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附注1 —重要会计政策的列报基础和摘要

业务说明

Permian Resources Corporation是一家独立的石油和天然气公司，专注于负责任地获取、优化和开发富含原油和伴生液体的天然气储量。该公司的资产和业务主要集中在二叠纪盆地的核心，其资产包括位于西德克萨斯州和新墨西哥州的大型、连续的种植面积区块。除非另有说明或上下文另有要求，否则这些附注中对“Permian Resources”或“公司”的所有提及均指Permian Resources Corporation及其合并子公司，包括Permian Resources Operating，LLC（“OPCO”）。

合并原则和列报依据

随附的未经审计综合财务报表是根据美国公认会计原则（“GAAP”）和美国证券交易委员会（“SEC”）的中期财务报告规则和条例编制的。因此，通常包含在10-K表格年度报告中的某些披露已被省略或简化。本季度报告所载的综合财务报表及相关附注，应与公司截至2024年12月31日止期间的10-K表格年度报告（“2024年年度报告”）所载的公司综合财务报表及相关附注一并阅读。除在此披露的情况外，2024年年度报告所载综合财务报表附注所披露的信息并无重大变化。某些前期金额已重新分类，以符合随附合并财务报表中的当前列报方式。此类重新分类对先前报告的净收入、现金流或股东权益没有影响。

管理层认为，为在所有重大方面公平列报公司中期财务业绩而认为必要的所有正常、经常性调整和应计项目均已包括在内。列报期间的经营业绩不一定代表全年的预期业绩。 合并财务报表包括本公司、其附属公司OPCO及OPCO的全资附属公司的账目。非控制性权益代表OPCO的第三方所有权，并作为权益的组成部分列报。参考 附注9 —股东权益及非控股权益 讨论非控制性权益。

估计数的使用

编制公司合并财务报表需要公司管理层作出各种假设、判断和估计，以确定资产、负债、收入和支出的呈报金额，以及承诺和或有事项的披露。这些假设、判断和估计的变化将由于时间的推移和未来事件的发生而发生，因此，实际结果可能与先前确定的数额不同。此外，石油、NGL和天然气生产收到的价格可能会严重影响公司的假设、判断和估计，石油和天然气价格的持续波动可能会对公司的估计产生重大影响。

需要使用假设、判断和估计的更重要领域包括：（i）石油和天然气储量；（ii）长期资产减值测试中使用的现金流量估计；（iii）未经证实的财产的减值费用；（iv）折旧、损耗和摊销；（v）资产报废义务；（vi）就企业合并和资产收购确定公允价值和分配购买价格；（vii）应计收入和相关应收账款；（viii）应计负债；（ix）衍生工具估值；（x）递延所得税；（xi）确定某些基于股票的薪酬奖励的公允价值。

租约

该公司拥有钻机合同、办公室租赁协议和其他井口设备的经营租赁，以及其位于德克萨斯州米德兰的办公楼地面租赁的融资租赁。截至二零二五年九月三十日止九个月，公司订立 一 钻机合同，租期为 三年 .根据该钻机未来租赁付款在租赁期内的现值，就该钻机合同记录了一项租赁使用权资产和相关负债。截至2025年9月30日，公司累计录得$ 10.5 百万美元 16.2 百万流动和非流动经营租赁负债，分别与新钻机合同有关。

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下表提供了与列报期间资产负债表中列报的公司租赁资产和负债相关的补充信息：

（单位：千）			资产负债表分类						2025年9月30日						2024年12月31日
物业、厂房及设备
经营性使用权资产			经营租赁使用权资产						$	142,281					$	119,703
融资使用权资产			其他非流动资产						14,916						15,033
负债
当前
经营租赁负债			经营租赁负债						$	78,168					$	57,216
融资租赁负债			其他流动负债						786						772
非电流
经营租赁负债			经营租赁负债						$	66,013					$	64,288
融资租赁负债			其他非流动负债						15,432						15,168

截至2025年9月30日止九个月，租赁并无其他重大变动。

所得税

公司须就其在OPCO的任何应税收入或亏损中的可分配份额以及公司产生的任何独立收入缴纳美国联邦、州和地方所得税。出于美国联邦和最适用的州和地方所得税目的，OPCO被视为合伙企业。作为一家合伙企业，OPCO无需缴纳美国联邦和某些州及地方所得税。欧普科产生的任何应税收入均按比例转给包括公司在内的其成员的应税收入，并计入其应税收入。

在中期期间确认的所得税费用是基于对公司年初至今的收入应用估计的年度有效所得税率，加上在中期期间记录的任何重大异常或不经常发生的项目。计算每个中期期间的年度估计有效税率需要一定的估计和重大判断，包括但不限于该年度的预期营业收入、对在各州司法管辖区赚取和征税的收入比例的预测、永久性和暂时性差异以及收回产生的递延所得税资产的可能性。用于计算所得税拨备的会计估计可能会随着新事件的发生、额外信息的已知或税务环境的变化而发生变化。

2025年7月4日，《一大美丽法案》（简称“OBBBA”）签署成为法律。OBBBA包括适用于对公司影响最大的业务的美国所得税的多项条款，其中包括恢复某些资本支出的100%红利折旧，并允许无形钻井成本作为计算公司替代最低税的扣除。税法变更的影响在颁布期间得到确认，因此，OBBBA目前在公司的简明综合财务报表中得到确认，但对公司截至2025年9月30日止三个月或九个月的有效税率没有重大影响。

分部报告

该公司的业务性质和此类业务的地理位置集中于二叠纪盆地内石油和天然气的勘探和生产。公司的首席运营决策者（“CODM”）是其每位联席首席执行官，他们在综合基础上管理和审查公司的运营。因此，公司在 一 可报告分部。

主要经营决策者使用综合净收入来衡量损益、评估业绩并作出关键经营决策。此外，主要经营决策者利用现金流促进投资决策，包括确定未来的发展资本支出水平、评估潜在的收购和资产剥离、评估资本对股东的适当回报以及资本的其他战略来源和用途。主要经营决策者一般不会使用资产信息评估业绩。合并净收益和所有重大费用在公司的合并经营报表中列报，而现金流量则在公司的合并现金流量表中列报。

近期发布的会计准则

2023年12月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了会计准则更新（“ASU”）第2023-09号，所得税披露的改进，这要求公共企业实体提供额外的所得税披露，其中包括（其中包括）有效税率调节的分类以及有关已缴纳所得税的信息。该ASU将导致从2025年年度报告开始的公司财务报表附注和从2026年开始的中期报告期间的额外披露。

