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美国
证券交易所
华盛顿特区20549
☒ 根据1934年证券交易法第13或15（d）节，本季度报告。
截至本季度末酒精饮料销售
$ 32,907
45.5％
$ 30,136
42.1％
$ 66,223
或者
☐ 根据1934年证券交易所法案第13或15(d)条规定的过渡报告。
委员会档案编号 1-10447
COTERRA能源股份有限公司。 （按其章程规定的确切名称）
特拉华 04-3072771 （州或其他司法管辖区 （美国国税局雇主
三喜广场
840 Gessner路， 1400套房， 休斯顿， 得克萨斯州 77024
(总部地址，包括邮政编码)
(281 ) 589-4600
（报告人的电话号码，包括区号）
根据法案12（b）规定登记的证券：
每一类别的名称 交易标的 注册交易所名称 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
请在复选框中标示注册者是否已在过去的12个月内（或注册者被要求提交此类报告的较短期间内）按照证券交易所法案第13或15（d）条规定提交了所有报告，并且在过去的90天内一直受到此类提交要求的约束。 是 ☒ 否 ☐
勾选本段文字标志着注册者在过去的12个月内每个交互式数据文件均已按照规则405条和监管S-T(本章节232.405条)提交，并将在未来提交交互式数据文件。是 ☒ 否 ☐
请在检查标记中标明注册人是大型加速申报者、加速申报者、非加速申报者、较小的报告公司还是新兴增长公司。详见交易所法第120亿.2条中“大型加速申报者”、“加速申报者”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
大型加速文件提交人 ☒ 加速文件提交人 ☐ 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。 ☐
请在以下方框内打勾：公司是否是空壳公司(根据证券交易法第12b-2条规定定义）。是 ☐ 否 ☒
截至2024年5月1日，有所A类普通股，每股面值$0.0001，以及6,422,078股B类普通股已发行并流通。每股普通股面值为0.10美元，共有744,232,925股流通。 普通股股份发行量为744,232,925股，面值为每股0.10美元。
COTERRA能源股份有限公司。
目录
第1项. 基本报表
第1项. 基本报表
COTERRA能源股份有限公司。
资产负债表（未经审计的）
(金额单位：百万美元，每股金额除外) 3月31日 12月31日 资产 流动资产 现金及现金等价物 $ 1,289 $ 956 受限现金 9 9 短期投资 250 — 应收账款净额 878 843 应收所得税款项 — 51 存货 52 59 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。 62 85 其他资产 10 12 总流动资产 2550 2015年 净资产和设备（成功努力法） 17,959 17,933 其他资产 444 467 $ 20,953 $ 20,415 负债、可赎回优先股和股东权益
流动负债 应付账款 $ 788 $ 803 开多次数 575 575 应计负债 280 261 应付所得税 49 — 应付利息 17 21 总流动负债 1,709 1,660 长期债务 2,076 1,586 递延所得税 3,391 3,413 资产养老责任 283 280 其他负债 397 429 负债合计 开多 7856 7,368 承诺和 contingencies（注 7） Cimarex可赎回优先股 8 8 股东权益
普通股： 授权 - 2024年和2023年面值 1,800 0.10
发行 - 分别为2024和2023年的股份 745 股票和751 2024年和2023年发行的股票分别为
75 75 资本公积 7,445 7,587 未分配利润 5,558 5,366 累计其他综合收益 11 11 所有者权益合计 13,089 13,039 $ 20,953 $ 20,415
附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
COTERRA能源股份有限公司。
经过压缩的合并业务运营表（未经审计）
截至2022年1月31日三个月的期间结束 （金额以百万计，每股金额除外） 2024 2023 营业收入 天然气 $ 538 $ 822 石油 701 615 各产品的平均实现价格 173 177 衍生工具收益 — 138 其他 21 25 1,433 1,777 营业费用 直接业务 156 134 采集、加工和运输 250 236 除了所得税以外的税项 74 86 勘探 5 4 折旧、磨损和摊销费用 432 369 总部管理 75 76 992 905 （资产）出售损益 (1 ) 5 经营收入 440 877 利息费用 19 17 利息收入 (16 ) (12 ) 税前收入 437 872 所得税费用 85 195 净利润 $ 352 $ 677 每股收益 基本 $ 0.47 $ 0.88 摊薄 $ 0.47 $ 0.88 加权平均普通股股数 基本 750 764 摊薄 755 768
随附说明是这些简明合并财务报表的一部分。
COTERRA能源股份有限公司。
现金流量表摘要（未经审计）
截至2022年1月31日三个月的期间结束 (以百万计) 2024 2023 经营活动产生的现金流量 净利润 $ 352 $ 677 盈利调整方式使资金流动性增强: 折旧、减值和摊销 432 369 递延所得税费用 (22 ) 23 资产出售盈亏
1 (5 ) 衍生工具收益 — (138 ) 衍生工具结算所得款 26 100 债务溢价、折扣和发债成本摊销 (4 ) (4 ) 股票报酬和其他 12 17 资产和负债变动: 应收账款净额 (35 ) 446 所得税 100 170 存货 7 7 其他资产 2 1 应付账款及应计费用 (4 ) (198 ) 应付利息 (4 ) (6 ) 其他资产和负债 (7 ) 35 经营活动产生的现金流量净额 856 1,494 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 (457 ) (483 ) 租赁和资产购买投资 (1 ) (1 ) 购买期权 (250 ) — 资产出售收益 — 5 投资活动产生的净现金流出 (708 ) (479 ) 筹资活动产生的现金流量 发行债务所得款项 499 — 偿还融资租赁 (1 ) (2 ) 普通股回购 (150 ) (268 ) 分红派息 (158 ) (436 ) 赎回优先股所支付现金 — (1 ) 股票奖励释放时的税金代扣 — (1 ) 资本化发债成本 (5 ) (7 ) 筹集资金的净现金流量 185 (715 ) 现金，现金等价物和受限制现金的净增加额 333 300 期初现金、现金等价物及受限制的现金 965 683 期末现金、现金等价物及受限制的现金 $ 1,298 $ 983
随附说明是这些简明合并财务报表的一部分。
COTERRA能源股份有限公司。
未经审计的股东权益压缩的合并陈述
（金额单位：百万，每股数据均以人民币计） 普通股份。 普通股股本 库藏股 库存股 实收资本 累计其他综合损益 未分配利润 总费用 2023年12月31日结余为 751 $ 75 — $ — $ 7,587 $ 11 $ 5,366 $ 13,039 净收入 — — — — — — 352 352 股票摊销和归属 — — — — 15 — — 15 普通股回购 — — 6 (157 ) — — — (157 ) 普通股的注销 (6 ) — (6 ) 157 (157 ) — — — 每股普通股的现金股利分红为$0.21 。
— — — — — — (160 ) (160 ) 2024年3月31日结存余额 745 $ 75 — $ — $ 7,445 $ 11 $ 5,558 $ 13,089
（以百万为单位，除每股金额外） 普通股份。 普通股票面值 库藏股 库存股 实收资本 累计其他综合损益 未分配利润 总费用 2022年12月31日结存余额 768 $ 77 — $ — $ 7,933 $ 13 $ 4,636 $ 12,659 净收入 — — — — — — 677 677 股票摊销和归属 — — — — 13 — — 13 兑换Cimarex可赎回优先股 — — — — 3 — — 3 普通股回购 — — 11 (271 ) — — — (271 ) 普通股份注销 (11 ) (1 ) (11 ) 271 (270 ) — — — 每股普通股的现金股息为$0.57 。
— — — — — — (438 ) (438 ) 2023年3月31日的余额 757 $ 76 — $ — $ 7,679 $ 13 $ 4,875 $ 12,643
