美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
________________________________________
表格10-Q
________________________________________
（标记一）
☒ |
根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的季度报告 |
截至2023年9月30日的季度
或
☐ |
根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条提交的过渡报告 |
过渡时期
委员会文件编号：001-32886
____________________________________
CONTINENTAL RESOURCES，INC
（注册人在其章程中指明的确切名称）
____________________________________
俄克拉何马州 |
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73-0767549 |
（公司或组织的国家或其他管辖权） |
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（国税局雇主识别号） |
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北百老汇大街20号， |
俄克拉荷马城， |
俄克拉何马州 |
73102 |
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（主要执行办公室地址） |
（邮编） |
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(405) 234-9000
（登记人的电话号码，包括区号）
不适用
（前名称、前地址和前财政年度，如自上次报告后有所更改）
根据该法第12（b）条登记的证券：无
____________________________________
用复选标记表明登记人（1）在过去12个月内（或在要求登记人提交此类报告的较短期限内）是否提交了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天内是否遵守了此类提交要求。是¨否x
用复选标记表明登记人在过去12个月内（或在要求登记人提交此类文件的较短时间内）是否以电子方式提交了根据条例S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份交互式数据文件。是x否¨
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”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速披露公司 |
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☐ |
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加速披露公司 |
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☐ |
非加速披露公司 |
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x |
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规模较小的报告公司 |
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☐ |
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新兴成长型公司 |
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☐ |
如果是一家新兴成长型公司，请勾选注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守《交易法》第13（a）节规定的任何新的或经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（如《交易法》第12b-2条所定义）。是☐否x
截至2023年9月30日，大陆资源公司没有公开交易的普通股。
目 录
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项目1。 |
1 |
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1 |
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2 |
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3 |
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5 |
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6 |
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项目2。 |
17 |
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项目3。 |
30 |
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项目4。 |
31 |
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项目1。 |
32 |
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项目1A。 |
32 |
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项目2。 |
32 |
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项目3。 |
32 |
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项目4。 |
32 |
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项目5。 |
32 |
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项目6。 |
33 |
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34 |
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当我们提到“我们”、“我们”、“我们的”、“公司”或“大陆”时，我们指的是大陆能源公司和我们的子公司。
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原油和天然气术语
本报告可通篇使用本节所界定的术语：
“Bbl”一个储油罐，容量为42加仑液体，在此用于指原油、凝析油或天然气液体。
按两种大宗商品的平均当量能量计算，“桶油当量”，即6000立方英尺的天然气相当于一桶原油。
“Btu”英国热量单位，表示将一磅水加热1华氏度所需的能量，可以用来描述燃料的能量含量。
“完井”处理一口钻井的过程，然后安装永久性设备，用于生产原油和/或天然气。
“开发面积”指分配或分配给生产井或能够生产的井的面积。
“开发井”：在已探明的原油或天然气储层区域内钻探的井，其深度达到已知具有开采能力的地层层位的深度。
“干井”不生产经济上可生产的原油和/或天然气的勘探或开发井。
“探井”钻井是为了在未探明地区发现原油或天然气，在现有油田中发现一个新的储层而钻探的，该油田以前在另一个储层中发现有原油或天然气产量，或将已知储层延伸到已探明地区以外。
“场”由一个或多个储层组成的区域，这些储层都聚集在相同的地质构造特征或地层条件上，或与之相关。田名指的是地表面积，尽管它可能同时指地表和地下生产性地层。
“MBbl”一千桶原油、凝析油或天然气液体。
“MBoe”一千个Boe。
“mcf”一千立方英尺的天然气。
“MMBoe”100万桶油。
“MMBtu”百万英制热量单位。
“MMcf”100万立方英尺的天然气。
“原油、天然气和液化天然气销售净额”是指原油、天然气和液化天然气销售总额减去运输费用总额。此处列出的原油、天然气和天然气液体的净销售额是非公认会计原则的衡量标准。见第一部分，第2项。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析——非公认会计准则财务指标，用于对该指标的讨论和计算。
“净销价”指公司销售所得的平均净井口销售价格，扣除运输费用。净销售价格的计算方法是将一段时期的收入减去运输费用除以销售量。本文所示的净销售价格为非公认会计原则衡量标准。见第一部分，第2项。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析——非公认会计准则财务指标，用于对该指标的讨论和计算。
NGL是指天然气液体，是在天然气加工过程中分离出来的碳氢化合物产品，包括乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油。
“纽约商业交易所”。
i
“玩”在地质学家和地球物理学家确定具有潜在原油和天然气储量的区域之后，勘探和生产周期的一部分。
“已探明储量”在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出，从某一特定日期开始，从已知的储层中，在现有的经济条件、作业方法和政府规定下，原油和天然气的产量在经济上是可以生产的，除非有证据表明，延期是合理确定的。
“特许权使用费”是指原油或天然气资产所产生的一定比例的资源或收入的所有权。特许权使用费所有者不承担与钻探和生产原油或天然气资产相关的勘探、开发或运营费用。
“未开发面积”租赁未钻探或未完成钻井的面积，直至可以生产商业数量的原油和/或天然气。
“工作权益”：授予物业承租人勘探、生产和拥有原油、天然气或其他矿物的权利。运营权益所有者承担勘探、开发和运营成本，或者以现金、罚金、或者附带成本为基础。
二
为1995年《私人证券诉讼改革法案》的“安全港”条款的目的提出的警示性声明
本报告和以引用方式并入本报告的信息包括1933年《证券法》第27A条和1934年《证券交易法》第21E条含义内的“前瞻性陈述”。除历史事实陈述以外的所有陈述，包括但不限于关于公司业务的预测或预期，以及关于公司未来运营、业绩、财务状况、生产和储备、时间表、计划、发展时机、回报率、预算、成本、业务战略、目标和现金流量的陈述或信息，均为前瞻性陈述。“可能”、“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“项目”、“预算”、“目标”、“计划”、“继续”、“潜力”、“指导”、“战略”等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。
前瞻性陈述可能包括但不限于以下方面的陈述：
前瞻性陈述是基于公司目前对未来事件的预期和假设，以及关于未来事件的结果和时间的现有信息。尽管公司认为这些假设和预期是合理的，但它们在本质上受到许多商业、经济、竞争、监管和其他风险和不确定性的影响，其中大部分难以预测，而且许多超出了公司的控制范围。不能保证这种预期是正确的或实现的，也不能保证这些假设是准确的或不会随着时间的推移而改变。可能影响业务运营、业绩和结果的风险和不确定性以及前瞻性陈述包括但不限于第二部分第1A项中描述的风险因素和其他警示性陈述。风险因素及本报告中的其他内容（如有）、我们截至2022年12月31日止年度的10-K表格年度报告，以及我们不时发布的其他公告。
三、
告诫读者不要过分依赖前瞻性陈述，因为前瞻性陈述仅代表作出此类陈述之日的情况。此外，新的因素不时出现，我们不可能预测所有这些因素。如果本报告或我们截至2022年12月31日止年度的10-K表格年度报告中描述的一项或多项风险或不确定性发生，或者基础假设被证明不正确，公司的实际结果和计划可能与任何前瞻性陈述中表达的结果和计划存在重大差异。所有的前瞻性陈述都受到这一警示性声明的明确限定。
除上述明文规定或适用法律另有要求外，本公司不承担因本报告发布之日后的新信息、未来事件或情况或其他原因而公开更正或更新任何前瞻性陈述的义务。
四
第一部分.财务信息
项目1。财务报表
大陆能源公司及其子公司
合并资产负债表
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2023年9月30日 |
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2022年12月31日 |
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以千为单位，面值和共享数据除外 |
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（未经审计） |
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物业、厂房及设备 |
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当前资产： |
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现金及现金等价物 |
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$ |
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$ |
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应收款项： |
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原油、天然气和天然气液体销售 |
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共同利益和其他 |
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信贷损失准备金 |
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(3,751 |
) |
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(5,514 |
) |
应收账款净额 |
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衍生资产 |
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库存 |
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预付费用和其他 |
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流动资产总额 |
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财产和设备净额，基于成功努力会计法 |
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对未合并附属公司的投资 |
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经营租赁使用权资产 |
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衍生资产，非流动 |
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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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$ |
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负债和权益 |
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流动负债： |
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应付账款贸易 |
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$ |
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应付收入和特许权使用费 |
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应计负债和其他 |
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奖励性赔偿责任的当期部分 |
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所得税负债的当期部分 |
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衍生负债 |
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经营租赁负债的当期部分 |
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长期债务的当期部分 |
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流动负债合计 |
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长期债务，扣除当期部分 |
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其他非流动负债： |
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递延所得税负债，净额 |
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奖励性赔偿责任，非流动 |