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附注2 —收购

2025年螺栓收购

于2025年6月16日，公司完成收购约 13,000 与阿帕奇公司的净租赁面积，未调整的购买价格为$ 608 百万。收购的面积主要位于直接抵消了公司在新墨西哥州经营区域核心的现有资产地位。根据会计准则编纂（“ASC”）主题805，该收购事项被记录为资产收购事项，业务组合（“ASC 805”）。支付的总对价为$ 572.3 结算报表调整后的百万，其中$ 500.6 百万被分配给已证明的财产和$ 80.8 以相对公允价值为基础的未证明财产的百万美元，剩余的$ 9.1 百万与承担的负债有关。

在截至2025年9月30日的九个月内，公司完成了对石油和天然气资产的多次收购，累计调整后的购买价格约为$ 225.6 百万。这些交易根据ASC 805记录为资产收购。

2024年Bolt-On收购

2024年9月17日，公司完成了与西方石油公司的某些关联公司对油气资产的收购（“螺栓收购”）。此次Bolt-On收购包括约 29,500 净租赁面积和约 9,900 主要位于的净特许权使用费英亩直接抵消了公司在德克萨斯州里夫斯县以及新墨西哥州埃迪县的现有资产。参考附注2 —业务合并有关Bolt-On收购的更多详细信息，请参见公司2024年年度报告第8项合并财务报表附注中的脚注。

采购价格分配

采购价格分配在截至2025年9月30日的九个月内完成。下表列示所收购的可辨认资产及所承担的负债按其各自截至Bolt-On收购截止日的公允价值计算的最终代价及购买价格。

（单位：千，份额和每股数据除外）			Bolt-On收购代价
给予的总现金对价			$	775,826
收购资产的公允价值：			采购价格分配
应收账款，净额			$	1,134
石油和天然气资产，净额			806,543
获得的资产总额			$	807,677
假定负债的公允价值：
应付账款和应计费用			$	16,697
资产报废义务			15,154
承担的负债总额			$	31,851
取得的净资产			$	775,826

此次业务合并对收入和净收入的备考影响未披露，因为它被认为不会对公司的经营业绩产生重大影响。

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附注3 —应收账款、应付账款和应计费用

应收账款包括以下各项：

（单位：千）			2025年9月30日						2024年12月31日
应计石油和天然气销售应收账款，净额			$	273,549					$	326,393
联合利息账单，净额			257,187						188,474
应计衍生结算应收款			30,819						8,585
其他			10,223						7,000
应收账款，净额			$	571,778					$	530,452

应付账款和应计费用由以下部分组成：

（单位：千）			2025年9月30日						2024年12月31日
应付账款			$	90,550					$	45,965
应计资本支出			216,765						267,213
应付收入			671,243						589,454
应计职工薪酬和福利			24,177						28,550
应计利息			64,945						121,204
应计费用和其他			143,761						146,032
应付账款和应计费用			$	1,211,441					$	1,198,418

附注4 —长期债务

下表提供了截至所示日期公司长期债务的信息：

（单位：千）			2025年9月30日						2024年12月31日
信贷便利			$	—					$	—
高级笔记
5.375 2026年到期优先票据百分比			—						289,448
8.00 2027年到期优先票据百分比			550,000						550,000
3.25 2028年到期的可转换优先票据百分比			—						170,000
5.875 2029年到期优先票据百分比			700,000						700,000
9.875 2031年到期优先票据百分比			325,000						500,000
7.00 2032年到期优先票据百分比			1,000,000						1,000,000
6.25 2033年到期优先票据百分比			1,000,000						1,000,000
优先票据的未摊销债务发行成本			( 25,137 )						( 31,545 )
未摊销债务（折价）/溢价			( 5,027 )						6,330
优先票据，净额			3,544,836						4,184,233
长期债务总额，净额			$	3,544,836					$	4,184,233

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信贷协议

该公司的合并子公司OpCo与一个银行银团签订了一项信贷协议，提供2028年2月到期的有担保循环信贷融资（“信贷协议”），截至2025年9月30日，该协议的借款基础为$ 4.0 十亿美元和选出的承诺$ 2.5 十亿。截至2025年9月30日，公司已 无 未偿还借款和$ 2.5 十亿可用借款能力，净额$ 2.5 百万未偿信用证。

就2025年4月30日的春季借款基数重新确定而言，公司订立了其信贷协议的第九次修订（“第九次修订”）。第九修正案，除其他外，（i）重申借款基础为$ 4.0 十亿美元和（二）重申选定承付款项总额为$ 2.5 十亿。参考附注13 —后续事项有关2025年秋季借款基数重新确定的更多信息。

根据信贷协议可供借入的金额等于（i）借款基数中的较小者，设定为$ 4.0 十亿；（二）经选举产生的循环承付款项总额，定为$ 2.5 十亿；或（iii）$ 6.0 十亿。借款基数每半年在春季和秋季重新确定一次，由贷方自行决定。它还允许公司要求 two 在预定的重新确定之间可选择的借款基础重新确定；一次应借款人要求，另一次与任何重大收购有关（如信贷协议中所定义）。借款基础取决于（其中包括）OPCO已探明的石油和天然气储量的数量、来自这些储量的估计现金流以及公司的商品对冲头寸。在重新确定借款基数后，如果实际未偿还借款超过修订后的借款能力，可能会要求OPCO立即偿还其未偿还债务的一部分，金额等于超出部分。信贷协议项下的借款由OPCO的若干附属公司提供担保。

信贷协议下的借款可能是基准利率贷款或SOFR贷款。基准利率贷款每季度支付利息，SOFR贷款适用利息期结束时支付利息。SOFR贷款按SOFR计息，另加适用保证金，由 175 到 275 基点，取决于使用的选定承诺的百分比，再加上额外的 10 基点信用利差调整。基准利率贷款的年利率等于以下最大值：（i）代理银行的最优惠利率；（ii）联邦基金有效利率加 50 基点；或（iii）一个月利息期的调整后期限SOFR利率加 100 基点，加上适用的保证金，范围从 75 到 175 基点，取决于使用的借款基数的百分比。OPCO还支付了一笔承诺费 37.5 到 50 其融资下未使用的选定承诺金额的基点。

