公司合并与上市 - 2021年12月7日完成合并交易，新公司名为Crescent Energy Company，A类普通股于12月8日在纽交所上市，代码“CRGY”[128] 公司再投资率 - 自2018年以来，公司平均再投资率为调整后EBITDAX的45%[129] 储量相关指标 - 截至2021年12月31日，PDP储量的五年和十年年均下降率分别约为11%和10%，2022年PDP下降率预计为17%[131] - 截至2021年12月31日，公司净探明标准化指标总计50亿美元[131] - 截至2021年12月31日，公司净探明储量：石油2.1016亿桶，天然气14.69953亿立方英尺，NGLs 764.93万桶，总计5.31645亿桶油当量[160] - 2020年末已探明未开发储量（PUDs）为98,579 MBoe，2021年末为73,057 MBoe，期间购买1,427 MBoe，扩展和发现8,588 MBoe，修订估计减少21,115 MBoe，销售减少3,190 MBoe，转为已开发储量减少11,232 MBoe [168] - 截至2021年12月31日，公司总估计已探明储量中约7.31亿桶油当量为未开发储量，开发这些预计未开发储量（PUDs）需花费9亿美元[300] 钻探地点情况 - 截至2021年12月31日，公司确定了1528个总（685个净）未钻探地点，其中包括567个总（450个净）运营钻探地点[133] - 截至2021年12月31日，鹰福特地区确定了890个总（393个净）未钻探地点，二叠纪地区确定了326个总（123个净）未钻探地点[134][136] - 截至2021年12月31日，公司确定的钻探地点的预计净开发与勘探支出总计3.595亿美元[137] - 截至2021年12月31日，公司总钻井位置毛数为1528个，净数为685个 [172] - 截至2021年12月31日，公司确定了1528个总（685个净）未钻探地点，其中包括567个总（450个净）运营钻探地点，685个净地点中有159个净地点被确定为PUD钻探地点[302][314] - 公司不运营34%的总净未钻探地点，对部分钻探地点运营和相关成本控制能力有限[314] 管理协议相关 - 与KKR集团签订管理协议，KKR集团子公司为公司提供管理和投资咨询服务，公司每年支付1350万美元管理费[138][146] - 随着业务和资产扩张，管理补偿将按未来发行初级股权证券净收益的1.5%增加[146] - 激励薪酬方面，经理最多可获得已发行A类普通股的10%，分五期发放，每期为已发行A类普通股的2%，根据业绩目标达成情况，每期结算股份比例为0% - 4.8%[148] - 管理协议初始期限为三年，之后自动续约三年[151] - 若提前至少180天书面通知经理，且至少三分之二独立董事认定经理长期表现不佳或费用过高，公司可无理由不续约，需支付相当于前24个月平均管理薪酬与已归属激励薪酬之和三倍的终止费[152] - 经理会按投资分配政策公平解决投资机会相关利益冲突，但可能优先考虑其关联方利益[321] - 管理协议规定经理及其关联方在无恶意、欺诈、故意不当行为或重大过失情况下，不对公司负责[321] - 公司需赔偿经理及其关联方因管理协议产生的损失，有一定例外情况[321] - 除经理外，KKR集团其他成员不为公司提供服务或考虑公司利益[321] 资产权益情况 - 截至2021年12月31日，公司拥有租赁权益的净面积为102.9万英亩，其中89.8万英亩由公司担任运营商[153] - 截至2021年12月31日，公司拥有17.4万英亩的矿产和特许权权益，以及11.7万英亩的额外特许权权益，平均特许权费率为5.4%，额外特许权费率为0.7%[154] - 公司在多个中游基础设施项目中持有权益，如在Springfield Gathering System持有12.0%权益、在Hub持有50%权益等[155] - 已开发土地总面积为2193272英亩（毛面积）和1028740英亩（净面积），未开发土地为223358英亩（毛面积）和98586英亩（净面积）[178] - 公司通过与大型运营商的协议，在DJ盆地拥有28768英亩净面积的参与权[179] - 2022 - 2025年将到期的净未开发土地面积分别为6960英亩、1英亩、229英亩和320英亩[180] 各地区产量情况 - 2021年各地区生产情况：Eagle