PDCE-20220630

美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

形式 10-Q

☒ 根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告

已结束的季度期间 2022年6月30日

或者

☐ 根据1934年证券交易法第13或15（d）条的过渡报告

从__________到_________的过渡期

委员会文件编号 001-37419

PDC Energy, Inc.

（注册人在其章程中指定的确切姓名）


特拉华州			95-2636730
（公司注册地）			（I.R.S.雇主识别号）

谢尔曼街1775号，套房3000

丹佛 , 科罗拉多州 80203

（主要行政办公室地址）（邮政编码）

注册人的电话号码，包括区号：（ 303 ) 860-5800

根据该法案第12（b）条注册的证券。

各类名称

交易代码

注册的每个交易所的名称

普通股，每股面值0.01美元

PDCE

纳斯达克全球精选市场

用复选标记表明注册人（1）是否已在过去12个月内（或在注册人被要求提交的较短时间段内）提交了根据1934年证券交易法第13或15（d）节要求提交的所有报告提交此类报告），（2）在过去90天内一直受到此类备案要求的约束。是的 ☒ 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。是的 ☒ 无 ☐

用复选标记表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。请参阅《交易法》第12b-2条中“大型加速申报者”、“加速申报者”、“小型报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。


大型加速披露公司	☒	加速披露公司	☐
非加速披露公司	☐	较小的报告公司	☐
		新兴成长型公司	☐

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。o

用复选标记表明注册人是否为空壳公司（如《交易法》第12b-2条所定义）。是的 ☐ 无☒

指出截至最近的实际可行日期，发行人各类普通股的已发行股份数量： 96,307,108 截至2022年7月26日，公司普通股（面值0.01美元）已发行在外。

PDC Energy, Inc.


	第一部分——财务信息	页

第1项。	财务报表（未经审计）
	简明合并资产负债表	1
	简明综合经营报表	2
	简明合并现金流量表	3
	股东权益简明综合报表	4
	简明合并财务报表附注	6
第2项。	管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析	23
第3项。	关于市场风险的定量和定性披露	43
第4项。	控制和程序	45

第二部分——其他信息

第1项。	法律诉讼	46
项目1A。	风险因素	47
第2项。	股权证券的未登记销售和收益的使用	47
第3项。	高级证券违约	47
第4项。	矿山安全披露	47
第5项。	其他信息	47
第6项。	附件	48

	签名	49

关于前瞻性陈述的特别说明

本10-Q表季度报告包含1933年《证券法》（“证券法”）第27A节和1934年《证券交易法》（“交易法”）第21E节含义内的前瞻性陈述以及1995年美国（“美国”）私人证券诉讼改革法案，涉及我们的业务、财务状况、经营业绩和前景。本报告中包含并通过引用并入的历史事实陈述以外的所有陈述均为“前瞻性陈述”。诸如期望、预期、打算、计划、相信、寻求、估计、安排等词语以及此类词语的类似表达或变体旨在识别此处的前瞻性陈述。前瞻性陈述包括，除其他外，关于未来生产、成本和现金流量的陈述；收购和整合Great Western的影响，包括运营结果、产量和每桶油当量、DD & A成本的变化根据英国央行，2022年下半年的一般和行政费用以及利息费用；科罗拉多州政治事务的影响，包括最近影响我们继续获得许可的能力的规则制定举措；钻井位置、区域和增长机会；商品价格和差异；资本支出和项目，包括使用的钻机数量；与未来资本投资相关的运营现金流；财务比率和遵守我们循环信贷安排中的契约和其他债务工具；中游基础设施的充足性；通过回购股份和/或支付股息向股东返还资本；持续遵守我们遗留的PDC同意令和Great Western的同意合规令；减排举措的预期影响；我们的交易对手不履行衍生工具的风险；税务事宜；以及我们为计划活动提供资金的能力。

上述陈述并非识别此处前瞻性陈述的唯一方式。尽管本报告中包含的前瞻性陈述反映了我们的善意判断，但此类陈述只能基于我们目前已知的事实和因素。前瞻性陈述总是受到风险和不确定性的影响，并且在未来进一步解决问题时会受到更大程度的风险和不确定性的影响。在本报告或随附材料中，我们可能会使用术语“预测”或类似的术语或表达方式，或表明我们已经“模拟”了某些未来情景。我们通常使用这些术语来表明我们目前对当前财政年度之后与我们的业务或行业相关的可能结果的看法。由于此类陈述与未来的事件或条件有关，因此它们的不确定性会增加。

可能导致实际结果与前瞻性陈述存在重大差异的重要因素包括但不限于：

•市场和商品价格波动、价格差异扩大以及对公司的相关影响，包括收入、收入和现金流减少、减记和减值以及资本可用性减少；

•由于任何重大收购，包括收购Great Western Petroleum，LLC（“Great Western”）或Acreage Exchanges，难以整合我们的业务；

•我们未来的现金流量、流动性和财务状况发生不利变化；

•环境和其他法律以及其他政治和监管发展的变化、解释和执行，尤其包括科罗拉多州的额外许可审查；

•2019年冠状病毒（“COVID-19”）大流行，包括其对商品价格、下游产能、员工健康和安全、业务连续性和监管事项的影响；

•我们的原油、天然气和天然气液体（“NGL”）资产价值下降导致减值；

•储量估计和预期产量和下降率的变化和不准确；

•我们在发现、获取、开发和生产储量方面取得成功的时间和程度；

•减少我们循环信贷额度下的借款基础；

•资本的可用性和成本；

•原油和天然气井的钻探和运营固有的风险；

•井和设施的时间和成本；

•充足的管道、集输设施和相关基础设施的可用性、成本和时间安排；

•供应、材料、承包商和服务的可用性限制可能会延迟钻探或

完成我们的井；

•由于租约到期、其他产权缺陷或其他原因而导致的潜在面积损失或其他影响；

•营销原油、天然气和NGL的固有风险；

•原油和天然气衍生品活动的影响；

•环境事件的影响、政府和其他第三方对此类事件的反应以及我们为此类事件提供充分保险的能力；

•未决或未来诉讼的费用；

•维权股东的行为对我们的运营、人员保留、战略、股价和费用的影响；

•与未来向股东派发股息或股票回购相关的不确定性；

•联邦和州所得税的时间和金额；

•我们留住或吸引高级管理人员和关键技术员工的能力；

•与Great Western Acquisition或我们可能进行的其他收购有关的意外承担责任或其他问题；

•内乱、恐怖袭击和网络威胁；

•与近期通胀趋势和经济衰退可能性相关的风险；和

•我们未来运营的战略计划、期望和目标的成功。

此外，我们敦促您仔细审查和考虑警示性声明和披露，特别是那些项目1A，风险因素在我们向美国证券交易委员会（“SEC”）提交的截至2021年12月31日止年度的10-K表格年度报告（“2021表格10-K”）中，以获取有关可能影响的风险和不确定性的更多信息我们的业务、财务状况、经营业绩和前景，以引用方式并入本文，就像在此完整阐述一样。我们提醒您不要过分依赖前瞻性陈述，这些陈述仅在本报告发布之日发表。我们不承担更新任何前瞻性陈述的义务，以反映本报告日期之后发生的任何事件或情况或当前未知的事实或条件或意外事件的发生。所有前瞻性陈述的全部内容均受本警示性声明的约束。

参考文献

除非上下文另有要求，本报告中提及的“PDC能源”、“PDC”、“公司”、“我们”、“我们的”或“我们的”是指注册人、PDC能源公司以及为其财务报表目的而合并的所有子公司。

第一部分-财务信息

第1项。财务报表

PDC Energy, Inc.

简明合并资产负债表

（以千计，股票和每股数据除外）

（未经审计）


	2022年6月30日		2021年12月31日
物业、厂房及设备
当前资产：
现金及现金等价物	$	38,528	$	33,829
应收账款，净额	723,415		398,605
衍生工具的公允价值	14,643		17,909
预付费用及其他流动资产	11,726		8,230
流动资产总额	788,312		458,573
财产和设备，净	7,087,772		4,814,865
衍生工具的公允价值	26,967		15,177
其他资产	73,190		48,051
总资产	$	7,976,241	$	5,336,666

负债和股东权益
负债
流动负债：
应付账款	$	285,414	$	127,891
生产税责任	242,653		99,583
衍生工具的公允价值	702,329		304,870
为分配而持有的资金	548,185		285,861
应付应计利息	14,683		10,482
其他应计费用	85,021		91,409
流动负债合计	1,878,285		920,096
长期负债	1,698,047		942,084
资产报废义务	146,020		127,526
衍生工具的公允价值	235,630		95,561
递延所得税	186,383		26,383
其他负债	361,155		314,769
负债总额	4,505,520		2,426,419

承诺和或有负债

股东权益
普通股-面值$ 0.01 每股， 150,000,000 授权， 97,047,329 和 96,468,071 分别于2022年6月30日和2021年12月31日发行	970		965
额外实收资本	3,096,523		3,161,941
留存收益（累计赤字）	380,467		( 249,954 )
库存股-按成本计算， 120,143 和 54,960 分别截至2022年6月30日和2021年12月31日	( 7,239 )		( 2,705 )
股东权益总额	3,470,721		2,910,247
总负债和股东权益	$	7,976,241	$	5,336,666

见简明合并财务报表附注

PDC Energy, Inc.

简明综合经营报表

（以千计，每股数据除外）

（未经审计）


	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的六个月，
	2022		2021		2022		2021
收入
原油、天然气和NGL销售	$	1,237,680	$	533,141	$	2,120,058	$	1,001,260
商品价格风险管理收益（损失），净额	( 101,976 )		( 308,253 )		( 670,031 )		( 489,509 )
其他收益	2,787		3,981		4,912		3,154
总收入	1,138,491		228,869		1,454,939		514,905
成本、费用和其他
租赁经营费用	70,611		42,395		124,767		84,199
生产税	89,251		26,968		152,167		56,460
运输、采集和加工费用	29,584		25,989		57,555		47,721
勘探、地质和地球物理费用	320		286		573		640
一般及行政开支	45,649		32,843		79,756		65,520
折旧、损耗和摊销	191,061		162,210		342,116		308,973
资产报废义务的增加	3,352		3,232		6,339		6,360
财产和设备减值	510		62		1,453		252
出售财产和设备的损失（收益）	498		( 129 )		373		( 341 )
其他费用	—		2,145		—		2,193
总成本、费用和其他	430,836		296,001		765,099		571,977
经营收入（亏损）	707,655		( 67,132 )		689,840		( 57,072 )
利息支出，净额	( 17,565 )		( 20,060 )		( 30,510 )		( 39,101 )
讨价还价的收益	100,273		—		100,273		—
所得税前的收入（损失）	790,363		( 87,192 )		759,603		( 96,173 )
所得税优惠（费用）	( 127,982 )		155		( 129,182 )		100
净收入（亏损）	$	662,381	$	( 87,037 )	$	630,421	$	( 96,073 )

每股收益（亏损）：
基本	$	6.83	$	( 0.88 )	$	6.52	$	( 0.97 )
摊薄	$	6.74	$	( 0.88 )	$	6.42	$	( 0.97 )

加权平均已发行普通股：
基本	96,982		99,187		96,632		99,445
摊薄	98,246		99,187		98,150		99,445

见简明合并财务报表附注

PDC Energy, Inc.

简明合并现金流量表

（以千计）

（未经审计）


	截至6月30日的六个月，
	2022		2021
经营活动产生的现金流量：
净收入（亏损）	$	630,421	$	( 96,073 )
调整净收入（亏损）以与经营活动产生的净现金相协调：
未结算商品衍生品公允价值变动净额	209,777		403,723
折旧、损耗和摊销	342,116		308,973
财产和设备减值	1,453		252
资产报废义务的增加	6,339		6,360
非现金股票薪酬	12,770		11,515
出售财产和设备的（收益）损失	373		( 341 )
债务折价、溢价和发行成本的摊销	2,715		7,714
递延所得税	128,481		—
讨价还价的收益	( 100,273 )		—
其他	( 700 )		875
资产和负债的变化	2,909		( 65,632 )
经营活动产生的净现金	1,236,381		577,366
投资活动产生的现金流量：
开发原油和天然气资产的资本支出	( 533,592 )		( 240,266 )
中游资产的资本支出	( 3,015 )		—
其他财产和设备的资本支出	( 2,537 )		( 274 )
为收购勘探和生产业务支付的现金	( 1,068,241 )		—
出售物业和设备的收益	461		4,414
资产剥离收益	465		—

投资活动产生的净现金	( 1,606,459 )		( 236,126 )
筹资活动产生的现金流量：
循环信贷融资和其他借款的收益	1,372,000		429,800
偿还循环信贷额度和其他借款	( 617,000 )		( 597,800 )



支付债务发行成本	( 47 )		—
为员工股票补偿税预扣义务购买库存股	( 16,860 )		( 5,656 )
根据股票回购计划购买库存股	( 295,005 )		( 47,694 )
已付股息	( 59,219 )		( 11,885 )
融资租赁义务下的本金付款	( 962 )		( 879 )
筹资活动产生的净现金	382,907		( 234,114 )
现金和现金等价物的净变化	12,829		107,126
现金、现金等价物和受限现金，期初	33,829		2,623
现金、现金等价物和受限现金，期末	$	46,658	$	109,749

见简明合并财务报表附注

PDC Energy, Inc.

股东权益简明综合报表

（以千计，每股股息除外）

（未经审计）


	截至2022年6月30日的六个月
	普通股			额外实收资本		库存股票			留存收益（累计赤字）		股东权益总额
	分享	数量				分享	数量
余额，2022年1月1日	96,468	$	965	$	3,161,941	( 55 )	$	( 2,705 )	$	( 249,954 )	$	2,910,247
净收入（亏损）	—	—		—		—	—		( 31,960 )		( 31,960 )
股票补偿	655	7		1,798		—	3,669		—		5,474
为员工股票补偿税预扣义务购买库存股	—	—		—		( 164 )	( 9,203 )		—		( 9,203 )
为员工股票补偿税预扣义务退还库存股	( 53 )	( 2 )		( 3,022 )		53	3,024		—		—
库存股的报废	( 1,320 )	( 13 )		( 83,508 )		1,320	83,521		—		—
发行库存股	—	—		—		67	—		—		—
根据股票回购计划购买库存股	—	—		—		( 1,326 )	( 85,339 )		—		( 85,339 )
宣布的股息（$ 0.25 每股）	—	—		( 24,468 )		—	—		—		( 24,468 )
余额，2022年3月31日	95,750	957		3,052,741		( 105 )	( 7,033 )		( 281,914 )		2,764,751
净收入（亏损）	—	—		—		—	—		662,381		662,381
根据收购发行股票	4,007	40		293,274		—	—		—		293,314
股票补偿	337	3		6,924		—	369		—		7,296
为员工股票补偿税预扣义务购买库存股	—	—		—		( 101 )	( 7,657 )		—		( 7,657 )
为员工股票补偿税预扣义务退还库存股	( 101 )	( 1 )		( 7,635 )		101	7,636		—		—
库存股的报废	( 2,946 )	( 29 )		( 214,123 )		2,946	214,152		—		—
发行库存股	—	—		—		5	—		—		—
根据股票回购计划购买库存股	—	—		—		( 2,966 )	( 214,706 )		—		( 214,706 )
宣布的股息（$ 0.35 每股）	—	—		( 34,658 )		—	—		—		( 34,658 )
余额，2022年6月30日	97,047	$	970	$	3,096,523	( 120 )	$	( 7,239 )	$	380,467	$	3,470,721

见简明合并财务报表附注


	截至2021年6月30日的六个月
	普通股			额外实收资本		库存股票			累计赤字		股东权益总额
	分享	数量				分享	数量
余额，2021年1月1日	99,759	$	998	$	3,387,754	( 38 )	$	( 949 )	$	( 772,265 )	$	2,615,538
净收入（亏损）	—	—		—		—	—		( 9,036 )		( 9,036 )

