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2024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 |
对于从到的过渡期
委员会文件编号：001-32886
____________________________________
大陆资源公司
（在其章程中指明的注册人的确切名称）
____________________________________
俄克拉何马州 |
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73-0767549 |
（成立或组织的州或其他司法管辖区） |
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（I.R.S.雇主识别号） |
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北百老汇大街20号， |
俄克拉何马城， |
俄克拉何马州 |
73102 |
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（主要行政办公室地址） |
（邮编） |
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||
(405) 234-9000
（注册人的电话号码，包括区号）
不适用
（前名称、前地址和前财政年度，如果自上次报告后发生变化）
根据该法第12（b）条注册的证券：无
____________________________________
用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年证券交易法第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。有ES没有x
用复选标记表明注册人在过去12个月内（或要求注册人提交此类文件的较短期限内）是否以电子方式提交了根据S-T规则第405条（本章第232.405条）要求提交的每个交互式数据文件。是x否ES
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、较小的报告公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型申报公司”、“新兴成长型公司”的定义。
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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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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☐ |
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节提供的任何新的或修订的财务会计准则。¨
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是☐没有x
截至2024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。 |
15 |
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项目3。 |
25 |
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项目4。 |
26 |
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||
项目1。 |
27 |
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项目1a。 |
27 |
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项目2。 |
27 |
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项目3。 |
27 |
|
项目4。 |
27 |
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项目5。 |
27 |
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项目6。 |
28 |
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29 |
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当我们提到“我们”、“我们”、“我们的”、“公司”或“大陆集团”时，我们所描述的是大陆能源公司及其子公司。
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原油和天然气术语词汇表
本节中定义的术语可在本报告通篇使用：
“BBL”1个库存罐桶，容量为42美加仑液体，在此用于指原油、凝析油或天然气液体。
“京东方”每桶原油当量，以两种大宗商品平均当量能量含量计算，六千立方英尺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，可用于描述燃料的能量含量。
“MBBL”一千桶原油、凝析油或天然气液体。
“MBOE”一千个BOE。
“mCF”千立方英尺天然气。
“MMBOE”100万桶油当量。
“MMBTU”百万英热单位。
“MMcF”100万立方英尺天然气。
“NGL”或“NGLs”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、天然汽油等。
纽约商业交易所“NYMEX”。
“探明储量”原油和天然气的数量，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、从已知储层以及在提供经营权的合同到期之前的现有经济条件、作业方法和政府法规下可经济生产的数量，除非有证据表明展期是合理确定的。
i
1995年《私人证券诉讼改革法案》“安全港”条款目的的警示性声明
本报告和本报告中以引用方式并入的信息包括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”。除历史事实陈述外的所有陈述，包括但不限于有关公司业务的预测或预期以及有关公司未来运营、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”和类似表述旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词。
前瞻性陈述可能包括但不限于有关以下方面的陈述：
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，但它们固有地受到众多业务、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，其中许多超出了公司的控制范围。无法保证此类预期将是正确的或实现的，或者假设是准确的或不会随着时间而改变。可能影响业务和前瞻性陈述的运营、业绩和结果的风险和不确定性包括但不限于第二部分第1a项下描述的那些风险因素和其他警示性陈述。风险因素和其他方面
二、
报告（如有）我们截至2023年12月31日止年度的10-K表格年度报告，以及我们不时作出的其他公告。
告诫读者不要过分依赖前瞻性陈述，这些陈述仅在做出此类陈述之日起生效。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2023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。所有前瞻性陈述都被这一警示性声明明确限定为全部内容。
除上述明确说明或适用法律另有要求外，公司不承担公开更正或更新任何前瞻性陈述的义务，无论是由于本报告日期之后的新信息、未来事件或情况，或其他原因。
三、
第一部分.财务信息
项目1。财务报表
大陆能源，Inc.及其子公司
简明合并资产负债表
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2024年9月30日 |
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2023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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应收款项： |
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原油、天然气、天然气液体销售 |
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共同权益及其他 |
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信贷损失备抵 |
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(3,915 |
) |
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(3,172 |
) |
应收款项，净额 |
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衍生资产 |
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库存 |
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预付费用及其他 |
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流动资产总额 |
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净资产和设备，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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$ |
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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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激励补偿负债的当期部分 |
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所得税负债的流动部分 |
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衍生负债 |
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经营租赁负债的流动部分 |
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长期债务的流动部分 |
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流动负债合计 |
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长期债务，扣除流动部分 |
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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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激励补偿负债，非流动 |
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资产报废义务，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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承付款项和或有事项（附注8） |
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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；没有已发行和流通的股票 |
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普通股，面值0.01美元；授权1,000，000,000股 |
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于2024年9月30日及2023年12月31日已发行及流通在外的股份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合计 |
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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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|
随附的附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
1
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合损益表
|
|
截至9月30日的三个月， |
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|
截至9月30日的九个月， |
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||||||||||
以千为单位，每股数据除外 |
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2024 |
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2023 |
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2024 |
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2023 |
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||||
收入： |
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||||
原油、天然气、天然气液体销售 |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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衍生工具收益（亏损），净额 |
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(335,111 |
) |