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资产报废债务，非流动 |
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衍生负债，非流动 |
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经营租赁负债，非流动 |
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其他非流动负债 |
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其他非流动负债合计 |
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承付款项和意外开支（附注9） |
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股权： |
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优先股，面值0.01美元；授权25,000，000股；没有已发行和未发行的股票 |
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普通股，面值0.01美元；核准股份1,000，000,000股 |
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截至2023年9月30日已发行和流通在外的股票299,610，267股； |
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截至2022年12月31日已发行在外股票299,610，267股； |
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留存收益 |
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归属于大陆能源的股东权益共计 |
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非控制性权益 |
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总股本 |
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总负债及权益 |
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$ |
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$ |
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|
所附附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
1
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明综合损益表
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截至9月30日的三个月， |
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|
截至9月30日的9个月， |
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||||||||||
以千为单位，每股数据除外 |
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2023 |
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2022 |
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2023 |
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2022 |
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||||
收入： |
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原油、天然气和天然气液体销售 |
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$ |
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$ |
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$ |
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衍生工具收益（损失）净额 |
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(335,111 |
) |
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(337,778 |
) |
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(1,009,460 |
) |
原油和天然气服务业务 |
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总收入 |
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运营成本和费用： |
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生产费用 |
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生产税和从价税 |
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运输、收集、加工和压缩 |
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勘探费用 |
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原油和天然气服务业务 |
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折旧、损耗、摊销和增值 |
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财产损失 |
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一般和行政费用 |
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出售资产和其他资产的净（收益）损失 |
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(618 |
) |
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(773 |
) |
业务费用和支出共计 |
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经营收入 |
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其他收入（支出）： |
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利息费用 |
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(100,885 |
) |
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(70,717 |
) |
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(306,014 |
) |
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(215,508 |
) |
债务清偿损失 |
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(403 |
) |
其他 |
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(96,983 |
) |
|
|
(66,227 |
) |
|
|
(297,453 |
) |
|
|
(211,408 |
) |
所得税前收入 |
|
|
|
|
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准备金 |
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(105,994 |
) |
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(323,390 |
) |
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(539,139 |
) |
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(903,745 |
) |
附属公司净亏损中的权益前收入 |
|
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附属公司净亏损中的权益 |
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(883 |
) |
|
|
(660 |
) |
|
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(2,041 |
) |
|
|
(736 |
) |
净收入 |
|
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归属于非控制性权益的净利润 |
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|
归属于大陆能源的净利润 |
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$ |
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$ |
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$ |
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归属于大陆能源的每股净收益： |
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基本 |
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摊薄 |
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|
|
$ |
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|
所附附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
2
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并权益报表
截至2023年9月30日止三个月 |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
归属于大陆能源的股东权益 |
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以千为单位，共享数据除外 |
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股票 |
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共同 |
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附加 |
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财政部 |
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保留 |
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合计 |
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非控制性 |
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总股本 |
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截至2023年6月30日的余额 |
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$ |
— |
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净收入 |
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应付股息变动 |
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— |
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— |
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— |
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— |
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— |
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来自非控制性权益的贡献 |
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— |
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— |
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— |
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向非控制性权益的分配 |
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— |
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— |
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— |
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(5,341 |
) |
|
|
(5,341 |
) |
2023年9月30日余额 |
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$ |
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$ |
— |
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$ |
— |
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$ |
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$ |
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|
截至2023年9月30日止九个月 |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
归属于大陆能源的股东权益 |
|
|
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|||||||||||||||||||||||
以千为单位，共享数据除外 |
|
股票 |
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|
共同 |
|
|
附加 |
|
|
财政部 |
|
|
保留 |
|
|
合计 |
|
|
非控制性 |
|
|
总股本 |
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||||||||
2022年12月31日余额 |
|
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$ |
— |
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$ |
— |
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净收入 |
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应付股息变动 |
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— |
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— |
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— |
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|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