股票补偿	209	2		3,670		—	1,348		—		5,020
为员工股票补偿税预扣义务购买库存股	—	—		—		( 81 )	( 2,356 )		—		( 2,356 )
为员工股票补偿税预扣义务退还库存股	( 33 )	—		( 1,091 )		33	1,091		—		—
库存股的报废	( 568 )	( 6 )		( 21,061 )		568	21,067		—		—
发行库存股	—	—		—		65	—		—		—
根据股票回购计划购买库存股	—	—		—		( 598 )	( 22,098 )		—		( 22,098 )
余额，2021年3月31日	99,367	994		3,369,272		( 51 )	( 1,897 )		( 781,301 )		2,587,068
净收入（亏损）	—	—		—		—	—		( 87,037 )		( 87,037 )
股票补偿	295	3		5,742		—	750		—		6,495
为员工股票补偿税预扣义务购买库存股	—	—		—		( 92 )	( 3,300 )		—		( 3,300 )
为员工股票补偿税预扣义务退还库存股	( 78 )	( 1 )		( 2,807 )		78	2,808		—		—
库存股的报废	( 677 )	( 7 )		( 26,922 )		684	27,235		—		306
发行库存股	—	—		—		22	—				—
购买库存股	—	—		—		( 661 )	( 26,509 )		—		( 26,509 )
宣布的股息（每股0.12美元）	—	—		( 12,117 )		—	—		—		( 12,117 )
余额，2021年6月30日	98,907	$	989	$	3,333,168	( 20 )	$	( 913 )	$	( 868,338 )	$	2,464,906

见简明合并财务报表附注

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

注1-经营性质和陈述基础

PDC能源公司是一家国内独立的勘探和生产公司，收购、勘探和开发用于生产原油、天然气和NGL的资产，在科罗拉多州的瓦滕贝格油田和德克萨斯州西部的特拉华盆地开展业务。我们在Wattenberg油田的业务主要集中在水平Niobrara和Codell油田，而我们的特拉华盆地业务主要集中在水平Wolfcamp地区。截至2022年6月30日，我们拥有约 4,200 总生产井。

随附的未经审计的简明综合财务报表包括PDC和我们全资子公司的账目。所有重大的公司间账户和交易已在合并中对销 . 我们认为，随附的简明合并财务报表包含所有调整，包括根据美利坚合众国普遍接受的会计原则（“US GAAP”）以及表格10-Q和法规第10条的说明公平陈述中期结果所需的正常经常性调整美国证券交易委员会的SX。因此，根据此类规则和法规，经审计财务报表中包含的某些附注和其他财务信息已被压缩或省略。2021年12月31日的简明合并资产负债表数据来自经审计的报表，但不包括美国公认会计原则要求的所有披露。本季度报告中关于10-Q表的信息应与我们经审计的合并财务报表及其附注一起阅读，该报表包含在我们的2021年10-K表中。我们六个月的经营业绩和现金流量截至2022年6月30日不一定代表全年或任何其他未来期间的预期结果 .

注2-业务合并

2022年5月6日，我们完成了对Great Western Petroleum，LLC（“Great Western”）的收购，价格约为$ 1.4 亿，包括Great Western的净债务（“Great Western Acquisition”）。Great Western是一家独立的石油和天然气公司，专注于科罗拉多州瓦滕贝格油田的原油和天然气的勘探、生产和开发。支付的代价为$ 542.5 百万现金和大约$ 4.0 百万股我们的普通股，价值$ 293.3 万元。此外，我们还清了Great Western担保信贷额度，总额为$ 235.8 百万和不可撤销地存入$ 361.2 2022年5月20日，Great Western代表Great Western支付和解除2025年到期的12%优先担保票据，包括未付的应计利息和提前终止的溢价。购买价格的现金部分和Great Western债务的终止是通过手头现金和我们循环信贷额度下的可用性相结合的方式提供资金的。

采购价格分配

Great Western Acquisition已使用会计准则编纂（“ASC”）805下的收购方法进行会计处理，业务组合PDC被视为会计收购方。因此，我们对收购的净资产进行了评估，并就收购的可辨认资产和承担的负债按其估计公允价值确认了金额，而与收购相关的交易和整合成本在发生时支销。

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

下表显示了我们根据收购日的公允价值将Great Western的总收购价初步分配给所收购的可辨认资产和承担的负债：


	（以千计，股票和每股数据除外）
考虑：
现金	$	542,500
Great Western的信贷额度退休	235,822
Great Western的有担保优先票据的终止	361,231
总现金对价	1,139,553

发行的普通股	4,007,018
2022年5月6日PDC普通股的公允价值	$	73.20
已发行普通股的公允价值总额	293,314

总考虑	$	1,432,867

收购的资产：
现金	$	63,183
应收账款	164,433
其他流动资产	3,684
财产和设备，净证明	2,088,927

财产和设备，净额-其他	7,035
其他非流动资产	21,888
收购的总资产	$	2,349,150

承担的负债：
应付账款	$	( 131,376 )
生产税责任	( 110,940 )
为分配而持有的资金	( 162,945 )
其他流动负债	( 3,903 )
衍生工具的公允价值	( 319,600 )
资产报废义务	( 22,926 )
递延所得税负债	( 31,518 )
其他负债	( 32,802 )
承担的总负债	( 816,010 )

取得的可辨认净资产总额	$	1,533,140
讨价还价的收益	100,273
购买价格考虑	$	1,432,867

确定Great Western资产和负债的公允价值需要作出判断和某些假设，其中最重要的与原油和天然气资产的估值有关。收购的资产和承担的负债的大部分计量基于在市场上不可观察的输入值，因此代表第3级输入值。原油和天然气资产以及资产报废义务的公允价值使用估值技术计量，该技术将未来现金流量转换为单一贴现金额。已探明和未探明原油和天然气资产估值的重要输入和假设包括对储量、未来运营和开发成本、未来商品价格、租赁期和到期日的估计以及基于市场的加权平均资本成本率 14.25 百分。这些输入数据需要管理层在估值时作出重大判断和估计。因此，最终的购买价格分配被认为是一个持续的过程，我们预计衡量期可能会延长到2022年第四季度。

ASC 805，业务组合要求将购买价格超过所收购资产（包括可辨认无形资产和承担的负债）公允价值的任何部分确认为商誉，并将所收购净资产公允价值的任何部分确认为商誉。

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

资产，包括超过收购代价的可辨认无形资产，会从议价购买中获得收益。在记录收益之前，收购实体必须重新评估所有收购的资产和承担的负债是否已被识别和确认，并进行重新计量以验证支付的对价、收购的资产和承担的负债是否已正确估值。Great Western的收购产生了议价收购的收益，因为所收购的可辨认净资产的估计公允价值超过了转让的购买对价$ 100.3 百万，并在我们的简明综合经营报表中显示为讨价还价购买的收益，扣除相关所得税$ 31.5 百万。在完成我们的评估后，我们得出结论，根据ASC 805记录讨价还价购买的收益是适当的和要求的。讨价还价的购买主要是由于从我们与Great Western签订最终购买协议之日（2022年2月26日）到收购截止日期（2022年5月6日）的商品价格预测增加，确定所收购原油和天然气储量的公允价值时。此外，大部分收购代价是固定的，因此在签订协议之日至交割日之间市场上涨或下跌的情况下不会波动。

自截止日期以来，Great Western收购的运营结果已包含在我们截至2022年6月30日止三个月和六个月的简明综合财务报表中，包括约 191.0 百万总收入和$ 133.3 万元的经营收入。在截至2022年6月30日的三个月和六个月内，我们确认的总交易成本为$ 10.6 万元，包括在简明综合经营报表的一般和行政费用中。

备考信息.以下未经审计的备考财务信息代表截至2022年6月30日止三个月和六个月的简明综合经营业绩摘要，假设收购已于2021年1月1日完成。备考财务信息不一定表明如果收购在这些日期生效本应实现的运营结果或未来结果。

以下信息反映了基于可用信息和我们认为合理的某些假设与业务合并直接相关的某些非经常性备考调整，包括（i）我们向Great Western所有者发行的普通股，反映Great Western资产的相对公允价值和产量的耗竭率增加，以及反映所获得的储备量的耗竭率的修订，由于Great Western的信贷融资的支付而对利息费用进行的调整和有担保的优先票据，反映议价购买收益的调整，以及（v）备考调整的估计税务影响。此外，对备考收益进行了调整，以排除我们和Great Western产生的与收购相关的成本，总计约$ 25.3 百万美元 28.5 分别为截至2022年6月30日的三个月和六个月，包括总成本$ 28.5 截至2021年6月30日止六个月。


	截至6月30日的三个月				截至6月30日的六个月
	2022		2021		2022		2021
	（以千计，每股数据除外）
总收入	$	1,154,220	$	254,588	$	1,506,567	$	618,988
净收入（亏损）	574,887		( 160,895 )		491,127		( 121,460 )

每股收益（亏损）：
基本	$	5.83	$	( 1.56 )	$	4.94	$	( 1.17 )
摊薄	5.76		( 1.56 )		4.87		( 1.17 )

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

附注3-收入确认

分类收入。下表列出了所示期间按商品和经营地区分类的原油、天然气和NGL销售额：


	截至6月30日的三个月，						截至6月30日的六个月，
按商品和经营地区划分的收入	2022		2021		百分比变化		2022		2021		百分比变化
	（以千计）
原油
瓦滕贝格球场	$	599,162	$	291,551	106	%	$	1,051,073	$	527,514	99	%
特拉华盆地	141,671		59,148		140	%	239,509		96,836		147	%
合计	$	740,833	$	350,699	111	%	1,290,582		624,350		107	%
天然气
瓦滕贝格球场	$	237,713	$	74,664	218	%	381,412		171,686		122	%
特拉华盆地	40,004		11,139		259	%	59,429		19,763		201	%
合计	$	277,717	$	85,803	224	%	440,841		191,449		130	%
液化天然气
瓦滕贝格球场	$	181,552	$	83,505	117	%	320,427		161,282		99	%
特拉华盆地	37,578		13,134		186	%	68,208		24,179		182	%
合计	$	219,130	$	96,639	127	%	388,635		185,461		110	%
原油、天然气和NGL
瓦滕贝格球场	$	1,018,427	$	449,720	126	%	1,752,912		860,482		104	%
特拉华盆地	219,253		83,421		163	%	367,146		140,778		161	%
合计	$	1,237,680	$	533,141	132	%	$	2,120,058	$	1,001,260	112	%

合同资产。合同资产包括对建设的重大贡献，这在与作为我们客户的中游服务提供商的采购和加工协议中很常见。付款的目的主要是补偿客户与建设其收集和加工基础设施相关的实际成本。合同资产包括在简明综合资产负债表的其他资产中。合同资产在相关生产转移给客户期间作为原油、天然气和NGL销售收入的减少进行摊销。

下表列示截至2022年6月30日止六个月合同资产账面价值变动情况：


	（以千计）
期初余额	$	15,472
先前确认的资产减少(1)	( 12,307 )
摊销为原油、天然气和NGL销售的减少	( 429 )
期末余额	$	2,736

_____________

（1）我们先前确认的合同资产金额减少是由于2022年天然气价格持续上涨，导致我们在2022年收到第三方天然气加工商的补偿，作为我们长期天然气加工协议的一部分。

附注4-公允价值计量

经常性公允价值计量

衍生金融工具。我们根据利用基于市场的输入数据的定价模型来衡量我们的商品衍生工具的公允价值，包括但不限于标的头寸的合同价格、当前市场价格、原油和天然气远期曲线、贴现率、波动性因素和不履约风险。不履约风险考虑了我们的信用状况对衍生负债公允价值的影响以及我们的交易对手信用状况对衍生资产公允价值的影响。该模型的两个输入均基于公布的信用违约汇率和每个未偿还衍生品头寸的久期。我们使用交易对手的估值来评估我们公允价值计量的合理性。

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

我们的原油和天然气固定价格交易所和基差交易所包含在第2级。我们的项圈包含在第3级中。下表列出了对于公允价值层次结构中的每个适用级别，我们的衍生资产和负债，包括流动和非流动部分，在所示日期以经常性的公允价值计量：


		2022年6月30日						2021年12月31日
	简明合并资产负债表行项目	重要的其他可观察的输入（级别2）		重要的不可观察输入（级别3）		合计		重要的其他可观察的输入（级别2）		重要的不可观察输入（级别3）		合计
		（以千计）
衍生资产
当前的	衍生工具的公允价值	$	2,555	$	12,088	$	14,643	$	—	$	17,909	$	17,909
非流动	衍生工具的公允价值	8,378		18,589		26,967		605		14,572		15,177
合计		$	10,933	$	30,677	$	41,610	$	605	$	32,481	$	33,086

衍生负债
当前的	衍生工具的公允价值	$	( 526,359 )	$	( 175,970 )	$	( 702,329 )	$	( 230,695 )	$	( 74,175 )	$	( 304,870 )
非流动	衍生工具的公允价值	( 175,402 )		( 60,228 )		( 235,630 )		( 74,715 )		( 20,846 )		( 95,561 )
合计		$	( 701,761 )	$	( 236,198 )	$	( 937,959 )	$	( 305,410 )	$	( 95,021 )	$	( 400,431 )

下表列出了我们在呈列期间以公允价值计量的第3级资产和负债的对账：


	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的六个月，
	2022		2021		2022		2021
	（以千计）
第3级工具的公允价值，期初净资产（负债）	$	( 226,211 )	$	( 36,234 )	$	( 62,540 )	$	( 8,427 )
包含在简明综合经营报表项目中的公允价值变动：
商品价格风险管理收益（损失），净额	( 63,157 )		( 94,131 )		( 272,928 )		( 127,520 )
包含在简明综合经营报表项目中的结算：
商品价格风险管理收益（损失），净额	83,848		12,380		129,948		17,962
第3级工具的公允价值，期末净资产（负债）	$	( 205,520 )	$	( 117,985 )	$	( 205,520 )	$	( 117,985 )

包含在简明综合经营报表项目中的第3级未结算衍生工具公允价值的净变化：
商品价格风险管理收益（损失），净额	$	( 39,192 )	$	( 81,417 )	$	( 150,253 )	$	( 93,867 )

我们的衍生工具合约公允价值计量中使用的重大不可观察输入值是隐含波动率曲线。单独而言，隐含波动率的显着增加或减少会产生方向相似的影响，导致我们的第3级衍生工具合约的公允价值计量显着升高或降低。在财务报表涵盖的期间，我们用于计量第3级衍生工具合约公允价值的方法没有变化。

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

非经常性公允价值计量

长期资产的收购和减值。我们使用在市场上不可观察的输入数据来衡量公允价值，因此在估值层次结构中被指定为第3级，在任何收购的资产或业务的非经常性基础上，并审查我们已探明和未探明的原油和天然气资产可能的减值。

资产报废义务。我们使用基于输入的贴现现金流模型来衡量截至钻井开始之日或安装生产设备和设施之日的资产报废义务的公允价值在市场上不可观察，因此在估值层级中被指定为第3级。

其他金融工具

计入流动资产和流动负债的金融工具的账面价值与公允价值相近，原因是这些工具的到期日较短。

长期债务。我们与循环信贷融通相关的长期债务部分接近公允价值，因为适用的利率是可变的并反映市场利率。我们选择不考虑公允价值选择下与我们的优先票据相关的债务部分；然而，我们已根据交易活动和经纪人或交易商报价的计量确定了公允价值的估计，这些报价是公布的市场价格，因此是2级输入。下表列出了截至所示日期与我们的优先票据相关的长期债务部分的公允价值估计：


			2022年6月30日			2021年12月31日
	名义利息		估计公允价值	面值的百分比		估计公允价值		面值的百分比
			（百万）			（百万）
高级笔记：
2024年高级票据	6.125	%	198,800	99.4	%	$	202.8	101.4	%
2026高级票据	5.75	%	704,250	93.9	%	775.5		103.4	%

附注5-商品衍生金融工具

目标和战略。我们的经营业绩和经营现金流受原油、天然气和NGL市场价格变化的影响。为了管理我们因生产原油和天然气而面临的部分价格波动风险，我们签订了商品衍生合约，例如项圈、固定价格交易所和基差保护交易所，以防止未来期间价格下跌。我们不会出于投机或交易目的签订衍生合约。

我们相信我们的商品衍生工具在实现其预期的风险管理目标方面继续有效。根据原油和天然气期货市场的变化以及管理层对潜在供需趋势的看法，我们可能会从当前水平增加或减少我们的衍生品头寸。截至2022年6月30日，我们已为2022年至2025年的部分预期产量配备了衍生工具。我们的商品衍生品合约是在没有前期成本的情况下签订的，因为我们以当时的商品市场价格对冲我们的预期产量，没有调整溢价或折价。

