000116316512-312024Q3falsehttp://fasb.org/us-gaap/2024#OtherAssetsNoncurrenthttp://fasb.org/us-gaap/2024#OtherAssetsNoncurrentP1Y4.5xbrli:sharesiso4217:USDiso4217:USDxbrli:sharesxbrli:pureiso4217:CADcop:lawsuitcop:wellutr:Bcfiso4217:USDutr:Boecop:segment00011631652024-01-012024-09-300001163165us-gaap:CommonStockMember2024-01-012024-09-300001163165cop:SevenPercentDebenturesDueTwentyTwentyNineMember2024-01-012024-09-3000011631652024-09-3000011631652024-07-012024-09-3000011631652023-07-012023-09-3000011631652023-01-012023-09-3000011631652023-12-310001163165us-gaap:NonrelatedPartyMember2024-09-300001163165us-gaap:NonrelatedPartyMember2023-12-310001163165us-gaap:RelatedPartyMember2024-09-300001163165us-gaap:RelatedPartyMember2023-12-3100011631652022-12-3100011631652023-09-300001163165cop:AlaskaAcquisitionMemberus-gaap:SubsequentEventMembersrt:ScenarioForecastMember2024-10-012024-12-310001163165cop:KuparukRiverUnitMemberus-gaap:SubsequentEventMembersrt:ScenarioForecastMember2024-12-310001163165cop:PrudhoeBayMemberus-gaap:SubsequentEventMembersrt:ScenarioForecastMember2024-12-310001163165cop:KuparukRiverUnitMemberus-gaap:SubsequentEventMembersrt:MinimumMembersrt:ScenarioForecastMember2024-12-310001163165cop:KuparukRiverUnitMemberus-gaap:SubsequentEventMembersrt:MaximumMembersrt:ScenarioForecastMember2024-12-310001163165cop:SurmontMember2023-10-040001163165cop:SurmontMember2023-10-042023-10-040001163165cop:SurmontMember2024-01-012024-09-300001163165cop:SurmontMember2023-07-012023-09-300001163165srt:ProFormaMember2023-07-012023-09-300001163165cop:SurmontMember2023-01-012023-09-300001163165srt:ProFormaMember2023-01-012023-09-300001163165cop:AustraliaPacificAplngMember2024-09-300001163165cop:PortArthurLNGMember2023-03-310001163165cop:PortArthurLNGMember2024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGN3Member2024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGN3Membercop:QatarEnergyMember2024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGN3Membercop:MitsuiCoLtdMember2024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGNFE4Member2024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGNFE4Membercop:QatarEnergyMember2024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGNFE4Membercop:ChinaNationalPetroleumCorporationMember2024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGNFS3Member2024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGNFS3Membercop:QatarEnergyMember2024-09-300001163165cop:QatarLiquifiedGasCompanyMember2024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGNFE4Membercop:QatarEnergyMember2024-04-012024-06-300001163165cop:A2125NoteDue2024Memberus-gaap:NotesPayableToBanksMember2024-01-012024-03-310001163165cop:A2125NoteDue2024Memberus-gaap:NotesPayableToBanksMember2024-03-310001163165us-gaap:RevolvingCreditFacilityMember2024-09-300001163165srt:MaximumMemberus-gaap:LetterOfCreditMember2024-09-300001163165us-gaap:RevolvingCreditFacilityMember2023-12-310001163165cop:VariableRateDebtBondsMember2024-09-300001163165us-gaap:CommonStockMember2024-06-300001163165us-gaap:AdditionalPaidInCapitalMember2024-06-300001163165us-gaap:TreasuryStockCommonMember2024-06-300001163165us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2024-06-300001163165us-gaap:RetainedEarningsMember2024-06-3000011631652024-06-300001163165us-gaap:RetainedEarningsMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:TreasuryStockCommonMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:AdditionalPaidInCapitalMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:CommonStockMember2024-09-300001163165us-gaap:AdditionalPaidInCapitalMember2024-09-300001163165us-gaap:TreasuryStockCommonMember2024-09-300001163165us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2024-09-300001163165us-gaap:RetainedEarningsMember2024-09-300001163165us-gaap:CommonStockMember2023-12-310001163165us-gaap:AdditionalPaidInCapitalMember2023-12-310001163165us-gaap:TreasuryStockCommonMember2023-12-310001163165us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2023-12-310001163165us-gaap:RetainedEarningsMember2023-12-310001163165us-gaap:RetainedEarningsMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:TreasuryStockCommonMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:AdditionalPaidInCapitalMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:CommonStockMember2023-06-300001163165us-gaap:AdditionalPaidInCapitalMember2023-06-300001163165us-gaap:TreasuryStockCommonMember2023-06-300001163165us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2023-06-300001163165us-gaap:RetainedEarningsMember2023-06-3000011631652023-06-300001163165us-gaap:RetainedEarningsMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:TreasuryStockCommonMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:AdditionalPaidInCapitalMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:CommonStockMember2023-09-300001163165us-gaap:AdditionalPaidInCapitalMember2023-09-300001163165us-gaap:TreasuryStockCommonMember2023-09-300001163165us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2023-09-300001163165us-gaap:RetainedEarningsMember2023-09-300001163165us-gaap:CommonStockMember2022-12-310001163165us-gaap:AdditionalPaidInCapitalMember2022-12-310001163165us-gaap:TreasuryStockCommonMember2022-12-310001163165us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2022-12-310001163165us-gaap:RetainedEarningsMember2022-12-310001163165us-gaap:RetainedEarningsMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:TreasuryStockCommonMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:AdditionalPaidInCapitalMember2023-01-012023-09-300001163165cop:AustraliaPacificAplngMembercop:FinanceReserveGuaranteeMember2024-01-012024-09-300001163165cop:AustraliaPacificAplngMembercop:FinanceReserveGuaranteeMember2024-09-300001163165cop:AustraliaPacificAplngMembercop:MaxPotentialFuturePaymentsProrataShareMember2024-09-300001163165cop:AustraliaPacificAplngMembercop:MaxPotentialFuturePaymentsRecklessBreachMember2024-09-300001163165cop:AustraliaPacificAplngMembercop:AplngContinuedDevelopmentMemberMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001163165cop:AustraliaPacificAplngMembercop:AplngContinuedDevelopmentMemberMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001163165cop:AustraliaPacificAplngMembercop:AplngContinuedDevelopmentMemberMember2024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGNFEAndQatarEnergyLNGNFS3Membercop:JointVentureObligationGuaranteeMember2024-01-012024-09-300001163165cop:QatarEnergyLNGNFEAndQatarEnergyLNGNFS3Membercop:JointVentureObligationGuaranteeMember2024-09-300001163165cop:OtherGuaranteesMember2024-09-300001163165cop:OtherGuaranteesMembersrt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001163165cop:OtherGuaranteesMembersrt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:IndemnificationGuaranteeMember2024-09-300001163165cop:UnitedStatesAndCanadaMembercop:CleanupRemediationActivitiesMember2024-01-012024-09-300001163165cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuelaMembercountry:VE2019-03-012019-03-310001163165cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuelaMembercountry:VE2019-08-290001163165cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuelaMembercountry:VE2024-09-300001163165cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuela2Membercountry:VE2018-04-012018-04-300001163165cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuela2Membercountry:VE2018-08-012018-08-310001163165cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuela2Membercountry:VE2024-09-300001163165cop:ConocoPhillipsVersusPetroleosDeVenezuela2Membercountry:VE2019-08-022019-08-020001163165cop:SeveralLouisianaParishesAndTheStateOfLouisianaAgainstOilAndGasCompaniesMembercop:ConocoPhillipsEntitiesMember2017-01-012017-12-310001163165cop:OuterContinentalShelfLeaseMembercop:PhillipsPetroleumCompanyMember2020-10-310001163165cop:OuterContinentalShelfLeaseMembercop:PhillipsPetroleumCompanyMember2020-10-012020-10-310001163165cop:BustaPL782SMember2024-01-012024-03-3100011631652024-04-012024-06-300001163165us-gaap:PrepaidExpensesAndOtherCurrentAssetsMemberus-gaap:CommodityContractMember2024-09-300001163165us-gaap:PrepaidExpensesAndOtherCurrentAssetsMemberus-gaap:CommodityContractMember2023-12-310001163165us-gaap:OtherAssetsMemberus-gaap:CommodityContractMember2024-09-300001163165us-gaap:OtherAssetsMemberus-gaap:CommodityContractMember2023-12-310001163165cop:OtherAccrualsMemberus-gaap:CommodityContractMember2024-09-300001163165cop:OtherAccrualsMemberus-gaap:CommodityContractMember2023-12-310001163165us-gaap:OtherLiabilitiesMemberus-gaap:CommodityContractMember2024-09-300001163165us-gaap:OtherLiabilitiesMemberus-gaap:CommodityContractMember2023-12-310001163165us-gaap:SalesMemberus-gaap:CommodityContractMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:SalesMemberus-gaap:CommodityContractMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:SalesMemberus-gaap:CommodityContractMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:SalesMemberus-gaap:CommodityContractMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:OtherIncomeMemberus-gaap:CommodityContractMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:OtherIncomeMemberus-gaap:CommodityContractMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:OtherIncomeMemberus-gaap:CommodityContractMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:OtherIncomeMemberus-gaap:CommodityContractMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:CostOfSalesMemberus-gaap:CommodityContractMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:CostOfSalesMemberus-gaap:CommodityContractMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:CostOfSalesMemberus-gaap:CommodityContractMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:CostOfSalesMemberus-gaap:CommodityContractMember2023-01-012023-09-300001163165cop:NaturalGasPowerAndCarbonDioxideEmissionsFlatPriceMemberus-gaap:CommodityContractMemberus-gaap:ShortMember2024-01-012024-09-300001163165cop:NaturalGasPowerAndCarbonDioxideEmissionsFlatPriceMemberus-gaap:CommodityContractMemberus-gaap:ShortMember2023-01-012023-12-310001163165cop:NaturalGasPowerAndCarbonDioxideEmissionsBasisMemberus-gaap:CommodityContractMemberus-gaap:ShortMember2024-01-012024-09-300001163165cop:NaturalGasPowerAndCarbonDioxideEmissionsBasisMemberus-gaap:CommodityContractMemberus-gaap:ShortMember2023-01-012023-12-310001163165us-gaap:InterestRateSwapMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:InterestRateSwapMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:InterestRateSwapMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:InterestRateSwapMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:CashMember2024-09-300001163165us-gaap:CashMember2023-12-310001163165us-gaap:DemandDepositsMember2024-09-300001163165us-gaap:DemandDepositsMember2023-12-310001163165us-gaap:BankTimeDepositsMembercop:RemainingMaturities1To90DaysMember2024-09-300001163165us-gaap:BankTimeDepositsMembercop:RemainingMaturities1To90DaysMember2023-12-310001163165us-gaap:BankTimeDepositsMembercop:RemainingMaturities91To180DaysMember2024-09-300001163165us-gaap:BankTimeDepositsMembercop:RemainingMaturities91To180DaysMember2023-12-310001163165us-gaap:BankTimeDepositsMembercop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMember2024-09-300001163165us-gaap:BankTimeDepositsMembercop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMember2023-12-310001163165us-gaap:USGovernmentDebtSecuritiesMembercop:RemainingMaturities1To90DaysMember2024-09-300001163165us-gaap:USGovernmentDebtSecuritiesMembercop:RemainingMaturities1To90DaysMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:CorporateDebtSecuritiesMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:CorporateDebtSecuritiesMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:CorporateDebtSecuritiesMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:CorporateDebtSecuritiesMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:CommercialPaperMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:CommercialPaperMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:USGovernmentDebtSecuritiesMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:USGovernmentDebtSecuritiesMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:USGovernmentDebtSecuritiesMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:USGovernmentDebtSecuritiesMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:ForeignGovernmentDebtMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:ForeignGovernmentDebtMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:ForeignGovernmentDebtMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:ForeignGovernmentDebtMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:AssetBackedSecuritiesMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:AssetBackedSecuritiesMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:AssetBackedSecuritiesMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMemberus-gaap:AssetBackedSecuritiesMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesWithinOneYearMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2023-12-310001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2024-09-300001163165cop:RemainingMaturitiesGreaterThanOneYearThroughEightYearsMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2023-12-310001163165srt:MinimumMember2024-01-012024-09-300001163165srt:MaximumMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:CorporateDebtSecuritiesMember2024-09-300001163165us-gaap:CorporateDebtSecuritiesMember2023-12-310001163165us-gaap:CommercialPaperMember2024-09-300001163165us-gaap:CommercialPaperMember2023-12-310001163165us-gaap:USGovernmentDebtSecuritiesMember2024-09-300001163165us-gaap:USGovernmentDebtSecuritiesMember2023-12-310001163165us-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMember2024-09-300001163165us-gaap:USGovernmentCorporationsAndAgenciesSecuritiesMember2023-12-310001163165us-gaap:ForeignGovernmentDebtMember2024-09-300001163165us-gaap:ForeignGovernmentDebtMember2023-12-310001163165us-gaap:AssetBackedSecuritiesMember2024-09-300001163165us-gaap:AssetBackedSecuritiesMember2023-12-3100011631652023-01-012023-12-310001163165srt:MaximumMemberus-gaap:AccountsReceivableMember2024-01-012024-09-300001163165cop:InEventOfDowngradeBelowInvestmentGradeMember2024-09-300001163165us-gaap:FairValueInputsLevel1Memberus-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMember2024-09-300001163165us-gaap:FairValueInputsLevel2Memberus-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMember2024-09-300001163165us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMember2024-09-300001163165us-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMember2024-09-300001163165us-gaap:FairValueInputsLevel1Memberus-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMember2023-12-310001163165us-gaap:FairValueInputsLevel2Memberus-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMember2023-12-310001163165us-gaap:FairValueInputsLevel3Memberus-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMember2023-12-310001163165us-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMember2023-12-310001163165us-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMembersrt:MinimumMemberus-gaap:FairValueInputsLevel3Membercop:MeasurementInputCommodityPriceOutlookMemberus-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMember2024-09-300001163165us-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMembersrt:MaximumMemberus-gaap:FairValueInputsLevel3Membercop:MeasurementInputCommodityPriceOutlookMemberus-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMember2024-09-300001163165us-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMembersrt:ArithmeticAverageMemberus-gaap:FairValueInputsLevel3Membercop:MeasurementInputCommodityPriceOutlookMemberus-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMember2024-09-300001163165us-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMembersrt:MinimumMemberus-gaap:FairValueInputsLevel3Membercop:MeasurementInputCommodityPriceOutlookMemberus-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMember2023-12-310001163165us-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMembersrt:MaximumMemberus-gaap:FairValueInputsLevel3Membercop:MeasurementInputCommodityPriceOutlookMemberus-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMember2023-12-310001163165us-gaap:FairValueMeasurementsRecurringMembersrt:ArithmeticAverageMemberus-gaap:FairValueInputsLevel3Membercop:MeasurementInputCommodityPriceOutlookMemberus-gaap:ValuationTechniqueDiscountedCashFlowMember2023-12-310001163165us-gaap:CommodityContractMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2024-09-300001163165us-gaap:CommodityContractMemberus-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2023-12-310001163165us-gaap:CommodityContractMemberus-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2024-09-300001163165us-gaap:CommodityContractMemberus-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2023-12-310001163165us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2024-09-300001163165us-gaap:CarryingReportedAmountFairValueDisclosureMember2023-12-310001163165us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2024-09-300001163165us-gaap:EstimateOfFairValueFairValueDisclosureMember2023-12-310001163165us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2023-12-310001163165us-gaap:AccumulatedNetUnrealizedInvestmentGainLossMember2023-12-310001163165us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2023-12-310001163165us-gaap:AccumulatedGainLossNetCashFlowHedgeParentMember2023-12-310001163165us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:AccumulatedNetUnrealizedInvestmentGainLossMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:AccumulatedGainLossNetCashFlowHedgeParentMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:AccumulatedDefinedBenefitPlansAdjustmentMember2024-09-300001163165us-gaap:AccumulatedNetUnrealizedInvestmentGainLossMember2024-09-300001163165us-gaap:AccumulatedTranslationAdjustmentMember2024-09-300001163165us-gaap:AccumulatedGainLossNetCashFlowHedgeParentMember2024-09-300001163165country:USus-gaap:PensionPlansDefinedBenefitMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:ForeignPlanMemberus-gaap:PensionPlansDefinedBenefitMember2024-07-012024-09-300001163165country:USus-gaap:PensionPlansDefinedBenefitMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:ForeignPlanMemberus-gaap:PensionPlansDefinedBenefitMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2023-07-012023-09-300001163165country:USus-gaap:PensionPlansDefinedBenefitMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:ForeignPlanMemberus-gaap:PensionPlansDefinedBenefitMember2024-01-012024-09-300001163165country:USus-gaap:PensionPlansDefinedBenefitMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:ForeignPlanMemberus-gaap:PensionPlansDefinedBenefitMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:OtherPostretirementBenefitPlansDefinedBenefitMember2023-01-012023-09-300001163165country:US2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:ForeignPlanMember2024-01-012024-09-300001163165country:US2024-09-300001163165us-gaap:ForeignPlanMember2024-09-300001163165us-gaap:RelatedPartyMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:RelatedPartyMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:RelatedPartyMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:RelatedPartyMember2023-01-012023-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMember2024-07-012024-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMember2023-07-012023-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMember2024-01-012024-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMember2023-01-012023-09-300001163165cop:FinancialDerivativeContractsMember2024-07-012024-09-300001163165cop:FinancialDerivativeContractsMember2023-07-012023-09-300001163165cop:FinancialDerivativeContractsMember2024-01-012024-09-300001163165cop:FinancialDerivativeContractsMember2023-01-012023-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:LowerFortyEightSegmentMember2024-07-012024-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:LowerFortyEightSegmentMember2023-07-012023-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:LowerFortyEightSegmentMember2024-01-012024-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:LowerFortyEightSegmentMember2023-01-012023-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:CanadaSegmentMember2024-07-012024-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:CanadaSegmentMember2023-07-012023-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:CanadaSegmentMember2024-01-012024-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:CanadaSegmentMember2023-01-012023-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaMember2024-07-012024-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaMember2023-07-012023-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaMember2024-01-012024-09-300001163165cop:PhysicalGasContractsMembercop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaMember2023-01-012023-09-300001163165cop:CrudeOilProductLineMember2024-07-012024-09-300001163165cop:CrudeOilProductLineMember2023-07-012023-09-300001163165cop:CrudeOilProductLineMember2024-01-012024-09-300001163165cop:CrudeOilProductLineMember2023-01-012023-09-300001163165cop:NaturalGasProductLineMember2024-07-012024-09-300001163165cop:NaturalGasProductLineMember2023-07-012023-09-300001163165cop:NaturalGasProductLineMember2024-01-012024-09-300001163165cop:NaturalGasProductLineMember2023-01-012023-09-300001163165cop:OtherProductsMember2024-07-012024-09-300001163165cop:OtherProductsMember2023-07-012023-09-300001163165cop:OtherProductsMember2024-01-012024-09-300001163165cop:OtherProductsMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:AlaskaSegmentMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:AlaskaSegmentMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:AlaskaSegmentMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:AlaskaSegmentMember2023-01-012023-09-300001163165cop:LowerFortyEightMember2024-07-012024-09-300001163165cop:LowerFortyEightMember2023-07-012023-09-300001163165cop:LowerFortyEightMember2024-01-012024-09-300001163165cop:LowerFortyEightMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:IntersegmentEliminationMembercop:LowerFortyEightMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:IntersegmentEliminationMembercop:LowerFortyEightMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:IntersegmentEliminationMembercop:LowerFortyEightMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:IntersegmentEliminationMembercop:LowerFortyEightMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:LowerFortyEightMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:LowerFortyEightMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:LowerFortyEightMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:LowerFortyEightMember2023-01-012023-09-300001163165cop:CanadaOperatingSegmentMember2024-07-012024-09-300001163165cop:CanadaOperatingSegmentMember2023-07-012023-09-300001163165cop:CanadaOperatingSegmentMember2024-01-012024-09-300001163165cop:CanadaOperatingSegmentMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:IntersegmentEliminationMembercop:CanadaOperatingSegmentMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:IntersegmentEliminationMembercop:CanadaOperatingSegmentMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:IntersegmentEliminationMembercop:CanadaOperatingSegmentMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:IntersegmentEliminationMembercop:CanadaOperatingSegmentMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:CanadaOperatingSegmentMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:CanadaOperatingSegmentMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:CanadaOperatingSegmentMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:CanadaOperatingSegmentMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:AsiaPacificOperatingSegmentMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:AsiaPacificOperatingSegmentMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:AsiaPacificOperatingSegmentMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:AsiaPacificOperatingSegmentMember2023-01-012023-09-300001163165cop:CorporateAndReconcilingItemsMember2024-07-012024-09-300001163165cop:CorporateAndReconcilingItemsMember2023-07-012023-09-300001163165cop:CorporateAndReconcilingItemsMember2024-01-012024-09-300001163165cop:CorporateAndReconcilingItemsMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMember2023-01-012023-09-300001163165country:US2024-07-012024-09-300001163165country:US2023-07-012023-09-300001163165country:US2024-01-012024-09-300001163165country:US2023-01-012023-09-300001163165country:CA2024-07-012024-09-300001163165country:CA2023-07-012023-09-300001163165country:CA2024-01-012024-09-300001163165country:CA2023-01-012023-09-300001163165country:CN2024-07-012024-09-300001163165country:CN2023-07-012023-09-300001163165country:CN2024-01-012024-09-300001163165country:CN2023-01-012023-09-300001163165country:LY2024-07-012024-09-300001163165country:LY2023-07-012023-09-300001163165country:LY2024-01-012024-09-300001163165country:LY2023-01-012023-09-300001163165country:MY2024-07-012024-09-300001163165country:MY2023-07-012023-09-300001163165country:MY2024-01-012024-09-300001163165country:MY2023-01-012023-09-300001163165country:NO2024-07-012024-09-300001163165country:NO2023-07-012023-09-300001163165country:NO2024-01-012024-09-300001163165country:NO2023-01-012023-09-300001163165country:GB2024-07-012024-09-300001163165country:GB2023-07-012023-09-300001163165country:GB2024-01-012024-09-300001163165country:GB2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:NonUsMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:NonUsMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:NonUsMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:NonUsMember2023-01-012023-09-300001163165srt:CrudeOilMember2024-07-012024-09-300001163165srt:CrudeOilMember2023-07-012023-09-300001163165srt:CrudeOilMember2024-01-012024-09-300001163165srt:CrudeOilMember2023-01-012023-09-300001163165srt:NaturalGasReservesMember2024-07-012024-09-300001163165srt:NaturalGasReservesMember2023-07-012023-09-300001163165srt:NaturalGasReservesMember2024-01-012024-09-300001163165srt:NaturalGasReservesMember2023-01-012023-09-300001163165srt:NaturalGasLiquidsReservesMember2024-07-012024-09-300001163165srt:NaturalGasLiquidsReservesMember2023-07-012023-09-300001163165srt:NaturalGasLiquidsReservesMember2024-01-012024-09-300001163165srt:NaturalGasLiquidsReservesMember2023-01-012023-09-300001163165cop:OtherProductsMember2024-07-012024-09-300001163165cop:OtherProductsMember2023-07-012023-09-300001163165cop:OtherProductsMember2024-01-012024-09-300001163165cop:OtherProductsMember2023-01-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:OtherInternationalMember2024-07-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:OtherInternationalMember2023-07-012023-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:OtherInternationalMember2024-01-012024-09-300001163165us-gaap:OperatingSegmentsMembercop:OtherInternationalMember2023-01-012023-09-300001163165cop:AlaskaSegmentMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2024-09-300001163165cop:AlaskaSegmentMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2023-12-310001163165cop:LowerFortyEightMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2024-09-300001163165cop:LowerFortyEightMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2023-12-310001163165cop:CanadaOperatingSegmentMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2024-09-300001163165cop:CanadaOperatingSegmentMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2023-12-310001163165cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2024-09-300001163165cop:EuropeMiddleEastAndNorthAfricaMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2023-12-310001163165cop:AsiaPacificOperatingSegmentMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2024-09-300001163165cop:AsiaPacificOperatingSegmentMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2023-12-310001163165cop:OtherInternationalMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2024-09-300001163165cop:OtherInternationalMemberus-gaap:OperatingSegmentsMember2023-12-310001163165cop:CorporateAndReconcilingItemsMember2024-09-300001163165cop:CorporateAndReconcilingItemsMember2023-12-3100011631652024-01-012024-03-310001163165cop:MarathonOilCorporationMembersrt:ScenarioForecastMember2024-10-012024-12-31
美國
證券交易委員會
華盛頓特區20549
表格 10-Q
（標記一）
☒
根據1934年證券交易法第13或15(d)節的季度報告
截至季度結束日期的財務報告2024年9月30日
或者
☐
根據1934年證券交易法第13或15(d)節的轉型報告書
從___________________ 到___________________的過渡期內，您應遵守以下所有規則。
委託文件號碼：001-32395
ConocoPhillips_2023_Logo.jpg
康菲石油
(根據其章程規定的註冊人準確名稱)
特拉華州01-0562944
（設立或組織的其他管轄區域）（納稅人識別號碼）
925 N. Eldridge Parkway, 休斯頓, TX 77079
（總部地址）（郵政編碼）
281-293-1000
（註冊人的電話號碼，包括區號）
在法案第12(b)條的規定下注冊的證券：
每一類的名稱
交易符號
在其上註冊的交易所的名稱
普通股，每股面值$0.01
COP
請使用moomoo賬號登錄查看New York Stock Exchange
7%債券，到期2029年
CUSIP—718507BK1
請使用moomoo賬號登錄查看New York Stock Exchange
請勾選以下選項以指示註冊人是否在過去12個月內(或在註冊人需要提交此類報告的較短時間內)已提交證券交易法1934年第13或15(d)條所要求提交的所有報告，並且在過去90天內已受到此類報告提交要求的影響。是 ☒否☐
請在以下勾選方框表示註冊人是否已在Regulation S-T Rule 405規定的前12個月(或在註冊人需要提交此類文件的較短期間內)提交了每個互動數據文件。是 ☒否☐
請勾選註冊者是大型加速文件提交者、加速文件提交者、非加速文件提交者、小型報告公司還是新興增長公司。請參見《證交易法》規則120億.2 中「大型加速文件提交者」、「加速文件提交者」、「小型報告公司」和「新興增長公司」的定義。
大型加速報告人 ☒ 加速歸檔人 ☐ 非加速歸檔人 ☐ 規模較小的報告公司 ☐
新興成長公司 ☐
如果是新興成長型企業，請勾選複選標記，表明註冊者已選擇不使用延長過渡期來符合根據證券交易法第13(a)條規定提供的任何新財務會計準則。 ☐
請勾選以下選項以指示註冊人是否爲外殼公司(根據交易所法規則12b-2定義)。是☐ 不 ☒
截至2024年5月17日，申報人共有 1,150,912,478 截至2024年9月30日，普通股股份0.01美元面值，已發行股數。

