储量数据变化 - 2024年末已探明开发储量中，石油46,056MBbl、天然气808,820MMcf、天然气凝析液66,772MBbl，总当量247,630MBoe，PV - 10为16.35亿美元；2023年末对应数据分别为49,629MBbl、909,372MMcf、69,193MBbl、270,384MBoe、20.9亿美元[71] - 2024年末已探明未开发储量中，石油21,379MBbl、天然气263,182MMcf、天然气凝析液24,378MBbl，总当量89,620MBoe，PV - 10为2.55亿美元；2023年末对应数据分别为25,944MBbl、197,102MMcf、16,472MBbl、75,266MBoe、4.87亿美元[71] - 2024年末总已探明储量中，石油67,435MBbl、天然气1,072,002MMcf、天然气凝析液91,150MBbl，总当量337,250MBoe，PV - 10为18.9亿美元，标准化度量为18.9亿美元；2023年末对应数据分别为75,573MBbl、1,106,474MMcf、85,665MBbl、345,650MBoe、25.77亿美元、25.76亿美元[71] 储量转化与开发成本 - 2024年公司将19,663MBoe的已探明未开发储量转化为已探明开发储量，全年与所有石油和天然气储量开发相关的成本为1.95亿美元[78][79] 钻井计划 - 2024年公司钻了58口总井，预计2025年钻或参与钻约68口总井[80] - 公司预计2025 - 2029年分别钻或参与钻约68、94、86、33、10个已探明未开发储量钻井位置，对应未来开发成本分别约为2.075亿、2.908亿、2.384亿、0.879亿、0.175亿美元，总计8.421亿美元[81] 净产量数据变化 - 2024年净产量方面，石油7,382MBbl、天然气101,147MMcf、NGLs 7,489MBbl，总计31,729MBoe，日均产量86.69MBoe/d；2023年对应数据分别为5,445MBbl、59,378MMcf、3,068MBbl、18,409MBoe、50.44MBoe/d；2022年对应数据分别为4,801MBbl、47,561MMcf、2,812MBbl、15,539MBoe、42.57MBoe/d[83] 平均实现价格变化 - 2024年平均实现价格（含衍生品影响）方面，石油74.55美元/MBbl、天然气2.15美元/MMcf、NGLs 24.79美元/MBbl；2023年对应数据分别为76.51美元/MBbl、2.76美元/MMcf、24.52美元/MBbl；2022年对应数据分别为82.94美元/MBbl、5.49美元/MMcf、39.27美元/MBbl[83] 营收与成本数据变化 - 2024年总营收9.69628亿美元，总运营成本和费用6.78636亿美元；2023年对应数据分别为7.62309亿美元、4.03165亿美元；2022年对应数据分别为9.37414亿美元、4.1503亿美元[84] 土地面积情况 - 截至2024年12月31日，公司拥有的已开发土地面积毛面积为2,420,054英亩、净面积为1,127,829英亩，未开发土地面积毛面积为16,761英亩、净面积为11,916英亩[85] 未开发净英亩到期情况 - 2025 - 2029年将到期的未开发净英亩数分别为7350、2890、948、0、0英亩，其中约520英亩已分配PUD位置[86][87][88] 运营开发井数量变化 - 2024 - 2022年运营开发井的生产井毛井数分别为58、91、88口，净井数分别为50.9、81.0、76.0口[90] 钻探井现状 - 截至2024年12月31日，公司正在钻探3口毛井（2.8口净井），已完成钻探并正在完成或等待完成3口毛井（2.5口净井）[91] 生产井数量与权益情况 - 截至2024年12月31日，公司拥有天然气生产井5816口（净2314口），平均工作权益40%；油生产井4199口（净1962口），平均工作权益47%；总计10015口（净4276口），平均工作权益43%[93] 销售收据占比变化 - 2024 - 2022年，Phillips 66 Company占公司石油、天然气和NGL销售收据的比例分别为32.2%、52.6%、16.9%[94] 运输费用变化 - 2024 - 2022年，公司在运输协议下产生的运输费用分别约为340万美元、100万美元和40万美元[96] 