原油销售协议数据 - 2023 - 2025年原油销售协议的总交付量为2740万桶，其中2023年为1241万桶，2024年为1061万桶，2025年为438万桶；日交付量方面，2023年为3.4万桶/日，2024 - 2025年为2.9万桶/日[63] - 2023年1月至2025年5月，2.9万桶/日的交付量若未完成会面临财务“照付不议”惩罚[64] 主要客户收入占比 - 2022 - 2020年，BP America占公司总净收入的比例分别为34%、50%、47%；Shell Trading (US) Company占比分别为21%、22%、20%；Enterprise Crude Oil, LLC占比分别为18%、0%、4%；Eagleclaw Midstream Ventures, LLC占比分别为8%、11%、8%[66] - 2022 - 2020年，BP America分别占公司总净收入的34%、50%、47%；Shell Trading (US) Company分别占21%、22%、20%；Enterprise Crude Oil, LLC分别占18%、0%、4% [263] 法律法规及监管政策 - 《2005年能源政策法案》将FERC根据《天然气法》和《天然气政策法案》的最高民事罚款提高到每天138.8496万美元[75] - 《商品交易法》禁止任何人操纵州际贸易中任何商品的价格以及该商品金融工具的市场[76] - 公司运营受联邦、州和地方法律法规监管，违反规定会导致巨额罚款，且法规常修订或重新解释[70] - 公司在新墨西哥州和得克萨斯州的业务受当地法规限制产量和钻井数量，且需缴纳生产或severance税[71] - 石油销售目前不受监管，但国会未来可能实施价格控制，石油运输受FERC和州监管委员会监管[73] - 历史上州际天然气运输和销售受美国联邦政府机构监管，目前生产商可按不受控制的市场价格销售，但国会未来可能重新实施价格控制[74] - 2016年12月，EPA与环保组织达成同意令，要求在2019年3月15日前修订某些与石油和天然气废物相关的Subtitle D标准法规或确定无需修订[80] - 2019年EPA得出结论，认为无需对勘探和生产废物进行监管，各州已根据RCRA的Subtitle D条款进行充分监管[80] - 2015年EPA和美国陆军工程兵团发布WOTUS规则，2017年特朗普发布行政命令要求审查，2019年9月该规则被正式废除[82] - 2020年1月特朗普政府发布《通航水域保护规则》，2021年8月被联邦地方法院撤销，随后拜登政府停止执行并恢复1986年WOTUS定义[83] - 2022年12月30日，EPA和美国陆军工程兵团最终确定“修订后的‘美国水域’定义”规则，将于2023年3月20日生效[84] - 2020年4月，美国蒙大拿地区联邦地方法院撤销全国许可证NWP 12，5月缩小裁决范围，仅针对新油气管道建设[84] - 2021年1月，美国陆军工程兵团发布更新12个NWP的最终规则，将NWP 12拆分为三部分，新规则对长度超250英里的新油气管道项目有新要求[84] - 得克萨斯铁路委员会（TRRC）在米德兰地区多次发生3.5级以上地震后，要求运营商减少每日注入量并提供注入数据[85] - 2015年10月，EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2021年10月宣布重新审议，目标2023年底完成决策[88] - 2021年4月，拜登宣布美国到2030年将排放量在2005年水平基础上减少50 - 52%[89] - 2021年11月，中美欧等发起“全球甲烷承诺”，目标到2030年将全球甲烷污染在2020年水平基础上至少削减30%[89] - 2022年8月，拜登签署《降低通胀法案》，包含甲烷排放减少计划[89] - 2022年9月，EPA发布报告，2020年二氧化碳社会成本在2%贴现率下为每公吨190美元[90] - 2012年和2016年6月，EPA发布CAA法规，对油气水力压裂过程中的空气排放捕获、泄漏检测和许可设定标准[91] - 2016年6月，EPA发布废水排放限制指南，禁止陆上非常规油气开采设施向公共污水处理厂排放废水[91] - 2014年，EPA发布关于水力压裂所用化学物质和混合物的TSCA报告预发布版本[91] - 2015年3月，BLM通过关于联邦和印第安土地上水力压裂的严格标准规则，2020年3月法院维持BLM撤销该规则的决定[91][92] - 2016年12月，EPA发布水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告，结论是在特定有限情况下可能有影响[92] - 