Ford产量为940.4万桶油当量，Rockies为1098.2万桶油当量，Barnett为816.5万桶油当量，Permian为275.6万桶油当量，Mid - Con为31.3万桶油当量，Other Basins为262.5万桶油当量[157] - 2021年公司石油总产量为1323.7万桶，天然气为89455百万立方英尺，NGLs为609.9万桶，总产量为3424.5万Boe，平均日产量为94万Boe/d [175] 价格相关指标 - 2021年平均调整后产品价格：每桶石油64.84美元，每千立方英尺天然气3.46美元，每桶NGLs 27.21美元；2020年分别为37.67美元、1.62美元、10.66美元[160] - 2021年公司石油平均实现价格为66.71美元/桶，天然气为3.96美元/千立方英尺，NGLs为30.42美元/桶 [175] 储量评估相关 - 公司2021年和2020年的储量评估由四家独立石油工程公司完成，分别占比34%、24%、23%、19%[162] - 独立储量工程师对公司储量的审计估计与公司自身估计的差异不超过10% [167] PUDs转化与开发成本 - 2021年公司花费8600万美元将1120万Boe的PUDs转为已探明开发储量 [169] - 预计2022 - 2026年开发PUD储量的未来开发成本分别为3.11亿美元、2.99亿美元、1.76亿美元、7400万美元和6000万美元 [170] 运营成本与权益情况 - 2021年公司平均每桶油当量运营成本为17.41美元 [175] - 截至2021年12月31日，公司已探明开发生产井中，天然气井毛数为3700口，净数为1645口；油井毛数为8213口，净数为4252口 [177] - 截至2021年12月31日，公司已探明开发生产井的平均工作权益为50% [177] 生产井数量与状态 - 2021 - 2019年运营开发的生产井数量分别为2口（净1.9口）、23口（净15.3口）和32口（净32.0口）[183] - 截至2021年12月31日，正在钻探的井为6口（净5.7口），等待完井的为4口（净3.8口），正在完井但未生产的为9口（净6.7口）[183] 交付与销售相关 - 2022年需交付15.9 MMBoe原油和天然气，之后需交付37.1 MMBoe [184] - 2021 - 2019年因集输和运输承诺不足分别支付580万美元、1450万美元和190万美元[184] - 2021 - 2019年向SN EF Maverick, LLC的销售额分别占总收入的*、15.5%和20.0% [187] 员工与运营监管 - 公司约有700名员工专注于业务运营[197] - 公司的油气勘探、开发、生产等运营活动受联邦、州和地方法律法规监管[203] 法规罚款相关 - FERC对违反NGA的实体可评估最高每天100万美元的民事罚款，2022年1月因通胀最高罚款提高到每天138.8496万美元[211] - FERC将NGPA下的民事罚款权限从每次违规每天5000美元提高到每次违规每天100万美元，2022年1月因通胀最高罚款提高到每次违规每天138.8496万美元[211] - CFTC对违反CEA反市场操纵条款的行为可寻求最高约122.7202万美元（每年根据通胀调整）或违规者货币收益三倍的民事罚款[215] - FTC可对违反相关规定者起诉并要求法院处以每天约132.3791万美元（每年根据通胀调整）的罚款[218] 法规限制与要求 - 法律法规可能限制公司油、天然气和NGL的产量、井的数量、钻井位置或钻井方法[205] - 美国国会未来可能重新制定凝析油、NGL和天然气的价格控制措施[206][209] - 公司NGL销售受运输可用性、条款和成本影响，州内和州际液体管道运输费率受监管[207][208] - 公司天然气销售价格目前不受联邦费率监管，大部分不受州监管，但需遵守反市场操纵法律和相关规定[215] - 上一日历年批发买卖超过220万MMBtus实物天然气的主体，需在每年5月1日报告上一年度批发购买或销售的天然气总量[213] 环境与安全法规 - 公司运营受众多环境和职业安全健康法规约束，不遵守可能导致罚款、失去许可证或租赁权等后果[221] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75降至70ppb，2018年完成达标/未达标指定，2020年12月宣布维持70ppb不变但该决定面临法律挑战[232] - 