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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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生产和从价税 |
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运输、收集、加工、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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财产减值 |
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一般和行政费用 |
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出售资产净（收益）损失及其他 |
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总运营成本和费用 |
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经营收入 |
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其他收入（费用）： |
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利息支出 |
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(63,677 |
) |
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(100,885 |
) |
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(215,313 |
) |
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(306,014 |
) |
债务清偿损失 |
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(1,600 |
) |
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其他 |
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(331,632 |
) |
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(14,228 |
) |
|
|
(96,983 |
) |
|
|
(548,545 |
) |
|
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(297,453 |
) |
所得税前收入 |
|
|
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|
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|
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|
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|
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|
准备金 |
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(138,470 |
) |
|
|
(105,994 |
) |
|
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(401,059 |
) |
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(539,139 |
) |
附属公司净亏损的权益前收入 |
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附属公司净亏损中的权益 |
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(769 |
) |
|
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(883 |
) |
|
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(2,981 |
) |
|
|
(2,041 |
) |
净收入 |
|
|
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|
归属于非控股权益的净利润 |
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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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|
$ |
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|
|
|
|
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||||
随附的附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
2
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合权益报表
截至2024年9月30日止三个月 |
|
|||||||||||||||||||||||
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|
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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股份 |
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共同 |
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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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2024年6月30日余额 |
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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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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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向非控制性权益分派 |
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— |
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— |
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— |
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|
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— |
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|
(5,182 |
) |
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|
(5,182 |
) |
2024年9月30日余额 |
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$ |
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|
|
$ |
|
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|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
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|
截至2024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 |
|
股份 |
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|
共同 |
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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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2023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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— |
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应付股息变动 |
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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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向非控制性权益分派 |
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— |
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— |
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|
|
— |
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|
|
(17,270 |
) |
|
|
(17,270 |
) |
2024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日止三个月 |
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|||||||||||||||||||||||
|
|
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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股份 |
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|
共同 |
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|
保留 |
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合计 |
|
|
非控制性 |
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|
总股本 |
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||||||
2023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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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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|
|
|
向非控制性权益分派 |
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
|
|
|
— |
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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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随附的附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
3
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合权益报表（续）
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 |
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股份 |
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共同 |
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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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2022年12月31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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净收入 |
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— |
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— |
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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 |
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— |
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— |
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— |
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— |
