油气项目开发与投资情况 - 2021年公司参与7口水平井钻探和12口水平井完井，在德克萨斯州尤普顿县9口井平均权益47.5%，在俄克拉荷马州加拿大县4口井平均权益11.25%[29] - 截至2021年底，公司在西德克萨斯水平钻探项目投资约1.29亿美元，参与二叠纪盆地77口水平井，62口井平均权益30.62%，15口井权益不足1%[20] - 公司与阿帕奇公司在德克萨斯州尤普顿县开发3260英亩地块，预计开发54口水平井，成本约3.706亿美元，公司份额约1.708亿美元；中间斯普拉伯里层潜在开发18口井，成本约1.263亿美元，公司份额约6180万美元[21] - 公司与阿帕奇公司在德克萨斯州尤普顿县开发1300英亩地块，2021年第三季度9口新水平井完井，公司平均47.5%份额成本约2670万美元；中间斯普拉伯里层4个位置未来开发成本约3020万美元，公司份额约1420万美元[22] - 公司与康菲石油公司在德克萨斯州马丁县开发965英亩地块，2022年第三季度预计钻4口井，公司投资预计1500万美元[23] - 2022年第一季度，公司参与德克萨斯州艾里昂县4口水平井钻探，权益10.3%；预计参与里根县9口水平井钻探，6口井权益50%，3口井权益31%，投资预计4050万美元[24] - 公司在俄克拉荷马州拥有约6200净租赁英亩，预计可支持钻54口新水平井，公司按10%所有权水平资本支出约3600万美元[26][27] - 2022年第一季度公司将参与四口井钻探，占10%权益，预计投资约5400万美元用于21口井[193] - 截至2022年3月31日，公司在加拿大县参与四口水平井钻探，权益为9.38%，首口井4月初开钻，预计6月全部完井[207] - 截至2022年3月31日，公司在德克萨斯州伊里翁县参与四口水平井钻探，权益为10.3%，预计二季度完井[209] - 公司收到西德克萨斯13口新水平井提案，计划三季度参与钻探[210] - 公司将以50%权益参与里根县9口水平井钻探，以38%权益参与马丁县4口水平井钻探[210] - 2019年在西得克萨斯参与三口浅水平井钻探，公司在两口井中占48%权益，一口占5.3%权益[186] - 2020年在西得克萨斯参与七口井钻探，投资约800万美元，其中一口8.6%权益井于7月投产，六口平均47.5%权益井未完工[187] - 2021年在西得克萨斯与Apache合作钻探三口水平井并完成九口井，公司平均占47.8%权益，投资约3000万美元[188] 油气资产交易情况 - 2021年公司出售德克萨斯州马丁县116净英亩，收入约145万美元；收购尤普顿县5.9净英亩，花费29500美元[30] - 2022年第一季度，公司出售德克萨斯州里根和米德兰县1809净租赁英亩，收入1410万美元，截至3月31日银行债务降至900万美元，循环信贷额度最高可借5000万美元[31] 油气行业监管法规情况 - 能源政策法案赋予FERC对违反1938年天然气法案和1978年天然气政策法案的行为，处以每日最高129.1894万美元的民事罚款（每年根据通货膨胀调整）并没收相关违规利润的权力[50] - 若市场参与者上一日历年度批发销售或购买的天然气达到或超过220万MMBtu，则需每年5月1日向FERC提交Form No. 552报告[51] - 2016年7月1日起的五年内，FERC规定州际液体管道年度费率调整为成品生产者价格指数变化加1.23%，每五年审查一次[53] - 联邦贸易委员会规定，违反石油行业反市场操纵法规的，每日最高面临123.169万美元的民事罚款（每年根据通货膨胀调整）[57] - 商品期货交易委员会规定，违反反操纵规则的，每次违规最高处以121.2866万美元（每年根据通货膨胀调整）或三倍获利的民事罚款[57] - 销售石油、天然气和NGLs的价格目前不受监管，由市场价格决定，但国会历史上曾积极进行监管[45] - 商品运输价格和服务条款受联邦和州的广泛监管，可能影响石油和天然气的销售及收入[46] - FERC对州际天然气管道运输费率和服务条件进行监管，目的是促进天然气行业各部门竞争和市场透明度[47] - 公司运营受严格复杂的环境、职业健康和安全法律法规约束，不遵守可能面临处罚和运营限制[58] - 资源保护和回收法案及类似州法规，对危险和非危险废物的处理进行监管，未来部分废物分类可能改变，增加公司运营成本[63] - 《清洁水法》相关的WOTUS规则在22个州有效，在28个州被禁止，其范围不确定，若扩大管辖范围公司或面临成本增加和许可获取延迟[66] - 