“先前计划”），这样在采用2024年长期激励计划之后，可能不会根据先前计划授予奖励。根据先前计划授予的奖励将继续受适用的先前计划中规定的条款和条件的约束。此前的计划和2024年LTIP在此被统称为“LTIP”。
17
我们在归属期内根据截至授予日的奖励公允价值在随附的运营报表中的一般和管理费用中以直线法记录与根据LTIP发放奖励相关的补偿费用。
下表概述了按裁决类型记录的赔偿费用（单位：百万）：
| 截至9月30日的三个月， |
截至9月30日的九个月，
|
||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 限制性股票和递延股票单位 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 业绩股票单位 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 股票薪酬总额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
截至2025年9月30日，与根据LTIP授予的奖励相关的未确认补偿费用将通过相关期间摊销如下（单位：百万）：
| 未确认赔偿费用 | 认可的最后一年 | ||||||||||
| 限制性股票和递延股票单位 | $ |
|
2028 | ||||||||
| 业绩股票单位 |
|
2027 | |||||||||
| 未确认的股票薪酬总额 | $ |
|
|||||||||
限制性股票单位和递延股票单位
我们根据LTIP向我们的高级职员、高管和员工授予基于时间的限制性股票单位（“RSU”），向我们的非员工董事授予基于时间的递延股票单位（“DSU”）。每个RSU和DSU代表一种接收的权利
一
在RSU或DSU归属并结算后，我们的普通股份额。RSU通常可按比例归属于,，或
三年
授予日之后每个周年的服务期。RSU在归属后不久以我们普通股的股份结算。DSU背心
一年
授予日之后的期间。DSU在非雇员董事从我们的董事会（我们的“董事会”）离职后以我们的普通股股份结算。RSU和DSU的授予日公允价值等于我们普通股在授予日的收盘价。
下表列示截至2025年9月30日止九个月非既得RSU及DSU变动情况：
| RSU和DSU | 加权-平均授予日公允价值 | ||||||||||
| 非既得，年初 |
|
$ |
|
||||||||
| 已获批 |
|
|
|||||||||
| 既得 | (
|
|
|||||||||
| 没收 | (
|
|
|||||||||
| 非既得，期末 |
|
$ |
|
||||||||
截至2025年9月30日的九个月期间，根据长期投资计划授予的RSU和DSU的授予日公允价值合计为$
33
百万。
业绩股票单位
我们根据LTIP向我们的高级管理人员和某些高管授予基于市场的绩效股票单位（“PSU”）。我们为结算PSU而发行的普通股的股份数目从
零
到
225
授予的PSU数量的百分比，并根据业绩实现情况根据某些基于市场的标准确定超过a
三年
履约期。业绩成就是根据我们的年化绝对总股东回报（“TSR”）确定的。绝对TSR是根据我们的股价在业绩期间的变化加上支付的股息确定的。PSU一般于授出日期第三周年前一年的12月31日归属，并在董事会薪酬委员会确定并批准业绩实现后于翌年3月15日结算。
我们的PSU的授予日公允价值是使用蒙特卡洛估值模型估计的。蒙特卡罗估值模型基于对股票价格路径的随机预测，并多次重复，以实现概率评估。该估值中使用的重要假设包括我们的预期波动性以及我们每个同行的波动性，以及基于期限与业绩期一致的美国国债收益率的插值无风险利率。
18
下表列示截至2025年9月30日止9个月的非既得事业单位变动情况：
| PSU | 加权-平均授予日公允价值 | ||||||||||
| 非既得，年初 |
|
$ |
|
||||||||
|
已获批(1)
|
|
|
|||||||||
|
根据业绩调整的股份(2)
|
(
|
|
|||||||||
|
既得(2)
|
(
|
|
|||||||||
| 没收 | (
|
|
|||||||||
|
非既得，期末(1)
|
|
$ |
|
||||||||
___________________________
(1)奖励数量假设相关绩效条件在目标金额（乘数为
一
).我们发行的普通股的最终股数可能会因业绩乘数而异，其范围从
零
到
225
%，视绩效条件的满足程度而定。
(2)于2022年授予的事业单位的履约期完成后，业绩达
46
%或
54
%（如适用）适用于每项授予，导致在截至2025年9月30日的九个月内结算的股份数量低于该等PSU的目标金额。
截至2025年9月30日的九个月内，根据LTIP授予的PSU的授予日公允价值合计为$
18
百万。
附注8 -
公允价值计量
我们遵循权威性会计准则计量资产和负债的公允价值。该指引将公允价值定义为在计量日市场参与者之间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。此外，该指南为用于计量公允价值的输入建立了一个层次结构，通过要求在可用时使用最可观察的输入，最大限度地使用可观察的输入，并最大限度地减少不可观察输入的使用。
公允价值等级根据输入的可靠性分为三个等级，具体如下：
第1级：相同资产或负债在活跃市场的报价
第2级：类似资产和负债在活跃市场的报价、相同或类似工具在不活跃市场的报价，以及输入可观察或重要价值驱动因素可观察的模型衍生估值
第3级：对估值模型的重要输入是不可观察的
我们根据对公允价值计量具有重要意义的最低输入水平，对金融和非金融资产和负债进行分类。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。
衍生品
我们使用Level2输入值来衡量原油和天然气商品价格衍生品的公允价值。我们的商品价格衍生工具的公允价值是使用行业标准模型估计的，这些模型考虑了各种输入，包括但不限于基础头寸的合同价格、当前市场价格、远期商品价格曲线、波动性因素、货币时间价值以及我们和我们的交易对手双方的信用风险。我们通过证实投入的原始来源、监测估值方法和假设的变化、审查交易对手按市值计价的报表和其他证明文件来验证我们的公允价值估计。参考附注9-衍生品有关我们的衍生工具的更多信息。
19
下表列示了我们截至2025年9月30日和2024年12月31日以经常性基础以公允价值入账的金融资产和负债及其在公允价值层次结构中的分类（单位：百万）：
|
截至2025年9月30日
|
截至2024年12月31日
|
||||||||||
| 2级 | 2级 | ||||||||||
| 衍生资产 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 衍生负债 |
|
|
|||||||||
长期负债
我们与信贷融通相关的长期债务部分（如果有的话）接近其公允价值，因为它以接近当前市场利率的浮动利率计息。我们与优先票据相关的长期债务部分按成本入账，扣除任何未摊销的贴现和递延融资成本。我们的优先票据的公允价值基于市场报价，因此被指定为公允价值层次结构中的第1级。
下表列出截至所示日期我们的优先票据的公允价值（百万美元）：
|
截至2025年9月30日
|
截至2024年12月31日
|
||||||||||||||||||||||||||||
| 名义利息 | 公允价值 | 面值百分比 | 公允价值 | 面值百分比 | |||||||||||||||||||||||||
| 2026年优先票据 |
|
$ |
|
|
$ |
|
|
||||||||||||||||||||||
| 2028年优先票据 |
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|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 2030年优先票据 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 2031年优先票据 |
|
|
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|
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||||||||||||||||||||||||
|
2033年优先票据
|
|
|
|
— | —% | ||||||||||||||||||||||||
我们的递延收购对价是在与Vencer收购有关的情况下使用交易时根据我们债务的市场报价以及公允价值层次中归类为第2级的其他输入的估计公允价值折扣记录的。截至2024年12月31日，递延收购对价的账面价值接近公允价值。参考附注5-债务了解更多信息。
已证明及未证明物业的收购及减值
我们在非经常性基础上以公允价值计量收购的资产或业务，并使用市场上无法观察到的输入值审查我们已证实和未证实的原油和天然气资产的减值情况，因此在估值层次中被指定为第3级。非金融资产和负债最重要的公允价值确定与收购的原油和天然气资产有关。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，我们没有记录已证实或未证实的物业减值。参考附注2-收购和资产剥离了解更多信息和附注1 –重要会计政策摘要在项目8。财务报表和补充数据包括在我们的2024表格10-K有关我们确定已证明和未证明财产的公允价值以及相关减值费用的政策的信息。
注9-
衍生品
我们定期签订商品衍生品合约，以减轻我们对商品价格潜在不利市场变化的部分风险敞口，因为我们预计未来的原油和天然气产量以及对我们现金流的相关影响。我们的商品衍生品合约包括掉期、项圈和基差保护掉期。截至2025年9月30日，我们所有的衍生交易对手都是我们的信贷融通贷款人集团的成员，所有商品衍生合约均为非交易目的而订立。我们不指定我们的商品衍生品合约为套期保值工具。
典型的互换安排保证了合约交易量的固定价格。如果约定的公布的第三方指数价格（“指数价格”）低于结算时的固定合同价格，我们收取差价。如果结算时指数价格高于固定接触价格，我们支付差价。
典型的领口安排通过使用空头看涨期权和多头看跌期权，在合约成交量上建立一个下限和上限价格。当结算时指数价格低于地板价时，我们收取差价。当结算时指数价格高于上限价格时，我们支付差价。当指数价格在地板价和最高限价之间时，不发生付款或收款。
20
典型的基差保护掉期安排保证了与指定交割点在合约交易量上的固定价差。结算时价差大于固定合约价差的，我们收取差价。结算时价差小于固定合约价差的，我们支付差价。
下表汇总了衍生工具收益（损失）的组成部分，以下期间所附业务报表中列报的净额（百万）：
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
|
衍生现金结算收益（亏损），净额
|
|||||||||||||||||||||||
| 原油合约 | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ | (
|
|||||||||||||||
| 天然气合同 |
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|
|
|
|||||||||||||||||||
|
衍生工具现金结算总收益（亏损），净额
|
|
|
|
(
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|||||||||||||||||||
|
公允价值收益变动
|
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|
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|
|||||||||||||||||||
|
衍生品总收益，净额
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
截至2025年9月30日，我们订立了以下商品价格衍生品合约：
| 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 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 原油衍生品（以桶/天为单位的交易量和以美元/桶为单位的价格） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 掉期 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| NYMEX WTI成交量 |
|
|
|
|
— | |||||||||||||||||||||||||||
| 加权-平均合约价格 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | — | ||||||||||||||||||||||
| 项圈 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| NYMEX WTI成交量 |
|
|
|
|
— | |||||||||||||||||||||||||||
| 加权-平均最高限价 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | — | ||||||||||||||||||||||
| 加权-平均楼面价 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ | — | ||||||||||||||||||||||
| 天然气衍生品（以百万英热单位/天计的数量和以美元/百万英热单位计的价格） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 掉期 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| NYMEXHH成交量 |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
