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美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格 10-K
根据第13或15(d)部分提交的年度报告
Caesars娱乐财务报告的本季度报告10-Q
截至财政年度结束的十二月三十一日, 2023
委员会文件编号1-10447
COTERRA能源股份有限公司。
(根据其章程规定的注册人准确名称)
特拉华州 04-3072771
（国家或其他管辖区的
公司成立或组织）		 （IRS雇主
（标识号码）
三喜广场,
840 Gessner Road, 1400号套房, 休斯顿, 得克萨斯州 77024
（主要执行办公室地址，包括邮政编码）
(281) 589-4600
(注册人电话号码，包括区号)
每个交易所的名称
每一类的名称交易标志在其上注册的交易所的名称
普通股，每股面值0.10美元CTRA请使用moomoo账号登录查看New York Stock Exchange
根据1934年证券交易法第12(g)条款注册的证券：无
请勾选，如果注册人是根据证券法规第405条定义的知名老手发行人。是 ☒无☐
如果注册者不必根据该法案的第13节或第15(d)节提交报告，则请用复选标记表示。是☐    不 ☒
请在以下空格内打勾，以表示注册人：(1)在过去12个月(或注册人所要求提交此类报告的更短期间内)已提交了根据1934年证券交易法第13或15(d)条规定需要提交的所有报告；并且(2)在过去90个天内一直遵守此类提交要求。是 ☒无☐
勾选此项表示注册人已按照第405条规则的规定电子提交了所有每年交互式数据文件提交要求，在先前的12个月（或为符合提交此类文件的要求而需要提交短期的更短期限）中。是 ☒无☐
请在交易所法规则120.2规定的“大型加速申报人”、“加速申报人”、“小型报告公司”和“新兴成长公司”的定义中选中相应选项。
大型加速报告人 ☒加速报告人☐非加速文件提交人
☐小型报告公司☐新兴成长公司☐
如果是新兴成长型企业，请勾选复选标记，表明注册者已选择不使用延长过渡期来符合根据证券交易法第13(a)条规定提供的任何新财务会计准则。 ☐
请勾选标记，以指示注册人是否已提交了《Sarbanes-Oxley法案》(15 U.S.C. 7262(b))下其内部控制的有效性的管理评估报告和证明报告，由准备或发布其审计报告的注册公共会计师事务所编制。 ☒
如果证券根据《法案》第12(b)条登记，并且在文件中包括注册者的财务报表，以更正此前发行的财务报表中的错误，请在复选框中打勾。☐
请用复选标记指示，这些错误更正是否属于需要根据§240.10D-1(b)要求在相关追索期间接受的激励性补偿进行恢复分析的重述。 ☐
请勾选此项，表示注册人是否为壳公司（根据该法案第12b-2条的定义）。是☐无☒
非关联方持有的每股面值为0.10美元的普通股股票的总市值（根据2023年6月30日纽约证券交易所收盘价），约为$18.8权益法核算的股权证券
截至2024年2月21日， 751,847,43215,404,569股。
参考文件被引用
年度股东大会代理声明的部分内容将被引用并纳入本报告的第三部分。

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前瞻性信息
本报告包含根据联邦证券法义务内的前瞻性声明。在本报告中包含的所有声明，除历史事实声明外，都是前瞻性声明。这些前瞻性声明包括但不限于关于未来财务和运营表现和结果、战略追求和目标、市场价格、未来套期保值和风险管理活动、资本支出的时间和金额以及本报告中不是历史事实的其他声明。"expect," "project," "estimate," "believe," "anticipate," "intend," "budget," "plan," "forecast," "target," "predict," "potential," "possible," "may," "should," "could," "would," "will," "策略," "outlook" 等类似表达也旨在识别前瞻性声明。我们无法保证本报告中包含的前瞻性声明会如预期发生，实际结果可能与本报告中所包含的结果有实质性差异。前瞻性声明基于涉及多项风险和不确定性的当前预期和假设，这些风险和不确定性可能导致实际结果与本报告中所包含的结果有实质不同。这些风险和不确定性包括但不限于公共卫生危机的影响，包括大流行病（如冠状病毒（“COVID-19”）大流行）和流行病以及任何相关的公司或政府政策或行动，现金和其他流动性来源的可用性用于资助我们的资本支出，OPEC+ 成员之间的行动或争议，市场因素，石油和天然气的市场价格（包括地理基础差异），通货膨胀的影响，劳动力短缺和经济中断，包括由于银行业不稳定造成的结果，地缘政治混乱，如乌克兰战争或中东地区冲突，未来钻井和营销活动的结果，未来生产和成本，立法和监管倡议，电子、网络或物理安全漏洞以及本报告中和我们其他美国证券交易委员会（“SEC”）申报中详细描述的其他因素。其他重要风险、不确定性和其他因素在本报告第I部分一1A Item中的“风险因素”部分中详细描述。前瞻性声明基于管理层在做出声明时的估计和意见。除适用法律要求的范围外，我们不承担更新或修订前瞻性声明的义务，无论是基于新信息、未来事件或其他原因。您被警告不要过分依赖这些前瞻性声明，这些声明仅适用于本报告的日期。
投资者应该注意我们在SEC文件、新闻发布会和公共电话会议上宣布重要的财务信息。基于SEC的指导，我们可能使用我们网站（www.coterra.com）的投资者部分与投资者沟通。在那里发布的财务和其他信息可能被视为重要信息。我们网站上的信息不属于万亿公司报告的一部分，也没有被纳入其内。
一些石油和燃料币术语词汇表
以下是石油和燃料币行业常用术语的缩写和定义，这些术语包含在本年度10-K表格中：
桶一个原油或其他液态烃参考单位，相当于42美制加仑液体成交量。
Bcf。一十亿立方英尺的天然气。
哞。石油当量桶。
Btu。 英热单位，一个衡量热值的单位。
DD&A。 减值、折旧和摊销。
EHS。 环保母基、健康和安全。
esg。 环保母基，社会和治理。
G&A。 总务和行政。
GAAP。 美国通用会计准则
GHG。 温室气体。
水力压裂。 一种涉及将包括少量多种化学添加剂和砂的流体注入井眼，通过高压在地层中创建裂缝的技术，以便让石油或天然气更自由地向井眼流动。
MBbl。 一千桶石油或其他液体碳氢化合物。
兆桶油当量。一千桶油当量。
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目录
Mcf。一千立方英尺的天然气。
百万桶油。　　　　　一百万桶石油或其他液态碳氢化合物。
MMBoe。一百万桶油当量。
MMBtu。一百万英热单位。
百万立方英尺。一百万立方英尺的天然气。
净地积或净井数。 在整数和整数分数中表示的总粗地积或粗井数所拥有的分作工作权益之和。
净产量。 毛产量乘以净营业收入利益。
NGLs.   天然气液体。
nymex。  纽约商品交易所。
纽交所。 纽约证券交易所。
OPEC+。 石油输出国组织及其他石油出口国。
已开发的储量。 可预期通过现有井和设备以及操作方法来回收的储量：（1）或者所需设备费用相对较低与新井的成本相比；（2）通过已安装的抽取设备和在储量估算时运营的基础设施，如果采取非涉及井的方式进行抽取。
已经证实的储量。 这些数量可以通过地球科学和工程数据的分析合理估计，该数量可以从已知储层在现有经济条件和运营方法下的特定日期起，在合同提供运营权益的到期之前经济地生产，除非证据表明续约是相当确定的，无论使用确定性或概率方法估计。项目提取碳氢化合物必须已经开始，或运营商必须相当确定将在合理时间内启动项目。
现有经济条件包括决定从储层进行经济生产性计算的价格和成本。 价格应为报告所涵盖期间结束日期之前12个月期间的平均价格，确定为该期间内每个月第一天价格的非加权算术平均值，除非价格由合同约定定义，不包括基于未来条件的升级。
证实的未开发储备。 预计可从新的未钻探土地上的新井或者需要相对较大支出的现有井中回收的储备。未钻探土地上的储备仅限于直接声称在钻探后有生产的开发间隔区直接补偿的那些地区，除非存在证据表明在钻井时对更大范围的经济可生产性存在合理的确定性。未钻探地点只有在制定了表明它们计划在五年内进行钻探的开发计划时，才能被归类为具有证实的未开发储备，除非具体情况证明需要更长的时间。在任何情况下，不应将证实的未开发储备的估计归因于计划应用流体注入或其他改进采收技术的任何土地，除非通过在同一油藏或类似油藏中的实际项目证明了这种技术是有效的，或者通过使用可靠技术建立合理确定性的其他证据。
PUD。 Proved undeveloped.
证券交易委员会。 证券交易委员会。
tcf。 一万亿立方英尺的天然气.
美国交易法案交易所  美国。
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WTI。 西德克萨斯轻甜原油是在德克萨斯西部地区开采的原油混合物，是油价基准中使用的油品等级。
WTI Midland。 Argus 美洲原油报价的 WTI Midland 指数价格。
能源当量是根据一桶wti原油、凝压油或液化天然气相当于六万立方英尺的天然气的比率来确定的。

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第一部分
项目1和2。业务和物业
Coterra能源公司（“Coterra”，“公司”，“我们”，“我们”和“我们”）是一家独立的石油和天然气公司，从事石油、天然气和天然气液的开发、勘探和生产。我们的资产集中在已知含有碳氢化合物资源的地区，有利于多口井、可重复开发项目。我们在美国大陆的一段内进行运营，主要从事石油和天然气开发、勘探和生产。
我们的总部位于得克萨斯州休斯顿。我们还在宾夕法尼亚州匹兹堡、得克萨斯州密德兰和俄克拉荷马州塔尔萨等地维护区域办事处，以及靠近我们运营地点的现场办事处。
策略
Coterra是一家专注于美国的顶尖勘探和生产公司。我们秉持创新、科技和数据，为投资者和我们运营的社区创造价值。我们相信以下战略重点将有助于推动价值创造和长期成功。
实现可持续的回报。 我们在多个盆地拥有首要资产，提供商品多样化和强大的现金流，通过商品价格周期的循环，结合我们的资本投资纪律，我们对能够为股东提供我们认为可持续的回报能力充满信心。展示了我们对业务模式持续信心自合并完成与Cimarex Energy Co.（“Cimarex”）至2023年12月31日以来，我们将年度基础股息每股提高了0.36美元，增长了82%，达到每股0.80美元，通过股息向股东返还超过35亿美元。2024年2月，我们董事会将年度基础股息提高至每股0.84美元。自2022年初开始的初始股份回购计划以来，我们以25.75美元的加权平均股价回购了6500万股，总额为17亿美元。截至2023年12月31日，我们的200亿美元股份回购计划剩余16亿美元。总体而言，自合并Cimarex以来，我们通过股息和股份回购向股东返还了520亿美元，并偿还了8.74亿美元的债务。我们致力于通过股息和股份回购计划向股东返还我年度自由现金流的50%或更多，同时保持我们行业领先的资产负债表。
跨顶级仓位的纪律资本配置。 我们的资产组合提供规模化、资本选择性和低摊薄投资选择。我们预计我们的钻探库存将在未来15至20年内开发完毕。我们致力于保持纪律的资本投资策略，利用科技和创新来最大化资本效率，为股东创造价值。随着在Permian盆地、Marcellus页岩层和Anadarko盆地的业务，我们的资产组合在商品和地理上都实现了多样化，从而允许资本配置灵活性，可能在商品价格周期中证明是机会。在2023年和2022年，我们分别投资了来自运营现金流的57%和31%于我们的钻探计划中，在2024年，我们预计将投资约50%的预期运营现金流，根据最近的条带价格。
保持财务实力。 在暴露于商品价格波动的周期性行业中，保持行业领先的资产负债表和显著的财务灵活性至关重要。我们的资产基础、营业收入多样性、低成本结构和强劲的资产负债表为我们提供了在各种商品价格环境下蓬勃发展的灵活性。截至2023年年底，现金余额为95600万美元，未使用的循环信贷协议下拥有150亿美元的承诺，我们相信我们已经做好了保持资产负债表实力的准备。
专注于安全、负责任和可持续的运营。 对石油和天然气资源的负责开发为辉煌明天提供机遇，通过科技和创新建立，为全球各地社区带来繁荣。我们专注于卓越运营，致力于使我们的运营更加环保和社会可持续。我们积极在整个运营过程中实施技术，从设计阶段到设备改进，以限制甲烷排放和明火活动。员工和承包商的安全至关重要。我们授权所有员工和承包商使用我们的停工权力程序，让他们可以随时停止任何工作，如果他们感到不适，发现危险状况，或怀疑任何其他环境、健康和安全危害。我们还专注于实际和可持续的环境倡议，促进淡水和生产水的高效利用，消除或减少排放，并减少地表影响。我们致力于成为资源的负责管理者，并实施可持续的做法。我们已发布了2023年可持续发展报告，其中包含更多有关我们的可持续发展实践的信息，在我们的网站www.coterra.com上可以找到。我们网站上的信息不是本年度10-k表格或我们可能向美国证券交易委员会提交的任何其他报告的一部分（也不是随附文件），无论在本年度10-k表格的日期之前还是之后，也不管其中是否有任何普通的合并语言。
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2024展望
我们预计2024年的资本计划将约为175亿至195亿美元，比2023年的210亿美元下降12％（中间值）。我们预计2024年将在我们的三个核心运营区域总共完成132至158口净井。我们的钻井和完井资本的约60％将投资于Permian盆地，23％投资于Marcellus页岩，17％投资于Anadarko盆地（中间值）。
属性描述
我们的业务主要集中在三个核心运营地区——西德克萨斯州和新墨西哥州东南部的 Permian 盆地、宾夕法尼亚州东北部的 Marcellus Shale 和俄克拉荷马州中部地区的 Anadarko 盆地。
Permian盆地
我们的资产主要位于Permian盆地西部，目前在Delaware盆地的核心运营区域拥有约296,000英亩的净面积。我们的开发活动主要集中在得克萨斯州的卡尔弗森和里夫斯县以及新墨西哥州的利亚和埃迪县的Wolfcamp Shale和Bone Spring formation。我们在2023年来自Permian盆地的净产量为233兆桶当量/日，占当年总当量产量的35%。2023年的净油产量平均为90兆桶/日，占公司总油品生产的93%。截至2023年12月31日，我们在Permian盆地共有1,083.0口生产中净油井，其中约89%由我们运营。
2023年，我们在Permian盆地投资了97000万美元，并且年底有七台钻机在运营。
马塞卢斯页岩
我们的资产主要位于宾夕法尼亚州的苏塞克汉纳县，在马塞勒斯页片的干性天然气窗口拥有约186,000英亩。我们在2023年的马塞勒斯页片净产量为377万桶石油当量/天，占当年总等量产量的57%。2023年天然气净产量平均为2,263百万立方英尺/天，占我们总天然气产量的78%。截至2023年12月31日，我们在马塞勒斯页片共有1,108.2口生产井，其中大约99%由我们运营。
2023年，我们在马塞卢斯页岩中投资了91200万美元，并在年底时有两台钻机在运营。
阿纳达尔科盆地
我们的地产位于俄克拉荷马州的中地区，目前持有约182,000英亩净地。我们的开发活动主要集中在伍德福德页岩和梅拉美克地层上。我们2023年在安达卡盆地的净产量为每天56兆桶油当量，占当年总当量产量的八分之一。截至2023年12月31日，我们在安达卡盆地共有509.9口产气井，其中约61%由我们运营。
2023年期间，我们在安达科罗盆地投资了15800万美元，并在年底有一台钻机在运营。
其他属性
除了我们的勘探、开发和生产运营之外，我们还经营一些天然气收集、盐水收集和处理系统。这些制造行业的大部分设施位于德克萨斯州，直接支持我们的Permian盆地运营。我们的收集系统使我们能够快速连接新井，并将天然气从井口直接运输到州际和州内管道以及天然气加工设施，并将生产水运送到新井以在完井活动中重新使用，并将其送往处理设施。此外，我们可以进行开发钻井，而无需依赖第三方来运输我们的天然气或生产水，并仅承担管道和压缩机增加的成本。
2023年8月10日，公司与日出合并子公司和Capri Holdings 有限公司(Capri)签订了一份合并协议(“合并协议”)。根据合并协议的条款，Tapestry同意以现金收购Capri的普通股份，每股价值200美元，不计利息，应按照合并协议提供的任何所需的税收代扣。企业价值预计约为100亿美元，交易预计将于2024年完成(“Capri收购”)。2023年10月25日，在Capri股东特别会议上，Capri的股东批准了合并协议和其中涉及的交易。
2021年10月1日，我们与Cimarex完成了一项合并交易（“合并”）。Cimarex是一家在德克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉荷马州进行石油和燃料币勘探和生产的公司。根据与合并相关的合并协议（“合并协议”的条款，并根据合并协议中指定的某些例外情况，每股Cimarex普通股转换为在交割时有权收到4.0146股我们普通股的权利。由于完成了合并，我们向Cimarex股东发行了大约40820万股普通股（不包括取代以前发行的某些未限售Cimarex股份奖励的股份）。另外，于2021年10月1日，我们更名为Coterra Energy Inc。
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本年度10-k表格中列出的运营信息不包括在完成合并之前的Cimarex活动。
营销
几乎所有板块的石油和天然气产量都根据市场价格签订了长期和短期销售合同。我们向广泛的客户组合销售石油、天然气和液化天然气，包括工业客户、地方分销公司、石油和天然气营销商、主要能源公司、管道公司和发电设施。
当我们将原油和天然气生产从采气点市场转移到其他下游市场时，我们还会发生采集和运输费用。
迄今为止，我们在运输或销售产品时并未遇到重大困难；但是，并不能保证我们将永远能够运输和销售所有的产品。
交付承诺
我们已经签订了各种牢固的销售合同，以交付和卖出天然气。我们相信我们将有足够的生产数量来满足我们的承诺，但如果出现短缺，我们可能需要向第三方购买天然气以满足需求。
截至2023年12月31日，我们公司的销售承诺总结如下表所示:
天然气（以十亿立方英尺计）
2024601 
2025577 
2026572 
2027549 
2028526 
我们利用我们公司的部分运输能力来交付天然气，在这些公司销售合同的大部分之下，并签订了许多生产运输协议。这些协议中有一些是容积要求，如果我们的生产不足以满足这些要求，可能会导致货币不足的罚款。然而，根据我们目前的已探明的储量和生产水平，我们不预计会因为无法满足这些义务而产生任何罚款。
风险管理
我们使用衍生金融工具来管理与生产相关的价格风险。请阅读《管理层对财务状况和经营结果的讨论与分析》，《关于市场风险的定量和定性披露》以及附注于基本报表中的第5号附注“衍生工具”，以获取更多关于我们使用衍生工具的讨论。
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已证实的石油和燃料币储量
以下表格显示了截至所示日期的各商品预估证明储量：
 12月31日
 202320222021
石油（千桶）
已开发的证明储量173,392 168,649 153,010 
未开发的证明储量
75,821 71,107 36,419 
249,213 239,756 189,429 
天然气（十亿立方英尺）
已开发的证明储量8,590 8,543 10,691 
未开发的证明储量1,935 2,630 4,204 
10,525 11,173 14,895 
液化石油气（千桶）
已开发储量234,306 224,706 193,598 
未开发储量83,150 72,059 27,017 
317,456 296,765 220,615 
油当量（千桶油当量）
2,320,757 2,398,666 2,892,582 
截至2023年12月31日，位于宾夕法尼亚州苏斯克汉纳郡的Marcellus页岩中Dimock区域的权益约占我们总的证明储量的60％。没有其他区域的储量占比超过总证明储量的15％。
有关于我公司净已探明和已探明但未开发储量的估计，我公司储量估计编制者的资格，我公司独立石油顾问对这类估计的评估，我公司对储量估计的过程和控制，以及有关我公司储量的其他信息，包括我们对已探明储量估计的风险，请参阅包含在“项目8”中的补充石油和天然气信息以及“风险因素-业务和运营风险-我们的已探明储量是估计值。我们的储量估计或基础假设中发现的任何重大不准确可能导致我们的储量数量和现值被夸大或被低估”中的第1A项目。
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生产、销售价格和生产成本
以下表格提供了关于我们石油、天然气和液化天然气的历史总和和平均日产量；平均石油、天然气和液化天然气销售价格；以及每等量生产成本的信息：
截至12月31日的年度
20232022
2021 (1)
生产量
原油（MBbl）35,11031,9268,150 
天然气（Bcf）1,0531,024911
液化天然气（MBbl）32,93228,6977,104 
当量（MBoe）243,497231,342167,113
平均日产量
原油（MBbl）96 8789 
天然气（百万立方英尺）2,884 2,806 2,492 
NGL（千桶）907977
当量（MBoe）667 634660 
平均销售价格
不包括衍生结算
原油（美元/桶）$75.97 $94.47 $75.61 
天然气（美元/Mcf）$2.18 $5.34 $3.07 
液化石油气（每桶美元）$19.56 $33.58 $34.18 
包括衍生产品结算
原油（美元/桶）$76.07 $84.33 $60.35 
天然气（美元/Mcf）$2.44 $4.91 $2.73 
液化石油气（每桶美元）$19.56 33.58$34.18 
平均生产成本（每桶油当量）$2.01 $1.84 $0.77 
_______________________________________________________________________________
(1)2021年10月1日，我们完成了合并。本表中呈现的生产信息包括该日期之后的Cimarex生产情况。
以下表格提供了关于我们在Dimock区域利益相关的总和和平均每日天然气产量的历史信息。我们在Dimock区域的利益没有涉及到石油或液化天然气的生产。
截至12月31日的年度
202320222021
生产量
天然气（十亿立方英尺）826 805 853 
当量（MBoe）137,647 134,097 142,223 
平均每日产量
天然气（百万立方英尺）2,2632,204 2,338 
当量（MBoe）377367 390 