目錄

常用縮寫
常用縮寫
此報告中可能常用以下行業特定、會計和其他術語及縮寫。
貨幣
會計
$或美元指數
美元
ARO
資產養老責任
cad
加幣
ASC
會計準則編碼
eur
歐元指數
會計準則更新
會計準則更新
gbp
NOK
英鎊
挪威克朗
折舊、耗損和攤銷
折舊、遞耗和攤銷
FASB
財務會計準則
董事會
計量單位
桶
桶
先進先出
先進先出
BCF
十億立方英尺
G&A
總務和行政費用
BOE
石油當量桶
通用會計原則(GAAP)
通用會計準則
MBD
每天千桶
MCF
千立方英尺
後進先出
後進先出
MM
百萬
NPNS
正常購買正常銷售
MMBOE
百萬桶油當量
固定資產、廠房和設備
不動產、廠房和設備
千桶當量油量/每日
每日千桶石油當量
VIE
可變利益實體
百萬桶油當量/日
百萬桶油當量
每天
百萬英熱單位
百萬英國熱量單位
其他
百萬立方英尺/每日
每年的生產能力
日均百萬立方英尺
每年百萬噸
《綜合環境回應、補償及責任法案》（CERCLA）聯邦全面環境反應補償和責任法案
全球貨幣
多元化、公平性和包容性
行業板塊
美國環保署（EPA）
美國環保署（EPA）
BLM
土地管理局
ESG獎：表彰環境、社會和管治（ESG）策略的傑出實施；
環保、社會和治理
船舶名稱
煤層氣
歐盟
歐洲聯盟
CCS
碳捕獲和儲存
聯邦能源監管機構（FERC）
聯邦能源監管委員會
E＆P
勘探和生產
前端工程設計
前端工程設計
溫室氣體
溫室氣體
FID最終投資決策
HSE
健康、安全和環境
FPS
浮式生產系統
今天天氣不錯 今天天氣不錯
國際商會
浮式生產、儲油和浮動生產、儲存及交易所
ICSID
世界銀行國際

卸載
國際投資貿易仲裁
地質和地球物理（G&G）
地質和地球物理
投資糾紛
JOA
聯合經營協議
美國國家稅務局（「IRS」）
國內稅收局
LNG
液化天然氣
場外交易
非處方藥
天然氣液體
天然氣液體
NYSE
請使用moomoo賬號登錄查看New York Stock Exchange
石油輸出國組織
石油輸出國組織
SEC
美國證券交易所
出口國
委員會:
PSC
生產分成協議
·          新入職PSU的50%將根據Docusign在2025年1月31日結束的財政年度的訂閱收入增長和自由現金流的實現情況而獲得，任何已獲得的股票可通過由授予日起到第三個週年每個季度確認來確認
總股東回報
可開發證明區
已證明未開發儲量
英國：
英國
SAGD
蒸汽輔助重力排放
美國交易法案交易所
美利堅合衆國
西加拿大混合原油基準價格
西加拿大混合原油
VROC現金可變收益
wti原油基準價格
西德克薩斯中質原油
1
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
基本報表
第一部分. 財務信息
項目1。財務報表
合併利潤表
康菲石油

數百萬美元

三個月之內結束
2022 年 9 月 30 日
九個月結束
2022 年 9 月 30 日
2024202320242023
收入和其他收益
銷售和其他營業收入
$13,041 14,250 40,509 41,412 
子公司股權收益
441 388 1,265 1,299 
處置獲利（損失）
(2)108 86 200 
其他收入
124 120 356 356 
總收入和其他收入
13,604 14,866 42,216 43,267 
成本和費用


購買的商品
4,747 5,543 14,939 16,297 
生產和營業費用
2,261 1,995 6,440 5,660 
銷售，總務及管理費用
186 169 528 533 
勘探費用
70 92 284 313 
折舊、減值和攤銷
2,390 2,095 6,935 6,047 
減值
— 11 34 12 
所得稅以外的稅費
476 536 1,567 1,624 
Accretion on discounted liabilities
80 68 240 204 
利息和負債費用
189 194 592 561 
外幣兌換（收益）損失
(28)55 (37)(3)
其他費用
(2)8 (8)(5)
總成本和費用
10,369 10,766 31,514 31,243 
稅前收益（虧損）
3,235 4,100 10,702 12,024 
所得稅負擔（利益）
1,176 1,302 3,763 4,074 
淨利潤（損失）
$2,059 2,798 6,939 7,950 
普通股每股淨利潤（虧損） （美元）
基本$1.77 2.33 5.92 6.56 
稀釋的1.76 2.32 5.91 6.54 
加權平均流通在外普通股數 （以千爲單位）
基本1,161,318 1,196,641 1,169,350 1,208,018 
稀釋的1,163,227 1,199,746 1,171,424 1,211,012 
請參閱基本財務報表備註。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
2
基本報表
綜合收益表
康菲石油
數百萬美元
三個月之內結束
2022 年 9 月 30 日
九個月結束
2022 年 9 月 30 日
2024202320242023
淨利潤（損失）
$2,059 2,798 6,939 7,950 
其他綜合收益（損失）
確定福利計劃
重新分類調整包括在淨利潤（損失）中的前期服務成本攤銷（貸項）
(10)(9)(29)(28)
淨變化(10)(9)(29)(28)
重新分類調整包括在淨利潤（損失）中淨精算損失（收益）的攤銷
16 20 48 62 
淨變化16 20 48 62 
定義受益計劃所得稅
(1)(2)(5)(8)
稅後淨額的確定福利計劃
5 9 14 26 
證券未實現的持有利潤（損失）
18 — 13 3 
重新分類調整包括在淨利潤（損失）中的（收益）損失(1)(1)(1)(3)
證券未實現持有收益（損失）的所得稅
(3)— (2)— 
證券未實現持有收益（損失），淨額
14 (1)10—
貨幣翻譯調整，稅後淨額
147 (80)(156)(23)
未實現套期保值活動的利益（損失）(63)46 (50)46 
未實現套期保值活動的利益（損失）的所得稅13 (10)10 (10)
未實現套期保值活動的利益（損失），扣除稅後(50)36 (40)36 
其他綜合收益（虧損），淨額
116 (36)(172)39 
綜合收益（損失）
$2,175 2,762 6,767 7,989 
請參閱基本財務報表備註。
3
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
財務報表
合併資產負債表
康菲石油
數百萬美元

9月30日
2024		十二月三十一日
2023
資產


現金及現金等價物
$5,221 5,635 
短期投資
1,571 971 
應收賬款和應收票據（扣減$其他）4 和 $3）
4,791 5,461 
應收賬款和應收款項—關聯方
24 13 
存貨
1,496 1,398 
預付費用和其他流動資產
881 852 
流動資產合計
13,984 14,330 
投資和長期應收款項
9,192 9,130 
淨物業、廠房和設備（扣除累計折舊和攤銷 $64,642，$64,911，$93,308 和 $90,661）79,484 和 $74,361）
70,725 70,044 
其他
2,798 2,420 
總資產
$96,699 95,924 
負債

應付賬款
$5,161 5,083 
應付賬款—關聯方
29 34 
短期債務
1,314 1,074 
應計收益及其他稅款
2,473 1,811 
員工福利義務
627 774 
其他應計項目
1,161 1,229 
總流動負債
10,765 10,005 
長期債務
16,990 17,863 
資產退休義務和應計環保成本
7,337 7,220 
延遲所得稅
8,986 8,813 
員工福利義務
945 1,009 
其他負債和遞延貸款
1,795 1,735 
總負債
46,818 46,645 
股權

普通股（2,500,000,000 每股面值 $ 的授權股數0.01208,288
Issued (2024—2,107,349,949 shares; 2023—2,103,772,516股）
面值
21 21 
超額資本
61,430 61,303 
Treasury stock (at cost: 2024—956,437,471 shares; 2023—925,670,961股）
(69,184)(65,640)
累計其他綜合收益(虧損)
(5,845)(5,673)
保留盈餘
63,459 59,268 
總股本
49,881 49,279 
總負債和股權
$96,699 95,924 
請參閱基本財務報表備註。
康菲石油公司 2024 年第三季度 10-Q
4
基本報表
合併現金流量表
康菲石油

數百萬美元

九個月結束
2022 年 9 月 30 日

20242023
經營活動現金流
$6,939 7,950 
調整淨利潤（虧損）以協調由經營活動提供的淨現金
折舊、減值和攤銷
6,935 6,047 
減值
34 12 
乾井成本和承租權減值
48 151 
Accretion on discounted liabilities
240 204 
遞延所得稅
249 753 
股權法下偏離收益的分配
545 920 
（出售）處置的（盈利）損失
(86)(200)
其他
(18)16 
營運資本調整

應收賬款和應收票據減少（增加）
656 1,147 
存貨減少（增加）
(100)(114)
預付費用和其他流動資產減少（增加）
(53)486 
應付賬款的增加(減少)
(117)(837)
稅收和其他應計利息增加（減少）
395 (1,833)
經營活動產生的淨現金流量
15,667 14,702 
投資活動產生的現金流量

資本支出和投資
(8,801)(8,365)
與投資活動相關的營運資本變更
195 (175)
收購企業，扣除現金淨額
49 — 
資產處置收益
217 613 
投資淨銷售（購買）
(599)1,860 
其他
(11)(81)
投資活動中使用的淨現金流量
(8,950)(6,148)
籌資活動現金流量
債務發行
— 3,787 
償還債務
(607)(1,243)
發行公司普通股
(66)(57)
回購公司普通股
(3,513)(4,300)
分紅派息
(2,749)(4,175)
其他
(131)(34)
籌資活動中使用的淨現金流量
(7,066)(6,022)
匯率變動對現金、現金等價物和受限制的現金的影響
(28)(150)
現金、現金等價物和受限制的現金淨變化
(377)2,382 
期初現金、現金等價物及受限制的現金餘額
5,899 6,694 
期末現金、現金等價物和受限制的現金
$5,522 9,076 
2021年12月31日，我們在《合併資產負債表》中將價值爲$百萬的受限現金分別列入「預付款項及其他流動資產」和「其他資產」一欄。301萬美元和264 百萬美元包括在我們2024年9月30日和2023年12月31日的合併資產負債表"其他行中。
請參閱基本財務報表備註。
5
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
合併財務報表註釋
附註一—報告的基礎
本報告中包含的基本報表所呈現的中期基本信息尚未經審計，並在管理層意見中，已包括所有已知應計量和調整，以便公平呈現康菲石油合併財務狀況、經營結果和現金流的所有財務期間。除非另有披露，所有此類調整均屬正常和週期性的。中期基本財務報表中已對某些附註和其他信息進行了簡化或省略。因此，應同時閱讀這些基本報表和附註與我們2023年度10-k表格中包含的合併基本報表。

注2—存貨
數百萬美元
9月30日
2024		十二月三十一日
2023
wti原油和天然氣
$759 676 
物料和用品
737 722 
總存貨
$1,496 1,398 
庫存按照後進先出法計價
$424 401 

註釋3 — 收購和處置
馬拉松石油公司宣佈收購
關於我們宣佈收購馬拉松石油公司（Marathon Oil）的討論， 請參見注釋20.