衍生工具对简明综合经营报表的影响. 下表列出了我们的衍生工具对我们在呈报期间的简明综合经营报表的影响：


	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的六个月，
简明综合经营报表项目	2022		2021		2022		2021
	（以千计）
商品价格风险管理收益（损失），净额
净结算	$	( 298,661 )	$	( 55,135 )	$	( 460,254 )	$	( 85,786 )
未结算衍生工具公允价值的净变动	196,685		( 253,118 )		( 209,777 )		( 403,723 )
商品价格风险管理总收益（损失），净额	$	( 101,976 )	$	( 308,253 )	$	( 670,031 )	$	( 489,509 )

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

商品衍生合约。截至2022年6月30日，我们有以下未到期衍生品合约。在汇总多个合约时，呈现加权平均合约价格：


	项圈					固定价格掉期
商品/指数/ 成熟期	数量（原油- MBbls 天然气-BBtu）	加权平均合约价格				数量（原油-MBbls 气体和基础- BBtu）	加权平均合同价格		公允价值 2022年6月30日（以千计）
		楼层		天花板
原油
纽约商品交易所
2022	2,736	$	53.18	$	67.33	6,852	$	58.35	$	( 362,341 )
2023	5,937	61.27		83.11		9,804	66.42		( 258,320 )
2024	825	65.91		89.58		6,126	70.59		( 46,487 )
2025	—	—		—		2,640	75.10		3,851
原油总量	9,498					25,422			( 663,297 )

天然气
纽约商品交易所
2022	21,063	3.13		4.65		29,642	2.95		( 112,700 )
2023	17,227	3.17		4.86		41,825	3.05		( 82,080 )
2024	—	—		—		26,160	3.54		( 20,566 )
2025	—	—		—		4,980	4.84		2,420
	38,290					102,607			( 212,926 )
CIG
2023	—	—		—		8,760	3.39		( 9,279 )
2025	—	—		—		4,800	3.10		( 3,756 )
	—					13,560			( 13,035 )

天然气总量	38,290					116,167			( 225,961 )





基础保护-天然气
CIG
2022						50,430	( 0.27 )		2,137
2023						57,782	( 0.29 )		( 6,844 )
2024						26,160	( 0.39 )		( 2,113 )
2025						4,980	( 0.37 )		( 271 )




总基数保护-天然气						139,352			( 7,091 )

商品衍生品公允价值									$	( 896,349 )

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

衍生工具对简明综合资产负债表的影响。我们衍生工具的资产负债表项目和公允价值金额披露于附注4-公允价值计量。

我们的金融衍生品协议包含主净额结算条款，规定在提前终止的情况下通过单次付款对合同进行净额结算。我们选择不抵消我们的简明综合资产负债表上记录的公允价值头寸。

下表反映了截至2022年6月30日净额结算协议对衍生资产和负债总额的影响：


	资产负债表上的总金额		主净额结算协议的效力		总净额
	（以千计）
衍生资产：
衍生工具，公允价值	$	41,610	$	( 41,610 )	$	—

衍生负债：
衍生工具，公允价值	$	937,959	$	( 41,610 )	$	896,349

衍生交易对手。我们的商品衍生工具使我们面临交易对手不履约的风险。我们使用同时也是我们循环信贷工具下的贷方的金融机构作为我们商品衍生品合约的交易对手。迄今为止，我们没有衍生品交易对手违约损失。我们已使用相关信用市场违约率评估来自交易对手的衍生资产的信用风险，并考虑每个交易对手的未偿还金额和每个未偿还衍生品头寸的久期。根据我们的评估，我们确定当前交易对手的不履约对我们衍生工具公允价值的潜在影响在2022年6月30日并不显着；然而，这一决定可能会改变。

注6-财产和设备，净额

下表列出了截至所示日期的资产和设备组成部分，扣除累计折旧、损耗和摊销（“DD & A”）：


	2022年6月30日		2021年12月31日
	（以千计）
财产和设备，净：
原油和天然气特性
证明	$	10,729,089	$	8,310,018
未经证实	285,926		306,181
原油和天然气的总特性	11,015,015		8,616,199
设备及其他	76,505		63,099
土地和建筑物	25,406		19,928
在建工程	567,100		371,968
财产和设备，按成本计算	11,684,026		9,071,194
累计DD & A	( 4,596,254 )		( 4,256,329 )
财产和设备，净	$	7,087,772	$	4,814,865

石油和天然气特性的减值。有无在截至2022年6月30日和2021年6月30日止六个月期间，与我们已证实和未证实的财产相关的重大减值费用已确认。

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

暂停井成本。下表列示了在确定探明储量之前资本化的探井成本，并包括在呈列期间的财产和设备中：


	截至2022年6月30日的六个月		截至2021年12月31日的年度
	（以千计，井数除外）
期初余额	$	—	$	7,459
在确定探明储量之前增加资本化探井成本	9,613		5,902
重新分类到已证明的属性	—		( 13,361 )
期末余额	$	9,613	$	—

期末待定井数	1		—

截至2022年6月30日，有无资本化超过一年的探井成本。

附注7-应收账款、其他应计费用和其他负债

应收账款。下表列示截至所示日期的应收账款组成部分，扣除呆账准备：


	2022年6月30日		2021年12月31日
	（以千计）
原油、天然气和NGL销售	$	683,787	$	368,991
联合利息账单	30,766		24,860
其他	15,069		10,809
呆账准备金	( 6,207 )		( 6,055 )
应收账款，净额	$	723,415	$	398,605

其他应计费用。下表列示截至所示日期的其他应计费用构成：


	2022年6月30日		2021年12月31日
	（以千计）
员工福利	$	18,801	$	29,319
资产报废义务	31,913		32,146
环境费用	13,342		11,942
经营租赁和融资租赁	7,189		7,197
其他	13,776		10,805
其他应计费用	$	85,021	$	91,409

其他负债。下表列示截至所示日期的其他负债构成：


	2022年6月30日		2021年12月31日
	（以千计）
递延中游收集积分	$	154,700	$	159,788
递延石油收集信用	15,075		16,080
生产税	154,895		131,865
经营租赁和融资租赁	33,602		6,274
其他	2,883		762
其他负债	$	361,155	$	314,769

递延中游收集积分。2019年，我们签订了协议，根据该协议，我们专门收集特拉华盆地的某些生产和所有水收集和处置量。这些条款

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

协议期限为15至22年。种植面积专用协议产生初始现金收入，并按生产单位摊销。摊销率每年根据估计未来产量的变化进行评估。

递延石油收集信用。2018年，我们签订了一项协议，将我们大部分Wattenberg油田面积的原油用于中游供应商的集输管线，并将协议期限延长至2029年12月。种植面积专用协议产生了初始现金收入，并按生产单位进行摊销。摊销率每年根据估计未来产量的变化进行评估。

下表列出了与我们在所示期间的简明综合经营报表中确认的递延信贷相关的摊销费用：


	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的六个月，
	2022		2021		2022		2021
	（以千计）
运输、采集和加工费用	$	2,228	$	1,779	$	4,222	$	3,300
租赁经营费用	859		647		1,467		1,085

附注8-长期债务

长期债务，扣除未摊销的折价、溢价和债务发行成本总计$ 7.0 百万美元 7.9 截至2022年6月30日和2021年12月31日，分别为100万美元，包括以下内容：


	2022年6月30日		2021年12月31日
	（以千计）
2026年11月到期的循环信贷安排	$	755,000	$	—









2024年9月到期的6.125%优先票据	198,919		198,674









2026年5月到期的5.75%优先票据	744,128		743,410





总债务，扣除未摊销的折价、溢价和债务发行成本	$	1,698,047	$	942,084

循环信贷工具

2021年11月，我们签订了第五次修订和重述的信贷协议（“重述的信贷协议”），其中规定的最高信贷金额为$ 2.5 亿美元，受某些限制，初始借款基数为$ 2.4 十亿美元和选定的$承诺 1.5 十亿。重述信贷协议于（i）五年期限于11月2日结束，以较早者为准到期，2026年或2026年优先票据计划到期前91天的日期，如果这些票据的未偿还本金总额超过5亿美元并且我们的承诺利用率超过50%。

循环信贷工具可用于营运资金需求、资本投资、收购、支持信用证和一般业务目的。借款基础基于（其中包括）分配给我们原油和天然气权益应占探明储量的贷款价值。借款基数将根据我们在6月30日和12月31日的准备金量化情况，于11月1日和5月1日每半年重新确定一次，并在某些事件发生时重新确定。我们几乎所有的原油和天然气资产都已抵押或质押，作为我们循环信贷额度的担保。重述信贷协议包括投资级别期间的选择，根据该选择，我们可以选择取消我们的借款基础限制，并在达到某些债务评级时终止为重述信贷协议提供担保的留置权。

截至2022年6月30日，我们的借款基础为$ 3.0 亿美元，经选举产生的承诺 1.5 亿美元和我们的循环信贷额度下的可用性 724.6 百万，扣除$ 20.4 万张未偿信用证。

循环信贷安排下的未偿还本金以不同的利率产生利息，该利率随替代基准利率（等于行政代理人最优惠利率中的最大值，联邦基金利率加上溢价和一个月的担保隔夜融资利率（“SOFR”）中的美元存款利率，加上溢价），或者，在我们的选择下，在某些时间段内等于SOFR的利率。此外，作为利息组成部分收取的承诺费、息差和其他银行费用会随着我们对融资的使用而变化。截至2022年6月30日，适用利息

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

保证金是 1.25 替代基本利率选项的百分比或 2.25 SOFR选项的百分比，未使用的承诺费为 0.50 百分。除非借款基础低于未偿还余额，否则通常在循环信贷安排到期日之前不需要支付本金。重述信贷协议还包括添加某些与可持续性相关的关键绩效指标的能力，这些指标将由我们、行政代理人和大多数贷方商定，这可能会影响适用的保证金和承诺费率。

循环信贷融通包含各种限制性契约和合规要求，其中包括：（i）维持某些财务比率，如循环信贷融通所定义，包括最低流动比率1.0：1.0和最高杠杆比率3.5：1.0；限制支付现金股息；限制产生额外债务；禁止进入超过我们预期产量的特定百分比的商品对冲；（v）对合并和资产处置的限制。截至2022年6月30日，我们遵守了与循环信贷融通相关的所有契约。

截至2022年6月30日和2021年12月31日，与我们的循环信贷安排相关的债务发行成本为$ 15.2 百万美元 16.9 万元，并包含在我们简明综合资产负债表的其他资产中。

高级笔记

下表总结了截至2022年6月30日与我们未偿还的优先票据义务相关的面值、利率、到期日、半年付息日和可选赎回期：

2024年高级票据

2026高级票据

未偿本金金额（以千计）

200,000

750,000

息率

6.125

5.75

到期日

2024年9月15日

2026年5月15日

付息日

3月15日、9月15日

5月15日、11月15日

赎回期(1)

2022年9月15日

2024年5月15日

_____________

（1）在指定日期之前的任何时间，我们可以选择按照相应优先票据契约中规定的赎回金额加上截至日期的应计和未付利息赎回适用系列的全部或部分优先票据。赎回。在指定日期或之后，我们可以赎回全部或部分优先票据，赎回金额等于被赎回的优先票据本金金额的100%加上截至赎回日期的应计和未付利息。

优先票据是优先无担保债务，在我们未来债务的偿付权上排名较高，该债务明确次于票据；与我们现有和未来的债务享有同等的受偿权不是那么从属的；以担保此类债务的资产价值为限，我们所有有担保债务的受偿权实际上处于次要地位；并且在结构上低于我们的非担保子公司产生的所有现有和未来债务（包括贸易应付款项）。

在发生高级票据契约中定义的“控制权变更”时，持有人将有权要求我们以等于所回购票据本金总额的101%的价格回购全部或部分票据，以及截至购买之日的应计和未付利息。就某些资产出售而言，在某些情况下，我们可能需要使用此类资产出售的净现金收益以本金的100%以及应计和未付利息提出购买票据的要约。购买日期。

管理优先票据的契约包含契约和限制性付款条款，其中包括：限制我们和我们的子公司产生额外债务的能力；支付股息或对我们的股票进行分配；购买或赎回股票或次级债务；进行投资；创建某些留置权；达成协议限制受限制子公司向我们的分配或其他付款；与关联公司进行交易；出售资产；与其他公司合并或合并或转移到其他公司或转让我们的全部或大部分资产；并创建不受限制的子公司。截至2022年6月30日，我们遵守了与优先票据相关的所有契约和所有限制性付款规定。

我们的全资子公司PDC Permian，Inc.和Pioneer Water Pipeline LLC（与Great Western Acquisition有关）均是我们在2024年优先票据和2026年优先票据（统称为“优先票据”）和我们的信贷额度下的义务的担保人。

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

附注9-租赁

我们有办公空间和油井设备的经营租赁，以及车辆的融资租赁。我们的租约的剩余租期介乎一年至十一年。我们的短期租赁成本为$ 80.8 百万美元 71.4 分别为截至2022年6月30日和2021年6月30日的三个月，以及$ 155.5 百万美元 110.2 截至2022年6月30日和2021年6月30日止六个月分别为100万美元。我们的短期租赁成本包括作为资产成本的一部分资本化并记录为物业和设备或确认为费用的金额。

下表列示截至所示日期我们租赁的资产负债表分类：


租赁	简明合并资产负债表行项目	2022年6月30日			2021年12月31日
		（以千计）
经营租赁使用权资产	其他资产	$	16,198		$	7,630
融资租赁使用权资产	财产和设备，净	6,352			3,483
使用权资产总额		$	22,550		$	11,113

经营租赁义务-当前	其他应计费用	5,123			5,937
经营租赁义务-非流动	其他负债	29,298			4,044
融资租赁义务-当前	其他应计费用	2,066			1,260
融资租赁义务-非流动	其他负债	4,304			2,230
总租赁负债		$	40,791		$	13,471

加权平均剩余租期（年）		7.6			2.8
加权平均贴现率		5.0		%	4.8		%

附注10-资产报废义务

下表列出了截至2022年6月30日止六个月与我们在原油和天然气资产中的工作权益相关的资产报废义务的账面金额变化：


	（以千计）
期初资产报废义务	$	159,672
开发活动和其他方面产生的义务	2,744
收购产生的义务	22,926
吸积费用	6,339
估计现金流量的修订	( 284 )
随着资产报废和剥离而解除的义务	( 13,464 )
期末资产报废义务	177,933

当前部分(1)	( 31,913 )
长期部分	$	146,020

_____________

（1）资产报废义务的当前部分包含在我们简明综合资产负债表的其他应计费用中。

我们的估计资产报废义务负债基于封堵和弃井的历史经验、估计的经济寿命以及估计的封堵、废弃和地面复垦成本，并考虑到义务发生时有效的联邦和州监管要求。负债使用在负债发生或修订时估计的经信用调整的无风险利率贴现。如果这些假设的未来修订影响现有资产报废义务负债的现值，则对物业和设备余额进行相应调整。随着时间的推移，负债的变化确认为负债账面价值的增加和增值费用。

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

附注11-承诺和或有事项

承诺.我们经常在日常业务过程中签订、延长或修改经营协议。我们就管道容量以及输水和处置承诺签订了长期的运输、销售、加工和设施扩建协议。截至2022年6月30日止六个月，除因Great Western收购而承担的承诺（包括某些销售、运输、收集和加工合同义务）外，没有重大承诺。截至2022年6月30日的承诺总额和获得的相关金额如下表所示：


	截至6月30日的期间，
	2023		2024	2025		2026		2027		此后		合计		到期此后的日期
天然气	17,086		17,133	17,086		17,086		17,086		38,525		124,002		2029年9月30日
天然气	6,726		6,726	6,744		6,726		6,726		1,695		35,343		2027年9月30日
原油	14,174		13,847	11,111		7,300		1,840		—		48,272		不适用

美元承诺（以千计）	$	77,197	76,447	$	66,815	$	56,545	$	44,492	$	57,362	$	378,858

有关我们现有承诺（不包括Great Western Acquisition）的详情，请参阅附注13-承诺和或有事项在第8项。财务报表和补充数据包含在我们截至2021年12月31日止年度的10-K表格中。

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，并且可能会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问题。我们已在随附的简明综合资产负债表中提供了必要的估计应计费用，如果认为适合正在进行但尚未结束的诉讼和法律相关项目。尽管无法确定结果，但我们目前认为此类程序的最终结果不会对我们的财务状况、经营业绩或流动性产生重大不利影响。