来自非控制性权益的贡献 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
向非控制性权益的分配 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(22,792 |
) |
|
|
(22,792 |
) |
2023年9月30日余额 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
截至2022年9月30日止三个月 |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
归属于大陆能源的股东权益 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
以千为单位，共享数据除外 |
|
股票 |
|
|
共同 |
|
|
附加 |
|
|
财政部 |
|
|
保留 |
|
|
合计 |
|
|
非控制性 |
|
|
总股本 |
|
||||||||
2022年6月30日余额 |
|
|
|
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$ |
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$ |
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$ |
— |
|
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$ |
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净收入 |
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宣布派发现金股息 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(101,639 |
) |
|
|
(101,639 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(101,639 |
) |
应付股息变动 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
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|
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|
|
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股票补偿 |
|
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— |
|
|
|
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|
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— |
|
|
|
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|
|
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|
|
|
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|
限制性股票： |
|
|
|
|
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|
|
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|
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|
|
|
|
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授予 |
|
|
|
|
|
|
|
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— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
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|
— |
|
|
|
|
|
回购和注销 |
|
|
(13,420 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(922 |
) |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(922 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(922 |
) |
没收 |
|
|
(73,098 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(1 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(1 |
) |
来自非控制性权益的贡献 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
向非控制性权益的分配 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(12,403 |
) |
|
|
(12,403 |
) |
2022年9月30日余额 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
所附附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
3
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并权益报表（续）
截至2022年9月30日止九个月 |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
归属于大陆能源的股东权益 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
以千为单位，共享数据除外 |
|
股票 |
|
|
共同 |
|
|
附加 |
|
|
财政部 |
|
|
保留 |
|
|
合计 |
|
|
非控制性 |
|
|
总股本 |
|
||||||||
2021年12月31日余额 |
|
|
|
|
|
$ |
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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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|
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|
|
宣布派发现金股息 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(287,036 |
) |
|
|
(287,036 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(287,036 |
) |
应付股息变动 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
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|
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|
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|
|
回购普通股 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(99,855 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(99,855 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(99,855 |
) |
普通股退休 |
|
|
(1,842,422 |
) |
|
|
(18 |
) |
|
|
(99,837 |
) |
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
股票补偿 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
限制性股票： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
授予 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
回购和注销 |
|
|
(605,162 |
) |
|
|
(6 |
) |
|
|
(33,883 |
) |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(33,889 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(33,889 |
) |
没收 |
|
|
(366,207 |
) |
|
|
(4 |
) |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(4 |
) |
|
|
— |
|
|
|
(4 |
) |
来自非控制性权益的贡献 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
向非控制性权益的分配 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
(29,799 |
) |
|
|
(29,799 |
) |
2022年9月30日余额 |
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
— |
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
所附附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
4
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并现金流量表
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
|||||
以千为单位 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
经营活动产生的现金流量 |
|
|
|
|
|
|
||
净收入 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
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、摊销和增值 |
|
|
|
|
|
|
|
|
财产损失 |
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生品的非现金（收益）损失 |
|
|
(61,371 |
) |
|
|
|
|
股票补偿 |
|
|
|
|
|
|
|
|
递延所得税准备金 |
|
|
|
|
|
|
|
|
附属公司净亏损中的权益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
干孔费用 |
|
|
|
|
|
|
|
|
出售资产和其他资产的净（收益）损失 |
|
|
|
|
|
|
(773 |
) |
债务清偿损失 |
|
|
|
|
|
|
|
|
其他，净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
资产和负债变动 |
|
|
|
|
|
|
||
应收账款 |
|
|
|
|
|
|
(527,975 |
) |
库存 |
|
|
(34,626 |
) |
|
|
(56,777 |
) |
其他流动资产 |
|
|
(2,955 |
) |
|
|
(29,298 |
) |
应付账款贸易 |
|
|
(30,138 |
) |
|
|
|
|
应付收入和特许权使用费 |
|
|
(31,810 |
) |
|
|
|
|
应计负债和其他 |
|
|
(11,837 |
) |
|
|
|
|
奖励赔偿责任 |
|
|
(57,399 |
) |
|
|
|
|
当期所得税负债 |
|
|
(85,482 |
) |
|
|
|
|
其他非流动资产和负债 |
|
|
(14,976 |
) |
|
|
(2,049 |
) |
经营活动所产生的现金净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
投资活动产生的现金流量 |
|
|
|
|
|
|
||
勘探和开发 |
|
|
(2,798,272 |
) |
|
|
(2,060,797 |
) |
购买生产原油和天然气资产 |
|
|
(162,022 |
) |
|
|
(432,651 |
) |
购置其他财产和设备 |
|
|
(169,649 |
) |
|
|
(53,372 |
) |
出售资产所得款项 |
|
|
|
|
|
|
|
|
对未合并附属公司的捐款 |
|
|
(18,624 |
) |
|
|
(153,665 |
) |
投资活动所用现金净额 |
|
|
(2,771,139 |
) |
|
|
(2,697,322 |
) |
筹资活动产生的现金流量 |
|
|
|
|
|
|
||
信贷安排借款 |
|
|
|
|
|
|
|
|
偿还信贷安排 |
|
|
(4,313,000 |
) |
|
|
(2,416,000 |
) |
优先票据的赎回及回购 |
|
|
(636,000 |
) |
|
|
(31,829 |
) |
偿还其他债务 |
|
|
(1,799 |
) |
|
|
(1,736 |
) |
债务发行费用 |
|
|
(242 |
) |
|
|
(2,016 |
) |
来自非控制性权益的贡献 |
|
|
|
|
|
|
|
|
向非控制性权益的分配 |
|
|
(25,326 |
) |
|
|
(27,968 |
) |
在私有化交易前回购普通股 |
|
|
|
|
|
|
(99,855 |
) |
为扣缴税款而回购受限制股份 |
|
|
|
|
|
|
(33,889 |
) |
普通股股息 |
|
|
(2,052 |
) |
|
|
(283,762 |
) |
筹资活动使用的现金净额 |
|
|
(886,753 |
) |
|
|
(974,335 |
) |
现金和现金等价物净变动 |
|
|
(88,535 |
) |
|
|
|
|
期初现金及现金等价物 |
|
|
|
|
|
|
|
|
期末现金及现金等价物 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
所附附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
5
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
注1。业务的组织和性质
业务性质
大陆资源公司（简称“公司”）成立于1967年，根据俄克拉何马州法律注册成立。该公司的主要业务是勘探、开发、管理和生产原油和天然气及相关产品，其资产主要位于美国的四个主要盆地——北达科他州和蒙大拿州的巴肯油田、俄克拉何马州的阿纳达科盆地、德克萨斯州的二叠纪盆地和怀俄明州的波德河盆地。此外，该公司继续收购和管理位于其某些关键经营区域的永久拥有的矿产。截至2023年9月30日的九个月，原油占公司总产量的52%，占公司原油、天然气和液化天然气收入的84%。
2022年私有化交易
2022年11月22日，公司完成了与Omega Acquisition，Inc.的一系列私有化交易，Omega Acquisition，Inc.是公司创始人Harold G. Hamm拥有的一个实体，据此，公司由Hamm先生、其家族的某些成员及其关联实体（“Hamm家族”）全资拥有。交易完成后：（一）我们的普通股停止在纽约证券交易所上市；（二）我们的普通股根据经修订的1934年《证券交易法》（《交易法》）第12（b）条被注销；（三）我们根据《交易法》第15（d）条暂停了我们的报告义务。因此，某些公司治理、披露和其他适用于拥有上市股本证券和《交易法》规定的报告义务的公司的规定不再适用于我们。根据我们的优先票据契约的要求，我们将继续向美国证券交易委员会提交10-Q表格的季度报告和10-K表格的年度报告。
6
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
注2。列报依据和重要会计政策
列报依据
简明综合财务报表包括本公司、其全资附属公司及本公司拥有控股财务权益的实体的账目。公司间账户和交易已在合并时取消。此处反映的非控制性权益代表合并子公司净资产中的第三方所有权。合并净收益和归属于非控制性权益的权益的部分在公司的财务报表中单独列报。
对本公司有能力施加重大影响但不控制的实体的投资采用权益会计法核算。在应用权益法时，这些投资最初按成本确认，随后根据本公司在收益、亏损、缴款和分配中所占的比例进行调整（如适用）。
本报告是根据适用于临时财务资料的规则和条例编写的。由于这是一份使用简明格式提交的中期申报文件，它不包括美国公认会计原则（“美国公认会计原则”）要求的所有披露，尽管公司认为这些披露足以使信息不具误导性。你应该阅读这份10-Q表格季度报告（“10-Q表格”）以及公司截至2022年12月31日止年度的10-K表格年度报告（“2022 10-K表格”），其中包括公司重要会计政策和其他披露的摘要。
截至2023年9月30日以及截至2023年9月30日和2022年9月30日止三个月和九个月期间的简明合并财务报表未经审计。截至2022年12月31日的简明合并资产负债表来自2022年10-K表中的经审计资产负债表。公司评估了其2023年9月30日的财务报表，以了解截至2023年11月3日的后续事件，即财务报表可供发布之日。