2015年10月，EPA将臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，公司运营地区目前均达标，但标准实施或状态改变可能增加成本[70] - 公司运营中产生的水可能送至盐水处理井，部分州因地震活动对注入井采取限制措施，更严格的监管或影响废水处理井可用性和公司盈利能力[68] - 联邦和州对温室气体排放有相关法规，虽目前无重大联邦立法，但未来法规可能使公司承担减排成本，限制排放或影响油气需求和储量价值[71][72][73][74] - 水力压裂方面，联邦对使用柴油燃料的活动有监管，部分州对其有更严格要求，新法规可能使公司增加成本、延误活动或无法钻井[76][77][78][79] - 《濒危物种法》可能限制公司在濒危物种栖息地的油气开发活动，若有新物种被列为受威胁或濒危物种，公司可能增加成本或受限[80] - 公司需遵守OSHA及相关法规，组织和披露危险材料信息[81] - 许多环境法律要求公司在开展油气活动前获得许可，许可可能面临抗议、上诉或诉讼，导致项目延误或停止[82] - 2016年，美国环保署发布关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告；2015年，美国土地管理局发布关于在联邦和印第安土地上进行水力压裂的最终规则，该规则于2017年末被撤销，但相关诉讼仍在进行中[134] - 2019年4月，科罗拉多州通过立法改革该州石油和天然气行业的勘探和生产活动[135] - 2015年EPA将地面臭氧的国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，州实施修订后的标准可能增加公司资本支出和运营成本[139] - 2015年EPA和美国陆军工程兵团发布关于《清洁水法》管辖范围的最终规则，2019年撤销该规则，2020年重新定义管辖范围，若该规则受挑战且原规则或修订规则扩大管辖范围，公司可能面临多种不利影响[139][140] - 2016年联邦同意令要求EPA在2019年确定是否修订某些法规，2019年4月EPA判定无需修订，未来若失去RCRA排除规定，可能对公司经营和财务状况产生重大不利影响[143] - 美国将于2020年11月4日退出《巴黎协定》，国际、国家、地区和州层面有多项限制温室气体排放的举措，公司面临相关监管、政治、诉讼和财务风险[148] - 2020年美国总统候选人有禁止油气井水力压裂、禁止联邦土地新矿产租赁等与气候变化相关的承诺，可能对公司产生不利影响[150] - 联邦《濒危物种法》等法律保护濒危和受威胁物种，公司运营区域的油气作业可能受到季节性或永久性限制，指定新的濒危或受威胁物种可能增加公司成本或限制其开发生产活动[155][156] 公司员工与客户情况 - 2021年12月31日，公司有113名全职员工，其中31人在得克萨斯州休斯顿的主要办公室工作，82人主要参与得克萨斯州米德兰、俄克拉荷马州埃尔莫尔城和俄克拉荷马城的地区业务[92] - 2021年公司主要石油购买方中，Apache Corporation占比48%，Plains All American Inc.占比18%；主要天然气购买方中，Apache Corporation占比52%，Targa Pipeline Mid - Continent West Tex, LLC占比19%[91] 油气价格情况 - 2021年基于亨利枢纽指数价格的天然气12个月平均价格为3.598美元/百万英热单位，2020年为1.985美元/百万英热单位，2022年前三个月平均为4.53美元/百万英热单位；2021年基于纽约商品交易所月度平均价格的石油价格为66.56美元/桶，2020年为39.57美元/桶，2022年前三个月纽约商品交易所月初石油平均价格为88.94美元/桶[93] - 油气价格波动大且近年显著下降，持续下跌会对公司业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[93] - 油气价格受消费者需求、天气、政治等多种不可控因素影响[95][100] - 2021 - 2019年公司每桶石油的平均销售价格分别为68.39美元、38.02美元、55.04美元；每桶NGL的平均销售价格分别为26.97美元、11.22美元、15.87美元；每Mcf天然气的平均销售价格分别为3.53美元、1.24美元、1.49美元 [178] - 2021 - 2019年公司每桶石油的平均销售价格（含衍生品影响）分别为64.04美元、45.79美元、53.58美元；每桶NGL的平均销售价格（含衍生品影响）分别为26.97美元、11.22美元、16.49美元；每Mcf天然气的平均销售价格（含衍生品影响）分别为2.97美元、1.38美元、1.51美元 [179] - 2021年天然气价格为3.598美元/MMBtu，2020年为1.985美元/MMBtu，2019年为2.581美元/MMBtu；2021年油价为66.56美元/桶，2020年为39.57美元/桶，2019年为55.69美元/桶[200] 公司业务风险情况 - 公司收购生产性和非生产性油气资产的业务竞争激烈，且油气销售市场受众多不可控因素影响[86][87] - 公司主要从油气销售获取收入和现金流，价格由供需决定，无法准确预测和控制，公司有套期保值计划但也存在风险[88][89] - 购买方、合作方或第三方的财务困难会减少公司运营现金流，影响勘探和开发活动[102][103] - 公司油井停产或产量下降会影响运营现金流和流动性，进而影响满足资金需求的能力[104][106] - 公司钻探油气井风险高，未来钻探活动可能不成功，储备估计存在不确定性[107][112] - 公司未来钻井活动易受不确定性影响，实际活动可能与当前预期有重大差异，或对已探明储量、财务状况和经营成果产生重大不利影响[117] - 公司未来业绩取决于能否找到或收购经济上可开采的额外天然气和石油储量，否则储量、产量、收入和现金流可能下降[118] - 勘探、开发和开采活动存在诸多风险，可能导致干井、无法商业开采天然气和石油以及无法充分开采已发现储量[119] - 公司有大量资本需求，可能无法按满意条件获得所需融资，全球金融系统挑战或影响其业务和财务状况[121] - 公司债务协议要求遵守维持特定财务比率的契约，天然气和石油价格下跌可能导致违约风险增加[122] - 负面公众认知可能导致公司面临运营延误、成本增加、监管负担加重和诉讼风险上升等问题[126] - 化石燃料生产商面临财务风险，股东或债券持有人可能将投资转向非化石燃料能源领域，机构贷款人可能减少对化石燃料能源公司的资金支持[151] - 油气行业公司受到个人和非政府组织的激进活动影响，公司应对这些活动可能产生重大成本，遵守相关要求可能对公司业务等产生重大不利影响[153] - 公司对非运营的物业活动控制有限，运营商的不当行为可能降低公司产量和收入，影响公司资本回报并导致意外成本[157] - 恐怖活动、军事行动等可能导致世界金融市场不稳定，增加天然气和石油价格波动，对公司业务产生不利影响 [158] - 公司未能获得运输和加工等服务，可能对天然气和石油生产销售业务造成重大损害 [159] - 行业竞争激烈，许多竞争对手拥有比公司更多的财务和技术资源，可能影响公司竞争地位 [160] 公司财务与保险情况 - 截至2021年12月31日，公司已探明油气资产净资本化成本1.797亿美元，2021年收购、勘探和开发支出1870万美元，已探明储量1250万桶油当量，均为已开发储量[28] - 公司循环信贷安排下的借款基数目前为5000万美元，贷款人承贷额为3亿美元，借款基数每半年重新确定一次[123] - 公司为运营维持的总超额责任保险每次事故限额为2000万美元，累计限额覆盖特定一般责任和特定“突发和意外”环境风险，每次事故免赔额为1万美元；一般责任保险每次事故限额为100万美元，累计限额为200万美元[129] 公司油气生产与储量情况 - 2021年公司参与完成12口水平井，开发油井方面，2021年、2020年、2019年的净井数分别为4.61、0.1、1.6 [171][172] - 截至2021年12月31日，公司拥有926口油井和281口气井的毛井权益，净井权益分别为498口和66口 [174] - 2021 - 2019年公司的石油净产量分别为738,000桶、726,996桶、1,242,000桶；NGL净产量分别为416,000桶、435,260桶、574,000桶；天然气净产量分别为3,236,000Mcf、3,374,397Mcf、4,397,000Mcf [176] - 截至2021年12月31日，公司租赁土地的开发毛面积和净面积分别为90,933英亩和25,358英亩；矿产权费土地的开发毛面积和净面积分别为1,640英亩和117英亩，未开发毛面积和净面积分别为19,257英亩和417英亩 [181] - 截至2021年12月31日，若不建立生产或不采取行动延长或续签租约，公司2022 - 2024年到期的净未开发土地面积均为0英亩 [182] - 2019 - 2021年公司油气储量情况：2019年总储量14235MBoe，2020年10435MBoe，2021年12252MB