阿拉斯加宣佈收購
2024年10月，在行使我們的優先權之後，我們與雪佛龍美國公司及加利福尼亞聯合石油公司簽署了一項約定價格約爲$的買賣協議。300 百萬美元，經過慣例調整，以將我們在庫帕魯克河單元的工作權益增加約 5 個百分點，以及在普魯多灣單元的工作權益增加約 0.4 個百分點。我們在庫帕魯克河單元的更新工作權益將從 94至99 百分比（包括衛星）不等，並且在普魯多灣單元中將約爲 36.5 個百分點。預計該交易將於2024年第四季度完成。

Surmont收購
2023年10月，我們完成了對剩餘部分的收購 50 在我們加拿大板塊的資產Surmont中，從TotalEnergies EP Canada Ltd.購買了百分之一的工作權益。 現金交易的最終考慮金額爲3.0 十億美元，在習慣性調整後（加拿大元4.1十億美元）：

交易對方股權的公允價值數百萬美元
現金支付$2,635 
或有事項考慮320 
最終考慮$2,955 

或有對價安排要求向TotalEnergies EP Canada Ltd.支付額外的對價，最高可達 $0.4 超過一億加元 五年 術語。或有付款代表美元2WCS 定價每超過 1 美元即可獲得百萬美元52 本月每桶，但要視某些產量目標的實現而定。根據該安排，我們可以支付的未貼現金額最高爲 $0.3 收盤時爲十億美元。收購之日或有對價的公允價值爲 $320 百萬美元，並通過應用收入法估算。在截至2024年9月30日的九個月期間，我們已經支付了美元147 根據該安排，百萬美元，包含在合併現金流量表融資活動部分的 「其他」 項目中。 參見注釋 11.

康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
6
合併財務報表註釋
該交易被視爲FASB ASC主題805下的業務合併，使用收購法會計處理。該方法要求資產和負債的估值基於其收購日期的公允價值。到2024年第一季度末，我們完成了購買價格分配給特定資產和負債的工作。這是基於最終考慮的公允價值以及確定長期資產和所有其他資產及負債的公允價值的結論。

石油和燃料幣資產是根據折現現金流方法估值的，包括市場參與者和內部生成的價格假設，生產概況和營運以及開發成本假設。其他資產和負債的公允價值被確定爲等於賬面價值，因爲其短期性質，其中包括應收賬款，應付賬款，以及大多數其他流動資產和流動負債。總考慮金額爲$3.0 十月四日獲取的可識別資產和負債基於其公允價值分配了十億美元。

融資租賃權利使用資產，淨額數百萬美元
油氣性質$3,082 
資產養老責任(112)
其他(15)
可辨認淨資產合計$2,955 

隨着交易的完成，我們已獲得約$的已證實和未證實資產。2.9私人股權和其他投資的金額分別爲52.27億美元和53.98億美元，截至2023年7月31日和2023年1月31日。0.2。其中包括我們分享的收益和損失，包括減值，作爲其他收入（費用），淨額的組成部分。

附加的專項財務報表（未經審計）
以下表格總結了截至2023年9月30日的三個和九個月的未經審計的補充的資金信息，假設我們於2022年1月1日完成了收購。

數百萬美元
三個月之內結束
2023年9月30日
九個月結束
2023年9月30日
未經審計的補充前形式如報告的前形式Surmont合併業績如報告的Pro Forma Surmont合併業績
總收入和其他收入$14,866 697 15,563 43,267 1,989 45,256 
稅前收益（虧損）4,100 269 4,369 12,024 498 12,522 
淨利潤（損失）2,798 204 3,002 7,950 378 8,328 
每股收益（每股美元）：
基本淨利潤（損失）$2.33 2.50 6.56 6.87 
稀釋後淨收益（虧損）2.32 2.49 6.54 6.85 
未經審計的附表示例財務信息僅供參考，不一定反映出如果交易於2022年1月1日完成將會發生的營運結果，也不一定代表合併實體未來營運結果。2023年9月30日結束的三個月和九個月的未經審計的財務信息是將康菲石油的合併收入表與從TotalEnergies EP Canada Ltd獲得的資產結果合併得出的。據我們的估算和假設是合理的，交易的相對影響得到了適當反映。未經審計的財務數據不包括與交易有關的成本，也不包括預期的交易成本節約。未經審計的情形結果包括主要與基於產量法的DD&A有關的調整，這是由於分配給石油和燃料幣資產的購買價格。
7
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
注4—投資和長期應收款
澳洲太平洋液化天然氣有限公司（APLNG）
在澳洲，我們持有 47.5 參股金融 公司APLNG 的股權。截至2024年9月30日，APLNG的債務未償餘額爲$4.0 億美元，分佈在各個先前簽訂的融資安排下。這些安排的最後一筆本金和利息付款應於2030年9月到期。 詳見備註 7.
截至2024年9月30日，我們在APLNG的股權法投資的賬面價值約爲$5.0權益法覈算的股權證券
波特阿瑟液化天然氣（PALNG）
2023年3月，我們收購了PALNG的 30 對PALNG進行直接股權投資，這是一個大型LNG設施開發的合資企業。截至2024年9月30日，我們在PALNG的權益法投資的賬面價值約爲$1.5權益法覈算的股權證券
卡塔爾液化天然氣項目
我們在卡塔爾的股權法投資包括以下內容：
•QatarEnergy 天然氣液化廠 N(3) (N3)—30 與 QatarEnergy 的關聯公司（擁有百分之68.5 百分之）和三井株式會社（1.5 百分之）—生產和液化來自卡塔爾北部氣田的天然氣，並出口液化天然氣。
•卡塔爾能源 LNG NFE(4) (NFE4)—25 石油股持有的合資創業公司，與卡塔爾能源的關聯公司 (70 石油股的持有比例) 和中國石油股份有限公司 (5 的持有比例)— 是北場東LNG項目的參與方。
•卡塔爾能源液化天然氣NFS(3) (NFS3)——25 卡塔爾能源附屬公司持有的合資企業（75 百分比）——參與北區南部液化天然氣項目。

截至2024年9月30日，卡塔爾的股權法投資賬面價值約爲$1.2權益法覈算的股權證券

2024年第二季度期間，我們收到卡塔爾能源的一個關聯公司轉讓了一個百分比的NFE4股權給中國石油股的一個關聯公司。因此，我們得出結論認爲NFE4是一個VIE，我們不是該VIE的主要受益人，因爲我們沒有權力指導最重要影響NFE4經濟表現的活動。 5 百分比聯營企業權益已經轉移給中國國家石油公司的一個關聯公司，並且因此，我們得出結論，NFE4是一個VIE，我們不是該VIE的主要受益人，因爲我們無權指導最重要的影響NFE4經濟表現的活動。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
8
合併財務報表註釋
附註5—債務
我們2024年9月30日的債務餘額爲爲$18.3 億美元，相比之下，2023年12月31日的債務爲18.9 億美元.

2024年第一季度，公司提前償還了$461 百萬美元本金的 2.125%票據到期。

我們的循環信貸設施提供了總額爲$的借款能力。5.5 循環信貸設施可用於直接銀行借款、發行總額不超過$百萬的信用證，或作爲我們商業票據計劃的壓力位。500百萬，或作爲我們商業票據計劃的支持。循環信貸設施在金融機構中得到廣泛的聯合支持，不包含任何重大不利變動條款或要求維持特定財務比率或信用評級的契約。該設施協議包括一項有關未能支付$的主要或利息的其他債務義務的跨違約規定。200 該設施的金額在到期日之前不受重新評定的影響。
信貸融資可能按照擔保隔夜融資利率（SOFR）的利率差收取利息。協議規定對可用但未使用的金額收取承諾費用。該協議還包括一項條款，即如果我們現任董事或經批准的繼任者不再是董事會的多數，則有權提前終止。
循環授信額度支持我們發行高達10億美元的商業票據。商業票據通常限於90天到期日，並被納入我們的資產負債表短期債務中。在2022年9月30日，我們有商業票據未償還，直接借款或信用證，我們在循環授信額度下有可獲得的借款總額爲50億美元。在2021年12月31日，我們有商業票據未償還，直接借款或信用證，我們在循環授信額度下有可獲得的借款總額爲10億美元。5.5 商業票據的金額高達10億美元。商業票據一般限於90天的到期日，並計入我們合併資產負債表中的短期債務。截至2024年9月30日，我們沒有未償還的商業票據，也沒有直接借款或信用證，我們可以在循環信貸設施下獲得10億美元的借款額度。5.5 在2024年9月30日和2023年12月31日，我們可以通過循環信貸設施獲得可用借款額度高達X美元。

我們的公司債務沒有任何評級觸發器會造成自動違約，從而影響我們對流動性的訪問。如果我們的信用評級從當前水平下調，可能會增加我們可獲得的公司債券成本並限制我們進入商業票據市場的能力。如果我們的信用評級下降到不允許我們進入商業票據市場的水平，我們仍能在循環授信額度下獲得資金。
在2024年9月30日，我們有$283 在2035年前到期的可變利率要求債券（VRDB）中有數百萬美元的未償還金額。這些VRDB可在任何營業日由債券持有人贖回。如果它們被贖回，我們有能力和意圖以長期方式進行再融資；因此，這些VRDB列入了我們的綜合資產負債表上的「長期債務」這一項。
9
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
第六條——股本變動
數百萬美元
普通股
股票名義價值
數值
資本金
超額收益
股票名義價值
國庫
股票
累計其他
綜合
收益（損失）
留存收益
收益
總費用
截至2024年9月30日的三個月
2024年6月30日的餘額$21 61,381 (68,005)(5,961)62,309 49,745 
2,059 2,059 
其他綜合收益（損失）116 116 
3,341,700
普通（$0.58每股普通股）
(677)(677)
變量現金收益($0.20每股普通股）
(233)(233)
回購公司普通股(1,168)(1,168)
股份回購所產生的稅費(11)(11)
分配給福利計劃49 49 
其他  1 1 
2024年9月30日的餘額$21 61,430 (69,184)(5,845)63,459 49,881 
截至2024年9月30日的九個月
2023年12月31日餘額
$21 61,303 (65,640)(5,673)59,268 49,279 
6,939 6,939 
其他綜合收益（損失）
(172)(172)
3,341,700
普通（$1.74每股普通股）
(2,045)(2,045)
變量現金收益($0.60每股普通股）
(704)(704)
回購公司普通股
(3,513)(3,513)
股份回購所產生的稅費(31)(31)
分配給福利計劃
127 127 
其他
1 1 
2024年9月30日的餘額
$21 61,430 (69,184)(5,845)63,459 49,881 
數百萬美元
普通股
股票名義價值
數值
資本金
超額收益
股票名義價值
國庫
股票
累計其他
綜合
收益（損失）
留存收益
收益
總費用
截至2023年9月30日止三個月
2023年6月30日的餘額$21 61,169 (63,217)(5,925)55,483 47,531 
2,798 2,798 
其他綜合收益（損失）(36)(36)
3,341,700
普通（$0.51每股普通股）
(613)(613)
變量現金收益($0.60每股普通股）
(717)(717)
回購公司普通股(1,300)(1,300)
股份回購所產生的稅費(12)(12)
分配給福利計劃
92 92 
其他1 1 2 
2023年9月30日的餘額
$21 61,262 (64,529)(5,961)56,952 47,745 
截至2023年9月30日的九個月
2022年12月31日餘額
$21 61,142 (60,189)(6,000)53,029 48,003 
7,950 7,950 
其他綜合收益（損失）
39 39 
3,341,700
普通（$1.53每股普通股）
(1,858)(1,858)
變量現金收益($1.80每股普通股）
(2,171)(2,171)
回購公司普通股
(4,300)(4,300)
股份回購所產生的稅費(40)(40)
分配給福利計劃
119 119 
其他
1 2 3 
2023年9月30日的餘額
$21 61,262 (64,529)(5,961)56,952 47,745 
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
10
合併財務報表註釋
Note 7—保證
2024年9月30日，根據以下描述，我們對各種合同安排下的某些潛在義務負有責任。我們在擔保新發行或修改的擔保時，在開始時確認義務的公允價值作爲負債。除非下面註明負債的賬面金額，否則我們沒有確認負債，因爲義務的公允價值是微不足道的。此外，除非另有說明，我們目前未對擔保承擔任何重要義務，並且預計未來的履行要麼微不足道，要麼僅存在很小的發生幾率。
APLNG 擔保
截至2024年9月30日，我們與我 I 百分比 AP LNG 持有權相關的多項擔保未償。 47.5 我們擁有的APLNG百分比的多項擔保說明如下，並利用2024年9月的匯率計算其價值：
•2016年第三季度，我們發出了一項擔保，以便撤回項目融資儲備帳戶中我們按比例所佔基金類型的部分。我們預計這項擔保的剩餘期限爲 6年。我們在該擔保下的最大暴露額約爲$210 百萬，並且如果項目融資貸款人對APLNG採取強制執行措施，這筆款項可能會變得需要支付。截至2024年9月30日，這項擔保的賬面價值約爲$14百萬美元。