注释12-普通股

基于股票的薪酬计划

2018年股权激励计划.2020年5月，我们的股东批准了一项修正案，将根据我们的员工和非员工董事长期股权薪酬计划（“2018年计划”）保留用于发行的普通股股份数量增加到 7,050,000 分享。截至2022年6月30日，有 3,829,031 根据2018年计划可授予的股份。

2010年长期股权激励计划.我们于2013年批准的经修订和重述的2010年长期股权薪酬计划（“2010年计划”）仍然未完成，我们将继续使用2010年计划授予奖励。在2023年6月5日或之后，不得根据2010年计划授予任何奖励。截至2022年6月30日，有 248,843 根据2010年计划可授予的股份。

下表总结了我们未完成的基于股票的薪酬计划对所呈现期间的经营业绩的影响：


	截至6月30日的三个月，				截至6月30日的六个月，
	2022		2021		2022		2021
	（以千计）
一般及行政开支	$	6,738	$	6,113	$	11,920	$	10,941
租赁经营费用	558		382		850		574
股票补偿费用总额	$	7,296	$	6,495	$	12,770	$	11,515

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

限制性股票单位

下表列出了截至2022年6月30日止六个月内符合条件的员工（包括执行官）的非既得基于时间的RSU的变化：


	分享	加权平均授予日每股公允价值
期初未归属	1,165,187	$	25.33
的确	344,106	70.58
归属	( 538,750 )	25.78
没收	( 32,552 )	38.87
期末未归属	937,991	41.21

限制性股票单位的加权平均授予日公允价值为$ 70.58 和$ 33.32 分别截至2022年6月30日和2021年6月30日止六个月。截至2022年6月30日和2021年6月30日止六个月归属的限制性股票单位的授予日公允价值总额为$ 13.9 百万美元 12.9 万元，分别。截至2022年6月30日，与非既得基于时间的奖励相关且尚未在我们的简明综合经营报表中确认的总薪酬成本为$ 33.5 百万。该成本预计将在加权平均期间确认 1.8 年。

绩效股票单位

薪酬委员会共授予 102,098 在截至2022年6月30日的六个月内，向我们的执行官提供基于市场的PSU。除了持续就业外，这些PSU的归属取决于绝对股票表现和我们的股东总回报（“TSR”）的组合，这本质上是我们的股价变化，包括任何股息，在结束的三年期间2024年12月31日，与同期一组同行公司的TSR相比。PSU将导致在零和 250 授予的目标PSU的百分比。

授予日公允价值是使用蒙特卡罗估值模型估计的。蒙特卡罗估值模型基于股票价格路径的随机预测，必须重复多次才能实现概率评估。奖励的预期期限基于必要的服务期。无风险利率基于授予时有效的美国国债收益率，并根据奖励期限进行推断。预期波动率基于我们的普通股历史波动率以及我们同行的历史波动率。

下表总结了用于确定呈列期间授予的绩效股票单位的授予日公允价值的关键假设和相关信息：


	截至6月30日的六个月，
	2022	2021
预计奖励期限（年）	2.9	2.9
无风险利率	1.7 %	0.2 %
预期波动率	86.3 %	84.6 %
加权平均授予日每股公允价值	$ 107.85	$ 54.01

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

下表列出了截至2022年6月30日止六个月期间非既得市场奖励的变化：


	分享	加权平均授予日每股公允价值
期初未归属	439,229	$	43.21
的确	102,098	107.85
授予绩效倍数(1)	241,183	43.10
发布(1)	( 241,183 )	43.10
期末未归属	541,327	55.40

_____________

（1）在2019年授予的PSU和2020年授予的部分PSU的绩效期结束后，每项授予的绩效倍数为190%，导致2022年1月额外授予PSU。

截至2022年6月30日，与尚未在我们的简明综合经营报表中确认的非既得市场奖励相关的总薪酬成本为$ 16.9 百万。该成本预计将在加权平均期间确认 1.3 年。

优先股

我们被授权发行 50,000,000 优先股，面值$ 0.01 每股，可以一个或多个系列发行，其权利、偏好、特权和限制应由我们的董事会不时确定。到2022年6月30日，无优先股已发行。

股票回购计划

2019年，我们的董事会批准了一项计划，根据该计划，我们可以不时收购我们的普通股。2021年12月31日，美元 187.3 百万美元的批准美元 525.0 根据股票回购计划，仍有100万美元可供回购。2022年2月，我们的董事会批准了一项新的股票回购计划，将总回购价值重置为$ 1.25 亿，我们目前预计到2023年12月31日将充分利用。股票回购计划不需要收购任何特定数量的股份，我们的董事会可以随时修改或终止。该计划下的回购可以由我们自行决定并遵守安全港条款在公开市场上进行，也可以通过私下协商的交易进行。根据该计划，我们以430万美元和130万股已发行普通股的成本回购了 300.0 百万和$ 48.6 在截至2022年6月30日和2021年6月30日的六个月内分别为100万美元。截至2022年6月30日，$ 978.1 根据该计划，仍有100万美元可用于回购我们已发行的普通股。

股息

2022年第一季度和第二季度，我们的董事会批准宣派和支付季度现金股息$ 0.25 和$ 0.35 分别为每股普通股。截至2022年6月30日止六个月，我们的股息总额为$ 59.1 百万或美元 0.60 每股流通在外的普通股。所有受限制股份单位和PSU均收到每单位等值的股息，确认为包含在我们简明综合资产负债表上的其他负债中的负债，直到接收者在归属时收到等价物。宣布的股息被记录为额外实收资本的减少，因为截至宣布之日没有留存收益。未来的股息支付必须得到我们董事会的批准，并将取决于我们的流动性、财务要求和董事会认为相关的其他因素。

附注13-所得税

我们使用有效税率法计算我们的季度税收准备金，将预期的年度有效税率应用于我们年初至今的收入或亏损，离散项目除外。离散项目的所得税在特定交易发生的期间计算和记录。

我们考虑部分或全部递延所得税资产（“DTA”）是否会根据更有可能的判断标准变现。DTA的最终实现取决于在这些暂时性差异可抵扣期间产生的未来应税收入。在每个报告期，管理层都会考虑结转期间的可用税款、现有应税暂时性差异的未来转回、税收筹划策略和

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

进行此评估时预计的未来应税收入。我们的石油和天然气资产减值和累计税前亏损是导致我们从1月1日开始针对DTA提供估值准备的关键考虑因素，2020年，因为我们之前无法得出结论，我们的DTA更有可能在未来期间完全实现。

截至2022年6月30日止期间，有足够的正面证据使我们能够得出结论，即我们的DTA更有可能实现且不再需要估值准备。正如我们之前在2021年10-K表中披露的那样，我们对净联邦递延所得税资产维持了估值备抵，并将继续这样做，直到有足够的正面证据支持该备抵的逆转。第二季度，大宗商品价格持续走高增加了我们的收入，导致近年来累计亏损的客观负面证据逆转，我们确定我们有足够的正面证据来释放估值准备。结果，我们发布了$ 22.4 万元的递延所得税资产的估值备抵，并确认了截至2022年6月30日止期间所得税费用的相应减少。剩余的估价津贴$ 34.2 万元，将在2022年下半年确认为所得税费用的减少。

截至2022年6月30日止三个月和六个月的有效所得税率，不包括我们的1.003亿美元讨价还价购买的离散收益，为 18.5 百分比和 19.6 百分比，分别为 0.2 百分比和 0.1 分别为截至2021年6月30日止三个月和六个月的税前亏损拨备百分比。实际税率不同于通过将21%的法定美国联邦所得税税率应用于因估值备抵或估值备抵对我们的递延所得税资产的变化而产生的税前亏损所提供的金额。

截至2022年6月30日，有无未确认所得税优惠的责任。截至本报告日期，我们正在所有适用的州司法管辖区进行所得税申报，目前未接受任何州所得税检查。美国国税局已接受我们的2020年联邦所得税申报表，没有进行税收调整。我们继续自愿参与IRS CAP计划，以审查我们的2021纳税年度。参与IRS CAP计划使我们能够将与联邦纳税申报表相关的不确定税收优惠降至最低。

附注14-每股收益

每股基本收益的计算方法是将净收益除以当期已发行普通股的加权平均数。稀释每股收益的计算方法类似，不同之处在于分母包括使用库存股票法对未归属的基于股票的员工奖励和根据我们的非员工董事递延薪酬计划持有的股份的影响，如果包括此类潜在的普通股股票是稀释的。

下表列出了我们在所示期间的加权平均基本和稀释流通股：


	截至6月30日的三个月，		截至6月30日的六个月，
	2022	2021	2022	2021
	（以千计）
加权平均已发行普通股-基本	96,982	99,187	96,632	99,445
稀释效果：
RSU和PSU	1,235	—	1,488	—

其他股权奖励	29	—	30	—
加权平均普通股和已发行等价物-稀释	98,246	99,187	98,150	99,445

我们报告了截至2021年6月30日的三个月和六个月的净亏损。因此，我们在这些时期的基本和稀释加权平均已发行普通股相同，因为普通股等价物的影响是反稀释的。

PDC Energy, Inc.

简明合并财务报表附注

2022年6月30日

（未经审计）

下表列出了由于其在呈列期间的反摊薄效应而被排除在稀释每股收益计算之外的加权平均普通股等价物：


	截至6月30日的三个月，		截至6月30日的六个月，
	2022	2021	2022	2021
	（以千计）
由于其反摊薄效应，加权平均普通股等价物不包括在摊薄每股收益中：
RSU和PSU	225	2,818	113	2,642

其他股票奖励	33	172	33	185
反稀释普通股等价物总额	258	2,990	146	2,827

附注15-现金流量信息的补充披露


	截至6月30日的六个月，
	2022		2021
	（以千计）
补充现金流量信息：
现金支付（收据）用于：
利息，扣除资本化利息	$	23,614	$	30,855
所得税	157		( 1,125 )

非现金投融资活动：
与资本支出相关的应付账款变动	$	( 25,671 )	$	61,310
资产报废义务的变化，原油和天然气资产的相应变化，扣除处置	1,114		( 1,729 )
发行普通股以收购勘探和生产业务	293,314		—

为计入租赁负债计量的金额支付的现金：
经营租赁产生的经营现金流	$	3,611	$	4,054
来自融资租赁的经营现金流	123		65


为换取租赁义务而获得的使用权资产：
经营租赁(1)	$	11,121	$	1,066
融资租赁	3,846		1,466

_____________

（1）包括$ 3.1 从Great Western获得的百万经营租赁。

简明综合现金流量表中呈列的现金、现金等价物和受限制现金包括以下各项：


	6月30日，
	2022		2021
	（以千计）
现金及现金等价物	$	38,528	$	109,749
受限制的现金(1)	8,130		—
	$	46,658	$	109,749

_____________

（1）包括在我们简明综合资产负债表的其他资产中。

PDC Energy, Inc.

第2项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析

以下讨论和分析应与我们的简明合并财务报表和包含在第1项。财务报表的这份报告。此外，我们鼓励您查看关于前瞻性陈述的特别说明.

执行摘要

2022年6月30日运营和流动性财务概览

市场状况

原油和天然气行业具有周期性，商品价格具有内在的波动性。商品价格反映了全球供需动态以及地缘政治和宏观经济环境。

原油市场

2021年，由于COVID-19的部分遏制，全球经济继续复苏，导致原油需求增加。尽管面临各种经济逆风，包括COVID-19变体的爆发，但2022年的复苏总体上仍在继续。欧佩克+的总产量并未以与需求相同的速度增长，给原油价格带来上行压力，并导致全球石油库存收紧。2022年2月，全球主要原油出口国俄罗斯袭击并入侵乌克兰，促使美国（“美国”）等西方国家对从俄罗斯进口的原油实施制裁。此外，许多原油购买者正在抵制俄罗斯原油，以应对乌克兰遭受的袭击。与2021年相比，所有这些因素导致2022年前六个月全球石油供应减少和原油价格大幅上涨。

2022年，美国经历了自1981年以来的最高通胀率，这主要是由于全球从COVID-19复苏、供应链中断、劳动力成本上升以及俄罗斯入侵乌克兰。美联储通过提高基准联邦基金利率来应对通胀上升。这些行动的规模和整体有效性仍不确定，但此类货币政策变化可能会增加经济放缓或导致衰退的风险。放缓或衰退可能导致原油的短期或长期需求减少或转移，从而导致行业供过于求和商品价格下跌的可能性。

天然气和NGL市场

除了上述原油市场驱动因素外，天然气和NGL价格还受到供需结构性变化、液化天然气出口水平增长以及季节性正常天气偏差的影响。较低的库存水平和供应增长缺乏再投资推动了天然气和NGL价格的上涨。

财务事项

截至2022年6月30日的三个月与截至2022年3月31日的三个月对比

•2022年第二季度的产量增至21.4 mmboe，比第一季度的17.9 mmboe增长了19%，主要受Great Western Acquisition的产量推动。

•原油、天然气和NGL的销售额从2022年第一季度的8.824亿美元增至12.377亿美元，主要是由于17% 加权平均已实现商品价格上涨，期间产量增加19%。

•我们的商品衍生品合约的负净结算从2022年第一季度的1.616亿美元增至2022年第二季度的2.987亿美元，原因是不同时期的商品价格持续上涨以及从Great Western收购的额外商品衍生品。

•原油、天然气和NGL销售的总收入以及我们商品衍生工具的净结算收入从2022年第一季度的7.208亿美元增长30%至9.390亿美元。

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•2022年第二季度的净收入为6.624亿美元，即每股摊薄收益6.74美元，2022年第一季度的净亏损为3200万美元，即每股摊薄收益0.33美元，主要是由于（i）原油增加，天然气和液化天然气销售额为3.553亿美元，期间间商品风险管理损失减少4.661亿美元，以及从Great Western Acquisition中讨价还价购买的收益1.003亿美元，部分被期间间所得税费用增加1.280亿美元所抵消。

•调整后的EBITDAX是一项非美国公认会计原则财务指标，从2022年第一季度的5.493亿美元增至8.143亿美元，主要是由于销售额增加了2.182亿美元，扣除了负的净衍生品结算，以及2022年第二季度确认的1.003亿美元讨价还价购买收益，部分被运营成本的增加所抵消。

•运营现金流从2022年第一季度的4.890亿美元增至7.474亿美元。调整后的运营现金流（一项非美国公认会计原则财务指标）从2022年第一季度的5.388亿美元增至6.947亿美元。调整后的自由现金流是一项非美国公认会计原则的财务指标，从2022年第一季度的3.187亿美元增至4.038亿美元。

截至2022年6月30日的六个月与截至2021年6月30日的六个月相比

•产量在2022年增加到39.3 mmboe，与2021年的33.2 mmboe相比增长了19%，主要是由于Great Western Acquisition的产量以及我们的上线活动。

•原油、天然气和NGL的销售额从2021年的10亿美元增至21亿美元，这主要是由于加权平均实现商品价格上涨了79%，不同时期的产量增加了19%。

•由于商品定价同比改善以及从Great Western收购的额外商品衍生品，我们商品衍生品合约的负净结算从2021年的8580万美元增至2022年的4.603亿美元。

•原油、天然气和NGL销售的总收入以及我们商品衍生工具的净结算收入从2021年的9.155亿美元增长81%至16.598亿美元。

•2022年期间产生的净收入为6.304亿美元，即每股摊薄收益6.42美元，2021年期间净亏损为9610万美元，即每股摊薄收益0.97美元，主要是由于原油增加，天然气和液化天然气的销售额为11.188亿美元，从Great Western Acquisition中讨价还价购买的收益为1.003亿美元，部分被商品风险管理损失增加1.805亿美元和期间所得税费用增加1.293亿美元所抵消。

•调整后的EBITDAX是一项非美国公认会计原则财务指标，从2021年的6.741亿美元增至2022年的13.635亿美元，这主要是由于销售额增加了7.443亿美元（扣除负的净衍生品结算）以及1.003亿美元的讨价还价购买收益2022年确认，部分被期间间运营成本的增加所抵消。

•运营现金流从2021年的5.774亿美元增至2022年的12.364亿美元.调整后的运营现金流是一项非美国公认会计原则的财务指标，从2021年的6.430亿美元增至2022年的12.335亿美元。调整后的自由现金流是一项非美国公认会计原则的财务指标，从2021年的3.414亿美元增至2022年的7.225亿美元。

