油气交付承诺 - 2022 - 2025年原油总交付承诺量为4529万桶，其中2022年为1424万桶，2023年为1606万桶，2024年为1061万桶，2025年为438万桶；天然气2022年总交付承诺量为1425万MMBtu [58] - 2022 - 2025年1月至5月，2.9万桶/日的原油交付承诺若未达成，需承担财务照付不议罚款 [58] 公司业务占比 - 2021 - 2019年，BP America占公司总净收入的比例分别为50%、47%、37%；Shell Trading (US) Company占比分别为22%、20%、11%；Eagleclaw Midstream Ventures, LLC占比分别为11%、8%、8%；ExxonMobil Oil Corporation在2019年占比为26% [61] 法规处罚相关 - FERC可对违反《天然气法》和《天然气政策法》的行为处以最高130.7164万美元/天的民事罚款 [75] - 《2005年能源政策法案》修订《天然气法》，新增反市场操纵条款，FERC有权对相关违规行为进行处罚 [75] - 《商品交易法》禁止任何人操纵州际贸易中商品价格及相关金融工具市场，禁止提供虚假市场信息 [77] - 公司运营受联邦、州和地方法律法规监管，违反规定可能面临巨额罚款 [64][65] - 公司运营受严格的联邦、州和地方法律法规约束，涉及职业安全健康、环境排放和资源保护等方面，违规将面临多种处罚[81] - CERCLA及类似州法律对危险物质释放相关责任方实行连带责任，公司运营产生的物质可能受此监管，相关场地可能需采取应对或纠正措施，成本可能很高[84][85] - CWA及类似州法律对污染物排放进行限制和严格控制，2015 - 2021年该规则经历多次修订和废止，未来实施仍存在不确定性[86][87] - OPA对美国水域或毗邻海岸线的石油泄漏相关责任方规定了职责和连带责任，违反该法可能对公司运营产生不利影响[89] - 地下注入操作受SDWA及类似州法律监管，未来相关法规变化或无法获得新处置井许可可能影响公司处置产出水的能力并增加运营成本[90] - 德州铁路委员会要求米德兰地区运营商减少每日注入量并提供注入数据，限制采出水处理能力或增加公司成本[91] 公司合规情况 - 公司认为自身基本符合现行法律法规，持续合规不会对财务状况产生重大不利影响 [66] 公司业务运营 - 公司大部分原油在进入第三方集输管道时于租赁地销售，天然气通过集输管线运输至处理设施 [63] - 公司在勘探、开发、运营、运输和销售等方面面临来自大型综合和独立油气公司的竞争 [62] 监管影响 - 若FERC将某些管输设施重新分类，公司输气成本可能增加，且集输设施的分类和监管可能因FERC、法院或国会的未来决定而改变[78] - 州内天然气运输受州监管机构监管，不同州的监管基础和程度不同，但公司认为这不会使其运营与竞争对手产生重大差异，且会影响天然气销售和收入[79] 环保法规动态 - 2016年12月，EPA与环保组织达成同意令，要求EPA在2019年3月15日前修订相关法规或确定无需修订，2019年EPA认为无需监管勘探和生产废物[83] - 2020年4 - 5月，美国蒙大拿地区法院撤销NWP 12，2021年1月美国陆军工程兵团更新规则，将NWP 12分为三部分，新规则实施情况未知，无法使用NWP 12可能导致项目延迟[88] - 2012年EPA根据《清洁空气法》颁布规则，将油气生产等业务纳入新源性能标准监管[92] - 2016年6月EPA发布最终规则，对油气行业特定设备和工艺的甲烷排放设定新控制措施[93] - 2016年11月BLM最终确定规则，限制联邦土地上勘探和生产活动的甲烷排放[94] - 2015年10月EPA发布最终规则，将地面臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb [96] - 拜登宣布到2030年将美国排放量在2005年水平基础上减少50 - 52% [99] - 美国和欧盟联合宣布启动“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% [99] - 2012年和2016年EPA发布最终CAA法规，为油气水力压裂过程中的空气排放捕获等设定标准[103] - 2016年6月EPA发布最终规则，禁止陆上非常规油气开采设施的废水排入公共污水处理厂[103] - 