随附说明是这些简明合并财务报表的一部分。
COTERRA能源股份有限公司。
基本报表注解（未经审计）
1。财务报表呈现
在中期期间，Coterra Energy公司（以下简称“公司”）遵循其提交给证券交易委员会的2023年12月31日终止年度报表（“表格10-K”）中披露的相同会计政策，但除了在该期间采用的任何新的会计准则以外。这些中期未经审计的综合财务报表应与合并财务报表注释和表格10-K中的信息相结合阅读。经管理层确认，附带的中期未经审计的综合财务报表包含了所有重大调整，仅包括正常重复的调整，以便进行公正陈述。任何中期期间的结果并不一定预示着可能预期的全年结果。
我们会不时对往年的报表进行重新分类，以符合当前年度的呈现方式。这些重新分类不会对之前报告的股东权益、净利润或现金流量产生影响。
重要会计政策
短期投资
公司的短期投资包括存续期在三个月到一年之间的定期存款。定期存款以成本计量。
2。固定资产和设备净值
资产和装备净值包括以下内容: (以百万计) 3月31日 12月31日 已证明的石油和燃料币产权 $ 20,136 $ 19,582 未证明的石油和燃料币产权 4,486 4,617 收集和管道系统 552 527 土地、建筑物和其他设备 223 216 融资租赁使用权资产 26 25 25,423 24,967 累计折旧与摊销 (7,464 ) (7,034 ) $ 17,959 $ 17,933
勘探井开支首字母大写
截至2024年3月31日止三个月，本公司没有进行超过...的项目 一年 钻完后。
3. 债务和信贷协议
下表列出了公司的长期债务摘要。
(以百万计) 3月31日 12月31日 3.65百万 加权平均定向增发高级票据%(1)
$ 825 $ 825 3.90 截至2027年5月15日到期的%高级票据
750 750 4.375 截至2029年3月15日到期的%高级票据
500 500 5.60 截至2034年3月15日到期的%高级票据
500 — 循环授信协议 — — 总费用 2,575 2,075 未摊销债券溢价 85 90 未摊销债务折扣 (1 ) — 未摊销的债务发行成本 (8 ) (4 ) 总债务
2,651 2,161元 减：长期债务的流动部分
575 575 长期债务
$ 2,076 $ 1,586
_______________________________________________________________________________
(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。 3.65百万 % 加权平均优先票据到期日分别为$575 1百万美元和250 2024年和2026年9月到期，分别为1000万美元。
截至2024年3月31日，公司与旋转信贷协议以及加权平均定向增发高级债券（“定向增发高级债券”）的所有财务契约都符合要求。 3.65百万 所有板块的加权平均定向增发高级债券均符合要求。
截至2024年3月31日，公司有借款未还清。否 公司在其循环信贷协议下有未使用的承诺额度为$。1.5 亿美元。
5.60 %于2034年3月15日到期的高级票据。
2024年3月13日，公司发行了10亿美元的2034年到期的10年期优先票据（以下简称“2034年优先票据”）。2034年优先票据的到期日是2034年3月15日，票息将每年支付2次。2034年优先票据是公司的一般无抵押债务。根据2034年优先票据的管理信托文件规定，公司可以在任何日期以等同于其本金加上管理信托文件所述的适用赎回价格的价格赎回全部或任何部分2034年优先票据。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。2034年优先票据以2100万美元的折扣发行，公司实施了约为100万美元的债务发行成本，这些成本将在该票据到期期间分期摊销。500 总额为百万的5.60 2034年优先票据是指于2034年到期的10年期普通无抵押债务。该票据的利息将每半年支付一次。根据管理该票据的信托文件的条款，公司可以在任何日期以票面金额加上相关的赎回价格赎回整个或任何部分这些票据。此外，公司还需遵守各种契约和通常出现在此类债务工具中的违约事件。这些票据以2100万美元的折扣发行，并由公司承担了约100万美元的摊销债务发行费用。1 苹果公司CEO库克大规模出售股票，套现超过3亿港元。5 公司发行的2034年优先票据是一种10年期的普通、无抵押债务，于2034年3月15日到期。票据的利息每6个月支付一次。根据管理该票据的信托文件的规定，公司可以在任何日期按票面金额加上适用的赎回价格赎回全部或任何部分2034年优先票据。公司还受到各种契约和通常出现在此类债务工具中的违约事件的约束。该票据以2,100万美元的折扣发行，而公司则支付约2,000万美元的发行债务费用，该费用将在该票据的期限内摊销。
4. 。衍生金融工具
截至2024年3月31日，公司持有以下未平仓的金融商品衍生品：
2024 2025 天然气 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 nymex领套期保值交易 成交量（百万英国热量单位） 44590000 45080000 16690000 9,000,000 9100000 9,200,000 9,200,000 加权平均底部价格（美元/百万英国热量单位） $ 2.70 $ 2.75 $ 2.75 $ 3.25 $ 3.25 $ 3.25 $ 3.25 加权平均上限价格（美元/百万英国热量单位） $ 3.87 $ 3.94 $ 4.23 $ 4.79 $ 4.79 $ 4.79 $ 4.79
2024 石油 第二季度 第三季度 第四季度 WTI原油领套期保值交易 成交量（万桶） 3,185 2,760 2,760 加权平均底部价格（美元/桶） $ 67.57 $ 65.00 $ 65.00 加权平均上限价格（美元/桶） $ 90.47 $ 87.17 $ 87.17 WTI Midland原油基差掉期交易 成交量（万桶） 3,185 2,760 2,760 加权平均差价（美元/桶） $ 1.15 $ 1.14 $ 1.14
在2024年4月，公司进行了以下商品金融衍生品交易：
2024 2025 石油 第三季度 第四季度 第一季度 第二季度 WTI原油价格保护 成交量（MBbl） 460 460 900 910 加权平均底部价格（美元/桶） $ 65.00 $ 65.00 $ 65.00 $ 65.00 加权平均顶部价格（美元/桶） $ 86.02 $ 86.02 $ 84.21 $ 84.21
衍生工具对简明合并资产负债表的影响
衍生工具的公允价值 衍生资产 衍生负债 (以百万计) 资产负债表项目 3月31日 12月31日 3月31日 12月31日 商品合约 衍生工具（流动） $ 62 $ 85 $ — $ — 商品合约 应计负债（流动） — — 2 — 商品合约 其他资产（非流动） 6 7 — — $ 68 $ 92 $ 2 $ —
在简明合并资产负债表中抵销衍生资产和负债
(以百万计) 3月31日 12月31日 衍生工具资产 认定资产的总额 $ 74 $ 93 在压缩的合并资产负债表中抵消的总金额 (6 ) (1 ) 在压缩的合并资产负债表中呈现的净资产金额 68 92 在压缩的合并资产负债表中未被抵消的金融工具的总额 — 1 净金额 $ 68 $ 93 衍生货币负债 认定负债的总额 $ 8 $ 1 在压缩的合并资产负债表中抵消的总金额 (6 ) (1 ) 在压缩的合并资产负债表中呈现的净负债金额 2 — 在压缩的合并资产负债表中未被抵消的金融工具的总额 — — 净金额 $ 2 $ —
衍生工具对简明合并利润表的影响
截至2022年1月31日三个月的期间结束 (以百万计) 2024 2023 衍生工具结算时收到（支付的）现金 燃料币合同 $ 27 $ 99 石油合同 (1 ) 1 衍生工具非现金收益（损失） 燃料币合同 7 42 石油合同 (33 ) (4 ) $ — $ 138
5。租赁和其他承诺 公允价值衡量
公司遵循权威指引，在其基本报表中测量资产和负债的公允价值。有关公允价值层次结构的进一步信息，请参阅Form 10-k的《合并财务报表注释》附注1。
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) 在活跃市场中 对于相同的重要其他方 显著的 余额为 资产 推迟的补偿计划 $ 35 $ — $ — $ 35 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。 — — 74 74 $ 35 $ — $ 74 $ 109 负债 推迟的补偿计划 $ 35 $ — $ — $ 35 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。 — — 8 8 $ 35 $ — $ 8 $ 43