信贷协议包含限制我们能力的限制性契约，其中包括：（i）产生额外债务；（ii）进行投资和贷款；（iii）进行合并；（iv）进行有限制的付款；（v）回购或赎回初级债务；（vi）进行超过我们预期产量特定百分比的商品对冲；（vii）进行超过其未偿债务特定百分比的利率对冲；（viii）产生留置权；（ix）出售资产；（x）与关联公司进行交易。

信贷协议还要求OPCO遵守以下财务比率：

（i）流动比率，即OPCO的综合流动资产（包括循环信贷额度下的未使用承诺的加回，不包括非现金衍生资产和某些受限制现金）与其综合流动负债（不包括信贷协议下的长期债务的流动部分和非现金衍生负债）的比率，不低于 1.0 到1.0；和

（ii）杠杆比率，即最近一个季度的融资债务总额与综合EBITDA（在信贷协议中定义的此类条款）的比率年化，不超过 3.5 到1.0。

信贷协议包括如果给予OPCO投资级评级（如信贷协议中所定义），OPCO可能会选择的退出契约、较低的利率和减少的抵押品要求。

截至2025年9月30日，OPCO遵守了上述契约和适用的财务比率。

可转换优先票据

2021年3月，欧普科发行$ 170.0 百万本金总额 3.25 %于2028年到期的高级无抵押可转换票据（“可转换优先票据”）导致OpCo的总收益净额为$ 163.6 万，扣除发债成本$ 6.4 百万。可转换优先票据的利息须于每年4月1日及10月1日每半年支付一次，到期日为2028年4月1日。

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可转换优先票据可通过在适用情况下支付或交付现金、A类普通股股份或现金与A类普通股股份的组合来结算，由OPCO选择。于2025年4月7日或之后，可换股优先票据可按赎回价格相等于 100 本金额的%，加上截至赎回之日的应计未付利息，如果最后报告的每股A类普通股销售价格超过 130 转换价格（i）的百分比为任何 20 期间的交易日 30 （ii）亦于紧接OpCo发出有关赎回通知的日期前一日结束的连续交易日；及（ii）亦于OpCo发出该通知的日期前一交易日结束。

于2025年8月28日，公司向可转换优先票据持有人（“持有人”）发出赎回通知（“赎回通知”），要求赎回所有未偿还的可转换优先票据（“赎回”）。赎回通知允许持有人有权转换每$ 1,000 可转换优先票据的本金金额 179.9208 A类普通股的股份（“兑换率”）或现金赎回价格为$ 1,014.53 .某些持有人行使了转换$ 169.9 百万可转换优先票据本金总额 30.6 百万股A类普通股，按兑换率计算。此次赎回发行的A类普通股估值为$ 430.0 万元，基于公司A类普通股在每次转换之日的交易价格，并在合并资产负债表中记录为额外实收资本的增加。剩余的$ 0.1 百万本金额的可转换优先票据被赎回为现金。

此次赎回按照ASC 470-50作为债务清偿进行会计处理，修改和消除，导致债务清偿损失$ 263.9 百万在截至2025年9月30日止九个月的综合经营报表中确认。债务清偿损失包括已发行的A类普通股价值和为赎回支付的现金以及可转换优先票据的账面金额减去与赎回相关的专业费用后的差额。

有上限的调用交易

就2021年3月发行的可转换优先票据而言，欧浦智网与期权交易对手订立私下协商的有上限看涨价差交易（“有上限的看涨交易”）。上限认购交易涵盖最初作为可转换优先票据基础的A类普通股的股份总数，行使价为$ 6.28 每股A类普通股，上限价格为$ 8.4525 每股A类普通股，根据上限认购协议的定义，每一种股票在发生某些公司事件时都会受到某些惯例调整。赎回后，公司选择保留未偿还的上限认购交易，而票据计划于2028年4月1日到期。

高级无抵押票据

下表汇总了截至2025年9月30日与OpCo未偿高级无抵押票据债务相关的利率、付息日、未偿本金金额和到期日。

息率

付息日期

本金金额

到期日

8.00 2027年到期优先票据百分比

8.00 %

4月15日、10月15日

550,000

2027年4月15日

5.875 2029年到期优先票据百分比

5.875 %

1月1日、7月1日

700,000

2029年7月1日

9.875 2031年到期优先票据百分比

9.875 %

1月15日、7月15日

325,000

2031年7月15日

7.00 2032年到期优先票据百分比

7.00 %

1月15日、7月15日

1,000,000

2032年1月15日

6.25 2033年到期优先票据百分比

6.25 %

2月1日、8月1日

1,000,000

2033年2月1日

The 8.00 2027年到期优先票据百分比， 5.875 2029年到期优先票据的%， 9.875 2031年到期的优先票据， 7.00 2032年到期优先票据的百分比及 6.25 %于2033年到期的优先票据（统称“优先无抵押票据”）为无抵押优先债务。欧浦尔可在到期前赎回部分或全部高级无抵押票据，赎回价格可能包括溢价，外加管辖高级无抵押票据的契约中所述的应计和未付利息。高级无抵押票据由本公司及欧浦科技各现有附属公司根据欧浦科技信贷协议为借款提供担保，按高级无抵押基准提供全额无条件担保。

如果OPCO经历某些明确规定的控制权变更并伴随评级下降，则优先无抵押票据的每个持有人可以要求OPCO以现金回购其全部或部分优先无抵押票据，价格等于 101 此类优先无抵押票据本金总额的百分比，加上截至回购日期的任何应计但未支付的利息。

管辖优先无抵押票据的契约包含的契约，除其他外，在某些例外情况和限定条件的限制下，限制了OPCO的能力和OPCO受限制子公司的能力：（i）产生或担保额外债务或发行某些类型的优先股；（ii）支付股本股息或赎回、回购或退还股本或次级债务；（iii）转让或出售资产；（iv）进行投资；（v）设置某些留置权；（vi）进入

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订立限制其附属公司向其支付股息或其他款项的协议；（vii）合并、合并或转移其全部或大部分资产；（viii）与附属公司进行交易；及（ix）创建不受限制的附属公司。截至2025年9月30日，OPCO遵守了这些契约。

