储量与审计情况 - 2024年公司储备审计师对已探明储量的估计与公司估计的差异未超过10%的既定审计容忍准则[61] 潜在钻井位置 - 假设WTI价格约为每桶50美元，公司目前有9188个总（7130个净）已确定的经济潜在水平钻井位置[64] - 截至2024年12月31日，公司约有9188个（净7130个）已确定经济潜力的水平钻井位置，假设WTI油价约为每桶50美元，其中仅1381个有工作权益的位置归因于已探明储量[188] - 截至2024年12月31日，公司已确定约1657个水平钻井位置，这些位置所在区间很少或未钻井，更具投机性[188] 产量数据 - 2024年公司净产油量为123325千桶，天然气为275680百万立方英尺，天然气液体为49700千桶，总产量为218972千桶油当量[67] - 主要因收购，公司预计2025年第四季度产量水平将提高[154] 水平井作业情况 - 2024年公司运营的水平井中，钻了372口总井（351口净井），完成了410口总井（386口净井）[68] - 2024年公司在米德兰盆地和特拉华盆地开发和勘探的生产井总数为372口总井（351口净井）[72] - 截至2024年12月31日，公司有49口总（47口净）运营井正在钻探，358口总（336口净）井正在完井或等待完井[72] 生产井权益情况 - 截至2024年12月31日，公司拥有30928口总生产井权益，平均无加权工作权益为77%的有10277口总井（7891口净井），平均特许权权益为2.1%的有20651口井[69] - 截至2024年12月31日，公司是6590口水平生产井的运营商、参与者或拥有工作权益[188] 员工经验情况 - 执行副总裁兼总工程师有超21年油藏和运营经验，地球科学员工平均每人约16年行业经验[61] 产品价格情况 - 2024年油平均价格为每桶73.52美元，天然气为每百万立方英尺0.32美元，天然气液体为每桶18.99美元，综合为每桶油当量46.12美元[67] - 2022年初至2024年底，NYMEX WTI油价每桶在65.75 - 123.70美元之间，NYMEX亨利枢纽天然气价格每百万英热单位在1.58 - 9.68美元之间[153] 成本情况 - 2024年每桶油当量平均运营现金成本为11.09美元，非现金成本为15.32美元，生产成本为7.50美元[67] - 2024年公司总资本支出约29亿美元，2025年资本预算预计为38 - 42亿美元，较2024年增加40%[177] 租赁面积情况 - 截至2024年12月31日，公司总租赁面积为1077697英亩（毛面积）和860719英亩（净面积），其中米德兰盆地910991英亩（毛面积）和737181英亩（净面积），特拉华盆地161981英亩（毛面积）和123218英亩（净面积），其他地区4725英亩（毛面积）和320英亩（净面积）[73] - 2024 - 2029年，公司未开发土地到期面积总计29764英亩（毛面积）和23309英亩（净面积），其中2025年到期5515英亩（毛面积）和4290英亩（净面积），2026年到期8461英亩（毛面积）和6708英亩（净面积）等[76] 买家情况 - 2024年和2023年，各有四个买家占公司收入超10%；2022年，有两个买家占公司收入超10%[78] 权益情况 - 公司物业的出租人特许权使用费和其他租赁负担一般在15% - 35%，公司净收入权益一般在65% - 85%[81] 监管法规对运营成本和盈利能力影响 - 公司石油和天然气运营受各类立法、监管和法律要求约束，监管负担增加公司经营成本并影响盈利能力[83] 环境法规约束 - 公司石油和天然气勘探、开发和生产运营受严格环境法律法规约束，不合规会面临行政、民事和刑事处罚[84] - 《资源保护和回收法》及其相关州法规影响公司油气活动，废物处理法律和法规变化可能对公司资本支出和运营费用产生重大不利影响[86] - 《综合环境反应、赔偿和责任法》及其类似州法律使公司可能承担危险物质清理成本责任[88] - 《联邦水污染控制法》《安全饮用水法》《油污法》等对公司废水排放和石油泄漏有严格限制和控制，不合规会面临处罚[89][93] - 2023年1月18日，EPA和美国陆军工程兵团扩大《清洁水法》保护水域范围；5月25日，美国最高法院缩小其保护范围；9月8日，EPA和工程兵团发布规则使其规定符合最高法院决定[90] - 