（以百万计） 的报价 重要的其他 意义重大 余额为 资产 递延补偿计划 $ 33 $ — $ — $ 33 衍生工具 — — 93 93 $ 33 $ — $ 93 $ 126 负债 递延补偿计划 $ 33 $ — $ — $ 33 衍生工具 — — 1 1 $ 33 $ — $ 1 $ 34
公司与延期薪酬计划相关的投资包括所有可公开交易的互惠基金类型，并有市场价格可供参考。
衍生工具是基于公司交易对手方的报价或内部模型进行衡量的。这些报价和模型采用了收益法，考虑到各种输入，包括基础工具的当前市场和合同价格、期货商品的前期报价价格、基差差异、波动性因素和适用的期货合同期限的利率。估计值来源于或通过相关的NYMEX期货合同进行验证，并与多笔从交易对手方获得的报价进行比较，或者采取以上方式的组合。上述公允价值的确定还包括非履约风险的信用调整。公司通过审查其与衍生品合同的各个金融机构的信用违约掉期点差，来衡量其交易对手方的非履约风险，而公司的非履约风险是通过评估同行业内其它同等信用评级公司的信用违约掉期点差来衡量。公司尚未因其交易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行为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。
以下表格列出了根据公允价值层次分类的金融资产和负债的公允价值变动调和表： 截至2022年1月31日三个月的期间结束 (以百万计) 2024 2023 期初余额 $ 92 $ 146 计入收益的总盈利（亏损） — 138 结算（盈利）损失 (26 ) (100 ) 从三级转移进入和/或转出 — — 期末余额 $ 66 $ 184 期末仍持有的资产和负债的未实现收益（损失）变动 $ (1 ) $ 95
公司的非金融工具主要包括商誉、无形资产、租赁权资产和固定资产，不要求对其进行再次公允价值计量，而是以账面价值报告。但是，在定期基础上，在事件或变化表明其账面价值可能无法充分收回（至少每年对商誉和无限生命的无形资产进行一次评估），会评估非金融工具是否存在减值，并按照市场参与者假设进行减值和记录其公允价值。2023年9月30日结束的三个月或2022年10月1日结束的三个月中记录了失值减损。
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
公司资产养老义务的预计公允价值，由应用贷款调整后无风险利率的收益法，考虑公司信用风险、时间价值和当前经济状况对未折现的预期废弃现金流进行计算而确定。由于输入变量的不可观测性，资产养老义务的计量被归类为公允价值层次结构的第三级别。
其他金融工具的公允价值
其他金融工具的估计公允价值是工具当前可通过自愿交易交换的金额。由于现金及现金等价物和受限现金的短期到期日，所以在简明合并资产负债表中报告的账面金额与公允价值接近。由于市场收益率与规定收益率不变，因此在简明合并资产负债表中报告的短期投资的账面金额与公允价值相近。现金及现金等价物和受限现金被归类为公允价值层次结构中的第1级，其余金融工具被归类为第2级。
公司的公允价值 3.90 到期日为2027年5月15日的优先票据、到期日为2029年3月15日的优先票据及2034年的票据的公允价值是基于报价的市场价格，属于公允价值层次结构的一级。 4.375 公司的定向增发优先票据的公允价值是基于第三方报价，这些报价是根据发行利率与期末市场利率之间的信用溢价和其他不可观察的输入数据得出的。公司的定向增发优先票据采用市场方法进行估值，属于公允价值层次结构的三级。
债务的账面价值和预估公允价值如下:
2024 年 3 月 31 日 2023 年 12 月 31 日 （以百万计） 携带 估计公平 携带 估计公平 债务总额
$ 2,651 $ 2,508 $ 2,161 $ 2,015 当前到期日 (575 ) (568 ) (575 ) (565 ) 长期债务，不包括当前到期日 $ 2,076 $ 1,940 $ 1,586 $ 1,450
6. 养老责任负债
与公司养老负债相关的活动如下：
(以百万计) 截至2022年1月31日三个月的期间结束 期初余额 $ 289 产生的负债 2 增值费用 3 期末余额 294 减：当前资产养老义务 (11 ) 非流动资产养老义务 $ 283
7. 承诺和不确定事项
合同义务
公司在业务正常运营过程中有各种合同义务。《10-k》中披露的“收集、处理和运输协议”和“租赁承诺”下公司的合同义务没有发生重大变化。
法律事项
证券诉讼
2020年10月，特拉华县员工退休系统针对Cabot Oil and Gas Corp.等公司（位于宾夕法尼亚中区联邦法院）提起集体诉讼，对公司前首席执行官丹·丁格斯和前首席财务官斯科特·C·施罗德提出指控，称其在定期提交给美国证券交易委员会的文件中作出了误导性陈述，违反了《证券交易法》第10(b)条和第20条的规定。该诉讼后来被转移到美国得克萨斯州南区联邦法院。后来原告们修改了控诉，控诉公司高级运营副总裁菲利普·L·斯塔尔内克有过失，但对斯塔尔内克的指控后来被撤销。当前的修改控诉是在2024年1月9日提交的，指控公司和个人被告在关于公司2019年产量增长指导和宾夕法尼亚州某些环保问题的状态等方面，作出了实质性的虚假陈述和遗漏，包括涉嫌违反宾夕法尼亚州洁净溪流法和某些燃气井的修复情况。原告们根据《证券交易法》第10(b)条和第20条提出赔偿金、利息和律师费的诉讼请求。
法院已认证一个类别包括2016年2月22日至2020年6月12日之间购买过该公司普通股的个人和实体。2024年4月29日，原告和公司达成了初步和解协议，几乎所有和解金额将由公司的保险承运商支付。此和解须最终确定和经过法院批准。
同年10月，股东代理诉讼案“Ezell v. Dinges, et. al.”（美国宾夕法尼亚州中区联邦法院）针对Dinges和Schroeder先生以及当时担任公司董事会成员的人士提起。此外还有几份其他的代理投诉书也已经合并到Ezell诉讼中，后者随后被转移至德克萨斯州南区联邦法院。最近的一份合并修订的代理投诉书声称根据《证券交易法》第10（b）条和第21D条的指控，援引了和上述集体诉讼案中的基础相同的一些所谓具有误导性的陈述，以及根据所谓的违反信托责任和法定贡献理论的指控。2024年1月2日，法院发布了一项命令和终审判决，支持公司和被告方的驳回动议，并一并驳回了整个代理投诉案。代理原告于2024年2月1日提交上诉申请。公司打算在代理诉讼的任何后续程序中积极进行辩护。
此外，在2024年3月21日，联合衍生诉讼中的原告之一向公司的董事会发出了一封需求信。这封信要求董事会根据证券集体诉讼和合并股东衍生诉讼中所述的类似事实指控，对公司的各个现任和前任高管和董事提起法律索赔。董事会正在审慎考虑这个要求，并保留适用法律下的所有权利。
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
在必要时，公司为某些法律诉讼设立准备金。 准备金的设立基于一个估算过程，包括法律顾问的建议和管理层的主观判断。 虽然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承担其他损失，这是合理可能的。 公司认为，超过计提金额的任何金额都不会对简明合并财务报表构成重大影响。 目前未知或不可预见的事实和情况的未来变化可能导致实际负债超过损失和计提金额的估计范围。
2023年1月，公司宣布了一项重组计划（“重组计划”），旨在降低运营成本，提高运营利润，并继续推进公司对盈利增长的承诺。该计划包括缩减公司的工作人员，以及在某些市场内退出某些房地产和办公空间的选择。重组计划下与员工重组相关的行动预计将在公司2024财年结束时大体完成，但需遵守当地法律和咨询要求。重组计划下与房地产重组相关的行动预计将于2026财年完全完成。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2022年1月31日三个月的期间结束 （以百万计） 2024 2023 天然气 $ 538 $ 822 石油 701 615 各产品的平均实现价格 173 177 其他 21 25 $ 1,433 $ 1,639
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
$9,3196.5 与天然气销售有固定定价部分且合同期限超过一年的未履行业绩义务约为百亿美元。公司预计将在未来逐步履行这些义务。 15 年。
合同余额
与客户合同的应收款项在费用权利变为无条件时记录，通常在产品控制权已转移至客户时发生。与客户合同的应收款项分别为$ 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。656 万美元和723 截至2024年3月31日，与客户合同的应收款项分别为$百万和$百万，在简明合并资产负债表中的应收账款，净额中列报。 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，包括没有预付款或欠缺赔付的权利。