按照美国公认会计原则编制财务报表，要求管理层作出估计和假设，这些估计和假设会影响资产和负债的报告金额、财务报表日期或有资产和负债的披露和估计以及报告期间收入和支出的报告金额。实际结果可能与这些估计数不同。影响报告结果的最重要的估计和假设是对公司原油和天然气储量的估计，这些估计用于计算已探明原油和天然气资产的折旧、损耗、摊销和减值。管理层认为，按照美国公认会计原则公允列报所需的所有调整（仅包括正常的经常性调整）均已列入这些未经审计的简明合并财务报表。任何过渡时期的业务结果并不一定表明任何其他过渡时期或整个一年的预期业务结果。
每股收益
每股基本净收益的计算方法是，将归属于本公司的净收益除以该期间已发行股票的加权平均数。在Hamm家族进行私有化交易之前，在公司有净收益的时期，每股摊薄收益反映了非既得限制性股票奖励的潜在稀释。
7
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
库存股法。下表列出了截至2023年9月30日和2022年9月30日止三个月和九个月的基本和稀释加权平均已发行股份及归属于本公司的每股净收益的计算。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
以千为单位，每股数据除外 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||||
归属于大陆能源的净利润（分子） |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
加权平均股份（分母）： |
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
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||||
加权平均股份-基本 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
非既得限制性股票和长期激励奖励（一） |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
加权平均股份-稀释 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
归属于大陆能源的每股净收益： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
基本 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
摊薄 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
8
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
说明3。财产购置和处置
2023
在截至2023年9月30日的九个月内，公司以现金收购了多个地区的油气资产，总金额为6.81亿美元。在购买价格中，共计1.62亿美元分配给已证实的财产，共计5.19亿美元分配给未证实的财产。
在截至2023年9月30日的九个月内，公司在不同地区出售了油气资产，获得了总计3.77亿美元的现金收益，并确认了总计5100万美元的交易税前净亏损。处置的资产只占公司产量和已探明储量的一部分。
2022
2022年3月，公司以4.03亿美元现金收购了Powder River盆地的油气资产。在购买价格中，3.813亿美元分配给已证实的财产，2170万美元分配给未证实的财产。
2022年4月，公司以1.97亿美元现金收购了二叠纪盆地的油气资产。几乎所有的购买价都被分配到了未经证实的房产上。
说明4。补充现金流量信息
下表披露了为支付利息和所得税及退款而支付的现金的补充现金流信息。还披露了有关投资活动的信息，这些活动影响到已确认的资产和负债，但不会产生现金收支。
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
|||||
以千为单位 |
|
2023 |
|
|
2022 |
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补充现金流量信息： |
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|
|
||
支付利息的现金 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
为所得税支付的现金（1） |
|
|
|
|
|
|
|
|
所得税退税收到的现金 |
|
|
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|
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|
非现金投资活动： |
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|
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|
|
|
||
资产报废债务的增加和修订，净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司的应计资本支出分别为4.315亿美元和3.449亿美元，在简明合并资产负债表的“净财产和设备”项下，“应付账款交易”项下的抵销金额。
9
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
说明5。收入
下表列出了截至2023年9月30日和2022年9月30日止三个月和九个月按经营区域划分的公司原油和天然气收入分类。天然气和天然气凝液的销售是合并的，因为公司的天然气销售合同大部分是未加工天然气的井口销售。
|
|
截至2023年9月30日止三个月 |
|
|
截至2022年9月30日止三个月 |
|
||||||||||||||||||
以千为单位 |
|
原油 |
|
|
天然气 |
|
|
合计 |
|
|
原油 |
|
|
天然气 |
|
|
合计 |
|
||||||
巴肯 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
阿纳达科盆地 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
粉河流域 |
|
|
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|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
二叠纪盆地 |
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
所有其他 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
原油、天然气和天然气液体销售 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
|
截至2023年9月30日止九个月 |
|
|
截至2022年9月30日止九个月 |
|
||||||||||||||||||
以千为单位 |
|
原油 |
|
|
天然气 |
|
|
合计 |
|
|
原油 |
|
|
天然气 |
|
|
合计 |
|
||||||
巴肯 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
阿纳达科盆地 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
粉河流域 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
二叠纪盆地 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
所有其他 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
原油、天然气和天然气液体销售 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
说明6。衍生工具
本公司不时订立衍生合约，以在经济上对冲与未来产品销售有关的现金流量变动。本公司在资产负债表上将其衍生工具确认为以公允价值计量的资产或负债。估计的公允价值基于各种因素，包括商品交易价格、场外交易报价，就项圈而言，包括波动性、无风险利率和到期时间。项圈公允价值的计算需要使用期权定价模型。见附注7。公允价值计量。
截至2023年9月30日，公司有未完成的衍生品合约，如下表所示。
天然气衍生物 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
加权平均对冲价格（美元/百万英热单位） |
|
||||||||||||||
合同期限和类型 |
|
平均交易量对冲 |
|
基差互换 |
|
|
互换 |
|
|
楼层 |
|
|
天花板 |
|
||||||||
2023年10月-2023年12月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
互换-Henry Hub |
|
|
|
|
|
MMBtus/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
项圈-Henry Hub |
|
|
|
|
|
MMBtus/天 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
||
掉期-WAHA |
|
|
|
|
|
MMBtus/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
基差互换-NGPL TXOK |
|
|
|
|
|
MMBtus/天 |
|
$ |
(0.17 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2024年1月-2024年12月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
互换-Henry Hub |
|
|
|
|
|
MMBtus/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
项圈-Henry Hub |
|
|
|
|
|
MMBtus/天 |
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
||
掉期-WAHA |
|
|
|
|
|
MMBtus/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2025年1月至2025年12月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
互换-Henry Hub |
|
|
|
|
|
MMBtus/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2026年1月-2026年12月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
互换-Henry Hub |
|
|
|
|
|
MMBtus/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
10
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
原油衍生品 |
|
|
|
|
|
|
加权平均数 |
|
||||||
合同期限和类型 |
|
平均交易量对冲 |
|
滚动掉期 |
|
|
固定互换 |
|
||||||
2023年10月-2023年12月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Roll Swaps-NYMEX |
|
|
|
|
|
桶/天 |
|
$ |
|
|
|
|
|
|
固定互换----WTI |
|
|
|
|
|
桶/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
2024年1月-2024年3月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
固定互换----WTI |
|
|
|
|
|
桶/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
2024年4月-2024年12月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
固定互换----WTI |
|
|
|
|
|
桶/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
衍生工具损益
下表中的现金收支反映了在适用期间内到期的衍生品合同的收益或损失，计算方法为合同价格与到期合同的市场结算价格之间的差额。本公司的衍生品合约是根据商品交易所报告的结算价格结算的，原油衍生品合约是根据纽约商品交易所西德克萨斯中质原油（“WTI”）定价结算的，天然气衍生品合约主要是根据纽约商品交易所亨利港定价结算的。下文的非现金损益是期末继续持有的衍生工具的公允价值变动以及在该期间到期的衍生工具合同先前确认的非现金损益的转回。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
||||||||||
以千为单位 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||||
衍生品收到（支付）的现金： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
原油固定价格互换 |
|
$ |
(24,416 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
原油NYMEX展期互换 |
|
|
|
|
|
|
(5,836 |
) |
|
|
|
|
|
|
(12,908 |
) |
天然气基差互换 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
|
|
天然气WAHA互换 |
|
|
|
|
|
|
(15,536 |
) |
|
|
|
|
|
|
(15,536 |
) |
天然气固定价格互换 |
|
|
|
|
|
|
(185,463 |
) |
|
|
|
|
|
|
(327,047 |
) |
天然气项圈 |
|
|
|
|
|
|
(22,106 |
) |
|
|
|
|
|
$ |
(36,023 |
) |
天然气3向项圈 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
$ |
(16,459 |
) |
衍生品收到（支付）的现金净额 |
|
|
|
|
|
|
(226,098 |
) |
|
|
|
|
|
|
(403,638 |
) |
衍生品的非现金收益（损失）： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
原油固定价格互换 |
|
|
(344,555 |
) |
|
|
|
|
|
|
(191,926 |
) |
|
|
|
|
原油NYMEX展期互换 |
|
|
(7,006 |
) |
|
|
|
|
|
|
(7,723 |
) |
|
|
|
|
天然气基差互换 |
|
|
(806 |
) |
|
|
|
|
|
|
(7,407 |
) |
|
|
|
|
天然气WAHA互换 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(7,566 |
) |
|
|
(11,914 |
) |
天然气固定价格互换 |
|
|
(24,707 |
) |
|
|
(52,118 |
) |
|
|
|
|
|
|
(420,613 |
) |
天然气项圈 |
|
|
|
|
|
|
(78,501 |
) |
|
|
|
|
|
|
(168,758 |
) |
天然气3向项圈 |
|
|
|
|
|
|
(9,990 |
) |
|
|
(598 |
) |
|
|
(19,940 |
) |
衍生品的非现金收益（损失）净额 |
|
|
(369,125 |
) |
|
|
(111,680 |
) |
|
|
|
|
|
|
(605,822 |
) |
衍生工具收益（损失）净额 |
|
$ |
(335,111 |
) |
|
$ |
(337,778 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
(1,009,460 |
) |
衍生资产和负债的资产负债表抵销
本公司的衍生合约在简明合并资产负债表中以公允价值记录，标题为“衍生资产”、“衍生资产，非流动”、“衍生负债”和“衍生负债，非流动”（如适用）。同一对手方的衍生资产和负债，如按合同条款规定净额结算，则在简明综合资产负债表中按净额列报。
11
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
下表列示了已确认衍生资产和负债的毛额（如适用）、根据与交易对手的净额结算安排抵销的数额，以及在列报期间的简明综合资产负债表中列报的由此产生的净额，均按公允价值计算。
以千为单位 |
|
2023年9月30日 |
|
|
2022年12月31日 |
|
||
商品衍生资产： |
|
|
|
|
|
|
||
确认资产毛额 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
资产负债表上抵销的毛额 |
|
|
(22,362 |
) |
|
|
(7,731 |
) |
资产负债表上的资产净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
商品衍生负债： |
|
|
|
|
|
|
||
已确认负债毛额 |
|
|
(237,240 |
) |
|
|
(229,230 |
) |
资产负债表上抵销的毛额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
资产负债表上的负债净额 |
|
$ |
(214,878 |
) |
|
$ |
(221,499 |
) |
下表将上述披露的净额与简明合并资产负债表中的个别财务报表细列项目进行了核对。
以千为单位 |
|
2023年9月30日 |
|
|
2022年12月31日 |
|
||
衍生资产 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
衍生资产，非流动 |
|
|
|
|
|
|
|
|
资产负债表上的资产净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生负债 |
|
|
(175,384 |