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占地面积
我们对开发和未开发的物业的兴趣主要体现在持有的石油和天然气矿产租赁权上。这些租赁权赋予了我们在物业上开发石油和天然气的权利。它们的主要期限一般为三年至十年左右，一旦生产建立起来，这些租赁一般会被持有更长的时间。
以下表格总结了我们在2023年12月31日的总体和净开发和未开发的租赁土地英亩情况：
Acreage
 开发未开发总费用
 毛利净利毛利净利毛利净利
核心面积
Permian盆地
新墨西哥州141,319 98,212 55,339 38,654 196,658 136,866 
得克萨斯州204,971 136,845 27,825 21,892 232,796 158,737 
346,290 235,057 83,164 60,546 429,454 295,603 
马塞卢斯页岩
宾夕法尼亚州173,225 171,625 15,024 14,030 188,249 185,655 
阿纳达尔科盆地
俄克拉荷马320,080 146,987 69,123 34,526 389,203 181,513 
非核心土地
Arizona17,207 17,207 2,097,841 2,097,841 2,115,048 2,115,048 
加利福尼亚州— — 383,487 383,487 383,487 383,487 
内华达440 1 1,007,167 1,007,167 1,007,607 1,007,168 
新墨西哥州10,655 2,436 1,640,195 1,634,459 1,650,850 1,636,895 
宾夕法尼亚州— — 114,199 64,044 114,199 64,044 
西弗吉尼亚州— — 607,347 575,691 607,347 575,691 
其他128,713 45,069 298,421 172,990 427,134 218,059 
157,015 64,713 6,148,657 5,935,679 6,305,672 6,000,392 
996,610 618,382 6,315,968 6,044,781 7,312,578 6,663,163 
未开发总净面积到期
下表总结了未开发的英亩在接下来的三年内按年份和经营区域到期。在大多数情况下，钻探一口商业井将持有英亩，超过到期日。
Acreage
202420252026
毛利净利毛利净利毛利净利
核心面积
Permian盆地3 3 — — 47 7 
马塞卢斯页岩1,208 1,208 1,860 1,848 550 550 
阿纳达尔科盆地700 134 520 125 40 1 
非关键地块
1,303 1,242 — — — — 
3,214 2,587 2,380 1,973 637 558 
2024年、2025年和2026年在我们核心经营区域到期的面积，仅占我们总未开发面积的不到百分之一。到2023年12月31日，我们没有在未开发面积记录的计划开发超过未开发面积到期日或核心经营区域之外的PUD储量。
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目录
总结如下
以下表格显示了我们在2023年12月31日的生产性油田和天然气井的所有权。该摘要包括我们持有工作权益的油气井：
 毛利 净利
天然气3,374  1,865.6 
石油2,523  837.0 
总费用(1)
5,897  2,702.6 
_______________________________________________________________________________
(1)毛利和净利润的井口总百分比分别为49%和88%。
钻探活动
以下表格显示了我们钻探并完成或参与钻探和完成的井口。这些信息不应被视为未来表现的指示，也不应假设钻探的有产井数量、发现的储量或经济价值之间存在相关性。
 截至12月31日的年度
 202320222021
 毛利净利毛利净利毛利净利
开发井
高效288 183.3 284 173.9 114 99.9 
干燥的— — 1 0.7 — — 
总费用288 183.3 285 174.6 114 99.9 
获得的油井— — — — 7,266 1,715.3 
2023年12月31日结束时，我们完成了98口毛井（净62.7口），这些井是在以前的年份钻完的。
以下表格详细列出了截至2023年12月31日尚在进行钻探或已完成钻探但尚未完工的井的信息，这些信息未包含在上表中：
进行钻探中已钻但未完成
毛利净利毛利净利
开发井31 19.9 72 48.4 
勘探井1 0.5 — — 
总费用32 20.4 72 48.4 
其他业务事项
财产所有权问题
我们相信我们对所有生产性质及租赁物业拥有符合普遍行业标准的满意权益。个别物业可能会受到诸如皇家权益、超限权益、携带权益、净利润、劳动和其他行业惯例中的其他未清业务的负担。此外，权益可能受到适用法律下的义务或职责以及生产款项、经营协议中的日常留置权或用于现行税收或油气租赁下的开发义务等负担的约束。按照行业惯例，对于未开发的物业，我们在租赁物业时进行初步记录所有权调查。在收购生产性质物业或在未开发物业开钻之前，我们会进行更全面的调查。
竞争
石油和燃料币行业竞争激烈，在我们经营的地方竞争激烈。我们主要与综合性、独立性和其他能源公司竞争，出售和运输我们的石油和天然气
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将产品输出到管道、营销公司和最终用户。许多竞争对手拥有比我们更多的财务、技术和人员资源。这些竞争因素的影响是无法预测的。
价格、合同条款、钻机及相关设备的供应情况、服务质量，包括制造行业的可用性和分销效率，都会影响竞争。我们认为，我们集中的地块位置以及在核心运营区域内拥有的第三方和公司自有的集气和管道基础设施，以及我们预期的活动水平和未来几年已经确保的相关服务和设备，都提升了我们的竞争地位。
重大客户
到2023年12月31日结束的年度，我们两个客户分别占总销售额的约19%和17%。到2022年12月31日结束的年度，我们两个客户分别占总销售额的约13%和11%。
如果我们的一些主要客户停止购买我们的产品，我们相信有其他购买者可以买下我们的产品。如果多个重要客户停止购买我们的产品，我们预计会有足够的替代市场来处理任何销售中断，尽管可能会发生一些初始的中断。
我们定期监测客户的信用，必要时可能要求母公司担保、信用证或预付款。历史上，与不可收回应收账款相关的损失并不显著。
石油和天然气勘探和生产监管
勘探和生产业务受联邦、州和地方各级监管的各种类型规定的约束。这些法规包括需取得钻井许可证、维持钻井或运营井的保证金要求、规定井的位置、钻井和封井方法、井下的地表使用和恢复性质、封井和废弃井。我们的业务也受各种保护法律和法规约束。这些包括规定钻井和间距单元或按比例单元的大小、可以钻井的井的密度以及石油和天然气产权的统一或共享。一些州允许强制共享或整合地块以促进勘探，而其他州则依赖于土地和租约的自愿共享。此外，州保护法规规定了从石油和天然气井中的生产最大速率，一般禁止排放或燃烧天然气，并对生产的可比性有一定要求。这些法规限制了我们从井上可以生产的石油和天然气量、井的数量以及可以钻井的地点。由于这些法律和法规经常被修订、扩展和重新解释，我们无法预测符合监管要求的未来成本或影响。石油和天然气行业的监管负担往往增加了业务成本，因此影响了我们的盈利能力。然而，这些法律和法规并不会对我们产生与行业其他公司有所不同的影响。
天然气营销、采集和运输监管
联邦立法和监管控制历史上影响了我们生产的天然气价格以及生产运输和营销方式。根据1938年的美国天然气法案（“NGA”）、1978年的美国天然气政策法案（“NGPA”）和这些法案下颁布的法规，美国联邦能源监管委员会（“FERC”）监管天然气的洲际再销售和天然气在跨州商业运输中的运输情况，尽管用于天然气生产或收集的设施一般豁免于FERC管辖范围之外。自1993年1月起实施的天然气井口解控法案取消了所有天然气“首次销售”的天然气价格管制，该定义涵盖了我们自家生产的所有销售。此外，作为下文描述的广泛行业重组计划的一部分，FERC授予我们等生产商“公共方便和必要性的全面批准证书”，授权可以无需进一步FERC批准销售天然气进行再销售。由于这一政策，我们生产的所有天然气都以市场价格出售，视私人合同条款的约束。根据2005年的能源政策法案（“2005法案”），NGA已经修改，以禁止与天然气的购买或销售相关的任何形式的市场操纵。根据2005年法案，FERC制定了旨在提高天然气定价透明度的法规，包括要求市场参与者每年向FERC报告他们的天然气销售交易。2005年法案也大幅提高了对NGA和NGPA以及FERC其下的法规违规行为的罚款，最高可达每天每违规$1百万。这项由法律设定的最高罚款权威已经并将持续定期进行通货膨胀调整。目前的最高罚款约为每天每违规$150万。2010年，FERC发布了有关其执行计划下的民事罚款和程序决定的处罚指导方针。
根据NGPA，天然气聚集设施在FERC管辖范围之外明确豁免。在NGPA下，什么构成“聚集”已通过FERC裁决和对此类裁决的司法审查得到进化。我们相信我们的聚集和生产设施符合NGPA下非管辖"聚集"系统的测试标准，同时我们
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设施不受联邦监管。虽然豁免FERC监督，但我们的天然气集输系统和服务可能会接受州和联邦政府机构就这些设施的运输和储存活动的安全和运营方面进行监管审查。
我们的天然气销售价格继续受到州内和州际燃气运输监管的影响，因为将天然气运输到消费市场后的成本是我们收到的价格中的一个因素。从1985年的第436号订单开始，一直到1992年的第636号订单和2000年的第637号订单，FERC已经通过一系列规则制定，显著改变了天然气的运输和营销。这些变化是FERC旨在通过要求州际管道公司将其批发天然气营销业务与燃气运输业务分开，以及增加管道服务价格透明度等方式来促进竞争。FERC还建立了监管管道与其营销关联公司关系的法规，从根本上要求指定的员工独立运作，并禁止共享某些信息。FERC还实施了涉及管道使用电子数据交换的标准，以便及时提供运输信息，并支持纯电子交易的发生。
鉴于这些法定和监管变化，大多数管道公司已将其天然气销售业务出售给营销子公司，这些营销子公司与运输者分开运营，并与所有其他经销商直接竞争。大多数管道公司也已实施了大规模的将其天然气采集设施出售给关联或非关联公司的分拆。 跨州管道被要求向生产商、天然气营销公司、本地配气公司、工业终端用户和其他寻求此类服务的客户提供非捆绑、开放和非歧视性的运输及与运输相关的服务。 由于美国联邦能源监管委员会要求天然气管道公司分开营销和运输服务，天然气的卖方和买方获得了直接接入管道运输服务的渠道，并更好地能够与更多的交易对手开展业务。 我们相信这些变化通常提高了我们进入市场的机会，同时大大增加了天然气市场中的竞争。 我们无法预测美国联邦能源监管委员会和其他监管机构可能采取的新的或不同的规定，以及随后的规定可能对我们的活动产生的影响。 同样地，我们也无法预测美国国会或各州立法机构可能实施的可能影响石油和天然气行业的提案，以及这些提案可能对我们产生的影响。 此外，我们也无法预测近期针对天然气行业的联邦解除管制的趋势是否会持续，以及未来政策会对我们的燃气销售产生何种影响。
关于掉期交易的联邦监管
我们使用期货商品以及对策、互换和基差互换协议等衍生金融工具，试图管理因商品价格变化对我们运营业绩和现金流的影响带来的价格风险。商品交易法案授予美国商品期货交易委员会（“CFTC”）对场外交易（“OTC”）衍生品市场（其中包括我们使用的金融工具）及参与者的监管权限。我们努力确保我们的场外衍生品交易符合适用的CFTC法规。尽管CFTC目前不要求清算我们使用的商品场外衍生工具交易，我们认为我们使用掉期对冲商品价格变动的做法使我们有资格成为商业终端用户，这将使我们免除将来对我们商品掉期进行中央清算的要求。然而，CFTC法规的未来变化可能会增加签订衍生合同的成本，限制我们保护所遇到的风险的衍生品的可用性，降低我们进行现有衍生合同的变现或重组的能力，并增加我们面临信誉较差交易对手的风险。如果我们减少使用互换合约，则我们的经营业绩可能会变得更加波动，我们的现金流可能会变得不太可预测。
石油股的联邦监管
对wti原油和天然气液体销售没有规定，以市场价格进行交易。然而，从销售这些产品中获得的价格会受到将产品运输到市场的成本的影响。其中大部分运输是通过跨州普通载体管道进行的，这些管道受到《州际商务法案》（“ICA”）的监管。 FERC要求在ICA监管下的管道提交规定税率的关税，规定服务的价格、条款和条件，并要求该服务不得具有过度歧视性或优惠性。
自1995年1月1日开始，FERC实施了一项法规，通常将所有先前批准的州际运输费率进行大限量继承，并建立了一个指数系统，根据该系统每年根据通货膨胀率对这些费率进行调整，但受到特定条件和限制的约束。这些法规可能会增加或减少通过州际管道运输wti原油和天然气液体（NGLs）的成本。每五年，FERC必须研究适用指数的年度变化与石油管道行业实际成本变化之间的关系。2015年12月，为实施这个必要的五年重新确定，FERC设立了对指数的上调，以跟踪石油管道成本变化，并确定成品商品生产价格指数再加1.23%应该是石油价格指数
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自2016年7月1日起的五年期间。2020年，FERC完成了其为原油和液体管道费率建立新附加费的五年指数审查。FERC于2020年12月17日发布命令，确立了2021年7月1日起五年期间的生产者价格指数加上0.78%的指数水平。指数调整的结果是每个费率的“上限费率”，这是管道可以设定其州际运输费率的最高值。如果费率调整不足以使管道收回成本，管道也可以申请基于成本服务费率。在提交或更改费率时，费率可能会受到抗议的挑战。对于指数费率，如果申诉人能够证明自1992年能源政策法通过以来管道的经济状况或所提供服务的性质发生重大变化并成为费率基础，那么仅有在这种情况下对费率提出的声称费率不公正和不合理的投诉才能进行。对于声称管道费率或服务条款和条件过度歧视性或优惠性的投诉，没有此类限制。我们无法确定FERC定期对管道指数进行审查或未来可能对管道费率提出挑战对我们的影响。
环保母基和安全法规
一般。 我们的控件受到广泛而严格的联邦、州和地方法律和法规的约束，这些法律和法规涉及环保母基的保护。这些法律和法规可能会在许多方面改变、限制或以其他方式影响我们的业务，包括处理或处置废物，规划未来活动以避免或减轻对濒临灭绝或濒危物种造成的伤害，并要求安装和运行排放或污染控制设备。不遵守这些法律和法规可能导致行政、民事和刑事处罚的评估，强制采取纠正措施以及发布禁止未来运营的命令。我们的各种设施的运行需要许可证。这些许可证可以被颁发机关吊销、修改或更新。政府部门通过罚款、禁令或二者强制执行对其法规的合规性。法规可能会增加规划、设计、安装和运营的成本，并会影响安装和运营石油和天然气设施的时间安排。尽管我们相信遵守环境法规不会对我们造成重大不利影响，但与环境法规相关的或合规问题相关的巨大成本和责任风险是石油和天然气生产活动的一部分，可能会导致在某些条件下被暂停或停止经营。我们无法保证我们不会承担重大成本和责任。此外，其他发展，比如更严格的环保法律法规和因石油和天然气生产导致对财产或人员造成损害的赔偿要求，可能会给我们造成巨大的成本和责任。
固体废物和有害废物。 我们目前拥有或租赁，并且过去拥有或租赁过，许多用于石油和天然气生产的场地。尽管当时可能使用了行业内常规的运营和处置方法，但可能存在已经处置或释放了碳氢化合物或其他废物的可能性，这些可能发生在我们当前拥有或租赁的物业上。随着适用于石油和天然气废物和物业的州法和联邦法随着时间的推移变得更加严格。根据这些日益严格的要求，我们可能会被要求清除或进行修复以前处置的废物（包括以前的所有者和经营者处置或释放的废物）、清洁污染物（包括以前所有者或经营者通过地下水污染）、或执行封堵操作以防止未来的污染。
我们产生了一些危险废物，这些废物受《资源保护与回收法案》（“RCRA”）和类似州法规以及豁免此类法规的废物管控。美国环境保护署（“EPA”）限制了部分危险废物的处置选项。目前被豁免作为危险废物管制的某些废物未来可能会被指定为RCRA或其他适用法规下的危险废物。例如，2016年12月，EPA和环保团体签订了一项和解裁决，以解决EPA未能及时评估对勘探开采相关石油和天然气废物进行管制的需要，这些废物在标题D下属的非危险固体废物中被豁免作为危险废物进行管制。和解裁决要求EPA在2019年3月之前提出修订某些标题D标准法规，涉及与石油和天然气废物相关的或签署一份确认书，证明修订法规是不必要的。2019年4月，EPA发布了其检讨后的裁定，根据其审查，包括对州监管项目的考虑，认为目前不需要修改标题D法规以解决石油和天然气废物的管理。在未来，我们可能会面临比今天更严格和昂贵的处置要求。
环保母基。 《综合环境应对、赔偿和责任法案》（CERCLA），也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律和法规对某些人员对危险物质释放到环境中承担责任，与过错或原始行为的合法性无关。这些人员包括危险物质释放发生地点的现任和过去的所有者和经营者，以及任何对危险物质进行处理、处置或安排在地点发现的危险物质进行处理或处置的当事方。根据CERCLA，这些人员可能对清理释放到环境中的危险物质的成本，对自然资源造成的损害以及某些卫生研究的成本承担连带和数额明确的责任。CERCLA还授权EPA，
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在某些情况下，政府实体、私人团体，承担清除这些危险物质的行动，或从有责任的团体那里追回这些行动的成本。此外，邻近土地所有者和其他第三方经常会就据称是危险物质释放到环境中造成的人身伤害和财产损失提出索赔。在业务过程中，我们使用过材料并产生废物，并将继续使用材料和产生可能属于CERCLA危险物质定义范围内的废物。我们也可能是已经释放危险物质的场地的所有者或经营者。因此，根据CERCLA法案，我们可能对清理释放危险物质的地点的全部或部分成本负责。
石油污染法案。 1990年的《石油污染法案》（“OPA”）及其实施法规对有责任方在美国沃特世发生的油污染的预防和对由此导致的损害承担各种义务。 “美国的水域”一词被广泛定义为包括内陆水域，包括湿地和间歇性河流。 OPA为每个有责任方分配了联合和几乎严格的责任，用于支付除油成本和各种公共和私人损害。 OPA还对运营商实施持续要求，包括制定油污染应急响应计划和提供财务责任的证明，以支付可能在与油污染相关的环境清理和恢复成本。我们相信我们在与我们业务相关的相关联OPA和联邦法规方面大致符合规定。
濒危物种法案。 《濒危物种法案》（简称“ESA”）旨在保护濒危和受威胁物种。根据ESA，如果某种被列为受威胁或濒危，可能会对影响该物种栖息地的活动施加限制。美国鱼类和野生动物管理局（简称“FWS”）可能指定关键栖息地和适宜栖息地区域，认为这些区域对濒危物种的生存至关重要。关键栖息地或适宜栖息地的指定可能会导致对联邦土地使用进一步加强限制，并可能显著延迟或禁止石油和燃料币开发的土地准入。根据候鸟条约法案，对候鸟提供类似的保护；根据秃头鹰及金雕保护法案，对秃头鹰和金雕提供类似的保护；根据州法律，对某些物种提供类似的保护。我们在某些当前被列为受威胁或濒危，或可能在ESA下被列为受威胁或濒危物种的地区开展业务。在已知存在受威胁或濒危物种或其栖息地的地区进行的活动可能需要我们承担额外成本以实施缓解或保护措施，也可能限制或阻止我们在那些地区或在某些季节，例如繁殖和筑巢季节进行钻井活动。
2021年6月1日，美国野生动物管理局提议将小草原鸡（LPC）的两个不同种群区段（“DPS”）列入《濒危物种法案》。南部DPS位于新墨西哥州东部和德克萨斯州西南部的盘锦地区，被提议列为濒危物种；而北部DPS位于科罗拉多州东南部、堪萨斯州中南部至西南部、俄克拉荷马州西部和德克萨斯州东北部的盘锦地区，被提议列为受威胁物种。2022年11月25日，美国野生动物管理局最终确定了该提案规定，将小草原鸡的南部DPS列为濒危物种，将北部DPS列为受威胁物种。2023年7月27日，美国众议院投票决定使用《国会审核法案》来撤销LPC的列入。2023年9月26日，拜登总统否决了国会撤销LPC列入的决议。2023年9月28日，美国参议院投票未能推翻总统的否决。2023年11月3日，美国众议院通过了2023财政年度内政部拨款法案，其中规定禁止使用资金来实施、管理或执法LPC的列入。将LPC列为受威胁或濒危物种将对土地所有者和钻探公司造成干扰关键栖息地的限制，并可能会使这些行为对该物种进行骚扰、伤害或其他造成“采取”行为。对土地所有者和企业的监管影响取决于是否最终决定将LPC列入的土地所有者和企业进入了某些区间广泛保护规划协议，例如由西方渔业与野生动物机构（“WAFWA”）制定的协议，根据协议这些参与方同意采取措施保护LPC的栖息地，并在其行动损害小草原鸡栖息地时支付补偿费。我们已与WAFWA签署了自愿的候选保护协议（“CCA”），在协议中我们同意采取某些行动和限制某些活动，比如在繁殖季节期间限制在我们土地部分区域的钻探，以保护LPC。
2018年2月9日，FWS宣布在我们在Permian盆地（包括新墨西哥州和德克萨斯州）运营地区将德州角贝列为濒危物种的淡水贝类。2018年3月，我们就德州角贝采取自愿保护行动签订了CCA。
参与CCAs可能会导致我们在物种保护措施、时间延误或钻井活动受限等方面成本增加，这些成本、延误或限制可能是显著的。继续有人向FWS提出列名请愿书，可能会影响我们的业务运营。许多非政府组织（“NGOs”）与FWS密切合作，就包括广泛甚至全国范围的许多物种的列名进行讨论。墨西哥长鼻蝙蝠的列名，其栖息地包括我们运营的Permian盆地，以及Perlman盆地中将被列名为濒危物种的沙漠鼠毛蜥（计划于2023年7月3日被列为濒危物种）等，都是非政府组织对ESA列名决定的影响的例子。
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2020年12月1日，美国鱼类和野生动物局提议将斑纹喉塘鳢列为濒危物种。该提议的列入最终确定并于2022年2月28日公布。斑纹喉塘鳢是一种淡水鱼类，过去主要分布在新墨西哥、得克萨斯、俄克拉荷马和堪萨斯的南加拿大河、西馬兰河和阿肯色河流域。我们在俄克拉荷马州南加拿大河附近进行业务，可能受到将斑纹喉塘鳢列为濒危物种的影响。濒危物种名单的增加，如斑纹喉塘鳢，可能限制我们在某些地区勘探或生产石油和燃料币，或者导致我们承担额外成本。
《清洁水法案》。 联邦水污染控制法案(“清洁水法案”)和实施法规主要通过一套许可制度执行，也管辖将特定污染物排放到美国水域中。未能严格遵守《清洁水法案》的制裁通常是通过支付罚款和纠正任何已识别的缺陷来解决的。然而，监管机构可能要求我们停止施工或运营某些设施，或停止将废水运到他人拥有并导致水排放的设施，以解决不符合情形。我们相信我们在《清洁水法案》和相关联邦及州法规的规定方面基本符合。
《清洁空气法案》。 我们的操作受联邦《清洁空气法案》（“清洁空气法案”）和类似的地方和州法律法规约束，以控制空气污染源的排放。联邦和州法律要求新的和改造的空气污染源在开始施工之前获得许可证。主要的空气污染源需要遵守更严格的、由联邦规定的额外许可要求。为控制有毒空气污染物和温室气体而设计的联邦和州法律可能要求安装额外的控制设备。支付罚款和纠正任何确定的缺陷通常会解决未严格遵守空气法规或许可证的任何违规行为。然而，在发生不合规时，监管机构还可能要求我们停止在某些设施上进行施工或操作，或者在一些作为空气排放源的设施上安装额外的控制设备。我们相信我们在地方、州和联邦法律法规下基本上符合适用的排放标准和许可要求。
我们一些生产井和相关设施受到严格的空气排放限制和许可要求。其中两个例子是美国环境保护署的源头聚合规则和新源性能标准（“NSPS”）以及有毒空气污染物国家排放标准（“NESHAP”）。2016年6月，美国环保局发布了一项关于汇总源头的最终规则，该规则影响石油和天然气行业空气准证的源头确定，因此，对于我们的石油和天然气设施进行汇总以获得准证可能会导致准证的复杂性、成本和所需时间增加。特别是在获取施工前许可方面，最终的汇集规则增加了成本，并导致运营延迟。
2012年，环保局发布了最终的新标准排放标准和最严格的标准的NESHAP，对石油和天然气板块的现有新标准排放标准和最严格的标准进行了修改。2016年6月，环保局发布了一项最终规则，通过设定挥发性有机化合物的额外排放限值并管理油气行业中新和修改的源头的甲烷排放，更新和扩大了新标准排放标准。2017年6月，环保局提出了一项暂时停止2016年6月规则中某些要求的两年提案，并于2017年11月发布了一份有关支持暂停提案的数据可用性通知，并对所提供的信息提供了30天的评论期。2018年3月，环保局发布了一项最终规则，修改了新标准排放标准的两项狭窄规定，取消了在紧急情况或未经安排的排气放空期间完成延迟维修的要求。2020年9月，环保局发布了一项最终规则，修改了2012年和2016年的石油和天然气板块的新标准排放标准，将传输和储存源头从石油和天然气行业源类别中移除，并撤销了适用于生产和加工源头的甲烷要求。2021年6月30日，拜登总统签署了一项联合国会决议，根据国会审查法案，不赞成修改环保局2012年和2016年石油和天然气板块新标准排放标准的2020年9月规则。2021年11月15日，环保局提出了规则，以减少新和现有的石油和天然气行业源头的甲烷排放，并于2022年12月6日发布了相关规定的补充规则。2023年12月2日，在阿联酋迪拜举行的联合国气候变化大会（“COP28”）期间，环保局宣布了其最终的甲烷规则，该规则对石油和天然气行业施加了几项新的甲烷排放要求。有关更多信息，请阅读有关我们“风险因素—法律、监管和政府风险—联邦、州和地方法律和法规、司法行动和涉及石油和天然气开发以及使用水力压裂的监管倡议可能导致成本增加、运营限制或延迟，并对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响”的项目1A中所述。
2015年10月，美国环保局采纳了更低的国家环境空气质量标准，用于臭氧。修订后的标准导致额外区域被指定为不达标的臭氧区，这可能需要在这些区域的设施上加装额外的排放控制设备，并实施更严格的许可要求。美国环保局在2018年7月完成了根据新的臭氧标准的最终区域划定。如果我们无法遵守空气污染法规或获得与我们运营相关的排放许可，我们可能会被要求放弃或对某些运营进行修改。这些法规也可能增加我们拥有或经营的一些设施的符合成本，并
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不遵守可能会面临行政、民事或刑事处罚。取得许可可能会延迟我们的石油和天然气项目的发展，包括设施的施工和控件操作。
安全饮用水法案。 《安全饮用水法案》（“SDWA”）和类似的地方和州规定限制了在油气开发过程中产生或使用的水的处理、处理或释放。地下液体的置放（包括注水井或增强油田采油）受到联邦或州监管部门的监管，在某些情况下，包括州的石油和天然气监管机构或州的环境管理机构。这些法规可能会增加一些设施的合规成本。
水力压裂。 我们绝大多数的勘探和生产活动都依赖水力压裂技术来提高油井和天然气井的产量。大多数井如果不利用水力压裂来刺激井内的产量，很可能就不会经济实惠。由于水力压裂可能对地下水质产生影响的担忧，美国联邦、州和地方各级政府已采取行动，使水力压裂的许可和合规要求更加严格，或者完全限制或禁止该活动。我们所在州还制定了法律或法规，强制对水力压裂作业实行更严格的许可、披露和井身施工要求，并制定了关于水力压裂作业期间释放空气排放的标准，以进一步限制水力压裂。除了州的措施外，地方土地利用限制（如市政条例）可能普遍限制钻井活动或特别限制水力压裂。对水力压裂过程加强监管和关注可能导致对使用水力压裂技术进行油气生产活动的反对增加，这可能对油气生产活动产生不利影响，包括操作延迟或生产油气的增加运营成本，或使水力压裂作业变得更加困难。例如，宾夕法尼亚州2012年的《第13法案》修改了该州的油气法案，其中，增加了民事罚款并加强了宾夕法尼亚州环境保护部对钻井许可的颁发权。尽管宾夕法尼亚最高法院废除了涉及授权宾夕法尼亚州全州石油和天然气规则的第13法案某些部分，但这可能导致该州对油气活动增加更多地方性限制。
在联邦层面，环保局进行了一项关于水力压裂对饮用水和地下水潜在环保影响的研究。环保局于2016年12月发布了其最终报告。报告得出结论，水力压裂活动在某些情况下可能影响饮用水资源，包括大规模泄漏和井筒机械完整性不足。这一研究以及环保局或其他联邦机构可能开展的其他研究，可能会促使采取进一步监管水平压裂的举措，依据《安全饮用水法》、《有毒物质控制法》或其他法定和监管机制。许多联邦机构正在分析，或已被要求审查，与水力压裂实践相关的多种环保问题。
我们无法找到足够的水，或者处理或回收在我们的勘探和生产环节中使用或产生的水可能会对我们的业务产生不利影响。在水资源获取方面，我们首先寻求使用非饮用水供应，或者对我们的运营需求进行再循环的生产水。在某些地区，可能没有足够的水用于钻井和竣工活动。然后必须从其他来源获取水，并将其运送到钻井现场。如果我们无法确保获得足够的水量，或无法处理或回收我们业务中使用的水，我们在某些地区的运营可能会受到不利影响。新的环保和其他法规的实施，以及在地震活动区域设立的生产水处置井限制或停产令，可能进一步限制我们进行类似水力压裂的运营，限制废弃物（如生产水和钻井液）的处置。遵守管控取水、储存、和使用地表水或地下水的环保法规和许可要求，可能会增加我们的运营成本，并导致运营的延迟、中断或终止，其影响程度无法预测，所有这些可能对我们的运营和财务状况产生不利影响。2016年6月，环保署公布了从页岩气开采中产生的废水排放最终前处理标准，供公共处理设施进行处理。这些法规是在《清洁水法》授权下由环保署的排放指导方针计划制定的。为响应这些行动，包括我们在内的运营商已经开始更多地依赖回收从井眼回流的水（“回流水”）和井口产生水来作为处理的首选方法。
温室气体和气候变化法律法规。 针对研究表明，二氧化碳和某些其他温室气体（包括甲烷）的排放可能导致全球气候变化，地方、州、区域型、国家和国际监管机构以及投资者和公众对温室气体排放和气候变化问题的关注日益增加。2015年12月，美国在法国巴黎举行的联合国气候变化框架公约第21次缔约方大会（“UNFCCC”）上加入国际社会，达成了一项协议（“巴黎协定”），要求成员国每五年审查并“呈现进展”其拟定的温室气体（GHG）减排目标，从2020年开始。2019年，美国退出了巴黎协定。现任总统
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政府已将气候变化作为中心优先事项。2021年1月20日，拜登总统上任的第一天，采取行动撤销前一届政府退出《巴黎协定》的决定，以便美国重新加入协定。美国于2021年2月19日正式重新加入《巴黎协定》，并于2021年4月提交了其国家自主贡献。美国的国家自主贡献设定了到2030年相对于2005年水平净温室气体排放减排50-52％的全经济范围目标。尚未制定实现这一目标所需的具体措施，但国家自主贡献提交表明将采用“全政府手段”来实现这一目标，包括旨在减少温室气体排放并激励捕集和地质封存或利用否则会排放到大气中的二氧化碳的监管、科技和政策举措。拜登总统上任的第一天，签署了关于应对气候行动的行政命令，并重启了一个跨机构工作组，以确定三种温室气体的中期和最终社会成本：二氧化碳、氧化亚氮和甲烷。二氧化碳在燃烧化石燃料（包括石油、天然气和液化天然气）时释放，甲烷是天然气的主要组成部分。拜登政府表示将使用更新后的社会成本数据来制定联邦法规和重要机构行动，并用以证明美国在向“100％清洁能源”和净零温室气体排放的经济方向转变的过程中采取激进的气候行动。此外，在2023年12月的第28次缔约方大会上，超过190个国家达成了一个非约束性协议，以转向可再生能源并鼓励放弃化石燃料的增长和扩张。
尽管美国国会近年来考虑通过旨在减少温室气体排放的立法，但尚未通过任何重要的温室气体立法。然而，2021年11月6日国会通过的《2021年基础设施和投资就业法案》包括旨在减碳以应对气候变化的措施，其中包括资金用于更换交通工具，包括公交车，为部署全国范围的电动车充电网络。这项立法以及其他将促进向电动车转变的未来法律可能会对我们产品的需求产生不利影响。此外，在联邦温室气体立法不存在的情况下，一些州和区域性的努力出现了。这些努力包括旨在通过排放配额交易计划跟踪和减少温室气体排放的措施，这些计划通常要求温室气体排放的主要源头（如发电厂）获取和交出排放许可证，以换取排放温室气体的许可。此外，美国20多个州的州长联合组成了美国气候联盟，以推进《巴黎协定》的目标，而一些美国城市也承诺在州或地方一级推进《巴黎协定》的目标。为此，加利福尼亚州州长于2020年9月23日签署了一项行政命令，要求采取行动以减少温室气体排放，包括指示加利福尼亚州空气资源委员会制定和提出规定，要求加州随着时间推移销售的新零排放乘用车和卡车的数量不断增加，并计划在2035年禁止销售新的汽油车。
在联邦层面，环保局已开始根据《清洁空气法》现有条款规管二氧化碳和其他温室气体。2009年12月，环保局发布了其调查结果，指出温室气体的排放对公共健康和环境构成危害，因为这些气体的排放导致地球大气层变暖和其他气候变化。基于这些调查结果，环保局根据《联邦清洁空气法》现有条款制定了规定，为某些大型固定污染源的温室气体排放设立了“预防重大恶化”（“PSD”）和Title V许可证审查，这些污染源本来就受到PSD和Title V许可证要求的监管。环保局还颁布了规则，要求在美国特定源头年度监测和报告温室气体的排放，其中包括某些石油和天然气生产设施的运营情况。环保局扩大了年度温室气体报告的范围，不仅包括与液压压裂气井完成和修井以及与石油和天然气生产运营有关的活动，还包括与液压压裂油井的完成和修井、采集和增压系统以及输电管线有关的活动。最近，在2021年11月15日，环保局提出了减少石油天然气行业新建和改建源头的甲烷排放规则，并于2022年12月6日发布了有关同一事项的补充规则。在2023年12月2日，第28次缔约方大会期间，环保局宣布了其最终的甲烷规则，这些规则对石油和天然气行业施加了几项新的甲烷排放要求。2022年的《通货膨胀纠正法案》（IRA）设立了甲烷排放减少计划，该计划对某些石油和天然气设施的甲烷排放征收费用，这可能适用于我们未来的运营，并可能要求我们投入大量资金。
如果我们无法收回或通过对应控制气候变化和温室气体(GHGs)遵守的成本中的大部分，将可能对我们的业务和财务状况产生重大影响。任何未来限制GHGs从我们的设备和业务中排放的法律或法规，可能要求我们开发并实施新的旨在减少GHG排放的实践，如排放控制技术，这可能会增加我们的运营成本并可能对我们生产的石油和气体的需求产生不利影响。在金融市场认为气候变化和GHG排放是一种金融风险的情况下，这可能会对我们的资金成本和获取造成负面影响。未来的气候变化法规的实施或采纳也可能使我们的产品比竞争能源更或不太受欢迎。目前无法量化任何此类未来发展对我们业务的影响。
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职业安全与健康法以及其他相关法律法规。 我们受美国联邦职业安全与健康法（“职业安全与健康法”）及类似州法律的要求约束。 职业安全与健康法危险物通报标准，CERCLA第III标题下的EPA社区知情权法规以及类似州法律要求我们组织和披露有关我们业务中使用或生产的危险物质的信息。此外，根据职业安全与健康法，职业安全与健康管理局（“OSHA”）已制定了各种与工作场所接触危险物质和员工健康安全相关的标准。
人力资本资源
截至2023年12月31日，科特拉公司共有894名员工，其中285人位于德克萨斯州休斯顿的总部，227人分布在我们在德克萨斯州米德兰、俄克拉荷马州塔尔萨和宾夕法尼亚州匹兹堡的区域办公室。我们在各区域办公室的生产现场共有382名员工。在总员工人数中，564人是月薪制，330人是计时工。此外，我们旗下的全资子公司GasSearch Drilling Services Corporation (“GDS”)共有189名员工，该公司专门从事马塞勒斯页岩项目的水运和场地准备等服务。在我们的GDS员工中，有16人是月薪制，173人是计时工。我们认为与员工的关系是良好的。根据协议，我们没有员工受任何集体谈判协议约束。
吸引、留住和培养最优质员工的能力是我们成功的重要组成部分。
在管理我们的员工时，我们希望：
•促进安全健康的工作场所;
•我们要建立以结果为导向的文化，重点放在透明和开放的沟通上；
•吸引、留住和发展高素质、积极主动和多样化的员工队伍；
•保持谨慎管理的人数，以减少人力波动；
•提供职业发展、学习和发展的机会；和
•提供高竞争力的薪酬和福利套餐。
我们相信这些做法，如下所述，是我们当前和未来人才和领导力以及员工参与度和留住员工的关键驱动因素。
招聘、雇用和晋升。 由于我们业务的循环性质和可能发生的活动波动，我们会谨慎管理人员编制。我们为员工提供学习新角色、发展技能广度和深度的机会，以确保协作环境、优秀的人才和未来的领导力。这也有助于在经济衰退时减少裁员和整体员工波动。当有职位空缺时，我们通常会寻求提升当前绩效优秀的员工，然后才考虑外部招聘。我们相信这种做法有助于培养未来的领导者，并通过在整个职业生涯中为员工提供新挑战和机会来减少员工自愿离职。
当我们从公司外部招聘时，我们通过在内部宣传岗位以寻求推荐，通过公司网站和在线平台进行招聘，利用招聘服务并参加招聘会来识别合格的候选人。我们还拥有一个完善的实习计划，为我们的技术人才输送顶尖人才。在招聘工作中，我们培养一种相互尊重的文化，并遵守所有适用的联邦、州和地方法律，规范就业中的不歧视法律。我们致力于增加我们在外部招聘实践中的员工多样性。我们要求招聘合作伙伴提供多样化的候选人名单，并对所有申请者提供同等高水平的尊重，无论其性别、种族、宗教、国籍、年龄、婚姻状况、政治立场、性取向、性别认同、残疾或受保护的退伍军人身份。这一理念延伸到所有员工在就业生命周期中，包括招聘、雇佣、安置、晋升、评估、休假、薪酬和培训。
薪酬和福利。 我们专注于为员工提供具有竞争力的总体报酬和福利，这是我们的核心价值观，也是我们留任计划的关键推动因素。我们设计我们的报酬计划，以提供与行业同行竞争力相当的报酬，并奖励卓越业绩，对于经理和高管，将报酬与我们的业绩相匹配，激励实现卓越运营业绩。我们通过总体奖励计划来实现这一点，该计划提供：
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•基本工资或薪水应具有竞争力，根据员工表现、业务绩效和行业展望逐年考虑调整；
•奖励个人和公司业绩的激励措施，例如绩效奖金、管理人员自行决定的奖金、现场运营奖金以及短期和长期激励计划；
•养老福利，包括与税收合格的定义为所有员工和其他非合格退休计划的雇主自愿退休捐款实行一比一配对。
•综合健康和福利福利，包括医疗保险，处方药福利，牙科保险，视力保险，人寿保险，意外险，短期和长期的残疾福利，雇员援助计划和健康储蓄账户；
•符合条件的员工可获得学费报销、奖学金计划和捐款配对计划；以及
•休假、病假、父母假和节假日。
我们相信我们的薪酬和福利套餐是一种强大的留职工具，可以促进员工个人健康和财务安全。
健康和安全。 员工的健康和安全是我们可持续运营的核心价值观之一。这一价值观体现在我们强大的安全文化中，强调个人责任和安全领导力，既适用于我们的员工，也适用于在我们工作场所的承包商。我们的安全计划建立在强调个人安全的基础上，包括一个停工权力计划，赋予员工和承包商在发现危险条件或其他严重的EHS风险时停工的权力。我们广泛的EHS管理体系为EHS合规和绩效建立了企业治理框架，并覆盖了我们操作周期的所有要素。
网站访问公司报告
我们通过我们的网站www.coterra.com免费提供年度10-k报告，季度10-Q报告，8-k及其所有修订报告，这些报告是在向SEC电子报告或交付后尽快提供。此外，SEC在www.sec.gov维护一个互联网站，其中包含我们提交的报告、代理和信息声明以及其他信息。我们网站上的信息，包括我们的2023可持续发展报告，并不是本年度10-k年度报告或我们可能向SEC提交或交付的任何其他报告的一部分（也不被视为随附提交），无论在本年度10-k年度报告之前还是之后，都不受其所涵盖的任何一般纳入语言的影响。此外，对我们网站URL的引用仅用于作为无法点击的文本引用。
公司治理事项
我们的公司治理准则、商业行为准则和道德规范、审计委员会章程、薪酬委员会章程、治理和社会责任委员会章程、环境、健康与安全委员会章程均可在我们的网站www.coterra.com上找到。您也可以以书面形式向我们位于德克萨斯州休斯顿市Three Memorial City Plaza, 840 Gessner Road, Suite 1400的总部企业秘书处请求这些文件的副本。
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项目1A.    风险因素
•如果我们未能获得并保持足够水平的第三方支付者为我们的产品提供的覆盖范围和报销，我们产品的销售将受到不利影响，或者我们的产品可能没有商业上的可行市场。
除了本报告中包含的其他信息外，您还应仔细考虑以下风险因素。 这些风险因素中的每一个都可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生不利影响，并可能对投资我们的普通股、债务证券或优先股的价值产生不利影响。
商品价格波动幅度较大，如果低价持续较长时间，可能会对我们的业务产生重大不利影响。
我们的营收、运营结果、财务状况和融资能力很大程度上取决于我们销售的石油、天然气和NGL的价格。商品价格下跌可能会降低我们经济生产的石油、天然气和NGL的数量，而商品价格上涨可能会导致我们经历成本较高的时期。历史上，商品价格波动较大，价格波动幅度较大，并且可能继续波动。商品价格大幅波动可能是由对石油、天然气和NGL供需的相对较小变化、市场不确定性和一系列其他我们无法控制的因素导致的，包括影响供需的全球事件或条件，如大流行病、乌克兰战争、中东冲突及其他地缘政治风险和制裁、石油输出国组织+成员的行动以及气候变化。未来商品价格出现实质性或持续下滑将对我们未来的业务、财务状况、经营业绩、现金流量、流动性或计划资本支出和承诺的融资能力产生重大不利影响。如果商品价格长期显著下降，降低的价格可能导致我们减少计划的钻井项目或对我们实施计划支出、筹集额外资本或履行财务义务的能力产生负面影响。此外，商品价格实质性且持续下降可能使某些项目不具备经济效益，这可能导致我们估算的证实储量大幅下调，并可能对我们借贷能力、资本成本和进入资本市场的能力产生负面影响，同时增加我们在循环信用协议下的成本并限制我们执行业务计划的能力。
未来商品价格下跌可能会导致我们石油和燃料币资产账面价值的减记，从而可能对我们的经营业绩产生重大不利影响。
我们的石油和燃料币产业价值取决于商品价格。 这些价格下跌以及开发成本增加、井效变化、资产开发延迟或钻井效果恶化可能导致我们必须对我们估计的证实储量进行重大调整，可能导致减值损失和相应写下我们的石油和燃料币产业账面价值。
我们在逐个油气田的基础上评估资产减值，每当事件或情况的变化表明某个资产的账面价值可能无法收回时。我们将预期未折现未来现金流与资产的净账面价值进行比较。如果根据我们对未来商品价格、运营成本以及来自证明储量、风险调整的可能储量和可能储量预期生产的估计，未来未折现的预期现金流低于资产的净账面价值，则资本化成本将降低至公允价值。商品定价是通过使用管理层在预算和预测过程中使用的一组假设以及地理位置和质量差异调整的历史和当前价格的组合来估计，以及管理层认为会影响可实现价格的其他因素。如果商品价格下跌，油气资产的账面金额可能会在未来发生重大修订。
钻井、完井和运营石油和天然气井属于高风险活动。
我们的增长在很大程度上取决于我们的钻探计划的成功。钻探石油和天然气涉及许多风险，包括没能遇到商业上有生产价值的油气藏的风险。钻探、完钻和运营井的成本巨大且不确定，而钻井作业可能会因我们无法控制的各种因素而受到限制、延迟或取消。我们未来的钻探活动可能不成功，如果失败，这种失败将对我们未来的经营业绩和财务状况产生不利影响。
我们的业务存在危险和风险，需要有重要的监管，并且可能会因意外事件而受到多种可能的干扰。
我们的业务范围和性质存在各种重大的危险和风险，包括操作性危险和风险，例如爆炸、火灾、产品泄漏和网络安全事件，例如未经授权访问数据或系统等其他风险。我们的业务还受到更广泛的全球事件和情况的影响，包括公共卫生危机、大流行病、流行病、战争或内乱、恐怖行动、天气事件和自然灾害，包括与
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气候变化可能导致这些风险和威胁的加剧。这些风险和威胁可能会影响我们在经营领域的业务，如果我们未能以适当方式应对这些风险和威胁，或者未能有效地恢复或替换受影响的运营元件和能力，我们的业务和运营可能会受到干扰。此外，我们的保险可能无法覆盖这些风险，或者赔偿我们所有的损失可能不足。保险费用可能会增加，保险的可获性可能会减少，其原因可能是气候变化或其他因素。任何未被保险涵盖或完全涵盖的事件发生，都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们证实的储量是估计值。我们储量估计或基本假设存在重大错误可能导致储量数量和净现值被高估或低估。
储量工程是一种主观的过程，用于估算地下无法精确测量的石油和天然气累积量。 评估探明储量的过程复杂且本质上不精确，本文件中包含的储量数据仅为估算值。 该过程依赖于对现有地质、地球物理、工程和生产数据的解读。 这种技术数据的范围、质量和可靠性可能存在差异。 该过程还需要某些经济假设，其中一些是由SEC规定的，如涉及商品价格的假设。 其他假设包括钻井和营业费用、资本支出、税收和资金可用性。 此外，不同的储量工程师可能会根据相同的数据对储量和现金流做出不同的估计。 例如，截至2022年12月31日，我们公司的总探明储量年度同比下降约17％。 有关此类修订的更多信息，请参阅第8项中包含的补充石油和天然气信息。
天然气和石油的数量可能因钻探、测试和生产方面的结果而与初始储量评估不同，因此，初步储量评估通常与最终采收的石油和天然气数量有所不同，这种差异可能是重要的。任何重大差异都可能降低估计储量和价值。
您不应假设我们明确储量的未来净现金流量的现值是我们估计储量的当前市场价值。根据证券交易委员会的要求，我们基于各商品的12个月平均指数价格来评估明确储量的折现未来净现金流量，计算方式是每个月的第一天价格的未加权算术平均值，以及在估算日期生效的成本，除非价格根据合同约定定义，并排除以未来条件为基础的升级。实际未来价格和成本可能与净现值估计中使用的价格和成本有很大不同，使用当时的价格和成本计算未来净现值估算结果可能大大低于当前估计值。此外，我们在根据适用会计准则的报告要求计算折现未来净现金流量时使用的10%折现率可能并非基于不时生效的利率和普遍与我们或石油和天然气行业相关的风险而言是最恰当的折现率。
我们未来的业绩取决于我们能否找到或获取经济可采天然气储量。
除非我们成功地替换我们生产的储量，否则我们的储量将会随着储量的逐渐耗尽而下降，最终导致石油和天然气生产量减少，收入和运营现金流减少。因此，我们未来的产量高度依赖于我们在发现或获取额外储量方面的成功程度。我们可能无法通过勘探、开发和开发活动或以可接受的成本收购资产来替代储量。此外，无法预测在任何勘探和开发之前，任何特定位置是否能产出足够量以收回钻井或完井成本或在经济上可行。低商品价格可能进一步限制我们经济上能够开发和生产的储量种类。如果我们无法替换我们目前和未来的产量，我们的收入将减少，我们的业务、财务状况和运营结果可能会受到不利影响。
我们的开发未开发证明储量可能需要比我们当前预期更长的时间，可能需要更高水平的资本支出。
截至2023年12月31日，我们估计的已探明储量中约21％尚未开发。开发未开发的PUD储量需要大量资本支出，与我们的PUD储量相关的估计未来开发成本可能不等于我们的实际成本，开发可能未按计划进行，开发活动的结果可能与估计不符。如果我们选择不开发PUD储量，或者我们无法成功开发它们，我们将被要求从我们报告的已探明储量中删除它们。此外，根据SEC的储量报告规定，由于仅当PUD储量与计划在预订日期后五年内钻探的井相关时才能记录PUD储量，因此我们可能需要删除不再计划在此五年时间范围内开发的任何PUD储量。PUD储量开发延迟，商品价格下降以及钻探和开发此类储量成本上升可能导致一些项目变得不经济。
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战略决策，包括将资金和其他资源分配给战略机会，都具有挑战性，我们若未能适当分配资金和资源到各个战略机会，可能会对我们的财务状况产生不利影响，降低增长率。
我们未来的增长前景取决于我们识别出对业务最优策略的能力。在制定我们的业务计划时，我们考虑了将资本和其他资源分配给业务的各个方面，包括井场开发（主要是钻探和完井）、储量收购、勘探活动、公司项目和其他备选方案。我们还考虑到我们可能的资金来源。尽管在制定我们的2024年计划时做出了决定，以往未曾识别的业务机会有时可能引起我们的注意，包括可能的收购和处置。如果我们未能识别出最佳的业务策略，或未能在推进业务策略方面优化我们的资本投资和筹资机会以及其他资源的使用，那么我们的财务状况和增长率可能会受到不利影响。此外，经济或其他情况可能会与我们的2024年计划所预期的情况不同，如果我们未能认识或应对这些变化，可能会限制我们实现目标的能力。
如果我们未能获得充足的服务，如汇集、运输和加工，我们销售石油、天然气和天然气液生产以及我们收到的价格可能会受到重大损害。
我们的石油、天然气和天然气液（NGL）产量的销售依赖于许多我们无法控制的因素，包括汇集、运输和加工设施的供应和容量。我们通过非自有的汇集系统和管道输送大部分石油、天然气和天然气液产量。这些系统和设施容量不足可能会降低我们产量所获得的价格，或导致生产井关闭或因处于开发计划的延迟或中止而受益产权纠纷。由于市场情况、机械或其他原因，第三方系统和设施可能无法使用，有时，由于产量减少，可能导致我们需要支付相应费用，因我们未能提供石油、天然气和NGL以满足最低产量承诺。此外，新管道的建设和所需基础设施的建设可能进展缓慢。如果这些服务不可用，我们将无法从此类设施服务的井获得收入，直到就我们的产量进行营销达成适当安排。我们未能获得这些服务的合理条款可能会对我们的业务造成重大损害。
此外，这些可用性和容量问题很可能会发生在基础设施较不完善的偏远地区，例如我们在Permian Basin拥有重要的石油和天然气生产地点。任何这些可用性或容量问题都可能对我们的运营、收入和支出产生负面影响。这可能导致井口关闭或者等待管道连接或容量，进而对我们的经营业绩和现金流产生不利影响。
收购的资产可能不值得我们支付的代价，因为评估可回收储量和其他预期收益以及潜在责任存在不确定性。
成功的财产收购需要评估一系列超出我们控制范围的因素。这些因素包括可回收储量、勘探和开发潜力、未来商品价格、运营成本、生产税以及潜在的环保母基和其他责任的估计。这些评估复杂且本质上是不精确的。我们对收购的财产的审查可能并不会揭示所有现有或潜在的问题。此外，我们的审查可能无法充分评估财产的潜在缺陷。我们并不会检查每口井，即使我们检查了一口井，也可能不会发现可能存在或出现的结构、地下或环境问题。
我们收购的资产或业务可能会面临与环保、所有权、监管、税务、合同、诉讼或其他事项相关的威胁或慎重考虑，而这些事项可能会对我们的生产、收入和业务运营的结果造成重大不利影响。我们经常承担某些责任，但在收盘前的责任方面，我们可能没有权利要求合同补偿，包括环境责任，而我们的合同补偿可能不会生效。有时，我们以“现状”形式收购利益，对于此类声明和保证的违约行为，可能存在有限的陈述和保证以及有限的违约救济措施。此外，大规模收购有可能改变我们的业务性质，特别是如果所收购的物业具有明显不同的运营和地质特征，或者位于与我们现有物业不同的地理位置。
我们已经收购或将来可能收购的业务和资产的整合可能会很困难，并可能会分散管理人员的注意力，使其偏离我们现有的运营。
我们已收购或未来可能收购的业务和资产整合可能会很困难，并可能会分散管理注意力和财务资源，使其偏离我们现有的业务。这些困难包括：
•在开展我们的业务的同时整合所收购的业务和资产的挑战；
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•无法留住被收购业务的关键员工;
•收购业务标准、控制、程序和政策的不一致性挑战;
•潜在的未知责任、意外支出或高于预期的整合成本；
•一个整体的完成后集成过程，比最初预期的时间长。
•收购物业所在地理市场的潜在运营经验不足; 和
•我们期望的基础有错误假设的可能性。
如果管理层无法有效地管理整合过程，或者由于整合过程导致任何重大业务活动受到干扰，我们的业务可能会受到影响。我们未来的成功将部分取决于我们管理扩展业务的能力，这可能会给管理层带来重大挑战。由于我们业务规模增大，我们也可能面临来自政府部门的加大监管。不能保证我们在整合工作中会取得成功。
我们对我们未经营的物业上的活动只有有限控制权。
其他公司经营我们感兴趣的一些资产。截至2023年12月31日，非经营井约占我们总拥有毛井的51%，或我们拥有净井的12%。我们有限的影响或控制非经营资产的操作或未来发展，以及我们在与第三方共同控制的合资企业中运营的资产，包括遵守环境、安全和其他法规的合规性或我们需要资助的资本支出金额。我们井的运营商或联合企业参与者可能无法充分执行操作，可能违反适用协议，或可能未按照符合我们最佳利益的方式行事，这可能会降低我们的产量和收入，并使我们面临责任。我们对运营商或联营企业参与者的依赖可能会对实现我们在钻探或收购活动中预定资本回报产生重大不利影响，并导致未预期的未来成本。
我们许多的产地可能已经被邻近油井进行抵消（即邻近）而部分耗竭或排干，其他经营者在钻井、完井或操作他们拥有的井时采取的行动可能会对我们的一些井产生不利影响。
我们许多的产区可能已经被早期钻井的邻井部分耗竭或排空。我们无法控制相邻开采的运营商可能采取的行动，例如在附近钻井和完井，可能会对我们的运营造成不利影响。当新的邻井完井并投入生产时，在井眼附近的压力差导致了储层流体向新井眼迁移（并可能远离现有井眼），这可能会导致我们已证实的储量减少，并可能阻碍我们进一步开发已证实的储量。这种影响可能会随着由于商品价格下降或管道和储存能力不足而关停的井增加。此外，对其他附近井进行的完井作业和其他活动可能会导致我们为了保护现有井眼而不得不无限期停产。关闭我们的井和邻完井对我们的井造成损害可能导致成本增加，并可能对这些停产井的储量和重新启动生产造成不利影响。
如果我们在租约规定的期限内没有建立生产，或者我们未能保持盈利生产，我们可能会失去租赁资格。
如果我们不能保持盈利产量或满足其他租赁要求，我们可能会在某些情况下失去租赁权，我们为这些租赁支出的金额可能会丧失。如果我们基于商品价格下跌或管道和储存容量不足而停产井下，我们可能会面临未履行租赁条款的索赔。此外，政府也可能颁布影响我们钻探、进行水力压裂操作和在联邦土地上获取必要通道权的新限制和法规，进而可能导致联邦租约的丧失。截至2023年12月31日，在我们核心运营区域的未开发净面积中，未来三年将有不到百分之一的面积到期。我们实际的钻探活动可能与目前确定的活动大不相同，这可能会对我们的业务产生不利影响。
网络攻击可能对我们的业务，石油和燃料币行业的系统和制造行业或我们的第三方服务提供商的系统造成不利影响。
我们的业务，就像石油和燃料币行业一样，越来越依赖数据、信息系统和数字化连接的基础设施，包括由第三方提供商管理的技术，我们依赖这些供应商帮助我们
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收集、托管或处理信息。我们依赖这项技术来记录和存储诸如财务数据、估算石油和天然气储量、分析和分享运营数据、在内部和外部进行沟通。信息和操作技术系统几乎控制着美国所有的石油和天然气分配系统，这对于将我们的产品运送到市场至关重要。这些系统还能够进行通信，提供许多其他业务支持服务。近年来（在很大程度上是由于COVID-19大流行），我们增加了对远程网络和在线会议服务以及能使员工在公司基础设施之外工作的技术的使用，这使我们面临额外的网络安全风险，包括对专有、机密或其他敏感信息的未经授权访问。
网络攻击变得更加复杂，可能包括但不限于使用恶意软件、网络钓鱼诈骗、勒索软件、试图未经授权访问系统或数据，或其他可能导致关键系统中断、机密信息或其他受保护信息（例如员工的个人信息）未经授权泄露，以及数据损坏的电子安防-半导体侵犯。对我们地震数据、储量信息、客户或员工数据或其他专有或商业敏感信息的未经授权访问可能导致数据完整性问题、通信中断或勘探或生产操作或计划中的业务交易等方面的干扰，任何这些都可能对我们的业务和运营造成重大不利影响。如果我们的信息或操作技术系统停止正常运行或遭到侵犯，我们可能会受到正常运营方面的干扰，包括钻井、完井、生产和公司功能等方面。涉及我们信息或操作技术系统及相关基础设施的网络攻击，或涉及我们的业务伙伴或合作伙伴的网络攻击，可能导致供应链中断，拖延或阻止我们的产品运输和营销、设备损坏、火灾、爆炸或环保母基泄漏、不合规导致监管罚款或处罚、丢失或披露、损害我们或任何我们的客户或供应商的数据或机密信息之类的情况，可能通过损害我们的声誉、使我们承担潜在的金融或法律责任，并要求我们承担重大成本，包括修复或恢复我们的系统和数据的成本或采取其他补救措施。
此外，某些网络安全概念事件，如侦察活动，可能在较长时间内未被发现，我们的系统和保险覆盖面以保护免受此类网络安全概念风险可能耗资颇巨，且可能不足以应对。随着网络攻击者变得越来越复杂，我们可能需要投入大量额外资源来持续保护业务或修复网络攻击造成的损害。此外，不断发展的网络攻击威胁已导致监管机构更加关注预防、缓解和通报，我们可能需要投入大量额外资源来持续修改或增强我们的保护措施，或调查和修复任何信息安全漏洞。在面临监管要求增加的情况下，我们可能需要投入大量额外资源以满足这些要求。
与我们负债、套期保值活动和财务状况相关的风险
我们有实质的资金需求，可能无法获得所需的融资，即使可能获得，也可能无法获得满意的条件。
我们在开发和生产项目方面进行大量资本支出，并期望继续进行资本支出。我们依赖旋转信贷协议和长期资本市场作为流动性来源，用于满足现金流量或其他来源未满足的资本需求。不利的经济和市场条件可能会影响我们获取流动性来源的能力。全球财务系统未来可能面临挑战，可能会影响我们融资的条件，进而影响我们的业务、财务状况和资本获取。我们在希望或需要筹集资本之时，可能受到资本市场准入的限制，这可能会影响我们应对不断变化的经济和商业环境的灵活性。此外，不利的经济和市场条件可能影响我们的交易对手，包括应收账款和套期保值交易对手，由于这些条件的原因，这些交易对手可能无法履行义务。
与我们的债务和债务协议规定相关的风险可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。
我们的债务可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响，包括要求我们使用大部分现金流来进行债务偿还，从而减少本可用于业务运营、向股东返还现金流或未来业务机会的资金。因此，我们出售资产的能力、进行战略交易或为营运资金、资本支出、一般企业和其他目的融资的能力可能会受到不利影响。我们偿付债务和再融资的能力将取决于我们未来通过经营、融资或资产销售产生现金的能力。如果我们未能偿还所需款项或者其他方式违约债务，持有这些债务的贷款人也可能加速到期款项，从而可能触发违约或加速其它债务的情况。
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我们的债务协议还要求遵守条款，以维持特定的财务比率。如果商品价格从目前水平下降，可能会导致收入、现金流和利润减少，进而可能导致违约，因为缺乏条款的遵守。由于财务比率的计算是根据某些日期进行的，财务比率可能在各个时期间发生显著波动。长时间的低商品价格期可能进一步增加我们无法遵守维持特定财务比率条款的风险。为了在财务条款方面提供一定的安全边际，我们可能寻求修改我们的资本项目、出售非战略性资产或机会性地修改或增加我们的衍生工具。此外，我们可能寻求对我们的负债的全部或部分进行再融资或重组。我们无法保证我们能够成功执行这些策略中的任何一项，并且这些策略可能无法以有利的条款或根本没有可用。有关我们的债务协议更多信息，请阅读“管理层对财务状况和运营业绩的讨论与分析-财务状况-流动性和资本资源”。
我们可能有套期保值安排，使我们面临金融损失风险，并限制了石油和天然气价格上涨对我们的好处。
我们使用金融衍生工具来管理商品价格风险。虽然有许多不同类型的衍生品可用，但我们通常利用领套、互换和基差互换协议来更有效地管理价格风险。
尽管这些衍生品减少了大宗商品价格下跌的影响，但这些衍生品反过来限制了我们在价格上涨时的收益。此外，这些安排使我们面临着在多种情况下发生财务损失的风险，包括以下情况：
•在衍生工具的标的价格与我们生产的实际价格之间的预期差异发生逆转；
•产量低于预期；或者
•一方当事人无法履行其义务。
此外，商品期货交易委员会已颁布了规定，以实施衍生交易的法定要求，包括掉期。尽管我们认为我们使用掉期交易使我们免于某些监管要求，但衍生市场监管的变化直接和间接地影响我们。这些变化，实质上以及继续实施，以及原油和天然气衍生市场流动性降低，可能会增加衍生合约的成本，限制我们获取用于规避我们遇到的风险的衍生品的可用性，减少我们变现或重组现有衍生合约的能力，并增加我们与信誉较低的交易对手的风险敞口。如果我们减少掉期的使用，我们的经营业绩可能变得更加波动，我们的现金流可能变得更加不可预测。
此外，使用金融衍生工具涉及与交易对手违约的风险。我们无法预测交易对手信用状况或履约能力的变化，即使我们能够准确预测这些变化，根据市场条件和合约条款的限制，我们可能无法完全消除此类风险。如果我们的任何交易对手违约其在我们金融衍生工具下的义务，此等违约可能会对我们的经营结果产生重大不利影响，导致我们未来生产较大比例受商品价格变动影响，并增加我们金融衍生工具未能实现其预期战略目的的可能性。
我们将继续评估将衍生品用于未来的效益。请阅读第7条的《管理层讨论与财务状况与经营结果分析》和第7A条的《关于市场风险的定性和定量披露》以进一步讨论我们使用衍生品的情况。
法律、监管和政府风险
esg关注和公众对我们及我们所在行业板块的负面看法可能会对我们的业务运营以及普通股、债券和优先股价格造成不利影响。
各行各业的业务面临着越来越多的来自投资者、政府机构、监管机构和公众的审查，涉及到其 esg 实践，包括与气候变化、可持续性、多样性、公平和包容性倡议以及加强治理标准相关的实践和披露。未能充分回应或满足投资者、股东或公众对 esg 期望、关注和标准的变化，或被认为未能如此，可能导致企业遭受声誉损害，并可能对企业的业务、财务状况或股票和债券价格造成实质性不利影响。此外，向投资者提供 esg 信息的机构已经开发了评估企业 esg 事项处理方式的评级流程。尽管当前不存在普遍的评级标准，但可持续性评估的重要性正在被投资者和股东更广泛接受，一些人利用这些评级来。
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信息用于投资和投票决策。此外，某些投资者使用这些评分来与同行企业进行业绩基准比较，如果企业被视为落后，则这些投资者可能与企业合作，要求改善esg披露或绩效。此外，更广泛投资社区的某些成员可能会把一个企业的可持续性评分视为投资决策中的声誉或其他因素。因此，低可持续性评分可能导致我们的证券被某些投资基金排除在考虑之外，投资者会努力提高这些评分，并且会让某些投资者对我们的运营产生负面印象。此外，近年来针对投资社区的努力通常旨在促进对化石燃料股票的减持，并限制或减少与参与化石燃料储备开采的公司的活动，这可能限制我们进入资本市场的能力。这些行动可能会干扰我们的业务活动、运营和获取资本的能力，包括那些是我们循环信贷协议的一方的激进分子以及银行。
此外，由于公众对我们及我们所在行业的负面观念，包括环保团体对甲烷和其他温室气体排放、水力压裂、油漏和管道爆炸等问题提出的担忧，以及社会对企业应对气候变化的期望日益增加，潜在消费者使用碳密集型能源商品替代品的可能性，可能导致成本增加、我们的石油、天然气和天然气液生产的需求降低、利润减少、监管加强、监管调查和诉讼增加，对我们的股票和债券价格以及对资本市场的准入产生负面影响。这些因素还可能导致我们所需的许可证受到挑战、被撤销、延迟或受到限制，从而影响我们盈利能力的商业运营。
联邦、州和地方法律法规、司法行动和监管倡议与油气开发和使用水力压裂技术有关，可能会导致成本增加、运营限制或延迟，并对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
我们的控件受到广泛的联邦、州和地方法律法规的监管，包括钻井、环保和安全法规，增加了规划、设计、钻井、安装和运营石油和天然气设施的成本。新的法律法规或对现有法律法规的修订或重新解释可能进一步增加这些成本，可能增加我们的责任风险，并可能导致对石油和天然气勘探和生产活动加强限制，这可能会对我们和石油天然气行业产生重大不利影响。环保和安全事务相关的重大成本和责任风险尤其存在于石油和天然气业务中，包括遵守问题、环境污染和因受害人或财产索赔而导致的赔偿。不遵守适用的环保和安全法律法规还可能导致我们的运营被暂停或中止，并使我们面临行政、民事和刑事处罚，以及强制执行纠正措施的要求和命令。此外，适用的法律法规要求我们获取各种设施的运营许可。所需许可的发放不被保证，一旦发放，许可可能会被吊销、修改和续期。不遵守适用的法律法规可能导致罚款和处罚，或要求我们承担巨额成本以纠正违规行为。
有关更多信息，请阅读“业务和资产—其他业务事项—石油和天然气勘探和生产的监管”，“—天然气营销、采集和运输的监管”，以及“—环保母基和安全法规”在项目1和2中。
石油和天然气生产作业，特别是使用水力压裂技术的作业，对水资源的可获性具有重大依赖性。如果我们无法获取足够的水资源用于生产作业，或无法经济、环保地处理或循环利用我们使用的水资源，我们生产石油和天然气的能力可能会受到损害，无法以商业量经济生产石油和天然气。
水是石油和天然气生产过程中的重要组成部分，在钻井过程中尤为重要。特别是在水力压裂过程中，我们使用大量水。我们无法找到足够量的水，或处置或回收用于勘探和生产作业的水，可能会对我们的作业产生不利影响。遵守控件法规和允许要求，监管用于井口水力压裂的地表水或地下水的抽取、储存和使用，可能会增加我们的营运成本，并导致作业延迟、中断或终止，其影响程度无法预测，所有这些都可能对我们的作业和财务状况产生负面影响。
如需更多信息，请参阅“业务和财产—其他业务事项—环保母基及安全法规—清洁水法”中的第1和第2项。
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采用气候变化立法或法规限制温室气体排放可能导致我们生产的石油和天然气成本增加，需求减少。
研究发现，某些气体的排放，通常称为温室气体，影响地球的气候。美国国会和各州一直在评估，并在某些情况下实施了与气候相关的立法以及其他限制温室气体排放的监管举措。这些行动以及未来可能出台的旨在限制或减少我们设备和运营中温室气体排放的法律或法规可能要求我们开发和实施旨在减少温室气体排放的新实践，例如排放控制技术，并监测和报告与我们运营相关的温室气体排放量，任何这些举措都可能增加我们的运营成本，可能不利影响我们生产的石油和燃料币的需求。目前还无法量化此类未来法律和法规对我们业务的影响。
有关详细信息，请参阅“业务和财产-其他业务事项-环保母基和安全法规-温室气体和气候变化法律法规”项目1和2。
我们面临着各种与气候相关的风险。
以下是可能对我们产生负面影响的潜在与气候相关的风险摘要:
转型风险。 转型风险与向低碳经济转型相关，包括政策和法律、技术以及市场风险。
政策和法律风险。 政策风险包括旨在减少对气候变化不利影响的活动或促进气候变化适应的行动。增加我们业务成本或降低对我们石油和燃料币需求的政策行动的示例包括实施碳定价机制、将能源使用转向低排放源、采用能源效率解决方案、鼓励更大幅度的节水措施，以及促进更可持续的土地利用做法。政策行动还可能包括对石油和燃料币活动的限制或禁令，这可能导致我们资产减值或损耗，或者可能促使使用替代或可再生能源，从而减少我们产品的需求。例如，该措施包括纳入税收激励措施和其他条款，鼓励投资、发展和部署替代能源来源和技术，在2023年12月的第28次气候大会上，超过190个政府达成了非约束性协议，以放弃化石燃料，并促进可再生能源的增长和扩展。 IRA 法律风险包括潜在的诉讼或关于气候变化影响、未能适应气候变化以及围绕重要财务风险的披露不足的法规。例如，2022年，美国证券交易委员会提出了针对公共公司气候变化披露要求的规定，如果按照提议采纳将导致重大的合规成本，在2023年9月，加利福尼亚通过了气候相关披露命令，范围比美国证券交易委员会的提议规则更广。
此外，我们还可能面临与我们的运营、披露或产品相关的气候相关诉讼或“绿色洗牌”诉讼风险增加。已经有针对某些能源公司提起诉讼，声称来自石油、天然气和NGL运营的温室气体排放构成联邦和州法律下的公共困扰。私人个体或公共实体还可能试图对我们执行环境法律和法规，并寻求人身伤害和财产损害或其他补救措施。此外，政府和私人团体也日益提起诉讼，或基于公司对ESG相关事项的某些公开声明是虚假和误导性的“绿色洗牌”活动，违反欺诈性交易行为和消费者保护法规定，或者基于公司的气候相关披露不足，发起监管行动。当没有明确计划时，也可能出现类似问题，例如制定净零排放或碳中和目标。尽管目前我们不是任何此类与气候或“绿色洗牌”有关的诉讼的当事方，但是在未来对我们提起的任何此类案件中的不利裁决可能会对我们的运营产生重大影响，并对我们的财务状况产生不利影响。
科技风险。 技术进步或创新，支持向更低碳、更节能的经济体系过渡的可能会对我们产生重大影响。可再生能源、电池储存和能源效率方面新兴技术的开发和使用可能会降低对石油和燃料币的需求，导致价格和收入下降，成本上升。此外，许多汽车制造商已宣布计划将生产从内燃发动机转向电动汽车，并且一些州和外国国家已宣布从2025年开始禁止销售内燃发动机车辆，这将减少对石油的需求。
市场风险。 市场可能会受到气候变化的影响，因为某些大宗商品的供求发生变化，特别是依赖石油和燃料币以及其他依赖石油和燃料币的产品。对我们石油和燃料币生产的需求减少可能会导致价格下跌和营收减少。市场风险也可能表现为资本获取的受限，因为投资者将资金转向较少碳密集型的行业和另类能源行业。此外，投资顾问、银行以及某些主权财富基金、养老金和捐赠基金最近一直在推动在化石燃料公司的投资中剥离资产，同时向贷款方施加压力，限制向从事
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石油和燃料币的开采、生产和销售。如需更多信息，请阅读本条款1A中的“—与我们的负债、套期活动和财务状况相关的风险—我们有重大的资本需求，我们可能无法以符合要求的条款获得所需的融资，甚至可能无法获得。”
声誉风险。 气候变化是声誉风险的潜在来源，与客户或社区对组织对低碳经济过渡的贡献或减损的看法有关。欲了解更多信息，请阅读本条款 1A 中“esg concerns and negative public perception regarding us and our industry could adversely affect our business operations and the price of our common stock, debt securities and preferred stock”。
物理风险。 气候变化可能带来的潜在物理风险可能是事件驱动的（包括极端天气事件的严重性增加，如飓风，干旱，洪水或冻结），也可能是由气候模式长期变化引起，可能导致海平面上升或慢性热浪。潜在的物理风险可能会直接对资产造成损害，间接影响，如供应链中断，水资源的可用性，采购和质量变化，这可能会影响钻井和完工作业。这些物理风险可能导致成本增加、生产中断、营收下降，并且大幅增加保险的费用或限制保险的可获性。
我们受到多项涉及个人数据处理的隐私和数据保护法律、规则和指令（统称"数据保护法律"）的约束。
围绕数据保护法律的监管环境不确定。遵守不同司法辖区的要求可能会增加成本和合规的复杂性，违反适用的数据保护法律可能会导致重大罚款。如果确定存在违反适用的数据保护法律的行为，可能会使我们承担重大的损害赔偿、罚款及其他惩罚，从而可能严重损害我们的业务和声誉。
如果我们未能遵守适用的数据保护法律，可能会导致政府实体或其他方对我们提起诉讼或采取行动，给我们带来重大罚款、处罚、判决和负面宣发，要求我们改变业务惯例，提高遵守成本和复杂性，并对我们的业务产生不利影响。如上所述，我们也可能面临安防和隐私漏洞的可能性，这本身可能导致违反这些法律。此外，收购一家不符合适用数据保护法律的公司可能导致违反这些法律。
税法变化可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
美国议员们定期提出对现有联邦所得税法进行实质性修改的提案，取消了许多目前被美国石油和燃料币公司使用的税收激励措施和减税名目，并征收新税项。过去的提案包括取消石油和燃料币属性的百分比抵免津贴；消除在发生年份完全扣除无形钻井成本的能力；以及增加独立生产商的地质和地球物理摊销期。这些提案还包括对国内和国外收入征税率提高的一般性税法变更。
如果美国或各州通过限制当前允许的税收激励措施和扣除项目的税法，我们的税负可能会显著增加，对我们的净利润和现金流产生负面影响。这也可能会减少我们在美国的钻探活动。由于未来联邦和州税法法规的变化未知，我们无法预测这些变化可能对我们业务造成的最终影响。
关于我们公司结构的风险
特拉华州法律和我们的章程和公司章程的规定可能会阻碍控制权变更交易，并防止股东获得投资回报的溢价。
我们的章程授权我们的董事会制定优先股的条款。此外，特拉华州法律包含规定，限制与感兴趣方进行业务组合。我们的章程禁止股东召开特别会议，并在股东大会上对股东提议设立程序性要求和限制。由于我们的章程、章程和特拉华州法律的这些规定，考虑未经邀请的要约收购或其他单方面接管提议的人可能更有可能与我们的董事会进行协商，而不是追求非协商式接管尝试。因此，这些规定可能会使我们的股东更难从反对现任董事会的交易中受益。
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根据特拉华州公司法和我们的公司章程，董事们就其违反忠诚义务导致的金钱损失的个人责任是受限制的。
特拉华州普通公司法允许公司将对董事尽职责任的违反限制在诸如禁令或撤销等衡平救济措施中。 我们的公司章程将董事的责任限制在特拉华州法律允许的范围内。 具体而言，除非存在以下责任，否则我们的董事将不承担因作为董事违反其受托责任而产生的任何货币赔偿责任：
•对于任何违反他们对公司或我们股东忠诚的职责;
•违反法律的故意恶意行为或知情违规行为；
•根据与非法支付分红派息或非法回购股票或赎回相关的规定；和
•对董事个人利益的不当交易。
此限制可能会减少针对董事的衍生诉讼的可能性，并可能阻止或阻吓股东或管理层对董事因违反职责而提起诉讼，即使这类诉讼如果成功可能会为我们的股东带来好处。
我们章程中包含的专属论坛条款可能限制股东获取与我们、董事、高管或其他雇员发生纠纷的有利司法论坛的能力。
根据我们的公司章程规定，除非我们书面同意选择替代法院，否则对于以下事项，(1) 代表我们提起的任何派生诉讼或程序，(2) 主张任何现任或前任董事、高管、其他雇员或代理人欠Coterra公司或我们股东的受托责任违约的诉讼，包括主张协助及教唆此类违反受托责任的诉讼，(3) 主张根据特拉华州通用公司法或我们的公司章程或宪章规定产生的索赔的诉讼，或者(4) 主张受内部事务原则管理的诉斥任何“内部公司索赔”的诉讼，应在法律允许的最大范围内，由特拉华州康城法院（或者如果康城法院没有管辖权，则特拉华州区联邦地方法院）审理。
根据适用法律的规定，这一专属法院条款适用于州法律索赔和联邦法律索赔，包括根据联邦证券法提出的索赔，包括1933年修订版《证券法案》（以下简称“证券法案”）和1934年修订版《证券交易法案》（以下简称“交易法案”），尽管我们的股东不会被视为放弃要求我们遵守联邦证券法和相关规定的权利。这一专属法院条款可能限制股东在与我们、我们的董事、高管或其他雇员发生纠纷时在其选择的司法论坛提起诉讼的能力，这可能会减少针对我们、我们的董事、高管和其他雇员的诉讼。或者，如果法院认为这一专属法院条款在上述指定类型的行动或诉讼中不适用或不可执行，则我们可能需要为在其他司法管辖区解决此类事务而产生额外成本，这可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生负面影响。此外，在特拉华州内的州或联邦法院提起诉讼的股东可能会面临追求此类索赔的额外诉讼成本，特别是如果他们不居住在特拉华州附近。此外，位于特拉华州的法院可能得出与其他法院不同的裁决或结果，包括股东原本选择提起诉讼的法院，而该类裁决或结果可能对我们更有利，而不利于我们的股东。
一般风险因素
关键人员的流失可能会对我们的运营能力造成不利影响。
我们的运营依赖于一小部分关键管理和技术人员，其中一名或多名个人可能会离开我们的公司。其中一名或多名个人的意外离职可能会对我们产生不利影响。此外，我们的钻探成功以及其他与我们运营密切相关的活动的成功，部分取决于我们吸引和留住经验丰富的地质学家、工程师和其他专业人员的能力。有经验地质学家、工程师和其他一些专业人员的竞争非常激烈，当有才华横溢的专业人员离开该行业，或者潜在新加入者决定不接受专业培训进入该行业时，情况可能会进一步恶化。如果我们无法留住我们的技术人员或吸引到更多经验丰富的技术人员，我们的竞争能力可能会受到损害。
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我们行业板块的竞争十分激烈，许多竞争对手拥有比我们更丰富的财务和技术资源，这可能会对我们的竞争地位造成不利影响。
燃料币和天然气行业的竞争十分激烈。大型和独立的燃料币和天然气公司积极竞标理想的燃料币和天然气物业，以及为经营和开发这些物业所需的资金、设备、劳动力和制造行业投资组建基础设施。我们的竞争地位受价格、合同条款和服务质量的影响，包括管道连接时间、分配效率和可靠的交付记录。我们许多竞争对手拥有财务和技术资源、勘探和开发预算远远超过我们的对手。这些公司可能能够为勘探项目和高产石油和天然气物业支付更高的价格，可能能够定义、评估、竞标和购买更多物业和前景，而我们的财务或人力资源可能不容许。此外，这些公司可能能够投入更多资源于我们认为将对在制造行业取得成功日益重要的现有和不断变化的技术。这些公司可能还有更强大的实力在石油和天然气价格低迷期间继续钻探活动，并能够承担当前和未来政府法规和税收的负担。
此外，我们的一些竞争对手可能会进行破产清算、债务再融资交易、管理层变更或其他战略举措，试图降低运营成本以在市场中保持位置。这可能导致这些竞争对手的资产负债表更加强壮或健康，从而提高未来与我们竞争的能力。我们已经看到并可能会继续看到我们的竞争对手之间的企业合并，这可能会显着改变行业条件和行业内的竞争。
由于我们的活动集中在重工业竞争激烈的领域，对设备、动力、服务、设施和资源的需求增加，导致的成本比其他领域高。这种激烈的竞争也可能导致难以获得或无法获得我们开发活动所需的设备、动力、服务、水源或其他资源或设施，这可能会对我们的生产量产生负面影响。在偏远地区，供应商还可能因无法吸引员工到这些地区和供应商能够在易于进入的地区部署资源而收取更高的费用。
分红派息给我们的股东以及回购我们的普通股的宣布、支付和金额将是不确定的。
尽管我们以前支付了普通股的现金分红，并且过去已经对我们的普通股进行了回购，但我们的董事会可能决定不再采取这样的行动，或者未来可能减少未来支付的分红或回购的金额。关于是否、何时以及在哪个金额范围内宣布和支付任何未来的分红，或授权和进行任何未来的普通股回购的决定将继续由我们的董事会自由裁量。我们预计这类决定将取决于我们的财务状况、经营业绩、现金余额、现金需求、未来前景、商品价格前景以及其他我们的董事会认为相关的考虑。
项目10亿。未解决的员工意见
无。
项目 1C. 网络安全概念
治理
我们的董事会，在审计委员会的协助下，监督我们的风险管理计划，其中包括科技和网络安全概念风险。我们的管理团队，包括我们的信息技术副总裁（“VP - IT”），定期向审计委员会和董事会提供风险管理方面的更新。这些定期更新包括关于网络安全事务的演示，包括任何新的网络安全威胁、事件、事故、风险、风险管理解决方案、培训或教育、策略转变或治理变化。审计委员会定期向董事会报告其行动、发现和建议。审计委员会在很大程度上依赖我们的管理团队提供的这些定期更新和演示来起草其提交给董事会的报告。
风险管理和策略
我们制定了一份旨在识别、评估、管理、减轻和应对网络安全风险、威胁和事件的网络安全事件应急计划（“IRP”）。该IRP是与常见网络安全框架进行协商开发的, 包括NIST网络安全框架，以提供设计效率、熟悉度和一致性。作为我们IRP的一部分, 我们建立了网络安全事件管理团队（“CIMT”），由高级主管组成。
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管理层在面对网络安全事件时，负责制定总体政策和策略。CIMt提供跨职能和地理可见性，以及执行领导层监督，以应对和减轻相关风险。在我们的CIMt中，我们的副总裁 - 信息技术担负最高级别的执行责任，评估和管理网络安全威胁、事件和风险，并制定并实施所有网络安全风险管理、策略和治理建议。我们的副总裁 - 信息技术领导我们信息技术功能的所有部分，并向我们的执行副总裁兼致富金融(临时代码)报告。
CIMt得到专门的网络安全事件响应团队（CIRT）的支持，该团队通常由安全和网络团队成员组成，负责监视和评估组织内的事件、网络安全事故和技术活动。我们的CIRt成员拥有与管理网络安全风险和事务相关的关键技能、经验和能力。特别是，我们的副总裁 - IT 在信息系统和网络安全领域拥有超过28年的经验，并领导着一个经验丰富的安全和网络团队，共计67年的开发和执行网络安全策略的经验。我们的CIRt成员还持有来自国际信息系统安全认证联盟（ISC2）、SANS Institute、全球信息保障认证（GIAC）、CompTIA 和思科等组织颁发的29多个与风险和信息安全相关的认证，包括认证信息系统安全专业人员（CISSP）、GIAC 认证的事件处理程序认证（GCIH）、GIAC 关键控制认证（GCCC）、GIAC 持续监控认证（GMON）、SANS 安全意识专家（SSAP）、认证信息安全经理（CISM）、风险和信息系统控制认证（CRISC）以及认证信息系统审核师（CISA）。
我们的CIRt受到专用信息技术（“IT”）和运营技术（“OT”）安防-半导体资源的支持，并得到各种外部方，包括但不限于，网络安全概念服务提供商、评估员、顾问、审计员和其他需要时参与的第三方的支持。
CIRt确定网络安全概念事件是否需要升级至CIMt。在网络安全概念事件发生时，IRP描述了检测、分析、限制、根除和补救此类事件的过程。这些过程包括但不限于：
•维护数字资产的最新清单和管理；
•进行风险评估以验证我们的网络安全概念、做法和工具;
•采用适当的下一代防火墙、终端检测和响应（EDR）软件、身份和访问管理（IAM）、多重身份验证（MFA）、虚拟专用网络（VPN）、账户更改监控、加密、补丁管理、Web 内容过滤器、垃圾邮件过滤器和报告，以及安全信息和事件管理（SIEM）软件；
•对我们的IT和OT基础设施进行定期漏洞扫描；
•适当获取和应用漏洞补丁；
•进行渗透测试并评估建议的纠正措施；
•要求员工完成一项安防-半导体意识培训计划;
•定期进行网络安全概念策略和流程的熟悉度测试，包括定期进行钓鱼模拟和桌面演练；
•审查和评估网络威胁景观中的发展。
我们的IRP还描述了识别与我们使用第三方服务提供商相关的网络安全事故中的重大风险的流程。
目前，我们不知晓任何可能对我们业务产生实质影响或合理可能产生实质影响的网络安全概念风险。但是，潜在的网络安全概念风险和威胁的性质是不确定的，任何今后发生的事件、故障或违规行为可能对我们的声誉、业务策略、运营结果或财务状况产生实质不利影响。
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第3项法律诉讼
法律事项
我们参与各种与我们业务相关的法律诉讼。本年度报告表格10-k中第8项《附注》中“法律事项”下的信息已通过引用并参照回复该项目。
政府程序
我们不时收到政府监管机构的违规通知，其中包括涉嫌违反环保法规或根据其制定的规章的通知。虽然我们无法确定这些违规通知是否会导致罚款、处罚或二者兼有，但如果被处以罚款或处罚，可能会导致单独或合计超过30万美元的金钱制裁。
2023年6月，我们收到了一份《违规通知和磋商机会（NOVOC）》，美国环保局指称存在违反《清洁空气法》、得克萨斯州执行计划以及新墨西哥州执行计划（NMSIP）以及其它涉及德克萨斯州和新墨西哥州设施的州级和联邦法规的行为。另外，2023年7月，我们收到了美国司法部的一封信，指出环保局已经将此NOVOC转介给民事强制执行程序。2023年8月，我们收到了环保局的第二份NOVOC，指称存在违反《清洁空气法》、NMSIP以及其他涉及新墨西哥州设施的州级和联邦法规的行为。我们已经与环保局交换了信息，并继续进行旨在解决指控的讨论。目前我们无法确定这些NOVOC可能造成的财务影响或任何解决方案的时间。不过，与这些NOVOC相关的任何执法行动可能导致罚款或处罚，或两者兼有，并可能增加我们的开发成本或运营成本。我们认为这个事项可能导致的任何罚款、处罚或纠正措施不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质影响。
第4项。矿山安全披露
不适用。
关于我们的高管的信息
以下表格显示截至2024年2月23日的一些信息，关于我们的高管，如《 1934年证券交易法》第30亿.7条所定义。所有高管均由我们的董事会每年选举一次。
姓名年龄职位
Thomas E. Jorden66 主席、首席执行官兼总裁
Shannon E. Young III52 执行副总裁兼致富金融官员
Stephen P. Bell69 业务拓展执行副总裁
Andrea m. Alexander42 高级副总裁兼人力资源总监
Blake Sirgo41 禁止对冲、做空和质押
Adam Vela50 高级副总裁兼总法律顾问
Michael D. DeShazer38 业务部副总裁
Gary Hlavinka62 Marcellus 业务部副总裁
Todd m. Roemer53 副总裁兼首席会计师
Kevin W. Smith38 科技公司副总裁及首席技术官
Jorden先生于2021年10月与Cimarex合并后被任命为Coterra首席执行官兼总裁，并于2022年11月成为Coterra董事会主席。Jorden先生此前自2011年9月开始担任Cimarex首席执行官兼总裁，并自2012年8月开始担任Cimarex董事会主席。在Cimarex，他于2002年公司成立时开始担任勘探执行副总裁。在Cimarex成立前，Jorden先生曾在Key Production Company，Inc.（“Key”）担任多个领导职务，并于2002年被Cimarex收购。他于1993年加入Key担任首席地球物理学家，并随后成为勘探执行副总裁。在加入Key之前，Jorden先生曾在联合太平洋资源公司和优越石油公司任职。
2023年7月，杨先生被任命为执行副总裁兼致富金融(临时代码)。2019年至2023年，杨先生担任Talos Energy Inc.的执行副总裁兼致富金融(临时代码)。在加入Talos Energy Inc.之前，
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Young先生曾在Sheridan Production Company, LLC，Cobalt International Energy, Inc.和 talos energy LLC担任类似职务。他曾于2010年至2014年在高盛集团的全球能源集团担任董事，并于1998年至2010年在摩根士丹利担任投资银行家。
贝尔先生于2021年10月与Cimarex合并后被任命为业务发展执行副总裁。在Cimarex任职期间，贝尔先生于2002年9月被任命为业务发展和土地高级副总裁，并于2012年9月被任命为业务发展执行副总裁。贝尔先生在Cimarex收购之前曾在Key任职。他于1994年加入Key担任土地副总裁，并于1999年被任命为业务发展和土地高级副总裁。
亚历山大女士于2023年7月被任命为高级副总裁兼首席人力资源官。亚历山大女士在2021年6月至2023年7月担任Rent the Runway的首席人才官。亚历山大女士在2009年至2021年期间在麦肯锡公司担任不同职责，包括联合合伙人和专业发展经理。麦肯锡公司是一家管理咨询公司。
Sirgo先生于2022年10月被任命为高级副总裁，此前他曾在Coterra担任运营副总裁，任期从2021年10月1日至2022年10月1日。 在2021年10月与Cimarex合并之前，Sirgo先生自2008年加入Cimarex以来在多个技术和领导岗位上任职，包括从2020年2月至2021年10月担任运营副总裁，2018年11月至2020年2月担任运营资源副总裁，2016年6月至2018年11月担任Permian区生产经理，以及各种工程和生产经理职位。在加入Cimarex之前，Sirgo先生曾在西方石油公司工作。
Vela先生于2022年10月被任命为副总裁兼总法律顾问，并于2023年8月晋升为高级副总裁兼总法律顾问。 Vela先生自2005年起曾在Coterra和Cimarex担任各种职务，包括副总裁，助理总法律顾问，首席诉讼顾问和公司法律顾问。 Vela先生是得克萨斯州，科罗拉多州，美国和休斯顿西班牙裔律师协会的成员，也是自然资源和能源法基金会的成员。
德夏泽先生在2021年10月与西玛瑞公司合并后被任命为业务部门副总裁。德夏泽先生于2007年加入西玛瑞公司，担任过多个工程和储量管理岗位，还担任过多个领导职位，包括从2016年到2018年的科技组经理，2018年到2019年的资产评估团队经理和2019年的Permian业务部副总裁。
Hlavinka先生于2022年4月被任命为Marcellus业务地域板块副总裁。自1989年加入Coterra（前身为Cabot Oil & Gas Corporation）以来，他在公司的多个生产盆地的工程和管理职位上任职。Hlavinka先生最初在该公司西弗吉尼亚州的生产业务中担任设施工程师和地区总监，随后在得克萨斯州休斯顿担任公司的公司油藏工程师。2006年，他被任命为Rocky Mountain和Mid-Continent运营地区的西部地域板块工程经理，并于2009年晋升为北部地域板块的区域业务经理，负责阿巴拉契亚盆地的运营和工程。
Roemer先生于2019年7月被任命为副总裁兼首席会计官。Roemer先生此前从2017年2月至2019年7月担任副总裁兼人形机器人-电机控制器，并在2010年3月至2017年2月担任人形机器人-电机控制器。在2010年加入Coterra之前，Roemer先生是普华永道（PricewaterhouseCoopers LLP）的能源实践高级经理。Roemer先生是德克萨斯州注册会计师。
Smith先生于2021年10月与Cimarex合并后被任命为副总裁兼首席科技官。Smith先生于2007年加入Cimarex开始他的职业生涯，在技术和领导层面担任多个职务，包括科技董事和Anadarko Exploration地域板块经理。2020年9月，Smith先生担任Cimarex的首席工程师。
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第II部分
第5条。公司普通股股本的市场，相关股东事项和发行人购买股权证券
我们的每股面值$0.10的普通股在纽交所上市，并主要交易于逐笔明细“CTRA”。2023年每个季度向我们的普通股股东支付了现金分红派息。未来的股息支付将取决于公司的盈利水平、财务需求及其他董事会认为相关的因素。
截至2024年2月6日，我公司普通股的注册持有人有858名。
发行人购买股权证券
2023年2月份，我們的董事会终止了之前授权的股份回购计划，并批准了一项新的股份回购计划，授权我们在公开市场或协商交易中购买高达20亿美元的普通股。截至2023年12月31日的季度结束时，我们以2900万美元购买了100万股普通股，使我们2023年的总回购股数达到了1700万股，总成本为41800万美元。截至2023年12月31日，我们被授权回购高达约16亿美元的未来流通普通股。
以下表格列出了截至2023年12月31日的季度内我们普通股回购情况。
时期 (1)
购入股数总计（以千为单位）每股平均购价作为公开宣布计划或项目的一部分购入股数总计（以千为单位） 计划或方案下可购买的股票最大近似美元价值
（以百万计）
2023年10月430 $26.90 430 $1,603 
2023年11月307 $27.47 307 $1,595 
2023年12月(2)
333 $26.14 333 $1,586 
总费用1,070 1,070 
_______________________________________________________________________________
(1)在覆盖期间的所有购买都是根据我们董事会于2023年2月批准的新股票回购计划进行的，该计划授权回购高达20亿美元的普通股。新的股票回购计划没有到期日期。
(2)2023年12月，我们购买了33,2634股普通股，以满足员工为行权限制性股票奖励而交付给我们的股票代扣税款。