请参考附注5 —长期债务包含在2024年年度报告第II部分第8项中，以了解有关欧浦公司优先无抵押票据和可转换优先票据的更多详细信息。

部分优先票据回购及赎回

2025年6月期间，公司回购了$ 2.7 百万未偿还 5.375 %于2026年到期的优先票据（“2026年 5.375 %优先票据”）的价格等于 99.7 已付本金的百分比加上截至但不包括回购日的应计未付利息。随后，于2025年9月20日，公司赎回了所有剩余未偿还的2026 5.375 %优先票据，价格等于 100 未偿还本金总额$的百分比 286.7 百万加上截至（但不包括）赎回日的应计未付利息。

在2025年1月期间，该公司赎回了$ 175 百万其 9.875 %于2031年到期的优先票据（“2031年优先票据”），赎回价格等于 109.875 赎回本金的百分比加上截至（但不包括）赎回日的应计未付利息。公司支付的总对价为$ 192.3 百万，不包括利息，导致债务清偿损失$ 5.8 注销2031年优先票据的账面价值$ 186.5 万，其中包括相关的按比例未摊销债务溢价。赎回后，未偿还的2031年优先票据的剩余本金总额为$ 325 百万。

附注5 —资产报废义务

下表汇总了截至2025年9月30日止九个月公司与其在石油和天然气资产的工作权益相关的资产报废义务（“ARO”）的变化：

（单位：千）
资产报废义务，期初			$	160,089
发生的负债			6,639
获得的负债			6,316
剥离和清偿的负债			( 6,019 )
吸积费用			8,607
资产报废债务，期末			175,632
较少的电流部分(1)			( 11,934 )
资产报废义务-长期、期末			$	163,698

(1)ARO的当前部分包含在其他流动负债在合并资产负债表中。

ARO反映了与根据适用的地方、州和联邦法律封堵和废弃油气井、从租赁土地上拆除设备和设施以及土地修复相关的估计未来成本的现值。ARO公允价值计算中固有的大量估计和假设，包括堵塞和放弃结算金额、通货膨胀因素、信贷调整贴现率和结算时间。如果未来对这些假设的修正影响到现有ARO负债的价值，则对油气资产余额进行相应的抵销调整。因时间推移引起的负债变动确认为负债账面值的增加，并计入折旧、损耗和摊销。

附注6 —以股票为基础的薪酬

公司有一个长期激励计划（“LTIP”），该计划共有 71,718,560 获授权发行的A类普通股股份。LTIP规定授予限制性股票、股票期权（包括激励股票期权和不合格股票期权）、限制性股票单位（包括业绩股票单位）、股票增值权和其他基于股票或现金的奖励。

基于股票的补偿费用在两者内确认一般和行政费用和勘探和其他费用在合并经营报表中。公司对根据LTIP授予的奖励的没收进行会计处理。

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下表汇总了列报期间确认的基于股票的补偿费用：

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
（单位：千）			2025						2024						2025						2024
股权奖励
限制性股票			$	7,463					$	6,083					$	21,390					$	21,522
业绩股票单位			10,788						8,023						33,954						25,191
股票补偿费用总额			$	18,251					$	14,106					$	55,344					$	46,713

股权奖励

公司有根据LTIP授予的限制性股票、股票期权和绩效股票单位（“PSU”），如下文所述。每项奖励都有基于服务的归属要求，就事业单位而言，则有基于市场的归属要求，预计在归属时将以A类普通股的股份结算。因此，根据ASC主题718，这些奖励被归类为基于股权的奖励，补偿-股票补偿.

限制性股票

下表提供了截至2025年9月30日止九个月的限制性股票活动信息：

			限制性股票						加权平均公允价值
截至2024年12月31日的未归属余额			3,614,303						$	12.64
已获批			4,535,288						14.32
既得			( 1,514,384 )						11.11
没收			( 407,098 )						13.99
截至2025年9月30日未归属余额			6,228,109						14.15

该公司向某些高级职员和雇员授予基于服务的限制性股票，这些股票要么按比例归属于 三年 服务期或悬崖背心上的十八岁月至 五年 服务期，以及授予董事，授予 一年 服务期。这些基于服务的限制性股票授予的补偿成本基于公司A类普通股在授予日的收盘市价，这些成本在适用的归属期内按比例确认。截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月归属的限制性股票的公允价值总额为$ 16.8 百万美元 19.1 分别为百万。与截至2025年9月30日未归属的限制性股票相关的未确认补偿成本为$ 69.7 万，公司预计在加权平均期间内确认 2.4 年。

股票期权

根据LTIP已授予的股票期权到期 十年 自授予日起，按比例授予超过其 三年 服务期。根据LTIP授予的期权的行权价格为公司A类普通股在授予日的收盘市价。股票期权的补偿成本基于授予日的奖励公允价值，然后在归属期内按比例确认 三年 .

下表提供了截至2025年9月30日的九个月内尚未兑现的股票期权奖励信息：

			期权						加权平均行权价						加权平均剩余期限 （年）						聚合内在价值 （单位：千）
截至2024年12月31日			388,033						$	16.10											$	628
已锻炼			( 35,000 )						6.58												257
过期			( 73,500 )						18.02
截至2025年9月30日			279,533						16.78						2.2						284
截至2025年9月30日可行使			279,533						16.78						2.2						284

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业绩股票单位

公司向受基于市场的归属标准约束的某些高级管理人员和管理层成员授予PSU，服务期为 三年 .服务期结束时的归属取决于公司在业绩期间的绝对年化股东总回报（“TSR”），以及公司相对于一组同行公司的TSR。股票奖励必须满足这些基于市场的条件才能归属，因此有可能没有股票最终归属。然而，公司根据市场条件确认对PSU的补偿费用，无论这些条件是否有可能得到满足，如果归属并未实际发生，则补偿费用不会被冲回。

公司目前未偿还的PSU在归属时可由公司酌情以A类普通股或现金结算。该公司打算以A类普通股结算所有PSU，并且在LTIP下有足够的可用股份在潜在的未来归属日期结算A类普通股的单位。因此，PSU被视为基于股权的奖励，其公允价值在授予或修改日期（如适用）确定。奖励的公允价值是使用蒙特卡洛估值模型估计的。蒙特卡罗估值模型基于对股价路径的随机预测，必须重复多次才能实现概率评估。预期波动率基于公司A类普通股的历史波动率计算，无风险利率基于期限与归属期一致的美国国债收益率曲线利率。