9. 合同余额第十二章
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。
股息
普通股票
2023年2月，公司董事会批准将基础季度股息从$每股提高0.15 46.6790.20 2024年2月，公司董事会批准将基础季度股息从$每股提高0.20 46.6790.21 普通股股东有一票权。
下表总结了公司普通股的分红派息情况：
每股费率 固定 变量 总费用 总分红派息 2024
第一季度 $ 0.21 $ — $ 0.21 $ 160 2023
第一季度 $ 0.20 $ 0.37 $ 0.57 $ 438
库存股
在2024年3月31日结束的三个月内，公司回购并注销了 6 百万股，总价值为$157 百万美元，并且在2024年3月31日仍有1.4 在2023年3月31日结束的三个月内，公司回购了 11 百万股，总价值为$271 百万美元，使用其以前的股票回购计划。
10. 期权激励计划
总体来说
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2022年1月31日三个月的期间结束 （以百万计） 2024 2023 限制存货单位 - 员工和非雇员董事 $ 9 $ 7 限制性股票奖励 1 4 绩效股份奖励 3 5 总股份基础补偿费用 $ 13 $ 16 所得税收益 $ — $ 1
请参阅10-k表中合并财务报表的附注13，以进一步了解各种类型的基于股票的薪酬奖励和适用的奖励条款。
限制性股票单元 - 员工
2024年3月31日结束的三个月内，公司向公司员工授予了xxxx个限制性股票单位。 574,697 每股的加权平均授予日价值为$xxxx的限制性股票单位。限制性股票单位的公允价值基于授予日收盘股票价格。26.16 限制性股票单位通常在服务期结束时兑现。 三年 为了确认2024年第一季度授予的股票奖励的股权报酬费用，公司假定了xxxx%的年放弃率，基于公司实际放弃历史和对此类奖励的预期。 零 根据公司实际的弃权历史和对这种奖励的预期，在2024年第一季度授予的股票基础补偿开支中，应按百分之几的年弃权率计入开支。
绩效股份奖励
总股东回报（“TSR”）绩效股奖励 。在截至2024年3月31日的三个月内，公司授予了 541,865 个TSR绩效股奖励，根据公司普通股与公司同行业板块及相关指数的比较表现，在 三年 绩效期间内获得或未获得，该绩效期间自2024年2月1日开始，至2027年1月31日结束。
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 的奖励将以现金形式发放。这些奖励还包括一项功能，如果实际绩效在 三年 期内表现为负值，基础计算显示了超过目标支出金额，那么可能的现金部分奖励将被减少。这些奖励的股权部分在授予日估值，不计入市值，而奖励的负债部分则按市值计入每个报告期的末值。公司使用蒙特卡洛模型计算奖励的权益和负债部分的公允价值。
公司假定按年计提股权补偿费用收取百分之 零 的弃权率，这是基于公司实际的放弃历史和对此类奖励的预期。
以下假设被用来判断TSR绩效股份奖励的发放日期公允价值以及负债组成部分的期末公允价值： 授予日期 2024年2月21日 酒精饮料销售
$ 32,907
45.5％
$ 30,136
42.1％
$ 66,223 每个绩效股份奖项的公允价值 $ 19.38 $5.24 - $10.61
假设： 股价波动率 38.0 % 23.7 % - $37.9万 %
无风险回报率 4.39 % 4.38 % - 5.08 %
11. 每股收益
基本每股收益（“EPS”）是将可供普通股股东使用的净利润除以期间普通股股票的加权平均数来计算的。摊薄后每股收益同样也是这样计算的,只是将期间普通股股票数利用国库股和似乎已被转换的方法增加，以反映在适用期末已授予或行权的优秀股票奖励可能引起的潜在稀释。不会导致稀释的股票代表被排除在摊薄收益或每股亏损的计算之外的潜在稀释证券。
以下是使用双重分类法计算基本每股和摊薄每股净收益的计算：
截至2022年1月31日三个月的期间结束 （单位：百万美元，每股金额以美元计） 2024 2023 收入（分子） 净收入 $ 352 $ 677 减：分红派息（归属于参与证券的） — (2 ) 净利润可供普通股股东分配 $ 352 $ 675 每股数额 基础加权平均股数 750 764 期末股票奖励的稀释效应 5 4 稀释后的加权平均股数 755 768 每股收益 基本 $ 0.47 $ 0.88 摊薄 $ 0.47 $ 0.88
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2022年1月31日三个月的期间结束 (以百万计) 2024 2023 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: — —
12.重组成本
重组成本主要与裁员和与Cimarex Energy Co.的合并有关，该合并于2021年10月1日完成，并触发相应的解雇补偿福利。 下表总结了公司的重组负债：
截至2022年1月31日三个月的期间结束 （以百万计） 2024 2023 期初余额 $ 47 $ 77 与合并整合相关的增加项目 — 7 与解雇费用有关的减少项目 (11 ) (7 ) 期末余额 $ 36 $ 77
13.附加资产负债表信息
以下是某些资产负债表金额的构成：
(以百万计) 3月31日 12月31日 应收账款净额 交易账户 $ 656 $ 723 联合投资账户 181 118 其他账户 44 4 881 845 信贷损失准备金 (3 ) (2 ) $ 878 $ 843 其他 延期补偿计划 $ 35 $ 33 债务发行费用 7 8 经营租赁权使用资产 312 337 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。 6 7 其他账户 84 82 $ 444 $ 467 应付账款 交易账户 $ 64 $ 60 版税和其他所有者 378 386 应计的聚集、加工和运输费用 69 80 应计的资本成本 158 165 除所得税外的税费 39 33 应计的租用运营成本 41 39 其他账户 39 40 $ 788 $ 803 应计负债 员工福利 $ 39 $ 70 除所得税外的税费 23 14 重组负债 30 35 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。 2 — 经营租赁负债 116 116 融资租赁负债 7 6 其他账户 63 20 $ 280 $ 261 其他负债 延期补偿计划 $ 35 $ 33 养老福利 17 17 经营租赁负债 209 237 融资租赁负债 5 6 重组负债 6 12 其他账户 125 124 $ 397 $ 429
14. 利息费用
利息费用包括以下内容：
截至2022年1月31日三个月的期间结束 （以百万计） 2024 2023 利息费用 利息费用 $ 22 $ 20 债务溢价和折价摊销，净额 (5 ) (5 ) 债务发行成本摊销 1 1 其他 1 1 $ 19 $ 17
ITEM 2. 管理对财务状况和经营结果的讨论与分析
以下是Coterra能源公司（“Coterra”，“公司”，“我们”和“我们”）截至2024年3月31日和2023年的三个月营运回顾，应与我们的简明合并财务报表以及包含在本季度报告（“表格10-Q”）中的说明一起阅读，以及我们于2024年2月23日提交的《年度报告》中所包含的合并财务报表、说明和管理层讨论分析，该年度报告10-K于2023年12月31日结束（我们的“10-K表格”）。有关石油和燃气行业常用缩略语和定义，请参见我们的10-K表格中包含的“某些石油和天然气术语词汇表”。
概述
财务和经营概览
2024年3月31日结束的三个月的财务和运营结果相对于2023年3月31日结束的三个月的如下：
• 2023年每股收益为0.88美元，净利润为6,7700万美元，而2024年每股收益为0.47美元，净利润为3,5200万美元，净利润减少了3,2500万美元。
• 2023年，经营活动提供的净现金流减少6.38亿美元，从15亿美元下降到2024年的8.56亿美元。
• 等效生产增加了5.2 2023年从57.2MMBoe或每天635.0MBoe增加到 2024年的62.4MMBoe或每天686.1MBoe。
◦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。 天然气产量增长了21.3。 2023年的天然气产量从248.1亿立方英尺增长到2024年的269.4亿立方英尺，即每天2,960兆立方英尺。