项目 6. [保留]
第7项 管理层的财务状况和运营结果的讨论和分析
以下讨论和分析基于管理层的视角，旨在帮助您了解我们的经营业绩及当前的财务状况和展望。我们的合并财务报表和随附的注释在本年度报告表格10-k中的其他地方，包含了应在审阅此材料时参考的附加信息。本讨论和分析还包括前瞻性声明。读者应注意，此类前瞻性声明基于涉及一系列风险和不确定性的当前期望和假设，包括本报告第I部分中的“前瞻性声明”和本报告第I部分第1A项中的“风险因素”中描述的内容，这可能导致实际结果与本报告中包含的结果有实质性差异。
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概述
财务和经营概览
2023年12月31日结束的财务和运营结果与2022年12月31日结束的结果如下:
•净利润从2022年的$41亿，每股$5.09，下降了$24亿，到2023年的$16亿，每股$2.14。
•2022年，经营活动产生的现金净流量从550亿美元下降了180亿美元，降至2023年的370亿美元。
•2022年当年当量从231.3百万桶油当量增加了12.2百万桶油当量，即2022年为633.8百万桶油当量，至2023年达到243.5百万桶油当量，即2023年为667.1百万桶油当量。
◦控制支出，同时继续在我们认为对长期成功至关重要的领域进行投资。2022年，天然气产量从1,024.3 Bcf增加了28.4 Bcf，即每天2,806 MMcf，到2023年为1,052.7 Bcf，即每天2,884 MMcf。
◦控制支出，同时继续在我们认为对长期成功至关重要的领域进行投资。2022年，石油产量从31.9百万桶增加到35.1百万桶，日产量由87百万桶增加到96百万桶。
◦控制支出，同时继续在我们认为对长期成功至关重要的领域进行投资。2022年从28.7百万桶增加到32.9百万桶，或者每天79百万桶，到2023年每天90百万桶，增加了4.2百万桶。
•平均实现价格：
◦控制支出，同时继续在我们认为对长期成功至关重要的领域进行投资。2023年，天然气每Mcf的价格为2.44美元，比2022年实现的每Mcf价格4.91美元低了50%。
◦控制支出，同时继续在我们认为对长期成功至关重要的领域进行投资。2023年原油价格为每桶76.07美元，比2022年实现的每桶84.33美元的价格低了10%。
◦控制支出，同时继续在我们认为对长期成功至关重要的领域进行投资。2023年NGL价格为每桶19.56美元，比2022年每桶33.58美元的价格低42%。
•2023年钻井、完井和其他固定资产的总资本支出为21亿美元，高于2022年的17亿美元。此增长是由运营中计划的完井活动水平提高和成本上升驱动的。
•作为我们以回报为中心的策略的一部分，我们将2022年常规季度股息每股从0.15美元提高到2023年每股0.20美元。
•我们在2024年2月将季度股息从每股$0.20增加到每股$0.21。
•实施了我们新的20亿美元股份回购计划并回购了在2023年12月31日结束的一年期间，我们已经回购了1700万股，总额达41800万美元。在我们之前的股份回购计划下，我们在2022年12月31日结束的一年期间回购了4800万股，总额达12.5亿美元。 在我们之前的股份回购计划下，我们在2022年12月31日结束的一年期间回购了4800万股，总额达12.5亿美元。
市场状况和商品价格
我们的财务结果取决于许多因素，特别是商品价格和我们找到，开发和以经济有吸引力的条款市场我们的生产能力。商品价格会受到许多我们无法控制的因素的影响，包括市场供需的变化，这些变化会受到管道容量限制，库存储存水平，基差，天气条件以及地缘政治，经济和其他因素的影响。
近年来，石油价格从以往与疫情相关的市场疲软中恢复，特别是在需求方面。全球冲突和供应链干扰推动了2022年的高油价，随后在2023年间逐渐稳定。OPEC+ 采取了减产措施，有助于在2023年稳定油价水平。美国的石油和燃料币公司在很大程度上避免了扩大现有产能，这有助于与近年相比，使2023年的油价更稳定，并且有助于在2024年初改善油期货价格。
天然气价格同比下降，但第四季度因电力需求增加而有所增强。然而，截止2024年初，由于国内市场供应过剩，天然气期货价格有所下降。
尽管当前对石油和天然气价格的前景普遍看好，并且我们的运营在短期内没有受到重大影响，但如果进一步的干扰发生并持续较长时间，我们的运营可能会受到不利影响，商品价格可能会下降，而我们的成本可能会增加。石油和天然气价格
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自2022年达到顶峰以来，商品价格已显著下跌，并我们预计由于进一步的地缘政治干扰，包括中东的冲突及OPEC+的行动，以及供需快速的近期和中期波动，商品价格波动将继续。尽管我们无法预测未来的商品价格，但在当前石油、天然气和液化天然气价格水平下，我们认为在不久的将来不太可能发生我们的石油和天然气资产减值。然而，如果商品价格显著下滑或成本大幅上升至当前水平，我们的管理层将评估我们石油和天然气资产账面价值的可回收性。
此外，气候变化的问题和日益增加的政治和社会关注已导致现有和未来的国家、区域和地方立法和监管措施，如强制使用可再生能源和减排目标等，旨在限制或减少温室气体排放。这些法律或法规的变化可能会导致许可和项目开发的延迟或限制，可能会导致成本增加，并可能影响我们进行施工、竣工、钻井、水管理、废物处理、储存、运输和修复活动的能力，其中任何一个可能对我们的财务结果产生不利影响。
关于实现商品价格对我们收入的影响的信息，请参见下面的“营运结果”。