•2008年10月，我們與Origin Energy Limited公司達成協議，購買了APLNG的部分所有權。根據協議，我們同意補償Origin Energy Limited公司我們在幾份銷售協議下作爲現有責任的保證人所需支付的份額。最終擔保於2041年第四季度到期。根據這些擔保，我們未來支付的最大潛在責任，或成交量的成本，預計將達到美元。700一千一百萬美元（1,100,000美元，減$1000美元的返還盡職調查費用）1.2 在故意或魯莽違背條款的情況下可能達到數十億美元，並且如果 APLNG 不能履行這些協議且不能以其他方式予以減輕，則必須支付。未來的支付被認爲不太可能，因爲只有在 APLNG 沒有足夠的天然氣滿足這些銷售承諾並且共同經營公司沒有對 APLNG 進行必要的股權出資時，才會觸發這些支付，或交付成本。
•我們已經對APLNG的業績提供了保證，關於與項目持續發展有關的某些其他合同的執行。 這些擔保還剩餘期限 12至21 年或該公司的生命週期。與這些擔保有關的未來支付的最大潛在金額約爲490 百萬美元，並且如果APLNG未能履行，這些擔保將會到期。 截至2024年9月30日，這些擔保的賬面價值約爲美元34百萬美元。

卡塔爾能源液化天然氣保證
作爲NFE4和NFS3的股東，我們已對某些財政和其他合資義務進行了擔保。這些擔保期限約爲 沒有最高限額。截至2024年9月30日，這些擔保的賬面價值約爲 30-年期，沒有最大限額。截至2024年9月30日，這些擔保的賬面價值約爲$14百萬美元。

其它擔保
我們還有其他擔保，最大未來潛在支付金額約爲620 主要包括對租賃辦公樓和公司飛機剩餘價值的擔保，這些擔保的剩餘期限爲 之一至月內。2023年和2022年的三個和九個月期權授予均以授予日公司普通股的公允價值相等的行權價格授予，並且是非法定股票期權。 並將在租賃或合同期滿時，擔保資產價值低於擔保金額、擔保實體的業務狀況惡化或擔保方未履行合同條款而應付款項。截至2024年9月30日，其餘額爲 否
賠償責任
多年來，我們已經達成協議，賣出了某些法律實體、合資企業和資產的所有權，以此產生了符合條件的賠償責任。這些協議包括對稅務和環保責任的賠償。2024年9月30日，這些賠償義務的確認金額約爲$。20 與環境問題相關的賠償條款通常具有無限期限，未來支付的最高金額通常不受限制。儘管未來的支付可能超過記錄的金額，但由於賠償性質，不可能對未來支付的最大潛在金額作出合理估計。 詳見備註 8 有關環境責任的更多信息。
11
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
注意事項8-惡劣環境成本、承諾和預提費用
已經對康菲石油公司提起了多起訴訟，涉及正常業務過程中產生的各種索賠。我們還可能被要求消除或減輕在各種活性和非活性場所放置、儲存、處置或釋放某些化學、礦物和石油物質對環境的影響。我們會定期評估是否需要對這些突發事件進行會計確認或披露。對於所有已知的突發事件（與所得稅有關的突發事件除外），當損失可能發生且金額可以合理估計時，我們會累計負債。如果可以合理估計某個範圍內的金額，並且該範圍內的任何金額都不比任何其他金額更能估算，則應計該範圍的下限。我們不會減少這些潛在保險或第三方追回的負債。如果適用，我們會累積應收賬款以用於保險或其他第三方追償。對於與所得稅相關的突發事件，在維持稅收狀況不確定的情況下，我們使用累計概率加權應計虧損。
根據目前可用的信息，我們認爲未來與已知的潛在負債暴露承擔的成本不會超過當前應計金額，對我們的合併財務報表產生重大不利影響的可能性很小。隨着了解有關潛在風險的新事實，我們重新評估了我們在已提請應訴這些糾紛的適當記賬負債的立場。應急靈敏度評估包括已記載的環境糾正擔保負債、稅務和法律問題的負擔。由於諸多原因，估計的未來環境糾正成本會發生變化，包括清理成本的不確定幅度，需要採取這種糾正行動的時間和程度是否未知，以及按比例對其他責任方的責任判定。顯然具有許多解決方案的特殊事情會影響稅務和法律問題的估算和結果。
環保
我們受國際、聯邦、州和當地的環保法律和法規約束，並根據管理層的最佳估計記錄環保責任準備金。這些估計是基於目前可獲得的事實、現有技術和當前頒佈的法律和法規，同時考慮了利益相關者和業務考慮。在衡量環境責任時，我們還考慮了在污染土地整治方面的先前經驗、其他公司的清理經驗以及美國環保局（EPA）或其他組織發佈的數據。我們在確定環境責任時考慮了未主張的索賠，並在它們既有可能發生又可以合理估計的期間計提準備金。
雖然潛在負責任的各方的環境糾正成本的責任通常是聯合和苛刻的，但我們通常只是特定場所中被引用的多家公司之一。由於共同和苛刻的責任，我們可能要對我們在任何場所被指定爲潛在負責人的任何場所的所有清理成本負責。到目前爲止，我們共同分擔了清理成本。我們可能有責任的許多場所仍在美國EPA或相關機構的調查之中。在實際清理之前，有可能有潛在責任的參與者評估場地狀況、分攤責任並確定適當的糾正行動。在某些情況下，我們可能沒有責任或達成了責任的協議。在看來其他潛在的責任方可能無法承擔其佔比的情況下，我們會考慮這種沒有能力承擔責任的情況來估算我們的潛在負債，並相應地調整應計金額。由於過去的各種收購，我們承擔了某些環境義務。其中一些環境義務因他人爲我們的利益提供的擔保而得到緩解，其中一些擔保受到金額和時間限制的限制。
我們目前正在參與各個CERCLA和其他可比的州內和國際場所的環保評估和清理工作。在進行環境暴露清理和其他費用的評估之後，我們根據未打折基礎（除了那些在購併業務組合中獲取的，在此我們採用折現基礎記錄的）爲計劃中的調查和整治活動做準備金，針對那些未來成本將會發生並且這些成本可以合理估計的場所。我們並未減少這些爲可能的保險賠償準備金。
對於美國和加拿大的補救活動，我們的綜合資產負債表包括了一個總的環保母基爲$209百萬，截至2024年9月30日，而去年12月31日爲$184 百萬。我們預計在接下來的 30 在未來，我們可能會參與更多的環境評估、清理和訴訟。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
12
合併財務報表註釋
訴訟與其他事項
我們將面臨各種訴訟和索賠，包括但不限於涉及石油和燃料幣皇家和分潤稅支付、燃料幣測量和估值方法、合同糾紛、環保母基損害、氣候變化、人身傷害和財產損失等事項。我們在這些事項中的主要風險涉及指控在某些聯邦、州和私人擁有的物業上未支付皇家和稅款，指控涉及環境污染和歷史業務以及氣候變化導致的損害。我們將繼續在這些事項中積極捍衛自己。
我們的法律機構運用其知識、經驗和專業判斷來應對我們個案的特定特徵，採用訴訟管理流程來管理和監控針對我們的法律訴訟。我們的流程有助於對個案中的潛在承諾進行早期評估和量化。該過程還使我們能夠跟蹤已經安排審判和/或調解的案件。基於專業判斷和使用這些訴訟管理工具積累的經驗以及有關我們所有個案的當前發展的信息，我們的法律機構定期評估現有清算的充足性，並確定是否需要調整現有清算或建立新的清算。
我們存在着因與管道和加工公司的通過協議而產生的潛在責任，與融資安排無關。根據這些協議，我們可能需要通過墊款和罰款爲這些公司提供額外資金，用於與未利用的吞吐能力相關的費用。此外，在2024年9月30日，我們還有受信用證擔保的履約義務，金額爲$236 康菲石油2022年Q3 10-Q
2007年，康菲石油未能就委內瑞拉政府《國有化法令》規定的合資公司結構達成一致意見。因此，委內瑞拉國家石油公司——委內瑞拉石油公司（PDVSA）或其附屬公司直接接管了康菲石油在Petrozuata和Hamaca重油項目以及近海Corocoro開發項目中的權益。作爲對這次沒收的回應，康菲石油於2007年11月2日向ICSID發起了國際仲裁。2013年9月3日，ICSID仲裁庭（「仲裁庭」）裁定委內瑞拉於2007年6月非法沒收了康菲石油的重要石油投資。2017年1月17日，仲裁庭再次確認這一非法沒收的決定。2019年3月，仲裁庭一致裁定委內瑞拉政府應向康菲石油支付大約$8.7 十億美元賠償康菲石油2007年在委內瑞拉的投資被政府非法沒收。2019年8月29日，仲裁庭發表裁決，將賠償額減少約$227 百萬美元。現在的獎金是$8.5 十億美元加利息。委內瑞拉政府尋求廢止裁決，這將自動暫停裁決的執行。2021年9月29日，ICSID撤銷委員會解除了裁決的執行暫停。廢止程序正在進行中。
2014年，康菲石油根據建立Petrozuata和Hamaca項目的合同，根據國際商會規則對PDVSA進行了單獨和獨立的仲裁。2018年4月，國際商會仲裁庭發佈了一項裁決，認定PDVSA根據其協議在項目被徵收並採取其他徵收前財政措施時欠康菲石油約50億美元。2018年8月，康菲石油與PDVSA達成了和解協議，以收回此ICCAward的全部金額，加上付款期內的利息，包括在簽署和解協議後90天內支付的大約2.2億美元的初始付款。結算的餘額將在四年半時間內分批支付。根據和解協議，PDVSA在不同司法轄區承認國際商會裁決，並同意暫停其法律執行行動。康菲石油於2019年10月14日和11月12日向PDVSA發送了違約通知，到目前爲止，PDVSA未能糾正其違約行爲。因此，康菲石油已恢復了法律執行行動。到目前爲止，康菲石油在與國際商會裁決相關的交易中已收到約2.2億美元。康菲石油確保了和解協議以及任何執行行動符合所有適當的美國監管要求，包括與美國對委內瑞拉實施的任何適用制裁相關的要求。2 數以十億美元計的Petrozuata和Hamaca項目的協議受到侵佔。在對此提出仲裁後，國際商會仲裁庭在2018年4月發佈了有利於康菲石油的裁決。在和解協議中，康菲石油同意支付約50億美元作爲與ICCAward相關的全部金額和利息，以度過付款期，包括在和解協議簽署後90天內支付的2.2億美元左右的初始付款。該結算的餘額將在四年半內每個季度分期支付。康菲石油發送了PDVSA的違約通知，而到目前爲止，PDVSA未能糾正違規行爲。因此，康菲石油已恢復了法律執行行動。到目前爲止，康菲石油在與ICCAward相關的交易中已收到約5億美元。500 百萬美元，支付期限內 90 自簽署和解協議之日起天，結餘款項將按季度支付，持續四年半時間。根據和解協議，普達沙公司承認國際商會裁決在各個司法管轄區的法院判決，康菲石油同意暫停其法律強制執行行動。康菲石油在2019年10月14日和11月12日向普達沙公司發送了違約通知，但迄今爲止，普達沙公司仍未糾正其違約行爲。因此，康菲石油已經恢復了法律強制執行行動。迄今爲止，康菲石油已收到約美元786 在與Petrozuata和Hamaca合同有關的多個案件中，康菲石油收到了約5億美元的賠償。截至目前，La Corte Suprema de Justicia de la Nación和Sede de los Tribunales no. 27將有關案件的裁決確立爲判決。
在與Petrozuata和Hamaca合同有關的多個案件中，康菲石油收到了約5億美元的賠償。截至目前，La Corte Suprema de Justicia de la Nación和Sede de los Tribunales no. 27將有關案件的裁決確立爲判決。33 聚合Corocoro計劃中與PDVSA之間的意外問題，康菲石油必須前往國際商會進行仲裁，該仲裁的結果是康菲石油獲得了包括100.5億美元的賠償款項。

13
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
自2017年起，美國幾個州/領地的政府和其他實體針對石油和燃料幣公司，包括康菲石油，提起了訴訟，尋求補償性賠償和公正救濟以減輕據稱對氣候變化的影響。預計將提起其他具有類似指控的訴訟。法律和事實問題前所未有；因此，對於索賠的範圍、據稱的損失以及可能對公司財務狀況造成的影響有很大的不確定性。康菲石油認爲這些訴訟在事實和法律上毫無根據，不適合用來應對氣候變化所帶來的挑戰，並將積極對抗此類訴訟。