下表汇总了用于确定截至2025年9月30日止九个月期间授予的PSU公允价值的关键假设和相关信息：

			2025年奖项
每股公允价值			$ 19.53
预期隐含股票波动率			34.6 %
无风险利率			4.2 %

下表提供了截至2025年9月30日的九个月内未偿还的PSU的信息：

			奖项						加权平均公允价值
截至2024年12月31日的未归属余额			5,343,399						$	16.54
已获批			2,216,934						19.53
既得(1)			( 47,082 )						30.62
没收			( 5,921 )						23.49
截至2025年9月30日未归属余额			7,507,330						17.33

(1)这一余额包括截至2025年9月30日基于原始授予的PSU数量的既得PSU奖励。实际归属的PSU是基于归属时公司的绝对年化TSR计算，可能大于或小于最初授予的数量。

截至2025年9月30日，有$ 42.4 百万与未归属的PSU相关的未确认补偿成本，公司预计将在加权平均期间按比例确认 1.6 年。

附注7 —衍生工具

公司面临与其持续经营业务相关的某些风险，并可能不时使用衍生工具管理其商品价格风险敞口。

商品衍生合约

从历史上看，由于供需因素、全球政治因素、总体经济状况和季节性天气模式，原油和天然气生产收到的价格一直波动。公司可能会定期使用衍生工具，例如掉期、无成本项圈、基差掉期和其他类似协议，以减轻其对商品价格下跌的风险以及此类下跌可能对其运营现金流、资本回报率和其他财务业绩产生的相应负面影响。虽然这些工具的使用限制了不利价格变化的下行风险，但它们的使用也可能限制有利价格变化带来的未来收入。本公司并无为投机或交易目的订立衍生工具合约。

商品互换。公司可能会使用称为固定价格掉期的商品衍生工具来实现特定产量的已知价格或基差掉期，以对冲指数价格与当地或未来之间的差异

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指数价格。所有交易均以现金结算，一方向另一方支付由此产生的差价乘以合同量。

下表汇总了截至2025年9月30日公司已到位的衍生品合约的大致数量和平均合约价格：

			期						成交量（BBLS）						成交量 （桶/天）						WTD。平均。原油价格 （美元/桶）
原油掉期-NYMEXWTI			2025年10月-2025年12月						5,244,000						57,000						$ 70.99
			2026年1月-2026年3月						2,655,000						29,500						69.71
			2026年4月-2026年6月						2,684,500						29,500						68.85
			2026年7月-2026年9月						2,714,000						29,500						68.13
			2026年10月-2026年12月						2,714,000						29,500						67.57

			期						成交量（BBLS）						成交量 （桶/天）						WTD。平均。差分 （美元/桶）
原油基差掉期(1)			2025年10月-2025年12月						4,140,000						45,000						$ 1.10
			2026年1月-2026年3月						2,655,000						29,500						1.07
			2026年4月-2026年6月						2,684,500						29,500						1.07
			2026年7月-2026年9月						2,714,000						29,500						1.07
			2026年10月-2026年12月						2,714,000						29,500						1.07

			期						成交量（BBLS）						成交量 （桶/天）						WTD。平均。差分 （美元/桶）
原油展期差价掉期-NYMEXWTI			2025年10月-2025年12月						5,244,000						57,000						$ 0.55
			2026年1月-2026年3月						1,575,000						17,500						0.28
			2026年4月-2026年6月						1,592,500						17,500						0.28
			2026年7月-2026年9月						1,610,000						17,500						0.28
			2026年10月-2026年12月						1,610,000						17,500						0.28

(1)这些原油基差掉期交易使用ARGUS MIDLAND WTI和ARGUS WTI截止指数进行结算。

			期						成交量（MMBTU）						成交量（MMBTU/d）						WTD。平均。燃气价格 （美元/百万英热单位）
天然气掉期-NYMEX-Henry Hub			2025年10月-2025年12月						15,180,000						165,000						$ 4.02
			2026年1月-2026年3月						8,190,000						91,000						4.08
			2026年4月-2026年6月						8,281,000						91,000						3.40
			2026年7月-2026年9月						8,372,000						91,000						3.65
			2026年10月-2026年12月						8,372,000						91,000						4.01
			2027年1月-2027年3月						12,600,000						140,000						4.24
			2027年4月-2027年6月						12,740,000						140,000						3.32
			2027年7月-2027年9月						12,880,000						140,000						3.58
			2027年10月-2027年12月						12,880,000						140,000						3.94

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			期						成交量（MMBTU）						成交量（MMBTU/d）						WTD。平均。燃气价格 （美元/百万英热单位）
天然气互换-Waha Hub			2025年10月-2025年12月						7,530,000						81,848						$ 1.41
			2026年1月-2026年3月						5,850,000						65,000						2.78
			2026年4月-2026年6月						5,915,000						65,000						0.27
			2026年7月-2026年9月						5,980,000						65,000						1.68
			2026年10月-2026年12月						12,385,000						134,620						2.68
			2027年1月-2027年3月						7,650,000						85,000						3.57

			期						成交量（MMBTU）						成交量（MMBTU/d）						WTD。平均。差分 （美元/百万英热单位）
天然气基差价差互换(1)			2025年10月-2025年12月						19,044,000						207,000						$( 1.43 )
			2026年1月-2026年3月						12,330,000						137,000						( 1.34 )
			2026年4月-2026年6月						12,467,000						137,000						( 2.31 )
			2026年7月-2026年9月						12,604,000						137,000						( 1.42 )
			2026年10月-2026年12月						12,604,000						137,000						( 1.21 )
			2027年1月-2027年3月						14,490,000						161,000						( 0.47 )
			2027年4月-2027年6月						14,651,000						161,000						( 1.11 )
			2027年7月-2027年9月						14,812,000						161,000						( 0.65 )
			2027年10月-2027年12月						14,812,000						161,000						( 0.91 )

(1)这些天然气基差掉期合约使用Inside FERC的西德克萨斯Waha Hub价格和NYMEXHenry Hub天然气价格进行结算。

衍生工具报告。公司的石油和天然气衍生工具未被指定为会计目的的套期保值。因此，所有损益均在公司的综合经营报表中确认。所有衍生工具均在综合资产负债表中按公允价值入账，但符合“正常购买正常销售”除外情形的衍生工具除外，任何公允价值损益均在当期收益中确认。

下表列示了公司衍生工具在列报期间的综合经营报表中的影响：

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
（单位：千）			2025						2024						2025						2024
衍生工具净收益（亏损）			$	105,714					$	238,533					$	236,464					$	131,702