◦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。 季度产量为1,902,000桶/日，高于去年同期的1,792,000桶/日。 从2023年的8.3 MMBbl或每天92.2 MBbl增加了1.0 MMBbl，到2024年的9.3 MMBbl或每天102.5 MBbl。 从2023年的8.3 MMBbl或每天92.2 MBbl增加了1.0 MMBbl，到2024年的9.3 MMBbl或每天102.5 MBbl。
◦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。 NGL体积增加了0.7 从2023年7.5 MMBbl（每天83.4 MBbl）增加到2024年的8.2 MMBbl（每天90.2 MBbl）
• 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。 2024年每千立方英尺天然气售价为2.10美元，比2023年的3.72美元低44%。 2024年每千立方英尺天然气售价为2.10美元，比2023年的3.72美元低44%。
◦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。 2024年石油价格每桶75.00美元，比2023年实现的每桶74.09美元高1%。 比2023年实现的每桶74.09美元高1%。
◦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。 NGL价格为每桶21.09美元市盈率 r桶 2024 , 下降11% 低于2023年每桶实现的23.66美元市盈率。
• 2024年钻井、完井及其他固定资产的总资本支出为45000万美元，而去年同期为56800万美元。降低的原因是2024年计划的资本支出较低。
• 在2024年3月31日结束的三个月期间，发行了5.60%的50000万美元总本金到期日为2034年3月15日的优先票据。我们预计将使用募集净收益和现有现金基金偿还2024年9月到期的总额为57500万美元、平均加权收益率为3.65%的优先票据。
• 我们在2024年2月将季度股息从每股$0.20增加到每股$0.21。
• 回购 以1.57亿美元的价格购买了600万股 截至2024年3月31日结束的三个月内，我们回购了1100万股，价格为2.71亿美元。 截至2023年3月31日结束的三个月内，我们回购了1100万股，价格为2.71亿美元。
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。
石油价格近年来从以前的大流行相关市场疲软中恢复，特别是在需求方面。2022年全球冲突和供应链中断推高了油价，然后在整个2023年得到了缓解。
OPEC+通过减少供应来应对，帮助稳定了2023年的油价水平。美国的石油和天然气公司主要是在保持现有产量不扩大，这为2023年的油价相对于近年来更加稳定和2024年初的油价提高作出了贡献。
由于电力需求增加，天然气价格比去年同期有所下降，但2023年第四季度开始出现企稳迹象。不过，由于国内市场供应过剩，2024年上半年天然气价格有所下降。
尽管目前燃料币和天然气价格的前景普遍看好，而且我们的业务在短期内没有受到显著影响，在进一步的干扰事件发生并持续一段时间时，我们的业务可能会受到不利影响，商品价格可能会下降，我们的成本可能会增加。自2022年达到峰值以来，燃料币和天然气价格已经显著下降，我们预计商品价格的波动性将继续受到进一步地政治干扰的影响，包括中东的冲突和OPEC+的行动以及近、中期供需的快速波动。虽然我们无法预测未来的商品价格，在当前燃料币、天然气和NGL的价格水平下，我们不认为在近期内出现我们的石油和天然气资产减值的可能性较大。然而，如果商品价格显著下降或者成本从当前水平显著上涨，我们的管理层将评估我们的石油和天然气资产的账面价值的可收回性。
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”。
前景
我们预计2024年全年资本支出计划约为17.5亿至19.5亿美元。我们预计将用经营性现金流资助这些资本支出。我们预计在三个运营区域在2024年推出132至158个净井。约61%的钻井和完成资本支出预计将投资于Permian盆地，22%的资本将投资于Marcellus Shale，17%的资本将投资于Anadarko盆地。
2023年，我们钻探了264口毛井（净169.4口井），并联接了273口毛井（净173.0口井）。截至2024年3月31日的三个月里，我们的资本计划主要集中在Permian盆地、Marcellus Shale和Anadarko盆地，我们在那里钻探了42.9口净井和33.0口净井。我们未来2024年的资本计划将集中在执行我们的2024计划上。我们根据市场条件、资本回报率和自由现金流预期以及服务和人力资源的可用性分配我们计划的资本支出方案。我们将继续评估石油和天然气价格环境，并可能相应调整我们的资本支出。
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。
我们的主要流动性来源包括手头现金、经营活动产生的净现金及可用于我们循环贷款协议下的借款额度。我们的流动性需求通常由经营活动产生的现金流和手头现金资金支持。然而，我们的投资有时可能会通过银行借款（包括我们的循环信贷协议的提款）、出售非战略性资产以及根据我们对资本市场和资产负债表的监测而进行的私人或公共融资来融资。虽然在我们的任何债务协议中都没有“评级触发器”，即使我们的债务评级跌破某一级别水平，也不会加快到期日。但是，我们的债务评级变化可能会对我们的循环信贷协议下任何借款的利率和我们经济获取债务市场的能力造成不利影响。截至目前，我们的债务目前由三家领先评级机构评为投资级。有关信用评级对我们的利率和循环信贷协议下未使用承诺的费用的影响，请参见我们的10-k表中的合并财务报表注释4：“长期债务和信贷协议”。我们认为，凭借经营现金流、手头现金和我们循环信贷协议下可用的额度，我们能够满足未来的流动性需求。
根据信贷协议，我们有能力在未来12个月内融资支持我们的支出计划，并且根据目前的预期，在较长时间内也是如此。
我们的营运资本受上述变数的影响较大，并且根据我们在循环信贷协议下的借款和偿还、债务的借款和偿还、商品期权的公允价值变动、交易应收账款与应付账款的现金收付时间以及分红派息和股票回购等因素的时间调整和金额变化而波动。我们的营运资本会时常反映出赤字，而在其他时间则会反映出盈余。这种波动并非异常。截至2024年3月31日和2023年12月31日，我们的营运资本盈余分别为84100万美元和35500万美元。我们营运资本盈余的增加主要是由于与我们在2024年第一季度发行的5亿美元高级票据有关的现金及现金等价物和短期投资的增加。我们相信我们在循环信贷协议下有足够的流动性和可用性，可以满足我们未来12个月的营运资本需求和债务到期偿还。
截至2024年3月31日，我们在循环信贷协议下没有未偿债务，未使用的承诺金额为15亿美元，同时我们拥有13亿美元和2,500万美元的无限制现金和短期投资，分别是。
在2024年3月，我们发行了5.60%的50000万美元优先票据。我们预计将利用这些净收益以及手头上的现金来基金在2024年9月到期的3.65%加权平均优先票据的偿还。
我们的循环信贷协议包括一个限制我们的杠杆比率的条款，基于这个条款，我们的借款能力受到限制。截至2024年3月31日，我们符合所有适用于我们循环信贷协议和定向增发高级票据的财务契约。请参阅本报告中财务报表附注中的第3条，“债务和信贷协议”和我们的10-k表中的第4条，“长期债务和信贷协议”了解更多详情。
现金流量
我们的经营活动、投资活动和筹资活动的现金流量如下：
截至2022年1月31日三个月的期间结束 (以百万计) 2024 2023 经营活动产生的现金流量 $ 856 $ 1,494 投资活动现金流量净额 (708) (479)290-4000 融资活动提供的现金流量（使用的现金流量） 185 （715） 现金，现金等价物和受限制现金的净增加额 $ 333 $ 300
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。
2024年3月31日结束的三个月，营业活动提供的净现金流与2023年同期相比减少了63800万美元。主要原因是天然气收入减少，主要是由于天然气价格下降以及运营成本增加，变动资本和其他资产和负债的贡献减少，衍生品结算收到的现金减少。这些减少部分被石油收入的增加抵消。
请查看下面的“营运业绩”以获取有关商品价格、生产和运营费用波动的其他信息。我们无法预测未来的商品价格，因此无法提供任何关于未来营业活动所提供的净现金水平的保证。
投资活动 . 截至2024年3月31日的三个月内，用于投资活动的现金流量比2023年3月31日的三个月内增加了2.29亿美元。此增加主要归因于从2024年第一季度发行的5.60%优先票据的净收益中购买了2.5亿美元的短期投资。这增加部分被支付的2,600万美元的资本支出所抵消。