) |
|
|
(88,136 |
) |
衍生负债，非流动 |
|
|
(39,494 |
) |
|
|
(133,363 |
) |
资产负债表上的负债净额 |
|
|
(214,878 |
) |
|
|
(221,499 |
) |
衍生资产（负债）共计，净额 |
|
$ |
(117,299 |
) |
|
$ |
(178,671 |
) |
注7。公允价值计量
本公司的衍生工具经常以公允价值报告。在确定掉期合约的公允价值时，由于无法获得公司确切合约的相关可比市场数据，采用了折现现金流量法。贴现现金流量法根据远期商品价格的市场报价和风险调整贴现率估计未来现金流量。掉期合约的公允价值主要使用重要的可观察输入值（第2级）计算。计算项圈的公允价值需要使用行业标准的期权定价模型，该模型考虑各种投入，包括商品的远期报价、时间价值、波动因素、基础工具的当前市场和合同价格，以及其他相关的经济措施。这些假设在市场上是可以观察到的，或者可以通过活跃的市场或经纪人报价加以证实，因此被指定为估值等级中的第2级。为合理起见，公司将其每一衍生品头寸的公允价值计算与交易对手的估值进行比较。
下表汇总了截至2023年9月30日和2022年12月31日按经常性公允价值入账的定价水平对衍生工具的估值。
|
|
截至2023年9月30日的公允价值计量采用： |
|
|
|
|
||||||||||
以千为单位 |
|
1级 |
|
|
2级 |
|
|
3级 |
|
|
合计 |
|
||||
衍生资产（负债）： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
原油固定价格互换 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(180,230 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
(180,230 |
) |
原油NYMEX展期互换 |
|
|
|
|
|
|
(4,887 |
) |
|
|
|
|
|
|
(4,887 |
) |
天然气基差互换 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气WAHA互换 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气固定价格互换 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气项圈 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
合计 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(117,299 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
(117,299 |
) |
12
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
|
|
截至2022年12月31日的公允价值计量采用： |
|
|
|
|
||||||||||
以千为单位 |
|
1级 |
|
|
2级 |
|
|
3级 |
|
|
合计 |
|
||||
衍生资产（负债）： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
原油固定价格互换 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
原油NYMEX展期互换 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气基差互换 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气WAHA互换 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气固定价格互换 |
|
|
|
|
|
|
(191,779 |
) |
|
|
|
|
|
|
(191,779 |
) |
天然气项圈 |
|
|
|
|
|
|
(30,318 |
) |
|
|
|
|
|
|
(30,318 |
) |
天然气3向项圈 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
合计 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(178,671 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
(178,671 |
) |
注8。债务
截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司的债务总额分别为4360万美元和4960万美元，扣除未摊销的折扣、溢价和债务发行成本后，包括以下各项。
以千为单位 |
|
2023年9月30日 |
|
|
2022年12月31日 |
|
||
信贷安排 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
定期贷款 |
|
|
|
|
|
|
|
|
应付票据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2023年到期优先票据的4.5% |
|
|
|
|
|
|
|
|
3.8% 2024年到期的优先票据（1） |
|
|
|
|
|
|
|
|
2.268% 2026年到期的优先票据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2028年到期的4.375%优先票据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2031年到期的5.75%优先票据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2032年到期的2.875%优先票据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
4.9%于2044年到期的优先票据 |
|
|
|
|
|
|
|
|
债务总额 |
|
$ |
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$ |
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减：长期债务的流动部分（1） |
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长期债务，扣除当期部分 |
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$ |
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$ |
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信贷安排
该公司有一项信贷安排，将于2026年10月到期，贷款人承诺总额为22.55亿美元。该信贷安排是无担保的，没有需要重新确定的借款基础要求。
截至2023年9月30日，该公司的信贷安排有9.31亿美元的未偿还借款。信贷安排借款按市场利率计息，并根据借款条件和公司优先、无担保、长期债务的信用评级计算保证金。截至2023年9月30日，未偿还信贷安排借款的加权平均利率为6.9%。
在考虑了未偿还的借款和信用证后，截至2023年9月30日，该公司的信贷额度有大约13亿美元的可用借款。本公司根据目前分配的信用评级产生承付费用，按每日平均可用未用借款金额计算，每年0.20%。
信贷安排包含某些限制性条款，包括要求公司保持合并净债务与总资本比率不超过0.65比1.00。这一比率是净债务（计算方法为债务总面值加上未偿信用证减去现金和现金等价物）除以净债务加上股东权益总额之和的比率，以
13
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
导致股东权益总额减少的程度，即2014年6月30日之后发生的任何非现金减损支出，扣除任何税收影响。截至2023年9月30日，公司遵守了信贷安排契约。
高级笔记
下表汇总了截至2023年9月30日与公司未偿优先票据债务相关的面值、到期日、半年期付息日和可选赎回期。
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2024年票据 |
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2026年票据 |
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2028年票据 |
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2031年票据 |
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2032年票据 |
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2044年 |
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面值（千） |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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到期日 |
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2024年6月1日 |
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2026年11月15日 |
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2028年1月15日 |
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2031年1月15日 |
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2032年4月1日 |
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2044年6月1日 |
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||||||
利息支付日期 |
|
6月1日、12月1日 |
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5月15日、11月15日 |
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1月15日，7月15日 |
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|
1月15日至7月15日 |
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|
4月1日，10月1日 |
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6月1日、12月1日 |
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||||||
补足赎回期（1） |
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2024年3月1日 |
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2023年11月15日 |
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2027年10月15日 |
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2030年7月15日 |
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2032年1月1日 |
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2043年12月1日 |
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||||||
该公司的优先票据不受任何强制赎回或偿债基金要求的约束。
管理公司优先票据的契约包含的契约，除其他外，限制了公司为某些债务设定留置权、进行某些售后回租交易或合并、合并或转让某些资产的能力。这些盟约有若干重要的例外和限定条件。截至2023年9月30日，公司遵守了这些契约。
这些优先票据是大陆资源公司的债务。此外，公司的某些全资子公司（邦纳管道公司、有限责任公司、CLR资产控股公司、矿产资源公司、SCS1控股公司、大陆创新公司、Jagged Peak Energy公司和Parsley SoDe Water公司）以连带方式为优先票据提供全额无条件担保。担保人集团的财务资料与本公司的综合财务报表并无重大差异。本公司的其他子公司，其资产、权益和归属于本公司的经营业绩并不重要，不为优先票据提供担保。
优先票据的赎回
2023年4月14日，公司偿还了6.36亿美元的2023年票据，这些票据计划于2023年4月15日到期。赎回价格等于本金的100%加上截至赎回日期的应计未付利息。赎回时支付的本金和应计利息总额为6.503亿美元。
定期贷款
2022年11月，公司根据三年期定期贷款协议借款7.5亿美元，所得款项用于为哈姆家族2022年11月私有化交易的一部分提供资金。该定期贷款将于2025年11月到期，利率为市场利率，并根据借款条款和对公司优先、无担保、长期债务的信用评级收取保证金。截至2023年9月30日，该定期贷款的利率为7.0%。
定期贷款包含某些限制性条款，包括要求公司保持合并净债务与总资本比率不超过0.65比1.0，这与公司循环信贷安排中的条款要求一致。公司于2023年9月30日遵守定期贷款契约。
14
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
注9。承诺与或有事项
运输、收集和加工承诺——本公司已签订运输、收集和加工承诺，以保证原油和天然气管道及天然气加工设施的能力。其中一些承诺的期限各不相同，可延至2031年，要求公司支付单位运输、收集或处理费用，无论使用多少容量。截至2023年9月30日，这些安排下的未来承付款项约为9.09亿美元，其中8800万美元预计将在2023年剩余时间发生，3.04亿美元预计在2024年发生，1.64亿美元预计在2025年发生，1.39亿美元预计在2026年发生，1.36亿美元预计在2027年发生，7800万美元预计在此后发生。这些未来成本的一部分将由其他利益所有者承担。根据上述合同，本公司不承诺在未来交付固定和可确定数量的原油或天然气。这些承诺不符合ASC主题842下的租赁条件，也不在公司的资产负债表上确认。
与私有化交易有关的诉讼——注1所述的Hamm家族私有化交易等交易。企业的组织与性质—— 2022私有化交易往往会引起少数股东的诉讼和要求。
2023年4月，三起单独的推定集体诉讼被合并，标题为大陆资源公司股东诉讼，案件编号。CJ-2022-4162，俄克拉何马州俄克拉何马县地区法院（“联合诉讼”）。在合并诉讼中，原告代表他们自己和公司所有其他类似情况的前股东指控Hamm先生、为Hamm先生和/或其家庭成员的利益而设立的某些信托公司以及公司的其他董事违反了与私有化交易有关的受托责任，并要求：（一）金钱损失；（二）与诉讼相关的费用和开支；以及（三）其他衡平法救济。被告继续针对这些指控进行有力的辩护。
2023年1月，公司所有前股东FourWorld Deep Value Opportunities Fund I，LLC、FourWorld Event Opportunities，LP、FW Deep Value Opportunities I，LLC、FourWorld Global Opportunities Fund，Ltd.、FourWorld Special Opportunities Fund，LLC、Corbin ERISA Opportunity Fund Ltd.和Quadre Investments，L.P.（统称“FourWorld”）向俄克拉何马州俄克拉何马县地方法院提交了一份诉状，要求对他们各自持有的与私有化交易有关的公司普通股进行评估。公司继续针对这些索赔进行有力的抗辩。
说明10。奖励补偿
公司已根据《大陆资源公司 2022年长期激励计划》（“2022年计划”）向员工授予长期激励薪酬。此类奖励一般在员工服务三年后授予。本公司打算以现金结算未来的所有未偿奖励，因此，根据ASC主题718，补偿——股票补偿，这些奖励被归类为责任奖励。截至2023年9月30日，在与奖励相关的未经审计简明合并资产负债表中，公司在标题为“奖励补偿负债的流动部分”和“奖励补偿负债，非流动”的标题中分别记录了1.305亿美元的流动负债和3780万美元的非流动负债。这些金额反映了公司对预期未来现金付款的估计乘以截至2023年9月30日员工已完成的必要服务期的百分比。
在适用的授标归属日期之前的每个报告期，公司的奖励性薪酬负债将重新计量，以反映雇员提供的额外服务，并反映根据独立的第三方评估得出的公司价值基本变化所引起的预期现金付款的变化。负债的变化将记为赔偿费用的增加或减少。在确定应确认的负债和费用数额时，本公司估计了预计将发生的没收次数。
截至2023年9月30日和2022年9月30日止三个月，与公司赔偿金相关的补偿费用总额分别为6140万美元和1670万美元，截至2023年9月30日和2022年9月30日止九个月，与公司赔偿金相关的补偿费用总额分别为8690万美元和6080万美元，包括在未经审计的简明综合报表的标题“一般和行政费用”中
15
大陆能源公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注
损益表。截至2023年9月30日，有大约1.36亿美元的未确认负债和与未归属赔偿金有关的赔偿费用，预计将在1.6年的加权平均期间内确认。
16
项目2。管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
以下讨论和分析应与本报告其他部分所载未经审计的简明合并财务报表及其附注以及我们2022年12月31日终了年度10-K表所载的历史合并财务报表和附注一并阅读。