| 加权-平均合约价格 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||
| 项圈 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| NYMEXHH成交量 |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
| 加权-平均最高限价 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||
| 加权-平均楼面价 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||
| 基差保护掉期 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| Waha基差成交量 |
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
| 加权-平均合约价格 | $ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
||||||||||||||||||||||
| CIG基差量 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||
| 加权-平均合约价格 | $ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
||||||||||||||||||||||
21
在2025年9月30日之后及截至2025年10月31日，我们订立了以下商品价格衍生合约：
| 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 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 原油衍生品（以桶/天为单位的交易量和以美元/桶为单位的价格） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 掉期 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| NYMEX WTI成交量 | — | — | — |
|
— | |||||||||||||||||||||||||||
| 加权-平均合约价格 | $ | — | $ | — | $ | — | $ |
|
$ | — | ||||||||||||||||||||||
| 项圈 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| NYMEX WTI成交量 | — | — | — |
|
— | |||||||||||||||||||||||||||
| 加权-平均最高限价 | $ | — | $ | — | $ | — | $ |
|
$ | — | ||||||||||||||||||||||
| 加权-平均楼面价 | $ | — | $ | — | $ | — | $ |
|
$ | — | ||||||||||||||||||||||
衍生资产和负债公允价值
我们的商品价格衍生工具以公允价值计量，并作为衍生资产和负债计入随附的资产负债表。
下表汇总了我们在随附资产负债表中报告的所有衍生品头寸，以及截至2025年9月30日和2024年12月31日的总资产和负债以及主净额结算安排对我们的商品衍生品合约公允价值的潜在影响之间的调节（单位：百万）：
| 2025年9月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||
| 衍生资产： | |||||||||||
| 商品合约-当前 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 商品合约-非流动 |
|
|
|||||||||
| 衍生资产总额 |
|
|
|||||||||
| 未在所附资产负债表中抵销的金额 | (
|
(
|
|||||||||
| 衍生资产总额，净额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 衍生负债： | |||||||||||
| 商品合约-当前 | $ | (
|
$ | (
|
|||||||
| 商品合约-长期 | (
|
(
|
|||||||||
| 衍生负债总额 | (
|
(
|
|||||||||
| 未在所附资产负债表中抵销的金额 |
|
|
|||||||||
| 衍生负债总额，净额 | $ |
|
$ | (
|
|||||||
注10-
资产归还义务
我们确认与放弃我们的原油和天然气资产（包括需要退役的设施）相关的未来成本的估计负债。一项资产报废义务的公允价值负债以及相关长期资产账面价值的相应增加，在钻井或获得一口井或建造一处设施时记录。账面价值的增加在随附的资产负债表中计入已证明的财产。我们耗尽添加到已证明财产的金额，并在相应的长期资产的剩余估计经济寿命内确认与贴现负债增加有关的费用。为清偿资产报废义务而支付的现金包含在我们随附的现金流量表的经营活动现金流量部分。
我们估算的资产报废义务负债是根据历史封堵弃井经验、估算的封堵弃井成本、估算的经济寿命和监管要求。负债采用负债发生或修正时估计的信用调整无风险利率进行折现。
22
我们的资产报废义务的前滚如下（单位：百万）：
___________________________
| 金额 | |||||
|
截至2024年12月31日的余额
|
$ |
|
|||
| 开发活动产生的额外负债和其他 |
|
||||
| 收购产生的额外负债 |
|
||||
|
随着资产剥离而解除的义务
|
(
|
||||
| 已结算负债 | (
|
||||
|
吸积费用(1)
|
|
||||
|
截至2025年9月30日余额
|
$ |
|
|||
|
当前部分(2)
|
$ |
|
|||
| 长期部分 | $ |
|
|||
(1)增值费用包含在随附的经营报表和现金流量表的折旧、损耗和摊销中。
(2)当前 资产报废义务部分计入随附资产负债表的其他负债。
附注11 -
每股收益
基本每股收益和稀释每股收益按库存股法计算。每股普通股基本净收入的计算方法是用净收入除以相应期间的基本加权平均已发行普通股。每股普通股摊薄净收益的计算方法是将净收益除以相应期间的稀释加权平均已发行普通股，其中包括潜在稀释性证券的影响。具有潜在稀释性的证券包括未归属的RSU、DSU、PSU以及已发行的价内股票期权和认股权证。当我们确认来自持续经营的亏损时，所有具有潜在稀释性的股份都具有反稀释性，因此被排除在稀释每股收益的计算之外。
正如在附注7-以股票为基础的薪酬，PSU代表有权获得公司普通股的若干股份，范围从
零
到
225
根据适用的履约期内的绩效成就授予的PSU的百分比。与PSU相关的潜在稀释性股份数量基于在相应报告期结束时可发行的股份数量（如果有的话），假设该日期是适用于此类奖励的履约期结束。
我们还发行了认股权证，这代表了以特定行权价格购买我们普通股的权利。与认股权证相关的潜在稀释性股份数量是基于在相应报告期结束时可行使的股份数量（如果有的话），假设该日期是此类认股权证期限的结束。认股权证只有在该期间普通股的平均价格超过了行权价。我们认股权证的行使价超过了我们在截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月及九个月；因此，它们被排除在每股收益计算之外。
下表列出了每股普通股基本和摊薄净收益的计算（单位：百万，股份和每股金额除外）：
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 每股普通股基本收益 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 稀释每股普通股收益 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 加权平均流通股-基本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 加：股票奖励的稀释效应 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 加权平均流通股-稀释 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
有
727,241
和
160,611
具有反稀释性的未归属奖励截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月，分别。有
675,480
和
144,300
具有反稀释性的未归属奖励截至2025年9月30日和2024年9月的九个月，分别。
23
注12-
所得税
递延税项资产和负债的计量方法是应用已颁布的税法的规定，以确定与资产和负债的计税基础与随附资产负债表中列报的金额之间的累计暂时性差异相关的当前或未来年度的应交或应退税款金额。递延所得税资产和负债各期累计暂时性差异净变动的税收影响决定了递延所得税的定期计提。
我们通过考虑全部或部分递延所得税资产变现的可能性是否更大来评估我们每期递延所得税资产的可收回性。在做出这样的决定时，我们考虑了所有可用的证据（正面和负面），包括暂时性差异的未来逆转、税收筹划策略、预计的未来应税收入以及经营业绩。由于2021年的合并活动，我们录得估值备抵$
25
百万，截至2025年9月30日和2024年12月31日，由于《国内税收法》第382条所有权变更条款对可实现性造成的限制，继续根据某些已获得的净经营亏损和其他税收属性进行记录。在重新评估递延所得税资产变现的可能性时，我们将继续监测事实和情况。
截至2025年9月30日和2024年12月31日的递延所得税负债净额为$
955
百万美元
801
分别为百万。此外，预付所得税$
1
万元计入截至2025年9月30日随附资产负债表的预付费用及其他，应付所得税$
2
百万 于2024年12月31日计入所附资产负债表的其他负债。
截至2025年9月30日及2024年9月30日止三个月，我们录得所得税开支$
57
百万美元
93
分别为百万。截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月，我们录得所得税开支$
156
百万美元
195
分别为百万。由于州所得税、超额税收优惠和基于股票的薪酬奖励的缺陷、对涵盖个人的薪酬的税收限制、税收抵免和其他永久性差异的影响，所得税费用不同于通过对所得税前的运营收入适用21%的法定美国联邦所得税税率而提供的金额。在截至2024年9月30日的九个月期间，所得税费用还受到Vencer收购导致的州分配变化带来的递延税收优惠的影响。
2025年7月4日，特朗普总统签署了《一大美丽法案》（“OBBBA”），使其成为法律。OBBBA将2017年《减税和就业法案》的关键要素永久化，包括100%奖金折旧和利息支出的优惠税收待遇。与ASC专题740一致，所得税，我们已完成对OBBBA影响的评估，并在截至2025年9月30日止三个月的季度所得税拨备中确认了影响。虽然OBBBA并未对我们截至2025年9月30日止三个月和九个月的所得税费用或有效税率产生重大影响，但其有利的拨备导致递延了截至2025年9月30日之前在随附资产负债表上的应付所得税中反映的某些所得税。
注13-
现金流信息的补充披露
现金流量补充披露情况列示如下（单位：百万）：
| 截至9月30日的九个月， | |||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 补充现金流信息： | |||||||||||
|
退还所得税的现金（已付），净额
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||
| 支付利息的现金 | (
|
(
|
|||||||||
| 补充非现金投融资活动： | |||||||||||
| 与资本支出相关的营运资金变动 | (
|
(
|
|||||||||
24
注14-
股东权益
资本回报计划
2025年8月，我们董事会恢复了分配的资本回报策略
50
占我们年度调整后自由现金流的%，扣除基本股息后，仍为$
0.50
每季度每股，进行股份回购。结合这一决定，我们的董事会将现有股票回购计划下剩余的授权回购金额增加到$
750
百万。然而，根据合并协议（定义如下）的条款，我们被禁止（i）在合并完成之前回购我们的普通股股份，以及（ii）支付超过我们$
0.50
基本股息。
股票回购
在签订合并协议之前，根据我们现有的股票回购计划，我们被允许在公开市场、私下协商的交易中，或通过大宗交易、衍生品交易或根据《交易法》第10b-18条和第10b5-1条进行的购买，回购我们已发行的普通股。股票回购计划没有终止日期，不需要收购任何特定数量的股票，我们的董事会可以随时修改或终止。
我们以成本记录股票回购，其中包括对回购直接和增量的交易成本，作为对股东权益的减少。作为直接和增加回购的交易成本的一部分，在与股票发行的公允价值进行净额结算的情况下，我们记录1%的消费税，相应的负债记录在随附资产负债表的应付账款和应计费用中。任何超过面值的成本将按比例计入额外实收资本，任何剩余成本将计入留存收益。
于2025年8月8日，我们与一家金融机构（“交易对手”）订立加速股份回购协议（“ASR协议”），以回购合共$
250
百万（“回购价格”）我们的普通股。根据ASR协议的条款，我们支付了回购价格并收到了初始交付的
6,646,726
来自交易对手的我们的普通股股份，代表
80
回购价格的%，以2025年8月7日我们普通股的收盘价为基础。ASR协议的最终结算发生在2025年9月，据此，我们收到了额外的
733,832
来自交易对手的我们的普通股股份。
下表汇总了截至2025年9月30日和2024年9月的九个月内根据股票回购计划进行的股票回购：
| 股票数量 | 加权-均价 |
采购总价（百万）(1)