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|
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|
向非控制性权益分派 |
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— |
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— |
|
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— |
|
|
|
— |
|
|
|
(22,792 |
) |
|
|
(22,792 |
) |
2023年9月30日余额 |
|
|
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|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
随附的附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
4
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审计的简明合并现金流量表
|
|
截至9月30日的九个月， |
|
|||||
以千为单位 |
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
经营活动产生的现金流量 |
|
|
|
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|
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||
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 |
|
|
|
|
|
|
|
|
财产减值 |
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|
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|
|
|
|
衍生工具的非现金（收益）损失 |
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(61,371 |
) |
递延所得税税项拨备（收益） |
|
|
(30,710 |
) |
|
|
|
|
附属公司净亏损中的权益 |
|
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|
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|
出售资产净（收益）损失 |
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|
债务清偿损失 |
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|
|
其他，净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
资产和负债变动 |
|
|
|
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|
||
应收账款 |
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|
|
|
库存 |
|
|
(2,406 |
) |
|
|
(34,626 |
) |
其他流动资产 |
|
|
(90,196 |
) |
|
|
(2,955 |
) |
应付账款贸易 |
|
|
|
|
|
|
(30,138 |
) |
应付收入和特许权使用费 |
|
|
(182,764 |
) |
|
|
(31,810 |
) |
应计负债和其他 |
|
|
(13,501 |
) |
|
|
(11,837 |
) |
奖励补偿责任 |
|
|
(75,118 |
) |
|
|
(57,399 |
) |
当期所得税负债 |
|
|
(84,556 |
) |
|
|
(85,482 |
) |
其他非流动资产和负债 |
|
|
(18,855 |
) |
|
|
(14,976 |
) |
经营活动所产生的现金净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
投资活动产生的现金流量 |
|
|
|
|
|
|
||
勘探开发 |
|
|
(2,142,748 |
) |
|
|
(2,798,272 |
) |
购买生产原油和天然气资产 |
|
|
(1,246 |
) |
|
|
(162,022 |
) |
购置其他财产和设备 |
|
|
(161,188 |
) |
|
|
(169,649 |
) |
出售资产所得款项 |
|
|
|
|
|
|
|
|
对未合并附属公司的捐款 |
|
|
(21,473 |
) |
|
|
(18,624 |
) |
投资活动所用现金净额 |
|
|
(1,859,607 |
) |
|
|
(2,771,139 |
) |
筹资活动产生的现金流量 |
|
|
|
|
|
|
||
信贷融资借款 |
|
|
|
|
|
|
|
|
偿还信贷额度 |
|
|
(3,041,000 |
) |
|
|
(4,313,000 |
) |
赎回优先票据 |
|
|
(893,126 |
) |
|
|
(636,000 |
) |
偿还其他债务 |
|
|
(751,863 |
) |
|
|
(1,799 |
) |
发债成本 |
|
|
|
|
|
|
(242 |
) |
来自非控制性权益的贡献 |
|
|
|
|
|
|
|
|
向非控制性权益分派 |
|
|
(17,334 |
) |
|
|
(25,326 |
) |
普通股支付的股息 |
|
|
(2,342 |
) |
|
|
(2,052 |
) |
筹资活动使用的现金净额 |
|
|
(1,668,105 |
) |
|
|
(886,753 |
) |
现金及现金等价物净变动 |
|
|
|
|
|
|
(88,535 |
) |
期初现金及现金等价物 |
|
|
|
|
|
|
|
|
期末现金及现金等价物 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
随附的附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
5
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合财务报表附注
注1。业务的组织和性质
业务性质
大陆资源公司（“公司”）成立于1967年，是根据俄克拉荷马州法律注册成立的。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伴生产品，其资产主要位于美国四个主要盆地——北达科他州和蒙大拿州的巴肯油田、俄克拉荷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粉河盆地。此外，公司寻求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2024年9月30日止九个月，原油占公司总产量的54%，占公司原油、天然气、天然气液体收入的88%。
自愿申报人
该公司由其创始人Harold G. Hamm、其家族的某些成员及其关联实体（“Hamm家族”）私有。截至2024年9月30日，哈姆家族持有公司约2.996亿股普通股。作为一家私人控股公司，适用于根据1934年《证券交易法》具有上市股本证券和报告义务的公司的某些公司治理、披露和其他规定不适用于我们。根据我们的优先票据契约的要求，我们将继续向SEC提供表格10-Q的季度报告和表格10-K的年度报告。
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公司、其全资附属公司及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消除。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部分在公司财务报表中单独列报。
对公司有能力行使重大影响但不具有控制权的主体的投资，采用权益会计法核算。在应用权益法时，投资最初按成本确认，随后根据公司在收益、亏损、贡献和分配中的比例份额（如适用）进行调整。
本报告是根据适用于中期财务信息的规则和条例编制的。由于这是使用简明格式提交的中期申报，因此不包括美国普遍接受的会计原则（“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会产生误导。您应阅读本10-Q表格季度报告（“10-Q表格”）以及公司截至2023年12月31日止年度的10-K表格年度报告（“2023 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2024年9月30日的简明综合财务报表以及截至2024年9月30日和2023年9月30日止三个月和九个月期间的简明综合财务报表未经审计。截至2023年12月31日的简明综合资产负债表来自于2023年10-K表中包含的经审计的资产负债表。公司评估了其2024年9月30日的财务报表，以了解截至2024年11月12日（财务报表可供发布之日）的后续事件。
6
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合财务报表附注
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进行公平列报所需的所有调整（仅包括正常的经常性调整）已包括在这些未经审计的简明综合财务报表中。任何过渡时期的业务结果不一定表明任何其他过渡时期或一整年可能预期的业务结果。
注3。补充现金流信息
下表披露了支付利息和所得税支付及退税的现金的补充现金流信息。还披露了有关投资活动的信息，这些活动影响了已确认的资产和负债，但不会导致现金收支。
|
|
截至9月30日的九个月， |
|
|||||
以千为单位 |
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
补充现金流信息： |
|
|
|
|
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||
支付利息的现金 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
支付所得税的现金（一） |
|
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|
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|
所得税退税收到的现金 |
|
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|
|
非现金投资活动： |
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|
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||
资产报废义务的增加和修订，净额 |
|
|
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|
|
|
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|
截至2024年9月30日和2023年12月31日，公司在简明综合资产负债表中分别有3.862亿美元和3.672亿美元的应计资本支出计入“净财产和设备”，并在“应付账款贸易”中有抵销金额。
注4。收入
下表列示截至2024年9月30日及2023年9月30日止三个月及九个月按经营区域划分的公司原油及天然气收入分类。天然气和NGLs的销售是合并的，因为公司的天然气销售合同的绝大部分是未加工气体的井口销售。
|
|
截至2024年9月30日止三个月 |
|
|
截至2023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 |
|
|
|
|
|
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|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
粉河流域 |
|
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|
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|
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|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
二叠纪盆地 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
所有其他 |
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
原油、天然气、天然气液体销售 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
7
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合财务报表附注
|
|
截至2024年9月30日止九个月 |
|
|
截至2023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 |
|
|
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|
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|
|
|
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|
|
|
|
粉河流域 |
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
二叠纪盆地 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
所有其他 |
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
原油、天然气、天然气液体销售 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
注5。衍生工具
公司不时订立衍生合约，以经济地对冲与未来销售产品有关的现金流量变动。本公司将其衍生工具在资产负债表上确认为以公允价值计量的资产或负债。如附注6所述，估计公允价值基于各种因素。公允价值计量。
截至2024年9月30日，公司有未完成的衍生合约，如下表所示。
天然气衍生品 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
合同期限和类型 |
|
平均交易量对冲 |
|
加权平均套期保值价格（美元/百万英热单位） |
|
|||||
2024年10月-2024年12月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
掉期-Henry Hub |
|
|
|
|
|
MMBTus/天 |
|
$ |
|
|
2025年1月-2025年12月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