固定运输协议情况 - 截至2024年12月31日，公司两份固定运输协议的日运输量分别为25000 MMBtu和4600 MMBtu，平均费率均为0.05美元/MMBtu，到期日分别为2025年5月31日和10月31日[97] 违规罚款情况 - 2025年违反NGA和NGPA的新调整最高罚款金额为每违规每天1584648美元[113] 行业竞争与法规影响 - 石油和天然气行业竞争激烈，公司资源较少，在获取资产和应对法规变化方面可能处于劣势[98][99][100] 法规政策相关 - 2005年能源政策法案反市场操纵规定适用于FERC管辖的天然气及运输服务交易，2022年10月第五巡回法院裁定其管辖权限于州际交易[114] - 2007年12月26日，FERC发布704号命令，上一日历年批发买卖超220万MMBtu实物天然气的主体需每年5月1日前报告相关交易总量[115] - 天然气集输服务受州监管，FERC对设施分类逐案确定，分类变化可能增加公司天然气销售成本[116] - 2021年11月15日，PHMSA发布最终规则，扩大受监管集输管道定义并实施安全措施和报告要求[117] - 公司天然气销售价格目前不受联邦和大部分州费率监管，但需遵守反市场操纵法律和相关法规[118] - 州内天然气运输受州监管机构监管，不同州监管基础和程度不同，但对公司运营影响与竞争对手无实质差异[119] - 公司运营受众多环保、职业安全与健康法规约束，违反规定可能面临罚款、限制生产等后果[121][122] - CERCLA及类似州法律对危险物质释放相关方施加严格责任，公司虽未发现重大责任，但可能受其他运营商违规影响[124] - 公司产生的固体和危险废物受RCRA及类似州法律监管，相关废物重新分类可能增加公司成本[125] - CWA及类似州法律对向美国水域排放污染物进行严格限制，排放需获得相关许可[127] - 2023年9月EPA和陆军工程兵团发布最终规则，约半数州和其他原告继续挑战该规则，未来实施存在不确定性，若规则实施范围扩大，公司获取许可证成本和时间或增加[128] - 2020年4月蒙大拿州地方法院撤销全国许可证NWP 12，2021年1月陆军工程兵团发布更新规则，2025年1月特朗普发布行政命令，NWP 12未来修订不确定，若无法使用NWP 12，新项目可能延迟[129] - 2015年10月EPA将臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2023年8月EPA宣布审查，若实施更严格标准，公司可能面临更严格许可要求、延迟或禁止获取许可、增加污染控制设备支出[132] - 2023年12月EPA发布最终规则，要求新建油井逐步淘汰常规天然气燃烧，所有油井和压缩机站进行常规泄漏监测，各州需在2026年3月前提交减少现有油井甲烷排放计划，现有油井需在2029年前遵守最终排放指南，规则面临诉讼，2025年1月特朗普发布行政命令，未来实施不确定[133] - 2021年11月拜登政府宣布美国重新加入《巴黎协定》，设定到2030年温室气体排放量比2005年至少减少50%目标，2025年1月特朗普发布行政命令，宣布美国退出《巴黎协定》，但国际、州和地方层面许多倡议预计将继续[136][137] - 2021年11月国会通过1万亿美元《基础设施投资和就业法案》，2022年8月《降低通胀法案》签署成为法律，对石油和天然气设施超过规定阈值的甲烷排放收费，2024年费用为每吨900美元，2025年增至1200美元，2026年增至1500美元，规则面临诉讼和可能被国会废除，未来实施不确定[136][137] - 2020年美联储加入绿色金融系统网络，2022年启动试点气候情景分析，2025年1月宣布退出，对化石燃料能源公司投资和融资的限制可能导致钻探计划、开发或生产活动受限、延迟或取消[139] - 2024年1月拜登政府暂停对非自由贸易协定国家的液化天然气出口决定，2025年1月特朗普发布行政命令，指示能源部尽快重启液化天然气出口项目审批[140] - 最高法院在Loper Bright Enterprises v. Raimondo案中的裁决结束了对监管机构法律解释的普遍尊重概念，给联邦机构和气候变化政策及监管计划的实施带来新复杂性，但国际、州和地方层面许多倡议预计将继续[141] - 旨在减少温室气体排放、应对气候变化或要求披露气候相关信息的立法或监管计划可能增加公司天然气消费成本，降低需求，对公司业务、财务状况和经营成果产生不利影响[142] 