财务状况
流动性和资本资源
我们努力保持充足的流动性以应对商品价格波动和风险。我们的流动性需求主要包括计划的资本支出、履行合同义务（包括债务到期和利息支付）、营运资本需求、股息支付和股票回购。虽然我们没有义务这样做，但我们可能会不时通过私下协商的交易、公开市场回购、赎回、交换、要约收购或其他方式再融资或偿还我们的未偿还债务。
我们的流动性主要来源于手头现金、经营活动提供的净现金和可借贷额度，以及我们循环信贷协议下的可用借款能力。我们通常通过经营活动提供的现金流（加上手头现金）来满足我们的流动性需求。然而，我们的投资有时可能由银行借款资助（包括使用我们循环信贷协议下的提款）、非战略资产销售，以及基于我们对资本市场和财务状况的监控下进行私人或公开融资。我们公司目前的债务由三家领先的评级机构评定为投资级，我们的债务协议中没有任何“评级触发器”，即使我们的债务评级低于一定水平，也不会加速计划中的到期日。在确定我们的债务评级时，评级机构考虑了许多定性和定量因素，包括但不限于当前的商品价格、我们的流动性状况、债务水平和杠杆率、我们的产量和已探明储量的规模和结构，以及我们的成本结构。信用评级并不构成买入、卖出或持有证券的建议，可能随时受到授予评级机构的修订或撤销。我们的债务评级变动可能会影响我们在循环信贷协议下的任何借款利率，以及我们今后经济获取债券市场融资的能力，并可能触发需要在各项协议下发帖信用支持的要求，这可能会减少我们在循环信贷协议下的借款额度。我们相信，凭借经营现金流、手头现金和我们循环信贷协议下的可用额度，我们有能力资助未来十二个月的支出计划，并根据当前预期，也能够应对更长期的支出。
我们的营运资金受上述变量的显著影响，根据循环信贷协议下的借款和偿还金额的时间和数量、债务偿还、现金收付款项的时间、交易应收账款和应付账款的支付、分红派息、回购我们的证券和商品衍生交易活动公允价值变化波动较大。我们的营运资金有时会反映出赤字，而其他时候会反映出盈余。这种波动并不飞凡。截至2023年12月31日和2022年，我们的营运资金盈余分别为$35500万和$10亿。我们的营运资金盈余减少主要是因为在2023年将于2024年9月到期的57500万美元的长期债务重新划分为流动负债。我们相信根据上述循环信贷协议，我们有足够的流动性和可用性来满足未来12个月的营运资金需求。
截至2023年12月31日，我们在循环信用协议下没有任何借款未偿，我们未使用的承诺为15亿美元，我们手头上的无限制现金为95600万美元。
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目录
现金流量
我们的现金流分别来自经营活动、投资活动和融资活动：
 截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
经营活动所提供的现金流量$3,658 

$5,456 

$1,667 
现金流向(投资活动中使用的现金流量)
(2,059)

(1,674)

313 
用于筹资活动的现金流量(1,317)

(4,145)

(1,086)
营业活动。营业现金流波动主要由商品价格、产量以及营业费用的变化带动。 商品价格历来波动较大，主要是由于石油和天然气供求、管道基础设施限制、基础差异、库存水平、季节影响以及地缘政治、经济和其他因素所致。此外，现金流的波动可能导致我们资本支出的增加或减少。
2023年经营活动提供的净现金流量比2022年减少了180亿美元。这种减少主要是由于净利润较低，因为天然气、石油和NGL营业收入较低，原物料价格下降，部分抵消了产量增加的影响。这种减少部分抵消了较低的营业成本，衍生品结算所收到的现金增加以及来自营运资本变动和其他资产和负债的更大贡献。
有关商品价格、生产和运营费用波动的更多信息，请参考“经营业绩”。我们无法预测未来的商品价格，因此无法保证未来的经营活动提供的净现金水平。
投资活动。投资活动中使用的现金流从2022年增加了3.85亿美元到2023年。主要增加是由于相对于2022年，我们的2023年资本预算增加了3.89亿美元的资本支出。
筹资活动。2022年至2023年，筹资活动使用的现金流下降28亿美元。这主要是由于2023年较低的派息支付11亿美元，2023年较低的普通股回购84500万美元，以及2022年净还债87400万美元。
2022年和2021年的比较。 有关截至2022年12月31日与截至2021年12月31日的经营、投资和筹资现金流量比较的信息，请参阅包括在Coterra能源公司2022年12月31日年度报告10-k表格中的财务状况(现金流量)部分，此处所引用的信息。
循环信贷协议
截至2023年12月31日，我们在循环信贷协议下有150亿美元的借款额度。循环信贷协议计划在2028年3月到期，并可根据持有信贷协议承诺金额至少50%的贷款人和我们的协议，在最多两次的情况下延长一年期。根据我们的选择，循环信贷协议下的借款按年利率计算，可以选择（i）按照隔夜担保期转换利率（“SOFR”）加上所有期限的0.10%信贷利差调整，或者（ii）基准利率，两种情况下都加上根据我们的信用评级范围为0至75个基点的基准利率贷款和100至175个基点的期限SOFR贷款的利率差。我们的循环信贷协议中包括某些惯例条款，包括在任何财季的最后一天维持不超过3.0比1.0的最大杠杆比率。在我们没有其他未偿还的主要金额超过7500万美元的负债，且具有基本相似杠杆比率财务维持契约的情况下，取代此最大杠杆比率契约，循环信贷协议将要求我们维持总债务与总资本比率不超过65%。截至2023年12月31日，我们循环信贷协议下的所有财务契约均已遵守。有关循环信贷协议下未来借款利率及我们的杠杆比率的更多详细信息，请参阅附注4的“长期债务和信贷协议”中的财务报表说明。
某些限制性契约
我们有能力负债、设立留置权、进行兼并、卖出资产、与关联方进行交易，以及参与其他特定活动，但需遵守各种债务工具中的某些限制性契约。此外，管理各系列定向增发的优先票据的高级票据协议（即“定向增发优先票据”）要求我们保持每年一定的最低的综合现金流对利息支出的覆盖比率。
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目录
截至2023年12月31日，我们符合定向增发优先票据中的所有财务契约，基本报表注释第4条“长期债务和信贷协议”详细介绍了我们各项债务工具中包含的限制性契约。该协议规定了每个财政季度末期四个季度的总债务与合并运营业务收入、折旧、摊销和税前盈利比率不得低于2.8比1.0，并要求我们在任何财政季度的最后一天维持总债务与合并企业EBITDAX之比不得高于3.0比1.0。
资本化
我们的资本化信息如下：
 12月31日
(金额单位：百万美元)20232022
总债务$2,161$2,181
股东权益13,03912,659
总市值 $15,200$14,840
总负债占比 14%15%
现金及现金等价物$956$673

股份回购。 2023年2月，我们的董事会批准了一项新的股份回购计划，授权在开放市场或协商交易中购买高达20亿美元的普通股。
在2023年，我们以授权的股份回购计划以41800万美元回购并注销了1700万股普通股。在2022年，公司以2月2022份股份回购计划以12.5亿美元回购了4800万股普通股。在截至2023年和2022年12月31日的期间，分别记录了332,634股和320,236股普通股作为库存股，并注销了与从已授予的受限制股票奖励中保留的普通股相关的奖励所得税。
2022年12月，我们的董事会授权于2022年12月31日之前销毁公司在库藏股中持有的普通股，并规定未来，回购股份和为归属股票奖励而暂扣的股份将在回购或暂扣时期内销毁。因此，截至2023年和2022年的12月31日，资产负债表中没有持有任何普通股作为库藏股。
分红派息。2023年2月，我们的董事会批准将每股基础季度股息从0.15美元提高至0.20美元。

以下表格显示了我们截至2023年12月31日和2022年支付给普通股股东的分红派息。
每股费率
基础变量总费用总分红派息金额（以百万计）
2023$0.80 $0.37 $1.17 $895 
2022$0.60 $1.89 $2.49 $1,991 
2024年2月，我们的董事会批准将我们基本季度股息从每股$0.20增加到每股$0.21，自2024年第一季度起生效，并批准每股$0.21的季度基本股息。

资本支出和勘探支出
通常，我们一年一度主要通过运营活动产生的现金，以及必要时根据我们的循环信贷协议借款，资助大部分资本支出，不包括任何重大房地产收购。我们根据年度预测现金流量预算这些支出。
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目录
下表列出了我们资本支出和勘探支出的主要元件:
 截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
收购(1) :
已探明储量$— $— $7,472 
未探明储量— — 5,381 
总费用$— $— $12,853 
资本支出   
钻井和完井$1,979 $1,617 $688 
管道和采集91 56 9 
其他34 54 23 
钻井、井口完井和其他固定资产投资 2,104 1,727 720 
租赁和资产购买投资 10 10 5 
勘探支出(2)
20 29 18 
总费用$2,134 $1,766 $743 
_______________________________________________________________________________
(1)这些金额代表了在与合并有关的购买价格分配中记录的经过验证和未经验证的资产的公允价值。此购买是通过发行我们的普通股进行资助的。
(2)2023年、2022年和2021年均没有勘探方面的干燥井位开支。
2023年，我们钻探了264口毛井（净井169.4口），完钻了288口毛井（净井183.3口），其中98口毛井（净井62.7口）是在之前年份钻探但未完钻的。
我们预计2024年的资本计划约为175亿至19.5亿美元。我们计划在2024年通过我们的三个核心运营区域开发132到158口净井。我们约60％的钻井和完井资本将投资于Permian盆地，23％投资于Marcellus页岩，17％投资于Anadarko盆地（中间水平）。我们的年度资本支出下降主要是由于Marcellus页岩计划支出的降低，部分抵消了Permian盆地和Anadarko盆地的小幅增长。我们将继续评估商品价格环境，并根据需要增加或减少资本支出。
合同义务
我们在日常经营中有各种合同义务。截至2023年12月31日，我们的重要合同义务包括债务及相关利息费用、采集、加工和运输协议、租赁义务、经营协议、钻井和完工义务、衍生品义务以及资产退役义务。其他由我们运营的物业的联合所有者可能会分担这些费用。我们预计我们的资金来源将足以满足这些义务。有关详细信息，请参阅本年度报告第8项中包含的《基本报表附注》。
我们进入一些安排，这些安排可能导致重大的表外债务。截至2023年12月31日，我们已经参与的重大表外安排包括某些针对我方勘探和开发活动中使用设备的固定采集、加工和运输承诺，以及租赁协议，在开头时设备的租赁期限少于12个月。我们没有其他表外债务或类似未记录的义务。