2016年6月28日，EPA发布最终规则禁止陆上非常规油气开采设施废水排入公共污水处理厂[102] - 2012年EPA规则旨在通过要求2015年1月1日后新建或重新压裂的水力压裂井使用减排完井法，实现挥发性有机化合物排放减少95%[103] 排放费及目标 - 2024年甲烷排放费为每吨900美元，2025年涨至1200美元，2026年及以后为1500美元[97] - 美国设定目标，到2030年将温室气体排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%，到2035年减少61 - 66%[99] - 美国承诺到2030年将全球甲烷排放量在2020年水平基础上至少减少30%[99] 能源相关法案及规则 - 2021年美国基础设施投资和就业法案及2022年降低通胀法案包含数十亿美元可再生能源等发展激励资金[96] - 2024年3月EPA最终确定从2027年款车型开始减少车辆有害空气污染物排放的规则[96] 地方法规要求 - 2011年9月1日起，德州立法要求油气运营商公开水力压裂过程中使用的化学物质[106] - 2014年11月17日起，德州铁路委员会处置井规则修正案要求新处置井申请人进行地震活动搜索[106] 濒危物种影响 - 若运营区域出现濒危物种，公司运营可能被禁止、延迟或需昂贵缓解措施[109] 开采税情况 - 德州对石油生产征收4.6%的开采税，对天然气生产征收7.5%的开采税[128] 管道安全法规 - 《管道安全与就业创造法案》将单次安全违规的最高行政罚款从10万美元提高到20万美元，一系列相关违规的最高行政罚款从100万美元提高到200万美元，现因通货膨胀分别提高到272,926美元和2,729,245美元[123][124] - 《管道安全改进法案》要求在十年内对美国所有原油和天然气运输管道以及高后果地区的部分集输管道进行强制检查[122] - 2019年10月1日，PHMSA发布最终规则，扩大完整性管理要求并对受监管管道实施新的压力测试要求[125] - 2021年11月15日，PHMSA发布最终规则，将报告要求扩展到所有陆上天然气集输运营商，并为某些大直径、高运行压力的天然气集输管道制定了一套最低安全要求[125] - 2022年8月24日，PHMSA发布最终规则，加强陆上天然气传输线的完整性管理要求，强化腐蚀控制标准和修复标准，并对极端天气事件后的检查提出新要求[125] - 2025年1月17日，PHMSA发布最终规则以减少新老天然气管道、地下天然气储存设施和液化天然气设施的甲烷排放，但该规则已被撤回并需进一步审查和批准[125] - 2019年12月17日，德州铁路委员会通过规则，要求集输管道运营商采取“适当”行动解决安全隐患[126] 安全管理法规 - OSHA过程安全管理法规适用于涉及特定阈值以上化学品、易燃液体或气体、超过10,000磅的加压罐、洞穴和井的工艺[127] 保险情况 - 公司每年重新评估保险购买、保单条款和限额，未来保险成本可能增加，部分保险可能无法获得或条款不合算[133] - 公司历史上仅对部分业务风险投保，保险可能不足，重大未保险索赔等情况会影响业务和财务状况[228] 员工数量及构成 - 截至2024年12月31日，公司有1983名全职员工，无员工由工会代表或受集体谈判协议覆盖[136] - 截至2024年12月31日，超24%的员工为女性，超42%的员工自我认定为少数民族[138] 员工流失率 - 2024年公司员工年流失率约为15%[139] 员工安全指标 - 2024年公司员工OSHA可记录案例总数为11起，高于2023年的3起；总可记录事故率（TRIR）为0.88，高于2023年的0.30；损失工时事故率（LTIR）为0.40，高于2023年的0.10 [142] - 2024年底，公司短期目标是将员工TRIR维持在0.25或更低[142] 套期保值情况 - 公司已对2025年和2026年部分预计产量进行套期保值[156] 减值风险 - 若大宗商品价格低于当前水平，公司未来可能需记录重大减值[155] - 2024年、2023年和2022年，公司已探明油气资产未记录减值，若油气价格下跌，未来可能需进一步减记资产价值[195] 衍生品风险 - 公司使用商品价格衍生品可能导致财务损失，无法保护其免受商品价格下跌影响，也无法充分受益于价格上涨，还面临交易对手信用风险[156] 