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衍生资产和负债的抵销。公司的商品衍生品作为衍生资产和负债计入随附的综合资产负债表。公司根据ISDA总净额结算协议与同一交易对手执行的金融衍生工具公允价值金额进行净额结算，该协议规定在合同期内以及在违约或合同终止的情况下进行净额结算。 下表汇总了公司在各自结存日期未履行的衍生工具合同的公允价值金额和合并资产负债表中的分类，以及确认的衍生工具资产、负债和抵消金额毛额：

			资产负债表分类						公允价值毛额资产/负债金额						毛额抵销(1)						净确认公允价值资产/负债
（单位：千）									2025年9月30日
衍生资产
商品合约			衍生工具						$	209,818					$	( 4,830 )					$	204,988
			其他非流动资产						22,332						( 14,515 )						7,817
衍生负债
商品合约			其他流动负债						$	4,830					$	( 4,830 )					$	—
			其他非流动负债						26,978						( 14,515 )						12,463
									2024年12月31日
衍生资产
商品合约			衍生工具						$	95,771					$	( 10,262 )					$	85,509
			其他非流动资产						32,858						( 3,971 )						28,887
衍生负债
商品合约			其他流动负债						$	13,302					$	( 10,262 )					$	3,040
			其他非流动负债						3,971						( 3,971 )						—

(1)公司与每一对手方订立协议，允许在结算时或在协议项下发生违约或合同终止的情况下，将衍生资产与衍生负债进行抵销的金融权利。

金融衍生工具中的或有特征。该公司的衍生工具均不包含与信用风险相关的或有特征。公司金融衍生品合约的交易对手是高信用质量的金融机构，主要是欧浦信贷协议下的贷方。公司仅根据其信贷协议与参与者订立新的对冲安排，因为这些机构与任何OPCO银行债务的持有人享有同等担保，这消除了当公司处于衍生负债头寸时可能需要提供抵押品的情况。因此，公司无需为衍生交易对手邮寄信用证或公司担保，以确保合同履约义务。

此外，公司因交易对手不履约而面临与其衍生合约相关的信用风险。该公司通过与多家金融机构签订合同来减轻其对任何单一交易对手的风险敞口，每家金融机构的信用评级都很高，并且是上文提及的OPCO信贷协议下的贷方。

附注8 —公允价值计量

经常性公允价值计量

公司遵循ASC主题820，公允价值计量与披露，建立了公允价值计量披露的三级估值层次结构。估值层次将以公允价值计量的资产和负债根据计量中采用的输入值的可观察性分为三个不同层次之一。这三个层次定义如下：

•第1级：相同资产在活跃市场中的报价–估值方法的输入是相同资产或负债在活跃市场中的报价（未经调整）。

•第2级：重要的其他可观察输入–估值方法的输入值包括活跃市场中类似资产和负债的报价，以及在金融工具的几乎整个期限内直接或间接可观察到的资产或负债的输入值。

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•第3级：重要的不可观察输入–对估值方法的输入值是不可观察的，对公允价值计量具有重要意义。

下表列出按公允价值层级内的每个适用层级，公司衍生资产和负债净额，包括流动和非流动部分，按经常性公允价值计量：

（单位：千）			1级						2级						3级
2025年9月30日
总资产			$	—					$	212,805					$	—
负债总额			—						12,463						—
2024年12月31日
总资产			$	—					$	114,396					$	—
负债总额			—						3,040						—

金融资产和非金融资产和负债均按对公允价值计量具有重要意义的最低输入水平划分为上述公允价值层级。公司评估特定输入值对公允价值计量整体的重要意义，需要进行判断，并考虑资产或负债的特定因素。以下是对公司使用的估值方法的描述，以及根据上述公允价值等级对这类工具的一般分类。在呈报的任何期间内，没有任何公允价值水平之间的转移。

衍生品

该公司使用Level 2输入值来计量其石油和天然气商品衍生品的公允价值。该公司使用行业标准模型，考虑各种假设，包括基础工具的当前市场和合同价格、隐含市场波动性、时间价值、不履约风险，以及其他相关的经济衡量标准。基本上所有这些输入在整个工具的整个期限内都可以在市场上观察到，并且可以得到可观察数据的支持。公司利用交易对手的估值来评估自身估值的合理性。参考附注7 —衍生工具有关综合资产负债表内呈列的衍生资产总额及净额、负债及抵销金额的详情。

非经常性公允价值计量

公司对包括已探明油气资产在内的非金融资产和负债适用非经常性公允价值计量准则的规定。这些资产和负债不是持续以公允价值计量，而是在某些情况下进行公允价值调整。

石油和天然气资产收购。所收购资产和承担的负债的公允价值计量在收购日使用收益估值技术计量，该技术基于市场上无法观察到的输入值，因此代表第3级输入值。对所收购石油和天然气资产估值的重要投入包括以下估计：（i）储量；（ii）生产率；（iii）未来运营和开发成本；（iv）未来商品价格，包括价差；（v）未来现金流；（vi）基于市场参与者的加权平均资本成本率和（vii）适用于已探明和未探明储量的风险调整因素。这些投入需要公司管理层在估值时作出重大判断和估计。

石油和天然气资产减值。每当事件和情况表明这些资产的公允价值可能低于其账面价值时，公司都会审查其已探明的石油和天然气资产是否存在减值。油气资产产生的预期未折现未来现金流量净额之和低于资产账面值的，提示减值损失。在这种情况下，公司再就证明物业的账面值超过其估计公允价值的金额确认减值费用。该公司在逐个油田的基础上审查其石油和天然气资产。

公司使用收益法计算其石油和天然气资产的估计公允价值，该方法基于市场上无法观察到的投入，因此代表第3级投入。对用于减值审查和石油和天然气探明资产的相关公允价值计量的预期未来净现金流量的重要投入包括以下估计：（i）石油和天然气储量；（ii）未来产量下降率；（iii）未来运营和开发成本；（iv）未来商品价格，包括价差；（v）基于市场参与者的加权平均资本成本率。这些投入需要公司管理层作出重大判断和估计。

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资产报废义务。以公允价值计量ARO的初步计量采用贴现现金流量技术计算，并基于与物业、厂房和设备相关的未来退休成本的内部估计。ARO计算中使用的重要的3级输入包括堵塞和放弃石油和天然气属性以及储备寿命的估计未来成本。参考附注5 —资产报废义务有关公司ARO的更多信息。