以下讨论和分析包括前瞻性陈述，应与第二部分项目1A中描述的风险因素一起阅读。本报告中包含的风险因素（如果有的话），以及我们截至2022年12月31日止年度的10-K表格中的风险因素，以及本报告开头的1995年《私人证券诉讼改革法案》“安全港”条款的警示声明，以了解可能导致我们的实际结果与我们的前瞻性陈述存在重大差异的风险和不确定性。
概述
我们是一家独立的原油和天然气公司，从事原油和天然气及相关产品的勘探、开发、管理和生产，主要位于美国的四个主要盆地——北达科他州和蒙大拿州的巴肯油田、俄克拉何马州的阿纳达科盆地、德克萨斯州的二叠纪盆地和怀俄明州的波德河盆地。此外，我们致力于收购和管理位于我们某些关键经营区域的永久拥有的矿产。我们的大部分营业收入和现金流来自原油、天然气和液化天然气的销售，预计这种情况将在未来持续下去。我们的公司互联网网站是www.clr.com。如附注1所述。组织和业务性质—— 2022年未经审计简明合并财务报表附注中的私有化交易，自2022年11月22日起生效，大陆能源公司成为一家私有公司，没有公开发行的普通股。
2023年第三季度财务和运营指标
下表载有所列期间的财务和业务计量。平均净销售价格不包括衍生交易的任何影响。单位费用是用销售量计算的。
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截至9月30日的三个月， |
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截至9月30日的9个月， |
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2023 |
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2022 |
|
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2023 |
|
|
2022 |
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||||
平均日产量： |
|
|
|
|
|
|
|
|
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||||
原油（每日Bbl） |
|
|
240,205 |
|
|
|
200,464 |
|
|
|
227,464 |
|
|
|
197,869 |
|
天然气（每日千立方英尺）（1） |
|
|
1,292,533 |
|
|
|
1,283,865 |
|
|
|
1,247,358 |
|
|
|
1,190,516 |
|
原油当量（每日Boe） |
|
|
455,627 |
|
|
|
414,441 |
|
|
|
435,357 |
|
|
|
396,288 |
|
平均净销售价格（2）： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
原油（美元/桶） |
|
$ |
78.61 |
|
|
$ |
89.46 |
|
|
$ |
73.62 |
|
|
$ |
95.51 |
|
天然气（美元/千立方英尺）（1） |
|
$ |
2.26 |
|
|
$ |
8.56 |
|
|
$ |
2.56 |
|
|
$ |
7.63 |
|
原油净销售价格相对于纽约商品交易所的折扣（美元/桶） |
|
$ |
(3.57 |
) |
|
$ |
(2.16 |
) |
|
$ |
(3.76 |
) |
|
$ |
(2.63 |
) |
天然气净销售价格相对于纽约商品交易所的溢价（折让）（美元/千美元）（1） |
|
$ |
(0.29 |
) |
|
$ |
0.37 |
|
|
$ |
(0.13 |
) |
|
$ |
0.74 |
|
生产费用（美元/桶油当量） |
|
$ |
4.21 |
|
|
$ |
4.34 |
|
|
$ |
4.49 |
|
|
$ |
4.22 |
|
生产税和从价税（占原油和天然气净销售额的百分比） |
|
|
8.1 |
% |
|
|
7.5 |
% |
|
|
8.1 |
% |
|
|
7.4 |
% |
折旧、损耗、摊销和增值（美元/桶油当量） |
|
$ |
13.81 |
|
|
$ |
12.79 |
|
|
$ |
13.53 |
|
|
$ |
12.91 |
|
一般和行政费用共计（美元/桶油当量） |
|
$ |
2.69 |
|
|
$ |
1.79 |
|
|
$ |
1.95 |
|
|
$ |
1.91 |
|
17
截至2023年9月30日止三个月与截至2022年9月30日止三个月比较
经营成果
下表列出所列期间的部分财务和业务信息。
|
|
截至9月30日的三个月， |
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以千为单位 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
原油、天然气和天然气液体销售 |
|
$ |
2,082,331 |
|
|
$ |
2,767,262 |
|
衍生工具损失，净额 |
|
|
(335,111 |
) |
|
|
(337,778 |
) |
原油和天然气服务业务 |
|
|
30,119 |
|
|
|
17,747 |
|
总收入 |
|
|
1,777,339 |
|
|
|
2,447,231 |
|
业务费用和开支 |
|
|
(1,202,190 |
) |
|
|
(1,037,116 |
) |
其他费用，净额 |
|
|
(96,983 |
) |
|
|
(66,227 |
) |
所得税前收入 |
|
|
478,166 |
|
|
|
1,343,888 |
|
准备金 |
|
|
(105,994 |
) |
|
|
(323,390 |
) |
附属公司净亏损中的权益前收入 |
|
|
372,172 |
|
|
|
1,020,498 |
|
附属公司净亏损中的权益 |
|
|
(883 |
) |
|
|
(660 |
) |
净收入 |
|
|
371,289 |
|
|
|
1,019,838 |
|
归属于非控制性权益的净利润 |
|
|
501 |
|
|
|
6,731 |
|
归属于大陆能源的净利润 |
|
$ |
370,788 |
|
|
$ |
1,013,107 |
|
生产量： |
|
|
|
|
|
|
||
原油（MBbl） |
|
|
22,099 |
|
|
|
18,443 |
|
天然气（MMcf） |
|
|
118,913 |
|
|
|
118,116 |
|
原油当量（MBoe） |
|
|
41,918 |
|
|
|
38,129 |
|
销售量： |
|
|
|
|
|
|
||
原油（MBbl） |
|
|
21,960 |
|
|
|
18,674 |
|
天然气（MMcf） |
|
|
118,913 |
|
|
|
118,116 |
|
原油当量（MBoe） |
|
|
41,779 |
|
|
|
38,360 |
|
生产
下表汇总了我们在第三季度期间按主要作业地区划分的日均Boe产量的变化。
每天的Boe产量 |
|
2023年第三季度 |
|
|
2022年第三季度 |
|
|
%变化 |
|
|||
巴肯 |
|
|
214,551 |
|
|
|
175,383 |
|
|
|
22 |
% |
阿纳达科盆地 |
|
|
159,090 |
|
|
|
162,829 |
|
|
|
(2 |
)% |
粉河流域 |
|
|
22,750 |
|
|
|
31,234 |
|
|
|
(27 |
)% |
二叠纪盆地 |
|
|
53,646 |
|
|
|
38,948 |
|
|
|
38 |
% |
所有其他 |
|
|
5,590 |
|
|
|
6,047 |
|
|
|
(8 |
)% |
合计 |
|
|
455,627 |
|
|
|
414,441 |
|
|
|
10 |
% |
下表汇总了我们第三季度按产品划分的生产变化。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
|
|
|
音量 |
|
|||||||||||||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
音量 |
|
|
百分比 |
|
||||||||||||
|
|
音量 |
|
|
百分比 |
|
|
音量 |
|
|
百分比 |
|
|
增加 |
|
|
增加 |
|
||||||
原油（MBbl） |
|
|
22,099 |
|
|
|
53 |
% |
|
|
18,443 |
|
|
|
48 |
% |
|
|
3,656 |
|
|
|
20 |
% |
天然气（MMcf） |
|
|
118,913 |
|
|
|
47 |
% |
|
|
118,116 |
|
|
|
52 |
% |
|
|
797 |
|
|
|
1 |
% |
共计（MBoe） |
|
|
41,918 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
38,129 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
3,789 |
|
|
|
10 |
% |
2023年第三季度原油产量增长20%，是由于巴肯油田在过去一年里完成了新的油井，与2022年第三季度相比增加了2,583 MBbls，即24%。增长的部分原因还包括我们过去一年在二叠纪盆地进行的房地产收购和随后的新井完井，这使我们2023年第三季度的产量比2022年第三季度增加了937MBbls，即34%。此外，由于过去一年的新油井完井，我们在2023年第三季度的阿纳达科盆地原油产量比2022年第三季度增加了719百万桶，即26%。由于与去年第三季度相比新完井数量减少，粉河盆地原油产量减少了542 MBbls，即30%，部分抵消了这些增加。
18
2023年第三季度天然气产量增长1%，是由于巴肯油田在过去一年的新完井，与2022年第三季度相比增加了6,124千立方英尺，即18%。增长的部分原因还包括我们过去一年在二叠纪盆地的房地产收购和随后的新井完井，这使我们2023年第三季度的产量比2022年第三季度增加了2,492 MMcf，即48%。阿纳达科盆地的天然气产量减少了6381 MMcf，即9%，这部分抵消了这些增加，原因是最近的资本支出主要分配给该地区的石油加权项目，而波德河盆地的天然气产量减少了1434 MMcf，即23%，原因是与去年第三季度相比，新完井数量减少。
收入
下面列出的原油、天然气和天然气液体的净销售额和相关的净销售价格是非公认会计原则的衡量标准。有关这些指标的讨论和计算，请参见后面标题为“非公认会计原则财务指标”的部分。
原油、天然气和天然气液体的净销售。2023年第三季度的净销售额总计为20亿美元，与2022年第三季度的净销售额26.8亿美元相比下降了25%，原因是净销售价格下降，部分被销量增加所抵消，如下文所述。
与2022年第三季度相比，2023年第三季度的总销量增加了3,419 MBoe，即9%，这是由于过去一年中，由于新的钻探和完井活动以及房地产收购而增加的新油井。与2022年第三季度相比，2023年第三季度，我们的原油销售量增长了18%，天然气销售量增长了1%。
2023年第三季度，我们的原油净销售价格平均为每桶78.61美元，而2022年第三季度为每桶89.46美元，原因是不同时期之间各种宏观经济条件的变化导致市场价格大幅下降。2023年第三季度，纽约商品交易所西德克萨斯中间日历月价格与我们实现的原油净销售价格之间的差价平均为每桶3.57美元，而2022年第三季度为每桶2.16美元。
由于市场价格和价格实现大幅下降，我们2023年第三季度的天然气净销售价格平均为每千立方英尺2.26美元，而2022年第三季度为每千立方英尺8.56美元。2023年第三季度，我们的净销售价格与NYMEX Henry Hub日历月天然气价格之间的差额为每千立方英尺0.29美元的折扣，而2022年第三季度为每千立方英尺0.37美元的溢价。我们根据销售所在地区的市场价格，在租赁地点向中游客户销售我们运营的大部分天然气产品。油田市场受到二级和下游市场的残余气和天然气液体（“NGLs”）价格的影响。由于原油价格下降和其他因素，2023年的NGL价格比2022年的水平有所下降，导致我们的天然气销售流相对于基准价格实现的价格下降。
衍生品。2023年第三季度远期商品价格上涨对我们衍生品的公允价值产生了总体不利影响，导致该期间的负收入调整总额为3.351亿美元，其中包括3400万美元的现金收益和3.691亿美元的未结算非现金损失，而2022年第三季度的负收入调整总额为3.378亿美元。
业务费用和开支
生产费用。与2022年第三季度的1.663亿美元相比，2023年第三季度的生产费用增加了950万美元，即6%，达到1.758亿美元，原因是钻井活动和资产收购导致的生产井数量增加，服务和材料的成本上涨，以及旨在提高生产资产产量的修井相关活动增加。2023年第三季度，按每桶油当量计算的生产费用平均为每桶油当量4.21美元，而2022年第三季度为每桶油当量4.34美元。
生产税和从价税。由于先前描述的原油和天然气收入减少，2023年第三季度的生产税和从价税减少了3810万美元，即19%，至1.625亿美元，而2022年第三季度为2.006亿美元。2023年第三季度，我们的生产税占净销售额的比例平均为8.1%，而2022年第三季度为7.5%。这一增长是由于公司经营区域的原油和天然气销售组合在不同时期之间发生了变化。
19
折旧、损耗、摊销和增值。DD & A总额从2022年第三季度的4.905亿美元增加到2023年第三季度的5.77亿美元，增幅为8650万美元，增幅为18%，原因是先前描述的总销量增长了9%，同时我们的DD & A费率也有所提高，具体情况将在下文进一步讨论。下表显示了我们的DD & A在所列期间的销售单位基础上的组成部分。
|
|
截至9月30日的三个月， |
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|||||
美元/桶油当量 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
原油和天然气 |
|
$ |
13.28 |
|
|
$ |
12.51 |
|
其他设备 |
|
|
0.45 |
|
|
|
0.20 |
|
资产报废债务增加 |
|
|
0.08 |
|
|
|
0.08 |
|
折旧、损耗、摊销和增值 |
|
$ |
13.81 |
|
|
$ |
12.79 |
|
估算的探明储量是我们计算DD & A费用的一个关键组成部分。探明储量是根据SEC规则的要求，使用前12个月第一天大宗商品价格的未加权算术平均值确定的。在所有其他因素不变的情况下，如果探明储量由于大宗商品价格下跌或其他原因而向下修正，我们记录的DD & A费用增长率。相反，如果已探明储量向上修正，我们记录DD & A费用的比率就会下降。
我们的某些已探明储量在2023年年中被向下修正，原因是2023年上半年大宗商品价格下降以及其他因素，导致我们在2023年第三季度的原油和天然气资产的DD & A率高于2022年第三季度。
财产损失。与2022年第三季度的1280万美元相比，2023年第三季度的资产减值总额减少了180万美元，至1100万美元，这反映了未开发租赁成本的摊销减少，原因是管理层对未证实的资产的估计发生变化，这些资产预计在租赁期内不会转移到证实的资产。在2023年第三季度和2022年第三季度期间，没有确认财产减值。
一般和行政费用。与2022年第三季度的6870万美元相比，2023年第三季度的总G & A费用增加了4370万美元，至1.124亿美元，增幅为64%。
总的G & A费用包括2023年第三季度和2022年第三季度的奖励性薪酬/先前股权奖励费用，分别为6140万美元和1670万美元，增加的原因是主要由于2023年9月远期商品价格上涨导致公司价值在不同期间发生变化，导致估计的奖励性薪酬支付义务增加。
2023年第三季度，除激励薪酬/先前股权奖励以外的G & A费用总计为5100万美元，与2022年第三季度的5200万美元保持一致。
下表显示了所列期间按销售单位计算的G & A费用的构成部分。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|||||
美元/桶油当量 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
一般和行政费用 |
|
$ |
1.22 |
|
|
$ |
1.36 |
|
奖励薪酬/先前股权奖励 |
|
|
1.47 |
|
|
|
0.43 |
|
一般和行政费用共计 |
|
$ |
2.69 |
|
|
$ |
1.79 |
|
利息费用。与2022年第三季度的7070万美元相比，2023年第三季度的利息支出增加了3020万美元，即43%，达到1.009亿美元，原因是我们的加权平均未偿债务余额从2022年第三季度的64亿美元增加到2023年第三季度的79亿美元，同时未偿信贷安排和定期贷款借款的浮动利率上升。我们未偿债务的增加主要是由于2022年第四季度为哈姆家族2022年11月私有化交易的一部分提供资金而产生的债务。
所得税。在2023年第三季度和2022年第三季度，我们分别按税前收入的23.5%和24.5%的联邦和州合并税率提供了所得税。我们在2023年第三季度录得1.060亿美元的所得税拨备，在2022年第三季度录得3.234亿美元的所得税拨备，这导致实际税率分别为22.2%和24.1%，
20
分别考虑了法定税率的适用、永久应纳税差额、预计税收抵免、股权/激励薪酬的税收影响等项目。
截至2023年9月30日止九个月与截至2022年9月30日止九个月比较
经营成果
下表列出所列期间的部分财务和业务信息。
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
|||||
以千为单位 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
原油、天然气和天然气液体销售 |
|
$ |
5,663,672 |
|
|
$ |
7,870,696 |
|
衍生工具收益（损失）净额 |
|
|
270,795 |
|
|
|
(1,009,460 |
) |
原油和天然气服务业务 |
|
|
73,716 |
|
|
|
52,707 |
|
总收入 |
|
|
6,008,183 |
|
|
|
6,913,943 |
|
业务费用和开支 |
|
|
(3,221,798 |
) |
|
|
(2,961,094 |
) |
其他费用，净额 |
|
|
(297,453 |
) |
|
|
(211,408 |
) |
所得税前收入 |
|
|
2,488,932 |
|
|
|
3,741,441 |
|
准备金 |
|
|
(539,139 |
) |
|
|
(903,745 |
) |
附属公司净亏损中的权益前收入 |
|