加州实施温室气体排放总量管制与交易计划，到2030年将覆盖的温室气体排放量降至1990年水平以下40%[236] - 2021年4月，美国宣布到2030年将排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%[237] - 2021年11月，美国和欧盟联合发起“全球甲烷承诺”，目标是到2030年将全球甲烷污染在2020年水平基础上至少削减30%[237] - 2021年11月，美国发布《美国长期战略：到2050年实现温室气体净零排放的途径》，目标是到2050年实现净零排放[237] - 超过450家来自45个国家的公司承诺投入超130万亿美元资金实现净零目标[239] - 2016年6月EPA根据CWA最终确定规则，禁止水力压裂作业废水排入公共污水处理厂[241] - 2016年12月EPA发布最终报告，指出水力压裂某些活动在特定情况下可能影响饮用水资源[242] - 2015年3月BLM最终确定规则，对联邦和美国印第安土地上的水力压裂作业设定更严格标准，该规则于2017年12月被撤销，但诉讼仍在进行[242] - 2021年1月27日拜登发布行政命令，暂停公共土地上石油和天然气开发新租约的发放，等待全面审查和重新考虑相关许可和租赁做法[243] - 2021年11月DOI发布关于联邦石油和天然气租赁计划的报告，提出多项改革建议，部分改革条款已面临诉讼[245] - 2022年2月19日DOI宣布，因法院裁决禁止机构在决策中使用碳排放社会成本，联邦土地上石油和天然气钻探许可证的决策将延迟[245] - 2021年6月23日美国职业安全与健康管理局针对水力压裂雇主实施更严格的工人接触二氧化硅标准[246] - 2020年7月白宫环境质量委员会最终确定对NEPA法规的修改，但这些法规面临法律挑战，拜登政府有意重新审视[250][252] - 2021年6月1日FWS提议根据ESA将小草原松鸡的两个不同种群列为受威胁物种[253] 疫情与价格波动影响 - 新冠疫情或未来疾病爆发可能对公司业务、运营、财务结果和流动性产生重大不利影响，如导致收入减少、运营中断、生产水平下降等[261] - 2020年3月，受新冠疫情和政府经济活动关闭影响，原油需求显著下降，虽下半年油气价格开始企稳，但价格下跌和需求缺乏前瞻性仍可能对公司产生负面影响[263] - 油气和NGL价格波动受多种因素影响，包括全球和地区经济状况、新冠疫情、季节温度变化等[264][266] - 商品价格下跌已对公司产生负面影响，可能降低运营利润率、现金流和借款能力，影响未来储备开发和收购[267][268] 收购与整合风险 - 公司通过收购整合业务，但存在资产、运营整合风险，可能无法完成有吸引力的收购或成功整合，影响业务增长[271] - 2022年2月，公司签订协议收购犹他州的勘探和生产资产，但未来可能无法识别有吸引力的收购机会或按商业可接受条款完成收购[272] - 合并交易的成功取决于能否有效整合收购的业务，整合过程可能面临困难，影响财务状况和运营结果[273] 储备估计风险 - 储备估计依赖许多可能不准确的假设，任何重大不准确都会影响储备数量和现值，还可能影响借款基础和流动性[281][282][284] - 公司目前基于前12个月每月第一天价格的12个月未加权算术平均值来估计已证实储备的未来净收入，但实际未来净收入受多种因素影响[286] 储备替代与开发风险 - 若公司不能用新储备替代现有储备并开发，储备和产量将下降，可能对未来现金流和运营结果产生不利影响[290] 资本支出与融资风险 - 公司开发项目需大量资本支出，若无法按满意条款获得所需资本或融资，可能导致储量和现金流下降[294] - 公司历史上主要通过销售油气和天然气凝析液（NGL）产量为开发和运营活动提供资金，必要时也会通过资产处置、循环信贷融资借款和资本市场发行获取资本[295] - 公司运营现金流和获取资本受油气产量、销售价格、外输能力、储量估计数量和获取新储量能力等变量影响[295][297] - 公司扩大水平钻井、多级水力压裂增产技术及强化采油作业应用，这些技术比垂直井或采用较不先进技术的水平井完井成本需更多资本支出[292] - 2020年极端波动后大宗商品价格上涨，导致油田服务成本增加，设备、物资、人员和油田服务不可用或成本高可能影响公司开发和开采计划执行及预期现金流[292][293]