2013年5月，得克萨斯州铁路委员会发布“井完整性规则”，2014年1月生效，对钻井、下管和固井等提出新要求[157] - 该规则要求在完井或停止钻井后提交固井报告，并对低于可用地下水1000英尺的井进行额外测试[157] - 拜登宣布到2030年全经济范围净温室气体排放量较2005年水平减少50% - 52%[154] - 全球甲烷承诺目标是到2030年全球甲烷排放量较2020年水平至少减少30%[154] - 新墨西哥州和得克萨斯州政府正在调查天然气燃烧做法，可能实施额外限制[160] - 美国联邦和州所得税法若有变化，如取消无形钻井和开发成本的即时扣除等，或对公司产生不利影响[164] - 自愿或法定的ESG信息披露可能引发私人诉讼、政府调查或执法行动[163] 公司员工情况 - 截至2023年2月7日，公司有218名全职员工[101] - 公司约36%的员工为女性，约22%的员工为非白人[102] - 公司在工作场所保持零员工可记录的疾病或受伤事故[102] 商品价格及资产减值 - 2020年，WTI原油现货价格一度跌至每桶负37.63美元，亨利枢纽现货价格低至1.33美元[108] - 2020年公司因油气商品价格低迷确认了5.918亿美元的资产减值[111] - 截至2022年12月31日，公司按SEC规则计算储量时使用的原油和天然气基准价格分别为每桶90.15美元和每百万英热单位6.36美元；若价格增减10%，年末探明储量将分别增减110万桶油当量（0.2%）和200万桶油当量（0.3%），探明储量税前PV 10%将分别增减17亿美元（15%）[113] - 商品价格持续或长期下跌可能导致公司预期收入和现金流不足，需减少资本支出或借款弥补缺口；若无法获得所需资本或融资，将对未来储备开发能力产生不利影响[110] - 若未来未折现现金流低于资产账面价值，公司可能需对资产进行减记；未来商品价格持续或长期下跌可能导致资产进一步减值，对经营业绩产生重大不利影响[111] - 储量估计依赖诸多假设，任何重大不准确都会影响储量数量和现值；实际生产、价格等可能与估计不同，重大差异会影响储量估计[112] - 2022年12月31日止年度，油价每变动10%，油气销售将上下波动1.622亿美元；NGL价格每变动10%，将上下波动2770万美元；天然气价格每变动10%，将上下波动2320万美元[225] - 2022年12月31日，NYMEX原油远期曲线每桶上下变动10%，公允价值头寸将分别增加9440万美元或减少9470万美元；NYMEX天然气远期曲线每百万英热单位上下变动10%，公允价值头寸将分别增加360万美元或减少390万美元[228] - 2022年和2021年已探明油气资产无减值，2020年因油气价格低迷，已探明油气资产发生591.8百万美元非现金减值[266] 公司储量情况 - 截至2022年12月31日，公司总估计探明储量的41%被归类为探明未开发储量[114] - 截至2022年12月31日，公司超过96%的总净面积由生产持有[115] - 公司需不断替换和开发储备，否则储量和产量将下降，影响未来现金流和经营业绩；若无法成功勘探、开发或收购足够储备，业务和财务状况将受重大不利影响[114] - 截至2022年12月31日，公司总估计已探明储量均来自二叠纪盆地的特拉华次盆地的物业[132] 公司运营风险 - 油气钻探和生产是高风险活动，存在诸多不确定性，公司可能未投保或保险不足，未保险或保险不足事件造成的损失和负债可能对业务和财务状况产生重大不利影响[120] - 钻井水平井面临在目标区域着陆、水平钻进时保持在目标区域、合理布置井间距等风险[127] - 完井面临按计划分段压裂、工具下入、防止与其他井意外连通等风险[128] - 公司运营严重依赖水供应，用水限制或无法经济处理产出水会对财务状况产生不利影响[130][131] - 公司生产物业集中在特拉华次盆地，易受区域因素影响，可能对运营结果产生较大冲击[132] - 公司生产的可销售性依赖第三方运输设施，设施不可用或无法获得合理条款会中断运营并减少收入[133] - 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产量承诺，未满足承诺可能导致合同处罚[134] - 公司衍生品活动可能导致财务损失或减少收益，使用衍生品可能需交付现金抵押品[141][142] - 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，未完全套期保值的生产使公司面临油气价格波动影响[143] - 