看非美国的对账GAAP财务指标下面更详细地讨论这些非美国GAAP财务指标以及这些指标与最具可比性的美国GAAP指标的对账。

伟大的Western Acquisition

2022年5月6日，我们以约14亿美元的价格完成了对Great Western的收购，其中包括Great Western的净债务。Great Western是一家独立的石油和天然气公司，专注于科罗拉多州瓦滕贝格油田的原油和天然气的勘探、生产和开发。支付的对价为5.425亿美元现金和约400万股普通股，在收购日价值2.933亿美元。此外，我们还清了Great Western总计2.358亿美元的担保信贷额度，并支付了3.612亿美元以终止Great Western于2025年到期的12%优先担保票据，包括未付的应计利息和提前终止的溢价。购买价格的现金部分和Great Western债务的终止是通过手头现金和我们循环信贷额度下的可用性相结合的方式提供资金的。由于大Western Acquisition，我们获得了大约54,000英亩的净土地核心Wattenberg油田和每天约50,000 BOE的产量。

钻井和完井概述

在Wattenberg油田，我们在2022年上半年运营了一台全职钻机和一名全职完井人员，在2022年3月中旬增加了第二台全职钻机，并在完成Great Western Acquisition后增加了第三台全职钻机。此外，我们于2022年上半年在特拉华盆地运营了一台全职钻机和一名完井人员。截至2022年6月30日止六个月，我们对原油和天然气资产的总资本投资为5.081亿美元。

下表总结了我们截至2022年6月30日止六个月的钻井和完井活动：


	作业井
	瓦滕贝格球场		特拉华盆地		合计
	总的	网	总的	网	总的	网
截至2021年12月31日在制品	143	133.0	21	20.6	164	153.6
井开钻	74	69.5	10	9.9	84	79.4
在制品中获得的井(1)	48	44.6	—	—	48	44.6
井上线	(73)	(68.9)	(18)	(17.8)	(91)	(86.7)
截至2022年6月30日在制品	192	178.2	13	12.7	205	190.9

_____________

（1）代表我们作为Great Western Acquisition的一部分获得的在制品井。

我们的在建井代表正在钻探或已经钻探并等待压裂和/或天然气管道连接的井。我们的在制品井通常在钻井后两年内完成并上线。

资本回报

股票回购计划。2022年2月，我们的董事会批准了一项新的股票回购计划，将回购总价值重置为12.5亿美元，我们目前预计到2023年12月31日将全部使用。截至2022年6月30日止六个月，我们以3亿美元的成本回购了430万股流通在外的普通股。截至2022年6月30日，仍有9.781亿美元可用于根据该计划进行回购。

股息.我们的董事会批准在2022年第一季度宣布和支付每股普通股0.25美元的季度现金股息，并在2022年第二季度将我们的基本季度股息增加至每股普通股0.35美元。在截至2022年6月30日的六个月中，我们的股息总额为5,910万美元或每股已发行普通股0.60美元。

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2022年运营和财务展望

在完成Great Western Acquisition后，我们于2022年5月下旬提供了更新的指导。根据我们目前上半年的经营业绩，我们现在预计2022年全年产量将在每天230,000桶油当量至240,000桶油当量之间，其中约73,000桶至77,000桶预计为原油。我们计划在2022年对原油和天然气资产的资本投资现在预计在10.25至10.75亿美元之间，并专注于继续执行我们在Wattenberg油田和特拉华盆地的开发计划。如果原油和天然气价格保持在当前水平或继续上涨，我们2022年的资本预算和运营成本将继续受到成本通胀的影响。

我们具有运营灵活性来控制资本支出的步伐。在执行资本投资计划时，我们会持续监控（其中包括）预期回报率、政治环境和剩余库存，以最好地满足我们的短期和长期企业战略。我们可能会在年内修改我们的2022年资本投资计划，原因包括商品价格的变化或我们对商品价格的内部长期前景、钻井和完井活动的服务成本、钻井结果、变化在我们的借贷能力中，现金流、监管事项以及收购和剥离机会的重大变化。

瓦滕贝格球场。我们正在Wattenberg核心油田农村地区的水平Niobrara和Codell油田进行钻探，该油田进一步划定在Kersey、Prairie、Plains、Summit和Range开发区之间。我们对Wattenberg油田的2022年资本投资计划约占我们对原油和天然气资产的预期总资本投资的80%。到2022年，我们计划钻探的大部分井是1.5英里和2.0英里的侧井。我们的计划包括开钻和上线大约150到175口作业井。为满足我们的开发计划，我们打算在今年剩余时间内运行三台全职水平钻机和一台全职加一名间歇性完井人员。

特拉华盆地。2022年特拉华盆地原油和天然气资产的总资本投资预计将占我们总资本投资的20%左右。2022年，我们预计将开钻16口作业井和20口在线作业井，其中大部分井为2.0英里侧井。我们于5月下旬完成了2022年的完井计划，目前正在运行一台全职钻机。

我们致力于以严谨的方式管理我们的发展计划。根据我们目前对2022年的产量预测，我们预计2022年的运营现金流将超过我们对原油和天然气资产的资本投资。我们的首要任务是支付每股0.35美元的季度基本股息。那么我们预计将根据需要将大约60%或更多的剩余调整后自由现金流（一种非美国公认会计原则财务指标）用于股票回购和特别股息。任何剩余的调整后自由现金流将用于减少债务、在我们的合并资产负债表上建立现金或其他一般公司用途。

监管和政治更新

在科罗拉多州，某些反对石油和天然气开发的利益集团提出了可能阻碍或消除该州资源开发能力的投票倡议。2019年，科罗拉多州立法机构通过了参议院法案19-181（“SB 19-181”），以解决投票倡议背后的担忧。根据SB 19-181，进行了一系列规则制定听证会，重点关注许可要求、挫折和选址要求以及财务保证等问题，从而采用了新的监管要求。我们预计未来的听证会将由COGCC就许可费、州和地方政府之间的互动以及井场复垦进行。这些程序可能会导致新规则的出台，从而增加我们的运营成本和法规。

SB 19-181的一个关键组成部分是COGCC使命从“培育”行业到“规范”行业的转变。因此，科罗拉多州的许可程序发生了变化。自2021年1月起，许可证现在被设计为石油和天然气开发计划（“OGDP”），它将单垫位置或邻近的多垫位置简化为单个许可包。

运营商还可以选择进行全面的区域计划（“CAP”）。CAP旨在代表更长时期内更大区域石油和天然气开发的概览，包括全面的累积影响分析、替代位置分析以及与当地民选官员和社区的广泛沟通。CAP将在其边界内包括多个OGDP。由于CAPS和OGDPS都是新流程，COGCC工作人员正在努力制定适当的要求并适应他们的新运营计划，因此需要时间

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获得许可证已被延长。COGCC规则规定，从提交到批准，许可过程可能需要6到12个月或更长时间。

除了对许可程序进行更改外，COGCC还制定了有关由科罗拉多州运营商提供的财务保证的规则。规则制定旨在解决和减少由于财务限制或破产而未被其运营商正确堵塞的井（“孤井”）的数量。作为该规则制定的一部分，根据确定的指标建立了运营商层级，不同层级的运营商有义务提供不同级别的财务保证。对于我们的层级，2022年下半年将需要4000万美元的债券，并将通过我们现有的担保债券计划获得担保。除了财务保证外，运营商还将被评估每口现有井的年度固定费用，该费用将为COGCC确定的孤井的堵塞和废弃提供资金。我们预计满足概述的财务状况不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响保证要求。

我们无法预测未来是否会提出投票倡议或其他立法或法规，以限制允许进行钻探的州的区域或施加其他要求或限制。

Wattenberg许可证更新。 2022年6月，COGCC授予PDC一致批准69口OGDP和30口OGDP，这是我们在新许可程序下的第二次和第三次批准。综合起来，这两项批准为我们的2024年钻井和完井计划提供了大约100个额外的许可。

2021年12月，PDC提交了我们的第一个CAP。该申请提出了大约450口井，分布在22个地表位置，将在几年内开发。我们对潜在影响进行了全面分析，并承诺通过管道运输所有水和商品生产，并为所有地点提供电力基础设施。这些承诺将减轻交通、噪音、光和排放的影响，同时也改善我们的ESG指标。此外，我们开发了一个仪表板来分析该地区受影响不成比例的社区，并制定了一个强大的沟通计划，旨在鼓励与这些主要利益相关者进行沟通并获得他们的反馈。我们与COGCC合作处理收到的关于此CAP的评论，于2022年6月提交了更新计划，并于2022年8月2日收到了完整性决定。我们预计COGCC将在2022年底或2023年初决定批准我们的CAP，认识到可能有这个新过程的延迟。总之，这些应用程序代表了我们计划在2028年之后进行的Wattenberg油田投产活动。

环境、社会和治理（“ESG”）

我们致力于制定有意义且可衡量的ESG战略。我们成为一家更清洁、更安全和更具社会责任感的公司的使命始于健全的战略，得到董事会的支持，并由董事会的环境、社会、治理和提名委员会监督，并在我们的各个层面得到考虑。商业。

2022年3月31日，我们完成了美国环境保护署（“EPA”）2021年的初始年度申报，我们报告温室气体（“GHG”）排放量比2020年基线水平减少了约12%，甲烷排放强度减少了约17%（每单位产量），使公司走上正轨，到2025年分别实现60%和50%的GHG和甲烷减排目标。

此外，在2022年5月，我们的董事会批准了我们2022年短期激励计划的GHG和甲烷减排量化指标，包括2021年至2022年分别实现15%的GHG和30%的甲烷减排目标。如上所述，这支持公司先前宣布的可持续发展目标。总的来说，我们超过25%的短期激励计划与ESG和环境、健康和安全计划相关。有关我们ESG实践的更多信息，包括可持续发展目标、关键指标和取得的进展，请参见我们网站www.pdce.com上的可持续发展报告，本报告未通过引用纳入。

SEC和其他监管机构正在提出一些以气候变化为重点的更广泛的ESG报告要求，重点是减排。通过后，我们将相应地修改我们的披露。

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经营成果

经营业绩总结

下表列出了有关我们经营业绩的选定信息：


	三个月结束						六个月结束
	2022年6月30日		2022年3月31日		百分比变化		2022年6月30日		2021年6月30日		百分比变化
	（百万美元，每单位数据除外）
生产：
原油	6,844		5,853		17	%	12,697		10,248		24	%
天然气	49,817		43,119		16	%	92,936		83,512		11	%
NGL	6,263		4,885		28	%	11,148		8,997		24	%
原油当量	21,410		17,924		19	%	39,335		33,164		19	%
每天平均BOE	235,275		199,156		18	%	217,320		183,227		19	%

原油、天然气和NGL销售：
原油	$	740.9	$	549.7	35	%	$	1,290.6	$	624.3	107	%
天然气	277.7		163.1		70	%	440.8		191.4		130	%
液化天然气	219.1		169.6		29	%	388.7		185.6		109	%
原油、天然气和NGL的总销售额	$	1,237.7	$	882.4	40	%	$	2,120.1	$	1,001.3	112	%

商品衍生品的净结算									`
原油	$	(231.4)	$	(131.1)	77	%	$	(362.5)	$	(68.4)	*
天然气	(67.3)		(30.5)		121	%	(97.8)		(17.4)		*
衍生品的总净结算	$	(298.7)	$	(161.6)	85	%	$	(460.3)	$	(85.8)	*

平均销售价格（不包括衍生品的净结算）：
原油（每桶）	$	108.24	$	93.93	15	%	$	101.64	$	60.92	67	%
天然气（每千立方英尺）	5.57		3.78		47	%	4.74		2.29		107	%
NGL（每桶）	34.99		34.70		1	%	34.86		20.61		69	%
原油当量（每桶油当量）	57.81		49.23		17	%	53.90		30.19		79	%

平均成本和费用（每桶油当量）：
租赁经营费用	$	3.30	$	3.02	9	%	$	3.17	$	2.54	25	%
生产税	4.17		3.51		19	%	3.87		1.70		128	%
运输、采集和加工费用	1.38		1.56		(12)	%	1.46		1.44		1	%
一般及行政开支	2.13		1.90		12	%	2.03		1.98		3	%
折旧、损耗和摊销	8.92		8.43		6	%	8.70		9.32		(7)	%

按经营地区划分的租赁经营费用（每桶油当量）
瓦滕贝格球场	$	2.85	$	2.42	18	%	$	2.65	$	2.23	19	%
特拉华盆地	5.98		6.67		(10)	%	6.29		4.77		32	%

____________

*百分比变化没有意义。

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由于2022年第二季度为收购Great Western并将其整合到我们的运营中而产生的非经常性成本，我们的经营业绩并不代表2022年下半年的未来经营业绩。此外，随着Great Western的整合继续，我们预计产量和每桶油当量的生产成本会增加。此外，由于Great Western原油和天然气资产的公允价值以及随着整合后收购交易和过渡成本的减少，一般和管理费用的减少，我们预计每桶油当量的DD & A将增加。最后，我们预计利息支出将在2022年下半年增加，原因是我们为Great Western收购提供资金导致循环信贷额度下的借款水平增加，以及市场利率整体上升。

原油、天然气和NGL销售

截至2022年6月30日止三个月与截至2022年3月31日止三个月和截至2022年6月30日止六个月与截至2021年6月30日止六个月相比，原油、天然气和NGL销售额的变化为由于以下原因：


	之间的变化
	2022年3月31日- 2022年6月30日		2021年6月30日- 2022年6月30日
	（百万）
改变：
生产	$	166.3	$	215.1

平均原油价格	97.9		517.1
天然气平均价格	89.3		227.8
NGL平均价格	1.8		158.8
原油、天然气和NGL销售收入的总变化	$	355.3	$	1,118.8

原油、天然气和NGL生产

下表列出了所示期间的原油、天然气和NGL产量：


	三个月结束				六个月结束
按经营区域生产	2022年6月30日	2022年3月31日	百分比变化		2022年6月30日	2021年6月30日	百分比变化
原油
瓦滕贝格球场	5,545	4,832	15	%	10,377	8,670	20	%
特拉华盆地	1,299	1,021	27	%	2,320	1,578	47	%
合计	6,844	5,853	17	%	12,697	10,248	24	%
天然气
瓦滕贝格球场	43,244	37,663	15	%	80,907	73,742	10	%
特拉华盆地	6,573	5,456	20	%	12,029	9,770	23	%
合计	49,817	43,119	16	%	92,936	83,512	11	%
NGL
瓦滕贝格球场	5,575	4,291	30	%	9,866	8,153	21	%
特拉华盆地	688	594	16	%	1,282	844	52	%
合计	6,263	4,885	28	%	11,148	8,997	24	%
原油当量
瓦滕贝格球场	18,328	15,400	19	%	33,728	29,113	16	%
特拉华盆地	3,082	2,524	22	%	5,607	4,051	38	%
合计	21,410	17,924	19	%	39,335	33,164	19	%

每天平均原油当量
瓦滕贝格球场	201,407	171,111	18	%	186,342	160,846	16	%
特拉华盆地	33,868	28,045	21	%	30,978	22,381	38	%
合计	235,275	199,156	18	%	217,320	183,227	19	%

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与截至3月31日的三个月相比，截至2022年6月30日的三个月内，石油、天然气和NGL的净产量增加了19%，2022年主要是由于大Western Acquisition带来的3.0 MMBoe额外产量以及2022年第二季度两个盆地的投产活动的净影响。

在截至2022年6月30日的六个月内，石油、天然气和NGL的净产量与2021年同期相比增长了19%。期间产量的增加主要是由于Great Western Acquisition带来的3.0 MMBoe额外产量以及自2021年第二季度以来两个盆地的投产活动的净影响。