掉期-Henry Hub |
|
|
|
|
|
MMBTus/天 |
|
$ |
|
|
2026年1月-2026年12月 |
|
|
|
|
|
|
. |
|
||
掉期-Henry Hub |
|
|
|
|
|
MMBTus/天 |
|
$ |
|
|
2027年1月-2027年12月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
掉期-Henry Hub |
|
|
|
|
|
MMBTus/天 |
|
$ |
|
|
原油衍生品 |
|
|
|
|
|
|
加权平均 |
|
||||||
合同期限和类型 |
|
平均交易量对冲 |
|
滚动掉期 |
|
|
固定掉期 |
|
||||||
2024年10月-2024年12月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Roll Swaps-NYMEX |
|
|
|
|
|
桶/天 |
|
$ |
|
|
|
|
|
|
固定掉期-WTI |
|
|
|
|
|
桶/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
2025年1月-2025年2月 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
固定掉期-WTI |
|
|
|
|
|
桶/天 |
|
|
|
|
$ |
|
|
|
8
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合财务报表附注
衍生工具损益
下表中的现金收支反映适用期间内到期的衍生工具合约的损益，按合约价格与到期合约的市场结算价的差额计算。该公司的衍生品合约根据商品交易所报告的结算价进行结算，原油衍生品结算基于NYMEXWest Texas Intermediate（“WTI”）定价，天然气衍生品结算主要基于NYMEXHenry Hub定价。以下非现金损益为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合约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日的九个月， |
|
||||||||||
以千为单位 |
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||||
衍生工具收到（支付）的现金： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
原油固定价格互换 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(24,416 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
原油NYMEXRoll掉期 |
|
|
(1,957 |
) |
|
|
|
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|
|
|
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|
|
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|
天然气基差互换 |
|
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|
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|
天然气WAHA互换 |
|
|
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天然气固定价格互换 |
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天然气项圈 |
|
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|
天然气3向项圈 |
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生品收到的现金，净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
衍生工具的非现金收益（亏损）： |
|
|
|
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|
|
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|
|
|
||||
原油固定价格互换 |
|
|
|
|
|
|
(344,555 |
) |
|
|
(53,757 |
) |
|
|
(191,926 |
) |
原油NYMEXRoll掉期 |
|
|
|
|
|
|
(7,006 |
) |
|
|
(6,825 |
) |
|
|
(7,723 |
) |
天然气基差互换 |
|
|
|
|
|
|
(806 |
) |
|
|
|
|
|
|
(7,407 |
) |
天然气WAHA互换 |
|
|
(8,348 |
) |
|
|
|
|
|
|
(21,523 |
) |
|
|
(7,566 |
) |
天然气固定价格互换 |
|
|
|
|
|
|
(24,707 |
) |
|
|
(31,133 |
) |
|
|
|
|
天然气项圈 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(11,923 |
) |
|
|
|
|
天然气3向项圈 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(598 |
) |
衍生品的非现金收益（损失），净额 |
|
|
|
|
|
|
(369,125 |
) |
|
|
(125,161 |
) |
|
|
|
|
衍生工具收益（亏损），净额 |
|
$ |
|
|
|
$ |
(335,111 |
) |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
衍生资产负债的资产负债表抵销
公司的衍生合约在简明综合资产负债表中按公允价值记录，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）。与同一对手方的衍生资产和负债，如受合同条款规定净额结算的约束，则在简明综合资产负债表中按净额列报。
下表列示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消的金额，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 |
|
2024年9月30日 |
|
|
2023年12月31日 |
|
||
商品衍生资产： |
|
|
|
|
|
|
||
确认资产毛额 |
|
$ |
|
|
|
$ |
|
|
资产负债表上冲销的毛额 |
|
|
(3,133 |
) |
|
|
(1,862 |
) |
资产负债表上的资产净额 |
|
|
|
|
|
|
|
|
商品衍生负债： |
|
|
|
|
|
|
||
已确认负债毛额 |
|
|
(3,135 |
) |
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(2,448 |
) |
资产负债表上冲销的毛额 |
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资产负债表上的负债净额 |
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$ |
(2 |
) |
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$ |
(586 |
) |
9
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合财务报表附注
下表对上述披露的净额与简明综合资产负债表中的个别财务报表项目进行了核对。
以千为单位 |
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2024年9月30日 |
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2023年12月31日 |
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衍生资产 |
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$ |
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$ |
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衍生资产、非流动 |
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资产负债表上的资产净额 |
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衍生负债 |
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(2 |
) |
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|
衍生负债，非流动 |
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(586 |
) |
资产负债表上的负债净额 |
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(2 |
) |
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(586 |
) |
衍生资产（负债）总额，净额 |
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$ |
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$ |
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注6。公允价值计量
衍生工具
本公司的衍生工具按经常性基准按公允价值列报。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，采用了现金流折现法。现金流折现法根据远期商品价格的市场报价和风险调整贴现率对未来现金流进行估算。掉期合约的公允价值主要使用重大可观察输入值（第2级）计算。项圈公允价值的计算需要使用行业标准的期权定价模型，该模型考虑了包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素、基础工具的当前市场和合同价格在内的各种投入，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得到证实，因此被指定为估值层次结构中的第2级。公司各衍生品头寸的公允价值计算与交易对手估值进行比较，以确定合理性。
下表汇总了截至2024年9月30日和2023年12月31日按经常性基础以公允价值入账的衍生工具的定价水平估值。
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2024年9月30日的公允价值计量采用： |
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以千为单位 |
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1级 |
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2级 |
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3级 |
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合计 |
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衍生资产（负债）： |
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原油固定价格互换 |
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原油NYMEXRoll掉期 |
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天然气WAHA互换 |
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天然气固定价格互换 |
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天然气项圈 |
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合计 |
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$ |
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$ |
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$ |
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2023年12月31日的公允价值计量采用： |
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以千为单位 |
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1级 |
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2级 |
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3级 |
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合计 |
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衍生资产（负债）： |
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原油固定价格互换 |
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原油NYMEXRoll掉期 |
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天然气WAHA互换 |
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天然气固定价格互换 |
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天然气项圈 |
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合计 |
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$ |
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$ |