路易斯安那州多個教區和路易斯安那州已根據路易斯安那州州地方海岸資源管理法案（SLCRMA）對石油和燃料幣公司提起了多起訴訟，包括康菲石油，要求賠償因歷史上的石油和燃料幣運營導致的路易斯安那海岸污染和侵蝕。康菲石油實體是被告之一。 22 起訴訟案中的康菲石油將會積極進行辯護。2022年10月17日，第五巡迴法院確認將主要案件發回州法庭，並拒絕了後續的重審請求。2023年2月27日，最高法院拒絕了被告方就第五巡迴法院裁決提出的特別請求。因此，聯邦地方法院已經將案件發回州法庭。由於原告方的SLCRMA理論是前所未有的，對於這些索賠（無論在範圍還是損害方面）存在不確定性，我們將繼續評估在這些訴訟中所面臨的風險。
2020年10月，安全與環境執行局（BSEE）下令之前的外層大陸架（OCS）租賃P-0166的所有者，包括康菲石油，拆除該租賃設施，包括位於加利福尼亞州卡品泰利亞附近的兩個海上平台。在當前所有者放棄租賃並且廢棄租賃平台和設施之後，BSEE對康菲石油的命令基於該公司是否與菲利普斯石油公司有關。康菲石油正在對BSEE的命令提出挑戰，但繼續評估其在此事中的風險。 25 2020年10月，安全與環境執行局（BSEE）下令之前的外層大陸架（OCS）租賃P-0166的所有者，包括康菲石油，拆除該租賃設施，包括位於加利福尼亞州卡品泰利亞附近的兩個海上平台。在當前所有者放棄租賃並且廢棄租賃平台和設施之後，BSEE對康菲石油的命令基於該公司是否與菲利普斯石油公司有關。康菲石油正在對BSEE的命令提出挑戰，但繼續評估其在此事中的風險。 30 年前。康菲石油繼續評估其在此事中的風險。

2021年7月，在美國德克薩斯州南區聯邦地方法院，對Concho、Concho的某些高管和康菲石油作爲Concho的繼任者提起了一起聯邦證券集體訴訟。2021年10月21日，法院發佈了一項命令，任命猶他州退休系統和南加州施工勞工養老金信託爲首席原告（首席原告）。2022年1月7日，首席原告提交了合併起訴書，指控Concho在聯邦證券法方面故意發表虛假和誤導性聲明，尋求未指明的損害賠償、律師費、成本、公正/禁令救濟以及其他可能認爲合適的救濟。被告於2022年3月8日提交了撤銷合併起訴書的動議。2023年6月23日，法院駁回了被告的動議，涵蓋了大多數被告，包括Concho/康菲石油。我們認爲訴訟中的指控毫無根據，正在積極地爲此訴訟進行辯護。

康菲石油涉及與商業對手有關的待決爭端，涉及其在2021年冬季風暴烏里後不可抗力通知的適當性。我們相信這些主張毫無根據，正在積極進行辯護。

備註9—暫停井和勘探費用
2024年9月30日，暫停井的資本化成本爲$196 預測上述認股權的公允價值爲1106.19萬美元，與2018年12月31日估值270.12萬美元相比，增加了834.07萬美元。12 百萬美元，截至2023年12月31日。在2024年第三季度，合作伙伴在墨西哥灣的一口井完成鑽井後暫停，等待進一步分析。在2024年第一季度，經進一步評估，我們確認了位於北海許可證PL782S的Busta發現井的乾井費用爲$18 百萬美元。

勘探費用
2024年第二季度，我們確認了$22 百萬美元作爲空井費用，主要用於挪威北海Alvheim區域的合作伙伴操作勘探井。 兩個 挪威海北海板塊的合作伙伴操作勘探井。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
14
合併財務報表註釋
注10-衍生品和金融工具
我們在各個市場使用期貨、遠期、掉期和期權來滿足客戶需求，抓住市場機會並管理匯率期貨貨幣風險。
商品衍生工具
我們的商品業務主要包括天然氣、wti原油、瀝青、液化天然氣、天然氣液體和電力。
商品衍生工具以公允價值持有於我們的合併平衡表中。如果這些餘額有抵銷權，它們以淨額呈現。相關現金流量記錄爲我們的合併現金流量表的經營活動。在我們的合併收益表上，如果與我們的實物業務直接相關，則以毛額或如果持有用於交易，則以淨額承認收益和損失。與符合NPNS例外並指定的合同相關的收益和損失將在結算時確認。我們通常將此例外用於符合條件的原油合同和某些天然氣合同。我們不對商品衍生工具應用避險會計。
下表列出了我們商品衍生工具的總公允價值，不包括抵押品，在我們的合併資產負債表上：
數百萬美元
9月30日
2024		十二月三十一日
2023
資產
預付費用和其他流動資產
$342 611 
其他
86 113 
負債
其他應計項目
308 567 
其他負債和遞延貸款
74 80 
商品衍生工具的盈利（損失）包含在我們的綜合收入表中，如下表所示：
數百萬美元
三個月已結束
9 月 30 日
九個月已結束
9 月 30 日
2024202320242023
銷售和其他營業收入
$49 (11)135 1 
其他收入
(2)(5)(2)(6)
購買的大宗商品
(46)7 (125)(49)
下表總結了我們由未解決的商品衍生合同產生的淨風險：
持倉
開多（開空）
9月30日
2024		十二月三十一日
2023
商品
天然氣和電力（十億立方英尺當量）
固定價格(21)(12)
基礎(1)(2)
15
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
利率衍生工具
截至2024年9月30日的三個月和九個月期間，我們認定了一筆未實現損失$63萬美元和50 百萬美元，分別計入其他綜合收益（損失），涉及我們在PALNG的利率掉期佔款視爲現金流量套期交易。截至2023年9月30日的三個月和九個月期間，我們認定了一筆未實現收益$46 百萬美元計入其他綜合收益（損失），與這些掉期有關。

金融工具
我們投資的金融工具的到期日基於我們管理的各種帳戶和貨幣池的現金預測。我們當前投資的金融工具類型包括：
•定期存款：存放在金融機構的固定時間的利息人形機器人-軸承存款。
•活期存款：存放在金融機構的存款，帶有利息。存款資金可以隨時提取。
•商業票據: 由公司、商業銀行或政府機構發行的無抵押承諾票據，以折扣價購買，到期時達到票面價值。
•美國政府或政府機構的債務：由美國政府或美國政府機構發行的證券。
•外國政府債務：外國政府發行的證券。
•企業債券：由公司發行的無抵押債務證券。
•資產支持證券：抵押債務證券。
這些投資在我們的合併資產負債表上按成本計量，加上應計利息，表格反映了2024年9月30日和2023年12月31日的剩餘到期日：
數百萬美元
賬面金額
現金和現金等價物
短期投資
9 月 30 日
2024		12 月 31 日
2023		9 月 30 日
2024		12 月 31 日
2023
現金$581 474 
活期存款
1,884 1,424 
定期存款
1 到 90 天
2,512 3,713 1,050 511 
91 到 180 天
1 22 
一年之內
5 3 
美國政府的義務
1 到 90 天
241 24 — — 
$5,218 5,635 1,056 536 
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
16
合併財務報表註釋
截至2024年9月30日和2023年12月31日，我們在資產負債表上按公允價值計量的可供出售債務證券投資如下：
數百萬美元
賬面金額
現金和現金等價物短期投資投資和長期
應收款
9 月 30 日
2024		12 月 31 日
2023		9 月 30 日
2024		12 月 31 日
2023		9 月 30 日
2024		12 月 31 日
2023
主要安全類型
公司債券
$— — 330 201 599 606 
商業票據
3 — 97 131 
美國政府的義務— — 62 89 195 189 
美國政府機構的義務
— 5 7 7 
外國政府的義務
8 7 4 4 
資產支持證券
18 2 204 183 
$3 — 515 435 1,009 989 
現金及現金等價物和開空期投資剩餘期限不超過一年。投資和開多應收款項剩餘期限超過一年。 一年通過公司使用資產和負債的會計方法來計算所得稅。根據這種方法，根據資產和負債的金融報表及稅基之間的暫時區別，使用實施稅率來決定遞延稅資產和遞延稅負債，該稅率適用於預期差異將反轉的年份。稅法的任何修改對遞延稅資產和負債的影響將於生效日期在財務報告期內確認在彙總的綜合收益報表上。.
下表總結了按公允價值計量的可供出售債務證券投資的攤餘成本基礎和公允價值：
數百萬美元
攤銷成本基礎
公允價值
9 月 30 日
2024		12 月 31 日
2023		9 月 30 日
2024		12 月 31 日
2023
主要安全類型
公司債券
$919 806 929 807 
商業票據
100 131 100 131 
美國政府的義務
255 278 257 278 
美國政府機構的義務
7 12 7 12 
外國政府的義務
12 11 12 11 
資產支持證券
220 184 222 185 
$1,513 1,422 1,527 1,424 
截至2024年9月30日，可供出售的債券未實現總收益爲淨收益$14 百萬。截至2023年12月31日，可供出售的債券未實現總收益爲淨收益$5百萬美元。不 對處於未實現損失地位的債券投資記載了信貸損失準備。
截至2024年9月30日的三個月和九個月期間，債務證券投資的銷售收入和贖回分別爲$142萬美元和597 截至2023年9月30日的三個月和九個月期間，債務證券投資的銷售收入和贖回分別爲$258萬美元和809 包含於這些銷售和贖回中的已實現總收益和損失微乎其微。已出售和贖回的證券成本採用特定確認法確定。
17
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
信用風險
潛在受到信貸風險集中影響的金融工具主要包括貨幣市場工具、短期投資、債務證券的長期投資、場外衍生合同和貿易應收款項。我們的貨幣市場工具和短期投資分別投資於高質量的商業票據、政府貨幣市場基金、美國政府和政府機構債務、與主要國際銀行和金融機構的定期存款、高質量的企業債券、外國政府債務和資產支持證券。我們在債務證券方面的長期投資分別投資於高質量的企業債券、資產支持證券、美國政府和政府機構債務以及外國政府債務。
我們場外衍生品合同所面臨的信用風險（如遠期、掉期和期權）源於交易的交易對手。通過預定的信貸限額來管理個別交易對手的風險，包括在適當情況下使用追加按金，從而降低重大不履行風險。我們還使用期貨、掉期和期權合同，由於這些交易主要在交易所清算所進行，直到結算之前，因此具有微不足道的信用風險；但是，我們面臨這些交易所經紀人的信用風險，因爲這些經紀人要求按日按金現金呼叫的應收款項，以及用於滿足初始按金要求的現金。
我們的貿易應收款主要來自我們的石油股業務，反映了廣泛的國內和國際客戶群，從而限制了我們面臨信用風險集中的風險。其中大多數應收款有支付條款 30 天或更短的付款期限，我們不斷監視這種風險以及交易對手的信用質量。我們可能要求提供擔保以限制損失的風險，包括信用證、預付款和按金，以及主網款項抵銷安排，以減輕與既從我們這裏購買又向我們銷售的交易對手的信用風險。這些協議允許我們抵銷我們欠的金額或欠其他人的金額來抵消應收賬款。
我們某些衍生工具包含的條款要求我們在衍生工具敞口超過閾值金額時提供抵押品。我們有具有固定閾值金額的合同和其他具有變量閾值金額的合同，後者取決於我們的信用評級。變量閾值金額通常會隨着信用評級降低而下降，而變量和固定閾值金額通常會在我們跌破投資級別以下時回歸零。現金是所有合同中的主要擔保，但許多合同也允許我們提供信用證作爲抵押品，例如通過紐約商品交易所管理的交易。
所有衍生工具的綜合公允價值，這些工具具有與信貸風險相關的有條件特徵，在2024年9月30日和2023年12月31日處於負債頭寸，分別爲$62萬美元和181 百萬。對於這些工具，在2024年9月30日和2023年12月31日，已經發帖。 否 若我們的信用評級在2024年9月30日降級至投資級以下，我們將被要求發帖$38 下降，而變量和固定閾值金額通常會在我們跌破投資級別以下時回歸零。現金是所有合同中的主要擔保，但許多合同也允許我們提供信用證作爲抵押品，例如通過紐約商品交易所管理的交易。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
18
合併財務報表註釋
附註11-公允價值計量
我們持有部分資產和負債的公允價值，並在報告日期使用出口價格（即出售資產或轉讓負債所收到的價格或支付的價格）進行測量，並根據公允價值層次結構下估值輸入的質量進行披露。
資產或負債的分類基於對其公允價值具有重要意義的最低輸入級別。最初被分類爲第3級的那些資產在從不可觀察的輸入導出的公允價值對整體公允價值不重要，或者如果有可證實的市場數據可用時，隨後會報告爲第2級。最初作爲第2級報告的資產和負債，如果可證實的市場數據不再可用，則隨後將報告爲第3級。在截至2024年9月30日爲止的九個月期間以及截至2023年12月31日爲止的一年期間，沒有材料轉入或轉出第3級別。
重複公允價值測量
按公允價值計量報告的金融資產和負債包括我們持有的被分類爲可供出售的債務證券投資、商品衍生工具以及與Surmont收購相關的應收未決考量安排。 請查看備註 3.
•一級衍生資產和負債主要代表交易所交易的期貨和期權，其價值是使用底層交易所可獲得的未調整價格進行估值。一級金融資產還包括我們對美國政府債券的投資，它們被歸類爲可供出售債務證券，使用交易所價格進行估值。
•二級衍生資產和負債主要代表場外交易的掉期、期權和遠期購買和銷售合同，這些合同的價值是使用調整後的交易所價格、經紀人提供的價格或定價服務公司提供的價格進行衡量的，這些價格都經由市場數據證實。二級金融資產還包括我們投資於被分類爲可供出售的債務證券，包括對企業債券、商業票據、資產支持證券、美國政府機構債務和外國政府債務的投資，這些投資是根據經紀人提供的價格或定價服務公司提供的價格評估的，並經過市場數據證實。
•三級衍生資產和負債主要包括場外交易的掉期、期權、以及遠期購買和銷售合同，其中重要部分的公允價值是根據不容易獲取的基礎市場數據計算的。衍生價值使用行業標準方法進行計算，可能考慮各種商品之間的歷史關係、建模市場價格、時間價值、波動率因素和其他相關的經濟指標。這些輸入的使用導致管理層對公允價值的最佳估計。所有期間內，三級商品衍生活動的重要性不大。
•第3級負債包括未來季度與TotalEnergies EP Canada Ltd.關於完成對Surmont剩餘百分比工作權益收購相關的待定支付的公允價值。 50 2023年完成的Surmont項目中，第百分比工作權益的待定支付總額約爲10億加元，期限至2028年第四季度結束。0.4 每月WCS平均價格超過每桶60美元時，待定支付代表每一美元支付4000萬美元。 五年 在2024年9月30日結束的九個月期間，我們根據該安排向TotalEnergies EP Canada Ltd.支付了約1億美元。2 這些支付包含在我們現金流量表的「其他」行中52 截至2024年9月30日，剩餘待定支付的公允價值是通過收入法計算的，主要基於使用外部定價服務公司和我們內部價格展望（不可觀察輸入），以及與主要市場參與者使用的折現率一致的折現率。147 截至2024年9月30日，其他不可觀察輸入對公允價值的影響不重要。
19
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
以下表格總結了用於重複報告中按公允價值計量的毛金融資產和負債的公允價值層次結構（即存在權利抵銷的商品衍生品）：
數百萬美元
2024年9月30日2023 年 12 月 31 日
第 1 級
第 2 級
第 3 級
總計
第 1 級
第 2 級
第 3 級
總計
資產
對債務證券的投資
$257 1,270 — 1,527 278 1,146 — 1,424 
商品衍生品
198 195 35 428 308 301 115 724 
總資產
$455 1,465 35 1,955 586 1,447 115 2,148 
負債
商品衍生品$251 117 14 382 350 283 14 647 
偶然考慮— — 165 165 — — 312 312 
負債總額
$251 117 179 547 350 283 326 959 
在Level 3的公允價值衡量中使用的重要不可觀察輸入的區間和算術平均數如下：
公正價值
(數百萬
美元)		估值
技術		不可觀察的
輸入
區間
（算術平均）
偶發考慮 - 截至日期：
2024年9月30日
$165 貼現現金流商品價格展望*（每桶油當量美元）
$50.05 - $61.69 ($54.88)
2023年12月31日
312 
$45.48 - $63.04 ($57.45)
*基於外部定價服務公司和我們內部展望的結合而得出的商品價格展望。