下表列出了我们在所示期间按经营地区划分的原油、天然气和NGL产量比率：


	截至2022年6月30日的三个月
	原油	天然气	液化天然气	合计
瓦滕贝格球场	30%	39%	31%	100%
特拉华盆地	42%	36%	22%	100%

	截至2022年3月31日的三个月
	原油	天然气	液化天然气	合计
瓦滕贝格球场	31%	41%	28%	100%
特拉华盆地	40%	36%	24%	100%

	截至2022年6月30日的六个月
	原油	天然气	液化天然气	合计
瓦滕贝格球场	31%	40%	29%	100%
特拉华盆地	41%	36%	23%	100%

	截至2021年6月30日的六个月
	原油	天然气	液化天然气	合计
瓦滕贝格球场	30%	42%	28%	100%
特拉华盆地	39%	40%	21%	100%

中游容量

我们销售产品的能力在很大程度上取决于现场收集系统、压缩和加工设施以及盆地外运输管道的可用性、邻近性和容量，所有这些都由第三方拥有和运营。如果无法及时以可接受的成本提供足够的中游设施和服务，我们的生产和经营业绩可能会受到不利影响。

足够基础设施的最终时间和可用性仍然不受我们控制。天气、监管发展、预防性日常维护和其他因素也会影响中游基础设施的充足性。与其他生产商一样，我们不时与中游供应商签订产量承诺，以激励他们提供更高的产能，以满足我们运营区域的预计产量增长。如果我们的产量低于这些协议要求的水平，我们可能需要支付运输费或因承诺不足而支付的建设费用。

截至2022年6月30日止六个月，我们在Wattenberg油田和特拉华盆地的产量并未受到中游或下游产能限制的重大影响。我们持续监控基础设施能力与生产者活动和产量预测。到2022年初，原油和天然气价格的持续上涨激励了二叠纪盆地的生产商提高钻井和完井活动的水平。产量水平的潜在增加可能导致到2022年底或2023年二叠纪盆地的天然气运输受到限制，这可能导致已实现的娃哈哈天然气价格下降。然而，PDC在特拉华盆地的大部分天然气生产都用于二叠纪公路管道，并受到休斯顿天然气定价的影响。

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原油、天然气和NGL定价

我们的经营业绩取决于许多因素。关键因素包括原油、天然气和NGL的市场价格以及我们有效销售产品的能力。原油、天然气和NGL价格具有高度波动性，我们的实现可能会发生重大变化。

下表列示呈列期间原油、天然气和NGL的加权平均销售价格：


	三个月结束						六个月结束
按经营地区划分的加权平均实现销售价格	2022年6月30日		2022年3月31日		百分比变化		2022年6月30日		2021年6月30日		百分比变化
（不包括衍生品的净结算）
原油（每桶）
瓦滕贝格球场	$	108.05	$	93.52	16	%	$	101.28	$	60.84	66	%
特拉华盆地	109.06		95.86		14	%	103.25		61.35		68	%
加权平均价格	108.24		93.93		15	%	101.64		60.92		67	%
天然气（每千立方英尺）
瓦滕贝格球场	$	5.50	$	3.82	44	%	$	4.71	$	2.33	102	%
特拉华盆地	6.09		3.56		71	%	4.94		2.02		145	%
加权平均价格	5.57		3.78		47	%	4.74		2.29		107	%
NGL（每桶）
瓦滕贝格球场	$	32.56	$	32.37	1	%	$	32.48	$	19.78	64	%
特拉华盆地	54.62		51.54		6	%	53.19		28.65		86	%
加权平均价格	34.99		34.70		1	%	34.86		20.61		69	%
原油当量（每桶油当量）
瓦滕贝格球场	$	55.57	$	47.69	17	%	$	51.97	$	29.56	76	%
特拉华盆地	71.13		58.59		21	%	65.48		34.75		88	%
加权平均价格	57.81		49.23		17	%	53.90		30.19		79	%

原油、天然气和NGL收入在我们将原油、天然气或NGL生产的控制权转移给买方时确认。我们认为，当买方有能力指导原油、天然气或NGL生产的使用并从其中获得几乎所有剩余利益时，就会发生控制权转移。

我们的原油、天然气和NGL销售使用“净额”或“总额”会计方法记录，具体取决于相关采购协议。当原油、天然气或NGL的控制权已转移给这些提供运输、收集或加工服务的商品的购买者时，我们使用净额回扣法。在这些情况下，购买者根据收益的百分比或固定在指数减去指定扣除额的销售价格向我们付款。由于中游设施的运营成本和利润包含在我们支付的净价中，因此净回法导致确认低于生产所依据的指数的净销售价格。当原油、天然气或NGL的控制权未转移给买方且买方未根据我们收到的价格提供运输、收集或加工服务时，我们使用总额会计法。相当，我们与中游供应商单独签订合同，以按单位进行适用的运输和加工。在这种方法下，我们根据总售价确认收入并确认运输、收集和加工（“TGP”）费用。

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与简明综合经营报表中TGP费用的组成部分和分类相关的信息如下所示。对于原油，下面显示的NYMEX平均价格基于每个月的平均每日价格，对于天然气，NYMEX平均定价基于第一个月的指数价格，在每种情况下，这是根据相关销售协议的条款用于销售大部分这些商品的方法。对于NGL，我们使用NYMEX原油价格作为演示目的的参考。下表中显示的TGP费用前后的平均实现价格代表了我们在所示期间NGL的近似复合每桶价格。


截至2022年6月30日的三个月	纽约商品交易所平均价格		TGP费用前的平均实现价格		TGP费用前的平均实现百分比		平均TGP费用(1)		扣除TGP费用后的平均实现价格		TGP费用后的平均实现百分比
原油（每桶）	$	108.41	$	108.24	100	%	$	2.37	$	105.87	98	%
天然气（每MMBtu）	7.17		5.58		78	%	0.22		5.36		75	%
NGL（每桶）	108.41		34.99		32	%	—		34.99		32	%
原油当量（每桶油当量）	83.05		57.81		70	%	1.26		56.55		68	%

截至2022年3月31日的三个月	纽约商品交易所平均价格		TGP费用前的平均实现价格		TGP费用前的平均实现百分比		平均TGP费用(1)		扣除TGP费用后的平均实现价格		TGP费用后的平均实现百分比
原油（每桶）	$	94.29	$	93.93	100	%	$	2.69	$	91.24	97	%
天然气（每MMBtu）	4.95		3.78		76	%	0.23		3.55		72	%
NGL（每桶）	94.29		34.70		37	%	—		34.70		37	%
原油当量（每桶油当量）	68.40		49.23		72	%	1.42		47.81		70	%

截至2022年6月30日的六个月	纽约商品交易所平均价格		TGP费用前的平均实现价格		TGP费用前的平均实现百分比		平均TGP费用(1)		扣除TGP费用后的平均实现价格		TGP费用后的平均实现百分比
原油（每桶）	$	101.35	$	101.65	100	%	$	2.52	$	99.13	98	%
天然气（每MMBtu）	6.06		4.74		78	%	0.22		4.52		75	%
NGL（每桶）	101.35		34.86		34	%	—		34.86		34	%
原油当量（每桶油当量）	75.76		53.90		71	%	1.33		52.57		69	%

截至2021年6月30日的六个月	纽约商品交易所平均价格		TGP费用前的平均实现价格		TGP费用前的平均实现百分比		平均TGP费用(1)		扣除TGP费用后的平均实现价格		TGP费用后的平均实现百分比
原油（每桶）	$	61.96	$	60.92	98	%	$	3.32	$	57.60	93	%
天然气（每MMBtu）	2.76		2.29		83	%	0.11		2.18		79	%
NGL（每桶）	61.96		20.61		33	%	—		20.61		33	%
原油当量（每桶油当量）	42.91		30.19		70	%	1.32		28.87		67	%

____________

(1)平均TGP费用不包括截至2022年6月30日和2022年3月31日止三个月的未使用公司运输费，分别为每桶油当量0.12美元和每桶油当量0.14美元，以及截至2022年6月30日和2021年止六个月的每桶油当量0.13美元和0.12美元，分别。

与截至2022年3月31日止三个月相比，我们截至2022年6月30日止三个月的原油、天然气和NGL的平均变现百分比相对持平。

与2021年同期相比，截至2022年6月30日止六个月，我们的原油平均变现百分比有所增加，这主要是由于对原油的需求增加、全球供应中断和地缘政治问题。在

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此外，我们实现了与2022年原油销售合同的差异改善。与截至2021年6月30日止六个月相比，截至2022年6月30日止六个月的天然气平均变现百分比下降由于恶劣的天气条件导致2021年2月的强劲定价。

商品价格风险管理

我们使用商品衍生工具来管理原油和天然气价格的波动，包括我们估计的原油和天然气产量的一部分的项圈、固定价格交换和基差保护交换。对于我们的商品交易所，我们最终实现与掉期相关的固定价格价值。看附注5-商品衍生金融工具在第1项。财务报表包括在本报告其他地方，以总结我们截至2022年6月30日的衍生品头寸。

商品价格风险管理净额包括我们衍生工具到期时的现金结算，以及与我们的原油和天然气生产相关的未结算商品衍生品的公允价值变动。

商品衍生工具的净结算基于我们商品衍生工具结算日的原油和天然气指数价格与结算月份的相应执行价格之间的差异在我们进行商品衍生品交易时建立的。未结算商品衍生工具公允价值变动净额包括商品衍生工具期初公允价值增减净额期内结算的，以及期内或适用期间签订的任何新合同开始时未结算商品衍生品的公允价值变动净额。期内未结算商品衍生品公允价值的净变动主要与原油和天然气远期价格曲线的变化以及某些差异的变化有关。

下表列出了包含在商品价格风险管理中的未结算衍生工具的净结算和公允价值变动净额，净额：


	三个月结束				六个月结束
	2022年6月30日		2022年3月31日		2022年6月30日		2021年6月30日
	（百万）
商品价格风险管理收益（损失），净额：
商品衍生工具的净结算：
原油项圈和固定价格交易	$	(231.4)	$	(131.1)	$	(362.5)	$	(68.4)
天然气项圈和固定价格交换	(75.7)		(28.1)		(103.8)		(7.5)
天然气基础保护交易所	8.4		(2.3)		6.1		(9.9)
商品衍生工具的总净结算	(298.7)		(161.5)		(460.2)		(85.8)
未结算商品衍生工具公允价值变动：
包括在前期商品衍生工具公允价值变动中的结算重分类	173.9		100.2		174.9		(5.4)
原油项圈和固定价格交易	(6.6)		(373.6)		(308.0)		(329.5)
天然气项圈和固定价格交换	41.4		(140.6)		(71.0)		(67.7)
天然气基础保护交易所	(12.0)		7.4		(5.7)		(1.1)
未结算商品衍生工具公允价值变动净额	196.7		(406.6)		(209.8)		(403.7)
商品价格风险管理总收益（损失），净额	$	(102.0)	$	(568.1)	$	(670.0)	$	(489.5)

截至2022年6月30日和2022年3月31日止三个月以及截至2022年6月30日和2021年6月30日止六个月期间，商品价格持续上涨对我们商品衍生品的公允价值和结算产生整体不利影响。

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租赁经营费用

截至2022年6月30日止三个月的租赁运营费用（“LOE”）增加30%至7,060万美元，而截至2022年3月31日止三个月的租赁运营费用为5,420万美元。LOE的同比增长主要是由于（i）Great Western Acquisition增加了约700万美元，水处理增加了480万美元，由于商品价格上涨和通货膨胀，以及Wattenberg盆地的额外环境成本为180万美元，这两个盆地的油井和泵车服务。截至2022年6月30日止三个月，每桶油当量的LOE从截至2022年3月31日止三个月的3.02美元增加9%至3.30美元。每个BOE的LOE增加主要是由于上述额外成本。

截至2022年6月30日止六个月的LOE增加48%至1.248亿美元，而截至2021年6月30日止六个月的LOE为8420万美元。LOE同比增加的主要原因是：（i）Great Western Acquisition增加了700万美元，（二）两个盆地的活动增加导致活动和工资成本增加了1280万美元，（三）化学处理增加了1140万美元，由于商品价格上涨和通货膨胀导致的水处理和环境成本，以及由于修井活动的时间安排主要集中在特拉华盆地，修井费用增加了620万美元。每个BOE的LOE从截至2021年6月30日止六个月的2.54美元增加25%至截至2022年6月30日止六个月的3.17美元，增加的主要原因是上述额外成本。

生产税

生产税主要包括遣散税和从价税，与原油、天然气和NGL的销售直接相关，通常按净收入的百分比进行评估。有时，这些税收的法定税率会根据某些抵免进行调整，这些抵免是根据每年的活动水平和相对商品价格确定的。

截至2022年6月30日止三个月的生产税增加42%至8,930万美元，而截至2022年3月31日止三个月的生产税为6,290万美元。截至2022年6月30日止三个月，每桶油当量的生产税增加19%至4.17美元，而截至2022年3月31日止三个月的生产税为3.51美元。生产税的增加主要是由于大Western Acquisition带来的产量增加以及不同时期原油、天然气和NGL价格上涨。

截至2022年6月30日止六个月的生产税增加170%至1.522亿美元，而截至2021年6月30日止六个月的生产税为5,650万美元。截至2022年6月30日止六个月，每桶油当量的生产税增加128%至3.87美元，而截至2021年6月30日止六个月的生产税为1.70美元。生产税的增加主要是由于不同时期的原油、天然气和NGL价格上涨以及Great Western Acquisition带来的额外产量。

运输、采集和加工费用

截至2022年6月30日止三个月的TGP费用增加6%至2,960万美元，而截至2022年3月31日止三个月的费用为2,800万美元。期间TGP费用的增加主要是由于Great Western Acquisition带来的额外产量增加了170万美元.截至2022年6月30日止三个月，每桶油当量的TGP费用下降12%至1.38美元，而截至2022年3月31日止三个月的费用为1.56美元。期间每个BOE的TGP费用减少主要是由于收购的Great Western产品的TGP费率降低。

截至2022年6月30日止六个月的TGP费用增加21%至5,760万美元，而截至2021年6月30日止六个月的费用为4,770万美元。期间TGP费用的增加主要是由于2022年Great Western收购带来的额外产量增加了170万美元，以及特拉华盆地的天然气加工量和费率增加了1050万美元。截至2022年6月30日止六个月，每桶油当量的TGP费用增加1%至1.46美元，而截至2021年6月30日止六个月为1.44美元。与2021年同期相比，截至2022年6月30日止六个月的每桶油当量TGP费用相对持平，原因是较低的TGP费率对收购的Great Western生产的净影响被较高的天然气加工成本所抵消。

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财产和设备减值

截至2022年6月30日或2022年3月31日止三个月或截至2022年6月30日或2021年6月30日止六个月，我们未确认与已探明和未探明油气资产相关的重大减值支出。如果原油价格下跌，或者我们更改影响未来净现金流量的其他估计（例如储量、价格差异、未来运营和/或开发成本），我们已探明和未探明的石油和天然气资产可能会在未来期间遭受额外减值。

一般及行政开支

一般及行政开支截至2022年6月30日止三个月的4,560万美元增长34%，而截至2022年3月31日止三个月的3,410万美元，主要是由于2022年第二季度确认的与Great Western Acquisition相关的交易和过渡成本为1,300万美元。

截至2022年6月30日止六个月的一般和行政费用增加22%至7,980万美元，而截至2021年6月30日止六个月的费用为6,550万美元，主要是由于与Great Western Acquisition相关的1300万美元交易和过渡成本在2022年第二季度确认。

折旧、损耗和摊销费用

与原油和天然气资产相关的DD & A费用与探明储量和产量直接相关。截至2022年6月30日止三个月，与原油和天然气资产相关的DD & A费用为1.891亿美元，而截至2022年3月31日止三个月为1.493亿美元。DD & A费用的增加是主要是由于（i）不同时期的产量增加了19%，加权平均DD & A费用率增加，主要是由于从Great Western收购的已探明原油和天然气资产的公允价值以及2022年第二季度投产的油井的资本化成本。

截至2022年6月30日止六个月，与原油和天然气资产相关的DD & A费用为3.384亿美元，而2021年可比期间为3.050亿美元。DD & A总费用的增加主要是由于自2021年第二季度以来，不同时期的产量和投产井的资本化成本增加了19%，部分抵消了由于我们截至2021年12月31日的储备数量增加，加权平均DD & A费用率下降。

与原油和天然气资产相关的DD & A费用的同比变化主要是由于以下原因：


	之间的变化
	2022年3月31日- 2022年6月30日		2021年6月30日- 2022年6月30日
	（百万）
产量增加（减少）	$	29.2	$	57.4
加权平均折旧、损耗和摊销率的增加（减少）	10.7		(24.0)
与原油和天然气资产相关的DD & A费用的总增加（减少）	$	39.9	$	33.4