|
1,949,793 |
|
|
|
2,837,696 |
|
附属公司净亏损中的权益 |
|
|
(2,041 |
) |
|
|
(736 |
) |
净收入 |
|
|
1,947,752 |
|
|
|
2,836,960 |
|
归属于非控制性权益的净利润 |
|
|
1,854 |
|
|
|
17,349 |
|
归属于大陆能源的净利润 |
|
$ |
1,945,898 |
|
|
$ |
2,819,611 |
|
生产量： |
|
|
|
|
|
|
||
原油（MBbl） |
|
|
62,098 |
|
|
|
54,018 |
|
天然气（MMcf） |
|
|
340,529 |
|
|
|
325,011 |
|
原油当量（MBoe） |
|
|
118,852 |
|
|
|
108,187 |
|
销售量： |
|
|
|
|
|
|
||
原油（MBbl） |
|
|
61,780 |
|
|
|
53,979 |
|
天然气（MMcf） |
|
|
340,529 |
|
|
|
325,011 |
|
原油当量（MBoe） |
|
|
118,535 |
|
|
|
108,147 |
|
生产
下表汇总了我们今年迄今按主要作业地区划分的日均Boe产量的变化。
每天的Boe产量 |
|
年初至今2023年9月30日 |
|
|
年初至今2022年9月30日 |
|
|
%变化 |
|
|||
巴肯 |
|
|
196,605 |
|
|
|
169,889 |
|
|
|
16 |
% |
阿纳达科盆地 |
|
|
156,550 |
|
|
|
155,861 |
|
|
|
0 |
% |
粉河流域 |
|
|
23,144 |
|
|
|
23,438 |
|
|
|
(1 |
)% |
二叠纪盆地 |
|
|
53,320 |
|
|
|
40,903 |
|
|
|
30 |
% |
所有其他 |
|
|
5,738 |
|
|
|
6,197 |
|
|
|
(7 |
)% |
合计 |
|
|
435,357 |
|
|
|
396,288 |
|
|
|
10 |
% |
下表汇总了本年度到目前为止我们按产品分类的生产变化。
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
|
|
|
|
音量 |
|
|||||||||||||||
|
|
2023 |
|
|
2022 |
|
|
音量 |
|
|
百分比 |
|
||||||||||||
|
|
音量 |
|
|
百分比 |
|
|
音量 |
|
|
百分比 |
|
|
增加 |
|
|
增加 |
|
||||||
原油（MBbl） |
|
|
62,098 |
|
|
|
52 |
% |
|
|
54,018 |
|
|
|
50 |
% |
|
|
8,080 |
|
|
|
15 |
% |
天然气（MMcf） |
|
|
340,529 |
|
|
|
48 |
% |
|
|
325,011 |
|
|
|
50 |
% |
|
|
15,518 |
|
|
|
5 |
% |
共计（MBoe） |
|
|
118,852 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
108,187 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
10,665 |
|
|
|
10 |
% |
与2022年迄今相比，2023年迄今的原油产量增加了15%，这主要是由于Bakken油田在过去一年中完成了新的油井，与去年同期相比增加了4973 MBbls，即16%。这一增长在一定程度上也是由我们过去一年在二叠纪盆地的房地产收购和随后的新井完井所推动的，这使我们2023年的产量比2022年增加了2,497百万桶，即29%。此外，由于在过去一年中完成了新的油井，我们的原油产量增加了1003MBbls，即11%。
21
阿纳达科盆地2023年至今对比2022年至今。由于与上一期间相比新完井数量减少，粉河盆地原油产量减少了278MBbls，即7%，部分抵消了这些增加。
2023年迄今天然气产量增加5%，部分原因是巴肯油田在过去一年中完成了新的油井，与去年同期相比增加了13,925千立方英尺，即15%。增长的部分原因还包括我们过去一年在二叠纪盆地和波德河盆地的房地产收购和随后的新油井完井，这使我们2023年迄今的产量比2022年迄今增加了6,545 MMcf。这些增长被阿纳达科盆地天然气产量减少4,889 MMcf或2%部分抵消，原因是最近的资本支出主要分配给该地区的石油加权项目。
收入
下面列出的原油、天然气和天然气液体的净销售额和相关的净销售价格是非公认会计原则的衡量标准。有关这些指标的讨论和计算，请参见后面标题为“非公认会计原则财务指标”的部分。
原油、天然气和天然气液体的净销售。2023年至今的净销售额总计54.2亿美元，与2022年同期的76.3亿美元相比下降29%，原因是净销售价格下降，但被销量增加部分抵消，如下文所述。
与2022年迄今相比，2023年迄今的总销量增加了10,388MBoe，即10%，这是由于过去一年中增加了钻探和完井活动，以及房地产收购增加了新井。与2022年迄今相比，2023年迄今，我们的原油销售量增长了14%，天然气销售量增长了5%。
2023年至今，我们的原油净销售价格平均为每桶73.62美元，而2022年至今为每桶95.51美元，原因是不同时期之间各种宏观经济条件的变化导致市场价格大幅下降。2023年至今，纽约商品交易所西德克萨斯中间日历月价格与我们实现的原油净销售价格之间的差价平均为每桶3.76美元，而2022年至今为每桶2.63美元。
由于市场价格和价格实现大幅下降，我们2023年至今的天然气净销售价格平均为每千立方英尺2.56美元，而2022年至今的天然气净销售价格为每千立方英尺7.63美元。我们的净销售价格与NYMEXHenry Hub日历月天然气价格之间的差额为2023年至今每千立方英尺折价0.13美元，而2022年至今每千立方英尺溢价0.74美元。由于原油价格下降和其他因素，2023年的NGL价格比2022年的水平有所下降，导致我们的天然气销售流相对于基准价格实现的价格下降。
衍生品。在截至2023年9月30日的九个月内，大宗商品价格下降对我们衍生品的公允价值产生了总体有利影响，这导致该期间的正收入调整总额为2.708亿美元，其中包括2.094亿美元的现金收益和6140万美元的未结算非现金收益，而2022年同期的负收入调整总额为10亿美元。
业务费用和开支
生产费用。生产费用从2022年迄今的4.568亿美元增加到2023年迄今的5.322亿美元，增加了75.4百万美元，即16%，原因是钻探活动和资产收购导致的生产井数量增加、服务和材料的成本上涨、巴肯和波德河流域冬季恶劣天气条件的相关成本，以及旨在提高生产资产产量的修井相关活动增加。2023年至今，每桶油当量的生产费用平均为4.49美元，而2022年至今，每桶油当量为4.22美元，增加的主要原因是修井相关活动增加、成本上涨以及过去一年二叠纪和粉河盆地的石油加权产量增加，与阿纳达科盆地的天然气加权资产相比，二叠纪和粉河盆地的单位运营成本通常更高。
22
生产税和从价税。生产和从价税减少1.228亿美元，即22%，2023年至今为4.404亿美元，而2022年至今为5.632亿美元，原因是先前描述的原油和天然气收入减少。截至2023年，我们的生产税占净销售额的百分比平均为8.1%，与截至2022年的7.4%相比有所增加。这一增长是由于公司经营区域的原油和天然气销售组合在不同时期之间发生了变化。
折旧、损耗、摊销和增值。DD & A总额增加了2.074亿美元，即15%，2023年年初至今为16亿美元，而2022年年初至今为14亿美元，这主要是由于先前描述的总销售量增加了10%。下表显示了我们的DD & A在所列期间的销售单位基础上的组成部分。
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
|||||
美元/桶油当量 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
原油和天然气 |
|
$ |
13.00 |
|
|
$ |
12.62 |
|
其他设备 |
|
|
0.44 |
|
|
|
0.20 |
|
资产报废债务增加 |
|
|
0.09 |
|
|
|
0.09 |
|
折旧、损耗、摊销和增值 |
|
$ |
13.53 |
|
|
$ |
12.91 |
|
财产损失。与2022年迄今的5290万美元相比，2023年迄今的财产减值总额减少了640万美元，至4650万美元，这主要反映了未开发租赁成本的摊销减少，原因是管理层对未证实的财产的估计发生了变化，这些财产预计不会在租赁期内转移到证实的财产。
一般和行政费用。截至2023年，总的G & A费用增加了2470万美元，增幅为12%，达到2.308亿美元，而截至2022年，总费用为2.061亿美元。
总的G & A费用包括激励薪酬/先前股权奖励的费用，2023年和2022年迄今分别为8690万美元和6080万美元。这一增加主要是由于公司价值变动引起的估计奖金支付义务的增加，这部分被先前确认的与预期不再归属的奖金奖励有关的费用转回所抵消。
截至2023年，除奖励性薪酬/先前股权奖励以外的G & A费用总计1.439亿美元，与截至2022年的1.453亿美元保持一致。
下表显示了所列期间按销售单位计算的G & A费用的构成部分。
|
|
截至9月30日的9个月， |
|
|||||
美元/桶油当量 |
|
2023 |
|
|
2022 |
|
||
一般和行政费用 |
|
$ |
1.21 |
|
|
$ |
1.35 |
|
奖励薪酬/先前股权奖励 |
|
|
0.74 |
|
|
|
0.56 |
|
一般和行政费用共计 |
|
$ |
1.95 |
|
|
$ |
1.91 |
|
利息费用。利息支出从2022年迄今的2.155亿美元增加到2023年迄今的3.060亿美元，增加了9050万美元，即42%，原因是我们的加权平均未偿债务余额从2022年迄今的66亿美元增加到2023年迄今的81亿美元，加上未偿信贷安排和定期贷款借款的浮动利率增加。我们未偿债务的增加主要是由于2022年第四季度为哈姆家族2022年11月私有化交易的一部分提供资金而产生的债务。
所得税。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的九个月中，我们分别按税前收入的23.5%和24.5%的联邦和州税合并税率提供了所得税。我们在2023年年初至今录得5.391亿美元的所得税拨备，在2022年年初至今录得9.037亿美元的所得税拨备，这导致实际税率分别为21.7%和24.2%，在考虑了法定税率、永久应税差异、估计税收抵免、股权/激励薪酬的税收影响和其他项目后。
23
流动性和资本资源
我们流动性的主要来源历来是经营活动产生的现金流、我们的信贷安排提供的融资以及债务证券的发行。此外，资产处置和联合发展安排为减少债务和提高流动性提供了现金流来源。
截至2023年10月31日，我们的信贷安排下有7.01亿美元的未偿还借款和15.5亿美元的可用借款。我们的信贷安排是无担保的，没有需要重新确定的借款基础，到2026年10月才会到期。我们仍然致力于减少债务，并计划在未来12个月内利用现有现金流继续优先偿还信贷安排借款，并预期我们的信贷安排借款的可得性和流动性将根据当前市场状况从目前水平有所改善。如附注6所述。衍生工具，我们已对很大一部分预测的未来生产进行了对冲，以减少不利的价格波动风险，并帮助确保现金流，以支持我们的资本计划、债务削减计划和一般公司需求。
根据我们计划的资本支出、我们预测的现金流和预计的负债水平，我们预计将继续遵守我们的信贷安排、定期贷款和优先票据契约下的契约。此外，根据目前的市场迹象，我们预计将在2023年9月30日履行我们对第三方的合同现金承诺，包括随后在“未来资本要求”标题下描述的承诺，同时认识到即使我们的业务计划假设发生变化，我们也可能需要履行这些承诺。我们根据实际和预计的现金流量密切监测我们的资本支出，并有能力在必要时减少支出或处置资产，以保持流动性和财务灵活性，为我们的业务提供资金。
现金流
经营活动产生的现金流量
截至2023年，经营活动提供的现金净额减少18.9亿美元，即35%，至35.7亿美元，而截至2022年，这一数字为54.6亿美元。减少的原因是，原油、天然气和NGL收入减少22.1亿美元，原因是先前所述的商品价格下降，以及与销售量增加和公司过去一年的增长有关的某些其他现金经营费用增加。增加的现金业务费用包括：生产费用增加7540万美元，运输、收集、加工和压缩费用增加840万美元，支付利息的现金增加1.028亿美元，支付所得税的现金增加1610万美元，以及支付既得奖励补偿金的现金1.295亿美元。这些增加额被到期商品衍生品的已实现现金收益增加6.131亿美元和与收入减少有关的生产税和从价税减少1.228亿美元部分抵消。
投资活动产生的现金流量
截至2023年，用于投资活动的净现金总额为27.7亿美元，与截至2022年的27.0亿美元保持一致。我们2023年至今的投资现金流包括28.0亿美元的勘探和开发费用，而2022年至今的勘探和开发费用为20.6亿美元，反映了预算支出的计划增加。支出的增加被以下因素部分抵消：对生产原油和天然气资产的收购减少，2023年迄今的收购金额为1.62亿美元，而2022年迄今的收购金额为4.327亿美元；出售资产的收益增加，2023年迄今的收益为3.774亿美元，而2022年迄今的收益为320万美元。
筹资活动产生的现金流量
2023年迄今用于筹资活动的现金净额总计8.868亿美元，主要包括2.29亿美元的信贷额度净偿还额、6.36亿美元用于赎回优先票据的现金和2530万美元分配给非控股股东的现金。
24
2022年迄今用于筹资活动的净现金总额为9.74亿美元，主要包括5亿美元的信贷额度净偿还额、2.84亿美元的普通股现金股息、1亿美元用于回购普通股的现金以及3200万美元用于回购优先票据的现金。
未来筹资来源
尽管我们不能提供任何保证，但我们认为，来自经营现金流、我们的现金余额和我们的信贷安排下的可用资金应足以满足我们至少未来12个月的正常经营需求、偿债义务、预算资本支出和所得税现金支付，并满足我们在“未来12个月后的资本要求”标题下所述的对第三方的合同现金承诺。
基于目前的市场迹象，我们的对冲投资组合提供了针对大宗商品价格下跌的现金流保护，我们未来12个月的预算资本支出计划预计将由经营现金流提供资金。与预算支出相比，经营现金流的任何不足预计将由我们的信贷安排下的借款提供资金。如果现金流受到商品价格下跌的重大影响，我们有能力减少我们的资本支出，或在需要时利用我们的信贷安排为我们的业务提供资金。
我们可能会选择进入银行或债务资本市场，以获得额外的融资或资本，为我们的业务提供资金，或利用可能出现的商业机会。此外，如果这些交易能够以令人满意的条件进行，我们可能会出售资产或进入战略联合开发机会以获得资金。但是，不能保证这种交易将会发生。
信贷安排
我们有一项无担保信贷安排，将于2026年10月到期，贷款人承诺总额为22.55亿美元。这些承诺来自一个由13家银行和金融机构组成的银团。我们相信，目前辛迪加的每个成员都有能力为其承诺提供资金。
我们的信贷安排下的承付款不取决于借款基数的计算，但须根据商品价格和探明储量的变化定期重新确定。此外，与我们的信用评级相关的降级或其他负面评级行动不会触发我们当前信用安排承诺的减少，也不会触发安全要求或契约的变更。
我们的信贷安排包含限制性契约，这些契约可能会限制我们的能力，其中包括产生额外债务、产生留置权、从事售后回租交易，或合并、合并或出售我们的全部或几乎全部资产。我们的信贷安排还要求我们保持合并净债务与总资本比率不超过0.65比1.00。见未经审计的简明合并财务报表附注——附注8。债务讨论如何计算这个比率是根据我们的信贷协议。
我们在2023年9月30日遵守了我们的信贷安排契约，并期望保持这种遵守。截至2023年9月30日，我们的合并净债务与总资本比率为0.42。我们认为，信贷安排契约不会合理地限制我们在必要时为支持我们的业务而进行额外债务融资的能力。
25
未来资本要求
我们未来的现金需求概述如下。根据目前的市场迹象，我们预计将在2023年9月30日之前履行我们对第三方的合同现金承诺，因为我们认识到，即使我们的业务计划假设发生变化，我们也可能需要履行这些承诺。
高级笔记
我们的债务包括截至2023年9月30日总计57亿美元的未偿优先票据债务，不包括利息支付债务。我们的优先票据不受任何强制赎回或偿债基金要求的约束。最早到期的优先票据是2024年6月到期的8.93亿美元的2024年票据。我们预期能够产生或借入足够的资金，以便在到期日之前完全赎回我们的2024年债券。有关我们的优先票据的面值、到期日、半年期付息日、可选择的赎回期和契约限制的更多信息，请参阅附注8。未经审计的简明合并财务报表附注中的债务。
我们在2023年9月30日遵守了我们的优先票据契约，并期望保持这种遵守。我们认为，优先票据契约不会严重限制我们进行额外债务融资的能力。就我们的优先无担保债务的信用评级而作出的降级或其他负面评级行动，不会触发额外的优先票据契约。
信贷安排借款
截至2023年10月31日，我们的信贷安排有7.01亿美元的未偿还借款。我们的信贷安排将于2026年10月到期。
定期贷款
我们有一笔7.5亿美元的定期贷款，将于2025年11月到期。定期贷款中的契约要求与我们循环信贷安排中的契约一致，包括我们保持合并净债务与总资本比率不超过0.65比1.0的要求。截至2023年9月30日，我们遵守了定期贷款契约，并期望保持合规。就授予我们的高级无担保债务的信用评级进行的降级或其他负面评级行动不会触发担保要求或定期贷款契约的变更。
运输、收集和加工承诺
我们已作出运输、收集和加工承诺，以保证原油和天然气管道以及天然气处理设施的能力，这些设施要求我们支付单位费用，无论使用的能力有多大。截至2023年9月30日，这些安排下的未来承付款约为9.09亿美元。见附注9。未经审计的简明综合财务报表附注中的承付款项和或有事项，以获取更多信息。
资本支出
我们2023年的资本支出预算预计为32.5亿美元。收购和投资的费用没有列入预算，但计划的矿产收购支出数额除外。
在截至2023年9月30日的九个月里，我们在资本项目上投入了25.3亿美元，其中不包括6.81亿美元未列入预算的收购和830万美元归属于佛朗哥-内华达的矿产收购，包括与2022年12月31日相比资本支出应计增加相关的8660万美元资本成本。我们2023年迄今的资本支出分配如下表所示。
26
以百万计 |
|
2023年第一季度 |
|
|
2023年第二季度 |
|
|
2023年第三季度 |
|
|
2023年初至今 |
|
||||
勘探和开发钻探 |
|
$ |
740.6 |
|
|
$ |
700.5 |
|
|
$ |
671.8 |
|
|
$ |
2,112.9 |
|
土地成本 |
|
|
42.5 |
|
|
|
43.8 |
|
|
|
24.5 |
|
|
|
110.8 |
|
归属于大陆集团的矿产收购 |
|
|
0.6 |
|
|
|
0.9 |
|
|