气候变化影响 - 气候变化相关法规和激励措施或减少公司油气产品需求和价格，增加运营成本[160][163] ESG目标风险 - 公司ESG目标的实现受多种因素影响，未达成目标或不合规可能面临政府执法或诉讼[169] 需求降低风险 - 燃料节约措施和技术进步可能降低油气需求，对公司业务和财务产生不利影响[174] 未开发土地风险 - 公司大量净租赁土地未开发，可能无法开发或商业化生产，影响油气储量和未来现金流[175] 租赁期限风险 - 油气租赁期限通常为3 - 5年，续租成本可能大幅增加，不续租或租赁损失会影响资产基础和现金流[176] 资金获取风险 - 公司发展和勘探运营及收购需要大量资本，可能无法按满意条件获得资金[177] 收购风险 - 公司未能成功识别、完成和整合收购可能降低收益并减缓增长[183] 钻井位置不确定性 - 公司潜在钻井位置受不确定性影响，可能改变钻井时机或导致无利可图[187] 已探明储量情况 - 截至2024年12月31日，公司约33%的总估计已探明储量为已探明未开发储量，可能无法最终开发或生产[199] 资产集中情况 - 公司生产性资产集中在西得克萨斯州二叠纪盆地，截至2024年12月31日，大部分已探明储量集中在米德兰盆地的Wolfberry油藏[200][203] 买家依赖风险 - 公司依赖几个重要买家销售大部分油气产品，失去一个或多个买家可能限制市场渠道，对业务和财务状况产生不利影响[204] 行业周期性风险 - 油气行业周期性可能导致钻机、设备、原材料、供应品和人员短缺，影响公司运营和财务状况[205] 水供应风险 - 公司运营严重依赖水的供应，若无法从当地获取水或有效利用返排液，可能对财务状况和经营成果产生不利影响[206] 协议履行风险 - 公司参与长期原油协议，若二叠纪盆地产量下降，可能无法履行交付义务，导致向交易对手支付短缺款项或违约[189] 监管增加成本风险 - 2021年9月德州铁路委员会削减二叠纪盆地部分油井采出水注入量，无限期暂停部分许可证并扩大限制范围，相关监管或增加公司运营成本[207] 作业风险 - 公司钻探面临井间距、井眼定位等风险，完井面临压裂级数、工具运行等风险，新技术可能导致生产不规则或中断[208][209][210] 运输设施风险 - 公司油气生产的销售依赖第三方运输设施，设施不可用会导致运营中断和收入减少，减产可能持续数天到数月[212] 法规违规风险 - 公司油气运营受政府法律法规约束，违反规定会面临制裁，相关立法和监管举措可能增加成本和运营限制[213] 钻探限制风险 - 保护野生动物的钻探限制可能影响公司钻探活动，季节性限制会加剧资源竞争，永久性限制可能禁止钻探或增加成本[214] 衍生品合约法规风险 - 《多德 - 弗兰克法案》及相关规则可能增加公司衍生品合约成本或减少其可用性，外国法规也有类似影响[215][216][217] 税法立法风险 - 美国税法立法若改变，如取消无形钻探和开发成本扣除等，可能对公司业务、财务状况和现金流产生不利影响[218][219] 法案税收影响 - 2022年8月16日拜登签署IRA法案，对特定大公司征收15%的公司替代最低税，公司2024年未产生该税负债，还对股票回购征收1%的消费税[220][221] 人员成本和短缺风险 - 公司运营集中在二叠纪盆地，行业活动增加导致合格人员需求和成本上升，人员不足会影响生产和财务状况[223][224] 关键员工风险 - 公司依赖少数关键员工，其流失可能影响业务，且公司未与高管签订协议和购买“关键人”人寿保险[225] 股东决策影响 - 截至2024年12月31日，Endeavor的股东持有公司约36%的普通股，公司决策需获其多数股东同意，可能影响交易及股价[243] 供应商负债风险 - 公司虽与供应商约定分配潜在负债和风险，但可能无法执行，或承担意外负债，影响财务状况和经营业绩[227] 技术识别风险 - 公司使用2D和3D地震数据可能无法准确识别油气，且先进技术需更多预钻支出，可能导致钻探活动不成功或不经济[230] 合资企业风险 - 公司在某些管道项目和合资企业有权益，但控制权受限，合资伙伴可能不履行义务，影响公司收益[231] 技术发展风险 - 公司可能无法跟上行业技术发展，面临竞争劣势，新技术实施成本高，现有技术过时会影响业务[234] 外部事件影响 - 恐怖袭击或武装冲突会影响美国和全球经济，减少油气需求，增加保险成本，影响公司运营[