|
|||||||||||||||
| 2025 | |||||||||||||||||
|
ASR协议
|
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||
| 公开市场回购 |
|
|
|
||||||||||||||
| 股票回购总额 |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||
| 2024 | |||||||||||||||||
|
私下协商交易
|
|||||||||||||||||
|
NGP
|
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||
|
维多
|
|
|
|
||||||||||||||
| 公开市场回购 |
|
|
|
||||||||||||||
| 股票回购总额 |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||
_________________________
(1)不包括与股票回购相关的已支付佣金和应计消费税。
这些股票回购资金来自我们手头的现金，股票立即被清退。截至2025年9月30日，$
500
根据回购我们已发行普通股的计划，仍有100万股可供使用。
25
股息
下表汇总截至2025年9月30日及2024年9月30日止九个月宣派的股息：
| 基地 | 变量 | 合计 | 合计 | ||||||||||||||||||||
| （每股） | （每股） | （每股） | （百万） | ||||||||||||||||||||
| 2025 | |||||||||||||||||||||||
| 第一季度 | $ |
|
$ | — | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 第二季度 | $ |
|
$ | — | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
|
第三季度
|
$ |
|
$ | — | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 2024 | |||||||||||||||||||||||
| 第一季度 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 第二季度 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
|
第三季度
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
所有RSU、DSU和PSU每单位获得等值股息，在随附的资产负债表上确认为包括在其他负债和其他长期负债中的负债，直到接受者收到等值股息。参考附注7-以股票为基础的薪酬围绕我们的LTIP进行进一步讨论。
注15-
分部报告
我们在一个可报告的上游部门汇总并报告我们的原油和天然气勘探和生产业务。二叠纪盆地和DJ盆地是公司的经营分部，由于这些国内业务的相似性，我们将其汇总到上游分部中。上游分部的收入来自销售已生产的原油、天然气、NGL。我们认为我们的中游职能是上游部门的辅助功能。我们的首席运营决策者（“CODM”）是我们的临时首席执行官。
主要经营决策者用来评估业绩和为上游分部分配资源的损益计量为调整后的EBITDA。调整后的EBITDA定义为扣除利息、所得税、折旧、损耗和摊销、勘探费用以及其他非现金和非经常性费用前的收益。分部资产的计量在随附的合并资产负债表中报告，因为合并资产总额和资本支出在我们的现金流量表中报告。主要经营决策者使用调整后的EBITDA来评估分部资产产生的收入，以决定是否将利润再投资于上游分部或其他活动，例如用于收购、减债或向股东返还资本。
26
下表列出了可报告分部调整后EBITDA与所得税前营业收入的对账（单位：百万）：
| 截至9月30日的三个月， | 截至9月30日的九个月， | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||
| 调整后EBITDA | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
|
利息支出，净额(1)
|
(
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 折旧、损耗、摊销 | (
|
(
|
(
|
(
|
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| 探索 | (
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(
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(
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| 交易成本 | (
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(
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(
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衍生品收益，净额
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| 衍生现金结算（收益）损失，净额 | (
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非经常性现金遣散费(2)(3)
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— | (
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股票补偿(2)
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其他，净额(4)
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(
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| 所得税前营业收入 | $ |
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$ |
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$ |
|
$ |
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(1)包括利息收入$
1
百万美元
2
截至2025年9月30日止三个月及2024年9月30日止三个月分别录得百万元及$
5
百万美元
8
截至二零二五年九月三十日止九个月及二零二四年九月三十日止九个月，分别为百万元。利息收入作为其他的一部分，净额计入随附的经营报表。
(2)作为一般和行政费用的一部分包括在随附的运营报表中。
(3)截至2025年9月30日的三个月包括与我们的首席执行官离职有关的非经常性现金遣散费。截至2025年9月30日的九个月包括与我们宣布的裁员和首席执行官离职有关的非经常性现金遣散费。
(4)其他，净活动主要包括（i）在呈报的每个期间的随附运营报表中包含在其他运营费用中的非经常性现金未使用承诺费用，以及（ii）在截至2025年9月30日的三个月中包含在随附运营报表中的一般和管理费用中的与我们的ERP实施相关的非资本化费用。
注16-
随后发生的事件
合并协议
2025年11月2日，特拉华州公司圣玛丽石油勘测公司（“圣玛丽石油勘测”）、特拉华州公司、圣玛丽石油勘测的直接全资子公司（“合并子公司”）Cars Merger Sub，Inc.与Civitas签订了一份合并协议和合并计划（“合并协议”），据此，根据合并协议中规定的条款和条件，（i）合并子公司将与Civitas合并并并入Civitas，Civitas作为圣玛丽石油勘测的全资子公司存续（“第一次公司合并”），以及（ii）紧随第一次公司合并后，Civitas作为存续公司（“第一存续公司”）将与圣玛丽石油勘测合并并入，而圣玛丽石油勘测继续作为存续公司（“第二次公司合并”，连同第一次公司合并，“合并”）。
根据合并协议的条款，在第一个生效时间（定义见合并协议），我们在第一个生效时间之前已发行和流通的每一股普通股（合并协议规定的将被注销的股份除外）将被转换为获得
1.45
普通股股份，面值$
0.01
每股、圣玛丽石油勘测（“换股比例”）。
本次吸收合并事项已获得我行董事会和圣玛丽石油勘测董事会的一致通过。合并的完成取决于合并协议中规定的各种惯例条件的满足或放弃，包括监管许可和Civitas和SM各自股东的批准。合并协议包含Civitas和圣玛丽石油勘测各自的某些终止权，在某些情况下，Civitas或圣玛丽石油勘测将根据协议支付终止费或费用报销。
上述对合并协议的描述并不完整，而是通过参考合并协议全文对其进行了整体限定，合并协议全文作为表格10-Q上本季度报告所附的附件 2.2，并以引用方式并入本文。有关合并的更多信息，请参阅就此类交易向SEC提交的文件。
27
投票协议
在执行和交付合并协议后，于2025年11月3日，我们与Kimmeridge Chelsea，LLC（“Kimmeridge”）订立了一份投票协议（“投票协议”），其中规定（其中包括）Kimmeridge有义务投票（i）赞成通过合并协议和批准完成合并协议所设想的交易（包括合并）所必需的任何其他事项，以及（ii）反对任何替代公司收购建议（如合并协议中所定义）以及可能合理预期会阻碍的任何行动、提议、交易或协议，干扰、延迟、阻止、不利影响或阻碍合并的及时完成，但须遵守投票协议中规定的条款和条件。
投票协议将在以下情况最早发生时终止：（a）第一个生效时间，（b）合并协议根据其条款终止的日期，（c）双方的相互书面同意，（d）公司不利建议变更（定义见合并协议）发生的日期，以及（e）任何修改的日期，未经Kimmeridge同意而对合并协议作出的豁免或修订（i）根据合并协议的条款减少应付给我们所有股东的金额或更改对价形式或（ii）以其他方式对Kimmeridge或我们的股东的利益产生重大不利影响。
28
项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析。
以下对我们的财务状况和经营业绩的讨论和分析应结合阅读“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析”包含在我们的 2024表格10-K,以及我们的未经审核简明综合财务报表及其附注，载于本季度报告的表格10-Q。此外，我们鼓励贵公司检讨关于前瞻性陈述的信息.
执行摘要
我们是一家独立的勘探和生产公司，专注于从我们位于德克萨斯州和新墨西哥州二叠纪盆地以及科罗拉多州DJ盆地的主要资产中收购、开发和生产原油和伴生的富含液体的天然气。我们经过验证的最大化股东回报的商业模式专注于四个关键战略支柱：产生可观的自由现金流、保持一流的资产负债表、将资本返还给我们的股东，以及展示ESG领导力。
财务和经营业绩
我们截至2025年9月30日止三个月的财务及经营业绩：
•总销量为31 MMBOE，平均销量为 每日336兆博e；
•净收入1.77亿美元，或每股摊薄收益1.99美元。调整后EBITDA(1)8.55亿美元；
•经营活动提供的现金流量为8.6亿美元。调整后自由现金流(2)为2.54亿美元；
•钻井、完井、设施、土地、中游资产和其他方面的资本支出为4.91亿美元；
•信贷融通未偿余额净减少2.5亿美元；
•回购约740万股我们的普通股，总额为2.5亿美元；和
•支付现金股息4400万美元。
我们截至2025年9月30日止九个月的财务及经营业绩：
•总销量88 MMBOE，日均销量321 MBOE；
•净收入4.87亿美元，或每股摊薄收益5.31美元。调整后EBITDA(1)24亿美元；
•经营活动提供的现金流为19亿美元。调整后自由现金流(2)为5.48亿美元；
•钻井、完井、设施、土地、中游资产和其他方面的资本支出为15亿美元；
•回购约890万股我们的普通股，总额为3.22亿美元；和
•支付的现金股息为1.41亿美元。
（1）调整后的EBITDA是一种非GAAP财务指标。参考“Non-GAAP财务指标-净收入与调整后EBITDA的对账”以下供进一步讨论。
（2）调整后的自由现金流是一种非GAAP财务指标。参考“Non-GAAP财务指标-调整后自由现金流与经营活动提供的现金的对账”和“流动性和资本资源”以下供进一步讨论。
29
商品价格和某些其他市场情况
原油和天然气行业具有周期性，大宗商品价格本质上具有波动性。在截至2025年9月30日的九个月期间，原油价格经历了大幅波动，原因是（i）中东、南美和俄罗斯的冲突（包括当前涉及俄罗斯和乌克兰的事件），（ii）贸易和关税的不确定性引发了对通胀上升的担忧，以及全球供应链和消费者需求中断，（iii）对经济增长的持续担忧，特别是中国和印度，因为这两个国家都是重要的石油消费国，以及（iv）欧佩克+决定增加原油产量，造成额外的全球供应并进一步给油价带来下行压力。这些因素导致今年原油平均价格不断下降。
截至2025年9月30日的9个月，美国通胀率相对稳定，但仍略高于历史平均水平。贸易关税等通胀压力可能导致经济放缓和/或导致经济衰退。经济放缓或衰退可能导致对大宗商品的短期或长期需求减少，从而导致供应过剩，并可能导致大宗商品价格走低。
上述不稳定因素导致全球金融市场大幅波动，全球范围的原油和天然气供需存在不确定性，进而加大了原油和天然气价格的波动性。长期走低的原油价格和通胀成本可能会对我们的钻探计划产生不利影响，并可能导致重大触发事件，可能导致我们的原油和天然气资产减值。因此，我们可能在未来产生大量减值费用，这可能对我们的经营业绩产生重大不利影响。我们保持运营灵活性，以控制我们的资本支出速度，我们定期监测这些可能对其产生负面影响的外部因素。因此，我们可能会在年内修改我们的资本计划。