筹资活动 . 截至2024年3月31日的三个月内，融资活动提供的现金流增加了90000万美元，比2023年3月31日的三个月增加了。这是由于2024年第一季度发行了50000万美元的5.6%优先票据、27800万美元的较低股息支付以及118亿美元的普通股回购。股息支付减少是由于我们的股息比率从2023年3月31日以每股普通股0.57美元（基础加变量）下降到2024年3月31日以每股普通股0.21美元（仅基础），以及我们在2023年和2024年前三个月进行的积极股票回购计划导致普通股的流通股减少。
资本化
我们的资本化信息如下：
（单位：百万美元） 3月31日 12月31日 总负债 (1)
$ 2,651 $ 2,161 股东权益
13,089 13,039 总市值 $ 15,740 $ 15,200 总负债占比 17 % 14 % 现金及现金等价物 $ 1,289 $ 956 短期投资 $ 250 $ —
________________________________________________________
(1) 包括截至2024年3月31日和2023年12月31日到期的、于2024年9月到期的长期债务当前部分575百万美元。截至2024年3月31日和2023年12月31日，我们的循环信贷协议下没有未偿还的借款。
股份回购 2024年3月31日结束的三个月内，我们以1.57亿美元回购和注销了600万股普通股。2023年3月31日结束的三个月内，我们以2.71亿美元回购和注销了1100万股普通股。
股息 在2024年2月，我们的董事会批准将基础季度股息从每股$0.20增加至每股$0.21。
以下表格总结了我们的普通股分红派息情况：
每股价格 总分红派息 固定 变量 总费用 2024 第一季度 $ 0.21 $ — $ 0.21 $ 160 2023 第一季度 $ 0.20 $ 0.37 $ 0.57 $ 438
资本支出和勘探支出
每年，我们通常使用由经营活动提供的现金流量以及必要时根据旋转信贷协议借款的方式资助我们的大多数资本支出，不包括任何重大物业收购。我们基于本年度预计现金流量预算这些支出。
下表列出了我们资本支出和勘探支出的主要元件:
截至2022年1月31日三个月的期间结束 （以百万计） 2024 2023 资本支出： 钻探和设施 $ 420 $ 523 管道和采集 27 38 其他 3 7 钻井、井口完井和其他固定资产投资 450 568
租赁和资产购买投资 1 1 勘探支出 (1)
5 4 $ 456 $ 573
________________________________________________________
(1) 这三个月没有勘探钻井无效井成本。 2024年和2023年三个月没有勘探钻井无效井成本。
截至2024年3月31日的三个月，我们的资本计划主要集中在Permian Basin，Marcellus Shale和Anadarko Basin，我们钻掘了42.9个净井和投入使用33.0个净井。我们继续预计我们2024年的全年资本计划将约为17.5亿至19.5亿美元。请参考上文的“展望”以获取有关当前年度钻井计划的其他信息。我们将持续评估商品价格环境，并可能相应地调整我们的资本支出。
合同义务
我们在正常业务过程中有各种合同义务。在我们披露的《基本报表注释》第8项“采集、加工和运输协议”和“租赁承诺”中描述的合同义务、以及我们的Form 10-k中第7项“管理层的财务状况和业绩分析”中所述的“合同义务” 中，我们的合同义务没有实质性变化。
关键会计政策和估计
我们对资产的情况和运营结果的讨论和分析是基于我们的基本报表，这些基本报表是按照在美国普遍接受的会计原则编制的。编制这些财务报表需要我们进行估计和判断，影响报告的资产负债表，营收和支出的金额。有关我们关键会计政策的进一步讨论，请参阅我们的10-k表格。
运营成果
2024年前三个月和2023年的对比
营业收入
三个月已结束 方差 （以百万计） 2024 2023 金额 百分比 天然气 $ 538 $ 822 $ (284) (35) % 石油 701 615 86 14 % NGL 173 177 (4) (2) % 衍生工具的收益
— 138 (138) 100 % 其他 21 25 (4) (16) % $ 1,433 $ 1,777 $ (344) (19) %
生产收入
我们的生产收入来自于我们的石油、天然气和NGL生产的销售。我们的收益、盈利能力和未来生产增长的增减高度依赖于我们所获得的商品价格，这
预计由于供需因素、运输可用性、季节性、地缘政治、经济和其他因素而波动。
天然气收益
截至2022年1月31日三个月的期间结束 涨跌 增长 2024 2023 数量 百分比 成交量变化 （Bcf） 269.4 248.1 21.3 9 % $ 70 价格变化 （$/Mcf） $ 2.00 $ 3.31 $ (1.31) (40) % (354) $ (284)
天然气收入减少2.84亿美元，主要是由于天然气价格大幅下跌，部分抵消了产量的增加。产量增加主要是由于Marcellus页岩和Permian盆地的产量增加，部分抵消了Anadarko盆地产量的下降，主要是由于我们钻井和完成活动的时间安排。
石油收入
截至2022年1月31日三个月的期间结束 涨跌 增长 2024 2023 数量 百分比 成交量变化 (百万桶) 9.3 8.3 1.0 12 % $ 74 价格变化 ($/桶) $ 75.16 $ 74.03 $ 1.13 2 % 12 $ 86
由于Permian盆地产量增加和油价上涨，石油收入增加了8600万美元。
NGL收入
截至2022年1月31日三个月的期间结束 涨跌 增长 2024 2023 数量 百分比 成交量变化（百万桶） 8.2 7.5 0.7 9 % $ 17 价格变化（美元/桶） $ 21.09 $ 23.66 $ （-2.57） (11) % (21) $ (4)
由于NGL价格下跌，尤其是在Permian盆地，尽管NGL产量增加，NGL收入减少了400万美元。
衍生工具的盈亏
我们衍生工具的净收益和净损失取决于基础商品指数价格的波动与合同价格之间的比较以及衍生工具的月度现金结算（如有）。我们选择不将衍生工具作为对冲工具进行会计处理，因此我们不对衍生工具应用对冲会计处理。因此，我们衍生工具公允价值和现金结算的变化将作为营业收入的一部分，作为衍生工具的净收益或净损失。我们的合同现金结算包括在我们的现金流量表中的经营活动现金流量中。
以下表格列出了“衍生工具收益”的组成部分和所示周期：
三个月已结束 （以百万计） 2024 2023 衍生工具结算时收到（支付）的现金 天然气合同 $ 27 $ 99 石油合约 (1) 1 衍生工具的非现金收益（亏损） 天然气合同 7 42 石油合约 (33) (4) $ — $ 138
营销及一般管理费用
生产石油和天然气所涉及的成本非常高。在其他因素中，其中一些成本随商品价格而变化，一些随成交量和商品组合趋势而变化，一些是我们拥有和运营的井数的函数，有些依赖于服务公司的价格，一些则基于前述因素的组合而波动。尽管对这些物品的需求仍在继续，通货膨胀和供应链短缺的潜在影响仍然存在，但我们的服务、劳动和供应品成本在2023年底已开始稳定，到目前为止，在2024年它们仍保持稳定。
以下表格反映了我们在指定期间的营业成本和支出以及对营业成本和支出的讨论:
截至2021年3月31日的三个月 涨跌 每桶当量油价（美元） (以百万计，每Boe计) 2024 2023 数量 百分比 2024 2023 研究和开发 直接业务 $ 156 $ 134 $ 22 16 % $ 2.50 $ 2.34 采集、加工和运输 250 236 14 6 % 4.00 4.13 除了所得税以外的税项 74 86 -12 (14) % 1.19 1.50 勘探 5 4 1 25 % 0.07 0.07 折旧、磨损和摊销费用 432 369 63 17 % 6.92 6.45 总部管理 75 76 (1) (1) % 1.21 1.33 $ 992 $ 905 $ 87 10 % $ 15.89 $ 15.82
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。
直接操作成本包括以下两个部分：租赁操作成本和修井操作成本：
截至2022年1月31日三个月的期间结束 每桶当量油价（美元） (以百万计，每平化油等计费单位) 2024 2023 涨跌 2024 2023 直接操作 租赁运营费用 $ 130 $ 106 $ 24 $ 2.08 $ 1.85 完井成本 26 28 (2) 0.42 0.49 $ 156 $ 134 $ 22 $ 2.50 $ 2.34
由于生产水平和一般成本的上升，租赁运营费用也有所增加。更高的运营成本由更高的设备和现场服务、更高的合同劳动力和雇员相关成本推动。