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目录
经常亏损。我们的财务报表已经假定我们将继续作为一个持续经营的实体，并相应地不包括有关资产清收和实现以及负债分类的调整，如果我们无法继续经营，则可能需要这些调整。
2023年和2022年的比较
营业收入
 截至12月31日的年度方差
（以百万计）20232022金额百分比
天然气$2,292 $5,469 $(3,177)(58)%
石油2,667 3,016 (349)(12)%
NGL644 964 (320)(33)%
衍生工具的收益（亏损）230 (463)693 (150)%
其他81 65 16 25 %
$5,914 $9,051 $(3,137)(35)%
生产收入
我们的生产收入来自于我们的石油、天然气和NGL产量的销售。我们的收入、盈利能力和未来产量增长的增减，在很大程度上取决于我们获得的商品价格，我们预计由于供需因素、运输的可用性、季节性以及地缘政治、经济和其他因素的波动，商品价格会出现波动。
天然气收益
 截至12月31日的年度涨跌成交量（百万美元）增加（减少）
 20232022数量百分比
成交量变化 （Bcf）1,052.7 1,024.3 28.4 3 %$152 
价格变化 （$/Mcf）$2.18 $5.34 $(3.16)(59)%(3,329)
总     $(3,177)
天然气收入下降了32亿美元，主要是由于天然气价格大幅下跌，部分抵消了更高的产量。产量增加与马塞卢斯页岩、佩尔米安盆地和安达科盆地的产量增加有关。
石油收入
 截至12月31日的年度涨跌成交量（百万美元）
 20232022数量百分比
成交量变化（百万桶）
35.131.93.210%$302 
价格变化（美元/桶）
$75.97 $94.47 $(18.50)(20)%(651)
总     $(349)
由于辛基盆地产量增加，部分抵消了原油价格下降所导致的石油收入减少34900万美元。
NGL收入
 截至12月31日的财年方差增加（减少）（以百万计）
 20232022金额百分比
音量方差 (mmbbL)
32.928.74.2 15 %$141 
价格差异（美元/桶）
$19.56 $33.58 $(14.02)(42)%(461)
总计     $(320)
NGL收入减少3.2亿美元，主要是由于NGL价格大幅下跌，部分抵消了NGL产量的增加，特别是在Permian盆地。
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目录
衍生工具的盈亏
我们的衍生工具的净利润和损失是由基础商品指数价格与合同价格的波动以及衍生工具的月度现金结算（如果有的话）决定的。我们选择不将衍生工具指定为会计处理目的的套期保值工具，因此，我们不将套期保值会计处理应用于我们的衍生工具。因此，我们的衍生工具的公允价值变动和现金结算被包括在营业收入的组成部分，作为衍生工具的净利润或损失。我们合同的现金结算被包括在我们的现金流量表中的经营活动现金流量中。
下表显示了所指年度的“衍生工具收益（损失）”元件。
 年度截至2022年12月31日的未完成收入，分别是：
（以百万计）20232022
衍生工具结算时收到（支付的）现金  
燃料币合同$280 $(438)
石油合同4 (324)
衍生工具非现金收益（损失）  
燃料币合同(72)149 
石油合同18 150 
$230 $(463)
营销及一般管理费用
生产石油和天然气所涉及的成本是相当可观的。在其他因素中，其中一些成本随着商品价格的变化而变化，有些与成交量和商品结构趋势相伴，有些是我们拥有和运营的井的数量的函数，有些取决于服务公司收费的价格，还有一些根据前述几种因素的组合而波动。我们的服务、劳动力和供应成本因对这些物品持续需求，以及在较小程度上因通货膨胀和供应链中断而保持高位，这些因素影响了我们整个2022年的运营成本。到2023年，这些成本已经开始稳定。
下表反映了我们在所示年份的营业成本和费用，随后是对营业成本和费用的讨论。
 截至12月31日的财年方差根据英国央行
（以百万计，英国央行除外）20232022金额百分比20232022
运营费用    
直接操作$562 $460 $102 22 %$2.31 $1.99 
收集、加工和运输975 955 20 2 %4.00 4.13 
收入以外的税收 283 366 (83)(23)%1.16 1.58 
探索 20 29 (9)(31)%0.08 0.13 
折旧、损耗和摊销 1,641 1,635 6 — %6.74 7.07 
一般和行政 291 396 (105)(27)%1.20 1.70 
$3,772 $3,841 $(69)(2)%
直接操作
直接运营成本通常包括劳动力、设备、维护、注水处理、压缩、能源、处理和其他各种成本（统称为“租赁运营费用”）。 直接运营还包括必要的井修井活动以维持现有井的产量。
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目录
直接运营包括租赁运营费用和修井费用如下：
 截至12月31日的财年根据英国央行
（以百万计，英国央行除外）20232022方差20232022
直接操作
租赁运营费用
$472 $370 $102 $1.94 $1.60 
修理费用
90 90 — 0.37 0.39 
$562 $460 $102 $2.31 $1.99 
由于产量增加，租赁营运费用主要上升。此外，每桶油当量基础上的租赁营运费用一般上涨，这主要是因为设备和现场服务成本不断提高，这一趋势开始在2023年末稳定下来，以及更高的合同劳工和与员工相关的成本。
采集、加工和运输
聚集、加工和运输成本主要包括处理和运输生产下游-脑机的支出，包括聚集、燃料和压缩和处理成本，最后一项是用于从原生天然气流中提取NGL的成本。聚集成本还包括与运营我们的天然气聚集制造行业相关的成本，包括运营和维护费用。成本因运营区域而异，并将随着生产量的增加或减少、合同费用以及燃料和压缩成本的变化而波动。
由于2023年相对于2022年同期商品价格较低，导致生产水平较高，但Permian盆地和Anadarko盆地的费用较低，运输成本较低，所以采集、处理和运输成本增加了2000万美元
除所得税外的税金
除所得税外，其他税收包括生产（或采收）税、钻探影响费、按比例税和其他税收。州和地方税务机关征收这些税项，生产税是基于产量或价值，钻探影响费是基于钻探活动和当前天然气价格，按比例税是基于财产价值。
下表列出了各年度税收（除了所得税）情况：
 截至12月31日的年度
（以百万计）20232022涨跌
除了所得税外的其他税收
产量
$205$282 $(77)
钻井影响费
23 31 (8)
按价值计算的税收
53 53 — 
其他
2 — 2 
$283 $366 $(83)
生产税占营业收入的百分比（Permian和Anadarko盆地）
5.6 %5.5 %
除所得税外的税收减少了8300万美元。我们的税收中，生产税占据了除所得税外的税收的大部分，主要是由于石油、天然气和天然气液的收入减少。钻探影响费主要因马塞拉斯页层钻探的时间以及天然气价格走低而减少，这影响了我们钻探活动评估的费用。
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目录
折旧、枯竭和摊销
所示时期DD&A费用包括以下:
 截至12月31日的财年根据英国央行
（以百万计，英国央行除外）20232022方差20232022
DD&A 费用
枯竭
$1,509 $1,474 $35 $6.20 $6.37 
折旧
7491(17)0.300.40
未经证实的财产的摊销
4861(13)0.200.26
ARO 的增加
109 1 0.040.04
$1,641 $1,635 $6 $6.74 $7.07 
我们的生产性质的衰竭是根据会计的成功进展方法中的单位生产方法来计算的。每个生产性质的经济寿命取决于该性质的估计已证明储量，而这又取决于未来生产的实现销售价格的假设。因此，石油和天然气价格的波动将影响用于计算的已开发和已证明储量水平。价格较高通常会增加储量，从而减少衰减费用。相反，价格较低通常会减少储量，从而增加衰减费用。替换生产的成本也会影响我们的衰减费用。此外，储量数量的估计变化，运营和未来开发成本的估计变化，从未探明到证明的属性的重新分类以及对油气性质的减值也将影响衰减费用。我们的衰减费用主要因增加生产而增加了3.5亿，部分抵消了2023年每桶当量6.20美元的较低衰减率，相比之下，2022年的每桶当量6.37美元的较低衰减率。
固定资产主要包括燃料币采集设施、水制造行业、建筑物、车辆、飞机、家具和固定装置以及计算机设备和软件。 这些项目按成本计入账目，并根据各个资产的预期使用寿命进行按年直线法计提折旧，其区间为三至30年。 我们的折旧费用中还包括与我们的融资租入采集系统相关的资产使用权的折旧。 折旧费用减少了1700万美元，主要是由于2022年底录得的与某些资产使用权（建筑租赁）相关的非经常性减值损失。
未证明的石油和燃料币资源根据我们的钻探经验和将未验证的租赁转换为已验证资源的预期，进行摊销。摊销率取决于我们勘探和开发计划的时间和成功情况。如果认为未经验证资源的开发不成功，并且资源被废弃或放弃，资本化成本将在作出决定的期间支出。未验证资源的摊销减少了1300万美元，主要是由于2022年发生的与某些租赁解除相关的非经常性费用。
总部和行政
G&A费用主要由工资和相关福利、股权激励、办公室租金、法律和咨询费用、系统成本以及其他行政费用构成。
下表反映了我们识别的各期管理与行政费用：
 截至12月31日的财年
（以百万计）20232022方差
G&A 费用
一般和管理费用
$220 $241 $(21)
股票薪酬支出
59 86 (27)
与合并相关的费用12 69 (57)
$291 $396 $(105)
除了股权激励和并购相关的支出外，G&A费用减少了2.1亿美元，主要是因为2023年的法律成本比2022年降低，以及由于2023年全年降低了过渡人员，降低了薪酬和福利成本。
基于授予日期公允价值、授予数量、授予的必要服务期、预计雇员放弃率和授予的时机，股票薪酬费用将会波动。股票薪酬
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目录
支出减少了2700万美元，主要是由于2022年与员工绩效股份的加速获得以及某些其他奖励的获得相关的更高的股票补偿成本以及2023年与Coterra股票清算相关的我们的递延薪酬计划相关的一笔收益。这些减少部分被2023年获得的新股票授予相关的更高股票补偿成本部分抵消。
与合并相关的费用减少了5700万美元，主要是因为与过渡员工终止相关的辞退和解雇福利减少。我们在2022年和2023年初的过渡期间为这些成本计提，预计的所有福利费用几乎全部在该时期内完全计提。由于2022年发生的与合并相关的交易成本为700万美元，合并相关费用也因此减少。
资产出售盈(亏)
资产出售收益（损失）的增加是由于出售了某些非核心油气资产和其他设备。
利息费用
以下表格反映了我们所表示的利息支出，净利息
 截至12月31日的年度
（以百万计）20232022涨跌
利息费用
利息费用
$82 $110 $(28)
债务溢价摊销
(21)(37)16 
债务发行成本摊销
3 4 (1)
其他
9 3 6 
$73 $80 $(7)
利息支出减少2800万美元，主要是由于我们在2022年8月偿还的6.51%和5.58%加权平均定向增发优先票据，以及在2022年底赎回的4.375%票据75000万美元。
由于在2022年年底赎回了4.375%的7.5亿美元高级票据，债务溢价摊销减少了1.6亿美元。
利息收入
利率期货收入增加了3700万美元，主要是由于较高的现金余额利率提高。
债务清除的收益
2022年，我们偿还了87400万美元的债务，总额为88000万元，并确认了债务清偿带来的净利润为2800万元，主要是由于注销相关债务溢价和债务发行成本。

所得税支出
 截至12月31日的财年
（以百万计）20232022方差
所得税支出
当前的税收支出
$429 $869 $(440)
递延所得税支出
74 235 (161)
$503 $1,104 $(601)
联邦和州综合有效所得税税率
24 %21 %
所得税费用减少6,0100万美元，主要是因为2023年的税前收入较2022年更低，部分抵消了较高的有效税率。由于2023年与2022年录得的非经常性离散项目不同，2023年的有效税率较2022年更高。
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目录
2022 年和 2021 年的比较
有关2022年12月31日结束的业绩与2021年12月31日结束的业绩比较的信息，请参阅Coterra能源公司2022年12月31日年度报告中包括的管理层财务状况和业绩讨论及分析部分，该信息已被引用。

重要会计估计
根据GAAP准则编制基本报表需要管理层进行预测和假设，这些预测和假设会影响资产和负债的报告金额，资产和负债揭示，以及资产和负债的报告金额和营收及费用的报告金额。实际结果可能与这些预测有所不同，我们的估计发生变化时会进行记录。我们认为涉及管理判断的以下估计是我们最为关键的估计。
成功努力会计方法
我们遵循成功的努力会计方法来核算我们的石油和燃料币生产活动。已证明和未证明的属性的收购成本在发生时被资本化。需要判断将被指定为开发性或探索性的井的正确分类，最终将决定发生成本的正确会计处理。包括地质和地球物理成本在内的勘探成本，携带和保留未证明属性的成本和探索性干井成本都是费用。开发成本，包括钻井和装备发展井的成本以及成功的探索性钻井成本来找到已证明的储量，都被资本化。
石油和燃料币储备
评估已探明储量数量的过程本质上是不精确的，本文件中包含的储量数据仅为估计值。该过程依赖于对可用地质、地球物理、工程和生产数据的解读和判断。这些技术数据的范围、质量和可靠性可能会有所不同。该过程还需要一定的经济假设，其中一些是美国证券交易委员会规定的，如商品价格。其他假设包括钻井和营业费用、资本支出、税收和资金可用性。对解读或假设的任何重大变化都可能在很大程度上影响估计的储量和价值，并且随着时间的推移可能会发生较大变化。由于储量性能、钻探活动、商品价格、营业费用波动、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素的影响，可能需要定期修订估计的储量和未来现金流量。因此，储量估计通常与最终回收的数量有所不同。
我们的石油和燃料币资产储量估计是由我们的油藏工程人员准备的，我们的某些储量受独立第三方石油咨询公司进行的评估。2023年，超过90%的未来净现值（以10%折现率）归因于我们的证明储量，都受到该评估的约束。有关储量估算的更多信息，包括历史储量修订，请参阅第8项中包含的补充石油和燃料币信息。
我们录制DD&A费用的速率取决于我们对已探明储量的估计，这些储量用于我们的单位生产计算中。如果已探明和已开发储量的估计减少，我们录制DD&A费用的速率会增加，从而减少净利润。储量的减少可能源于较低的市场价格，这可能使得钻探和开采成本较高的油田变得经济上不可行。对已探明储量进行五个百分点的积极或消极修订将分别导致每桶当量的DD&A费用减少0.31美元和增加0.35美元。这一估计影响是基于当前数据，实际事件可能需要对我们的DD&A费率进行不同的调整。
此外，证实储量估计下降可能会影响根据适用会计准则进行的减值测试的结果。由于储量估计过程的固有不精确性，与证实生产资产运营以及市场敏感商品价格相关的风险被用于我们的减值分析，我们无法判断未来发生减值的可能性。
石油和天然气产业
我们评估我们的证明石油和燃料币性质是否减值，每当事项或情况变化表明资产账面价值可能不可收回时。我们比较预期的未折现未来现金流与资产的账面价值。如果根据我们对未来商品价格、运营成本和来自证明储量以及风险调整的可能和可能储量的预测的预期未折现现金流是低于资产的账面价值，那么资本化成本将减少到公允价值。商品定价是
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通过使用管理层在预算和预测过程中使用的一系列假设，以及根据地理位置和质量差异调整的历史和当前价格，以及我们认为会影响实现价格的其他因素来估算。鉴于石油、天然气和液化石油气价格的显著波动，对这些未来价格的估计在本质上是不精确的。如果大幅下降商品价格，我们将测试石油和天然气资产账面价值的可收回性，并在必要时记录减值损失。公允价值是通过贴现未来现金流计算的。使用的贴现率基于市场参与者使用的与开发和生产相关的风险相符的利率。
未获证明的石油和燃料币资产定期进行评估，以便通过定期更新我们的未获证明的英亩摊销来评估总体减值情况。这是基于过去的钻探和勘探经验，我们转换租约为持有生产租约的预期和平均资产寿命。资产的平均寿命是根据地理位置确定的，并基于未获证明财产租赁权利的估计寿命。历史上，每个地理区域的平均资产寿命并没有显著变化，通常在三至五年之间。商品价格环境可能影响用于钻探活动的资金可用性。在确定我们未获证明英亩摊销时，我们已考虑了这些影响。如果未获证明财产的平均寿命减少或增加一年，摊销额分别会增加约1200万美元或减少800万美元每年。
随着这些房地产的开发和储量被证明，其余的资本化成本将受到折旧和枯竭的影响。如果这些财产的开发被认为不成功，并且这些财产被放弃或交出，与不成功活动相关的资本化成本将在作出决定的年份支出。待开发的财产被注销的速度取决于未来勘探和开发计划的时机和成功程度。
衍生金融工具
根据适用的会计准则，每个衍生工具的公允价值都记录为资产或负债在资产负债表上。在每个季度结束时，这些工具按市场价值进行评估。未指定为避险的衍生工具的公允价值变动记录在综合损益表中的衍生工具收益（损失）中作为营业收入的组成部分。
我们的衍生合约是根据我们的交易对手方或内部模型的报价来衡量的。这些报价和模型已经使用收入法进行推导，考虑了各种输入，包括基础工具的当前市场和合同价格，标的物的预期商品价格，基差差异，波动率因素以及与衍生合约期限相似长度的利率期货，如适用。这些估计值是从相关的NYMEX期货合约中推导或验证的，或者与交易对手获得的多个报价进行了比较以确保合理性。公允价值的确定还包括对违约风险的信贷调整。我们通过审查具有衍生交易的各种金融机构的信用违约掉期点差来衡量交易对手的违约风险，而我们的违约风险则通过使用我们所在板块中各个同等评级公司的信用违约掉期点差进行评估。
我们的财务状况、经营业绩和流动性可能会受到衍生工具市场价值变化的显着影响，这是由商品价格波动引起的，包括指数价格（例如nymex）和基差的变化。
所得税
我们在确定财务报告目的的所得税费用时做出某些估计和判断。这些估计和判断包括计算因税务和财务报告目的中收入和支出的时间和确认差异而产生的某些递延税资产和负债，以及估计我们已经采取的税务立场可能面临潜在不利结果而设立的储备。我们根据税务部门在税务申报中采取或预期采取的税务立场，对所得税的不确定性进行确认和计量。在存在不确定税收立场的情况下，当有更大可能性超过税务机关基于立场的技术优势进行审查时，我们就确认该不确定税收立场的税收利益。确认的税收利益金额是在最终解决时具有超过50％概率实现的最大利益金额。有效税率和资产负债税基反映了管理层对各种税务不确定性最终结果的估计。
我们相信所有递延所得税资产，在考虑我们预测的未来应纳税所得时最终会得以实现，其中包括对未来营运状况的考虑，特别是与商品价格相关的情况。如果我们关于实现递延所得税资产的能力的估计和判断发生变化，那么我们的税项拨备可能会在决定不太可能实现时的期间增加。
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我们的有效税率会因为除了联邦和州税率的变化以及可能会影响我们的税法变化之外的因素而产生变化。 我们的有效税率受到我们运营的各州之间财产、薪资和营收分配的变化的影响。 我们对未来估计税率的轻微变化可能会对当前期间的收益产生重大影响。
应急储备金
当损失可能性很高且成本可估时，预留金会计入费用。建立准备金是基于一个包括法律顾问建议和管理层主观判断的估算过程。在某些情况下，我们的判断是基于法律顾问和其他顾问的建议和意见，对法律法规的解释，可能被监管机构和法院以不同方式解读，我们的经验和其他处理类似事项的公司的经验，以及我们打算如何回应特定事项的决定。实际损失可能因各种原因与上述原因不同。我们监控已知和潜在的法律、环保母基和其他母基，并根据我们掌握的信息做出最佳估计。目前无法预见的事实和情况的未来变化可能导致实际责任超过估计的损失范围和计提金额。
以股票为基础的补偿
我们根据适用的会计准则，按照公允价值方法计提股权激励成本。在公允价值方法下，补偿成本在授予日期评估股权类奖励，并根据奖励的公允价值每个报告期重新衡量属于负债类奖励，计提服务期间内，通常是解锁期。为了计算公允价值，我们使用各种模型，包括根据奖励具体条款确定的Black Scholes或者Monte Carlo估值模型。使用这些模型需要对预期寿命、波动率和其他因素做出重要判断。
最近发布的会计准则
请参阅基本报表附注1，“重要会计政策摘要”，以了解影响我们的新会计准则讨论。

项目7A.市场风险的定量和定性披露
在正常业务过程中，我们面临各种风险，包括与商品价格变动和利率期货对未偿债务的影响相关的市场风险。以下定量和定性信息是针对我们截至2023年12月拥有的金融工具提供的，我们可能会因商品价格或利率期货变动而产生未来收益或损失。
商品价格风险
我们最重要的市场风险敞口是我们的石油、天然气和NGL生产的定价。实现的价格主要由全球石油价格和北美天然气和NGL生产的现货市场价格推动。这些价格一直很波动和不可预测。为了减轻商品价格的波动，我们可能会进入衍生工具来对我们的生产进行一部分对冲。
衍生工具和风险管理活动
我们的风险管理策略旨在通过使用金融商品衍生品来减少原油和天然气市场对我们生产商品价格波动的风险。高级管理成员组成的委员会负责监督我们的风险管理活动。我们的金融商品衍生品通常覆盖我们生产的一部分商品，在价格下跌时保护我们，但在价格上涨时限制了我们的利益。此外，如果我们的任何交易对手违约，这种保护可能会受到限制，因为我们可能无法完全获得金融商品衍生品的全部利益。更详细讨论我们的衍生品，请阅读以下讨论内容以及附注5：“衍生工具”中的附注8，以获取有关我们的衍生品更详细的讨论。
我们定期进行金融商品衍生品交易，包括领套期权，互换和基差互换协议，以避免商品价格下跌带来的风险。 所有我们的金融衍生品都是用于风险管理目的，而不是为交易目的而持有。 在领套期权协议下，如果 指数 价格上涨超过天花板价格，我们支付给交易对手。 如果 指数 价格跌破地板价格，交易对手向我们支付。 在互换协议下，我们以固定价格收取基于市场 指数 的变量价格支付的自然气体或石油数量。
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截至2023年12月31日，我们持有以下未清偿的金融商品衍生品：
 
2024
2025
公允价值资产（负债）
（以百万计）
天然气第一季度第二季度第三季度第四季度第一季度第二季度第三季度第四季度
纽约商品交易所项圈$67 
体积 (mmBtu)35,490,000 44,590,000 45,080,000 16,690,000 9,000,000 9,100,000 9,200,000 9,200,000 
加权平均下限（美元/百万英热单位）
$3.00 $2.70 $2.75 $2.75 $3.25 $3.25 $3.25 $3.25 
加权平均上限（美元/百万英热单位）
$5.38 $3.87 $3.94 $4.23 $4.79 $4.79 $4.79 $4.79 
$67 
2024公允价值资产（负债）
（以百万计）
石油第一季度第二季度第三季度第四季度
西德克萨斯中质原油项圈 $26 
音量 (mbbL)2,730 2,730 1,840 1,840 
加权平均下限（美元/桶）$68.00 $68.00 $65.00 $65.00 
加权平均上限（美元/桶）$91.37 $91.37 $90.01 $90.01 
WTI 米德兰原油基础互换(1)
音量 (mbbL)2,730 2,730 1,840 1,840 
加权平均差值 (美元/桶)$1.16 $1.16 $1.17 $1.17 
$25 
2024年1月，公司进行了以下金融商品衍生品交易：
2024
石油第一季度第二季度第三季度第四季度
西德克萨斯中质原油项圈
音量 (mbbL)300 455 920 920 
加权平均下限（美元/桶）$65.00 $65.00 $65.00 $65.00 
加权平均上限（美元/桶）$85.02 $85.02 $81.49 $81.49 
WTI 米德兰原油基础互换
音量 (mbbL)300 455 920 920 
加权平均差值 (美元/桶)$1.10 $1.10 $1.10 $1.10 

2024年及以后，我们相当大部分的生产目前未进行套期保值，直接暴露在商品价格的波动中，无论是有利还是不利。
2023年期间，天然气领套价格区间为每MMBtu 3.00美元至7.50美元，天花板价格区间为每MMBtu 4.55美元至13.08美元，覆盖了174.9 Bcf，或天然气产量的17%，加权平均价格为每MMBtu 4.23美元。
2023年，油价保底区间为每桶65.00至80.00美元，封顶区间为每桶89.00至118.30美元，覆盖了7.1百万桶，或者油产量的20%，加权平均价格为每桶68.75美元。油基差掉期覆盖了7.6百万桶，或者油产量的22%，加权平均价格为每桶0.92美元。
我们在金融商品衍生工具上承担市场风险，这种风险程度取决于相关商品市场价格的变动。然而，这些衍生合同的市场风险敞口通常会被商品最终出售时确认的盈亏所抵消。尽管名义合同金额用于表示石油和天然气协议的成交量，但在第三方不履行情况下可能面临的信用风险金额相对较小。我们的交易对手主要是商业银行和金融服务机构，由管理人员
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我们认为目前存在的信用风险很小，我们的衍生品合约与多个交易对手签订，以最大限度减少对任何一家交易对手的风险敞口。我们对这些交易对手进行定性和定量评估，基于它们的信用评级和信用违约互换利率（如适用）。我们尚未因交易对手的不履约风险而遭受任何损失，并且我们不预期由第三方不履约对我们的财务结果造成任何重大影响。然而，我们无法确保我们未来不会遭遇此类损失。
利率风险
截至2023年12月31日，我们的总债务为22亿美元（其中本金金额为21亿美元）。我们所有的未偿债务均基于固定利率，因此，我们对于此类债务的市场利率波动风险暴露不高。尽管我们的循环信用协议规定了变量利率借款，但截至2023年12月31日，我们没有任何未偿债务，因此，也没有与利率风险相关的敞口。
其他金融工具的公允价值
其他金融工具的预估公平价值是指工具当前可在愿意方之间交换的金额。由于这些工具的短期到期日，所以汇报在综合资产负债表中的现金、现金等价物和受限现金的账面金额接近公平价值。
我们的优先票据公允价值基于市场报价价格。我们的定向增发优先票据的公允价值基于第三方报价，其由发行利率与期末市场利率之间的信用利差和其他不可观察因素推导而来。
债务的账面价值和估计公允价值如下：
 2023 年 12 月 31 日2022年12月31日
（以百万计）账面金额估计公平
价值 		账面金额预计公平
价值
债务总额$2,161 $2,015 $2,181 $1,955 
当前到期日(575)(565)— — 
长期债务，不包括当前到期日$1,586 $1,450 $2,181 $1,955 
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第八项。基本报表和补充资料。
合并财务报表索引。
 
独立注册会计师事务所报告 （PCAOb 编号： 238)
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独立注册会计师事务所报告

致Coterra能源公司董事会和股东们。
基本报表及财务报告内部控制意见
我们对Coterra Energy Inc.及其子公司（以下简称“公司”）截至2023年和2022年12月31日的合并资产负债表，以及截至2023年12月31日止三年每年的综合收益表，股东权益表和现金流量表进行了审计，包括相关附注（统称为“合并财务报表”）。我们还对基于《内部控制-综合框架》（2013年）制定的评估标准，于2023年12月31日审计了公司的财务报告内部控制，该框架由Treadway委员会的发起组织委员会（COSO）颁布。
在我们看来，上述合并基本报表以符合美国通用会计准则的方式，公允地展示了截至2023年12月31日和2022年12月31日公司的财务状况，以及截至2023年12月31日止三年内的经营业绩和现金流量情况。同时在我们看来，公司在2023年12月31日的财务报告内部控制在所有重大方面均有效，基于COSO发布的《内部控制 - 综合框架》（2013年）设立的标准。
意见的基础
公司管理层负责编制这些合并财务报表，负责维护有效的财务报告内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，在第9A项下出现的《管理层对财务报告内部控制的报告》中包括。我们的职责是根据我们的审计对公司的合并财务报表和公司的财务报告内部控制发表意见。我们是注册在美国公众公司会计监督委员会（PCAOB）的注册会计师，根据美国联邦证券法和证券交易委员会和PCAOB的适用规定，我们对公司必须保持独立。
我们按照美国公共公司会计监督委员会的标准进行了审计。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，即合并财务报表是否不存在重大误报（无论是错误还是欺诈）以及在所有重大方面是否维护了有效的财务报告内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括进行程序来评估合并财务报表存在的重大错报风险，无论是由于错误还是欺诈，并执行相应的程序来应对这些风险。这些程序包括以测试方式审查合并财务报表中金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估合并财务报表的整体展示情况。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，并根据评估风险对内部控制的设计和运作有效性进行测试和评估。我们的审计还包括根据情况进行的其他必要程序。我们相信我们的审计提供了对我们意见的合理依据。
财务报告内部控制的定义和限制
企业的财务报告的内部控制是一个过程，旨在就财务报告的可靠性和根据通用会计原则为外部目的编制财务报表提供合理保证。企业的内部财务报告控制包括那些与维护记录有关的政策和程序，这些记录在合理的细节上准确公正地反映了企业资产的交易和处置；提供合理保证，即要求将交易记录为根据通用会计原则编制财务报表所必需的，以及公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；并提供关于防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的取得、使用或处置公司资产的合理保证。
由于其固有限制，对财务报告的内部控制可能无法防止或检测到错误陈述。此外，对有效性的任何评估的预测将面临这样的风险，即由于条件的变化而使控制变得不足，或者遵守政策或程序的程度可能会恶化。
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关键审计事项
下文所述的重大审计事项，是由审计委员会传达或要求传达的，该事项涉及对于基本报表的重要账户或披露，且涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂性的判断。重大审计事项的传达并不以任何方式改变我们对于基本报表的整体意见，通过传达下文的重大审计事项，并不对重大审计事项或其涉及的账户或披露提供单独意见。
已开发的石油和天然气储备对已开发的石油和天然气资源的影响，净值

根据财务报表附注1和3中的描述，截至2023年12月31日，公司的房地产和设备净余额为1283500万美元，折旧、减值及摊销（DD&A）费用为163500万美元，截至2023年12月31日的年度费用与被证明的石油和天然气性质相关。公司采用成功努力会计方法进行石油和天然气生产活动的会计核算。正如管理层披露的，公司DD&A费用的记录率取决于被证明储量和被证明开发储量的估计，这些估计用于单位生产量计算。在估算被证明的石油和天然气储量时，管理层依赖于可用的地质、地球物理、工程和生产数据的解读和判断，以及对商品价格等某些经济假设的使用。额外的假设包括钻井和营业费用、资本支出、税收和资金可用性。石油和天然气储量的估计是由专家，特别是石油工程师制定的。
我们认为，执行与已开发石油和天然气储量对已开发石油和天然气性质的影响相关的程序是关键审计事项的主要考虑因素，原因如下：（i）管理层在制定已开发石油和天然气储量估算时作出重大判断，包括使用专业人士，从而导致（ii）审计师在执行程序以及评估与管理及其专家在制定已开发石油和天然气储量估算时所使用的数据、方法和假设相关的审计证据时需要高度审计判断、主观性和努力。
在处理此事务时，我们进行了程序，并评估了与形成对合并基本报表整体意见有关的审计证据。 这些程序包括测试与管理对已探明开发的石油和天然气储量估计有关的控制措施的有效性。 在执行程序时，使用了管理专家的工作，以评估已开发的石油和天然气储备的合理性。 为了使用这项工作作为基础，了解了专家的资质，并评估了公司与专家的关系。 执行的程序还包括评估专家使用的方法和假设，测试专家使用的数据的完整性和准确性，以及评估专家的发现。

/s/ 普华永道有限责任合伙人公司

Houston, Texas
2024年2月23日

我们自1989年起担任公司的审计师。


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目录
COTERRA能源股份有限公司。
合并资产负债表
 12月31日
（以百万为单位，每股数据除外）20232022
资产
 
 
流动资产
 
 
现金及现金等价物$956 $673 
受限现金9 10 
2,687,823 843 1,221 
应收所得税款项51 89 
存货 59 63 
ETF可能面临的主要风险包括：与跟踪指数相关的风险、管理风险、市场风险、指数调整的风险、衍生工具风险、股票市场投资风险和新兴市场投资风险。85 146 
其他资产12 9 
总流动资产 2,015 2,211 
净资产和设备（成功努力法） 17,933 17,479 
其他资产467 464 
$20,415 $20,154 
负债、可赎回优先股和股东权益
 
 
流动负债
 
 
应付账款$803 $844 
开多次数575 — 
应计负债 261 328 
应付利息21 21 
总流动负债 1,660 1,193 
长期债务1,586 2,181 
递延所得税 3,413 3,339 
资产养老责任280 271 
其他负债429 500 
负债合计7,368 7,484 
承诺和不确定事项（注8）

Cimarex可赎回优先股8 11 
股东权益 
 
普通股： 
 
授权 - 2024年和2023年面值 1,800$，总股数0.10 2023年和2022年的面值
 
 
已发行— 751持续经营活动中普通股股东的收益768 分别于2023年和2022年发行的股份
75 77 
资本公积 7,587 7,933 
未分配利润 5,366 4,636 
累计其他综合收益11 13 
所有者权益合计 13,039 12,659 
$20,415 $20,154 
附注是这些合并财务报表的一部分。
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目录
COTERRA能源股份有限公司。
综合营业报表
 截至12月31日的年度
（以百万为单位，每股数据除外）202320222021
营业收入
 
 
 
天然气 $2,292 $5,469 $2,798 
石油2,667 3,016 616 
天然气液644 964 243 
衍生工具的收益（损失）230 (463)(221)
其他 81 65 13 
5,914 9,051 3,449 
营业费用
 
 
 
直接业务562 460 156 
采集、加工和运输975 955 663 
除了所得税以外的税项 283 366 83 
勘探20 29 18 
折旧、磨损和摊销费用1,641 1,635 693 
总部管理 291 396 270 
3,772 3,841 1,883 
资产出售收益（损失） 12 (1)(2)
经营收入 2,154 5,209 1,564 
利息费用73 80 62 
利息收入(47)(10)— 
债务清偿盈利— (28)— 
其他收入
— (2)— 
税前收入 2,128 5,169 1,502 
所得税费用503 1,104 344 
净利润$1,625 $4,065 $1,158 
每股收益 
 
 
基本$2.14 $5.09 $2.30 
稀释的$2.13 $5.08 $2.29 
加权平均普通股股数  
 
 
基本756 796503
摊薄 760 799504
附注是这些合并财务报表的一部分。
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目录
COTERRA能源股份有限公司。
综合利润表
 截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
净收入
$1,625 $4,065 $1,158 
离职后福利：
 
 
 
净精算增益的摊销(1)
$(2)$— $— 0
净精算利益(2)
— 12 — 
先前服务信用摊销(3)
— (1)(1)
计划修订 (4)
— 1 — 
其他全面收益（损失）总额为
(2)12 (1)
综合收益$1,623 $4,077 $1,157 
_______________________________________________________________________________
(1)扣除少于 $ 的所得税1截至2023年12月31日的年度为百万美元。
(2)扣除所得税$3万美元，截至2022年12月31日。
(3)所得税净额低于每年少于$12022年和2021年止每年净额不到100万美元.
(4)减去所得税不足$12022年12月31日结束的年度净额少于百万美元.