下图描绘的是2024年1月至2025年9月期间NYMEXWTI原油和NYMEXHH天然气的月平均价格。
____________________________
(1)截至2025年9月30日止三个月及2025年6月30日止三个月的NYMEXWTI原油均价分别为64.93美元及63.74美元。截至2025年9月30日止九个月和2024年9月30日止九个月的NYMEXWTI原油均价分别为66.70美元和77.54美元。
(2)截至2025年9月30日止三个月和2025年6月30日止三个月的平均NYMEX天然气HH价格分别为3.07美元和3.44美元。截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月的平均NYMEX天然气HH价格分别为3.39美元和2.10美元。
30
鉴于与原油和天然气需求相关的不确定性、与通胀压力相关的未来货币政策以及旨在向低碳能源过渡的政府政策，我们无法预测大宗商品价格或原油和天然气需求的任何未来波动或水平。
我们的原油生产收到的是基准WTI价格的升水或贴水。基准价和我们收到的价格之间的差异可以反映质量、位置、运输等方面的调整。我们的二叠纪盆地原油价格一般包括交付到俄克拉荷马州库欣的运输差价。在截至2025年9月30日的三个月和九个月期间，我们的二叠纪盆地原油价差为较WTI的溢价。我们的DJ盆地原油价格一般包含较高品级的质差。将原油运送到俄克拉荷马州库欣或其他合同规定的交付点也会收取运输差价，并且可能在我们随附的运营报表中根据控制权何时在与客户的关联合同内转移的情况，在原油、天然气和NGL销售范围内以净额列报，或在收集、运输和加工范围内以毛额列报。基差可以是波动的，并且可以在不同的时间发生变化，因为它们与市场动态、供需和总体生产具有高度的相关性。
我们的天然气生产通常以低于基准的NYMEXHenry Hub价格的价格出售。我们的二叠纪盆地天然气产量的销售基于为西德克萨斯州的Waha枢纽确立的价格，而我们的DJ盆地天然气产量的销售基于为科罗拉多州际天然气（“CIG”）确立的价格。我们在这两个盆地收到的天然气定价与场内收集系统、压缩和处理设施的能力以及出盆地的运输管道相关，其中大部分由第三方拥有和运营。在2024年和2025年期间，由于供应过剩、季节性维护以及管道容量有限，娃哈枢纽经历了一段时间的负定价。在2025年期间，由于价格受到冬季季节性需求增加和可用管道容量改善的积极影响，负定价时期发生的次数减少了。CIG定价通常受到季节性因素的影响，并且通常会在冬季的几个月内收到更高的价格，因为当地需求会随着气温的下降而增加。
我们定期进行天然气基差保护互换，以减轻我们对不利市场变化的部分风险敞口。参考附注9-衍生品根据本季度报告第I部分第1项表格10-Q进一步讨论我们的衍生合约。
我们的NGL生产销售基于Mt. Belvieu市场基准。我们的实现价格反映了由原油价格和包括季节性需求波动、运输、加工和物流成本、区域位置差异和更广泛的市场动态在内的各种其他因素驱动的调整，包括升贴水。在DJ盆地，我们从第三方加工商那里拿走大部分我们的NGL实物，并通过管道或卡车直接销售给市场。在二叠纪盆地，我们的大部分NGL是由第三方加工商代表我们销售的。
31
经营成果
下表汇总了我们在所示期间的产品收入、销量和平均销售价格：
| 三个月结束 | 九个月结束 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2025年6月30日 | 百分比变化 | 2025年9月30日 | 2024年9月30日 | 百分比变化 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 收入（百万）： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 原油销售 | $ | 950 | $ | 868 | 9 | % | $ | 2,719 | $ | 3,314 | (18) | % | |||||||||||||||||||||||
| 天然气销售 | 65 | 48 | 35 | % | 238 | 106 | 125 | % | |||||||||||||||||||||||||||
| NGL销售 | 145 | 138 | 5 | % | 449 | 491 | (9) | % | |||||||||||||||||||||||||||
|
产品收入
|
$ | 1,160 | $ | 1,054 | 10 | % | $ | 3,406 | $ | 3,911 | (13) | % | |||||||||||||||||||||||
| 销量： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油（MBBL）
|
14,562 | 13,583 | 7 | % | 40,854 | 42,974 | (5) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 天然气（MMcF） | 50,178 | 47,709 | 5 | % | 148,358 | 164,205 | (10) | % | |||||||||||||||||||||||||||
|
NGL（MBBL）
|
7,998 | 7,285 | 10 | % | 22,153 | 23,416 | (5) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 总销量（MBOE） | 30,923 | 28,819 | 7 | % | 87,734 | 93,758 | (6) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 平均销售价格（衍生品前）： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 原油（每桶） | $ | 65.24 | $ | 63.87 | 2 | % | $ | 66.54 | $ | 77.12 | (14) | % | |||||||||||||||||||||||
| 天然气（每千立方英尺） | $ | 1.29 | $ | 1.00 | 29 | % | $ | 1.61 | $ | 0.64 | 152 | % | |||||||||||||||||||||||
| NGL（每桶） | $ | 18.21 | $ | 18.99 | (4) | % | $ | 20.29 | $ | 20.95 | (3) | % | |||||||||||||||||||||||
| 合计（每桶油当量） | $ | 37.53 | $ | 36.56 | 3 | % | $ | 38.82 | $ | 41.71 | (7) | % | |||||||||||||||||||||||
|
平均销售价格（衍生品后）(1):
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 原油（每桶） | $ | 67.87 | $ | 66.55 | 2 | % | $ | 68.39 | $ | 76.16 | (10) | % | |||||||||||||||||||||||
| 天然气（每千立方英尺） | $ | 1.81 | $ | 1.69 | 7 | % | $ | 2.02 | $ | 0.86 | 135 | % | |||||||||||||||||||||||
| NGL（每桶） | $ | 18.21 | $ | 18.99 | (4) | % | $ | 20.29 | $ | 20.95 | (3) | % | |||||||||||||||||||||||
| 合计（每桶油当量） | $ | 39.60 | $ | 38.97 | 2 | % | $ | 40.39 | $ | 41.65 | (3) | % | |||||||||||||||||||||||
_____________________________
(1)平均销售价格，衍生品后为非公认会计准则财务指标。关于平均销售价格的调节，衍生工具前至平均销售价格，衍生工具后，见非GAAP财务指标下面。
32
下表列示了报告期内按经营区域划分的原油、天然气、NGL销量情况：
| 三个月结束 | 九个月结束 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2025年6月30日 | 百分比变化 | 2025年9月30日 | 2024年9月30日 | 百分比变化 | ||||||||||||||||||||||||||||||
|
原油（MBBL）
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 | 7,905 | 7,552 | 5 | % | 22,264 | 23,644 | (6) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| DJ盆地 | 6,657 | 6,031 | 10 | % | 18,590 | 19,330 | (4) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 14,562 | 13,583 | 7 | % | 40,854 | 42,974 | (5) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 天然气（MMcF） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 | 24,989 | 23,190 | 8 | % | 72,746 | 75,585 | (4) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| DJ盆地 | 25,189 | 24,519 | 3 | % | 75,612 | 88,620 | (15) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 50,178 | 47,709 | 5 | % | 148,358 | 164,205 | (10) | % | |||||||||||||||||||||||||||
|
NGL（MBBL）
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 | 4,589 | 4,076 | 13 | % | 12,551 | 13,194 | (5) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| DJ盆地 | 3,409 | 3,209 | 6 | % | 9,602 | 10,222 | (6) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 7,998 | 7,285 | 10 | % | 22,153 | 23,416 | (5) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 总销量（MBOE） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 | 16,659 | 15,492 | 8 | % | 46,939 | 49,436 | (5) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| DJ盆地 | 14,264 | 13,327 | 7 | % | 40,795 | 44,322 | (8) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 30,923 | 28,819 | 7 | % | 87,734 | 93,758 | (6) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 日均销量（MBOE/d） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 | 181 | 171 | 6 | % | 172 | 180 | (4) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| DJ盆地 | 155 | 146 | 6 | % | 149 | 162 | (8) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 336 | 317 | 6 | % | 321 | 342 | (6) | % | |||||||||||||||||||||||||||
33
下表列出了有关原油、天然气和NGL销售价格的信息，不包括所示期间的商品衍生品和生产成本的影响。
_____________________________
| 三个月结束 | 九个月结束 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 平均销售价格 | 2025年9月30日 | 2025年6月30日 | 百分比变化 | 2025年9月30日 | 2024年9月30日 | 百分比变化 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 原油（每桶） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 | $ | 65.41 | $ | 64.06 | 2 | % | $ | 66.83 | $ | 78.11 | (14) | % | |||||||||||||||||||||||
| DJ盆地 | $ | 65.03 | $ | 63.63 | 2 | % | $ | 66.19 | $ | 75.91 | (13) | % | |||||||||||||||||||||||