|
0.6 |
|
|
|
2.1 |
|
资本设施、修井、水基础设施和其他公司资产 |
|
|
115.0 |
|
|
|
102.2 |
|
|
|
89.0 |
|
|
|
306.2 |
|
归属于大陆集团的资本支出，不包括未编入预算的收购 |
|
|
898.7 |
|
|
|
847.4 |
|
|
|
785.9 |
|
|
|
2,532.0 |
|
未编入预算的采购 |
|
|
240.7 |
|
|
|
56.3 |
|
|
|
384.2 |
|
|
|
681.2 |
|
归属于大陆集团的资本支出总额 |
|
$ |
1,139.4 |
|
|
$ |
903.7 |
|
|
$ |
1,170.1 |
|
|
$ |
3,213.2 |
|
归属于Franco-Nevada的矿产收购 |
|
|
2.3 |
|
|
|
3.5 |
|
|
|
2.5 |
|
|
|
8.3 |
|
资本支出总额 |
|
$ |
1,141.7 |
|
|
$ |
907.2 |
|
|
$ |
1,172.6 |
|
|
$ |
3,221.5 |
|
我们的钻探和完井活动以及我们资本支出的实际金额和时间可能与我们的预算有很大差异，原因包括：可用现金流、未编入预算的收购、实际钻探和完井结果、操作流程改进、钻井和完井设备以及其他服务和设备的可用性、成本膨胀、运输、收集和处理能力的可用性、商品价格的变化以及监管、技术和竞争方面的发展。我们根据实际和预计的现金流密切监控我们的资本支出，如果大宗商品价格从当前水平发生重大变化，我们可能会调整我们的支出。当我们有能力以有吸引力的条件增加我们在战略性投资中的地位时，我们期望继续以房地产买家的身份参与。
所得税的现金支付
在截至2023年9月30日的九个月里，我们为联邦和州所得税支付了总计4.56亿美元的现金，这是与2022年纳税申报延期相关的付款，以及根据对2023年应税收入的估计，为2023年联邦和州所得税支付的估计季度付款。对未来应纳税收入的估计涉及重大判断，因为我们需要对未来的商品价格、预计的生产、发展活动、资本支出、盈利能力和总体经济状况作出假设，所有这些都需要在获得更好的信息后，在未来期间进行重大修正。如果大宗商品价格保持在当前水平，我们预计至少在2024年底之前将继续产生可观的应税收入，这将导致我们在2024年继续按季度支付估计税款，这可能与2023年迄今支付的税款大致相当。由于在预测应税收入时使用的许多因素都具有很大的不确定性，因此我们无法确定地预测未来的所得税支付额。
长期激励薪酬奖励
如附注10所述。在未经审计的简明合并财务报表附注中的奖励薪酬，截至2023年9月30日，我们在未经审计的简明合并资产负债表中确认了1.305亿美元的流动负债和3780万美元的非流动负债，这与授予计划于2024年、2025年和2026年授予员工的未归属奖励薪酬有关。我们打算在归属时以现金结算这些奖励。我们的已确认负债将在适用的授标归属日期之前的每个报告期重新计量，以反映雇员提供的额外服务，并反映基于独立第三方评估的公司价值基本变化所引起的预期现金付款的变化。
优先票据赎回和回购
在最近几个时期，我们已经赎回或回购了一部分未偿还的优先票据。我们可能会不时在公开市场交易、私下协商的交易或其他方式中执行额外的赎回或回购我们的优先票据以换取现金。任何此类赎回或回购的时间和金额将取决于当前市场状况、我们的流动性、未来获得资本的前景以及其他因素。任何此类交易所涉及的金额，无论是单独的还是合计的，都可能是重大的。我们8.93亿美元的2024年票据将于2024年6月到期。我们期望能够产生或借入足够的资金，以便在到期日之前完全赎回我们的2024年债券。
27
衍生工具
截至2023年9月30日，我们衍生工具的公允价值为1.173亿美元的净负债。见附注6。未经审计简明合并财务报表附注中的衍生工具，以进一步讨论我们的对冲活动，包括截至2023年9月30日的衍生合约摘要。我们的衍生工具的估计公允价值对市场价格波动高度敏感，因此会受到不同时期的重大波动的影响。见项目3。关于市场风险的定量和定性披露，以了解假设的商品价格变化将如何影响截至2023年9月30日我们的衍生品的公允价值。
关键会计政策和估计
我们的关键会计政策和估计与我们在2022年10-K表中披露的政策和估计没有变化。
非公认会计原则财务措施
原油、天然气和液化天然气净销售额和净销售价格
与我们经营的物业的生产相关的收入和运输费用单独报告。对于非营运物业，我们从营运商收到一笔净额付款，以支付我们在销售收益中所占的份额，该款项是扣除营运商所产生的任何费用后的净额。这类非经营性收入按收到的收益净额确认。因此，我们经营物业的收入和运输费用的单独列报方式与非经营物业的净额列报方式不同。这会影响某些运营指标的可比性，例如单位销售价格，当这些指标是按照美国公认会计原则编制时，一些收入采用毛额列报，另一些收入采用净额列报。
为了提供与管理层评估公司经营业绩的方式一致的指标，并实现营业收入和非营业收入之间的可比性，我们在管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析中列出了扣除运输费用的原油、天然气和天然气液体销售，我们将其称为“原油、天然气和天然气液体销售净额”，这是一种非公认会计原则的衡量标准。使用净销售额计算的平均销售价格被称为“净销售价格”，这是一种非公认会计原则的衡量标准，计算方法是收入减去运输费用除以销售量。管理层认为，列报我们的收入和扣除运输费用的销售价格是有用的，因为它使经营和非经营收入之间的列报差异正常化，并允许在全公司范围内将净实现价格与纽约商品交易所基准价格进行有益的比较。
下表列出了截至2023年9月30日和2022年9月的三个月和九个月的原油、天然气和液化天然气销售额（GAAP）与原油、天然气和液化天然气净销售额及相关净销售价格（非GAAP）的对账。
|
|
截至2023年9月30日止三个月 |
|
|
截至2022年9月30日止三个月 |
|
||||||||||||||||||
以千为单位 |
|
原油 |
|
|
天然气 |
|
|
合计 |
|
|
原油 |
|
|
天然气 |
|
|
合计 |
|
||||||
原油、天然气和NGL销售（GAAP） |
|
$ |
1,800,610 |
|
|
$ |
281,721 |
|
|
$ |
2,082,331 |
|
|
$ |
1,738,414 |
|
|
$ |
1,028,848 |
|
|
$ |
2,767,262 |
|
减：运输费用 |
|
|
(74,320 |
) |
|
|
(12,553 |
) |
|
|
(86,873 |
) |
|
|
(67,818 |
) |
|
|
(17,832 |
) |
|
|
(85,650 |
) |
原油、天然气和NGL销售净额（非公认会计原则） |
|
$ |
1,726,290 |
|
|
$ |
269,168 |
|
|
$ |
1,995,458 |
|
|
$ |
1,670,596 |
|
|
$ |
1,011,016 |
|
|
$ |
2,681,612 |
|
销售量（MBbl/MMcf/MBoe） |
|
|
21,960 |
|
|
|
118,913 |
|
|
|
41,779 |
|
|
|
18,674 |
|
|
|
118,116 |
|
|
|
38,360 |
|
净销售价格（非公认会计原则） |
|
$ |
78.61 |
|
|
$ |
2.26 |
|
|
$ |
47.76 |
|
|
$ |
89.46 |
|
|
$ |
8.56 |
|
|
$ |
69.91 |
|
28
|
|
截至2023年9月30日止九个月 |
|
|
截至2022年9月30日止九个月 |
|
||||||||||||||||||
以千为单位 |
|
原油 |
|
|
天然气 |
|
|
合计 |
|
|
原油 |
|
|
天然气 |
|
|
合计 |
|
||||||
原油、天然气和NGL销售（GAAP） |
|
$ |
4,752,572 |
|
|
$ |
911,100 |
|
|
$ |
5,663,672 |
|
|
$ |
5,343,742 |
|
|
$ |
2,526,954 |
|
|
$ |
7,870,696 |
|
减：运输费用 |
|
|
(204,613 |
) |
|
|
(40,654 |
) |
|
|
(245,267 |
) |
|
|
(188,418 |
) |
|
|
(48,433 |
) |
|
|
(236,851 |
) |
原油、天然气和NGL销售净额（非公认会计原则） |
|
$ |
4,547,959 |
|
|
$ |
870,446 |
|
|
$ |
5,418,405 |
|
|
$ |
5,155,324 |
|
|
$ |
2,478,521 |
|
|
$ |
7,633,845 |
|
销售量（MBbl/MMcf/MBoe） |
|
|
61,780 |
|
|
|
340,529 |
|
|
|
118,535 |
|
|
|
53,979 |
|
|
|
325,011 |
|
|
|
108,147 |
|
净销售价格（非公认会计原则） |
|
$ |
73.62 |
|
|
$ |
2.56 |
|
|
$ |
45.71 |
|
|
$ |
95.51 |
|
|
$ |
7.63 |
|
|
$ |
70.59 |
|
29
项目3。关于市场风险的定量和定性披露
一般。我们面临多种市场风险，包括商品价格风险、信用风险和利率风险。我们寻求通过一项风险管理计划来应对这些风险，其中可能包括使用衍生工具。
商品价格风险。我们的主要市场风险敞口在于我们从原油、天然气和天然气液体的销售中获得的价格。实际定价主要由适用于我们的天然气和液化天然气生产的全球原油价格和现货市场价格驱动。几年来，商品价格一直波动不定，难以预测，我们预计这种波动今后将继续下去。我们收到的生产价格取决于我们无法控制的许多因素，包括销售点的产品价格与适用的指数价格之间的差异。根据我们截至2023年9月30日止九个月的平均日产量，不包括现有衍生工具的影响，2023年9月30日原油价格每变动10.00美元，我们的年收入将增加或减少约8.3亿美元，2023年9月30日天然气价格每变动1.00美元，我们的年收入将增加或减少约4.55亿美元。
为了降低由商品价格的市场波动引起的价格风险，我们不时对一部分预期产量进行经济对冲，作为我们风险管理计划的一部分。此外，我们可以利用基差合约来对冲衍生合约指数价格与我们的实物定价点之间的差价。减少我们对价格波动的敞口有助于确保资金用于我们的资本计划和一般公司用途。我们决定以多少数量和价格对冲我们的生产，部分是基于我们对当前和未来市场状况的看法。如果某些时期的价格环境被认为是不利的，我们可能会选择不对未来的生产进行套期保值。此外，我们可能会选择在现有衍生品头寸的合约到期之前结清其头寸。虽然套期保值如果被利用，会限制不利价格变动的下行风险，但它也会限制价格上涨带来的未来收入。
截至2023年9月30日，我们衍生品工具的公允价值为1.173亿美元的净负债，其中包括与天然气衍生品相关的6780万美元净资产和与原油衍生品相关的1.851亿美元净负债。下表显示了用于计算衍生工具公允价值的基础远期价格假设+/-10%的变化将如何影响截至2023年9月30日的公允价值估计。
|
|
|
|
假设公允价值 |
|
|
以千为单位 |
|
远期价格变动 |
|
资产（负债） |
|
|
原油 |
|
-10% |
|
$ |
94,774 |
|
原油 |
|
+10% |
|
$ |
(465,008 |
) |
天然气 |
|
-10% |
|
$ |
299,052 |
|
天然气 |
|
+10% |
|
$ |
(163,056 |
) |
由于上述价格敏感性，我们的衍生工具的公允价值发生变化，将使我们的总收入发生相应的变化。
信用风险。我们监控由于交易对手不履行其合同义务而造成损失的风险。我们的主要信用风险敞口是通过出售我们的产品（我们向能源营销公司、原油精炼公司以及天然气收集和加工公司销售产品）（截至2023年9月30日，应收账款为13亿美元），以及我们的共同利息和其他应收款（截至2023年9月30日，3.85亿美元）。
我们主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监控我们在商品销售中对交易对手的风险敞口。我们根据我们对每个交易对手的信用价值的评估来延长信用期限。我们一般没有要求我们的对手方提供抵押品，以担保欠我们的商品销售应收款。从历史上看，我们在商品销售应收款方面的信贷损失并不重要。
应收共同利息产生于向在我们运营的油井中拥有部分权益的个人和实体开具账单。这些个人和实体参与我们的油井，主要是基于他们在我们希望钻探的单元所包含的租约中的所有权。我们几乎不能选择谁参与我们的水井。为了最大限度地减少我们对这种信用风险的敞口，我们通常要求在合同或州法律允许的情况下预付钻井费用。对于这种预付款项，记录一项负债，随后随着相关工作的进行而减少。截至2023年9月30日，此项负债为2500万美元，将用于
30
在开票时抵消未来的资本成本。通过这种方式，我们降低了信贷风险。我们可能有权对共有人在油井中的权益设置留置权，对所欠款项的净生产收益设置留置权，以确保付款，或在必要时取消对该权益的赎回权。从历史上看，我们在应收连带利息方面的信用损失并不重要。
利率风险。我们对利率变化的敞口主要与我们在信贷安排和7.5亿美元定期贷款下不时未偿还的浮动利率借款有关。此类借款按市场利率加上基于借款条款和授予我们优先、无担保、长期债务的信用评级的保证金计息。我们所有的其他长期负债都是固定利率，不会使我们面临因市场利率变化而导致现金流损失的风险。
截至2023年10月31日，我们的信贷安排有7.01亿美元的未偿还浮动利率借款，定期贷款有7.5亿美元的浮动利率借款。利率提高0.25%对这一数额的债务的影响将导致利息支出增加，所得税前收入减少，每年约为360万美元。
我们通过监测市场利率变化的影响和我们的债务组合中浮动利率与固定利率债务的比例来管理我们的利率敞口。我们可能会利用利率衍生品来改变利率敞口，以减少与现有债务问题相关的利率支出。利率衍生品可能仅用于调整利率敞口，而不用于调整债务组合的总体杠杆。我们目前没有利率衍生品。
项目4。控制和程序
对披露控制和程序的评价
截至本报告所述期间结束时，在包括首席执行官和首席财务官在内的公司管理层的监督和参与下，对公司披露控制和程序（根据经修订的1934年《证券交易法》（《交易法》）第13a-15（e）条的规定）的设计和运作的有效性进行了评估。基于这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序自2023年9月30日起生效，以确保公司根据《交易法》提交和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得到记录、处理、汇总和报告，并且根据《交易法》要求披露的信息被积累并酌情传达给公司管理层，包括首席执行官和首席财务官，以便及时就要求披露做出决定。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年9月30日的三个月内，我们对财务报告的内部控制（该术语在《交易法》规则13a-15（f）和15d-15（f）中定义）没有对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
对控制和程序的固有限制
一个控制系统，无论设计和操作得多么好，只能提供合理的，而不是绝对的，保证控制系统的目标得到满足。财务报告的内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。此外，对今后各期的任何成效评估的预测也会受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或政策或程序的遵守程度可能恶化。因此，即使是有效的内部控制制度，也只能合理保证内部控制制度的目标得到实现。
31
第二部分。其他信息
项目1。法律程序
我们参与了各种法律诉讼，包括但不限于商业纠纷、特许权使用费和土地所有者的索赔、财产损失索赔、人身伤害索赔、监管合规事项、与税务机关的纠纷和其他事项。虽然无法确切预测这些法律事项的结果，但我们预计它们不会对我们的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。
项目1A。风险因素
除了本10-Q表中列出的信息外，您还应仔细考虑第一部分第1A项中讨论的风险因素。2022年10-K表中的风险因素，可能对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。本10-Q表格（如果有的话）和我们2022年10-K表格中描述的风险并不是我们公司面临的唯一风险。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对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大不利影响。
我们的风险因素与我们在2022年10-K表中披露的因素相比没有重大变化。
项目2。未登记的股本证券销售及所得款项用途
不适用。
项目3。优先证券违约
不适用。
项目4。地雷安全披露
不适用。
项目5。其他信息
不适用。
32
项目6。展品
根据S-K条例第601项要求提交的证物如下。
3.1 |
|
|
|
|
|
3.2 |
|
大陆能源公司第五次修订和重述章程作为公司截至2022年12月31日止年度的10-K表格（委员会文件编号：001-32886）的附件 3.2提交，于2023年2月22日提交，并以引用方式并入本文。 |
|
|
|
31.1* |
|
|
|
|
|
31.2* |
|
|
|
|
|
101.印新群岛* |
|
内联XBRL实例文档-内联XBRL实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中 |
|
|
|
101.SCH * |
|
内联XBRL分类法扩展模式文档 |
|
|
|
101.CAL * |
|
内联XBRL分类法扩展计算linkbase文档 |
|
|
|
101.DEF * |
|
内联XBRL分类法扩展定义linkbase文档 |
|
|
|
101.实验室* |
|
内联XBRL分类法扩展标签Linkbase文档 |
|
|
|
101.预* |
|
内联XBRL分类法扩展演示linkbase文档 |
|
|
|
104 |
|
封面页交互式数据文件（格式为Inline XBRL，包含在附件 101中） |
*随函提交
33
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，登记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。
|
|
大陆资源公司 |
||
|
|
|
|
|
日期： |
2023年11月3日 |
签名： |
|
John D. Hart |
|
|
|
|
John D. Hart |
|
|
|
|
首席财务官兼战略规划执行副总裁 （正式认可人员及首席财务主任） |
34