附注是这些合并财务报表的一部分。

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目录
COTERRA能源股份有限公司。
现金流量表合并报表
 截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
经营活动产生的现金流量
 
 
 
净利润 $1,625 $4,065 $1,158 
调整净利润以计入经营活动现金流量:
 
 
 
折旧、减值和摊销1,641 1,635 693 
递延所得税费用74 235 126 
出售资产的利得或损失(12)1 2 
（收益）衍生工具的损益(230)463 221 
衍生工具结算中收到（支付）的净现金284 (762)(431)
债务溢价和债务发行成本摊销(18)(40)(10)
债务清偿盈利— (28)— 
股票报酬和其他57 73 52 
资产和负债变动:
 
 
 
2,687,823 378 (184)(229)
所得税38 (118)34 
存货4 (24)5 
其他资产(3)(4)(4)
应付账款及应计费用(180)96 47 
应付利息— (5)6 
其他资产和负债— 53 (3)
经营活动产生的现金流量净额3,658 5,456 1,667 
投资活动产生的现金流量 
 
 
钻井、井口完井和其他固定资产投资 (2,089)(1,700)(723)
租赁和资产购买投资 (10)(10)(5)
资产出售收益40 36 8 
收到的现金来自合并— — 1,033 
投资活动的净现金流量(使用)/提供的净现金流量(2,059)(1,674)313 
筹资活动产生的现金流量 
 
 
借款来自债务— — 100 
还款债务— (874)(288)
偿还融资租赁(6)(6)(2)
10 (405)(1,250)— 
分红派息(890)(1,992)(780)
赎回优先股所支付现金 (1)(10)— 
股票奖励释放时的税金代扣 (10)(25)(114)
资本化发债成本 (7)— (4)
因行权股票期权而收到的现金2 12 2 
筹集资金净额(1,317)(4,145)(1,086)
现金，现金等价物和受限现金净增加（减少）
282 (363)894 
期初现金、现金等价物及受限制的现金683 1,046 152 
期末现金、现金等价物及受限制的现金$965 $683 $1,046 
附注是这些合并财务报表的一部分。
58
目录
COTERRA能源股份有限公司。
股东权益综合表
(In millions, except per
每股金额(单位：百万美元)		普通股
股份		普通股
股票名义价值		国库
股份		国库
股票		实缴
资本		累积的
其他
综合
收益		留存收益
收益		总费用
2020年12月31日的余额478 $48 79 $(1,823)$1,804 $2 $2,185 $2,216 
净收入— — — — — — 1,158 1,158 
发行普通股以进行并购408 41 — — 9,042 — — 9,083 
发行替代奖励和期权作为并购考虑4 — — — 37 — — 37 
行使股票期权— — — — 2 — — 2 
股票摊销和归属3 — — (3)26 — — 23 
现金分红派息:
每股普通股价$43,9671.12。
— — — — — — (779)(779)
以$为价格的优先股20.3125。
— — — — — — (1)(1)
其他综合损失— — — — — (1)— (1)
截至2021年12月31日的余额893 $89 79 $(1,826)$10,911 $1 $2,563 $11,738 
净收入— — — — — — 4,065 4,065 
行使股票期权1 — — — 12 — — 12 
股票摊销和归属1 1 1 (9)54 — — 46 
10 — — 48 (1,250)— — — (1,250)
普通股份注销(128)(13)(128)3,085 (3,072)— — — 
兑换Cimarex可赎回优先股1 — — — 28 — — 28 
现金分红派息:
每股普通股价$43,9672.49。
— — — — — — (1,991)(1,991)
以$为价格的优先股20.3125。
— — — — — — (1)(1)
其他综合收益— — — — — 12 — 12 
2022年12月31日结存余额768 $77 — $— $7,933 $13 $4,636 $12,659 
净收入— — — — — — 1,625 1,625 
行使股票期权— — — — 2 — — 2 
股票摊销和归属— — — (9)65 — — 56 
10 — — 17 (409)— — — (409)
普通股份注销(17)(2)(17)418 (416)— — — 
兑换Cimarex可赎回优先股— — — — 3 — — 3 
每股普通股的现金股息为$1.17。
— — — — — — (895)(895)
其他综合损失— — — — — (2)— (2)
2023年12月31日结余为751 $75 — $— $7,587 $11 $5,366 $13,039 
附注是这些合并财务报表的一部分。
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目录
财务报表注解

1. 重要会计政策之摘要
报告的基础和经营性质
Coterra Energy Inc.及其子公司（以下简称“Coterra”或“公司”）致力于在美国本土专门开发、勘探和生产石油、天然气和液化石油气。公司的勘探和开发活动主要集中在已知的含有碳氢资源、适合多口井可重复钻井计划的区域。
本公司运营于之一 部门，石油和天然气的开发，勘探和生产。公司的石油和天然气资产是作为一个整体进行管理，而不是通过单独的经营部门。操作信息按地理区域跟踪; 但是，财务业绩是以单一企业而不是地理基础来评估的。资源分配是在公司整个投资组合的项目基础上进行的，而不考虑地理区域。
合并财务报表包括公司及其附属公司的账户，消除所有重要的公司间余额和交易。为符合当年的呈现方式，将对往年报表进行了部分重分类。这些重分类对之前报告的股东权益、净利润或现金流量没有影响。
公司和Cimarex能源公司于2021年10月1日完成了一项合并交易（“合并”），根据公司和Cimarex达成的协议（“合并协议”）。有关更多信息，请参阅附注2“收购”。此外，2021年10月1日，卡博特石油与燃料币公司更名为Coterra Energy Inc。
重要会计政策
现金及现金等价物
公司认为所有具有三个月或更短到期日的高流动性短期投资以及货币市场基金和其他可迅速转换为现金的投资为现金及现金等价物。截至2023年12月31日，现金及现金等价物主要集中于 四个 金融机构。公司定期评估其金融机构的财务状况，并认为任何可能的信用风险都是最低的。
限制性现金
限制性现金包括法律或合同约定的不得提取或使用的现金。截至2023年12月31日和2022年，限制性现金余额分别为$9万美元和10 百万，其中包括存放在受限使用的托管账户中的现金。
应收账款坏帐准备
公司根据未来预计应收账款的信用损失，记录坏账准备。
存货
存货主要由管状货物和井设备组成，并按平均成本计价。存货定期进行过时检查。
属性和设备
石油和天然气产业
公司采用成功努力计量法会计石油和天然气生产活动。根据该方法，已证明和未证明的资产的收购成本在发生时会被资本化。勘探成本，包括地质和地球物理成本，保持未证明资产和勘探干井钻井成本的成本，均被费用化。开发成本，包括钻井和装备开发井的成本和定位已证明储量的成功勘探钻井成本，会被资本化。
勘探钻井成本在发生时被资本化，待确定井是否发现了证明储量时。该确定是基于一种过程，依赖于对现有地质、地球物理的解读。
60
目录
工程数据。如果一口井被认定为成功，资本化的钻井成本将被重新分类为井的成本的一部分。如果一口井被认定为失败，资本化的钻井成本将在确定之时期被记入探索费用中。如果一口探井在生产之前需要进行重大资本支出，钻探探井的成本将继续作为资产持有，直到确定是否发现储量，只要：（1）井发现了足够的储量以证明如果进行必要的资本支出，则完工作为生产井是合理的， （2）在区域内正在进行或计划着近期要进行额外的探井钻探。 如果在该区域没有正在进行或计划着要进行的钻井，或者如果井尚未发现商业可开采的储量，则假定探井已被减值，其成本将计入勘探费用。
已证实的油气资产的开发成本，包括估计的拆除、恢复和遗弃成本以及收购成本，按照单位生产法分别使用开发和证明储量，按场地基础进行折旧和递耗。
如果售出或废弃物业的成本是摊销基础的一部分（部分领域），则如果单位产量的率没有受到显着影响，这些成本将继续保留在摊销基础中。如果显着受影响，任何盈利或亏损将予以确认，售出或废弃物业即被退休。当构成摊销基础的一组经核证的物业（整个领域）已被退休、废弃或出售时，任何盈利或亏损也会被确认。
公司在事件或情况发生变化时，会评估其已证明的石油和燃料币资产是否存在减值风险。公司比较预期未经折现的未来现金流与资产净账面价值。如果基于未来商品价格、运营成本、预期开采已证明储量以及风险调整后的可能和可能储量的估计，未来未经折现的现金流低于资产净账面价值，其资本化成本将减记至公允值。商品价格估计是通过使用管理层在预算编制和预测过程中使用的假设结合历史和当前价格调整地理位置和质量差异以及管理层认为会影响可实现价格的其他因素进行的。公允值是通过对未来现金流进行贴现计算的。所使用的贴现率基于市场参与者利用的反映涉及底层石油和天然气开发与生产固有风险的利率。
未证实的油气资源将定期进行评估，以便通过定期更新公司的未证实土地摊销来综合评估资产减值，该摊销基于过去的钻探和勘探经验、公司将租售权转化为实现生产的预期以及平均资产寿命。平均资产寿命是根据地理基础和未证实资产租赁权的预计寿命确定的。
固定资产
固定资产主要包括燃料币收集系统、水制造行业、建筑物、车辆、飞机、家具和固定装置、计算机设备和软件。这些项目按成本记录，并根据预期寿命以区间的直线折旧法核算， 三至30年。
养老责任负债
公司在发生资产退休义务的期间记录其公允价值的负债，如果可以进行合理估计的话。相关的资产退休成本作为长期资产的账面价值的一部分被资本化。油气产权的资产退休成本采用产量法折旧，而其他资产的资产退休成本则采用直线法，在预计使用寿命内按比例折旧。
新增的养老责任增加了与新油气井和其他设施相关的负债，因为这些责任是在发生的。折旧和摊销费用在合并利润表中包括增值费用。
衍生工具
公司通过金融衍生合约，主要是领套期保值合约、掉期和基差掉期，来管理其在预期未来生产量的部分中面临的价格波动风险。所有公司的衍生工具均用于风险管理目的，而非用于交易目的。公司已选择不将其金融衍生工具指定为会计对冲工具根据会计准则。
公司评估其所有实物购买和销售合同，以判断其是否符合衍生工具的定义。对于符合衍生工具定义的合同，公司可以选择适用会计准则下提供的正常购买正常销售（“NPNS”）例外，并使用应计法来核算该合同
61
目录
会计。不符合或公司选择不适用NPNS例外情况的合同以公允价值计价。
所有板块，除了符合NPNS例外条件的衍生品，均应在资产负债表上进行确认，并按公允价值计量。每个季度结束时，这些衍生品会被按市值进行标记。因此，衍生品公允价值的变动将被确认为衍生工具的收益（损失）中的营业收入。由此产生的现金流向被报告为经营活动现金流量。
租赁协议
公司将在认定一项安排是否属于租赁，或者包含租赁时，在成立之初基于该合同是否传递对特定资产的使用控制权，并以换取一段时间的对价为依据。租赁债权资产（“ROU资产”）和租赁负债（流动和非流动）将包括在合并资产负债表中的经营租赁中。融资租赁包括在物业和设备、净额和租赁负债（流动和非流动）中。短期租赁（在开始时，租赁期限为一年或更短，且不包含公司有合理把握会行使的购买选择的情况）不会被确认为ROU资产和租赁负债。对于所有的经营租赁，租赁和非租赁元件都会被视为单一租赁元件。
ROU资产代表公司在租赁期内使用基础资产的权利，而租赁负债代表公司根据租约产生的租赁支付义务。ROU资产和租赁负债根据租赁起始日期，基于租赁期内最低租金支付的现值进行确认。大多数租赁不包含隐含利率；因此，公司在签订日期根据可获得的信息，使用其增量借款利率来判断租赁支付的现值。租约条款包括延长租赁期的期权，当公司合理确定会行使该期权时。按照租赁期线性方式确认租赁支付的租金成本。某些租赁根据基础资产的使用情况而变动的支付条款。变动租赁支付不包括在ROU资产和租赁负债内。
资产和负债的公允价值
公司遵循权威会计准则，对财务报表中资产和负债的公平价值进行衡量。公平价值是在衡量日期（退出价格）市场参与方之间进行有序交易时将收到的出售资产的价格或支付转让责任的价格。公司利用市场数据或假设，这些市场参与者独立、知识渊博、愿意并且有能力进行交易，用于定价资产或负债，包括关于风险以及估价技术输入中固有风险的假设。公司能够根据这些输入的可观察性对公平价值余额进行分类。公平价值衡量的权威指引建立了三个公平价值层次，定义如下：
•一级：在活跃市场上，相同资产或负债的未调整报价。

•二级：在不被视为活跃市场或其所有重要输入是可直接或间接地观察到的金融工具的市场中，对资产或负债的全部重要输入在资产或负债的全部期限内都是可以观测到的。

•三级：在几乎没有市场数据可供使用时使用的重要但不可观察输入，需要进行重要判断。

层级结构最优先考虑一级计量，最低优先级考虑三级计量。根据特定资产或负债，输入可用性可能会因产品类型、产品在市场上的寿命以及其他特定交易条件等因素而有所不同。在某些情况下，用于衡量公允价值的某些输入可能会被分类到公允价值层次结构的不同级别中。根据会计指引披露目的，应选择包含在估值中使用的重要输入的最低级别。
收入确认
公司的营业收入通常来自于销售公司拥有的石油、天然气和NGL的合同产生的收益。这些合同通常要求公司按照固定或变动的价格，每天交付特定数量的商品，持续一定数量的天数。合同规定交付点，代表产品的控制权何时转移到客户手中。公司已确定这些合同代表多个履行义务，当商品的控制权转移给客户，通常通过将指定商品交付到指定的交付点完成履约。
62
目录
营业收入按合同与客户约定的考虑因素来衡量，不包括代表第三方收取的任何金额。公司根据预期能够获得的考虑因素金额来确认营业收入，以交付控制权转移给客户为准。公司变价合同中的合同考虑通常根据合同中规定的价格分配到合同中的具体履约义务。公司固定价格合同中分配的金额是基于这些产品的独立销售价格，通常在长期、固定价格合同的背景下，即合同价格的近似值。付款通常在销售发生后的一个或两个月收到。
公司未就重大融资要素的影响调整承诺的代价金额，如果公司预期在合同起始时，公司将向客户转让承诺的商品或服务并且客户支付该商品或服务的时间间隔将在一年或一年以下。
对于原始预期期限为一年或更短的合同，公司选择不披露分配给未满足履约义务的交易价格。对于期限超过一年的合同，如果可变考虑被完全分配给一个完全未满足的履约义务，则公司选择不披露分配给未满足履约义务的价格。由于每单位的商品通常代表一个单独的履约义务，未来的销量被视为完全未满足的，因此不需要披露分配给剩余履约义务的交易价格。
政府机构征收的与特定营业收入交易同时征收的税款，由公司从客户那里收取，这些税款不计入营业收入。
所得税
公司遵循资产和负债会计方法来核算所得税。根据这种方法，为了估计未来所得税后果，针对现有资产和负债的财务账面金额和其各自税基之间的差异记录了递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债是使用在预计这些暂时性差异预计会解除的年份中有效的税率来衡量的。税率变化对递延所得税资产和负债的影响在颁布税率变化的年份予以承认。如果相关税收好处不大可能实现，就设立减值准备以减少递延所得税资产。
公司在将某些高管薪酬限额超过$100万的限制应用于未来薪酬时，遵循“先股权”原则。这一限制首先适用于未来税收年度中将解锁的基于股票的薪酬，然后才考虑未来期间支付的现金薪酬。因此，公司为当前期间记录的基于股票的薪酬费用确认了递延税款资产，并在未来期间中逆转了临时差异，届时基于股票的薪酬将变得可减税。
公司被要求做出判断，包括对公司所采取的税务立场进行潜在不利结果的储备估计。公司根据所采取或预期采取的税务立场制定对所得税不确定性的确认和计量门槛。对于不确定的税务立场所得的税收利益将在多于不确定部位能够基于立场的技术优势来经过税务机构的审查而能够持续的情况下进行确认。确认的税收利益金额是在可能性大于50%的情况下能够在最终解决之时实现的税收利益的最大金额。有效税率和资产负债的税基反映了管理层对各种税务不确定性最终结果的估计。
公司在综合经营报告中确认与不确定税务立场相关的应计利息为利息支出，并确认与此类立场相关的应计罚款为管理费用。
以股票为基础的补偿
公司按照公允价值法核算股权激励。根据该方法，补偿成本在授予日确定，用于权益分类奖励，每个报告期重新衡量用于负债分类奖励，基于奖励的公允价值，并在服务期间扣除，通常是获得期。为了计算公允价值，公司使用基于奖励具体规定的Black Scholes或Monte Carlo评估模型。所有类型奖励的股权激励成本都包括在合并利润表的管理费用中。
公司在各自奖励取得权利时，在损益表中记载股权报酬的超额税收优惠和税务递减。超额税收优惠和税务递减包括在合并现金流量表的经营活动现金流中。
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目录
公司直接扣除员工股权激励奖励以支付税款的现金被归类为综合现金流量表中的筹资活动。
每股收益
公司计算每股收益时要认识到，包含有权利获得分红或红利等收入的未结股权支付奖励是“参与证券”，因此应采用双类收益分配法计算每股收益。双类方法是一种收益分配公式，根据宣布的分红（或累积）和未分配收益中的参与权，确定普通股和参与证券各类的每股收益。公司的其中一部分未结股权支付奖励，包括限制性股票，符合参与证券的条件。公司的参与证券没有在实体亏损中分享的合约义务，因此，净亏损不分配给他们。
环保母基
环保母基支出根据未来经济利益进行支出或资本化，必要时。与过去运营引起的现有状态相关的支出，且没有未来经济利益的，会进行支出。与未来成本相关的责任会在环境评估和整治活动可能并且成本可以合理估计的情况下，以未贴现基础记录。任何保险赔偿在收到时会记录为资产。
信贷和集中风险。
公司的几乎所有应收账款均来自向石油、天然气和液化气体燃料币以及与其他联合运营参与方共同计费的第三方销售，在石油和天然气行业板块中存在较高的集中度，这些采购商和联合业主的集中度可能会积极或消极地影响公司的整体信用风险，因为这些实体可能同样受到经济或其他条件变化的影响。公司预计第三方不履行义务不会对其财务业绩产生重大影响。
截至2023年12月31日的一年内， 两个 截至2023年6月30日六个月的营业收入中，客户约占收入的 19％，截至2023年7月31日的三个月内；17 公司总销售额的百分比是。截至2022年12月31日的一年内， 两个 截至2023年6月30日六个月的营业收入中，客户约占收入的 13％，截至2023年7月31日的三个月内；11 占公司总销售额的百分比。截至2021年12月31日年底， 否 一个客户占公司总销售额的10%以上。
公司认为，如果任何重要客户的流失对其产生不利影响，是因为可以轻松找到替代客户。 如果公司的任何一个重要客户停止购买公司的产品，公司认为有其他许多购买者可以出售其产品。 如果多个重要客户停止购买公司的产品，公司认为可能会面临一些初期挑战，但公司相信有足够的替代市场来处理任何销售中断。
公司定期监控客户的信用状况，在必要时可能要求母公司担保、信用证或预付款。历史上，与坏账损失相关的损失微不足道。
使用估计
在编制财务报表时，公司遵循通用会计准则。这些原则要求管理层进行估计和假设，这些估计和假设会影响资产和负债的报告金额，在财务报表日期披露备抵资产和负债，以及报告期间收入和支出的金额。最重要的估计涉及已探明的石油和天然气储量以及相关的现金流量估计，用于计算折旧、减值和摊销以及已探明的石油和天然气资产减值。其他估计包括石油、天然气和天然气液(液化天然气)收入和支出、衍生工具公允价值、与法律、环保和其他可能性有关的费用估计、资产退役义务、养老义务、以股份为基础的薪酬和递延所得税。实际结果可能与这些估计有所不同。
最近发布的会计声明
2023年11月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了会计准则更新（“ASU”）2023-07， 细分报告（主题280），改进可报告分部披露。该标准包括与重要费用原则、单一可报告分部实体以及披露分部利润或损失的多种指标相关的额外澄清和实施指导。ASU将于2023年12月15日后开始的财政年度生效，并允许提前采纳，2024年12月15日后开始的财政年度内的中期时间段也生效。
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目录
和追溯应用。预计采纳ASU No. 2023-07对公司的财务状况、经营成果或现金流不会产生任何影响，因为它仅修改了披露要求。
2023年12月，FASB发布了ASU No. 2023-09， 所得税（主题740）所得税披露改进本ASU要求增加所得税披露内容，包括其他事项在内，对于在联邦、州和外国征税司法管辖区支付的金额进行进一步细分，并将利润调解分解为八个具体类别，同时列出金额和百分比。ASU将于2024年12月15日后开始的财政年度生效，并于2025年12月15日后开始的财政年度内的中期时段生效，允许提前采纳。采纳ASU No. 2023-09不会对公司的财务状况、业绩或现金流量产生任何影响，因为它仅修改了披露要求。
2. 收购
Cimarex Energy Co.
2021年10月1日，公司和Cimarex完成了合并。Cimarex是一家在得克萨斯州、新墨西哥州和俄克拉荷马州开展石油和天然气勘探生产业务的公司。合并生效后，每股符合条件的Cimarex普通股转为有权获得燃料币的普通股。 4.0146 公司的普通股在2021年10月1日的收盘价基础上，Coterra普通股的总价值约为$9.1亿美元。公司和Cimarex有意使此次合并符合美国联邦所得税法律的免税重组要求。
收购后的营业结果
Cimarex为公司2021年的综合营运结果贡献了以下内容。
（单位百万）2021年10月1日至2021年12月31日
营业收入$1,129 
净收入394 
以下表格列出了Cornerstone重组，Cornerstone收购和RP Finance合并对Rafael，Cornerstone和RP Finance的假设合并后运营结果，假设这些事件在2022年8月1日同时发生，并于2024年4月30日和2023年4月30日进行。
Cimarex的经营结果自2021年10月1日并入公司合并基本报表，该合并的生效日期。为了模拟Cimarex收购效应，截至2021年12月31日的年度补充信息已准备好。下面的信息反映了基于可用信息和Coterra认为是事实和可以支持的某些假设所做的基于假设的调整。经营的基本报表不包括因收购而产生的任何成本节省或其他协同效应，也不包括Coterra为整合已收购资产而产生或将产生的任何估计成本。
未经审计的信息并不一定反映出如果交易实际发生在2020年1月1日时可能发生的结果，并且不旨在预测未来的结果。未来的结果可能会与以下未经审计的信息所反映的结果有很大不同，因为正常生产下降、商品价格变化、未来收购和出售、未来的开发和勘探活动以及其他因素。
截至12月31日的年度
(金额以百万美元为单位，每股信息以美元为单位)2021
未经审计的合并收入数$5,236 
合并后净收入
1,205 
摊薄每股净利润
$1.49 
摊薄每股净利润
$1.48 
其他信息
关于并购，公司认定了$42 百万美元的交易成本，截至2021年12月31日。这些费用主要与银行、法律和会计费用有关，并包含在综合利润表的管理费用中。
65
目录
3. 固定资产和设备净值
资产和装备净值包括以下内容:
 12月31日
（以百万计）20232022
已证明的石油和燃料币产权$19,582 $17,085 
未开采的石油和燃料币资源4,617 5,150 
收集和管道系统
527 450 
土地、建筑物和其他设备216 183 
融资租赁使用权资产
25 24 
24,967 22,892 
累计折旧与摊销
(7,034)(5,413)
$17,933 $17,479 
勘探井开支首字母大写
截至2023年、2022年和2021年年末，公司没有进行超过一定期限的勘探井成本资本化项目。 一年 钻完后。
4. 长期债务和信用协议
下表包括公司的长期债务摘要。
 十二月三十一日
（以百万计）20232022
债务总额
3.65私募优先票据加权平均值百分比(1)
$825 $825 
3.902027年5月15日到期的优先票据百分比
750 750 
4.3752029年3月15日到期的优先票据百分比
500 500 
循环信贷协议— — 
总计2,075 2,075 
未摊销的债务溢价90 111 
未摊销的债务发行成本(4)(5)
债务总额$2,161 $2,181 
减去：长期债务的流动部分575 — 
长期债务$1,586 $2,181 
_______________________________________________________________________________
(1)本基金寻求于东欧地区注册的主要权益关联发行人的长期升值投资。3.65加权平均票面金额为$的优先票据到期日为5751百万美元和2502024年和2026年9月到期，分别为1000万美元。
定向增发高级债券
定向增发的优先票据是公司的一种一般无担保债务。每一系列定向增发的优先票据利息按半年支付。根据票据购买协议的条款，公司可以在任何日期预付每个系列的全部或部分票据，价格为其本金加上已计算但未支付的利息，再加上一个补偿溢价。
2022年期间，公司偿还了$37百万的票据6.51加权平均数为%的高级票据，金额为$381百万美元和87百万的票据5.58加权平均数为%的高级票据，金额为$92在原到期日之前偿还了$百万美元的高级票据，并确认了债务摊销净损失为$7截至2021年3月27日，未偿还本金总额为$。
根据票据购买协议，公司必须维持最低年度综合现金流量与利息费用的比率，以追溯至 四个 个季度不低于 2.8 ，并要求公司在任何财政季度的最后一日，维持最大的总债务与综合EBITDAX的比率，以追溯至过去四个季度不超过 3.0 。此外，还有其他各种契约和通常在此类债务工具中发现的违约事件。
66
目录
截至2023年12月31日，公司在定向增发的优先票据下遵守了其财务契约。
优先票据
本基金寻求于东欧地区注册的主要权益关联发行人的长期升值投资。3.90%到期的2027年优先票据和 4.375%到期的2029年优先票据（“优先票据”）是公司的一般无担保债务。每个系列的优先票据的利息按半年支付一次。根据管理优先票据的债券文件的条款，公司可以在任何日期以等于其本金金额加上有关债券文件中描述的适用赎回价格的价格赎回每个系列的所有或任何部分优先票据。公司还受到各种在此类债务工具中通常发现的契约和违约事件的约束。

2022年，该公司赎回了其$750百万美元票面额的 4.375%高级票据，金额约为$750百万美元，认列了债务清偿净利润为$35百万美元，主要是由于相关债务溢价和发债成本的冲销。
循环信贷协议
公司于2023年3月10日与摩根大通银行（JPMorgan）作为管理代理人及若干贷款人和参与方签订了一项循环信贷协议（“信贷协议”）。信贷协议下的总循环承诺额为$1.5十亿美元，其中包括最高为$100百万美元的自由选项回拨子授信额度和最高为$500百万美元的信用证子授信额度。公司还可以根据一定条件提高信贷协议下的循环承诺额，最高可额外增加至$500百万美元，前提是符合一定条件并经提供承诺的贷款人同意增加。
根据信贷协议，借款的利息按照年利率计算，公司可以选择的方式是：(i) 一项定期担保隔夜融资利率(SOFR)加上 0.10 百分之几的信贷利差调整，适用于所有期限，或者(ii) 一个基准利率，每种情况下再加上从 0至75 基础点到基础点的基础利率贷款，和 100至175 基础点到基础点的基础利率的贷款条件，根据公司的信用评级。未使用的授信额度的承诺费率按年计算，范围从 10 降息修改案将期限贷款的适用利率差边际，从50个基点降至1.75％（对于按基准利率计息的期限贷款）和1.85％（对于按SOFR计息的期限贷款）。 27.5 基础点，根据公司的信用评级。信贷协议将于2028年3月10日到期。到期日可以延长，以便额外 一年 公司和持有信贷协议至少百分之二十的贷款人同意的情况下，最多可延长两次。 50 信贷协议项下承诺总额百分之之一的贷款人同意的情况下。
信贷协议包括惯例条款，包括维持最大杠杆比率不超过 3.0 至1.0， 截至任何财政季度最后一天。在公司没有其他债务超过75 百万美元的前提下，且该债务的财务维护条款基于基本相同的杠杆比率，替代此最大杠杆比率条款，循环信贷协议将要求维持 总债务与总资本的比率不超过 65 所有计算依据信贷协议中的定义）。
随着公司签署信贷协议，公司终止了当时存在的修订后的第二份信贷协议，该协议日期为2019年4月22日，与该有关各方及摩根大通作为行政代理签订。
截至2023年12月31日，可用于根据ESPP购买未来发行的股票有4,136,058股。 否 公司信贷协议下的借款余额和未使用的承诺额为$1.5权益法核算的股权证券
67
目录
5. 衍生金融工具
截至2023年12月31日，公司拥有以下未清除的金融商品衍生品：
 
2024
2025
天然气第一季度第二季度第三季度第四季度第一季度第二季度第三季度第四季度
纽约商品交易所项圈
体积 (mmBtu)35,490,000 44,590,000 45,080,000 16,690,000 9,000,000 9,100,000 9,200,000 9,200,000 
加权平均下限（美元/百万英热单位）
$3.00 $2.70 $2.75 $2.75 $3.25 $3.25 $3.25 $3.25 
加权平均上限（美元/百万英热单位）
$5.38 $3.87 $3.94 $4.23 $4.79 $4.79 $4.79 $4.79 

2024
石油第一季度第二季度第三季度第四季度
西德克萨斯中质原油项圈
音量 (mbbL)2,730 2,730 1,840 1,840 
加权平均下限（美元/桶）$68.00 $68.00 $65.00 $65.00 
加权平均上限（美元/桶）$91.37 $91.37 $90.01 $90.01 
WTI 米德兰原油基础互换
音量 (mbbL)2,730 2,730 1,840 1,840 
加权平均差值 (美元/桶)$1.16 $1.16 $1.17 $1.17 
2024年1月，公司进行了以下金融商品衍生品交易：
2024
石油第一季度第二季度第三季度第四季度
西德克萨斯中质原油项圈
音量 (mbbL)300 455 920 920 
加权平均下限（美元/桶）$65.00 $65.00 $65.00 $65.00 
加权平均上限（美元/桶）$85.02 $85.02 $81.49 $81.49 
WTI 米德兰原油基础互换
音量 (mbbL)300 455 920 920 
加权平均差值 (美元/桶)$1.10 $1.10 $1.10 $1.10 

衍生工具对合并资产负债表的影响
  衍生工具的公允价值
  衍生工具资产衍生工具负债
  12月31日12月31日
（以百万计）资产负债表上的位置2023202220232022
商品合约衍生工具（流动）$85 $146 $— $— 
商品合约其他资产（非流动）7 — — — 
 
$92 $146 $— $— 
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目录
在合并资产负债表中抵销衍生资产和负债
 12月31日
（以百万计）20232022
衍生工具资产  
认定资产的总额$93 $147 
在综合资产负债表中抵销总金额(1)(1)
在综合资产负债表中呈现的资产净额92 146 
在综合资产负债表中未抵销的金融工具总金额1 2 
净金额$93 $148 
衍生工具负债
认定负债的总额$1 $1 
应在合并资产负债表中抵销的总金额(1)(1)
合并资产负债表中呈现的负债净额— — 
未在合并资产负债表中抵销的金融工具总金额— 1 
净金额$— $1 
衍生工具对综合收益表的影响
截至12月31日的财年
（以百万计）202320222021
衍生工具结算时收到（支付）的现金
天然气合同$280 $(438)$(307)
石油合约4 (324)(124)
衍生工具的非现金收益（亏损）
天然气合同(72)149 99 
石油合约18 150 111 
$230 $(463)$(221)
关于衍生工具的额外披露
衍生工具的使用涉及到与合约方无力履行协议的风险。公司的合约方主要是商业银行和金融服务机构，管理层认为这些机构的信用风险很小，而且衍生合同是与多个合约方签订，以最大程度地减少对任何个别合约方的敞口。公司基于合约方的信用评级和适用的信用违约互换率进行定量和定性评估。
公司衍生工具中的某些交易对手同时也是其信贷协议下的贷款人。公司的信贷协议和衍生工具中包含特定的交叉违约和加速条款，如果公司违约于其他重要债务，可能会要求立即偿付公司在其中的责任。公司还与每个交易对手签订了清算安排，允许其抵销与该交易对手单独衍生合同中的资产和负债。
69
目录
6. 公允价值衡量
金融资产和负债
下面的公允价值层次表格展示了公司按照重复出现的方式计量公允价值的金融资产和金融负债的信息：
（以百万计）的报价
的活跃市场
相同的资产
（第 1 级）		重要的其他
可观测的输入
（第 2 级）		意义重大
无法观察
输入
（第 3 级）		余额为
十二月三十一日
2023
资产    
递延补偿计划$33 $— $— $33 
衍生工具— — 93 93 
总资产$33 $— $93 $126 
负债    
递延补偿计划$33 $— $— $33 
衍生工具— — 1 1 
负债总额$33 $— $1 $34 
（以百万计）的报价
的活跃市场
相同的资产
（第 1 级）		重要的其他
可观测的输入
（第 2 级）		意义重大
无法观察
输入
（第 3 级）		余额为
十二月三十一日
2022
资产    
递延补偿计划$43 $— $— $43 
衍生工具— — 147 147 
总资产$43 $— $147 $190 
负债
 
 
 