| 合计 | $ | 65.24 | $ | 63.87 | 2 | % | $ | 66.54 | $ | 77.12 | (14) | % | |||||||||||||||||||||||
| 天然气（per mCF） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 | $ | 0.07 | $ | (0.11) | ** | $ | 0.33 | $ | (0.71) | ** | |||||||||||||||||||||||||
| DJ盆地 | $ | 2.51 | $ | 2.06 | 22 | % | $ | 2.83 | $ | 1.80 | 57 | % | |||||||||||||||||||||||
| 合计 | $ | 1.29 | $ | 1.00 | 29 | % | $ | 1.61 | $ | 0.64 | 152 | % | |||||||||||||||||||||||
| NGL（每桶） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 | $ | 15.87 | $ | 16.68 | (5) | % | $ | 17.41 | $ | 18.36 | (5) | % | |||||||||||||||||||||||
| DJ盆地 | $ | 21.36 | $ | 21.92 | (3) | % | $ | 24.04 | $ | 24.30 | (1) | % | |||||||||||||||||||||||
| 合计 | $ | 18.21 | $ | 18.99 | (4) | % | $ | 20.29 | $ | 20.95 | (3) | % | |||||||||||||||||||||||
|
生产成本（每桶油当量）(1)
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 二叠纪盆地 | $ | 6.21 | $ | 6.52 | (5) | % | $ | 6.81 | $ | 5.26 | 29 | % | |||||||||||||||||||||||
| DJ盆地 | $ | 4.70 | $ | 5.20 | (10) | % | $ | 5.12 | $ | 4.10 | 25 | % | |||||||||||||||||||||||
| 合计 | $ | 5.51 | $ | 5.91 | (7) | % | $ | 6.02 | $ | 4.71 | 28 | % | |||||||||||||||||||||||
**百分比没有意义
(1)表示使用总销量的租赁运营费用和每桶油当量的中游运营费用，不包括从价和遣散税。
34
截至2025年9月30日止三个月的产品收入增长10%至12亿美元，而截至2025年6月30日止三个月的产品收入为11亿美元。这一增长主要是由于（i）总销量增长7%，这主要是由于两个盆地的油井投产时间以及（ii）不包括衍生工具的影响，按同等基准计算的每桶油当量的产品总定价增长3%。
截至2025年9月30日的九个月，产品收入减少13%，至34亿美元，而截至2024年9月30日的九个月为39亿美元。减少的主要原因是（i）不包括衍生工具的影响，按每桶油当量计算的总产品定价下降7%，以及（ii）总销量下降6%，这主要是由于两个盆地的油井投产时间以及我们现有油井的产量正常下降。
下表汇总了我们在所示期间的运营费用（百万美元，每桶油当量金额除外）：
| 三个月结束 | 九个月结束 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2025年6月30日 | 百分比变化 | 2025年9月30日 | 2024年9月30日 | 百分比变化 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 营业费用： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 租赁经营费用 | $ | 159 | $ | 158 | 1 | % | $ | 491 | $ | 405 | 21 | % | |||||||||||||||||||||||
| 中游运营费用 | 12 | 12 | — | % | 38 | 37 | 3 | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 采集、运输、加工 | 88 | 83 | 6 | % | 258 | 280 | (8) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 遣散费和从价税 | 81 | 75 | 8 | % | 245 | 291 | (16) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 探索 | 1 | 3 | (67) | % | 7 | 14 | (50) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗、摊销 | 497 | 501 | (1) | % | 1,443 | 1,512 | (5) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 一般和行政费用 | 52 | 53 | (2) | % | 162 | 174 | (7) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 交易成本 | 2 | — | 100 | % | 8 | 31 | (74) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 其他经营费用 | 3 | 2 | 50 | % | 9 | 10 | (10) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 总营业费用 | $ | 895 | $ | 887 | 1 | % | $ | 2,661 | $ | 2,754 | (3) | % | |||||||||||||||||||||||
| 选定的运营费用（每桶油当量）： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 租赁经营费用 | $ | 5.12 | $ | 5.49 | (7) | % | $ | 5.59 | $ | 4.32 | 29 | % | |||||||||||||||||||||||
|
中游运营费用
|
0.39 | 0.42 | (7) | % | 0.43 | 0.39 | 10 | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 采集、运输、加工 | 2.84 | 2.87 | (1) | % | 2.94 | 2.98 | (1) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 遣散费和从价税 | 2.62 | 2.58 | 2 | % | 2.79 | 3.10 | (10) | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗、摊销 | 16.09 | 17.36 | (7) | % | 16.45 | 16.13 | 2 | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 一般和行政费用 | 1.68 | 1.86 | (10) | % | 1.85 | 1.85 | — | % | |||||||||||||||||||||||||||
| 选定运营费用总额（每桶油当量） | $ | 28.74 | $ | 30.58 | (6) | % | $ | 30.05 | $ | 28.77 | 4 | % | |||||||||||||||||||||||
租赁运营费用。截至2025年9月30日止三个月，我们的租赁运营费用增加1%至1.59亿美元，而截至2025年6月30日止三个月为1.58亿美元，按同等基准计算，每桶油当量减少7%。租赁经营费用总额的小幅增长由各类别的增减相抵构成。最显着的增长归因于盐水处理成本，最大的抵消减少是由于二叠纪盆地继续从发电机转向成本更低的线路电力导致燃料和电力使用减少。每BOE的租赁运营费用减少是由于总销量增加了7%。
35
截至2025年9月30日止九个月，我们的租赁经营费用增加21%至4.91亿美元，而截至2024年9月30日止九个月的租赁经营费用为4.05亿美元，增加29% 按同等基准计算的每桶油当量。二叠纪盆地约占 60% 的 按同等基准计算的每桶油当量增加，主要是由于与（i）盐水处理成本增加相关的运营活动增加，包括因与我们的某些供应商的外卖能力限制而产生的处理采出水的成本，（ii）压缩，以及（iii）燃料和电力使用。 按同等每桶油当量计算，DJ盆地占增量的剩余约40%，这主要是由于（i）我们的封堵和废弃计划以及在我们从未运营过的旧垂直井场上产生的相关环境修复成本增加，（ii）压缩，以及（iii）产量相对于固定成本下降。
采集、运输、加工。截至2025年9月30日止三个月，我们的收集、运输和处理（“GTP”）费用增加6%至8800万美元，而截至2025年6月30日止三个月为8300万美元，按同等基准计算，每桶油当量减少1%。GTP费用增加归因于总销量增长7%。
截至2025年9月30日止九个月，我们的GTP费用下降8%至2.58亿美元，而截至2024年9月30日止九个月为2.8亿美元，按同等基准计算，每桶油当量下降1%。GTP费用的下降归因于总销量下降6%。每BOE的GTP费用下降主要是由于天然气和NGL生产转向DJ盆地内受益于更优惠的GTP合同条款的地区，但被我们在DJ盆地签订新的原油收集合同所抵消。根据该合同，GTP成本现在发生在控制权转让之前，从而记录为GTP费用，而与前一份合同相比，前一份合同的GTP成本发生在控制权转让之后，从而在原油、天然气和NGL销售中记录为净额。
遣散费和从价税。遣散税是由我们经营所在的州根据我们生产的原油、天然气和NGL的价值征收的。从价税由我们经营所在的特定司法管辖区根据我们在该地区的物业的评估价值征收。对于我们在德克萨斯州的业务，我们物业的评估价值是使用贴现现金流方法确定的。对于我们在科罗拉多州和新墨西哥州的业务，评估价值是由所销售的原油、天然气、NGL的价值减去各种扣除项后确定的。
截至2025年9月30日止三个月，我们的遣散费和从价税从截至2025年6月30日止三个月的7500万美元增加8%至8100万美元，按同等基准计算，每桶油当量增加2%。每桶油当量的总额和同等基础上的增长主要是由于截至2025年9月30日止三个月的产品总收入与截至2025年6月30日止三个月相比增加了10%。
截至2025年9月30日止九个月，我们的遣散费和从价税从截至2024年9月30日止九个月的2.91亿美元下降16%至2.45亿美元，按同等基准计算，每桶油当量下降10%。每桶油当量总额和同等基础上的下降是由于截至2025年9月30日止九个月的产品总收入与截至2024年9月30日止九个月相比下降了13%。此外，在截至2025年9月30日的九个月内，我们更新了德克萨斯州从价税估计，以反映更新的评估价值，从而导致我们的遣散费和从价税进一步减少。
折旧、损耗、摊销。截至2025年9月30日止三个月，我们的折旧、损耗和摊销费用（“DD & A”）从截至2025年6月30日止三个月的5.01亿美元下降1%至4.97亿美元，按同等基准计算，每桶油当量下降7%。总DDD & A费用的下降主要是由于探明储量相对于可消耗财产基数的增加增加更多导致耗尽率下降，但销量增长7%部分抵消了这一影响。
截至2025年9月30日止九个月，我们的DD & A从截至2024年9月30日止九个月的15亿美元下降5%至14亿美元，按同等基准计算，每桶油当量增加2%。DDD & A总费用的下降主要是由于不同时期之间的销量下降了6%，但部分被消耗率的上升所抵消，这是由于可消耗财产基础与探明储量的比例增加更多。
一般和行政费用。截至2025年9月30日止三个月，我们的一般和行政费用从截至2025年6月30日止三个月的5300万美元下降2%至5200万美元，按同等基准计算，每桶油当量下降10%。一般和行政费用的减少主要是由于专业服务、股票补偿费用和其他公司费用的减少，并被截至2025年9月30日的三个月期间与我们的CEO离职相关的300万美元非经常性现金遣散费部分抵消。由于销量增长7%，每桶油当量的一般和管理费用有所下降。
截至2025年9月30日止九个月，我们的一般和行政费用从截至2024年9月30日止九个月的1.74亿美元下降7%至1.62亿美元，在同等基础上与每桶油当量持平。The
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一般和行政费用的减少主要是由于（i）应计入共同利息账户的劳动力部分增加，以及（ii）成本节约举措导致专业服务和合同工减少。一般和行政费用的减少被700万美元的非经常性现金遣散费和100万美元的额外股票补偿费用部分抵消，这些费用与我们宣布的截至2025年3月31日止三个月的裁员和截至2025年9月30日止三个月的CEO离职有关。由于支出减少与销量下降6%相称，每个英国央行的一般和管理费用持平。
衍生收益（亏损），净额。截至2025年9月30日止三个月，我们的衍生工具收益为7900万美元，而截至2025年6月30日止三个月的收益为1.04亿美元。我们截至2025年9月30日止三个月和2025年6月30日止三个月的衍生工具收益是由于相对于我们未平仓合约的市场价格较低导致的现金结算收益和公平市值调整。
截至2025年9月30日止九个月，我们的衍生品收益为2.35亿美元，而截至2024年9月30日止九个月的收益为4900万美元。我们截至2025年9月30日止九个月的衍生工具收益是由于现金结算收益和由于相对于我们未平仓合约的市场价格较低而导致的公平市场价值调整。我们截至2024年9月30日止九个月的衍生工具收益是由于相对于我们未平仓合约的市场价格较低导致的公平市场价值调整，部分被现金结算损失所抵消。