下表列出了我们在所示期间原油和天然气资产的每桶油当量DD & A费用率：


	三个月结束				六个月结束
	2022年6月30日		2022年3月31日		2022年6月30日		2021年6月30日
	（每英国央行）
经营区域/区域
瓦滕贝格球场	$	8.52	$	8.00	$	8.28	$	9.10
特拉华盆地	10.68		10.33		10.52		9.89
总加权平均DD & A费用率	8.83		8.33		8.60		9.20

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利息支出，净额

利息支出，净增加截至2022年6月30日止三个月的收入为460万美元至1,760万美元，而截至2022年3月31日止三个月的收入为1,290万美元。增加的主要原因是增加了540万美元，这与我们在2022年第二季度的循环信贷额度下增加的借款有关，用于为Great Western收购的购买价格的现金部分提供资金。

截至2022年6月30日止六个月的利息支出净额减少860万美元至3,050万美元，而截至2021年6月30日止六个月的利息支出为3,910万美元。减少的主要原因是我们的2021年可转换票据于2021年9月到期和赎回减少了600万美元，以及我们的2025年优先票据的全部赎回和12月部分赎回2024年优先票据减少了930万美元和2021年11月，分别。减少的部分被550万美元抵消，这与我们在2022年循环信贷额度下增加的借款有关，用于为Great Western收购的购买价格的现金部分提供资金。

讨价还价的收益

在截至2022年6月30日的三个月和六个月中，我们确认了对Great Western Acquisition的廉价收购的1.003亿美元收益，扣除相关所得税3150万美元。有关其他信息，请参阅注2-业务合并本报告其他地方包含的简明合并财务报表。

准备金

截至2022年6月30日和2022年3月31日止三个月，我们分别记录了1.280亿美元的所得税费用，不包括1.003亿美元的议价购买离散收益和120万美元，实际所得税率为18.5%税前收入拨备，和3.9%的税前亏损准备金。

截至2022年6月30日和2021年6月30日止六个月，我们分别记录了1.292亿美元的所得税费用，不包括1.003亿美元的议价购买离散收益和10万美元，实际所得税率为19.6%税前收入拨备，和0.2%的税前亏损准备金。由于估值备抵或估值备抵对我们递延所得税资产的变化的影响，实际税率不同于将21%的法定美国联邦所得税税率应用于税前亏损所提供的金额。

递延所得税资产（“DTA”）的最终变现取决于这些暂时性差异可抵扣期间未来应纳税所得额的产生。在每个报告期，管理层在进行此评估时都会考虑结转期间的可用税款、现有应税暂时性差异的未来转回、税务规划策略和预计的未来应税收入。我们的石油和天然气资产减值和累计税前亏损是导致我们从2020年1月1日开始继续针对DTA提供估值准备的关键考虑因素，因为我们之前无法得出结论，我们的DTA更有可能在未来期间完全实现。

截至2022年6月30日止期间，有足够的正面证据使我们能够得出结论，即我们的DTA更有可能实现且不再需要估值准备。正如我们之前在2021年10-K表中披露的那样，我们对净联邦递延所得税资产维持了估值备抵，并将继续这样做，直到有足够的正面证据支持该备抵的逆转。第二季度，大宗商品价格持续走高增加了我们的收入，导致近年来累计亏损的客观负面证据逆转，我们确定我们有足够的正面证据来释放估值准备。因此，我们针对递延所得税资产发放了2240万美元的估值备抵，并确认了截至2022年6月30日止期间所得税费用的相应减少。估价津贴的剩余部分34.2美元万元将确认为2022年下半年所得税费用的减少。

鉴于最近石油和天然气价格的改善以及基于我们当前生产预测的假设，我们估计我们将在2023年产生大量现金联邦和州所得税。

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净收入（亏损）/调整后净收入（亏损）

分别影响截至2022年6月30日和2022年3月31日止三个月的净收入6.624亿美元和净亏损3200万美元的因素，上文分别讨论了截至2022年6月30日和2021年6月30日止六个月的净收入6.304亿美元和净亏损9610万美元。

截至2022年6月30日和2022年3月31日止三个月的调整后净收入（一项非美国公认会计原则财务指标）分别为5.021亿美元和3.586亿美元，截至2022年6月30日止六个月的调整后净收入分别为7.982亿美元和3.076亿美元和2021年6月30日。除了未结算商品衍生品的公允价值受税收影响的净变化（如适用）外，相同的因素影响了调整后的净收入（亏损）。看非美国的对账GAAP财务指标下面更详细地讨论这些非美国GAAP财务指标以及这些指标与最具可比性的美国GAAP指标的对账。

财务状况、流动性和资本资源

概述

我们的主要流动资金来源是现金和现金等价物、经营活动产生的现金流量、循环信贷额度未使用的借款能力、债务和股权资本市场交易筹集的资金以及其他来源，例如资产出售。

我们经营活动现金流的主要来源是原油、天然气和NGL的销售。我们经营现金流的波动主要是由商品价格和产量变化驱动的。商品价格历来波动，我们通过使用商品衍生工具来管理部分波动。我们订立自工具日期起不超过五年的商品衍生工具。我们的循环信贷额度对我们可以对冲的生产量施加了限制，我们可能会选择不对允许的最大金额进行对冲。因此，由于我们未来生产的剩余非对冲部分，我们的经营活动现金流量可能仍会出现波动。

我们可能会将可用流动资金用于经营活动、资本投资、营运资金需求、收购、资本回报和一般公司用途。我们维持一项重要的资本投资计划来执行我们的开发计划，这要求在新开发井的初始生产之前的时期内进行资本支出。有时，这些活动可能会导致营运资金赤字；然而，我们认为截至2022年6月30日的营运资金赤字并不表明缺乏流动性。截至2022年6月30日，我们的营运资金赤字为10.90亿美元，截至2021年12月31日为4.615亿美元。自2021年12月31日以来营运资金赤字增加的主要原因是衍生工具净负债公允价值增加4.007亿美元，以及Great Western Acquisition导致营运资金项目净赤字。我们打算继续管理我们的流动性通过各种方式建立头寸，包括通过从运营中产生现金流、投资于具有优惠回报率的项目、通过使用积极的商品衍生品对冲计划保护我们预期销售的一部分的现金流，利用我们的循环信贷安排下的借贷能力，以及不时的资本市场交易（如有必要）。

有时，我们可能会寻求使用现金或通过其他债务或股权证券的交换、公开市场购买、私下协商交易或其他方式偿还、偿还或回购我们的未偿债务。

流动性

截至2022年6月30日，我们的现金和现金等价物为3850万美元，循环信贷额度下的可用资金为7.246亿美元，截至2022年6月30日的总流动资金头寸为7.631亿美元。借款基础主要基于分配给我们原油和天然气权益应占探明储量的贷款价值。

我们的重大短期和长期现金需求主要包括资本支出、合同义务的支付、股息、股票回购和营运资金义务。如果商品价格继续上涨，我们的营运资金需求可能会因运营成本上升和未完成商品衍生品合约的负结算而增加。这些要求的资金可以通过我们之前概述的资本资源的任何组合提供。

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作为Great Western收购的结果，我们代表Great Western支付了3.612亿美元，以支付和解除Great Western 2025年到期的12%优先担保票据，包括未付的应计利息和提前终止的溢价。此外，我们还清了Great Western总计2.357亿美元的担保信贷额度，包括未付的应计利息。Great Western债务的终止是通过手头现金和我们循环信贷额度下的可用性相结合的方式提供资金的。

根据我们目前对2022年的产量预测，我们预计2022年的运营现金流（扣除预期的联邦和州所得税现金）将超过我们对原油和天然气资产的资本投资。此外，根据我们预期的经营现金流、我们的现金和现金等价物以及我们循环信贷额度下的可用性，我们相信我们将有足够的可用资金在提交本文件后的12个月期间为我们的计划活动提供资金。报告。我们还相信，我们将有足够的预期经营现金流来执行我们的资本回报计划。未来对普通股的回购或股息支付将取决于我们董事会的批准，并将取决于我们的收益水平、财务要求和董事会认为相关的其他因素。

我们对各种合同和其他义务超过12个月的重大现金需求包括债务义务和利息支付；商品衍生合同负债；生产税；经营和融资租赁；资产报废义务；以及稳固的运输和加工协议。自2021年12月31日起，我们的合同义务产生的重大现金需求没有重大变化。

2022年4月，作为我们2022年半年度借款基数重新确定的一部分，借款基数从24亿美元增加到30亿美元；然而，我们维持了15亿美元的选定承诺金额。循环信贷工具包含此类协议惯用的契约，其中最严格的是每季度进行的某些财务测试。根据循环信贷安排定义的财务测试包括要求（a）维持1.0：1.0的最低流动比率和（b）不超过3.5：1.0的最大杠杆比率。就流动比率契约而言，循环信贷安排对流动资产总额的定义，除了根据美国公认会计原则呈列的流动资产外，还包括循环信贷安排下未使用的承诺。此外，流动比率契约计算使我们能够从美国公认会计原则总额中排除长期债务和其他短期贷款的当前部分流动负债金额。因此，根据美国公认会计原则存在营运资金赤字并不一定表示违反流动比率契约。于2022年6月30日，我们遵守了循环信贷安排中的所有契约，流动比率为1.3：1.0，杠杆比率为0.7：1.0。

我们预计在提交本报告后的12个月内将继续遵守我们的信贷安排和我们的优先票据下的契约。

现金流

我们的经营、投资和融资活动产生的现金流量如下：


	六个月结束
	2022年6月30日		2021年6月30日
	（以千计）
经营活动产生的现金流量	$	1,236,381	$	577,366
投资活动产生的现金流量	(1,606,459)		(236,126)
筹资活动产生的现金流量	382,907		(234,114)
现金及现金等价物的净增（减）额	$	12,829	$	107,126

经营活动。我们经营活动产生的现金流量净额主要受商品价格、产量、商品衍生品头寸的净结算、运营成本以及一般和管理费用的影响。截至2022年6月30日止六个月，经营活动产生的现金流量增加6.590亿美元至12.364亿美元，而截至2021年6月30日止六个月的现金流量为5.774亿美元。期间之间的增长主要是由于原油、天然气和NGL销售收入增加了11.188亿美元，以及供应商付款的时间安排。这些增加被衍生品结算损失增加3.745亿美元、生产税增加9570万美元以及不同时期应收账款的时间安排部分抵消。

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调整后的经营现金流是一项非美国公认会计原则的财务指标，增加了截至2022年6月30日止六个月的5.905亿美元从截至2021年6月30日止六个月的6.430亿美元增至12.335亿美元。增加的主要原因是上述经营活动提供的现金流量变动因素，不考虑现金支付和资产负债收取的时间。截至2022年6月30日止六个月，调整后自由现金流（一项非美国公认会计原则财务指标）增加3.811亿美元至7.225亿美元，而截至2021年6月30日止六个月为3.414亿美元。期间之间的增长主要是由于经营活动产生的现金流量增加，如上所述，部分被我们的2022年开发计划和大Western Acquisition导致的原油和天然气资产资本投资增加所抵消。

看非美国的对账GAAP财务指标下面，更详细地讨论这些非美国GAAP财务指标以及这些指标与最具可比性的美国GAAP指标的对账。

投资活动。由于油井的原油和天然气产量在生产的前几年迅速下降，我们需要继续投入大量资金以维持和增加我们的产量并替换我们的原油和自然资源储备。如果资本不可用或在未来受到限制，我们将仅限于我们的循环信贷额度下的运营现金流和流动性，作为我们资本投资的资金来源。

投资活动产生的现金流量主要包括原油和天然气资产的收购、勘探和开发，扣除原油和天然气资产的处置。截至2022年6月30日止六个月，用于投资活动的现金净额为16.065亿美元，主要是由于完成Great Western Acquisition以及我们的钻井和完井活动5.336亿美元相关的10.682亿美元.截至2021年6月30日止六个月，用于投资活动的现金净额为2.361亿美元，主要与我们2.403亿美元的钻井和完井活动有关，部分被出售某些物业和设备的440万美元收益所抵消。

融资活动。截至6月30日止六个月，用于融资活动的现金净额为3.829亿美元，2022年主要是由于（i）我们的信贷融资净借款7.55亿美元，用于支付Great Western收购的现金部分，并终止Great Western的债务，根据我们的股票回购计划以2.95亿美元回购4.3股普通股，以及支付总额为5920万美元的股息。根据当前的市场状况，我们普通股的回购可能会持续到2023年底，但董事会可以随时选择暂停或终止该计划，包括在未达到某些股价参数的情况下。截至2022年6月30日，在批准的12.5亿美元中，仍有9.781亿美元可用于根据该计划进行回购。未来对普通股的回购或股息支付将取决于我们董事会的批准，并取决于我们的收益水平，财务要求，以及我们董事会认为相关的其他因素。

截至2021年6月30日止六个月，用于融资活动的现金净额为2.341亿美元，主要是由于我们对信贷额度的净还款额为1.680亿美元，根据我们的股票回购计划回购和报废130万股普通股，总额为4770万美元，股息支付总额为1190万美元。

附属担保人

PDC Permian，Inc.，一家特拉华州公司（“Permian”）和Pioneer Water Pipeline LLC，一家特拉华州有限责任公司（“Pioneer”，与“Permian”一起称为“担保人”），各自为全资子公司，保证我们在2024年优先票据和2026年优先票据（统称为“优先票据”）下的义务。二叠纪持有我们位于特拉华盆地的资产。Pioneer持有位于瓦滕贝格盆地的某些水中游资产。优先票据由担保人在连带及个别基础上提供全面及无条件担保。只有在某些惯例条件发生时，担保才会在有限的情况下解除。

管理优先票据的契约包含惯常的限制性契约，其中包括限制我们的能力和我们受限制的子公司的能力：（i）产生额外的债务，包括在我们的循环信贷额度下，对我们的股本进行某些投资或支付股息或分配，或购买、赎回或退还股本，出售资产，包括我们受限子公司的股本，限制支付股息或其他付款我们的受限子公司，（v）设立担保债务的留置权，与附属公司进行交易，以及与另一家公司合并或合并。

PDC Energy, Inc.

以下汇总的附属担保人财务信息是根据与我们的简明综合财务报表相同的会计基础编制的。对子公司的投资采用权益法核算。


	截至/六个月结束				截至/年终
	2022年6月30日				2021年12月31日
	发行人		担保人		发行人		担保人
	（百万）
物业、厂房及设备
流动资产	$	678.2	$	110.1	$	402.6	$	56.0
公司间应收账款，担保子公司	—		161.8		—		40.8
投资担保子公司	1,767.2		—		1,767.2		—
财产和设备，净	6,070.7		1,017.1		3,875.0		939.9
其他非流动资产	95.0		5.2		58.5		4.8

负债
流动负债	$	1,786.5	$	91.8	$	862.5	$	57.6
公司间应付账款	161.8		—		27.9		—
长期负债	1,698.0		—		942.1		—
其他非流动负债	760.9		168.3		392.3		172.0

操作说明
原油、天然气和NGL销售	$	1,752.9	$	367.1	$	2,163.1	$	389.5
商品价格风险管理收益（损失），净额	(670.0)		—		(701.5)		—
总收入	1,085.9		369.1		1,464.5		391.4
生产成本	534.5		142.1		892.4		189.0
毛利(1)	1,218.4		225.0		1,270.7		200.4
财产和设备减值	0.6		0.9		0.4		—
净收入（亏损）	408.2		222.2		327.7		194.9

____________

(1)毛利按原油、天然气和NGL销售减去生产成本计算。

最近的会计公告

截至2022年6月30日，没有采用对我们产生潜在影响的重大新会计准则或新会计公告。

关键会计政策和估计

根据美国公认会计原则编制随附的简明合并财务报表要求管理层在做出影响资产和负债报告金额、或有资产和负债披露以及收入和费用报告金额的估计和假设时使用判断。

我们的关键会计政策和估计或这些关键会计政策中使用的基本会计假设和估计与合并财务报表中披露的相比没有重大变化以及我们于2022年2月28日向美国证券交易委员会提交的2021年10-K表格中包含的随附说明。

PDC Energy, Inc.