 
递延补偿计划$55 $— $— $55 
衍生工具— — 1 1 
负债总额$55 $— $1 $56 
该公司与其递延薪酬计划相关的投资包括公开交易的共同基金和该公司的普通股的递延股份，其市场价格容易获取。2023年初，所有在递延薪酬计划中持有的公司普通股股份被出售，并投资于其他投资期权。
衍生工具的计量是基于公司与对手方的报价或内部模型。 这些报价和模型是使用收入法进行推导的，考虑了各种输入，包括基础工具的当前市场和合同价格、报价的期货商品价格、基差、波动因素以及相同期限的利率期货等。 估计值是从相关的nymex期货合同中推导或验证的，并与从交易对手方获取的多个报价进行比较。 上述公允价值的确定还包括一项用于非履约风险的信贷调整。 公司通过审核其具有衍生合同的各金融机构的信用违约互换点差，来评估其对手方的非履约风险，而公司的非履约风险是通过审查同板块其他同等信用评级公司的信用违约互换点差来评估的。 公司尚未因对手方的非履约风险而遭受任何损失，并且不预计第三方的非履约会对其财务业绩产生任何重大影响。
相对于公司级别3的衍生合约，最重要的不可观察的输入是基差和波动率因素。这些不可观察的输入的增加（减少）将分别导致公允价值的增加（减少）。公司无法获取其交易对手估值模型中使用的特定假设。因此，未提供有关重要级别3不可观察输入的其他披露。
70
目录
以下表格详细说明了按照公允价值层次分级为第3级的金融资产和负债公允价值变动的调解情况：
 截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
期初余额$146 $(152)$24 
收益中包含的总收益（亏损）230 (446)(532)
结算（收益）损失(284)744 356 
期末余额$92 $146 $(152)
与期末仍持有的资产和负债相关的未实现收益（亏损）的变动$92 $179 $(154)
非金融资产和负债
公司披露或确认其非金融资产和负债，例如石油和天然气资产的减值或收购，以非经常性公允价值计量。由于2024年3月31日公司的其他非金融资产和负债已按公允价值计量，因此不需要进行其他披露。 无 公司其他非金融资产和负债的价值于2023年、2022年和2021年12月31日进行了公允价值衡量，无需额外披露。
公司资产养老责任的预估公允价值是通过利用收入法确定的，应用折现调整的无风险利率，在考虑公司信用风险、货币时间价值和当前经济状况的前提下，对未折现的预期废弃现金流进行估计。鉴于输入数值的不可观测性质，资产养老责任的计量被归类为公平价值层次结构中的3级。
其他金融工具的公允价值
其他金融工具的预估公平价值是工具目前可在愿意方之间交换的金额。由于这些工具的短期到期日，报告在合并资产负债表中的现金及现金等价物和受限现金的账面金额接近公允价值。现金及现金等价物和受限现金被分类为公允价值层次中的一级，其余金融工具被分类为二级。
公司的高级票据的公允价值基于报价市场价格，属于公允价值层次中的第1级。公司的定向增发高级票据的公允价值基于第三方报价，这些报价来自于信用点差，用于衡量发行利率和期末市场利率之间的差异和其他不可观察的输入。公司的定向增发高级票据是以市场方法进行估值，并被归类为公允价值层次中的第3级。
债务的账面价值和估计公允价值如下：
 2023 年 12 月 31 日2022年12月31日
（以百万计）携带
金额		估计的
公允价值		携带
金额		估计的
公允价值
债务总额
$2,161 $2,015 $2,181 $1,955 
当前到期日(575)(565)— — 
长期债务，不包括当前到期日$1,586 $1,450 $2,181 $1,955 
71
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7. 养老责任负债
与公司养老负债相关的活动如下：
截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
期初余额$277 $263 $86 
并购中承担的负债— — 175 
产生的负债6 10 6 
负债清偿 (1)(3)(10)
出售的负债(4)(2)— 
增值费用11 9 6 
期末余额289 277 $263 
减少：流动资产养老责任(9)(6)(4)
非流动资产养老责任$280 $271 $259 
8. 承诺和不确定事项
收集、加工和运输协议
采集、加工和运输承诺
公司已与各种管道运输商签订了某些聚油和运输协议。在其中某些协议的约定下，公司有义务每日运输最低数量，或按指定费率支付任何不足。预计公司将在这些管道上运输的产量预计将超过协议中规定的最低每日数量。根据其中某些安排，公司还有义务支付关于管道系统的牢固产能权利的需求费，无论公司利用的管道产能量多少。如果公司未使用产能，它可以将其释放给其他人，从而减少其潜在的责任。
截至2023年12月31日，公司根据汇集和运输协议的未来最低义务如下：
（以百万计）
2024$123 
2025192 
2026174 
2027168 
2028131 
此后821 
$1,609 
其他收集和处理成交量承诺
公司已经签订了一些燃料币加工协议。在其中一些协议中，公司有义务按照规定的速率加工最低日加工量，或者按规定速率支付任何不足之处。公司预测的生产量预计将超过这些协议中规定的最低日加工量。
72
目录
截至2023年12月31日，公司根据燃料币加工协议的未来最低义务如下:
（以百万计）
2024$97 
202596
202684
202780
202872
此后85
$514 
公司还有最低交割量要求，涉及协议赔偿各种管道的连接成本。在某些协议下，公司有义务交付最低日交割量，或以指定费率支付任何不足之处。公司预测的生产量预计将超过协议中规定的大部分最低日交割量。
截至2023年12月31日，公司根据这些交付承诺的未来最低义务如下：
（以百万计）
2024$37 
202527 
202624 
202718 
202813 
此后— 
$119 
截至2023年12月31日，公司已经计提了一个美元的负债。11与这些承诺相关，代表由于预测的交付量不足而应付金额的现值。
送水承诺
公司与一项水务协议有关联，该协议规定到2030年到期。公司有义务按指定价格交付最低每日数量，否则需支付任何不足量。
截至2023年12月31日，公司在水运送承诺下的未来最低义务如下:
（以百万计）
2024$7 
20257 
20267 
20277 
20287 
此后11 
$46 
截至2023年12月31日，公司已计提一项与此承诺相关的负债，金额为$21百万美元，代表由于预期交付量不足造成的估计应付金额的现值。
租赁承诺
公司有办公空间的营运租赁、表面使用协议、压缩机服务、电动液压压裂服务和其他租赁服务。这些租赁服务剩余期限不等，包括期权以延长公司合理确定会行使的租赁服务。截至2023年12月31日年度结束，公司确认了营运租赁成本和变量租赁成本为$ 一个月至22 年，其中包括公司合理确定会行使的延长期限的租赁选择。2023年12月31日结束的年度内，公司确认了营运租赁成本和变量租赁成本为$127万美元和139 分别为1000万美元和2000万美元。 在截至年度的一年内
73
目录
2022年12月31日，公司确认了经营租赁成本和变动租赁成本为$104万美元和9百万美元。
短期租赁。 公司按租赁期限租用钻井平台、压裂设备和其他设备。 30 天到 一年租赁成本为$。777万美元和265截至2023年12月31日和2022年，短期租赁的租赁成本分别为$百万。某些租赁成本被资本化，并包括在综合资产负债表中的固定资产和设备中，因为它们与钻井和完井活动相关，而其他成本被支出，因为它们与生产和行政活动相关。
截至2023年12月31日，公司未来未折现的最低现金支付义务，如下所示：
(以百万计)截止日期为12月31日的年份
2024$128 
2025113 
202653 
202722 
202819 
此后54 
未折现的未来应付租赁款总额389 
现值调整(36)
净营运租赁负债$353 
截至2023年12月31日，公司未来未经贴现的最低租赁负债现金支付义务如下：
(以百万计)截止日期为12月31日的年份
2024$7 
20255 
未折现的未来应付租赁款总额12 
现值调整— 
净融资租赁负债$12 

与租赁相关的补充现金流信息如下：
截至12月31日的年度
(以百万计)20232022
支付与租赁负债计量相关的现金：
经营租赁的经营现金流量$132 $104 
融资租赁的融资现金流量$6 $6 

以下是有关经营和融资租赁的加权平均剩余租期和加权平均贴现率的信息摘要：
12月31日
20232022
加权平均剩余租赁期限（年）
经营租赁4.54.6
融资租赁1.72.7
加权平均折扣率
经营租赁3.9 %3.3 %
融资租赁2.1 %2.4 %
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法律事项
证券诉讼。
2020年10月，一起集体诉讼案件，即特拉华县雇员养老系统诉卡博特石油和燃料币公司，等（美国宾夕法尼亚州中区地方法院），针对该公司、当时的首席执行官丹·O·丁格斯以及当时的首席财务官斯科特·C·施罗德，指控该公司在其向美国证券交易委员会提交的定期申报中发表了误导性声明，违反了1934年修订版的《证券交易法案》第10（b）和第20条款。原告声称在多年的时间里，公司在其公开申报和披露中存在关于宾夕法尼亚州关于潜在环保母基违规的潜在责任的误导性陈述。原告声称这些错误陈述导致了公司普通股价格下跌，当公司在其截至2019年6月30日的季度报告表格10-Q中披露来自宾夕法尼亚州环境保护部的两份违规通知时，以及在2020年6月15日披露宾夕法尼亚州总检察长办公室提出的涉嫌违反宾夕法尼亚州清洁溪流法的刑事指控时，股价又有进一步下跌。法庭于2021年2月3日委任特拉华县雇员退休系统代表所谓的类别。2021年4月，更改投诉以包括公司当时的高级副总裁菲利普·L·斯特纳克作为被告。原告寻求经济赔偿、利息和律师费。
2020年10月，还有一起股东衍生诉讼案件Ezell v. Dinges, et. al.（美国宾夕法尼亚中区地方法院）对公司、Dinges先生、Schroeder先生以及当时担任公司董事会成员的董事们提起诉讼，指控根据《证券交易法》第10（b）条和第21D条的警告选择权，起因于上述所述集体诉讼基础的涉嫌违反证券法的声明。除了《交易法》的索赔之外，衍生诉讼还声称基于违反受托责任和法定分担理论的索赔。2020年12月，Ezell案与美国宾夕法尼亚中区地方法院提起的第二起衍生案件合并，该案件声称类似。2021年1月，在美国宾夕法尼亚中区地方法院提起了第三起衍生案件，涉及的指控基本相同，该案于2021年2月与Ezell案合并。
2021年2月25日，公司申请将集体诉讼转移至总部位于休斯敦德克萨斯州南部地方法院。2021年6月11日，公司申请驳回集体诉讼，理由是原告的指控不符合《证券交易法》第10(b)条或第20条的规定。2021年6月22日，将集体诉讼转移至德克萨斯州南部地方法院的动议获准。根据各方之前的协议，之前讨论的合并衍生案件也在2021年7月12日转移到了德克萨斯州南部地方法院。随后，根据一项之前协议，Treppel Family Trust U/A 08/18/18 Lawrence A. Treppel 和Geri D. Treppel以Geri D. Treppel和Larry A. Treppel利益诉Dinges等人的股东衍生案件(美国德克萨斯州南部地方法院，休斯顿分院)在德克萨斯州南部地方法院提起，主张与现有衍生案件中的特拉华州普通法主张基本相同。2022年1月12日，德克萨斯州南部地方法院准许公司驳回集体诉讼，但允许原告提起修正诉状。集体原告于2022年2月11日提起了修正诉状。公司于2022年3月10日申请驳回修正集体诉讼诉状。2022年8月10日，德克萨斯州南部地方法院在公司提交的驳回修正集体诉讼诉状的动议中部分准许部分驳回，驳回某些请求，但允许某些请求继续进行。公司于2022年9月14日提交了对修正集体诉讼诉状的答辩。目前，集体诉讼案件正处于发现阶段。2023年9月27日，德克萨斯州南部地方法院批准了集体原告的集体诉讼资格认证动议。公司于2023年10月11日提交请愿，请求得到上诉法院第五巡回法院就集体认证命令的上诉。但法院在2023年11月17日驳回了该上诉。“2023年10月20日，集体原告提出请愿，请求修改集体诉状以主张额外的索赔，包括就公司2018年和2019年的生产指导方针提出索赔。2024年1月8日，德克萨斯州南部地方法院准许原告就公司2019年的生产指导方针和2019年7月26日或之后所作的某些环保披露提出额外的索赔，但以适用的权利消灭法为由，驳回原告关于2018年生产指导方针的拟议新索赔。公司打算积极捍卫集体诉讼。
关于合并衍生案件，2022年4月1日，德克萨斯州南区联邦地区法院批准了公司驳回此合并衍生案件的动议，但允许原告提交修订起诉状。衍生原告于2022年5月16日提交了第三份修订起诉状。公司于2022年6月24日提交了驳回此修订起诉状的动议，并于2022年9月4日提交了支持该动议的答辩。2023年3月27日，德克萨斯州南区联邦地区法院否决了将衍生案件作为无实际意义的驳回动议，并要求公司提交一份重新提出的驳回动议，解决有关衍生案件影响的某些问题。
75
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该公司针对衍生案件提起集体诉讼。公司于2023年4月28日提交了更新后的驳回动议。 2024年1月2日，法院发布了一项裁决和终审判决，支持公司的驳回动议并具有终局性地驳回了衍生案件。 衍生原告于2024年2月1日就终审判决提出上诉通知。 公司打算积极抗辩任何衍生诉讼中的进一步诉讼。
本报告中的声明包括根据1995年私人证券诉讼改革法案发表的前瞻性声明。这些前瞻性声明基于目前的预期和信仰，并涉及许多可能导致实际结果与预期结果根本不同的风险和不确定性。这些前瞻性声明仅适用于此时此刻或声明中指定的日期，并不应被视为未来事件的预测因为我们不能确保实际事件或情况会出现或实现。您可以通过使用前瞻性术语来识别前瞻性声明，其中包括 “相信”，“期望”，“可能”，“将” ，“应该”，“寻求”，“意图”，“计划”，“预测”，“估计”，“预见”，“设计”或这些词和语短语的否定形式，其他这些词和语短语的变体或类似的术语。这些前瞻性声明涉及，其他事项：对AMD产品的需求; AMD参与市场的增长、变化和竞争格局；预期季节性趋势；未帐期的应收账款有望在12个月内完成账单和收款；预计AMD将获得的IP授权协议和AMD预期从未来中国合资企业产品的销售中获得的IP授权的版税支付;面向国际销售的水平与总销售的比较；AMD现金和现金等价物结余加上经信贷协议提供给AMD和旗下某些子公司的那种旋转信贷款项中的可用金额，将足以资助AMD的资本支出等经营活动在未来12个月内； AMD能否获得足够的外部融资或有利的外部融资；AMD目前诉讼潜在责任如有可能，则不会对其财务状况、现金流或运营结果产生重大不利影响； COVID-19大流行病将继续影响我们的业务；关于IT网络安全的持续和成本上升；小部分客户在未来将继续占公司收入的很大一部分。这些前瞻性声明涉及可能导致实际结果与目前的预期结果根本不同的风险和不确定性。有关可能导致实际结果与前瞻性声明不同的因素的讨论，请参见本报告中的“第二部分，第1A条——风险因素”，以及本报告以下所述的其他风险和不确定性或详细了解我们的其他证券交易委员会（SEC）报告和备案信息。其中许多风险和不确定性可能会因COVID-19大流行病和全球商业和经济环境的恶化而恶化。我们不承担更新前瞻性声明的义务，除非法律法规规定。
公司是其他业务中发生的各种法律诉讼的被告。当管理层认为可能出现潜在亏损时，已计提所有已知的负债。虽然无法确定这些法律诉讼的结果和对公司的影响，但管理层认为解决这些诉讼将不会对公司的财务状况、经营结果或现金流量产生重大影响。
应急储备金
在需要时，公司会为某些法律诉讼建立准备金。准备金的建立是基于评估过程，包括法律顾问的建议和管理层的主观判断。尽管管理层认为这些准备金是足够的，但公司可能会因已设立准备金的事项而增加额外损失是有可能的。公司相信，在已计提金额之上的任何金额对合并财务报表来说都不具有实质意义。未来未知或无法预见的事实和情况的变化可能导致实际责任超过估计的损失范围和已计提金额。
9. 收入确认
收入的细分
下表列出了按产品分类划分的与客户的合同收入：
截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
营业收入
天然气 $2,292 $5,469 $2,798 
石油2,667 3,016 616 
NGL644 964 243 
其他 81 65 13 
$5,684 $9,514 $3,670 
公司与客户合同中所有收入均表示在控制权转移并在美国创造的一次性产品转移给客户。
分配给剩余履行义务的交易价格
公司的产品销售合同中有相当数量的是短期性质的，合同期限为一年或更短。对于这些合同，公司已利用了豁免揭示交易价格分配给剩余履约义务的实践简化方法，如果履约义务是原始预期持续期限为一年或更短的合同的一部分。
截至 2023 年 12 月 31 日，该公司拥有 $6.6 数十亿与天然气销售相关的未履行的履约义务，这些义务具有固定定价部分，合同期限超过一年。该公司预计将在未来确认这些义务。 15 年份。
合同余额
与客户合同的应收款项在费用权利变为无条件时记录，通常在产品控制权已转移至客户时发生。与客户合同的应收款项分别为$ 的2024年3月31日和2023年12月31日，列报于简明合并资产负债表中的应收账款，净额。截至2024年3月31日，公司与营收合同无关的资产或负债均为零，包括没有预付款或权利赔付。723万美元和1.1 截至2023年12月31日和2022年，分别为数十亿，资产负债表中报告的账款净额。截至2023年12月31日和2022年，公司没有与其营业收入合同相关的资产或负债，包括无预付款或缺陷支付权。
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目录
10. 所得税
所得税费用总结如下：
 截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
当前   
联邦$387 $791 $207 
州42 78 11 
429 869 218 
已推迟   
联邦52 217 119 
州22 18 7 
74 235 126 
所得税支出$503 $1,104 $344 
所得税费用与按照法定联邦所得税率计算的金额不相同，具体如下：
 截至12月31日的年度
202320222021
(以百万为单位，除汇率外)金额 利率金额 利率金额 利率
计算“预期”联邦所得税$447 21.00 %$1,085 21.00 %$315 21.00 %
州所得税，扣除联邦所得税优惠29 1.35 %93 1.80 %24 1.59 %
延迟税调整与全州税率改变有关16 0.73 %(23)(0.45)%(7)(0.46)%
减值准备3 0.13 %(66)(1.28)%3 0.22 %
高额的行政补偿11 0.50 %10 0.20 %15 1.03 %
不确定税务立场准备6 0.31 %6 0.12 %1 0.05 %
产生的税收抵免(14)(0.65)%(34)(0.66)%(6)(0.39)%
其他，净额5 0.27 %33 0.62 %(1)(0.14)%
所得税费用$503 23.64 %$1,104 21.35 %$344 22.90 %
2023年，公司的整体有效税率相比2022年有所增加，主要是因为2023年记载的税费相较于2022年记载的税收抵免，主要与州净经营亏损结转和整体州税率变化相关的减值准备释放以及延迟税务调整有关。与2021年相比，2022年的整体有效税率有所下降，主要是因为2022年记载的税收抵免相较于2021年，主要受州净经营亏损结转减值准备释放的影响，2022年支付的不可抵扣超额高管薪酬较2021年减少，并与2021年相比，2022年记载的更大研发税收抵免有关，这些抵免与修改后的往年纳税申报有关。
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净递延税负债的构成如下：
 12月31日
（以百万计）20232022
递延税资产  
净营业亏损$173 $196 
激励报酬47 24 
延期补偿5 30 
资本损失结转16 16 
租约96 96 
其他42 38 
扣除：减值准备(114)(110)
10,500,000265 290 
递延所得税负债  
资产和设备3,558 3,498 
租约98 97 
ETF可能面临的主要风险包括：与跟踪指数相关的风险、管理风险、市场风险、指数调整的风险、衍生工具风险、股票市场投资风险和新兴市场投资风险。21 33 
其他1 1 
10,500,0003,678 3,629 
净递延税负$3,413 $3,339 
截至2023年12月31日，该公司的联邦净营业亏损结转额约为美元383百万，其中 $318百万美元将在2035年至2037年到期，其中美元65百万不会过期。该公司的估值补贴为 $38百万美元的联邦净营业亏损结转，但相信剩余的美元345百万将在到期前全部使用。该公司的州净营业亏损结转总额为美元2.7截至 2023 年 12 月 31 日，将在 2023 年至 2043 年之间到期，除美元外全部到期151百万美元由估值补贴支付。该公司的资本损失结转额为美元71百万美元，只能用于抵消未来的资本收益，将于2024年到期。因此，除了 $ 之外的所有东西6百万美元已被估值补贴所抵消。该公司还增加了石油开采信用 $4截至2023年12月31日，这一数字被估值补贴完全抵消。
截至2023年12月31日，公司在其1.亿美元循环信贷设施下还剩下2.075亿美元的可用额度。期贷款要求公司保持某些财务比率，包括最低利息覆盖比率和最大总净杠杆比率。截至2023年12月31日，公司在2023年信贷协议和其AR证券化设施下符合其债务契约。根据2023年信贷协议的条款，最大允许的合并总净杠杆比率（按信贷协议的定义和计算，并在下面进一步讨论）为0. x，截至2023年12月31日结束的第四季度，在2024年3月31日结束的季度下降至0. x，对于截至2024年6月30日及以后财季为0. x。合并总净杠杆比率表示（a）合并总净债务与（b）合并调整后的利息、税项、折旧和摊销前利润总额之比。合并总净债务包括总债务的总额、不超过8百万美元估值津贴是关于联邦净营运亏损结转净税收益的。87百万美元估值津贴是有关州净营运亏损结转净税收益的。15百万美元估值津贴是有关资本亏损结转净税收益的，以及4百万美元估值津贴是关于增强石油开采信贷的延期税收益。公司认为，在这些延期税收益到期前，剩余的延期税收益将更大可能被运用。
未确认税收优惠
未确认的税务优惠的调解如下：
截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
期初余额$13 $7 $6 
本期税务纳税项目增加4 1 1 
往期税务职位的增补
3 5 — 
期末余额$20 $13 $7 
2023年，公司记录了一个$4百万的准备金，用于估计当年研发税收抵免。此外，公司还记录了一个$3百万的准备金，用于估计2022年税单上的研发税收抵免。截至2023年12月31日，公司未确认税务处置的整体净储备为$2010.412百万的负债，用于不确定税务利息的应计
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公司认为，如果被确认，税务净利益为$20百万美元，不会对公司的有效税率产生重大影响。
公司在美国联邦以及各州和其他司法管辖区提交所得税申报表。该公司在2012年之前不再受州政府审计，也不再受到2017年之前联邦政府审计的影响。公司认为已经为所有司法管辖区和所有年度做出了适当的准备，并且相信对这些申报的评估不会对公司的财务状况、运营结果或现金流量产生重大影响。
最近的美国税法立法
2022年8月16日，通货膨胀降低法案（“IRA”）根据预算协调程序签署成为法律。IRA引入了一项新的15%公司替代最低税（“CAMT”），适用于2022年12月31日后开始的税年，针对在三年测试期内平均AFSI超过10亿美元的公司的调整财务报表收入（“AFSI”）。IRA还引入了一项一项的征税，在2022年12月31日后进行的某些公共公司股票回购的公允市场价值1%。根据目前提供的CAMT指导，公司将从2023年开始成为“适用公司”，但并不预计2023年在CAMT下需要支付额外税款。
11. 员工福利计划
退休福利
公司为一些前员工提供医疗保健福利，包括他们的配偶、符合条件的受扶养人和遗属（退休人员）。这些福利通常被称为退休后福利。医疗保健计划是共同投保的，参与者的缴费会每年进行调整。大多数参与计划的员工在达到退休时的一定年龄和服务要求后就有资格获得这些福利。
在2023年底和2022年，公司为退休人员提供了离职福利。 290和页面。320 分别为退休人员及其受扶养人提供离职福利。
在2022年，公司修改了其养老计划，逐步取消所有的养老福利，并冻结未来参与计划的权限。根据计划修订，某些员工被保留在计划修订下，符合一定年龄和服务年限标准的员工在退休后仍有资格参与不满65岁计划。对于2022年12月31日后年满65岁（包括当前参与不满65岁计划的现任退休人员）的所有计划参与者，养老金将被取消。在2022年12月31日之前参与不满65岁和满65岁计划的现退休人员将继续根据计划接收福利，直到不满65岁人员到达65岁，或者满65岁人员自愿终止福利或死亡。
养老储蓄计划
公司设有养老储蓄计划（"RSP"），这是一项确定性缴费计划。公司会以现金形式匹配员工缴费的一部分。参加RSP是自愿的，公司的所有员工都有资格参加。公司会一比一地匹配员工的缴费，最多达到美国国内税收局（“IRS”）规定的最高限额，在员工税前收入的前 六个 百分比。RSP还为符合条件的计划参与者的工资和奖金金额提供自愿贡献的机会，金额相当于 10 百分比。
与合并相关，公司承担了关于西玛瑞能源公司的第401(k)计划（“401(k)计划”），涉及西玛瑞能源公司员工。公司在整合过程中维持了这个计划，并于2022年12月31日终止了该计划，所有传统西玛瑞能源公司员工于2023年1月1日起符合公司的股票定投计划。
在截至2023年、2022年和2021年的年度中，公司分别向股票定投计划和401(k)计划的总体捐款为$19（未明确提到美元）12万美元和7 万元，这些款项已包含在合并利润表的管理费用中。公司的普通股曾是股票定投计划和401(k)计划的一种投资选项。有效期至2022年12月31日，公司普通股不再是一个选项。
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递延补偿计划
公司有延期薪酬计划，适用于高管和部分员工，并在股票定投之外作为补充。《内部税收法典》不限制可用于确定对延期薪酬计划捐款的薪酬金额，也不对延期薪酬计划的捐款金额施加限制。目前，公司预计将向延期薪酬计划捐款，以代表参与者，假如《内部税收法典》的限制导致参与者在股票定投下收到的公司捐款少于预期。
推迟薪酬计划的资产存放在拉比信托中，并在公司破产或清算时受到额外损失风险的影响。
根据递延薪酬计划，参与者可指导被记入其账户的金额的投资。信托资产投资于股票型到货币市场等全方位投资的共同基金，或可能包括公司的普通股，该股由发行股份给信托资金支持。这些共同基金是公开交易的，其市场价格可轻松获得。从2022年12月31日起，公司的普通股不再是递延薪酬计划的投资选项。之前在信托中持有的Coterra股份代表之前延迟入股信托中的归属绩效奖励，这些股份于2023年清算。结算款项以现金向参与者支付，可以一次性支付或定期分期付款。
信托资产的市场价值在2023年和2022年12月31日分别为$xxx万美元，不包括公司普通股，在合并资产负债表的其他资产中已包括。33万美元和43 2023年和2022年12月31日，包括公司普通股在内的相关负债总计$xxx万美元，已在合并资产负债表的其他负债中包括。2023年公司普通股处置前的公允价值增减以及2023年公司股票清算时的价值增长被确认为普通管理费用中的补偿费用（收益）。信托资产的市场价值变化对其他递延薪酬计划资产的影响对收益或每股收益没有影响，因为信托资产的市场价值变化完全被负债价值的变化抵消，负债代表计划参与者的信托资产。33万美元和55 公司普通股先前处置前的公允价值增减，以及2023年清算时公司股票价值的增长，已被确认为合并利润表中普通管理费用的补偿费用（受益）。其他递延薪酬计划资产的市场价值变化对收益或每股收益没有影响，因为信托资产的市场价值变化完全被负债价值的变化抵消，而负债代表计划参与者的信托资产。
公司分别在2023年、2022年和2021年向延期薪酬计划捐助了$万，这些金额已包括在合并利润表的一般行政费用中。3（未明确提到美元）1万美元和20 公司分别在2023年、2022年和2021年向延期薪酬计划捐助了$万，这些金额已包括在合并利润表的一般行政费用中。
12. 第十二章 定义和交换 第12.1节 证券 “证券”是指本协议除头寸、参与比例、权利或其他等效项之外的任何和所有公司股票的份额、利益、参与和权利。
普通股发行
根据合并的有效性，在2021年10月1日，公司根据合并协议向Cimarex股东发行了约 408.2 百万股普通股。
股息
普通股
2023年2月，公司董事会批准将基础季度股息从$每股提高0.1546.6790.20 自2023年第一季度起，每股开始支付。
80
目录
以下表格总结了公司在2023年、2022年和2021年支付给普通股股东的分红派息情况：
每股费率
基础变量总费用总分红派息金额（以百万计）
2023:
第一季度$0.20 $0.37 $0.57 $438 
第二季度0.20— 0.20 153 
第三季度0.20— 0.20 153 
第四季度0.20— 0.20 151 
年初至今总计$0.80 $0.37 $1.17 $895 
2022:
第一季度$0.15 $0.41 $0.56 $455 
第二季度0.150.45 0.60 484 
第三季度0.150.50 0.65 519 
第四季度0.150.53 0.68 533 
年初至今总计$0.60 $1.89 $2.49 $1,991 
2021:
第一季度$0.10 $— $0.10 $40 
第二季度0.11 — 0.11 44 
第三季度0.11 — 0.11 44 
第四季度(1)
0.13 0.67 0.80 651
截至今年的总数$0.45 $0.67 $1.12 $779 
_______________________________________________________________________________
(1)包括一笔特别股息$0.50 ，每股，在完成合并时支付给公司普通股股东。
随后事件。 2024年2月，公司董事会批准了我们基本季度股息从$开始，从2024年第一季度起生效，并批准了每股的季度基本股息为$。0.2046.6790.21 每股$开始，从2024年第一季度起生效，并批准了每股的季度基本股息为$。0.21每股.
库存股
2023年2月，公司的董事会终止了先前获授权的股票回购计划，并批准了一项新的股票回购计划，授权购买高达$2.0 十亿美元的公司普通股。2023年，公司回购并注销了 17供应链融资计划。公司推出了一项自愿的供应链融资计划（“计划”），为某些供应商提供向参与的金融机构出售由公司欠款构成应收账款的机会，供应商和金融机构的参与完全自主。由第三方银行管理该计划，公司的责任仅限于根据与每个供应商最初协商的条件进行支付，无论供应商是否将其应收账款出售给金融机构，公司都不是计划中参与金融机构和供应商之间的协议的一方，并且不会从供应商或金融机构获得任何财务激励。该计划不提供任何担保，公司对其供应商的权利和义务不受该计划的影响。与供应商协商的付款范围是一致的，无论供应商是否参与计划。418 百万股，在其新回购计划下。截至2023年12月31日，公司的当前股票回购计划中还剩下$1.6 十亿美元。
2022年2月，公司的董事会授权了一个高达$的股票回购计划1.25在2022年12月31日完全执行，在开放市场或协商交易中回购了公司的普通股。
在2023年、2022年和2021年，公司分别扣留和注销了 332,634, 320,236和页面。125,067 普通股份，价值分别为$9（未明确提到美元）9万美元和3百万，分别与扣留用于股票授予期间特定限制性股票奖励的税款有关。
2022年12月，公司董事会授权清理公司持有的库存普通股，并自2022年12月31日起，规定未来的股票回购、以及为了完成股票奖励的权属而暂时扣留的股票，将在回购或扣留时相应清理。因此，截至2023年和2022年12月31日， 否 于资产负债表上的库存股票中持有的普通股。
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分红限制
公司的董事会根据公司的财务状况、经营资金、资本和勘探支出的水平以及未来业务前景等因素确定将来常股可能宣布和支付的现金分红金额。目前生效的所有高级票据或授信协议均没有限制支付分红款项或其他限制公司支付分红的条款。
Cimarex 可赎回优先股
2021年10月，公司在合并中承担了与Cimarex的优先股相关的义务，每股面值为$xx。0.01 每股8 1/8% Series A累积永续可转换优先股（“优先股”）原先由Cimarex发行，并在合并后仍保留在Cimarex资产负债表上。公司将优先股视为非控股权益，在报告目的上并不重要。
在2023年和2002年结束的年度，部分优先股持有人选择将他们的优先股转换为Coterra普通股和现金，具体情况如下：
20232022
优先股转换为Coterra普通股2,000 21,900 
Coterra普通股发行79,285 809,846 
现金支付转换费用（单位：百万）$1 $10 
转换时的优先股帐面价值（单位：百万）$3 $39 

在优先股转换时，超过现金支付的账面价值已计入综合资本中的附加支付资本。由于股份按照优先股的指定证明书原始条款转换，未在交易中确认任何收益或损失。截至2023年12月31日，仍有 4,265 的优先股股数，账面价值为$8百万美元。
13. 以股票为基础的补偿
激励计划
2023年5月4日，公司股东批准了 Coterra 能源公司2023年股权激励计划（“2023计划”），取代了当时的 Cabot Oil & Gas Corporation 2014年激励计划（“2014计划”）和 Cimarex 能源公司修订后的2019年股权激励计划（“2019计划”）。根据2023计划，允许的奖励包括但不限于期权、股票增值权、受限股票、受限股票单位、绩效股票单位以及其他现金和股票奖励。2023计划下，总共 22.95百万股普通股可在2023计划下发行。2023计划于2033年2月21日到期。自2023年5月4日起，不得在2014年计划或2019年计划下授予任何额外奖励。公司以前计划下待定的奖励将继续有效，并根据其原始条款和条件实现。截至2023年12月31日，约 21.1百万股可用于发行的2023计划下。
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根据公司激励计划发放的奖项，股票补偿支出及奖项已获授予和行使的所得税减免如下：
截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
限制存货单位 - 员工和非雇员董事$37 $38 $7 
限制性股票奖励14 24 7 
绩效股奖励 (1)
15 22 42 
推迟绩效股份 (2)
(7)2 1 
总股份基础补偿费用$59 $86 $57 
所得税收益$7 $20 $24 
_______________________________________________________________________________
(1) 根据并购协议，公司认定2021年第四季度与某些绩效股股票授予的权益解锁相关的约＄百万股票补偿费用。18在2022年第三季度，公司认定与加速解锁某些员工绩效奖励相关的约＄百万股票补偿费用。7在2022年第三季度，公司认定与加速解锁某些员工绩效奖励相关的约＄百万股票补偿费用。
(2)    2023年期间， 495,774公司普通股份的份额代表已推迟进入推迟薪酬计划的绩效股奖励被出售并投资于其他投资期权。公司普通股的销售导致推迟薪酬责任减少了$7百万，并相应地减少了股权报酬费用。请参阅 注11 以进一步讨论公司的推迟薪酬计划。
限制性股票单位-员工
公司向员工授予限制性股票单位。限制性股票单位授予的公允价值基于授予日期的收盘股价。限制性股票单位通常在 两到三年 任职期结束时实现。限制性股票单位在实现日期以公司普通股的形式结算。
对于在服务期结束时解锁的奖励，费用将按直线法在服务期内按比例确认。对于大多数限制性股票单位，解锁取决于员工继续在公司任职，除了因死亡、残疾或（如适用）养老而终止雇佣。如果授予中包括养老保护，公司将根据公司股权补偿计划的解锁规定，加速养老合格员工的解锁周期，以确认相应的补偿费用。
公司使用了一项年度放弃率假设，范围从 零至五个营运部门：猎鹰创意集团、PDP、Sierra Parima、目的地运营和Falcon's Beyond Brands，所有这些板块均为可报告板块。公司的首席营运决策者是执行主席和首席执行官，他们评估财务信息以做出营运决策、评估财务表现和分配资源。营运板块基于产品线组织，对于我们的基于位置的娱乐板块，根据地理位置组织。营运板块的结果包括直接归属于板块的成本，包括项目成本、工资和与工资有关的开支以及与业务板块运营直接相关的间接费用。未分配的企业费用，包括高管、会计、财务、市场营销、人力资源、法律和信息技术支持服务、审计、税收企业法律开支的工资和相关福利，作为未分配的企业开销呈现，成为报告板块的总收入（亏损）和公司未经审计的汇总财务报表结果之间的调节项。 百分比，用于确认对这些限制性股票单位的股份报酬支出。年度放弃率基于公司实际的放弃历史和对这种奖励的预期。
以下表格是受限制股票单位奖励活动的总结:
 截至2023年12月31日的年度
 股票加权-
平均补助金
日期公允价值
每单位
期初未结清3,188,144 $23.47 
已授予2,381,117 26.12 
既得(315,094)22.33 
被没收(229,252)25.05 
期末未付
5,024,915 $24.73 
2023年、2022年和2021年期间每单位授予的加权平均授予日期公允价值为$26.12, $24.81 和 $20.83 在2024年6月30日结束的三个月和2024年3月31日结束的年度期间，授予的PSU的总发放日公允价值分别为$
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限制性股票单位 - 非雇员董事
公司向非雇员董事授予限制性股票单位。限制性股票单位的公允价值基于授予日的收盘股价。在2022年之前授予的奖励会在授予日解除限制，立即确认补偿费用，并在董事停止担任公司董事时发行公司普通股股份。2022年授予的奖励在2023年解除，补偿费用将按服务期间成比例认可，公司股票将在解除日期发行。2023年授予的奖励将在2024年5月1日解除，或在董事与公司分离时(视情况而定)发行公司股票，因此公司立即确认补偿费用。
公司假定按年计提股权补偿费用收取百分之 零 根据公司实际的放弃历史和对这类奖励的预期，以年化方式确定这些受限制股票单位的股票补偿费用。
以下表格是受限制股票单位奖励活动的总结:
 截至2023年12月31日的年度
 股票加权-
平均补助金
日期公允价值
每单位
期初未结清291,370 $22.72 
已授予
73,593 24.46 
既得
(45,472)35.19 
期末未付
319,491 $21.34 