2015年3月BLM通过规则，对联邦和美国印第安土地上的水力压裂制定严格标准[103] - 美国总统拜登宣布到2030年全经济范围净温室气体排放量比2005年水平减少50% - 52%[188] - 美国和欧盟在COP26联合发起全球甲烷承诺，超100个国家加入，目标到2030年全球甲烷排放量比2020年水平至少减少30%[188] - 德州铁路委员会2013年5月发布“油井完整性规则”，2014年1月生效，对油井钻探等提出新要求[192] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，公司有147名全职员工[114] - 公司约37%的员工为女性，约21%的员工为非白人[116] - 公司保持零员工可记录的因疾病或工伤事故[117] 油气价格情况 - 2017 - 2021年，WTI原油现货均价为56.18美元/桶，低于前五年的75.50美元/桶[127] - 2017 - 2021年，亨利中心天然气现货均价为2.92美元/百万英热单位，低于前五年的3.19美元/百万英热单位[127] - 2020年4月20日，WTI原油现货价格一度跌至 - 37.63美元/桶[127] - 2020年9月21日，亨利中心天然气现货价格跌至1.33美元[127] - 2020年新冠疫情致石油、天然气和NGL需求空前下降，2021年需求和供应增加但未恢复到疫情前水平，商品价格仍波动[123][124] - 商品价格受多种因素影响，包括全球和地区经济状况、政治局势、OPEC行动等，难以预测未来价格走势[125][126] 公司资产减值 - 2020年第一季度因油气价格低迷，公司确认5.918亿美元资产减值[129] 公司储量情况 - 截至2021年12月31日，公司按SEC规则计算储量，采用的12个月滚动平均基准油价为每桶63.04美元，天然气价格为每百万英热单位3.60美元[133] - 若年末储量估算使用的原油和天然气价格上涨或下跌10%，2021年12月31日的已探明储量将分别增加110万桶油当量（0.3%）或减少210万桶油当量（0.7%），已探明储量税前PV10%将分别增加6.26亿美元（16%）或减少6.305亿美元（16%）[133] - 截至2021年12月31日，公司总估计已探明储量的47%被归类为已探明未开发储量[136] - 截至2021年12月31日，公司超过96%的净面积由生产持有[137] - 截至2021年12月31日，公司全部估计已探明储量均来自二叠纪盆地特拉华次盆地的物业[155] 公司合同义务 - 截至2021年12月31日，公司在相关协议下的长期合同总义务为2890万美元[158] - 截至2021年12月31日，公司已签订覆盖部分预计到2023年油气产量的衍生品合同[169] 公司运营风险 - 公司运营严重依赖水资源，获取水受限或无法经济地回收处理产出水，会对财务状况和经营成果产生不利影响[150][153] - 公司生产物业集中在特拉华次盆地，易受该地区供应和需求因素、政府监管等影响[155] - 公司生产的可销售性依赖第三方运输设施，设施不可用或无法以合理条款使用会中断运营并减少收入[156] - 公司与供应商、服务提供商和购买方签订的多年协议含最低数量承诺，未满足承诺会导致合同处罚[158] - 额外钻井设备、人员和服务的可用性或成本问题，会影响公司按预算和时间执行开发计划的能力[159] - 商品价格上涨会使公司成本增加，降低盈利能力、现金流和完成开发活动的能力[160] - 公司依赖少数重要购买方销售产品，失去主要购买方会对近期收入产生重大不利影响[161] 公司债务情况 - 截至2021年12月31日，公司有大约8.256亿美元的长期债务，CRP循环信贷安排下有6.692亿美元的额外借款能力（扣除580万美元的未偿还信用证）[175] - 截至2021年12月31日，公司在CRP循环信贷安排下有2500万美元的未偿还借款[185] - 2022年初修订并重述信贷协议时，选定的承贷额增加到7.5亿美元[182] 公司金融风险 - 商品衍生品合约使公司面临交易对手违约导致财务损失的风险，金融市场动荡可能导致对手方流动性突然下降[173] - 公司生产未完全套期保值，未套期保值部分的收入和现金流易受油气及NGL价格波动影响[174] - 