参考附注9-衍生品根据本季度报告第I部第1项有关表格10-Q的补充讨论。
利息支出。截至2025年9月30日和2025年6月30日止三个月，我们的利息支出分别为1.2亿美元和1.14亿美元。截至2025年9月30日和2025年6月30日止三个月的平均未偿债务分别为55亿美元和54亿美元。
截至2025年9月30日和2024年9月的9个月，我们的利息支出分别为3.41亿美元和3.42亿美元。截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月的平均未偿债务分别为54亿美元和48亿美元。列报期间的利息支出构成如下（单位：百万）：
| 三个月结束 | 九个月结束 | ||||||||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2025年6月30日 | 2025年9月30日 | 2024年9月30日 | ||||||||||||||||||||
| 高级笔记 | $ | 103 | $ | 90 | $ | 277 | $ | 253 | |||||||||||||||
| 信贷便利 | 11 | 18 | 46 | 45 | |||||||||||||||||||
|
递延融资成本和递延收购对价的摊销
|
4 | 5 | 13 | 39 | |||||||||||||||||||
| 其他 | 2 | 1 | 5 | 5 | |||||||||||||||||||
| 总利息支出 | $ | 120 | $ | 114 | $ | 341 | $ | 342 | |||||||||||||||
所得税费用.由于州所得税的影响，我们的有效税率与对所得税前收入适用21%的法定美国联邦所得税税率所提供的金额不同，这是基于股票的薪酬奖励的超额税收优惠和缺陷，对涵盖个人的薪酬的税收限制，税收抵免，以及其他永久性差异。参考附注12-所得税根据本季度报告第I部第1项有关表格10-Q的补充讨论。
截至二零二五年九月三十日止三个月及二零二五年六月三十日止三个月的所得税开支为 5700万美元和3800万美元，导致税前收入的有效税率分别为24.3%和23.5%。
截至2025年9月30日和2024年9月的9个月，我们的所得税费用分别为1.56亿美元和1.95亿美元，导致税前收入的有效税率分别为24.2%和22.1%。在截至2024年9月30日的九个月期间，所得税费用还受到Vencer收购导致的州分配变化带来的递延税收优惠的影响。
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流动性和资本资源
我们流动性的主要来源包括经营活动产生的现金流、信贷融通下的可用借贷能力、股权和/或债务资本市场交易的潜在收益，以及出售资产的潜在收益。我们可能会将我们可用的流动资金用于经营活动、营运资金需求、资本支出、收购、向股东返还资本以及一般公司用途。
我们经营活动现金流的主要来源是销售原油、天然气和NGL。因此，由于商品价格的变化，以及我们销量的变化，我们的现金流受到重大波动的影响。这些大宗商品的价格受到一些我们无法控制的因素的驱动，包括全球和区域产品供需、通货膨胀和货币政策的影响、天气、产品分布、运输、加工和炼油能力、监管限制以及其他供应链动态等因素。
截至2025年9月30日，我们的流动资金为22亿美元，包括5600万美元的手头现金和21亿美元的信贷工具可用借款能力。信贷融通下的借贷能力主要基于归属于我们的原油和天然气权益的已探明储量的价值。截至本季度报告提交之日的10-Q表格，我们的信贷工具的可用借款能力为23亿美元。我们的信贷安排定于2028年8月到期。2025年10月，我们完成了预定借款基础的重新确定，这重申了我们在信贷协议下的借款基础和总选定承诺。下一个预定的借款基数重新确定日期定在2026年5月。
信贷融通包含惯常的陈述和各种肯定和否定的契约以及某些财务契约，包括（a）不高于3.00至1.00的允许净杠杆比率，（b）不低于1.00至1.00的流动比率，包括当时可供借入的信贷融通下未使用的承诺，以及（c）在达到投资级信用评级时，PV-9的覆盖率。截至2025年9月30日，我们遵守信贷安排下的所有契诺，直至本季度报告以表格10-Q提交之日为止。请参阅附注5-债务在第一部分第1项中，以获取更多信息。
我们的重大短期现金需求包括：经营活动、营运资金需求、资本支出、股息、支付合同义务。我们来自各种合同义务和其他义务的重大长期现金需求包括：债务义务和相关利息支付、公司运输和最低数量协议、税收、资产报废义务和租赁。有关更多信息，请参阅第一部分第1项。我们未来的资本需求，包括近期和长期，将取决于许多因素，包括但不限于商品价格、市场状况、我们可用的流动性和融资、原油和天然气资产的收购和剥离、钻机和完井人员的可用性、完井服务的成本、钻井计划的成功、土地和行业合作伙伴问题、天气延误、获得具有钻井承诺的租约，以及其他因素。我们定期考虑哪些资源，包括债务和股权融资，可用于满足我们未来的财务义务、计划的资本支出，以及流动性需求。
这些需求的资金可以由上述流动性来源的任意组合提供。我们预计，我们的2025年资本计划将由运营现金流提供资金。尽管我们无法提供任何保证，但基于我们预计的运营现金流、我们手头的现金以及我们的信贷融资的可用借款能力，我们相信我们将有足够的可用资本在本季度报告提交表格10-Q日期之后的12个月期间为这些需求提供资金，并且基于当前的预期，长期。
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现金和现金等价物的来源和用途
下表列出了我们在所示期间的现金和现金等价物的来源和用途（单位：百万）：
| 九个月结束 | |||||||||||||||||
| 活动类型 | 2025年9月30日 | 2024年9月30日 | |||||||||||||||
| 现金和现金等价物来源 | |||||||||||||||||
| 经营活动所产生的现金净额 |
运营中
|
$ | 1,877 | $ | 2,007 | ||||||||||||
| 物业交易所得款项 |
投资
|
188 | 163 | ||||||||||||||
| 信贷融资收益 |
融资
|
2,100 | 1,650 | ||||||||||||||
| 发行优先票据所得款项 |
融资
|
743 | — | ||||||||||||||
| 其他，净额 |
投资
|
1 | 2 | ||||||||||||||
| 现金和现金等价物来源共计 | $ | 4,909 | $ | 3,822 | |||||||||||||
| 现金及现金等价物的用途 | |||||||||||||||||
| 收购业务，扣除收购现金 | 投资 | (761) | (905) | ||||||||||||||
| 收购原油和天然气资产 |
投资
|
(54) | (24) | ||||||||||||||
| 钻完井活动和其他固定资产的资本支出 |
投资
|
(1,432) | (1,632) | ||||||||||||||
| 对信贷额度的付款 |
融资
|
(2,200) | (1,600) | ||||||||||||||
| 支付的股息 |
融资
|
(141) | (446) | ||||||||||||||
| 回购和退休的普通股 |
融资
|
(322) | (270) | ||||||||||||||
| 其他，净额 |
投资/融资
|
(19) | (25) | ||||||||||||||
| 现金和现金等价物使用总额 | $ | (4,929) | $ | (4,902) | |||||||||||||
|
现金及现金等价物净变动
|
$ | (20) | $ | (1,080) | |||||||||||||
现金和现金等价物来源
我们的现金和现金等价物来源同比增加了11亿美元，主要是由于发行2033年优先票据的收益为7.43亿美元，对我们的信贷融资的提款增加了4.5亿美元，以及财产交易的收益增加了2500万美元，其中包括在截至2025年9月30日的九个月内剥离某些非核心DJ盆地资产。这些增加被经营活动提供的现金净额减少1.3亿美元部分抵消。我们的经营活动提供的净现金主要受到商品价格、销量、商品衍生品头寸的净结算、运营成本以及营运资金变化的影响。见“运营结果”有关驱动这些变化的因素的更多信息，请参见上文。
现金及现金等价物的用途
我们对现金和现金等价物的使用同比增加了2700万美元，这主要是由于我们的信贷融资支付增加了6亿美元，回购和退休的普通股增加了5200万美元，以及原油和天然气资产的收购增加了3000万美元。这些增长被支付的股息减少3.05亿美元、钻井和完井活动及其他固定资产的资本支出减少2亿美元以及收购业务的减少（扣除获得的现金1.44亿美元）部分抵消。
由于过去一年我们的资本回报计划发生了变化，年内宣布和支付的股息减少了每股2.97美元，即3.05亿美元，我们的信贷融资净支付增加了1.5亿美元，回购和退休的普通股增加了5200万美元。参考附注14 –股东权益根据本季度报告第I部第1项有关表格10-Q及附注14 –股东权益在第8项中。财务报表和补充数据包含在我们的2024表格10-K了解更多信息。
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用于钻井和完井活动以及其他固定资产的资本支出减少了2亿美元，这主要是由于与2024年相比，我们的2025年资本投资计划减少了5%，以及努力平载我们的资本，以便在全年更均匀地分配投资。截至2025年9月30日止九个月，我们在Permian盆地的净作业井数量分别为78、94和115口，在DJ盆地的净作业井数量分别为86、89和89口。截至2024年9月30日止九个月，我们在二叠纪盆地分别钻探、完井和销售净作业井93、90和104口，在DJ盆地分别钻探、完成和销售净作业井66、79和76口。
从我们的信贷融资中提取的现金收益同比增加了4.5亿美元，这主要是由于支付了剩余的4.75亿美元的Vencer递延收购对价，以及在截至2025年9月30日的九个月内以2.86亿美元的现金对价收购了在二叠纪盆地作为业务合并入账的某些原油和天然气资产，部分被截至2024年9月30日的九个月内在Vencer收购完成时支付的现金对价所抵消。对我们信贷融通的付款增加是由于使用2033年优先票据的净收益7.43亿美元来偿还我们信贷融通下的部分未偿还借款。
重大承诺
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非GAAP财务指标
净收入与调整后EBITDA的对账
调整后的EBITDA是一种补充性的非GAAP财务指标，代表扣除利息、所得税、折旧、损耗和摊销、勘探费用以及其他非现金和非经常性费用前的收益。调整后的EBITDA不包括我们认为影响经营业绩可比性的某些项目，并且可以排除一般属于非经常性的项目。我们提出调整后的EBITDA是因为我们认为它为投资者和分析师提供了有用的额外信息，作为一种业绩衡量标准，用于分析我们内部为勘探、开发、收购和偿还债务筹集资金的能力。我们还须遵守基于调整后EBITDA比率的信贷安排下的财务契约。此外，调整后的EBITDA被专业研究分析师等广泛用于原油和天然气勘探与生产行业公司的估值、比较和投资建议中。调整后的EBITDA不应被孤立地考虑或作为净收入、经营活动提供的净现金或根据公认会计原则编制的其他盈利能力或流动性衡量标准的替代品。由于调整后的EBITDA不包括一些但不是所有影响净收入的项目，并且可能因公司而异，因此所提供的调整后EBITDA金额可能无法与其他公司的类似指标进行比较。
下表列出了列报期间净收入的GAAP财务指标与调整后EBITDA的非GAAP财务指标的对账（单位：百万）：
| 三个月结束 | 九个月结束 | ||||||||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2025年6月30日 | 2025年9月30日 | 2024年9月30日 | ||||||||||||||||||||
| 净收入 | $ | 177 | $ | 124 | $ | 487 | $ | 688 | |||||||||||||||
|
利息支出，净额(1)
|
119 | 112 | 336 | 334 | |||||||||||||||||||
| 所得税费用 | 57 | 38 | 156 | 195 | |||||||||||||||||||
| 折旧、损耗、摊销 | 497 | 501 | 1,443 | 1,512 | |||||||||||||||||||
| 探索 | 1 | 3 | 7 | 14 | |||||||||||||||||||
| 交易成本 | 2 | — | 8 | 31 | |||||||||||||||||||
|
衍生品收益，净额
|
(79) | (104) | (235) | (49) | |||||||||||||||||||
| 衍生现金结算收益（亏损），净额 | 65 | 69 | 138 | (6) | |||||||||||||||||||
|
非经常性现金遣散费(2)(3)
|
3 | — | 7 | — | |||||||||||||||||||
|
股票补偿(2)
|
11 | 13 | 37 | 36 | |||||||||||||||||||
|
其他，净额(4)
|
2 | (7) | 5 | 1 | |||||||||||||||||||
| 调整后EBITDA | $ | 855 | $ | 749 | $ | 2,389 | $ | 2,756 | |||||||||||||||
________________________
(1)包括截至2025年9月30日和2025年6月30日止三个月的利息收入分别为100万美元和200万美元，以及截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月的利息收入分别为500万美元和800万美元。利息收入在随附的经营报表中作为其他净额的一部分包括在内.