员工数量情况 - 截至2024年12月31日，Mach Resources共有505名全职员工[157] 水力压裂作业影响 - 公司开展水力压裂作业，该作业在部分地区引发争议，面临更多审查和监管，新的或更严格的法律限制可能使公司产生额外成本、延误或缩减业务[143][145][146] 油污法相关 - 1990年《油污法》对设施所有者和运营者规定严格责任，公司需制定溢油应急计划并证明有经济能力承担清理和修复成本[147] 环境政策法规影响 - 2020年7月，环境质量委员会修订《国家环境政策法》实施条例，后续有多次修订和法律挑战，其变化对公司运营和获取政府许可的影响不确定[149] - 《濒危物种法》和《候鸟条约法》限制公司在相关区域的运营，新规则可能增加关键栖息地面积，影响租赁价值[150][151] - 公司受联邦和州职业安全与健康相关法律监管，不遵守规定会被处罚[153] - 许多环境法律要求公司在开展石油和天然气活动前获得许可，许可可能面临抗议、上诉或诉讼[154] - 公司为开发活动的污染风险投保，但保险有限，且不能保证持续以合理保费获得[155] 衍生品风险 - 公司通过签订衍生品合同管理油气价格波动风险，但衍生品活动可能导致财务损失或减少收益[220] - 公司衍生品合同面临多种风险，如交易对手违约、产量低于合约量等，可能对财务状况产生重大不利影响[221][223][224][225] 利率与通胀情况 - 2022 - 2024年美联储为抑制通胀上调联邦基金利率目标区间，2024年9月和11月下调至4.25% - 4.5%，12月通胀率为2.9%[230] 信用风险 - 公司面临联合利息应收账款带来的信用风险，工作权益持有者无法履行义务可能影响财务结果[227] 外部事件影响 - 广泛的公共卫生危机、传染病爆发等可能对公司业务、流动性、财务状况等产生重大不利影响[228] - 经济下滑、通胀等可能对公司经营成果、流动性和财务状况产生重大不利影响[229] - 公司预计未来将面临供应链限制和成本结构的通胀压力，可能影响运营成本和业务[231] - 俄乌冲突、恐怖袭击威胁等可能导致全球经济放缓和衰退，影响公司业务[233] - 美国政治环境的不可预测性可能对公司财务状况和经营成果产生重大不利影响[234] 诉讼风险 - 油气勘探和生产公司常面临诉讼索赔，可能导致重大费用支出[235] 运营风险 - 公司运营面临多种风险，如环境危害、机械故障等，可能导致运营中断和重大损失[237] 气候风险 - 极端天气和气候变化的物理风险可能影响公司钻探活动和设施运营，对业务和经营成果产生负面影响[241] 甲烷减排费用变化 - 2024年甲烷减排计划超阈值排放费用为每吨900美元，2025年涨至1200美元，2026年涨至1500美元[249] 减排目标相关 - 拜登政府目标到2030年美国温室气体排放量较2005年水平至少减少50%[253] - 全球甲烷承诺目标到2030年全球甲烷排放量较2020年水平至少减少30%[253] - COP29会议上159国代表审查全球甲烷承诺进展，并新增近5亿美元甲烷减排赠款资金[253] 环保法规影响 - 公司运营受严格环保法律法规约束，不遵守可能面临制裁，获取许可证延迟或无法获取会影响运营和营收[246] - 公司运营存在环境成本和负债风险，保险可能无法覆盖所有环境风险和成本[247] - 环保法规长期趋严，增加公司经营成本，影响盈利能力，最终规则实施和执行存在不确定性[248][249] - 气候变化相关法规可能增加公司运营成本，影响产品需求，对业务产生不利影响[251] ESG相关影响 - 公司若不适应或不符合ESG相关期望和标准，可能声誉受损，影响业务、财务状况和股价[255][256] 最高法院判决影响 - 最高法院判决结束对监管机构法律解释的普遍尊重，给联邦机构和气候变化政策管理带来新复杂性[249][254] 水力压裂相关法规 - 水力压裂相关立法和监管举措或增加公司成本、限制运营区域、减少油气产量[258] - 2014年2月EPA发布涉及柴油燃料水力压裂活动的许可指南，2016年6月根据《清洁水法》最终确定禁止水力压裂废水排放规则，12月发布水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告[260] - 2016年3月美国职业安全与健康管理局发布工人接触二氧化硅更严格标准的最终规则，2018年6月生效[260] -