非美国的对账GAAP财务指标

我们使用“调整后的经营现金流”、“调整后的自由现金流（赤字）”、“调整后的净收入（亏损）”和“调整后的EBITDAX”，非美国公认会计原则财务指标，用于内部管理报告，在评估期间-期间的变化，并在某些情况下，就可能的未来结果提供公共指导。此外，我们相信这些是我们基本业务的衡量标准，对我们、投资者、贷方和其他各方在评估我们相对于同行的业绩以及评估收购机会和资本支出项目时有用。这些补充措施不是美国公认会计原则下的财务业绩衡量标准，应作为净收入（亏损）或经营现金流的补充而非替代，投资或融资活动，不应被视为根据美国公认会计原则报告的流动性指标或现金流量指标。我们使用的非美国GAAP财务指标可能不会与其他公司报告的类似标题的衡量标准具有可比性。未来，我们可能会披露不同的非美国公认会计原则财务指标，以帮助我们和我们的投资者更有意义地评估和比较我们未来的经营业绩与我们之前报告的经营业绩。我们强烈鼓励投资者全面审查我们的财务报表和公开提交的报告，不要依赖任何单一的财务指标。

调整后的经营现金流和调整后的自由现金流（赤字）。我们认为，调整后的经营现金流可以为我们经营现金流趋势的驱动因素提供额外的透明度，例如生产、已实现的销售价格和经营成本，因为它不考虑经营资产和负债的结算时间。我们认为调整后的自由现金流（赤字）提供了额外的信息这可能有助于投资者分析我们从现有石油和天然气资产基础的经营活动中产生现金以资助勘探和开发活动以及在相关交易发生期间向股东返还资本的能力。我们从该措施中排除了与石油和天然气资产的收购和剥离相关的现金收入和支出以及其他资产和设备的资本支出，这些支出不反映我们现有生产资产的持续活动产生或使用的现金，并且，在收购和剥离的情况下，可能根据它们对我们的业绩和流动性的影响单独评估。调整后的自由现金流是流动性的补充衡量标准，不应被视为运营现金流的替代品，因为它不包括某些所需的现金支出。例如，我们可能有强制性偿债要求或其他非酌情支出，这些支出未从调整后的自由现金流量指标中扣除。

我们无法提供前瞻性调整后现金流的对账，因为计算的组成部分，包括营运资金账户的波动，本质上是不可预测的。此外，以提供有意义的对账所需的精度来估计最直接可比的GAAP衡量标准是极其困难的，如果没有不合理的努力就无法实现。我们认为，调整后现金流的前瞻性估计对投资者很重要，因为它们有助于分析我们从运营中产生现金的能力。

调整后的净收入（亏损）。我们认为，调整后的净收入（亏损）为经营趋势提供了额外的透明度，例如生产、已实现的销售价格、经营成本和商品衍生品合约的净结算，因为它不考虑我们未结算的商品衍生品合约公允价值的净变化导致的按市值调整导致的净收入（亏损）变化，并且这些变化并不直接反映我们的经营业绩。

调整后的EBITDAX。我们认为，调整后的EBITDAX为经营趋势提供了额外的透明度，因为它反映了我们资产的财务业绩，而不考虑融资方法、资本结构、会计方法或历史成本基础。此外，由于调整后的EBITDAX不包括某些非现金费用，我们认为这不是收入的衡量标准，而是衡量我们的流动性和为勘探、开发和收购产生足够现金以及偿还债务的能力。

PDC Energy, Inc.

下表列出了我们在所示期间的每项非美国GAAP财务指标与其最具可比性的美国GAAP指标的对账：


	三个月结束				六个月结束
	2022年6月30日		2022年3月31日		2022年6月30日		2021年6月30日
	（百万）
经营现金流到调整后经营现金流和调整后自由现金流：
经营活动产生的净现金	$	747.4	$	489.0	$	1,236.4	$	577.4
资产和负债的变化	(52.7)		49.8		(2.9)		65.6
调整后的经营现金流	694.7		538.8		1,233.5		643.0
开发原油和天然气资产的资本支出	(346.7)		(187.0)		(533.7)		(240.3)
中游资产的资本支出	(3.0)		—		(3.0)		—
与油气开发活动和中游资产资本支出相关的应付账款变动	58.8		(33.1)		25.7		(61.3)
调整后的自由现金流	$	403.8	$	318.7	$	722.5	$	341.4

净收入（亏损）到调整后的净收入（亏损）：
净收入（亏损）	$	662.4	$	(32.0)	$	630.4	$	(96.1)
商品衍生工具的损失（收益）	102.0		568.1		670.0		489.5
商品衍生工具的净结算	(298.7)		(161.6)		(460.3)		(85.8)
上述调整的税收影响(1)	36.4		(15.9)		(41.9)		—
调整后净收入（亏损）	$	502.1	$	358.6	$	798.2	$	307.6

调整后EBITDAX的净收入（亏损）：
净收入（亏损）	$	662.4	$	(32.0)	$	630.4	$	(96.1)
商品衍生工具的损失（收益）	102.0		568.1		670.0		489.5
商品衍生工具的净结算	(298.7)		(161.6)		(460.3)		(85.8)
非现金股票薪酬	7.2		5.5		12.8		11.5
利息支出，净额	17.6		12.9		30.5		39.1
所得税费用（收益）	128.0		1.2		129.2		(0.1)
财产和设备减值	0.5		0.9		1.5		0.3
勘探、地质和地球物理费用	0.3		0.3		0.6		0.6
折旧、损耗和摊销	191.1		151.1		342.1		309.0
资产报废义务的增加	3.4		3.0		6.3		6.4
出售财产和设备的损失（收益）	0.5		(0.1)		0.4		(0.3)
调整后的EBITDAX	$	814.3	$	549.3	$	1,363.5	$	674.1

经营活动产生的现金到调整后的EBITDAX：
经营活动产生的净现金	$	747.4	$	489.0	$	1,236.4	$	577.4
讨价还价的收益	100.3		—		100.3		—
利息支出，净额	17.6		12.9		30.5		39.1
债务折价、溢价和发行成本的摊销和核销	(1.3)		(1.4)		(2.7)		(7.7)
勘探、地质和地球物理费用	0.3		0.3		0.6		0.6
其他	2.7		(1.3)		1.3		(0.9)
资产和负债的变化	(52.7)		49.8		(2.9)		65.6
调整后的EBITDAX	$	814.3	$	549.3	$	1,363.5	$	674.1

_____________

(1)由于针对我们的递延税项资产净额记录了全额估值备抵，因此截至2021年6月30日止六个月没有税收影响。

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第3项。关于市场风险的定量和定性披露

市场敏感工具和风险管理

我们面临与利率风险、商品价格风险和信用风险相关的市场风险。最近的通胀趋势和经济衰退的可能性可能会影响这些市场风险中的每一个。我们已经建立了风险管理流程来监控和管理这些市场风险。

利率风险

利率的变化会影响我们从计息现金、现金等价物和受限制现金账户中赚取的利息金额，以及我们在循环信贷额度下为借款支付的利息。我们的2024年优先票据和2026年优先票据具有固定利率，因此近期利率变化不会使我们面临收益或现金流损失的风险；然而，利率的近期变化可能会影响我们固定利率债务的公允价值。

截至2022年6月30日，我们的循环信贷额度下有7.55亿美元的未偿还借款。如果市场利率上升或下降1%，我们截至2022年6月30日止六个月的利息支出将发生约150万美元的变化。

商品价格风险

我们面临原油、天然气、天然气基础和NGL市场价格不利变化的潜在损失风险。多年来，石油和天然气生产的定价一直波动且不可预测，我们预计这种波动将在未来持续。我们收到的生产价格取决于我们无法控制的许多因素。根据既定政策和程序，我们使用商品衍生工具管理与这些市场波动相关的部分风险。这些工具帮助我们更确定地预测我们将从对冲生产中获得的有效原油和天然气价格。我们相信我们的商品衍生品政策和程序在实现我们的风险管理目标方面是有效的。

截至2022年6月30日，我们与商品价格风险衍生品相关的净负债衍生品头寸为8.963亿美元。根据截至2022年6月30日的敏感性分析，我们估计在我们拥有商品衍生品的整个期间，天然气、原油价格和NGL价格的丙烷部分（包括基差）将上涨10%，将导致我们的净衍生负债的公允价值增加2.227亿美元，而价格下降10%将导致我们的净衍生负债的公允价值减少2.245亿美元。我们的净衍生负债公允价值的潜在增加将在经营报表中记录为亏损。我们目前无法估计我们的商品衍生品合约的市场价值变化对未来期间收益的影响。

信用风险

信用风险是指如果交易对手未能履行其合同义务，我们将遭受的损失。我们试图通过分散交易对手风险来降低信用风险。当面临重大信用风险时，我们会在签订协议之前分析交易对手的财务状况，建立信用额度并持续监控这些额度的适当性。我们通过我们的信用委员会监控重要交易对手的信誉，该委员会利用多种定性和定量工具来评估信用风险，并在必要时采取缓解措施。虽然我们相信我们的信用风险分析和监控程序是合理的，但没有多少分析可以保证我们的交易对手的表现。

我们主要使用作为我们循环信贷工具贷方的金融机构作为我们衍生金融工具的交易对手。信贷市场的中断、商品价格的变化和其他因素可能对一些金融机构产生重大的不利影响。迄今为止，我们的商品衍生金融工具没有出现重大的交易对手违约损失。

我们的原油、天然气和NGL销售集中在少数主要是大客户。这将我们的信用风险敞口集中在少数大客户身上。我们不要求我们的客户提供抵押品，我们的重要客户无法履行对我们的义务或他们的破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。

PDC Energy, Inc.

限制披露

由于上述信息仅包括2022年6月30日存在的风险敞口，因此未考虑该日期之后可能出现的风险敞口或头寸。因此，我们在利率和商品价格波动方面的最终实现收益或损失将取决于期内出现的风险敞口、我们当时的商品价格风险管理策略以及当时的利率和商品价格。

PDC Energy, Inc.

第4项。控制和程序

披露控制和程序的评估

截至2022年6月30日，我们在包括首席执行官和首席财务官在内的管理层的监督和参与下进行了评估，《交易法》第13a-15（e）条和第15d-15（e）条规定的披露控制和程序的设计和操作的有效性。根据评估结果，首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序自2022年6月30日起生效。

财务报告内部控制的变化

截至2022年6月30日止季度，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对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

第二部分

第1项。法律诉讼

有关我们法律程序的更多信息，请参见附注11-承诺和或有事项本报告其他地方包含的简明合并财务报表。

环境的。由于石油和天然气行业的性质，我们面临环境风险。我们有各种政策和程序来最大限度地减少和减轻环境污染的风险。我们进行定期审查和模拟演习，以确定我们环境风险状况的变化。当过去事件造成的环境损害很可能发生并且成本可以合理估计时，就会记录负债。除本文所述外，我们不知道截至2022年6月30日存在任何尚未提供或将对我们的财务报表产生重大影响的重大环境索赔；然而，无法保证当前的监管要求不会改变，或者不会在我们的物业上发现过去不遵守环境法律或其他环境责任的未知潜在情况。应计环境负债记录在我们简明综合余额的其他应计费用中床单。

在对与场地退役相关的最终复垦活动进行自我审计后，我们于2019年12月正式向科罗拉多石油和天然气保护委员会（“COGCC”）披露了已确定的缺陷。为解决此问题，2021年7月，COGCC和PDC共同同意了一项行政命令（“AOC”），该命令评估了约500,000美元的罚款，其中约350,000美元被暂停，等待PDC满足AOC的某些条件。我们正在实施计划以满足AOC的要求并纠正任何已识别的缺陷。

2021年8月30日和2021年11月1日，COGCC向我们发出了与Wattenberg油田某些井的井口压力测试报告时间有关的涉嫌违规通知（“NOAV”）。根据NOAV，我们对井口压力测试和报告流程进行了全面审核。我们已经更新并将继续实施和监控我们流程的有效性和效率，以降低未来发生涉嫌违规行为的可能性。我们预计不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响。但是，潜在的罚款可能会超过300,000美元。

从2020年初开始，我们对SRC收购中收购的设施进行了全面的空气质量合规审计。通过自我审计过程，我们发现了某些缺陷，并于2021年7月向科罗拉多州公共卫生与环境部（“CDPHE”）和美国环境保护署（“EPA”）披露了这些缺陷。我们认为与确定的缺陷相关的潜在罚款和其他支出不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响，但此类罚款可能超过300,000美元。

2022年7月11日，根据2021年5月的雨水许可证审计和随后的合规咨询，我们收到了CDPHE的违规/停止和停止令（“NOV”）通知，后者于7月25日由Great Western运营公司收到，2021。在2022年5月6日收购标的资产后，我们正在与CDPHE合作，以确保持续合规并解决11月。我们预计与11月相关的潜在罚款和其他支出不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响，但此类罚款可能超过300,000美元。

清洁空气法案协议和相关同意令。我们将继续执行2017年与EPA和CDPHE签订的同意令的要求。根据协议条款，我们于2022年2月申请终止，并预计在今年晚些时候做出回应，EPA不会发表任何进一步评论或要求采取行动。在执行同意令要求的过程中，我们发现了我们在执行过程中的某些非实质性缺陷。我们将这些非实质性缺陷报告给有关当局并及时纠正。我们认为与同意令相关的罚款和支出不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响，但可能会超过300,000美元。

此外，我们未来可能会成为监管机构针对我们过去、现在或未来运营采取的其他执法行动的对象。

风险因素

我们面临许多风险。这些风险因素中的每一个都可能对我们的业务、经营业绩和财务状况以及我们普通股的投资价值产生不利影响，详见第1A项，风险因素我们的2021年10-K表格。应仔细考虑此信息以及本报告中的其他信息以及我们向SEC提交的其他报告和材料。

与我们之前在2021年10-K表中披露的风险因素相比，没有发生重大变化。

第2项。股权证券的未登记销售和收益的使用

下表列出了我们在截至2022年6月30日的三个月内购买普通股的信息：


时期		购买的股份总数(1) (2)	每股平均支付价格		总数作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票(1)	根据计划或计划可能购买的股票的近似美元价值 (1) （百万）
四月	/	714,091	$	74.22	613,658	$	1,147.4
可能		1,382,199	69.33		1,381,407	1,051.6
六月		970,777	75.74		970,777	978.1
2022年第二季度采购总额		3,067,067	72.50		2,965,842	978.1

_____________

(1)2019年，我们的董事会批准了一项计划，根据该计划，我们可以不时收购我们的普通股。截至2021年12月31日，根据股票回购计划，批准的5.25亿美元中仍有1.873亿美元可供回购。2022年2月，我们的董事会批准了一项新的股票回购计划，将总回购价值重置为12.5亿美元，我们目前预计到2023年12月31日将充分利用该计划。股票回购计划不需要收购任何特定数量的股份，我们的董事会可以随时修改或终止。

(2)股票回购计划之外的购买是指从员工那里预扣的股份，用于支付与根据我们基于股票的薪酬计划发行的证券的归属相关的纳税义务。扣留的股份不被视为根据股票回购计划回购的普通股。

第3项。高级证券违约-没有。

第4项。矿山安全披露-不适用。

第5项。其他信息-没有。

PDC Energy, Inc.

第6项。展品

引用并入

附件编号

附件说明

形式

SEC文件编号

附件

申请日期

随此提交

担保证券担保人。

31.1

首席执行官根据交易法规则第13a-14（a）条和第15d-14（a）条进行认证，根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条通过。

31.2

首席财务官根据交易法规则第13a-14（a）条和第15d-14（a）条进行认证，根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条通过。

32.1*

首席执行官和首席财务官根据美国法典第18篇的认证第1350条，根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过。

101.INS

XBRL实例文档-实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为它的XBRL标签嵌入在内联XBRL文档中

101.施

XBRL分类扩展架构文档

101.卡

XBRL分类扩展计算链接库文档

101.DEF

XBRL分类扩展定义链接库文档

101.实验室

XBRL分类扩展标签链接库文档

101.预

XBRL分类扩展演示Linkbase文档

104

封面页交互式数据文件（采用内联XBRL格式，包含在附件 101中）

*随附。

PDC Energy, Inc.

签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使以下签字人代表其签署本报告，并获得正式授权。


			PDC Energy, Inc.
			（注册人）




日期：2022年8月3日			/s/巴顿布鲁克曼
			巴顿布鲁克曼
			总裁兼首席执行官
			（首席执行官）

			/s/R. Scott Meyers
			R. Scott Meyers
			高级Vice President兼首席财务官
			（首席财务官）