(2)作为一般和行政费用的一部分包括在随附的运营报表中。
(3)截至2025年9月30日的三个月包括与我们的首席执行官离职有关的非经常性现金遣散费。截至2025年9月30日的九个月包括与我们宣布的裁员和首席执行官离职有关的非经常性现金遣散费。
(4)该活动涉及（i）在呈报的每个期间的随附运营报表中包含在其他运营费用中的非经常性现金未使用承诺费用，以及（ii）在截至2025年9月30日的三个月中包含在随附运营报表中的一般和管理费用中的与我们的ERP实施相关的非资本化费用。截至2025年6月30日的三个月包括（i）与结算截至2025年3月31日的三个月期间记录的原油衬里合同未实现损失有关的900万美元减少额，该减少额包括在该期间所附运营报表的其他净额中。
经营活动提供的现金与调整后自由现金流的对账
调整后的自由现金流是一种补充性的非公认会计准则财务指标，计算方法为经营活动提供的净现金，未计入经营资产和负债的变化，减去原油和天然气资产的勘探和开发、与资本支出相关的营运资本变化以及购买碳信用额和可再生能源信用额。我们认为，调整后的自由现金流提供了额外信息，可能有助于投资者和分析师评估我们从现有原油和天然气资产中产生现金以资助未来勘探的能力
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和发展活动，并向股东返还现金。调整后的自由现金流是流动性的补充衡量标准，不应被视为可替代运营现金流，因为它不包括某些必要的现金支出。
下表列出了经营活动提供的净现金的GAAP财务计量与所列期间调整后自由现金流的非GAAP财务计量的对账（单位：百万）：
| 三个月结束 | 九个月结束 | ||||||||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2025年6月30日 | 2025年9月30日 | 2024年9月30日 | ||||||||||||||||||||
| 经营活动所产生的现金净额 | $ | 860 | $ | 298 | $ | 1,877 | $ | 2,007 | |||||||||||||||
| 加回：经营性资产和负债变动，净 | (115) | 331 | 163 | 398 | |||||||||||||||||||
| 经营资产和负债变动前的经营现金流 | 745 | 629 | 2,040 | 2,405 | |||||||||||||||||||
|
减：钻完井活动资本支出及其他固定资产支付的现金
|
(471) | (486) | (1,432) | (1,632) | |||||||||||||||||||
| 减：与资本支出相关的营运资金变动 | (20) | (20) | (60) | (22) | |||||||||||||||||||
|
资本支出
|
(491) | (506) | (1,492) | (1,654) | |||||||||||||||||||
| 减：购买碳信用额和可再生能源信用额 | — | — | — | (4) | |||||||||||||||||||
|
调整后自由现金流
|
$ | 254 | $ | 123 | $ | 548 | $ | 747 | |||||||||||||||
平均销售价格的调节，衍生工具后
衍生工具后的平均销售价格是一种非公认会计准则财务指标，其中包括我们所附现金流量表中列报的商品衍生工具产生的衍生现金收入或支付的净影响，扣除衍生工具前的平均销售价格，这是最直接可比的公认会计准则财务指标。我们认为，平均销售价格的列报，在衍生品之后是反映我们的商品衍生品在各个期间的实际现金表现的有用手段，对管理层和我们的股东在确定我们的价格风险管理计划的有效性方面是有用的。
下表提供了所示期间的平均销售价格的GAAP财务计量、衍生品前与平均销售价格的非GAAP财务计量、衍生品后的对账：
| 三个月结束 | 九个月结束 | ||||||||||||||||||||||
| 2025年9月30日 | 2025年6月30日 | 2025年9月30日 | 2024年9月30日 | ||||||||||||||||||||
|
平均原油销售价格（每桶）
|
$ | 65.24 | $ | 63.87 | $ | 66.54 | $ | 77.12 | |||||||||||||||
|
衍生品影响，净额（每桶）(1)
|
2.63 | 2.68 | 1.85 | (0.96) | |||||||||||||||||||
|
平均原油销售价格（衍生品后）（每桶）
|
$ | 67.87 | $ | 66.55 | $ | 68.39 | $ | 76.16 | |||||||||||||||
|
平均天然气销售价格（每千立方英尺）
|
$ | 1.29 | $ | 1.00 | $ | 1.61 | $ | 0.64 | |||||||||||||||
|
衍生品的影响，净额（每千立方英尺）(1)
|
0.52 | 0.69 | 0.41 | 0.22 | |||||||||||||||||||
|
平均天然气销售价格（衍生品后）（每千立方英尺）
|
$ | 1.81 | $ | 1.69 | $ | 2.02 | $ | 0.86 | |||||||||||||||
|
平均NGL销售价格（每桶）
|
$ | 18.21 | $ | 18.99 | $ | 20.29 | $ | 20.95 | |||||||||||||||
|
衍生品影响，净额（每桶）(1)
|
— | — | — | — | |||||||||||||||||||
|
平均NGL销售价格（衍生品后）（每桶）
|
$ | 18.21 | $ | 18.99 | $ | 20.29 | $ | 20.95 | |||||||||||||||
_________________________
(1)衍生品经济地对冲了我们收到的原油、天然气和NGL的价格。截至2025年9月30日止三个月，原油和天然气的衍生现金结算收益分别为3900万美元和2600万美元。截至2025年6月30日止三个月，原油和天然气的衍生现金结算收益分别为3600万美元和3300万美元。截至2025年9月30日止9个月，原油和天然气的衍生现金结算收益分别为7600万美元和6200万美元。截至2024年9月30日的9个月，原油的衍生现金结算损失为4200万美元，天然气的衍生现金结算收益为3600万美元。在报告所述期间，我们没有对收到的NGL价格进行套期保值。有关额外披露，请参阅本季度报告表格10-Q第I部分第1项下的附注9-衍生工具。
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新会计公告
关键会计估计
项目3。关于市场风险的定量和定性披露。
原油天然气价格风险
我们的财务状况、经营业绩和资金资源高度依赖于原油和天然气的现行市场价格。这些大宗商品价格受到多种因素的影响，受到我们无法控制的宽幅波动和市场不确定因素的影响。影响原油和天然气价格的因素包括全球原油和天然气需求水平、全球原油和天然气供应、原油出口国制定和遵守生产配额、影响原油和天然气供需的天气状况、替代燃料的价格和可用性、当地和全球政治以及整体经济状况。对未来的原油和天然气价格，不可能有任何确定性的预测。原油和天然气价格持续疲软可能会对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响，还可能减少我们可以经济生产的原油和天然气储量。我们的原油和天然气储量的任何减少，包括价格波动导致的减少，都可能对我们为勘探和开发活动获得资本的能力产生不利影响。同样，原油和天然气价格的任何改善都会对我们的财务状况、经营业绩和资本资源产生有利影响。
商品价格衍生合约
我们的首要商品风险管理目标是保护我们的资产负债表。我们定期签订商品衍生品合约，以减轻我们对商品价格潜在不利市场变化的部分风险敞口，因为我们预计未来的原油和天然气产量以及对现金流的相关影响。我们的商品衍生品合约包括掉期、项圈和基差保护掉期。在合约结算时，如果相关市场商品价格超过我们的合约掉期价格，或领子的上限执行价格，我们需要向我们的交易对手支付与合约相关的生产量的差额。通常，这笔款项是在收到我们客户的现金付款前最多15个工作日支付的。这可能会对我们在衍生品结算和收入支付之间的现金流产生不利影响。虽然我们可能会降低大宗商品价格下跌的潜在负面影响，但我们也可能无法实现实物市场有利的价格变化带来的好处。参考附注9-衍生品根据本季度报告第I部分第1项关于衍生活动汇总表的表格10-Q。
利率
截至2025年9月30日和本季度报告提交表格10-Q之日，我们的信贷安排下分别有3.5亿美元和1.8亿美元未偿还。我们信贷安排下的借款按与ABR或SOFR挂钩的浮动利率计息，在每种情况下，加上适用的保证金，由我们选择。这些利率的任何提高都可能对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。截至2025年9月30日，直至本季度报告提交表格10-Q之日，我们遵守了信贷安排下的所有财务和非财务契约。
交易对手和客户信用风险
我们面临与我们的衍生活动相关的交易对手信用风险。截至2025年9月30日和2025年10月31日，我们的衍生品合约已与16个交易对手执行，这些交易对手均为信贷融通贷款人集团的成员，并具有投资级信用评级。然而，如果我们的交易对手未能履行其在合同下的义务，我们可能会蒙受财务损失。
由于我们的原油和天然气应收账款集中于某些重要客户，我们也面临信用风险。我们的重要客户无法或未能履行其对我们的义务或其无力偿债或
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清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。我们审查客户的信用评级、付款历史、财务资源，但我们不要求客户张贴抵押品。
我们产品的适销性
我们产品的适销性部分取决于第三方炼油厂的可用性、邻近程度和产能、区域管道基础设施的接入、天然气收集系统和加工设施。我们主要通过我们不拥有的管道和卡车运输服务交付生产的原油和天然气。这些系统和设施缺乏可用性或容量可能会降低为我们的生产提供的价格，或导致生产井被关闭或延迟或终止物业的开发计划。
我们的部分生产也可能不时因许多其他原因而中断或关闭，包括由于事故、天气、现场劳工问题或罢工，或者我们可能会根据市场情况自愿减产。如果我们的大量生产同时中断，可能会对我们的现金流产生不利影响。
项目4。控制和程序。
评估披露控制和程序
我们的管理层在首席执行官和首席财务官的参与下，评估了截至2025年9月30日我们的披露控制和程序的有效性。《交易法》规则13a-15（e）和15d-15（e）中定义的“披露控制和程序”一词是指公司的控制和其他程序，旨在确保公司在其根据《交易法》（15 U.S.C. 78a et seq.）提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内被记录、处理、汇总和报告。披露控制和程序包括但不限于旨在确保公司在其根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息被积累并传达给公司管理层的控制和程序，包括其主要执行和首席财务官以及内部审计职能，以允许就所要求的披露作出及时决定。根据对截至2025年9月30日我们的披露控制和程序的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至该日期，我们的披露控制和程序在合理保证水平上是有效的。
管理层认识到，任何控制和程序，无论设计和操作得多么好，都只能为实现其目标提供合理保证，管理层在评估可能的控制和程序的成本效益关系时必然运用其判断。为协助管理层，我们建立了内部审计职能，以核实和监测我们的内部控制和程序。我们的内部控制系统有书面政策和程序支持，包含自我监督机制，并由内部审计职能部门进行审计。管理层采取适当行动，在发现缺陷时进行纠正。
财务报告内部控制的变化
在截至2025年9月30日的季度，管理层根据《交易法》第13a-15（d）条或第15d-15（d）条的评估中确定的我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
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第二部分。其他信息
项目1。法律程序。
有关我们的法律程序的信息可在附注6-承付款项和或有事项根据表格10-Q的本季度报告第I部第1项。
当政府当局是诉讼的一方，且诉讼涉及我们合理地认为可能超过特定阈值的潜在金钱制裁时，就需要披露某些环境事项。根据条例S-K第103项，我们选择适用100万美元的门槛，以确定是否需要披露任何此类程序。应用这一阈值，除了我们之前在2025年8月6日提交的10-Q表格季度报告中披露的情况外，我们不知道有任何此类程序或先前披露的程序的重大进展需要在截至2025年9月30日的季度中披露。
项目1a。风险因素。
我们的业务面临许多风险。本季度报告中关于表格10-Q或我们向SEC提交的其他文件中讨论的任何风险因素都可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能损害我们的业务运营。有关我们潜在风险和不确定性的讨论，请参阅我们在第I部分第1A项中确定的风险因素2024表格10-K，连同本季度报告中有关表格10-Q的其他信息以及我们随后可能向SEC提交的其他报告和材料。我们已将这些风险因素确定为可能导致我们的实际结果与我们或代表我们所做的任何书面或口头前瞻性陈述中包含的结果存在重大差异的重要因素。