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$ |
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10
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合财务报表附注
股票赎回期权
为配合对Harold G. Hamm的遗产规划，Continental于2024年6月与Hamm先生及其家庭的某些成员签订了赎回协议，据此，在Hamm先生去世后，他的遗产可以但没有义务不时选择要求Continental赎回足够的股份，以使遗产能够在到期时为支付遗产税和利息提供资金。预计哈姆先生的潜在遗产税责任将主要基于他的遗产在通过时分配给他的大陆股票的公平市场价值。哈姆目前拥有大陆集团约52%的已发行普通股。大陆集团的未来价值以及由此产生的遗产税责任受到众多不确定性的影响，目前无法合理量化。该协议设想，Hamm先生的遗产将在《国内税收法》允许的最长14年期间内分期延期支付潜在的遗产税和相关利息，前五年包括只支付利息，其余九年包括本金和利息支付。假设遗产选择行使其赎回权，预计大陆集团的潜在义务将在同一14年期间与遗产的分期付款一起发生。赎回协议没有规定要赎回的股份数量，没有规定的股份回购价格，没有固定的期限，也没有可确定的现金流出，所有这些都是未知的，可能会根据现行税法和在哈姆先生过世后确定的大陆集团的价值而发生变化。尽管无法合理量化大陆集团在协议下的潜在义务的时间和金额，但截至2024年9月30日，公司已在其资产负债表上的“其他非流动负债”标题内确认了3.42亿美元的负债，并在截至2024年9月30日止九个月的损益表上的“其他收入（费用）—其他”项下确认了相应的费用，以反映根据ASC主题820，公允价值计量，该安排中包含的赎回选择性特征的内在价值。该价值是使用考虑各种不可观察输入的模拟模型确定的，因此代表了ASC 820估值层次结构下的第3级计量。
注7。债务
截至2024年9月30日和2023年12月31日，该公司的债务，扣除未摊销的折扣、溢价和债务发行成本，分别为3520万美元和4170万美元，包括以下内容。
以千为单位 |
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2024年9月30日 |
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2023年12月31日 |
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信贷便利 |
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$ |
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$ |
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定期贷款 |
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应付票据 |
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2024年到期的3.8%优先票据 |
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2026年到期的2.268%优先票据 |
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2028年到期的4.375%优先票据 |
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2031年到期的5.75%优先票据 |
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2032年到期的2.875%优先票据 |
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2044年到期的4.9%优先票据 |
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总债务 |
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$ |
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$ |
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减：长期债务流动部分 |
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长期债务，扣除流动部分 |
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$ |
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$ |
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信贷便利
截至2024年9月30日，该公司有一笔信贷额度，将于2026年10月到期，贷方承诺总额为22.55亿美元。2024年10月29日，公司将先前的设施替换为包含与先前设施基本相同的条款的新设施，但下文“新设施”中描述的管理计算的条款发生了变化。新融资机制将到期日延长至2029年10月，并将贷方承诺总额降至18.0亿美元。新融资还将综合净债务的财务契约计算修订为总资本，以排除附注6中描述的赎回协议的某些会计影响。公允价值计量—股票赎回期权。新融资仍无抵押，没有借款基础要求，需要重新确定。
11
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合财务报表附注
截至2024年9月30日，该公司的信贷额度有1.85亿美元的未偿还借款。信贷融资借款按市场利率加上基于借款条款和授予公司优先、无担保、长期债务的信用评级的保证金计息。截至2024年9月30日，未偿还信贷融资借款的加权平均利率为6.7%。公司根据当前授予的信用评级产生承诺费，按每日平均未使用借款可用金额每年0.20%计算。
新融资包含若干限制性契约，包括要求公司维持综合净债务与总资本化比率不超过0.65至1.00，与之前的信贷融资保持不变。该比率指的是（a）净债务（计算方式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（b）净债务加上股东权益总额之和（i）加上（在导致股东权益总额减少的范围内）在2014年6月30日之后产生的任何非现金减值费用金额，扣除任何税收影响，以及（ii）加上（在导致股东权益总额减少的范围内）或减去（在导致股东权益总额增加的范围内）（如适用）的比率，赎回协议的会计处理的非现金影响金额。公司于2024年9月30日遵守信贷融资契约。
高级笔记
下表汇总了2024年9月30日公司未偿优先票据债务相关的面值、到期日、半年期付息日、可选赎回期。
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2026年笔记 |
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2028年票据 |
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2031年票据 |
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2032年笔记 |
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2044年笔记 |
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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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到期日 |
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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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付息日期 |
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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、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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make-whole赎回期（1） |
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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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|||||
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。
管辖公司优先票据的契约包含的契约，除其他外，限制公司创造留置权以确保某些债务、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。这些盟约受到一些重要的例外和限定条件的约束。截至2024年9月30日，公司遵守了这些契约。
优先票据为大陆资源公司的义务此外，公司的某些全资子公司（邦纳 Pipeline Company，L.L.C.，CLR Asset Holdings，LLC，The Mineral Resources Company，SCS1 Holdings LLC，Continental Innovations LLC，Jagged Peak Energy LLC，and Parsley SoDe Water LLC）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公司的综合财务报表并无重大差异。公司其他附属公司，其资产、权益、归属于公司的经营业绩并不重大，不对优先票据提供担保。
12
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合财务报表附注
赎回优先票据
2024年6月，该公司偿还了计划于2024年6月1日到期的8.931亿美元未偿还的2024年票据。赎回价格等于本金额的100%加上截至赎回日的应计未付利息。赎回时支付的本金和应计利息总额为9.101亿美元。
偿还定期贷款
2022年11月，该公司根据一项定于2025年11月到期的三年期定期贷款协议借入了7.5亿美元。该公司在截至2024年3月31日的三个月内偿还了1亿美元的定期贷款，并在截至2024年6月30日的三个月内偿还了剩余的6.5亿美元。
注8。承诺与或有事项
运输、收集、加工承诺–公司已订立运输、收集、加工承诺，以保证原油和天然气管道及天然气加工设施上的能力。某些承诺的条款不一，可延伸至2031年，要求公司支付单位运输、收集或处理费用，无论使用多少运力。截至2024年9月30日，这些安排下剩余的未来承付款约为8.68亿美元，其中预计2024年剩余时间将发生8800万美元，2025年为2.81亿美元，2026年为2.18亿美元，2027年为2.03亿美元，2028年为7000万美元，此后为800万美元。这些未来成本的一部分将由其他利益所有者承担。公司不承诺根据上述合同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中确认。
与2022年私有化交易有关的诉讼
2023年4月，在re 大陆资源公司股东诉讼中，在标题下合并了三起单独的推定集体诉讼，案件编号：CJ-2022-4162，在俄克拉何马州俄克拉何马县地区法院（“合并诉讼”）。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声称，Hamm先生、为Hamm先生和/或其家庭成员的利益设立的某些信托以及公司的其他董事违反了他们与私有化交易有关的信托义务，并寻求：（i）金钱损失；（ii）与诉讼相关的成本和费用；以及（iii）其他衡平法救济。被告继续针对这些诉求进行有力的抗辩。
2023年1月，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”），均为公司前股东，向俄克拉荷马州俄克拉何马县地方法院提交了一份请愿书，要求就私有化交易对其各自持有的公司普通股股份进行评估。2024年4月，Quadre Investments，L.P.提出有偏见的自愿解雇。公司继续针对这些索赔进行有力的抗辩。
13
大陆能源，Inc.及其子公司
未经审核简明综合财务报表附注
注9。长期激励薪酬
公司已根据《大陆资源公司 2022年长期激励计划》向员工授予激励性薪酬奖励。2024年之前授予的奖励一般在员工服务三年后归属。2024年及之后授予的奖励通常在员工服务三年内每年授予，递增三分之一。公司打算以现金结算未来归属的所有未偿激励奖励，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2024年9月30日，在与奖励相关的简明综合资产负债表中，公司在标题“奖励补偿负债的流动部分”和“奖励补偿负债，非流动”中分别记录了6650万美元的流动负债和3070万美元的非流动负债。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2024年9月30日员工已完成的必要服务期的百分比。截至2024年9月30日和2023年9月30日止三个月，公司与此类裁决相关的补偿费用总额分别为1590万美元和6140万美元，截至2024年9月30日和2023年9月30日止九个月，公司与此类裁决相关的补偿费用总额分别为6920万美元和8690万美元，包含在简明综合损益表的“一般和行政费用”标题中。截至2024年9月30日，与未归属裁决相关的未确认负债和补偿费用约为9200万美元，预计将在1.3年的加权平均期间内确认。
公司的奖励补偿负债将在适用的奖励归属日期之前的每个报告期重新计量，以反映员工提供的额外服务，并反映基于独立第三方评估的公司价值基本变化所产生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。公司在确定应确认的负债和费用金额时已估计了预计将发生的没收数量。
14
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中包含的未经审计简明综合财务报表及其附注以及我们截至2023年12月31日止年度的10-K表格中包含的历史综合财务报表和附注一起阅读。
以下讨论和分析包括前瞻性陈述，应结合第二部分第1a项中描述的风险因素阅读。本报告中包含的风险因素（如果有的话）以及我们截至2023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”条款目的的警示性声明，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的信息。