其他金融工具

公司的现金、现金等价物、应收账款、应付账款、应计负债的账面价值与其公允价值相近，因为这些资产和负债的短期到期和/或流动性。

公司的优先票据及信贷协议项下的借款按成本入账。 下表汇总了截至所述期间这些工具的账面价值、本金金额和公允价值：

			2025年9月30日																		2024年12月31日
			账面价值						本金金额						公允价值						账面价值						本金金额						公允价值
信贷便利(1)			$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—
5.375 2026年到期优先票据百分比(2)			—						—						—						288,357						289,448						287,400
8.00 2027年到期优先票据百分比(2)			557,597						550,000						559,861						560,910						550,000						561,855
3.25 2028年到期的可转换优先票据百分比(2)			—						—						—						166,803						170,000						436,554
5.875 2029年到期优先票据百分比(2)			670,024						700,000						701,546						664,935						700,000						688,103
9.875 2031年到期优先票据百分比(2)			344,409						325,000						354,279						532,730						500,000						550,562
7.00 2032年到期优先票据百分比(2)			985,725						1,000,000						1,040,126						984,426						1,000,000						1,017,903
6.25 2033年到期优先票据百分比(2)			987,081						1,000,000						1,020,062						986,072						1,000,000						989,508

(1)OPCO信贷协议项下未偿金额的账面价值接近公允价值，因为其浮动利率与当前市场利率挂钩，而适用的信用利差代表公司信用风险状况的当前市场利率。

(2)账面价值包括相关的未摊销债务发行成本以及综合资产负债表中反映的任何债务折价或溢价。公允价值是使用这些债务证券的市场报价确定的，这是公允价值层次结构中的第1级分类，并基于未偿优先票据的本金总额。

附注9 —股东权益及非控股权益

股票转换

在截至2025年9月30日和2024年9月30日的九个月内，Colgate Energy Partners III，LLC（“高露洁”）和Earthstone Energy, Inc.（“Earthstone”）的某些遗留所有者交换了 12.4 百万和 126.8 百万股，分别注销相应数量的C类普通股（“普通股”），以换取同等数量的A类普通股。递延所得税负债$ 3.2 万美元和递延所得税资产$ 89.7 百万分别因截至2025年9月30日及2024年9月30日止九个月的非控股权益拥有人的股份转换而录得权益。公司未收到与该等交易有关的现金收益。

股票发行

截至2025年9月30日止9个月，公司发 30.6 百万股A类普通股，与赎回其可转换优先票据有关，详见附注4 —长期债务.

截至2024年9月30日止9个月，公司完成包销公开发售 26.5 百万股其A类普通股，其中公司获得净现金收益$ 402.2 扣除承销折扣和佣金后的百万。公司将此次股权发行所得款项净额用于支付在附注2 —收购.

此外，在截至2024年9月30日的九个月内，公司发行了 6.2 百万股A类普通股，作为截至2024年12月31日止年度执行的部分资产收购的部分对价发行（在附注3 —收购和剥离在2024年年度报告中）。公司未收到与本次发行有关的现金收益。

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股息

下表汇总了公司在每一期间宣布和支付的A类普通股每股基础和可变股息以及每一普通单位的分配（每一股都有一股C类普通股的基础份额）：

			每股股息/分派																		宣布和支付的股息/分配总额
			基地						变量						合计
三个月结束，																					（单位：千）
2025年9月30日			$	0.15					$	—					$	0.15					$	125,200
2024年9月30日			$	0.06					$	0.15					$	0.21					$	170,156
九个月结束，
2025年9月30日			$	0.45					$	—					$	0.45					$	366,774
2024年9月30日			$	0.17					$	0.39					$	0.56					$	440,291

回购计划

该公司董事会授权一项股票回购计划，以收购最多$ 1 亿的公司已发行普通股（“回购计划”），该计划被批准无限期运行，可用于公司减少已发行的A类普通股和C类普通股的股份。公司可酌情在公开市场或通过私下协商交易不时进行回购，并将视市场情况、适用的法律要求、可用流动性、遵守公司债务协议和其他因素而定。回购计划不要求收购任何特定数量的股份，公司董事会可随时修改或终止回购计划。

截至2025年9月30日止九个月，公司支付$ 46.8 百万回购 4.4 百万股A类普通股，加权平均价格为$ 10.70 每股作为回购计划的一部分。回购的股份随后被公司注销。

此外，在截至2025年9月30日和2024年9月30日的九个月期间，公司支付了$ 26.9 百万美元 61.0 万元，分别回购 2.0 百万和 3.8 百万股，分别为OpCo的普通单位，导致同等数量的C类普通股的基础股份同时根据其回购计划被注销。

非控制性权益

非控制性权益涉及与2022年9月1日与高露洁的合并以及2023年11月1日与Earthstone的合并相关的普通单位发行。非控制性权益百分比受A类普通股的普通单位转换（以及相应的C类普通股注销）和涉及A类普通股的交易等各种股权交易的影响。

截至2025年9月30日，OPCO的非控制性权益所有权减少至 10 %从 12 截至2024年12月31日的百分比。该公司合并了OPCO的财务状况、经营业绩和现金流，并将普通单位的其他持有人保留的部分反映为非控制性权益。有关该期间归属于非控制性权益的活动的摘要，请参阅合并股东权益报表。

附注10 —每股盈利

基本每股收益（“EPS”）的计算方法是将归属于A类普通股的净利润除以每个期间已发行的A类普通股的加权平均股数。稀释每股收益的计算方法是将调整后的净收入除以已发行的稀释A类普通股的加权平均股份，其中包括潜在稀释性证券的影响。计算摊薄每股收益的潜在摊薄证券包括（i）未归属的基于股权的限制性股票和业绩股票单位以及已发行的股票期权，均使用库存股法；以及（ii）公司的C类普通股和可为我们的可转换优先票据发行的股份，均在截至2025年9月30日的三个月内全部赎回，均使用“如果转换”法，即税后净额。

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下表反映了根据每期已发行A类普通股的加权平均数计算的所示期间的每股收益：