以下表格總結了那些受權抵銷約束的商品衍生品餘額，如我們的綜合資產負債表所示。當法律權利存在時，對於與同一交易對手執行的多種衍生工具的公允價值金額，我們在財務報表中已選擇抵銷已認可的公允價值金額。
數百萬美元
受抵銷權約束的金額
格羅斯
金額
已認可
金額不是
視乎而定
抵消權
格羅斯
金額
格羅斯
金額
抵消
網
金額
已提交
現金
抵押品
網
金額
2024年9月30日
資產$428 — 428 245 183 — 183 
負債382 1 381 245 136 53 83 
2023 年 12 月 31 日
資產$724 39 685 375 310 4 306 
負債647 34 613 375 238 47 191 
2024年9月30日和2023年12月31日，我們在合併資產負債表上沒有表明任何毛額，而我們有抵消權。

康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
20
合併財務報表註釋
金融工具的公允價值報告
我們使用以下方法和假設來估計金融工具的公允價值:
•現金及現金等價物和短期投資：資產負債表上報告的賬面價值大致等於公允價值。對於那些分類爲可供出售債務證券的投資，資產負債表上報告的賬面價值即爲公允價值。
•應收賬款和應收票據（包括開多期和關聯方）：報告於資產負債表上的賬面價值接近公允價值。
•將債務證券投資分類爲可供出售: 按照公允價值層次中屬於第1級的債務證券投資的公允價值是使用交易所價格來衡量的。按照公允價值層次中屬於第2級的債務證券投資的公允價值是使用經紀人或定價服務公司提供並與市場數據相互印證的定價來衡量的。 請參閱規則13d-7(b)以獲取應抄送副本的其他各方。附註10.
•應付賬款（包括關聯方）和浮動利率債務：在資產負債表中報告的應付賬款和浮動利率債務的資 carrying amount 約等於公允值。
•固定利率債務：固定利率債務的估計公允價值是使用市場數據協同證實的定價服務提供的價格進行衡量的；因此，這些負債在公允價值層次結構中被歸類爲二級。
•商業票據：我們的商業票據工具的賬面金額接近公允價值，並在資產負債表上報告爲短期債務。
下表總結了金融工具的公允價值淨額（即存在商品衍生品抵銷權利的情況下調整）：
數百萬美元
賬面金額
公允價值
9 月 30 日
2024		12 月 31 日
2023		9 月 30 日
2024		12 月 31 日
2023
金融資產
商品衍生品
183 345 183 345 
對債務證券的投資
1,527 1,424 1,527 1,424 
金融負債
債務總額，不包括融資租賃
17,311 17,808 18,085 18,621 
商品衍生品
84 225 84 225 
21
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
附註12—累計其他綜合收益（損失）
在我們的合併資產負債表的權益部分，累計其他全面收益（損失）包括：

數百萬美元

企業養老金
計劃
未實現持有收益/(損失)
證券
外幣
貨幣
累計折算差額(2)
套期活動的未實現收益/(損失)
累積的
其他
綜合
收益/（損失）
2023年12月31日$(393)2 (5,344)62 (5,673)
其他綜合收益（損失）
14 10 (156)(40)(172)
2024年9月30日$(379)12 (5,500)22 (5,845)
以下表格總結了從累積其他綜合收益（損失）重新分類至淨利潤（損失）的情況：

數百萬美元

三個月之內結束
2022 年 9 月 30 日
九個月結束
2022 年 9 月 30 日

2024202320242023
defined benefit計劃*
$5 9 14 26 
*以上金額已納入淨週期福利成本的計算，並以稅後費用爲淨數顯示$1萬美元和2 百萬，分別爲截至2024年9月30日和2023年9月30日的三個月期間，以及截至2024年9月30日和2023年9月30日的九個月期間$5萬美元和8 百萬。 詳見備註 14.

注13——現金流信息

數百萬美元

九個月已結束
9 月 30 日
20242023
現金支付
利息
$628 533 
所得稅
2,797 4,141 
投資的淨銷售額（購買）
購買的短期投資
$(2,562)(917)
出售的短期投資
2,357 3,350 
購買的長期投資
(503)(676)
出售的長期投資
109 103 

$(599)1,860 
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
22
合併財務報表註釋
第14節——員工福利計劃
養老金和離退休計劃
美元
養老金福利
其他福利
2024202320242023
美國交易法案交易所
國際
美國交易法案交易所
國際
淨期間福利費用的組成
截至9月30日止三個月
服務成本
$12 9 12 10 — — 
利息費用
19 28 19 28 1 1 
計劃資產預期回報
(16)(41)(15)(38)
先前服務信用攤銷
— — — — (10)(9)
確認的淨精算損益
1 15 3 16 — (1)
結算
— — 2 — 
淨週期福利費用
$16 11 21 16 (9)(9)
截至9月30日止九個月
服務成本$37 28 38 29 1 — 
利息費用
57 85 58 85 4 4 
計劃資產預期回報
(49)(122)(44)(112)
先前服務信用攤銷
— — — — (29)(28)
確認的淨精算損益
5 43 9 50 — (3)
結算
— — 6 — 
淨週期福利費用$50 34 67 52 (24)(27)
淨期間福利費用的組成，除了服務費用組成部分，都包括在我們的合併利潤表的"其他費用"項目中。
在2024年前九個月，我們向國際福利計劃捐款$90億美元81百萬美元。 我們預計2024年的總捐款金額約爲$100我們會將約 $ xxx 百萬貢獻給國內符合條件的養老金和事後福利計劃和非符合條件的養老金和事後福利計劃， $ xxx 百萬用於符合條件的國際養老金和事後福利計劃。95我們會將約 $ xxx 百萬貢獻給符合條件的國際養老金和事後福利計劃以及非符合條件的國際養老金和事後福利計劃。

附註15——關聯方交易
我們的相關方主要包括權益法投資和某些爲員工福利設立的信託。

數百萬美元

三個月之內結束
2022 年 9 月 30 日
九個月結束
2022 年 9 月 30 日
2024202320242023
與股權關聯方的重大交易
營業收入和其他收入 營業費用和銷售，一般及管理費用 淨利息（收入）費用 * *我們向各種關聯方支付利息或收到利息。請參閱備註4，了解與股權關聯方的貸款相關信息。
$23 23 64 67 
營業費用和銷售，一般及管理費用
51 73 163 224 
23
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
注16—銷售和其他營業收入
與客戶簽訂合同的營業收入
下表提供了我們合併銷售收入及其他營業收入的進一步細分:

數百萬美元

三個月已結束
9 月 30 日
九個月已結束
9 月 30 日

2024202320242023
與客戶簽訂合同的收入
$11,703 12,599 36,670 35,578 
來自ASC主題606範圍之外的合同的收入
符合衍生品定義的實物合約
1,403 1,697 3,971 6,289 
金融衍生合約
(65)(46)(132)(455)
合併銷售和其他營業收入
$13,041 14,250 40,509 41,412 
ASC 606範圍之外的合同收入主要涉及按市場價格計價的實物燃料幣合同，這些合同符合ASC 815「衍生工具與套期保值」下的衍生工具會計要求，我們尚未選擇豁免條款。與ASC 606範圍內合同的合同條款或收入確認政策沒有重大差異。 下表是與附註17——分部披露及相關信息一起提供的收入細分: 附註18——分部披露和相關信息：

數百萬美元
三個月之內結束
2022 年 9 月 30 日
九個月結束
2022 年 9 月 30 日
2024202320242023
不在ASC 606範圍內合同產生的營業收入按部門
美國本土
$1,007 1,478 3,009 5,067 
加拿大68 207 376 978 
歐洲，中東和北非
328 12 586 244 
符合衍生品定義的實物合同
$1,403 1,697 3,971 6,289 