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伴生产品的勘探、开发、管理和生产，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、俄克拉荷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粉河盆地。此外，我们寻求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、天然气和天然气液体的销售，并预计这种情况将在未来持续下去。如附注1所述。企业的组织和性质——未经审计的简明合并财务报表附注中的自愿申报人，大陆能源，Inc.是一家私人控股公司，没有可公开发行的普通股。
2024年第三季度财务和运营指标
受多种因素影响，大宗商品价格维持震荡，其中一些因素包括全球供需、全球库存水平、区域冲突等。下表显示了所列期间的平均纽约商品交易所石油和天然气价格。
|
|
截至9月30日的三个月， |
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截至9月30日的九个月， |
|
||||||||||
|
|
2024 |
|
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2023 |
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||||
纽约商品交易所平均价格： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
WTI原油（美元/桶） |
|
$ |
76.43 |
|
|
$ |
82.25 |
|
|
$ |
78.58 |
|
|
$ |
77.27 |
|
Henry Hub天然气（$/McF） |
|
$ |
2.11 |
|
|
$ |
2.59 |
|
|
$ |
2.11 |
|
|
$ |
2.46 |
|
下表包含所列期间的财务和运营指标。平均销售价格不包括衍生交易的任何影响。每单位费用已使用销售量计算。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
截至9月30日的九个月， |
|
||||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||||
日均产量： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
原油（bbl/day） |
|
|
218,196 |
|
|
|
240,205 |
|
|
|
229,210 |
|
|
|
227,464 |
|
天然气（mCF per day）（1） |
|
|
1,147,213 |
|
|
|
1,292,533 |
|
|
|
1,187,829 |
|
|
|
1,247,358 |
|
原油当量（每日BOE） |
|
|
409,398 |
|
|
|
455,627 |
|
|
|
427,181 |
|
|
|
435,357 |
|
平均销售价格： |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
原油（美元/桶） |
|
$ |
74.80 |
|
|
$ |
81.99 |
|
|
$ |
77.02 |
|
|
$ |
76.93 |
|
天然气（$/McF）（1） |
|
$ |
1.75 |
|
|
$ |
2.37 |
|
|
$ |
2.01 |
|
|
$ |
2.68 |
|
生产费用（美元/桶油当量） |
|
$ |
5.10 |
|
|
$ |
4.21 |
|
|
$ |
4.81 |
|
|
$ |
4.49 |
|
生产和从价税（占原油和天然气净销售额的百分比） |
|
|
8.1 |
% |
|
|
8.1 |
% |
|
|
8.2 |
% |
|
|
8.1 |
% |
折旧、损耗、摊销和增值（美元/桶油当量） |
|
$ |
16.15 |
|
|
$ |
13.81 |
|
|
$ |
15.94 |
|
|
$ |
13.53 |
|
一般和行政费用总额（美元/桶油当量） |
|
$ |
1.70 |
|
|
$ |
2.69 |
|
|
$ |
1.80 |
|
|
$ |
1.95 |
|
15
截至2024年9月30日止三个月与截至2023年9月30日止三个月比较
经营成果
下表列出所列期间的选定财务和经营信息。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|||||
以千为单位 |
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
原油、天然气、天然气液体销售 |
|
$ |
1,711,932 |
|
|
$ |
2,082,331 |
|
衍生工具收益（亏损），净额 |
|
|
270,001 |
|
|
|
(335,111 |
) |
原油和天然气服务业务 |
|
|
24,207 |
|
|
|
30,119 |
|
总收入 |
|
|
2,006,140 |
|
|
|
1,777,339 |
|
运营成本和费用 |
|
|
(1,133,556 |
) |
|
|
(1,202,190 |
) |
其他费用，净额 |
|
|
(14,228 |
) |
|
|
(96,983 |
) |
所得税前收入 |
|
|
858,356 |
|
|
|
478,166 |
|
准备金 |
|
|
(138,470 |
) |
|
|
(105,994 |
) |
附属公司净亏损的权益前收入 |
|
|
719,886 |
|
|
|
372,172 |
|
附属公司净亏损中的权益 |
|
|
(769 |
) |
|
|
(883 |
) |
净收入 |
|
|
719,117 |
|
|
|
371,289 |
|
归属于非控股权益的净利润 |
|
|
60 |
|
|
|
501 |
|
归属于大陆能源的净利润 |
|
$ |
719,057 |
|
|
$ |
370,788 |
|
生产量： |
|
|
|
|
|
|
||
原油（MBBL） |
|
|
20,074 |
|
|
|
22,099 |
|
天然气（MMcF） |
|
|
105,544 |
|
|
|
118,913 |
|
原油当量（MBOE） |
|
|
37,665 |
|
|
|
41,918 |
|
销量： |
|
|
|
|
|
|
||
原油（MBBL） |
|
|
20,424 |
|
|
|
21,960 |
|
天然气（MMcF） |
|
|
105,544 |
|
|
|
118,913 |
|
原油当量（MBOE） |
|
|
38,014 |
|
|
|
41,779 |
|
生产
下表汇总了我们按主要作业地区划分的Q3期间日均BOE产量的变化。
每日BOE产量 |
|
2024年第三季度 |
|
|
2023年第三季度 |
|
|
%变化 |
|
|||
巴肯 |
|
|
191,784 |
|
|
|
214,551 |
|
|
|
(11 |
)% |
阿纳达科盆地 |
|
|
121,578 |
|
|
|
159,090 |
|
|
|
(24 |
)% |
粉河流域 |
|
|
22,273 |
|
|
|
22,750 |
|
|
|
(2 |
)% |
二叠纪盆地 |
|
|
68,562 |
|
|
|
53,646 |
|
|
|
28 |
% |
所有其他 |
|
|
5,201 |
|
|
|
5,590 |
|
|
|
(7 |
)% |
合计 |
|
|
409,398 |
|
|
|
455,627 |
|
|
|
(10 |
)% |
下表汇总了我们第三季度分产品生产的变化情况。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|
|
|
|
成交量 |
|
|||||||||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
成交量 |
|
|
百分数 |
|
||||||||||||
|
|
成交量 |
|
|
百分比 |
|
|
成交量 |
|
|
百分比 |
|
|
改变 |
|
|
改变 |
|
||||||
原油（MBBL） |
|
|
20,074 |
|
|
|
53 |
% |
|
|
22,099 |
|
|
|
53 |
% |
|
|
(2,025 |
) |
|
|
(9 |
)% |
天然气（MMcF） |
|
|
105,544 |
|
|
|
47 |
% |
|
|
118,913 |
|
|
|
47 |
% |
|
|
(13,369 |
) |
|
|
(11 |
)% |
合计（MBOE） |
|
|
37,665 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
41,918 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
(4,253 |
) |
|
|
(10 |
)% |
2024年第三季度原油产量下降9%，天然气产量下降11%，这主要是由于产量自然下降，加上计划中的资本支出放缓、资产剥离以及与上一期间相比新井完井时间的变化。
收入
我们的收入包括原油、天然气和天然气液体的销售、衍生工具公允价值变动产生的损益，以及与原油和天然气服务业务相关的收入。
16
原油、天然气、天然气液体销售。2024年第三季度销售额总计17.1亿美元，与2023年第三季度20.8亿美元的销售额相比下降18%，原因是原油和天然气销售价格下降，加上销量下降，如下文所述。
与2023年第三季度相比，2024年第三季度的总销量减少了3,765 MBOE，即9%，原因是先前描述的产量减少。与2023年第三季度相比，2024年第三季度，我们的原油销量下降了7%，天然气销量下降了11%。
2024年第三季度，我们的原油销售价格平均为每桶74.80美元，而2023年第三季度为每桶81.99美元。2024年第三季度，我们的天然气销售价格平均为每千立方英尺1.75美元，而2023年第三季度为每千立方英尺2.37美元。
衍生品。2024年第三季度结算和未来商品价格的变化对我们衍生品的公允价值产生了净有利影响，导致该期间的正收入调整总额为2.70亿美元，即1.040亿美元的现金收益和1.660亿美元的未结算非现金收益，而2023年第三季度的负收入调整总额为3.351亿美元。
运营成本和费用
生产费用。与2023年第三季度的1.758亿美元相比，2024年第三季度的生产费用增加了18.0百万美元，即10%，至1.938亿美元，原因是钻井和完井活动的生产井数量增加，以及旨在提高生产资产产量的修井相关活动增加。2024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5.10美元，而2023年第三季度为每桶油当量4.21美元。
生产税和从价税。由于先前描述的商品总收入减少，2024年第三季度的生产和从价税减少了3080万美元，即19%，至1.318亿美元，而2023年第三季度为1.625亿美元。2024年第三季度，我们的生产税占净销售额的百分比平均为8.1%，与2023年第三季度的8.1%保持一致。
运输、收集、加工、压缩。与2023年第三季度的8690万美元相比，2024年第三季度的这些费用增加了230万美元，即3%，原因是营销条款和期间之间使用的安排发生了变化，以及我们在某些运营领域的成本负担中的工作权益份额增加。
折旧、损耗、摊销和增加。与2023年第三季度的5.77亿美元相比，2024年第三季度的DDD & A总额增加了3690万美元，即6%，达到6.139亿美元，原因是我们的每BOE DDD & A费率增加，如下文进一步讨论。下表显示了我们在所述期间以销售单位为基础的DD & A的组成部分。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|||||
$/BOE |
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
原油和天然气 |
|
$ |
15.48 |
|
|
$ |
13.28 |
|
其他设备 |
|
|
0.53 |
|
|
|
0.45 |
|
资产报废义务增值 |
|
|
0.14 |
|
|
|
0.08 |
|
折旧、损耗、摊销和增值 |
|
$ |
16.15 |
|
|
$ |
13.81 |
|
估算探明储量是我们计算DD & A费用的关键组成部分。探明储量是根据SEC规则的要求，使用前十二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DD & A费用的速度就会增加。相反，如果探明储量向上修正，我们记录DD & A费用的速度就会下降。
由于滚动的12个月SEC商品平均价格下降和其他因素，我们的某些探明储量在过去一年中被向下修正，这导致我们的原油和天然气资产的DD & A率增加，同时公司各经营区域的销售量组合在不同时期之间的变化。
17
一般和行政费用。与2023年第三季度的1.124亿美元相比，2024年第三季度的总G & A费用减少了4770万美元，降幅为42%，至6460万美元。
总G & A费用包括2024年第三季度和2023年第三季度的长期激励薪酬奖励费用，分别为1590万美元和6140万美元。这一减少是由于不同期间公司价值的变化导致未偿奖励负债的重新计量发生变化，导致2023年期间确认的费用规模相对于2024年期间出现波动。
2024年第三季度除激励薪酬奖励之外的G & A费用总计4870万美元，与2023年第三季度的5100万美元基本一致。
下表显示了所列期间按销售单位计算的G & A费用的组成部分。
|
|
截至9月30日的三个月， |
|
|||||
$/BOE |
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
一般和行政费用 |
|
$ |
1.28 |
|
|
$ |
1.22 |
|
长期激励薪酬奖励 |
|
|
0.42 |
|
|
|
1.47 |
|
一般和行政费用共计 |
|
$ |
1.70 |
|
|
$ |
2.69 |
|
利息费用。由于我们的加权平均未偿债务余额从2023年第三季度的79亿美元减少到2024年第三季度的53亿美元，2024年第三季度的利息支出减少了3720万美元，即37%，至6370万美元，而2023年第三季度为1.009亿美元。这一减少是由过去一年的债务减少推动的，包括减少信贷融资借款、偿还我们的7.5亿美元定期贷款以及赎回我们8.931亿美元的2024年票据。
其他收入（费用）—其他。2024年第三季度附注6所述期权负债的公允价值。公允价值计量——对未经审计的简明综合财务报表附注中的股票赎回期权进行了重新计量，这导致第三季度期间的负债和相应的收入确认减少了4600万美元，反映出与2024年6月30日的估值相比，截至2024年9月30日的价值有所减少。
所得税。对于2024年和2023年第三季度，我们提供了所得税，联邦和州合并税率为税前收入的23.5%。我们在2024年第三季度和2023年第三季度分别记录了1.385亿美元和1.060亿美元的所得税准备金，在考虑了法定税率、永久应税差异、估计税收抵免和其他项目后，实际税率分别为16.1%和22.2%。
18
截至2024年9月30日止九个月对比截至2023年9月30日止九个月
经营成果
下表列出所列期间的选定财务和经营信息。
|
|
截至9月30日的九个月， |
|
|||||
以千为单位 |
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
原油、天然气、天然气液体销售 |
|
$ |
5,523,563 |
|
|
$ |
5,663,672 |
|
衍生工具收益（亏损），净额 |
|
|
161,536 |
|
|
|
270,795 |
|
原油和天然气服务业务 |
|
|
68,532 |
|
|
|
73,716 |
|
总收入 |
|
|
5,753,631 |
|
|
|
6,008,183 |
|
运营成本和费用 |
|
|
(3,520,255 |
) |
|
|
(3,221,798 |
) |
其他费用，净额 |
|
|
(548,545 |