采集、加工和运输
采集、处理和运输成本主要包括准备和从井口运输下游生产所需的支出，其中包括采集、燃料和压缩成本以及处理成本，这些成本是为了从原始天然气流中提取天然气液而发生的。采集成本还包括与运营我们的采气基础设施相关的成本，包括运营和维护费用。成本因运营区域而异，将随着产量、合同费用和燃料及压缩成本的增加或减少而波动。
由于产量增加，收集、处理和运输成本增加了1400万美元，部分抵消了Permian盆地和Anadarko盆地的采集和运输费率的降低，这是由于2024年第一季度天然气价格较2023年同期更低所致。
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。
下表展示了除所得税外的税收数据，该数据是对应期间的
截至2022年1月31日三个月的期间结束 （以百万计） 2024 2023 涨跌 除了所得税外的其他税收 产量 $ 54 $ 60 $ (6) 钻井影响费 5 9 (4) 按价值计算的税收 17 16 1 其他 (2) 1 (3) $ 74 $ 86 $ -12 生产税占营业收入的百分比（佩里曼和安纳达科盆地） 5.7 % 6.7 %
除所得税外，其他税收减少了1200万美元。生产税收占我们除所得税外税收的大部分，其减少主要是由于石油、天然气和液化石油气收入下降。钻探影响费减少主要是由于在马塞卢斯页岩处钻孔的时间和较低的天然气价格，这推动了我们的钻井活动所评估的费用。
折旧、疏浚和摊销（“DD&A”）
所示时期DD&A费用包括以下: 截至2022年1月31日三个月的期间结束 每桶当量油价（美元） (以百万计，每平化油等计费单位) 2024 2023 涨跌 2024 2023 DD&A费用 折旧 $ 399 $ 337 $ 62 $ 6.39 $ 5.89 折旧费用 18 17 1 0.29 0.30 未探明矿权摊销 12 12 — 0.19 0.21 负债准备金账面价值增加额 3 3 — 0.05 0.05 $ 432 $ 369 $ 63 $ 6.92 $ 6.45
我们使用按产油地区以采油量折旧法计算石油和天然气开采井的消耗。每口生产井的经济寿命取决于对该井已探明储量的估计，而此储量则取决于对未来产量预期实现的销售价格的估计。因此，石油和天然气价格波动将影响计算中所用的已开发探明储量水平。价格较高通常会导致增加储量，从而减少折旧费用。相反，价格较低则通常会增加折旧费用。
减少储量会增加耗竭费用。用于替换产量的成本也会影响我们的耗竭费用。此外，储量的变化、运营和未来开发成本估算的变化、将未经证明的资产重新分类为经证明的资产以及石油和天然气资产的减值将会影响耗竭费用。我们的耗竭费用增加了6200万美元，主要是由于产量的增加和我们的耗竭率。第一季度的每桶油当量的耗竭率为6.39美元，而2023年第一季度的每桶油当量的耗竭率为5.89美元。耗竭率的增加主要是由于低价格导致储量减少所致。
一般及管理费用(G&A)
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。
以下表格显示了我们的管理和行政支出，列出了相应时期:
截至2022年1月31日三个月的期间结束 （以百万计） 2024 2023 涨跌 G＆A费用 总务费用 $ 62 $ 53 $ 9 股票补偿费用 13 16 (3) 合并相关费用 — 7 (7) $ 75 $ 76 $ (1)
除掉以股份为基础的补偿和并购相关费用外，G&A费用增加了900万美元，主要是因为2024年第一季度确认了某些长期承诺用于社区外展和慈善捐赠，并且在与2023年同期相比，2024年第一季度法律和专业费用更高。
股票授予支出减少了300万美元，主要是由于我们股票表现与同行相比而导致 TSR 绩效股票奖励估值下降及一些奖项在2023年底推出。该减少部分抵消了 2024 年第一季度授予新股票的股票授予成本增加。
与合并有关的费用减少了700万美元，主要是因为在2023年期间取消了所有过渡期员工。我们在2022年和2023年初的过渡期间已经计提了这些成本，几乎所有预期的离职费用在那个时期内已经完全计提。
利息费用
下表反映了我们在指定期间内的利息支出：
三个月已结束 （以百万计） 2024 2023 方差 利息支出 利息支出 $ 22 $ 20 $ 2 债务溢价和折扣摊销，净额 (5) (5) — 债务发行成本摊销 1 1 — 其他 1 1 — $ 19 $ 17 $ 2
由于在2024年3月初发行了5.60％的高级票据，利息支出增加了200万美元。
利息收入
由于2024年现金余额较高，获得的利率期货收入增加了400万美元。
所得税费用
截至2022年1月31日三个月的期间结束 （以百万计） 2024 2023 涨跌 所得税费用 按年度计提的税费 $ 107 $ 172 $ （65） 递延所得税收益（费用） (22) 23 （45） $ 85 $ 195 $ (110) 联邦和州的有效所得税税率 19 % 22 %
所得税支出减少1.1亿美元，主要是由于税前收入下降和有效税率降低。相比于2023年3月31日结束的三个月，2024年3月31日结束的三个月的有效税率对永久性账面调整和非经常性离散项目的差异进行了记录。
前瞻性信息
本报告中包含根据联邦证券法的前瞻性陈述。 本报告中包含的所有语句，除历史事实陈述外，均为前瞻性陈述。 这些前瞻性语句包括但不限于关于未来财务和经营绩效和结果、战略追求和目标、市场价格、未来套期保值和风险管理活动、资本支出的时间和数量以及包含在本报告中的非历史事实的其他陈述等。 “预期”、“计划”、“估计”、“相信”、“预测”、“预测”、“预算”、“规划”、“预测”、“目标”、“预测”、“潜在”、“可能”、“可能”、“可能”、“可能”、“应该”、“可能”、“可能”、“战略”、“预测” 和类似表达意图的表达，也旨在识别前瞻性陈述。 我们无法保证本报告中包含的前瞻性陈述将如预期发生，实际结果可能与本报告中包含的结果大不相同。 前瞻性陈述基于涉及多个风险和不确定性的当前的期望和假设，这些风险和不确定性可能导致实际结果大不相同。 这些风险和不确定因素包括但不限于公共卫生危机（包括流行病和流行病）及其任何相关公司或政府政策或行动、现金和其他资金来源的可用性用于资本支出、 OPEC+成员之间的行动或争端，以及市场因素、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、劳动力短缺和经济混乱，包括由于银行业不稳定性所引起的经济混乱、地缘政治混乱，例如乌克兰战争或中东冲突或进一步升级，未来钻探和营销活动的结果、未来生产和成本、立法和监管举措、电子、网络或实体安全漏洞以及在此处和我们的其他SEC文件中详细说明的其他因素。 有关这些风险和不确定因素的更多信息，请参阅我们的10-K表格第I部分第1A项中的“风险因素”。 前瞻性陈述基于管理层在发表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任何前瞻性语句的义务，无论是由于新信息、将来事件或其他原因引起的。 请注意，您不应过度依赖这些前瞻性陈述，这些陈述仅在此之日以及作出陈述之日有效。
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。
项目3.市场风险的定量和定性披露
在业务正常运营过程中，我们面临着各种风险，包括与商品价格变动和未偿还债务的利率波动相关的市场风险。以下定量和定性信息是关于我们作为交易方的金融工具，截至2024年3月31日并且随着未来商品价格或利率变动而可能产生损益的。
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
我们的商品价格风险管理策略旨在通过使用金融商品衍生品降低石油和天然气市场中生产的商品价格波动的风险。高级管理层成员构成的委员会负责监督这些风险管理活动。我们的金融商品衍生品通常覆盖我们生产的一部分，并在价格下跌时保护我们，在价格上涨时限制我们的收益。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，因为我们可能无法获得我们的金融商品衍生品的全部收益。请阅读下面的讨论以及我们的10-K表格中的附注5的财务报表的更详细讨论。
我们周期性地进行商品衍生品交易，包括领口、掉期和基差掉期协议，以防止暴露于商品价格下跌的风险。我们所有的金融衍生品均用于风险管理，并非用于交易目的。在领口协议下，如果指数价格上涨超过天花板价格，我们会支付对手方。如果指数价格下跌低于地板价格，对手方支付我们。在掉期协议下，我们按照以市场为基础的指数支付可转让量的固定价格，以换取支付基于市场指数的可变价格的自然气。
截至2024年3月31日，我们持有以下未解决的金融商品衍生品：