2023年、2022年和2021年每单位授予的加权平均授予日期公允价值为$24.46, $35.19 和 $18.51，分别为。
限制性股票授予
2021年10月1日，公司授予 3,364,354 每股受限股票，授予日价值为$22.25 。这些奖励是根据并购协议向Cimarex员工授予的替代奖励。这些奖励的公允价值是根据合并日（授予日）的收盘股价进行测量的。约$22百万的授予日价值被确认为并购考虑因素，其余公允价值将在各自的认股期内确认为股权报酬支出。预计其余未解决的奖励将在2024年获得。
公司使用年度放弃率假设范围从 零至15 ％，以便确认限制股票奖励的股权报酬支出。 年度放弃率基于公司对各种员工群体的实际放弃历史。
以下表格总结了限制性股票授予活动：
 截至2023年12月31日的一年
 股份加权授予日期公允价值的平均数
平均授予和奖励
公允日期价值
每股
期初未归属的LTPP：2,068,974 $22.25 
34,105(845,318)22.25 
被取消(127,060)22.25 
期末未偿还的负债
1,096,596 $22.25 
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业绩股份奖励
公司授予基于绩效条件的绩效股份奖励，以衡量与公司内部绩效指标相关的员工绩效股份奖励或基于公司绩效相对于预定同行群组和与行业相关指数的TSR绩效股份奖励。这些奖励的绩效期通常从颁发奖励的年度2月1日开始，并持续至... 三年 绩效期。对于大多数绩效股份奖励，解锁取决于员工与公司的继续服务，但除了因死亡、伤残或（如适用）养老而终止雇佣关系。对于所有未解锁的绩效股份奖励，公司未使用年度放弃率用于核算股权报酬费用。年度放弃率的假设基于公司的实际放弃历史或对于此类奖励的预期。
基于内部绩效指标的绩效股奖励
基于内部绩效指标的绩效股奖授予的公允价值是基于授予日期的收盘股价。每份绩效股奖代表有权获得最多 100 的奖励股份百分比。
员工绩效分享奖励。员工绩效分成奖励在年底颁发 三年 绩效期限和绩效指标由公司薪酬委员会设定。员工将赚钱 100 三周年奖励的百分比，前提是公司的平均值 $100在此期间的运营现金流为百万或以上 三年 演出期。根据公司在2023年12月31日的概率评估，认为这些奖项的所有标准很可能会得到满足。其余的杰出奖项预计将在2024年颁发。
以下表格是员工绩效股奖活动总结：

截至2023年12月31日的一年
股份加权授予日期公允价值的平均数
平均授予和奖励
公允日期价值
每股
期初未归属的LTPP：73,314 $20.46 
期末未偿还的负债
73,314 $20.46 

基于市场情况的绩效股份奖励
这些奖励同时包含权益和负债组成部分，可以用普通股股票收到奖励的最高百分比为前 100 的股票份额，以及在股票股本超出权益组成部分的价值的最高百分之 100 超出股权部分价值的百分之几以现金形式支付。这些奖励的股权部分在授予日期上价值，并且不进行按市场价值计量，而奖励的负债部分则根据按市场价值计量的方式在每个报告期末评估。公司使用蒙特卡洛模拟模型计算股权和奖励的负债部分的公允价值。
TSR绩效股票奖励。 授予的TSR绩效股票奖励根据公司普通股的绩效与公司同行业一组预定公司和特定行业相关指数的相对绩效来赚取或不赚取。 三年 绩效期间。公司的TSR绩效股票奖励还包括一个功能，如果实际绩效为负，且基准计算显示目标上述，则会减少奖励的现金部分。 三年 期间，而基本计算表明获得了超额目标的支付。
85
目录
以下表格是TSR绩效股份奖励活动的总结:
 截至2023年12月31日的年度
 股票
加权-
平均补助金
日期公允价值
每单位 (1)
期初未结清1,161,599 $17.89 
已授予658,202 17.55 
被没收(121,206)17.40 
期末未付1,698,595 $17.79 
_______________________________________________________________________________
(1)该表中的授权日期公允价值数据代表绩效股奖励的权益部分的公允价值。
以下表格反映了未来的TSR奖项的某些资产负债表信息:
12月31日
（以百万计）20232022
其他流动负债$— $— 
其他非流动负债$7 3 

以下表格反映了与TSR奖励终股有关的某些现金支付：
截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
现金支付TSR奖励$— $— $— 
以下假设用于判断各期TSR绩效股份奖励权益部分的授予日期公允价值：
 截至12月31日的年度
 202320222021
期间内每份绩效股份奖励权益的公允价值
$17.18 - $20.20
$9.01 $16.07 
假设。   
股价波动
40.6% - 44.8%
42.6 %39.8 %
无风险回报率。
4.4% - 4.8%
4.4 %0.2 %

以下假设用于判断相应期间TSR绩效股奖项责任部分的公允价值：
 12月31日
 202320222021
期末每股绩效股奖项的公允价值
$7.57 - $10.67
$14.92 
$—
假设。   
股价波动
29.1% - 38.8%
42.6 %
 —%
无风险回报率。
4.2% - 4.7%
4.4 %
—%
股价波动率是使用公司相关期间的历史收盘股价数据计算的，直至每个奖励的授予日期。风险免费的收益率百分比是基于预期期间内的美国国债的连续复利当量，在授予日期上测得。
86
目录
其他信息
下表反映了在相应期间内解除限制的所有奖励和单位的总公允价值：
十二月三十一日
（以百万计）202320222021
限制性股票单位——员工和非雇员董事$9 $9 $11 
限制性股票奖励22 22 7 
绩效份额奖励— 45 84 
$31 $76 $102 

以下表格反映了截至2023年12月31日尚未认可的股票补偿及相关权重平均确认期限，与未到期授予和单位相对应：
未被识别的股权补偿
（以百万为单位）		加权平均识别期间
（年）
限制存货单位 - 员工和非雇员董事$70 1.7
限制性股票奖励6 0.8
绩效股份奖励14 1.3
$90 

期权奖励
2021年10月1日，公司授予了购买公司普通股的股票期权奖励。 1,577,554 每股行使价格从$开始的股票。8.47增加到$28.72 这些奖励是根据合并协议向Cimarex员工授予的替代奖励，并在合并的结束日期完全实现。约$的授予日公允价值被确认为合并对价，因此公司不会因与这些奖励相关的未来服务要求而确认任何补偿费用。14百万美元被确认为并购对价，因此公司将不会因这些奖励持有人不存在未来服务要求而确认任何补偿费用。.
以下表格是股票期权奖励活动的总结：
 截至2023年12月31日
 股份加权授予日期公允价值的平均数
平均行使价格
期初未归属的LTPP：536,609 $18.08 
行使
(113,500)13.82 
被放弃或过期
(118,226)28.42 
期末未偿还的负债(1)
304,883 $15.66 
期末可行使的期权(1)
304,883 $15.66 
_______________________________________________________________________________
(1)股票期权的内在价值是基础股票当前市值超过股票期权执行价格的金额。截至2023年12月31日，未行使和可行使的股票期权的总内在价值分别为$3万美元和3 百万美元。加权平均剩余合同期限为 2.1年。
延期履行股份
我们在竞争的国家主要是与其他私立高等教育机构基于价格、教育质量、声誉和地理位置展开竞争。我们认为我们能够与竞争对手比肩，是因为我们专注于质量、职业导向课程以及我们网络所提供的竞争优势。在我们经营的两个国家中，私立和公立机构都很多，市场的未来发展和未来竞争对手的数量难以预测。我们预计墨西哥和秘鲁市场成熟后，竞争将加剧。我们几乎所有的收入都来自私人支付，因为墨西哥和秘鲁几乎没有重大的政府贷款计划。下面讨论与我们两个报告部门相关的具体内容：495,774公司普通股份的股份代表以前推迟到推迟的报酬计划的业绩股份奖励，已被出售并投资到其他投资期权中。公司普通股份的出售导致$7百万美元的减少对推迟的报酬责任，并相应减少了股权报酬支出。
87
目录
14. 每股普通股盈利
基本每股收益（“EPS”）是以期间内可供普通股股东使用的净利润除以加权平均普通股发行股数来计算的。摊薄后每股收益的计算方式类似，不同之处在于将期间内的普通股发行数量通过使用库存股和似有转换方法调整，以反映如果未行使在适用期结束时未行使的股票奖励，可能出现的摊薄情况。抗摊薄股份代表被排除在摊薄收益或每股损失计算之外的潜在摊薄证券，因为其影响将是抗摊薄的。
以下是根据两类法计算的普通股基本和稀释每股净收益：
 截至12月31日的年度
（金额为百万，除每股金额）202320222021
收入（分子）
净收入$1,625 $4,065 $1,158 
减：分红派息（归属于参与证券的）(5)(7)(2)
减少：Cimarex可赎回优先股股息— (1)(1)
净利润可供普通股股东分配$1,620 $4,057 $1,155 
每股数额
基础加权平均股数756 796503
期末股票奖励的稀释效应4 31
稀释后的加权平均股数760 799504
每股收益:
基本$2.14 $5.09 $2.30 
稀释的$2.13 $5.08 $2.29 

以下是被反稀释效应排除在摊薄后每股收益之外的加权平均股数的计算:
截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
使用库藏股票法计算出被排除在摊薄后每股收益之外的加权平均股票奖励:1 1 1 

15. 重组成本
在2023年、2022年和2021年，公司确认了分别为$12$百万。521百万美元和44百万的重组费用，主要与员工裁减和因合并而触发的相关离职福利有关。 下表总结了公司的重组负债：
截至12月31日的财年
（以百万计）202320222021
期初余额$77 $43 $— 
与合并整合相关的补充12 5244
与遣散费相关的削减(42)(18)(1)
期末余额$47 $77 $43 

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16. 附加资产负债表信息
以下是某些资产负债表金额的构成：
 12月31日
（以百万计）20232022
2,687,823   
贸易账户$723 $1,067 
合资利益账户118 108 
其他账户4 48 
845 1,223 
坏账准备金(2)(2)
$843 $1,221 
其他
推迟的补偿计划$33 $43 
发债成本8 3 
ETF可能面临的主要风险包括：与跟踪指数相关的风险、管理风险、市场风险、指数调整的风险、衍生工具风险、股票市场投资风险和新兴市场投资风险。7 — 
经营租赁权使用资产337 382 
其他账户82 36 
$467 $464 
应付账款  
贸易账户$60 $27 
皇室和其他所有者386 438 
应计的聚集、加工和运输
80 85 
应计的资本成本165 148 
应计的租用运营成本39 32 
所得税以外的税费33 73 
其他账户40 41 
$803 $844 
应计负债  
员工福利$70 $74 
所得税以外的税费14 62 
重组负债 35 39 
经营租赁负债116 114 
融资租赁负债 6 6 
其他账户20 33 
$261 $328 
其他负债  
推迟的补偿计划$33 $55 
养老福利17 17 
经营租赁负债 237 287 
融资租赁负债 6 11 
重组负债 12 38 
其他账户124 92 
$429 $500 

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17. 利息费用
利息费用包括以下内容：
截至12月31日的财年
（以百万计）202320222021
利息支出
利息支出$82 $110 $62 
债务溢价摊销(21)(37)(10)
债务发行成本摊销3 4 3 
其他9 3 7 
$73 $80 $62 

18. 补充现金流信息
 截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
支付利息和所得税现金
利息$84 $119 $81 
所得税388 983 184 
非现金交易活动
回购库藏股份$418 $3,085 $— 
在合并中作为对价发行的股权和替代股票奖励
$— $— $9,120 


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目录
COTERRA能源股份有限公司。
附加石油和燃料币信息（未经审计）
石油和燃料币储备
探明储量是根据公司根据SEC制定的准则编制的估算而得出的。储量定义符合SEC根据证券法制定的规则4-10(a)下S-X法规的定义。
使用这些信息的用户应该意识到，“已证明”，“已证明开发”和“已证明未开发”石油、天然气和液化天然气储量的估算过程非常复杂，需要在评估每个储集层的所有可用地质、工程和经济数据时做出重要的主观决策。给定储集层的数据也可能会随着时间的推移发生较大变化，原因包括但不限于额外的开发活动、不断发展的生产历史和对在不同经济条件下生产可行性的持续重新评估。因此，现有储量估算可能会不时发生修订。尽管尽一切合理努力确保报告的储量估算代表可能的最准确评估，但不同储集层可用数据的主观决策和差异使得这些估算一般比包括在财务报表披露中的其他估算不太精确。
准备储备估算
公司所有储量估计由公司内部的公司油藏工程团队维护，该团队由工程师和工程分析师组成。该团队的目标和管理与公司的勘探和生产职能分开并独立。公司公司油藏工程团队的主要目标是通过对公司所有资产的持续监控和及时更新营运和经济参数（生产预测、价格和区域差异、营业费用、所有权等）来维护准确的预测。此外，公司公司油藏工程团队还维护一套基本准则和程序，以确保对储量数据库的关键审查和审核定期进行。
企业蓄油工程组负责估算已探明储量。企业工程师与勘探和生产部门互动，确保在建立或修订估算之前考虑所有适当的可用工程和地质数据。企业工程师的建议修订经企业蓄油工程副总裁审核后，得到批准后，由工程分析师输入到储量数据库中。在一年的过程中，企业蓄油工程组与企业蓄油工程副总裁和首席技术官一起审查他们的建议和更新，以获得额外的监督和批准。时不时地，企业蓄油工程副总裁和首席技术官还将就与包括首席执行官在内的高级管理层有关储量问题进行商讨。在流程完成后，估计的储量将提交给高级管理人员和董事会。
公司的副总裁兼首席技术官是主要负责监督公司内部储量估算过程和公司企业储油工程团队的技术人员。这位个人毕业于塔尔萨大学，获得石油工程学士学位。他曾担任过多个工程和管理职务，并在油气储量评估领域拥有超过16年的经验，是石油工程师协会的会员。
公司利用各种方法和技术来估算其已探明储量，包括生产表现分析，类比，衰减曲线分析，速率和压力瞬变分析，油藏模拟，物质平衡计算，容积计算，以及在某些情况下这些方法的组合。
第三方工程师的估算审查
公司还聘请独立的石油工程咨询公司，以进一步确认内部估算的合理性。
在2023年和2022年期间，代表公司证明储量超过90%的净现值折现利率为10%，属于公司已证明储量的未来净收入的独立评估由德高里和麦克诺顿公司进行。
2021年期间，关于公司马歇尔页岩储量的100%估计由米勒和莱恩茨有限公司（“米勒和莱恩茨”）进行了审计，并代表超过80%净储量的估计。
91
目录
公司剩余储量除了马塞略斯页岩以外，按照10%折现率计算的未来净营业收入总额，已经由德高利和麦克诺顿进行独立评估。
在各自的时期内，德高利和麦克诺顿以及米勒和伦茨均表示，根据他们的调查，并根据其储量信函中描述的限制条件，他们认为公司的估计在总体上是合理的。关于2023年储量估算的DeGolyer和MacNaughton的信函副本已作为附件提交给本年度10-k表格的年度报告。
第三方工程师的资格要求
迪高利尔和麦克诺顿公司的执行副总裁是负责评估公司已证实储量的技术人员。他是德克萨斯州注册专业工程师，在油气藏研究和储量评估方面拥有超过13年的经验，并符合由石油工程师协会发布的有关石油和天然气储量信息估算和审计标准中规定的资格、独立性、客观性和保密性要求。迪高利尔和麦克诺顿是石油工程师、地质学家、地球物理学家和岩石物理学家组成的独立公司；他们不拥有公司财产的权益，也不以按成分计酬的方式受雇。
已证实石油和燃料币储量估算
2023年、2022年和2021年12月31日的全面探明储量估算是使用相应商品的滚动12个月平均指数价格进行计算的，该价格被计算为分别年度每个月的第一天价格的未加权算术平均值。
2023年12月31日后，未发现重大发现或其他有利或不利事件，据信并未导致截至该日期的已探明或已开发储量的估计发生实质性变化。
92
目录
以下的表格展示了公司的净证明储量，包括变化，以及公司工程人员估算的已开发和未开发证明储量，所涵盖的全部储量均位于美国本土。
 
石油（兆桶)		天然气
(十亿立方英尺)
天然气液体
(兆桶)		总费用
（MBoe）
2020年12月31日15 13,672 — 2,278,636 
先前估计的修订
10,837 (538)16,797 (61,967)
延伸、发现和其他增加
2,633 973 6,100 170,988 
产量(8,150)(911)(7,104)(167,113)
购买现有储量184,094 1,699 204,822 672,038 
2021年12月31日189,429 14,895 220,615 2,892,582 
先前估计的修订
14,594 (4,299)35,162 (666,716)
延伸、发现和其他增加
69,118 1,602 69,862 405,972 
产量(31,926)(1,024)(28,697)(231,342)
储量销售(1,460)(1)(177)(1,830)
2022年12月31日239,755 11,173 296,765 2,398,666 
以前估计的修订
1,084 (414)8,067 (59,970)
延伸、发现和其他增加
44,386 823 46,148 227,660 
产量(35,110)(1,053)(32,932)(243,497)
储量销售(902)(4)(592)(2,102)
2023年12月31日249,213 10,525 317,456 2,320,757 
已开发的证明储量    
2020年12月31日15 8,608 — 1,434,714 
2021年12月31日153,010 10,691 193,598 2,128,439 
2022年12月31日168,649 8,543 224,706 1,817,140 
2023年12月31日173,392 8,590 234,306 1,839,219 
未开发的证明储量   
2020年12月31日— 5,064 — 843,922 
2021年12月31日36,419 4,204 27,017 764,143 
2022年12月31日71,107 2,630 72,059 581,526 
2023年12月31日75,821 1,935 83,150 481,538 
2023年年底，公司的证明储量与2022年相比下降约3％至2,321 MMBoe。证明的天然气储量为10.5 Tcf，证明的石油储量为249 MMBbls，证明的天然气液储量为317 MMBbls。公司位于马塞略斯页岩的储量占总证明储量的60％，Permian盆地占31％，其余9％位于安达科盆地。
2023年，公司通过拓展、发现和其他补充方式，新增了228百万桶油当量的证明储量，其中包括马歇尔页岩区的87百万桶油当量，佩尔米安盆地的102百万桶油当量，以及安纳达科盆地的39百万桶油当量。公司对之前的估算进行了净负面修订，减少了60百万桶油当量，其中由于价格原因负面修订了83百万桶油当量，由于营业费用增加而进行了10百万桶油当量的负面修订，部分抵消了正面的33百万桶油当量的绩效修订。
2022年，公司通过拓展、发现和其他新增途径新增了406 MMBoe的证实储量，其中包括马塞略斯页层191 MMBoe，佩米安盆地193 MMBoe和阿纳达克盆地22 MMBoe。公司对之前估量的净负面调整为667 MMBoe，其中包括因更新的预测参数在马塞略斯页层考虑到有界井与无界井观察到不同衰减行为而导致的571 MMBoe的下行性能调整。净负面调整还包括因预计迟于初始预订五年开发的马塞略斯页层PUD储备的削减而导致的168 MMBoe。马塞略斯页层的这些负面调整部分被佩米安盆地32 MMBoe的正面性能调整、因上调价格而产生的39 MMBoe的正面调整和由于营业费用降低而产生的1 MMBoe的正面调整部分抵消。
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目录
2021年，公司通过延伸、发现和其他新增的方式，主要集中在马塞拉斯页岩，增加了171百万桶油当量的已探明储量。此外，公司通过收购与Merger相关的Cimarex的油气产权，增加了672百万桶油当量的储量。所收购的储量主要与Permian盆地的Wolfcamp页岩、Bone Spring以及Anadarko盆地的Woodford页岩有关。公司还出现了净负面修订的62百万桶油当量，主要是由于97百万桶油当量的下行表现修订以及与PUD重新分类有关的6百万桶油当量的下行修订，这是由于五年限制造成的。这些下调修订部分被42百万桶油当量的正面定价和成本修订所抵消。97百万桶油当量的净下行表现修订主要是由于与某些已探明开发储量有关的57百万桶油当量的表现修订以及与PUD储量相关的40百万桶油当量的下行表现修订。
未开发储量证明
截至2023年12月31日，公司的PUD储量为482MMBoe，比2022年12月31日的582MMBoe的PUD储量下降了100MMBoe，或17%。 未来的发展计划反映了当前的商品价格环境，并且是基于预期从运营活动中获得的现金流量而制定的。 到2024年底，公司预计将完成几乎所有必要的工作，以将与2023年12月31日钻探但未完工的井相关联的PUD储量转换为确定开发储量。截至2023年12月31日，预计所有PUD储量将在最初披露这些储量后的五年内钻探并完工。 以下表格是公司PUD储量（MMBoe）变化的对比：
截至2023年12月31日的一年
期初余额
582
转入确定开发
(265)
加法
190
先前估计的修订
(25)
期末余额
482

2023年，公司投资13亿美元开发并将其2022年PUD储量的33％转化为已开发证明储量。2022年，公司投资9.45亿美元，将其2021年PUD储量的37％转化为已开发证明储量。 2021年，公司投资5.65亿美元，将其2020年PUD储量的31％转化为已开发证明储量。

2023年，公司新增的190MMBoe的PUD储量中，马塞勒斯页岩增加了79MMBoe，Permian盆地增加了72MMBoe，安纳达科盆地增加了39MMBoe。 截至2023年12月31日，公司48％的PUD储量位于马塞勒斯页岩，42％位于Permian盆地，剩余10％位于安纳达科盆地。

2023年，公司的未开发经济油气储量（PUD）净负储量修订为25百万桶油当量（MMBoe），其中30 MMBoe的减少是因为根据公司更新的开发计划，预计马塞拉斯页岩的开发超过五年，导致预定储量减少。这一负面修订部分被马塞拉斯页岩和Permian盆地PUD预测的5 MMBoe正面修订所抵消，因为与先前的证明储量估计相比，井口表现优于预期。

与石油和天然气生产活动相关的资本成本
与石油和天然气生产活动相关的资本化成本和相关累计折旧摊销如下：
 12月31日
（以百万计）202320222021
石油和天然气生产活动相关的总资本化成本$24,199 $22,235 $20,655 
累计折旧与摊销总额(6,836)(5,285)(3,775)
净资本化成本$17,363 $16,950 $16,880 
94
目录
石油和燃料币资产收购、勘探和开发活动中产生的成本
房地产收购、勘探和开发活动产生的成本如下：
 截至12月31日的年度
（以百万计）20232022
2021(1)
房地产收购成本，已证明$— $— $7,472 
房地产收购成本，未证明 10 10 5,386 
勘探成本 20 29 18 
开发成本1,979 1,617 688 
总成本$2,009 $1,656 $13,564 
_______________________________________________________________________________
(1)这些金额包括与合并相关的购买价款分配中记录的已证实和未证实房地产的公允价值。该购买是通过发行公司的普通股来资助的。
油气储量确认的折现未来净现金流的标准化衡量
以下信息是基于公司工程人员估计的石油和天然气储量以及生产量开发的。它可以用于一些比较，但不应该是评估公司或其表现的唯一方法。此外，下表中的信息可能不代表未来现金流的现实评估，也不应将贴现未来净现金流的标准化衡量（“标准化衡量”）视为公司当前价值的代表。
公司认为在审阅以下信息时，应考虑以下因素：
•未来的成本和销售价格将与这些计算中所需的不同。

•由于未来市场条件和政府监管，未来年份的实际生产率可能会与计算中假定的生产率大幅不同。

•选择10%的折现率是随意的，可能并不是实现未来石油和燃料币净收入所涉及的相对风险的合理衡量方式。

•未来净收入可能会受到不同税率的所得税影响。

根据标准化计量方法，未来现金流入款项的估计是通过使用相应商品的过去12个月指数价格的平均值来计算的，即计算每个月第一天价格的算术平均值。
与已探明储量相关的平均价格如下：
截至12月31日年底
202320222021
天然气（美元/Mcf）
$2.04 $5.25 $2.93 
原油（美元/桶）
$75.05 $94.21 $65.40 
天然气液（美元/桶）
$18.39 $31.45 $25.74 
未来现金流入额按年底成本估算的未来开发和生产成本减少，以得出税前净现金流量。未来所得税费用是通过将年末法定税率应用于未来税前净现金流量，减去涉及的财产税基和利用与石油和天然气业务相关的可利用的税收递延 。适用的会计准则要求使用10%的折现率。
管理层在做投资和运营决策时并非仅仅使用以下信息。这些决策基于许多因素，包括对已证实储量的估计，以及被认为更具代表性的一系列预期经济条件的价格和成本假设。
95
目录
标准化的措施如下:
 12月31日
（以百万计）202320222021
未来现金流入$45,749 $90,509 $60,908 
未来生产成本(18,414)(20,105)(18,241)
未来开发成本(1)
(3,239)(3,859)(2,449)
未来所得税费用(4,551)(14,570)(8,535)
未来净现金流19,545 51,975 31,683 
预估现金流时间的10%年贴现率(8,879)(25,903)(18,399)
折现后未来净现金流的标准化计量$10,666 $26,072 $13,284 
______________________________________________________________________________
(1)截至2023年、2022年和2021年12月31日，分别包括5.62亿美元、5.44亿美元和3.9亿美元的封堵和废弃成本。
标准化度量标准变动，涉及已探明石油和燃料币储量的折现未来净现金流量
以下是标准化计量变化的分析:
 截至12月31日的年度
（以百万计）202320222021
年初$26,072 $13,284 $3,062 
发现和扩展，减去相关未来成本1,578 5,944 800 
价格和生产成本的净变动(22,713)17,462 9,573 
折现因素增值额3,348 1,919 551 
修订先前的数量估计(890)(3,825)467 
时间和其他979 55 (161)
未来开发成本预估的变化220 65 (103)
发生的开发成本1,232 604 497 
销售和转让，减去生产成本(3,871)(7,912)(2,801)
储量销售(40)(18)(1)
购买现有储量— — 6,477 
所得税净变动4,751 (1,506)(5,077)
年末$10,666 $26,072 $13,284 
96
目录

第9项. 会计与财务披露方面的变动与异议
无。
项目9A。控制和程序
关于披露控制和程序的有效性的结论：在我们的管理人员的监督和参与下，包括我们的首席执行官（“CEO”）和首席财务官（“CFO”），我们于2024年6月30日进行了披露控制和程序的设计和操作的评估，如根据1934年证券交易法等修订版的第13a-15（e）和第15d-15（e）规定的那样。根据该评估，我们的CEO和CFO得出结论，我们的披露控制和程序截至2024年6月30日是有效的，以便我们的证券及交易委员会（“SEC”）报告中所需的信息被记录、处理、汇总和报告在SEC规则和形式相关的公司、包括我们的合并子公司；并且累积并及时向适当的管理层，包括我们的CEO和CFO通报，以便决定必要的披露。
截至2023年12月31日，公司开展了一项评估，由公司管理层监督并参与，包括公司首席执行官和致富金融(临时代码)官员，对公司根据《交易所法》规则13a-15和15d-15的披露控制和程序的设计和操作的有效性进行了评估。根据该评估，首席执行官和致富金融(临时代码)官员得出结论，公司的披露控制和程序有效地提供了合理保证，以便在美国证券交易委员会规则和表格规定的时间内记录、处理、汇总和报告公司根据《交易所法》要求在提交的报告中披露的信息。
财务报告内部控制的变化
2023年第四季度期间，公司的财务报告内部控制未发生任何变化，这些变化对公司的财务报告内部控制产生重大影响，或者有可能产生重大影响。
管理层对财务报告内部控制的报告
科特雷能源公司的管理层负责建立和维护足够的内部财务报告控制。科特雷能源公司的内部财务报告控制是一个旨在提供有关财务报告可靠性和为符合普遍公认的会计原则而为外部用途编制财务报表的合理保证的过程。由于内部财务报告控制的固有局限性，可能无法阻止或检测到错误陈述。此外，对有效性的任何评估未来期间的预测都面临这样的风险，即由于条件的变化，控制可能变得不足，或者遵守政策或程序的程度可能恶化。
Coterra Energy Inc.的管理层评估了公司截至2023年12月31日的财务报告的内部控制的有效性。在做出此评估时，他们使用了由Treadway委员会发起的组织委员会（“COSO”）在2013年的《内部控制 - 综合框架》中设定的标准。根据这一评估，管理层得出结论，截至2023年12月31日，公司的财务报告内部控制在这些标准的基础上在合理保证水平上是有效的。
根据普华永道会计师事务所的报告，截至2023年12月31日，Coterra Energy Inc.的财务报告内部控制的有效性已经进行了审计，该审计公司是一家独立的注册会计师事务所，其报告已在此提及。
项目90亿。其他信息。
2023年12月31日结束的三个月内，Coterra的任何董事或高管 采纳或。终止 根据《S-k条例第408款》规定定义的“10b5-1交易安排”或“非10b5-1交易安排”。
第9C项。披露禁止检查的外国司法管辖区
无。
97
目录
第三部分
第10项    董事、高管和公司治理
第1部分中关于我们执行官的信息，在“业务-其他业务事项-公司治理事项”标题下列出的有关我们商业行为准则与道德规范的信息，均以参考方式纳入对该项的回应。根据该项目所要求的信息，将从公司与2024年股东年度大会相关的明确代理声明中以参考方式纳入该项目所需的信息。
项目11. 高管薪酬
公司2024年股东大会相关的确定性代理声明中已包含此项目所需的信息。
第12项。某些受益所有者和管理层的安防所有权以及相关股东事项
此项目所需的信息已纳入公司2024年股东年会相关的确定性代理声明中。
项目13. 某些关系和相关交易，以及董事独立性
本项目所需的信息已纳入公司2024年股东年会相关的最终代理声明中。
项目14. 主要会计费用和服务
公司2024年股东大会相关的确定性代理声明中已包含此项目所需的信息。
98
目录
第四部分
第15项：展示品和财务报表附表
A. 指数
1. 综合财务报表
请参阅页面上的指数52.
2. 财务报表附表
根据SEC规定列出的财务报表附表未包含在本报告中，因为这些附表不适用或所需信息已在我们的合并财务报表注释中提供。
3. 展品
本报告中包含以下仪器作为附件。 下文附表通过在括号中提供的信息指明已纳入参考。 如果在展品之后没有括号，则该仪器的副本已被携带在此。 公司在SEC的文件编号是1-10447。
展览
数字		描述
99
目录
卡博特或其合并子公司与其他债务工具相关，授权证券总额不超过卡博特总资产的10%。根据Regulation S-k的601(b)条款(4)(iii)(A)，卡博特同意在SEC要求时提供这些工具的任何一份拷贝。
 
100
目录
101
目录
101.INS
内嵌XBRL实例文档。由于其XBRL标记嵌入内嵌XBRL文档中，因此该实例文档未出现在交互式数据文件中。
101.SCH
内联XBRL分类扩展架构文档
101.CAL
内联XBRL分类扩展计算关联文档
101.LAB
内联XBRL分类扩展标签关联文档
101.PRE
内联XBRL分类扩展演示关联文档
101.DEF
内联XBRL分类扩展定义关联文档
104封面交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含展品101）。
______________________________________________________________________________
*补偿计划、合同或安排。
102
目录
第16项。表格10-K摘要
Coterra已选择不包括摘要信息。
103
目录
签名
根据1934年证券交易法第13和15(d)条的要求，注册者已经授权代表其在2024年2月23日在得克萨斯州休斯顿市签署了本报告。
 
COTERRA能源股份有限公司。
通过： 
/s/ THOMAS E. JORDEN
 
Thomas E. Jorden
主席、首席执行官兼总裁
______________________________________________________________________________________________________________________________


104
目录
根据1934年证券交易法的要求，以下人员代表发行人签署了本报告，并声称对本报告中任何事实无虚假陈述，或者对本报告中任何事实的遗漏存在虚假陈述。
签名 标题日期
     
/s/ THOMAS E. JORDEN
董事长，首席执行官兼总裁（首席行政负责人）
2024年2月23日
Thomas E. Jorden
  
/s/ SHANNON E. YOUNG III
执行副总裁兼财务总监（信安金融金融总监）2024年2月23日
Shannon E. Young III
  
/s/ TODD m. ROEMER
副总裁兼首席会计官（主要会计官）Michele Farmer 2024年2月23日
Todd m. Roemer
 
/s/ 多萝西m. ABLES
董事 2024年2月23日
多萝西·M·艾伯斯
 
ROBERt S. BOSWELL
领导董事
2024年2月23日
罗伯特·S·博斯韦尔
 
AMANDA·M·布洛克
董事2024年2月23日
阿曼达·M·布鲁克
/s/ 丹·O·丁格斯
董事2024年2月23日
丹·O·丁格斯
/s/ 保罗·N·埃克利
董事2024年2月23日
Paul N. Eckley
 
 
致富金融(临时代码)汉斯·赫尔默里希
董事2024年2月23日
汉斯·赫尔默里希
 
 
信安金融莉萨·斯图尔特董事2024年2月23日
Lisa A. Stewart
/s/ FRANCES m. VALLEJO
董事
2024年2月23日
Frances m. Vallejo
/s/ MARCUS A. WATTS
董事2024年2月23日
马库斯·A·瓦茨
 
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