) |
|
|
(297,453 |
) |
所得税前收入 |
|
|
1,684,831 |
|
|
|
2,488,932 |
|
准备金 |
|
|
(401,059 |
) |
|
|
(539,139 |
) |
附属公司净亏损的权益前收入 |
|
|
1,283,772 |
|
|
|
1,949,793 |
|
附属公司净亏损中的权益 |
|
|
(2,981 |
) |
|
|
(2,041 |
) |
净收入 |
|
|
1,280,791 |
|
|
|
1,947,752 |
|
归属于非控股权益的净利润 |
|
|
333 |
|
|
|
1,854 |
|
归属于大陆能源的净利润 |
|
$ |
1,280,458 |
|
|
$ |
1,945,898 |
|
生产量： |
|
|
|
|
|
|
||
原油（MBBL） |
|
|
62,803 |
|
|
|
62,098 |
|
天然气（MMcF） |
|
|
325,465 |
|
|
|
340,529 |
|
原油当量（MBOE） |
|
|
117,048 |
|
|
|
118,852 |
|
销量： |
|
|
|
|
|
|
||
原油（MBBL） |
|
|
63,242 |
|
|
|
61,780 |
|
天然气（MMcF） |
|
|
325,465 |
|
|
|
340,529 |
|
原油当量（MBOE） |
|
|
117,486 |
|
|
|
118,535 |
|
生产
下表汇总了我们年初至今按主要经营区域划分的日均BOE产量的变化。
每日BOE产量 |
|
年初至今2024年9月30日 |
|
|
年初至今2023年9月30日 |
|
|
%变化 |
|
|||
巴肯 |
|
|
196,224 |
|
|
|
196,605 |
|
|
|
(0 |
)% |
阿纳达科盆地 |
|
|
134,737 |
|
|
|
156,550 |
|
|
|
(14 |
)% |
粉河流域 |
|
|
24,228 |
|
|
|
23,144 |
|
|
|
5 |
% |
二叠纪盆地 |
|
|
66,660 |
|
|
|
53,320 |
|
|
|
25 |
% |
所有其他 |
|
|
5,332 |
|
|
|
5,738 |
|
|
|
(7 |
)% |
合计 |
|
|
427,181 |
|
|
|
435,357 |
|
|
|
(2 |
)% |
下表汇总了我们今年迄今按产品划分的产量变化情况。
|
|
截至9月30日的九个月， |
|
|
|
|
|
成交量 |
|
|||||||||||||||
|
|
2024 |
|
|
2023 |
|
|
成交量 |
|
|
百分数 |
|
||||||||||||
|
|
成交量 |
|
|
百分比 |
|
|
成交量 |
|
|
百分比 |
|
|
改变 |
|
|
改变 |
|
||||||
原油（MBBL） |
|
|
62,803 |
|
|
|
54 |
% |
|
|
62,098 |
|
|
|
52 |
% |
|
|
705 |
|
|
|
1 |
% |
天然气（MMcF） |
|
|
325,465 |
|
|
|
46 |
% |
|
|
340,529 |
|
|
|
48 |
% |
|
|
(15,064 |
) |
|
|
(4 |
)% |
合计（MBOE） |
|
|
117,048 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
118,852 |
|
|
|
100 |
% |
|
|
(1,804 |
) |
|
|
(2 |
)% |
与2023年迄今相比，2024年迄今的原油产量增加了1%，天然气产量减少了4%，这是由于增加了对我们经营地区石油加权项目的资本分配，以及不同年份之间新井完井时间的差异。
19
收入
原油、天然气、天然气液体销售。2024年迄今的销售额总计55.2亿美元，与2023年可比期间的56.6亿美元相比下降2%，原因是天然气销售价格和天然气销售量下降，如下文所述。
与2023年迄今相比，2024年迄今的总销量减少了1,049 MBOE，即1%，这主要是由于先前描述的天然气产量减少。与2023年迄今相比，2024年迄今，我们的原油销量增长了2%，而天然气销量下降了4%。
2024年迄今，我们的原油销售价格平均为每桶77.02美元，而2023年迄今为每桶76.93美元。2024年至今，我们的天然气销售价格平均为每千立方英尺2.01美元，而2023年至今为每千立方英尺2.68美元。
衍生品。截至2024年9月30日的九个月内，已结算和未来商品价格的变化对我们衍生品的公允价值产生了净有利影响，这导致该期间的正收入调整总额为1.615亿美元，即2.867亿美元的现金收益被1.252亿美元的未结算非现金损失部分抵消，而2023年可比期间的正收入调整总额为2.708亿美元。
运营成本和费用
生产费用。生产费用增加33.0百万美元，即6%，2024年迄今为5.652亿美元，而2023年迄今为5.322亿美元，原因是钻探和完井活动产生的生产井数量增加，2024年第一季度Bakken和Powder河流域的不利冬季天气条件相关成本增加，以及旨在提高生产物业产量的修井相关活动增加。2024年迄今按每桶油当量计算的生产费用平均为每桶油当量4.81美元，而2023年迄今为每桶油当量4.49美元。
生产税和从价税。2024年迄今的生产和从价税减少1210万美元，或3%，至4.283亿美元，而2023年迄今为4.404亿美元，原因是先前描述的商品总收入减少。2024年迄今，我们的生产税占净销售额的百分比平均为8.2%，与2023年迄今的8.1%保持一致。
运输、收集、加工、压缩。这些费用增加了4330万美元，即18%，2024年迄今为2.886亿美元，而2023年迄今为2.453亿美元，原因是营销条款和期间之间使用的安排发生了变化，以及我们在某些运营领域的成本负担中的工作权益份额增加。
折旧、损耗、摊销和增加。由于之前描述的我们的每桶油当量DD & A费率增加以及公司各运营区域之间销售数量组合的变化，2024年迄今的DDD & A总额增加了2.697亿美元，或17%，至18.7亿美元，而2023年迄今为16.0亿美元。下表显示了我们在所述期间以销售单位为基础的DD & A的组成部分。
|
|
截至9月30日的九个月， |
|
|||||
$/BOE |
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
原油和天然气 |
|
$ |
15.29 |
|
|
$ |
13.00 |
|
其他设备 |
|
|
0.51 |
|
|
|
0.44 |
|
资产报废义务增值 |
|
|
0.14 |
|
|
|
0.09 |
|
折旧、损耗、摊销和增值 |
|
$ |
15.94 |
|
|
$ |
13.53 |
|
财产减值。2024年至今的财产减值总额减少1180万美元至3470万美元，而2023年至今为4650万美元，这主要是由于上一期间确认了1030万美元的已证实的财产减值，而本期没有确认已证实的财产减值。
一般和行政费用。2024年迄今的总G & A费用减少1920万美元，或8%，至2.116亿美元，而2023年迄今为2.308亿美元。
总G & A费用包括2024年和2023年年初至今的长期激励薪酬奖励费用，分别为6920万美元和8690万美元。这一减少是由于未偿奖励的重新计量发生变化
20
期间间公司价值的变化导致的负债，导致2023年期间确认的费用相对于2024年期间的幅度波动，加上2023年期间费用的更大金额的没收转回。
2024年迄今，除奖励薪酬奖励外的G & A费用总计1.424亿美元，与2023年迄今的1.439亿美元基本一致。
下表显示了所列期间按销售单位计算的G & A费用的组成部分。
|
|
截至9月30日的九个月， |
|
|||||
$/BOE |
|
2024 |
|
|
2023 |
|
||
一般和行政费用 |
|
$ |
1.21 |
|
|
$ |
1.21 |
|
长期激励薪酬奖励 |
|
|
0.59 |
|
|
|
0.74 |
|
一般和行政费用共计 |
|
$ |
1.80 |
|
|
$ |
1.95 |
|
利息费用。由于我们的加权平均未偿债务余额从2023年年初至今的81亿美元减少到2024年年初至今的60亿美元，2024年年初至今的利息支出减少了9070万美元，即30%，至2.153亿美元，而2023年年初至今的利息支出为3.060亿美元。这一减少是由过去一年的债务减少推动的，包括减少信贷融资借款、偿还我们的7.5亿美元定期贷款以及赎回我们的8.93亿美元2024年票据。
其他收入（费用）—其他。见附注6。公允价值计量——未经审计的简明综合财务报表附注中的股票赎回选择权。
所得税。截至2024年9月30日和2023年9月30日的九个月，我们按税前收入的23.5%的联邦和州合并税率提供了所得税。我们在2024年和2023年的年初至今期间分别记录了4.011亿美元和5.391亿美元的所得税准备金，在考虑了法定税率、永久应税差异、估计税收抵免和其他项目后，实际税率分别为23.8%和21.7%。
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、我们的信贷额度提供的融资以及发行债务证券。此外，资产处置和联合开发安排为减少债务和增强流动性提供了现金流来源。
2024年10月29日，我们订立了一项新的信贷融资（“新融资”），以取代我们之前的信贷融资。新融资机制将到期日从2026年10月延长至2029年10月，并将贷方承诺总额从22.55亿美元降至18.0亿美元。截至2024年10月31日，我们的新贷款下有1亿美元的未偿还借款和17亿美元的可用借款。我们的新融资仍无抵押，没有需要重新确定的借款基础要求。
根据我们计划的资本支出、我们预测的现金流和预计的债务水平，我们预计将保持遵守我们的新融资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2024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此类承诺。我们根据实际和预计的现金流密切监控我们的资本支出，并有能力在需要时减少支出或处置资产，以保持流动性和财务灵活性，为我们的运营提供资金。
现金流
经营活动产生的现金流量
2024年迄今经营活动提供的现金净额减少3500万美元，或1%，至35.3亿美元，而2023年迄今为35.7亿美元。这一下降主要是由于我们的原油、天然气和NGL收入减少了1.4亿美元，同时某些现金运营费用增加，包括生产费用增加了3300万美元，即43美元
21
百万运输、收集、加工和压缩费用的增加，以及1.58亿美元的所得税现金支付增加。现金流的这些减少部分被到期商品衍生品的已实现现金收益增加7700万美元、我们未偿债务利息的现金支付减少7500万美元以及生产和从价税减少1200万美元所抵消。
投资活动产生的现金流量
2024年迄今用于投资活动的净现金总额为18.6亿美元，而2023年迄今为27.7亿美元。我们2024年迄今的投资现金流包括21.4亿美元的勘探和开发成本，而2023年迄今为28.0亿美元，这反映了我们不同时期资本支出时间的差异。2024年全年，我们归属于美国的资本支出预算为34亿美元，而2023年全年的非收购资本支出为33亿美元。此外，投资活动使用的现金净额因生产原油和天然气资产的收购减少而进一步减少，2024年迄今获得的资金为120万美元，而2023年迄今获得的资金为1.62亿美元。与上一年迄今相比，2024年迄今从出售资产中获得的收益也增加了8960万美元。
筹资活动产生的现金流量
2024年迄今用于融资活动的净现金总额为16.7亿美元，这主要得益于16.7亿美元的未偿债务净偿还额。
2023年迄今用于融资活动的现金净额总计8.868亿美元，主要包括8.668亿美元的未偿债务净偿还额和分配给非控股权益的2530万美元现金。
未来融资来源
尽管我们无法提供任何保证，但我们认为，来自经营现金流的资金、我们的现金余额和我们信贷额度下的可用性应该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，并满足我们在标题“未来资本要求”下描述的对第三方的合同现金承诺超过12个月。
基于当前的市场迹象，由我们的对冲投资组合针对大宗商品价格下跌提供的现金流保护支持，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。与预算支出相关的经营现金流的任何缺陷预计将由我们信贷额度下的借款提供资金。如果现金流受到大宗商品价格下跌的重大影响，我们有能力减少资本支出，或在需要时利用我们的信贷额度为我们的运营提供资金。
我们可能会选择进入银行或债务资本市场以获得额外融资或资本，为我们的运营提供资金或利用可能出现的商业机会。此外，如果此类交易能够以令人满意的条款执行，我们可能会出售资产或进入战略联合发展机会以获得资金。然而，不能保证这种交易会发生。
信贷便利
2024年10月29日，我们签订了一项新的融资，将于2029年10月到期，贷方承诺总额为18.0亿美元。这些承诺来自一个由14家银行和金融机构组成的银团。我们相信目前银团的每个成员都有能力为其承诺提供资金。
我们新融资机制下的承诺不依赖于借款基础计算，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的信贷融资承诺的减少，此类行动也不会触发安全要求或契约变更。
我们的新融资包含限制性契约，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。我们的新设施
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还包含一项要求，即我们保持合并净债务与总资本比率不超过0.65至1.00，与之前的信贷安排保持不变。见未经审核简明综合财务报表附注–附注7。债务，讨论如何根据我们的信贷协议计算该比率，于2024年10月29日签订。
我们在2024年9月30日遵守了我们的信贷安排契约，并期望保持合规。截至2024年9月30日，我们根据新融资计算的综合净债务与总资本比率为0.28。我们认为，如果需要支持我们的业务，新的融资契约不会合理地限制我们进行额外债务融资的能力。
未来资本要求
我们的重大未来现金需求总结如下。根据目前的市场迹象，我们预计将在2024年9月30日履行我们对第三方的合同现金承诺，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此类承诺。
高级笔记
我们的债务包括截至2024年9月30日总额为48亿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。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进一步信息，请参阅附注7。未经审核简明综合财务报表附注中的债务。
我们在2024年9月30日遵守了我们的优先票据契约，并预计将保持合规。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。与授予我们的优先无担保债务的信用评级相关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。
信贷融资借款
截至2024年10月31日，我们的新贷款有1亿美元的未偿还借款。我们的新设施将于2029年10月到期。
运输、收集和处理承诺
我们在原油和天然气管道以及天然气处理设施上订立了运输、收集和处理承诺，以保证容量，这些要求我们支付单位费用，无论使用多少容量。根据这些安排，截至2024年9月30日剩余的未来承付款约为8.68亿美元。见附注8。未经审计的简明综合财务报表附注中的承诺和或有事项，以获取更多信息。
资本支出
我们2024年的资本支出预算预计为34亿美元。收购和投资的成本没有列入预算，但矿产收购的计划支出水平除外。
截至2024年9月30日的九个月，我们在资本计划中投资了23亿美元，其中不包括1700万美元的未预算收购和2100万美元的归属于Franco-Nevada的矿产收购。