由于交换比例是固定的，并且公司普通股和圣玛丽石油勘测普通股的市场价格已经并可能继续波动，公司股东无法确定他们在合并中将获得的对价的价值，如果完成。
如果合并完成，则紧接合并前公司已发行在外的每股普通股将自动转换为获得1.45股圣玛丽石油勘测普通股的权利。因为交换比例是固定的，公司股东就合并将获得的对价价值，如果完成，将取决于合并完成时圣玛丽石油勘测普通股的市场价格，预计这将在完成之前影响公司普通股的市场价格。自合并协议公告之日起，圣玛丽石油勘测的普通股价值出现了波动，并可能继续波动。因此，公司股东将无法确定他们将收到的与合并有关的对价的市场价值，直至合并完成。股价变动可能由多种因素导致，其中许多因素超出公司和圣玛丽石油勘测的控制范围，其中包括（其中包括）一般市场和经济状况、商品价格、公司和SM各自的业务、运营和前景的变化，以及市场对必要的成交条件（包括公司股东和圣玛丽石油勘测双方的批准）得到满足以及合并完成的可能性的评估。
合并协议包含限制我们寻求合并替代方案的能力的条款。
合并协议包含对我们从第三方征求或执行与替代公司收购建议有关的任何协议、向第三方提供非公开信息以及与第三方就替代公司收购建议进行讨论的能力的限制，但惯例例外情况除外。合并协议还包含在某些情况下可能要求Civitas根据协议支付终止费或费用报销的条款。此类限制可能会阻止第三方提交替代公司收购提议，该提议可能会给我们的股东带来比合并更大的价值。
无法在预期的时间框架内完成合并或根本无法完成合并可能会对我们的普通股价格以及我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。
合并的完成取决于某些成交条件的满足或豁免，其中包括（i）以有权对合并协议进行投票的大多数已发行普通股股东的赞成票通过合并协议，（ii）批准（a）以亲自出席或由代理人代表出席圣玛丽石油勘测并有权就该特别股东会议并就该特别股东会议投赞成票的方式发行与合并有关的圣玛丽石油勘测普通股并（b）修订圣玛丽石油勘测的公司注册证书，以将圣玛丽石油勘测普通股的授权股数增加至400,000，000股，且所投赞成该等修订的票数超过《公
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圣玛丽石油勘测普通股流通股的持有人，（iii）根据经修订的1976年《哈特-斯科特-罗迪诺反托拉斯改进法》或与合并有关的任何其他反垄断法规定的任何适用等待期届满或终止，（iv）没有任何临时限制令、初步或永久禁令或任何有管辖权的法院发布的其他判决、命令或法令或其他法律限制或禁止正在生效，并且没有任何政府实体已颁布、进入、颁布、执行或被认为适用的法律，在任何此类情况下禁止或将合并的完成定为非法，（v）批准将在第一次公司合并中发行的圣玛丽石油勘测普通股股份在纽约证券交易所上市，（vi）圣玛丽石油勘测将提交的表格S-4上的登记声明的有效性，其中将包括圣玛丽石油勘测和Civitas的联合代理声明以及圣玛丽石油勘测的招股说明书，（vii）陈述和保证的准确性以及遵守各方的契诺，（viii）不存在对圣玛丽石油勘测或Civitas的重大不利影响，（ix）Civitas收到Civitas律师的意见，认为合并将符合经修订的1986年《国内税收法》第368（a）节含义内的“重组”，在每种情况下均须遵守合并协议中规定的标准。不及时满足或放弃任何此类条件，或根本不满足，可能会导致合并无法完成，这可能会对我们普通股股票的市场价格以及我们的业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。不能保证合并完成的条件将得到满足或豁免，或保证合并将及时完成或完全完成。
合并的未决可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。
合并的未决可能导致我们的业务中断，这可能对我们的业务、经营业绩和财务状况产生不利影响。特别是，公司管理层和员工的注意力可能会指向合并，包括获得所需的批准和其他与交易相关的考虑，可能会从公司的日常业务运营中转移，与合并相关的事项可能需要承诺时间和资源，否则这些时间和资源本可以用于可能对我们有利的其他机会。任何这些事项都可能对我们的业务、经营业绩、财务状况或现金流产生不利影响，即使合并完成。
即使我们与圣玛丽石油勘测完成合并，被合并公司也可能无法实现合并后的全部预期收益。
合并的成功将部分取决于合并后公司实现合并Civitas和圣玛丽石油勘测业务所带来的预期收益和成本节约的能力，包括运营和其他协同效应。合并的预期收益和成本节约可能无法全部或根本无法实现，实现所需时间可能比预期更长，或可能产生我们和圣玛丽石油勘测目前未预见的其他不利影响。对于Civitas和圣玛丽石油勘测而言，整合过程可能会导致关键员工流失、正在进行的业务中断或标准、控制、程序和政策不一致。可能存在在履行尽职调查过程中未发现的与合并相关的潜在未知负债和不可预见的费用。上述情况可能会对合并后公司的持续业务、运营和合并完成后的财务业绩产生负面影响。
我们的股东在合并后的所有权和投票权将减少，对合并后公司政策的影响力将低于他们现在对Civitas政策的影响力。
紧随合并完成后，预计我们当前的股东将拥有圣玛丽石油勘测约52%的已发行普通股，而当前的圣玛丽石油勘测股东将拥有圣玛丽石油勘测在完全稀释基础上约48%的已发行普通股。因此，我们目前的股东对合并后公司的管理和政策的影响将小于他们现在对Civitas的管理和政策的影响。
我们将因合并而产生大量交易成本。
我们已经发生并预计将继续发生与合并相关的多项非经常性成本，将我们的业务与圣玛丽石油勘测的业务进行整合，并由此实现预期收益。绝大多数非经常性费用将包括交易成本，其中包括支付给财务、法律、会计和其他顾问的费用。尽管我们预计，重复成本的消除，以及与将我们的业务与圣玛丽石油勘测的业务整合相关的预期收益的实现，将使我们能够随着时间的推移抵消这些交易成本，但这一净收益可能不会在短期内或根本无法实现。
与合并有关的诉讼可能会导致一项禁令，阻止合并的完成和/或给我们带来大量成本。
证券集体诉讼和衍生诉讼往往是针对已订立收购、合并或其他业务合并协议的公众公司提起的。即使这样的诉讼毫无根据，为这些索赔进行辩护也可能导致大量成本，并分流管理人员的时间和资源。不利的判决可能会导致
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金钱损失，这可能会对我们的流动性和财务状况产生负面影响。除其他事项外，此类诉讼还可以寻求禁令救济或其他衡平法救济，包括请求禁止美国和圣玛丽石油勘测完成合并。
项目2。股权证券的未登记销售、所得款项用途、发行人购买股权证券。
下表提供了我们在截至2025年9月30日的三个月内购买普通股的信息：
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购买的股票总数(1)
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每股支付的平均价格(2)
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总数
作为公开宣布的计划或计划的一部分而购买的股份(3)
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作为公开宣布的计划或计划的一部分可能尚未购买的最大美元价值（百万）(3)
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| 2025年7月1日– 2025年7月31日 | 1,943 | $ | 30.76 | — | $ | 193 | |||||||||||||||||
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2025年8月1日– 2025年8月31日(4)
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6,683,373 | 33.85 | 6,646,726 | 500 | |||||||||||||||||||
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2025年9月1日– 2025年9月30日(4)
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734,870 | 33.87 | 733,832 | 500 | |||||||||||||||||||
| 合计 | 7,420,186 | $ | 33.85 | 7,380,558 | $ | 500 | |||||||||||||||||
(1)股票回购计划之外的购买是指在限制性股票奖励归属时，为支付个人所得税预扣义务而向高级职员、前任高级职员、高管和雇员预扣的股份。被扣留的股份不被视为根据股票回购计划回购的普通股。
(2)不包括与股票回购相关的已支付佣金和应计消费税。
(3)2025年8月，我们的董事会将根据我们现有的股票回购计划授权回购我们已发行普通股的金额增加到7.5亿美元，据此，我们被授权不时在公开市场、私下协商交易或通过大宗交易、衍生品交易或根据《交易法》第10b-18条和第10b5-1条进行的购买来收购我们的普通股。股票回购计划没有终止日期，不需要收购任何特定数量的股票，我们的董事会可以随时修改或终止。
(4)2025年8月8日，我们签订了ASR协议，以回购总计2.5亿美元的普通股。ASR协议的最终结算发生在2025年9月。参考附注14-股东权益根据本季度报告第一部分第1项，以获取更多信息。
项目3。优先证券违约。
没有。
项目4。矿山安全披露。
不适用。
项目5。其他信息。
截至2025年9月30日止三个月期间，公司没有董事或高级管理人员
通过
或
终止
a“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K条例第408项中定义。
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项目6。展品。
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附件
数
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说明 | ||||
| 101.INS ↓ |
XBRL实例文档
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101.SCH ↓
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XBRL分类学扩展架构
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101.CAL ↓
|
XBRL分类学扩展计算linkbase | ||||
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101.DEF ↓
|
XBRL分类学扩展定义linkbase
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|
101.LAB ↓
|
XBRL分类学扩展标签linkbase
|
||||
|
101.PRE ↓
|
XBRL Taxonomy Extension Presentation Linkbase | ||||
| 104 | 封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中） | ||||
_________________________
*根据条例第601（a）（5）项，协议的某些附表和展品已被省略
SK.任何遗漏的时间表或展品的副本将应要求提供给SEC。
+管理合同或补偿性计划或安排。
↓随函提交或提供。
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签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告并获得正式授权。
| CIVITAS Resources，INC。 | ||||||||||||||
| 日期： | 2025年11月6日 | 签名： | /s/Wouter van Kempen | |||||||||||
| Wouter van Kempen | ||||||||||||||
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临时首席执行官兼董事（首席执行官）
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| 签名： | /s/Marianella Foschi | |||||||||||||
| Marianella Foschi | ||||||||||||||
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首席财务官和财务主管（首席财务官）
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| 签名： | /s/Kayla D. Baird | |||||||||||||
| Kayla D. Baird | ||||||||||||||
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高级副总裁兼首席财务官（首席会计官）
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