公司的杠杆和偿债义务可能对财务状况、经营成果、业务前景和偿债能力产生不利影响[175] - CRP债务协议中的限制可能会限制公司的增长和开展某些活动的能力，若违反协议可能导致违约[178][180] 气候变化影响 - 气候变化相关法律法规可能增加公司成本、减少产品需求，水力压裂相关法规可能增加成本和运营限制[186][190] 公司股权情况 - Riverstone Investment Group LLC及其关联方截至2021年12月31日实益持有公司约31%的有表决权普通股[202] - 2022年2月公司宣布3.5亿美元股票回购计划，该计划可能被暂停、修改、延长或终止[205] - 特拉华州法律规定持有公司超过15%有表决权普通股的股东进行某些业务合并需获大部分股东批准[207] 价格变动对销售影响 - 基于2021年12月31日的产量，油价每变动10%，公司2021年油气销售将上下变动7430万美元[292] - 基于2021年12月31日的产量，NGL价格每变动10%，公司2021年油气销售将上下变动1370万美元[292] - 基于2021年12月31日的产量，天然气价格每变动10%，公司2021年油气销售将上下变动1490万美元[292] 公司套期保值限制 - 公司修订后的信贷协议限制其签订的商品套期保值合约不得超过已探明财产合理预期产量的85%[293] 公司交易情况 - 2022年1月 - 2023年12月原油互换交易各阶段交易量从9.2万桶到108万桶不等，加权平均原油价格从65.03美元/桶到73.51美元/桶[295] - 2022年1月 - 2023年12月原油领口交易各阶段交易量从13.8万桶到22.75万桶不等，加权平均领口价格范围在63.20 - 89.05美元/桶[295] - 2022年1月 - 2022年12月天然气互换交易各阶段交易量从154万MMBtu到276万MMBtu不等，加权平均天然气价格从3.00美元/MMBtu到3.24美元/MMBtu[296] - 2022年1月 - 2024年3月天然气领口交易各阶段交易量从91万MMBtu到270万MMBtu不等，加权平均领口价格范围在3.00 - 5.42美元/MMBtu[299] 公司衍生品公允价值 - 截至2020年12月31日油气衍生品合同净公允价值为 - 1.8209亿美元，截至2021年12月31日为 - 3.491亿美元[299] - 2021年12月31日NYMEX原油远期曲线每桶假设上下变动10%，公允价值头寸将分别增加2940万美元或减少2900万美元；天然气每Mcf假设上下变动10%，公允价值头寸将分别增加350万美元或减少340万美元[299] 公司债务利率情况 - 截至2021年12月31日，公司之前信贷安排下有2500万美元债务未偿还，加权平均利率为3.00%，利率变动1.0%对利息费用的影响约为每年30万美元[301] - 公司剩余长期债务本金余额8.158亿美元为高级票据，有固定利率，利息支付不受利率变动影响[303] 公司折耗费用 - 2021年公司记录的已探明油气资产折耗费用为2.891亿美元，包含在折旧、折耗和摊销费用总额中[313] - 审计师将已探明油气资产折耗费用相关的油气储量估计确定为关键审计事项[314] 公司审计师情况 - 公司自2014年起聘请KPMG LLP为审计师[318] 公司财务数据对比（2020 - 2021） - 截至2021年12月31日，公司现金及现金等价物为9380千美元，较2020年的5800千美元有所增加[328] - 2021年公司油气销售收入为1029892千美元，高于2020年的580456千美元[330] - 2021年公司总运营费用为699425千美元，低于2020年的1360974千美元[330] - 2021年公司运营收入为370618千美元，而2020年为亏损780120千美元[330] - 2021年公司净收入为138175千美元，2020年为亏损685199千美元[330] - 2021年A类普通股基本每股收益为0.49美元，2020年为亏损2.46美元[330] - 截至2021年12月31日，公司总资产为3804594千美元，较2020年的3827425千美元略有下降[328] - 截至2021年12月31日，公司总负债为1053874千美元，低于2020年的1223464千美元[328] - 截至2021年12月31日，公司股东权益为2750720千美元，高于2020年的2603961千美元[328] 公司财务数据对比（2019 -