我们的钻井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存在重大差异，原因包括（其中包括）可用现金流、未列入预算的收购、实际钻井和完井结果、操作流程改进、钻井和完井钻机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，如果大宗商品价格与当前水平发生实质性变化，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头寸时，我们预计将继续作为物业买家参与。
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所得税的现金支付
截至2024年9月30日的九个月，我们为联邦和州所得税支付了总额为6.14亿美元的现金，这是与2023年纳税申报延期相关的付款，以及根据2024年应税收入估计值估计的2024年联邦和州所得税的估计季度付款。估计未来应税收入涉及重大判断，因为我们需要对未来商品价格、预计生产、开发活动、资本支出、盈利能力和总体经济状况做出假设，所有这些都将在未来期间随着更好的信息出现而进行重大修正。如果大宗商品价格保持在当前水平，我们预计至少在2025年底之前将继续产生可观的应税收入，这将导致我们在2025年继续按季度缴纳估计税款。由于在预测应税收入时使用的众多因素中固有的重大不确定性，我们无法确定地预测未来所得税的支付额。
长期激励薪酬奖励
截至2023年12月31日，我们在简明综合资产负债表上确认了与授予员工的未归属激励薪酬奖励相关的1.31亿美元流动负债，随后在奖励的预定归属时于2024年2月以现金支付给员工。我们在2024年授予了额外的激励薪酬奖励，并打算继续每年授予额外奖励，我们计划在归属时以现金结算。
截至2024年9月30日，我们确认了6650万美元的流动负债和3070万美元的非流动负债，这与授予计划在2025年、2026年和2027年归属的员工的未归属奖励有关。我们确认的负债将在适用的奖励归属日期之前的每个报告期重新计量，以反映员工提供的额外服务，并反映基于独立第三方评估的公司价值基本变化所产生的预期现金付款的变化。
股票赎回选择权
见附注6。公允价值计量——未经审计简明综合财务报表附注中的股票赎回选择权。
衍生工具
我们的衍生工具在2024年9月30日的公允价值为净资产3.828亿美元。见附注5。未经审计简明综合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2024年9月30日已实施的衍生合约摘要。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。见项目3。关于市场风险的定量和定性披露，以获取关于商品价格的假设变化将如何影响我们截至2024年9月30日的衍生工具的公允价值的信息。
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2023年10-K表中披露的政策和估计没有变化。
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项目3。关于市场风险的定量和定性披露
一般。我们面临商品价格风险、信用风险、利率风险等多种市场风险。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。已实现的定价主要由适用于我们的天然气和天然气液体生产的全球原油价格和现货市场价格驱动。大宗商品价格几年来一直波动且难以预测，我们预计这种波动将在未来持续。我们收到的用于生产的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2024年9月30日止九个月的日均产量，不计衍生工具到位的影响，2024年9月30日原油价格每变动10.00美元/桶，我们的年收入将增加或减少约8.37亿美元，2024年9月30日天然气价格每变动1.00美元/千立方英尺，我们的年收入将增加或减少约4.34亿美元。
为了降低商品价格的市场波动带来的价格风险，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，我们可能会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的价格之间的差异。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。我们对我们选择对冲生产的数量和价格的决定部分是基于我们对当前和未来市场状况的看法。如果某些时间段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同期限到期之前结清其头寸。虽然对冲如果被利用，会限制不利价格走势的下行风险，但它也会限制价格上行带来的未来收入。
截至2024年9月30日，我们衍生工具的公允价值为净资产3.828亿美元，其中包括与我们的天然气衍生品相关的2.902亿美元净资产和与我们的原油衍生品相关的9260万美元净资产。下表显示了用于计算我们的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2024年9月30日的公允价值估计。
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假设公允价值 |
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以千为单位 |
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远期价格变化 |
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资产（负债） |
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原油 |
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-10% |
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$ |
153,365 |
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原油 |
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+10% |
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$ |
31,735 |
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天然气 |
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-10% |
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$ |
530,052 |
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天然气 |
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+10% |
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$ |
50,381 |
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我们的衍生工具的公允价值因上述价格敏感性而发生的变化将对我们的总收入产生相应的变化。
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。我们面临信用风险的主要风险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推销这些产品（截至2024年9月30日的应收账款为9.7亿美元），以及我们的共同利息和其他应收账款（截至2024年9月30日为3.25亿美元）。
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方面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交易对手提供抵押品以担保欠我们的商品销售应收账款。从历史上看，我们在商品销售应收账款方面的信用损失并不重要。
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中包含的租约中的所有权。选择谁参与我们的水井，我们能做的很少。为了尽量减少我们对这种信用风险的敞口，我们通常会在合同或州法律允许的情况下要求预付钻井费用。对于此类预付款项，将记录一项负债，随后随着相关工作的进行而减少。截至2024年9月30日，这笔负债为4800万美元，将用于
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计费时抵消未来的资本成本。通过这种方式，我们降低了信用风险。我们可能有权对共有人在油井中的权益设置留置权，对所欠金额进行净生产收益，以确保付款，或在必要时取消对利息的赎回权。从历史上看，我们对共同应收利息的信用损失并不重要。
利率风险。我们对利率变化的风险敞口主要与我们在信贷额度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高级、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，不会让我们面临因市场利率变化而导致现金流损失的风险。
截至2024年10月31日，我们的信贷额度有1亿美元的未偿浮动利率借款。利率提高0.25%对这笔债务的影响将导致利息支出增加，所得税前收入每年减少约30万美元。
我们通过监测市场利率变化的影响以及我们的债务组合中浮动利率相对于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，以试图减少与现有债务问题相关的利率费用。利率衍生品可能仅用于修正利率敞口，而不是修正债务组合的整体杠杆。我们目前没有利率衍生品。
项目4。控制和程序
评估披露控制和程序
截至本报告所涉期间结束时，对公司披露控制和程序（定义见经修订的1934年证券交易法（“交易法”）第13a-15（e）条）的设计和运作有效性的评估是在公司管理层（包括公司首席执行官和首席财务官）的监督和参与下进行的。基于该评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，截至2024年9月30日，公司的披露控制和程序是有效的，以确保其根据《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，包括其首席执行官和首席财务官，以便及时就要求的披露做出决定。
财务报告内部控制的变化
在截至2024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，都只能提供合理的，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，对未来期间的任何有效性评估的预测都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，或者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，也只能提供达到内部控制制度目标的合理保证。
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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、特许权使用费和地表所有者的索赔、财产损失索赔、前股东就我们的私有化交易提出的索赔、与碳氢化合物市场价格有关的反垄断索赔、人身伤害索赔、监管合规事项、与税务机关的争议和其他事项。虽然无法确定地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。我们2023年10-K表中的风险因素，可能会对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。本10-Q表（如果有的话）和我们2023年10-K表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2023年10-K表中披露的风险因素没有重大变化。
项目2。未登记出售股本证券及所得款项用途
不适用。
项目3。优先证券违约
不适用。
项目4。矿山安全披露
不适用。
项目5。其他信息
不适用。
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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* |
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3.2* |
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10.1* |
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31.1* |
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31.2* |
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101.INS* |
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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，因为其XBRL标记嵌入到内联XBRL文档中 |
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101.SCH* |
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内嵌XBRL分类法扩展架构文档，其中包含嵌入式linkbases文档 |
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104 |
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封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中） |
*随此提交
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签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告并获得正式授权。
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大陆资源公司 |
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日期： |
2024年11月12日 |
签名： |
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/s/John D. Hart |
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John D. Hart |
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首席财务官兼战略规划执行副总裁 （正式授权人员及首席财务官） |
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