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
（单位：千，每股数据除外）			2025						2024						2025						2024
归属于A类普通股的净利润			$	59,234					$	386,376					$	595,669					$	768,051
加：可转换优先票据利息，税后净额			—						1,305						—						3,887
调整后净利润（归属于A类普通股）			$	59,234					$	387,681					$	595,669					$	771,938
A类普通股已发行基本加权平均股			712,282						693,692						705,920						619,741
加：可转换优先票据的摊薄影响			—						29,117						—						29,117
加：股权奖励的稀释效应			15,411						13,430						14,818						14,457
已发行A类普通股的稀释加权平均股			727,693						736,239						720,738						663,315
A类普通股每股基本净收益			$	0.08					$	0.56					$	0.84					$	1.24
A类普通股每股摊薄净收益			$	0.08					$	0.53					$	0.83					$	1.16

下表列出了列报期间因其影响具有反摊薄性而被排除在稀释每股收益计算之外的股份：

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
（单位：千）			2025						2024						2025						2024
C类普通股的加权平均股份			95,660						100,670						98,087						159,396
可转换优先票据			22,864						—						27,972						—
业绩股票单位			1,250						831						1,341						277
限制性股票			690						325						1,169						182
虚值股票期权			246						436						274						482

附注11 —承付款项和或有事项

承诺

截至2025年9月30日止九个月，公司订立了一系列坚定承诺运输协议，以保证十年内不同条款的天然气运输管道容量。这些协议从2025年开始生效，将为公司提供管道上的天然气容量，范围从 25,000 到 300,000 每日MMBTU。根据这些协议，公司无需交付专门从公司任何物业生产的天然气量。这些协议包括按协议适用于总容量容量的需求费用，无论是否使用。因此，这些协议期限内的最低财政承付款总额约为$ 1.2 亿元，基于截至2025年9月30日的各项协议的数量承诺。公司已支付$ 2.5 截至2025年9月30日止九个月与该等承诺有关的百万元，计入外购气体销售净额项目，详见附注12 —收入.

公司在日常业务过程中例行订立、延长或修订经营协议。截至2025年9月30日的九个月内，承诺没有发生其他重大、非常规变化。

或有事项

公司有时可能会受到各种商业或监管索赔、来自服务提供商的前期调整、诉讼或在正常业务过程中出现的其他法律诉讼的影响。虽然无法确定地预测这些诉讼和索赔的结果，但管理层认为，合理可能发生的此类事项的影响将对公司的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响的可能性很小。管理层不知道有任何针对公司提起的未决诉讼要求在这些综合财务报表日期确认或有负债。

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与客户订立合约的收入

原油、NGL和天然气销售在产品控制权转移给客户且可收回性得到合理保证时予以确认。该公司几乎所有的合同定价条款都与市场指数挂钩，并根据（其中包括）到活跃现货市场的运输成本和质量差异等因素进行一定的调整。因此，该公司的石油、NGLs和天然气的实际价格波动，以保持与全球和当地其他可用石油、NGLs和天然气供应的竞争力。

合并经营报表中列报的石油和天然气收入与石油、天然气、天然气液化石油气的销售和外购天然气销售有关，如下所示：

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
			2025						2024						2025						2024
营业收入（千）：
石油销售			$	1,113,847					$	1,099,318					$	3,231,068					$	3,265,303
NGL销售			170,385						153,340						513,426						460,701
天然气销售			33,856						( 37,087 )						145,686						( 21,351 )
购气销售，净额			3,708						—						5,663						—
石油和天然气销售			$	1,321,796					$	1,215,571					$	3,895,843					$	3,704,653

石油销售

该公司的原油销售合同的结构一般是在合同约定的交付点向买方交付石油，买方在该点取得产品所有权。这个输送点通常在井口或运输管道入口处。当控制权在交货点根据从买方收到的净价转让给买方时确认收入。原油采购商产生的任何下游运输成本都反映为石油销售收入的净减少。

NGL和天然气销售

根据公司的天然气处理合同，富含液体的天然气在买方取得产品所有权的约定交付点交付给中游收集和处理实体。中游加工实体收集并加工原料气体，然后将收益汇给公司。对于这些合同，公司在控制权转移和应确认收入时进行评估。如果公司选择在工厂尾门“实物”取用其NGL或残余气产品，则在工厂出口控制权转移之前产生的费用在合并经营报表中作为GP & T列报。凡公司未将其NGL或残余气产品取为“实物”，则控制权转移发生在集气系统的入口处，或在此之前，而在此之后产生的费用则反映为对上表所示的NGL和天然气销售收入的净减少。

外购气体销售

公司已订立一系列天然气买卖协议，以促进在其他市场销售天然气。这些交易的收益和成本以净额列报，因为它们是与上表中所列的采购气体销售项目中所示的同一对手方（或相同的关联方）进行的交易，净额。

履约义务

对于所有商品产品，公司在生产交付给购买者的月份记录收入。原油的结算报表一般在产量交付之日起30天内收到，但对于NGL和天然气销售，报表可能不会重新ceived for 30 到 60 交付发生后的几天。然而，一旦履约义务得到履行，付款是无条件的。此时，交付的卷和sales价格可合理估计应收客户款项计提在应收账款，净额在合并资产负债表中。截至2025年9月30日和2024年12月31日，此类应收账款余额为$ 273.5 百万美元 326.4 分别为百万。

公司在收到采购人付款的当月记录其估计与产品销售实际收到的金额之间的任何差异。从历史上看，收入估计与实际收到的收入之间的任何已确定差异并不显着。截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月，本报告所述期间确认的与先前报告期间履行的履约义务相关的收入并不重大。

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分配给剩余履约义务的交易价格

附注13 —后续事项

经修订的信贷协议

就2025年10月24日的秋季借款基数重新确定而言，公司订立了其信贷协议的第十次修订（“第十次修订”）。第十修正案，除其他外，（i）重申借款基础为$ 4.0 亿，（二）重申当选循环承付款项总额为$ 2.5 亿，（iii）通过以下方式调整适用保证金：（a）在公司获得惠誉国际评级公司（Fitch Ratings，Inc.）BBB-或更高的指数债务评级的借款基期内添加适用于任何一天的新借款基础利用率定价网格；（b）在特定条件下，降低投资级期内任何一天适用的利率，以及（iv）从SOFR定义中删除额外的10个基点信用利差调整因子。

宣布的股息

2025年11月5日，公司宣布董事会宣布季度基本股息$ 0.15 每股A类普通股及派发$ 0.15 每股C类普通股（每一股都有一个OPCO的基础普通单位）。股息将于2025年12月31日支付给截至2025年12月17日登记在册的股东。

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