2024 2025 公允价值资产（负债） 天然气 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 nymex领套期保值交易 $ 74 成交量（百万英国热量单位） 44590000 45080000 16690000 9,000,000 9,100,000 9,200,000 9,200,000 加权平均底部价格（美元/百万英国热量单位） $ 2.70 $ 2.75 $ 2.75 $ 3.25 $ 3.25 $ 3.25 $ 3.25 加权平均上限价格（美元/百万英国热量单位） $ 3.87 $ 3.94 $ 4.23 $ 4.79 $ 4.79 $ 4.79 $ 4.79 $ 74
2024 公允价值资产（负债） 石油 第二季度 第三季度 第四季度 WTI油颈套 $ (7) 成交量（万桶） 3,185 2,760 2,760 加权平均底部价格（美元/桶） $ 67.57 $ 65.00 $ 65.00 加权平均上限价格（美元/桶） $ 90.47 $ 87.17 $ 87.17 WTI Midland原油基差掉期交易 (1) 成交量（万桶） 3,185 2,760 2,760 加权平均差价（美元/桶） $ 1.15 $ 1.14 $ 1.14 $ (8)
2024年4月，我们进入了以下金融商品衍生品：
2024 2025 石油 第三季度 第四季度 第一季度 第二季度 西德克萨斯中质原油项圈 音量 (mbbL) 460 460 900 910 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） $ 86.02 $ 86.02 $ 84.21 $ 84.21
我们未来到2024年及以后预期产出的大部分石油和天然气产量目前没有对冲保护，完全暴露于不利或有利的石油和天然气价格波动之中。
2024年3月结束的三个月内，天然气颈圈价格为每MMBtu 3.00美元，天花板价格为每MMBtu 5.08-5.67美元，覆盖了34.5十亿立方英尺，占天然气产量的13％，加权平均价格为每MMBtu 3.00美元。
在2024年3月31日结束的三个月内，石油领衔者的底价范围为每桶65.00到70.00美元，最高价范围为每桶84.80到92.40美元，覆盖了3.0百万桶石油生产量的32％，加权平均价格为每桶67.70美元。石油基差互换覆盖了3.0百万桶石油生产量的32％，加权平均价格为每桶1.16美元。
我们在金融商品衍生工具市场风险暴露程度取决于相关商品市场价格的变化。然而，这些衍生合同的市场风险暴露通常会因商品的实际销售所带来的盈亏得到抵消。虽然名义合同金额用于表示石油和天然气协议的成交量，但在第三方不履行协议的情况下可能面临的信用风险金额要小得多。我们的交易对手主要是商业银行和金融服务机构，我们的管理层认为它们具有较小的信用风险，我们的衍生合同与多个交易对手签订以最小化我们对任何一个交易对手的风险。我们根据它们的信用评级和信用违约掉期利率（如适用）对这些交易对手进行定量和定性评估。我们没有因交易对手的不履行风险而产生任何损失，并且我们不预计任何第三方不履行将对我们的财务结果产生重大影响。然而，我们无法确定我们将来不会遭受此类损失。
利率风险
截至2024年3月31日，我们的总债务为27亿美元（本金为26亿美元）。我们所有未偿债务都基于固定利率，因此我们对市场利率的波动没有重大风险敞口。我们的循环信贷协议规定可变利率借款；然而，截至2024年3月31日，我们没有任何未偿债务，因此我们没有相关的利率风险敞口。
其他金融工具的公允价值
其他金融工具的预计公允价值，是指买卖双方当前愿意以多少金额进行交换。现金、现金等价物、受限制的现金和短期投资在压缩合并资产负债表中所报告的账面价值，由于这些工具的短期到期期限，所以与公允价值近似。
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： 酒精饮料销售
$ 32,907
45.5％
$ 30,136
42.1％
$ 66,223 2023年12月31日 (以百万计) 搬运 估计公允价值 搬运 估计公允价值 总债务 $ 2,651 $ 2,508 $ 2,161 $ 2,015 应付短期债款 (575) （568） (575) (565) 长期债务，不包括流动部分 $ 2,076 $ 1,940 $ 1,586 $ 1,450
项目4.制度和程序
截至2024年3月31日，公司在公司管理层的监督和参与下进行了评估，包括公司的首席执行官和致富金融(临时代码)官员，评估公司的信息披露控制和程序的设计和操作是否符合《证券交易所法》第13a-15和15d-15条。基于该评估，首席执行官和致富金融(临时代码)官员得出结论，公司的信息披露控制和程序能够提供合理保证，涉及公司在《证券交易所法》下提交的文件和报表中所需披露的信息的记录、处理、总结和报告，所规定的时间期限内提供。
2024年第一季度期间，公司的财务报告内部控制未发生任何变化，对财务报告的内部控制没有重大影响或有可能出现重大影响。
第二部分。其他信息
项目1.法律诉讼
法律事项
本表10-Q中包含的《基本报表财务报表注释》第7条下“法律事项”标题下所列信息，已被纳入回应本条目的参考材料。
政府程序
我们时常收到政府和监管机构的违规通知，其中可能包括涉嫌违反环保母基法规或根据其制定的规定。虽然我们不能确定这些违规通知是否会导致罚款、惩罚或二者兼备，但如果实施罚款或惩罚，它们可能会导致单独或合计超过300,000美元的货币制裁。
2023年6月，我们收到了美国环保局（EPA）的《违规通知书和磋商机会通知》（NOVOC），指称我们在德克萨斯州和新墨西哥州的公司设施存在违反《清洁空气法》、《德克萨斯州计划实施方案》、《新墨西哥州计划实施方案》（NMSIP）以及其他一些州和联邦法规的行为。此外，2023年7月，我们收到了美国司法部的一封信，称EPA已将该NOVOC提交给民事执法程序。2023年8月，我们又收到了EPA的第二份NOVOC，指称我们在新墨西哥州的公司设施存在违反《清洁空气法》、NMSIP以及其他一些州和联邦法规的行为。我们已与EPA交换了信息，并继续进行旨在解决这些指控的讨论。目前我们无法确定这些NOVOC的财务影响或解决时间。然而，与这些NOVOC相关的任何执法行动很可能会导致罚款或处罚或二者兼有，并需要采取纠正措施，这可能会增加我们的开发成本或运营成本。我们认为从这些事宜中可能产生的罚款、处罚或纠正措施不会对我们的财务状况、业务结果或现金流量产生重大影响。
项目1A.风险因素
有关影响我们的风险因素的更多信息，请参阅我们10-K表的第一部分第一条款。
项目2. 未注册的股票股权销售和资金用途
发行人购买股权证券
2024年3月31日结束的季度回购活动如下所示：
时期 已购买股票总数 每股平均购价 作为公开宣布计划或项目的一部分购买的股票总数
（以千为单位） (1)
计划或项目下仍可购买的股票的最大近似价值 2024年1月 — $ — — $ 1,586 2024年2月 — $ — — $ 1,586 2024年3月 (2)(3)
5,753 $ 26.94 5,753 $ 1,429 总费用 5,753 5,753
_______________________________________________________________________________
(1) 所有购买均在股票回购计划下完成，该计划经过我们的董事会于2023年2月批准，授权回购高达20亿美元的普通股。股票回购计划没有到期日期。
(2)根据有效期为2024年2月28日至2024年5月2日的10b5-1计划回购了股份。
（3）包括在2024年4月结算的3月31日之前回购的180,028股股票。
ITEM 5. Other Information
交易计划安排
在截至2024年3月31日的三个月内，公司的任何董事或高管都没有进行“10b5-1规则交易安排”或“非10b5-1规则交易安排”，每个术语的定义均在规则S-k的第408项中。 采纳 终止
ITEM 6. 陈列品
附件目录
展示文件 描述 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.DEF 内联XBRL分类扩展定义关联文档 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 104 封面交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含展品101）。
签名
根据1934年的证券交易法的要求，注册人已经指定代表签署本报告。
COTERRA 能源公司 （注册人） 2024年5月3日 作者： /s/ 托马斯·乔登 托马斯·E·乔登 董事长、首席执行官兼总裁 （首席执行官） 2024年5月3日 作者： /s/ 香农 E. 杨三世
香农 E. 杨三世 执行副总裁兼首席财务官 （首席财务官） 2024年5月3日 作者： /s/ TODD m. ROEMER Todd m. Roemer 副总裁兼首席会计官 （首席会计官）