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[144] - 运营公司可能无法产生足够现金偿还债务，可能需采取其他措施但不一定成功[145] - 运营公司债务协议中的限制条款可能限制其增长和开展某些活动的能力[146] - 若运营公司无法遵守债务协议中的限制和契约，可能导致违约，进而加速还款甚至破产清算[148] - 运营公司循环信贷安排下借款基础的显著减少可能对公司运营资金产生负面影响[150] - 燃料节约措施、替代燃料需求、技术进步等或降低石油和天然气需求，影响公司收入[158] - 部分投资者因社会和环境因素减少或消除对石油和天然气行业的投资[158] - 不利的ESG评级和资金转移可能导致负面投资者情绪，影响公司股价和资本获取[163] - 公司面临法律法规变化或不遵守法规对业务、投资和经营结果产生不利影响的风险[165] - 投资者对油气行业负面情绪可能影响公司筹集股权和债务资本的能力[165] - 公司主要股东持有大量投票权，可能限制其他股东批准交易的能力[165] - 未来股权销售或稀释可能对公司普通股市场价格产生不利影响[166] - 合并业务若未能在预期时间内成功整合，可能对公司未来业绩产生不利影响[173] 公司债务情况 - 截至2022年12月31日，公司有大约21亿美元的长期债务，运营公司循环信贷安排下有11亿美元的额外借款能力（扣除580万美元未偿还信用证后）[144] - 运营公司循环信贷安排下的借款基础会自动减少未来可发行的高级无担保票据总名义金额的25%[151] - 与并购相关修改信贷协议时，选定的承付款项增加到15亿美元[151] - 截至2022年12月31日，公司在运营公司循环信贷安排下有3.85亿美元的未偿还借款[152] - 截至2022年12月31日，公司根据信贷协议有3.85亿美元未偿还债务，加权平均利率为6.4%，加权平均利率每变动1%，每年利息费用影响约为390万美元[229] - 剩余18亿美元长期债务为高级票据，有固定利率，不受利率变动影响[229] - 截至2022年12月31日，公司长期债务净额为21.40798亿美元，2021年为8.25565亿美元[252] - 2022年12月31日，公司长期债务净额21.40798亿美元；2021年12月31日，长期债务净额8.25565亿美元[289] - 截至2022年12月31日，公司信贷安排下未偿还借款3.85亿美元，可用借款能力11亿美元[289] - 2021年3月19日和26日，OpCo发行可转换优先票据，本金总计1.7亿美元，扣除发行成本后净收益1.636亿美元，利率3.25%，2028年4月1日到期[292] - 截至2022年12月31日，可转换优先票据净负债为1.65亿美元[293] - 2021年3月发行可转换优先票据时，OpCo进行上限认购交易，成本1470万美元[294] - 2022年9月1日，公司承担Colgate未偿还高级票据，包括3亿美元7.75%的2026年到期票据和7亿美元5.875%的2029年到期票据[295] - 2019年3月15日，OpCo发行5亿美元6.875%的2027年到期高级无担保票据，净收益4.89亿美元[295] - 2017年11月30日，OpCo发行4亿美元5.375%的2026年到期高级无担保票据，净收益3.91亿美元[295] - 截至2022年12月31日，2027年和2026年高级无担保票据剩余本金分别为3.564亿美元和2.894亿美元[295] 公司股东权益及股权交易 - 截至2022年12月31日，NGP、Pearl和Riverstone分别持有公司约21%、16%和13%的投票权益[165] - 合并后公司向原高露洁股东发行2.693亿股C类普通股和同等数量的OpCo普通股单位[166] - 2022年9月合并完成时，公司宣布一项规模达5亿美元的股票回购计划[168] - 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有表决权普通股股东批准[171] - 原高露洁股东在合并中获得的股份和单位锁定期至2023年3月1日[166] - 2022年9月1日，公司完成与Colgate Energy Partners III, LLC的合并，并更名为Permian Resources Corporation [257] - 2022年9月1日，科尔盖特单元持有人的会员权益换为2.693亿股C类普通股、2.693亿个普通股单位和5.25亿美元现金对价[280] -