數百萬美元

三個月之內結束
2022 年 9 月 30 日
九個月結束
2022 年 9 月 30 日
2024202320242023
根據《ASC 606》範圍外的產品合同營業收入
wti原油
$220 — 273 143 
天然氣
736 1,274 2,650 5,122 
其他
447 423 1,048 1,024 
符合衍生品定義的實物合同
$1,403 1,697 3,971 6,289 
實用豁免
通常，我們的商品銷售合同的期限不超過12個月；但在某些特定情況下可能會延長，直至田野壽命結束。我們有長期的商品銷售合同，使用交貨時的市場實際價格，根據這些合同，針對每項履約義務（即商品交付）的市場變量考慮被分配到合同內的每個完全未履行的履約義務。因此，我們已經應用了ASC Topic 606中允許的實際簡化，不披露分配給履約義務的交易價格總金額，或者預計我們將在報告期結束時確認尚未履行（或部分未履行）的收入。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
24
合併財務報表註釋
應收款及合同負債
來自與客戶的合同的應收款
截至2024年9月30日，我們的資產負債表上「應收賬款」一欄包括了金額爲$的交易應收賬款。3,726 百萬美元，相比之下2021年12月31日爲4,414 截至2023年12月31日，我們的資產負債表上「應收賬款」一欄包括了百萬美元的交易應收賬款，其中包括了既有ASC 606題目範圍內的客戶合同，也包括了ASC 606題目範圍外的客戶合同。我們通常在交付完成後的30天內或更短時間（取決於發票條款）收到付款。不在ASC 606題目範圍內的收入主要涉及按市場價格銷售的物理燃料幣合同，我們不選擇NPNS，因此根據ASC 815題目計入衍生工具。就未選擇NPNS的合同售出燃料幣應收賬款與選擇了NPNS的交易應收賬款相比，客戶性質和信用質量上幾乎沒有區別。
來自與客戶合同的合同負債
我們簽署了某些協議，根據這些協議將我們的專有技術（包括優化級聯®工藝技術）授權給客戶，以使液化天然氣工廠的效率最大化。這些協議通常規定，在液化天然氣工廠的建設階段和之後的里程碑付款。這些付款與我們在合同項下的履約義務沒有直接關係，記錄爲待確認收入，待客戶能夠從其使用適用的許可技術的權利中獲益時予以確認。 截至2024年9月30日和2023年9月30日，確認的營業收入爲 微不足道的。我們預計將在2026年、2028年和2029年將積壓的合同負債$45 百萬作爲2024年9月30日的營業收入。


第17條—每股收益
以下表格顯示了可供普通股股東計算的淨利潤（損益）以及基本和攤薄後每股收益。對於下表中列出的期間，通過兩類股份法計算的攤薄後每股收益更具稀釋性。

數百萬美元
(每股數額除外)
三個月之內結束
9月30日		九個月結束
9月30日
2024202320242023
基本每股收益
淨利潤（損失）$2,059 2,7986,9397,950
減少：分紅派息和未分配利潤
分配給參與證券792126
可供普通股東享利潤（虧損）$2,052 2,7896,9187,924
加權平均普通股份流通量（百萬美元）1,1611,1971,1691,208
每股普通股的淨收益（損失）$1.77 2.335.926.56
攤薄每股收益
可供普通股東享利潤（虧損）$2,052 2,7896,9187,924
加權平均普通股份流通量（百萬美元）1,1611,1971,1691,208
增加：期權和未歸屬的稀釋影響
非參與股份不可獲得的RSU/PSU（以百萬計）2323
加權平均攤薄後股數(以百萬計)1,1631,2001,1711,211
每股普通股的淨收益（損失）$1.76 2.325.916.54
25
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
附註18—分段披露和相關信息
我們在全球範圍內探查、開採、運輸和銷售原油、瀝青、天然氣、液化天然氣和天然氣液體。我們通過；阿拉斯加；下屬區域；加拿大；歐洲、中東和北非；亞太地區；和其它國際；管理我們的業務，這些業務主要被地理區域定義。 六個 企業和其他收入標誌着直接與運營部門無關的收入和成本，如大多數利息收入和支出；債務提前退休保險費；公司管理費用和某些技術活動，包括許可收入；和權益證券未實現持有收益或損失。公司資產包括所有的現金和現金等價物和短期投資。我們根據淨利潤（損失）評估業績和分配資源。部門之間的銷售以接近市場價格的價格進行。
企業及其他板塊代表與營運板塊無直接關聯的收入和成本，例如大部分利息收入和支出；某些債務交易的影響；合併稅務調整；企業總部開銷以及某些科技活動，包括許可收入；以及權益證券的未實現持有盈利或虧損。所有現金及現金等價物以及短期投資都包括在企業及其他板塊內。
養老我們根據淨利潤（損失）評估業績和分配資源。部門之間的銷售以接近市場價格的價格進行。
按運營部門的結果分析

數百萬美元

三個月之內結束
2022 年 9 月 30 日
九個月結束
2022 年 9 月 30 日
2024202320242023
銷售及其他營業收入
阿拉斯加
$1,481 1,801 4,934 5,245 
美國本土
9,080 9,883 27,442 28,321 
段間消除
— — (1)(5)
美國本土
9,080 9,883 27,441 28,316 
加拿大
1,139 1,320 4,136 3,353 
段間消除
(479)(512)(1,599)(1,253)
加拿大
660 808 2,537 2,100 
歐洲，中東和北非
1,337 1,211 4,090 4,282 
亞洲太平洋
478 544 1,495 1,440 
公司及其他
5 3 12 29 
合併銷售和其他營業收入
$13,041 14,250 40,509 41,412 
銷售額和其他經營收入按地理位置*
美國交易法案交易所
$10,445 11,550 32,201 33,392 
加拿大
660 808 2,537 2,100 
中國
261 225 749 671 
利比亞307 392 1,277 1,209 
馬來西亞
217 319 746 769 
挪威
640 589 1,778 1,817 
英國：
510 366 1,217 1,451 
其他外國國家
1 1 4 3 
全球合併
$13,041 14,250 40,509 41,412 
按產品銷售和其他營業收入
wti原油
$9,806 10,027 29,480 27,894 
天然氣
1,290 2,209 4,346 8,481 
天然氣液體
693 677 2,035 1,954 
其他
1,252 1,337 4,648 3,083 
按產品銷售和其他營業收入合併
$13,041 14,250 40,509 41,412 
銷售額及其他營運收入應根據銷售操作的位置歸屬於各個國家。
包含瀝青和電力。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
26
合併財務報表註釋
數百萬美元
三個月已結束
9 月 30 日
九個月已結束
9 月 30 日
2024202320242023
淨收益（虧損）
阿拉斯加
$267 448 973 1,236 
低於 48
1,241 1,781 3,881 4,863 
加拿大25 186 466 224 
歐洲、中東和北非
298 253 853 882 
亞太地區
455 465 1,411 1,374 
其他國際
1 (2)3 (5)
企業和其他
(228)(333)(648)(624)
合併淨收益（虧損）
$2,059 2,798 6,939 7,950 
數百萬美元
9 月 30 日
2024		12 月 31 日
2023
總資產
阿拉斯加
$17,401 16,174 
低於 48
42,346 42,415 
加拿大10,072 10,277 
歐洲、中東和北非
8,161 8,396 
亞太地區
8,323 8,903 
其他國際
6 — 
企業和其他
10,390 9,759 
合併總資產
$96,699 95,924 
第19條—所得稅
截至2024年9月30日和2023年9月30日的三個月期間，我們的有效稅率是 36.4％，截至2023年7月31日的三個月內；31.8 分別爲百分之。2024年9月30日結束的三個月期間，有效稅率變化主要是由於我們在不同稅收管轄區間收入比例的變化，以及2023年9月30日結束的三個月期間釋放稅務準備金和確認馬來西亞稅收優惠所致。

截至2024年9月30日的九個月期間，我們的有效稅率分別爲 35.2％，截至2023年7月31日的三個月內；33.9 百分之，2024年9月30日結束的九個月期間有效稅率變化主要是由於減少了稅金準備金和認定了一項52 馬來西亞稅收優惠700萬美元，部分抵消了2023年9月30日結束的九個月期間的收入組合轉移和認定了300萬美元的馬來西亞稅收優惠。76 馬來西亞稅收優惠200萬美元。

2024年第一季度，我們記錄了與馬來西亞J和G區塊深水投資稅收激勵相關的百萬美元稅收益76 百萬美元的稅收優惠與馬來西亞J和G區塊的深水投資計劃相關

在2023年第三季度，我們在馬來西亞J區獲得立法批准，以申領深水投資稅收獎勵。因此，我們記錄了所得稅收益$52百萬.

在2023年第三季度，加拿大稅務局關閉了對我們一家加拿大子公司的2018年國內審計。因此，我們確認了一筆涉及我資產處置的加拿大稅收優惠，金額爲$92 百萬，此前被全額準備金抵銷。

基本報表的業務和執行概述康菲石油是全球最大的獨立油氣勘探開發公司，其擁有13個國家的運營和活動。我們的多樣化低供應成本組合包括北美的資源豐富的非傳統儲層，北美、歐洲和亞洲的傳統儲層資產，液化天然氣的開發，加拿大的油砂以及全球傳統和非傳統的勘探前景庫存。我們總部位於得克薩斯州休斯頓市，截至2022年9月30日，我們在全球擁有大約9,400名員工，總資產爲950億美元。
27
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
合併財務報表註釋
Note 20—馬拉松石油公司待收購
2024年5月28日，我們與馬拉松石油達成了一項最終協議（併購協議），收購其所有未流通股份的全部股票交易，馬拉松石油股東將獲得 0.255 康菲石油普通股的股份，每股馬拉松石油股將獲得康菲石油的股份。該交易已獲兩家公司董事會一致批准。2024年8月29日，馬拉松石油宣佈其股東已批准該交易。我們正在努力完成合並，並繼續預計將在2024年第四季度末關閉，視監管批准和其他慣例的交割條件而定。 請參閱項目1A：風險因素。


第21條——新會計準則
2023年11月，FASB發佈了ASU No. 2023-07，「有關報告分部披露的改進」，旨在根據主題280「分部報道」中的改進，改進當前分部披露要求。修訂不會改變我們確定經營部門的方式。一旦採納，披露的改進將會追溯地應用於已呈現的過去期間。該ASU適用於2023年12月15日後開始的財政年度，以及2024年12月15日後開始的財政年度內的中期期間，並允許提前採納。我們目前正在評估採納這一ASU的影響。

2023年12月，FASB發佈了ASU No. 2023-09，「改進所得稅披露」，增強了《740號「所得稅」》內的披露要求。這些改進僅會影響我們的財務報表披露，並將以前瞻性的方式應用，也允許有追溯性應用。該ASU適用於2024年12月15日後開始的年度，並允許提前採用。我們目前正在評估採納該ASU的影響。.
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
28
影響我們業績的關鍵因素，第81頁
項目2. 管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析
管理層討論與分析是公司對其財務業績和可能影響未來業績的重大趨勢進行分析。應與基本報表和附註一起閱讀。其中包含前瞻性聲明，包括但不限於涉及公司計劃、戰略、目標、期望和意圖的聲明，這些聲明根據1995年《私人證券訴訟改革法案》的「安全港」規定作出。"雄心"、"預計"、"相信"、"預算"、"繼續"、"可能"、"努力"、"估計"、"期望"、"預測"、"目標"、"指導"、"打算"、"可能"、"目標"、"展望"、"計劃"、"潛在"、"預測"、"投影"、"尋求"、"應該"、"目標"、"將"、"將"等表達方式標識前瞻性聲明。公司不承諾在沒有根據聯邦證券法要求的情況下更新、修訂或更正任何前瞻性信息。讀者需注意，此類前瞻性聲明應與公司在頁面開頭的「關於《1995年私人證券訴訟改革法案》『安全港』規定目的的警告聲明」下的披露一起閱讀。 50.
在基本報表中使用的「收益」和「損失」指淨收益（損失）。
業務環境和高管概述
康菲石油是世界領先的生產和儲備基礎上的勘探開發公司之一，業務遍及13個國家。我們多元化、成本低的供應組合包括北美資源豐富的非常規項目；歐洲、非洲和亞洲的傳統資產；全球液化天然氣開發項目；加拿大的油砂項目；以及一系列全球勘探前景。截至2024年9月30日，總部位於得克薩斯州休斯頓，我們在全球約有10,300名員工，總資產達到970億美元。

待收購馬拉松石油公司
2024年5月，我們宣佈達成了一項明確的協議（併購協議），以全部股票交易（馬拉松石油收購）的方式收購馬拉松石油公司（馬拉松石油），包括截至2024年6月30日大約53億美元的馬拉松石油債務。根據融合協議的條款，董事會已經一致批准了每家公司的董事會，馬拉松石油的股東將收到0.255股康菲石油普通股作爲每股馬拉松石油股票。我們預計馬拉松石油的收購將爲我們現有的美國陸上投資組合提供高質量、低成本的開發機會，併爲我們的全球液化天然氣投資組合增加額外的液化天然氣產能。2024年8月29日，馬拉松石油宣佈其股東已經批准該交易。我們預計將在2024年第四季度末進行交割，取決於監管批准和其他慣例的交割條件。 請參閱項目1A：風險因素。

2024年5月，作爲我們馬拉松石油收購聲明的一部分，我們表示預計在交易結束後的第一個完整年度內，預計至少有5億元的協同效應。我們現在預計將反映遠遠超出最初5億元指導的協同效應。與我們的馬拉松石油收購聲明同時，我們詳細說明了在交易結束後的第一個完整年度內回購超過7億美元股票的計劃，並基於收購時的商品價格，前三年總共回購超過20億美元股票。通過這一計劃，我們預計將在兩到三年內退出相當金額的新發行股權。此外，與馬拉松石油收購聲明相結合，我們宣佈了計劃根據持續的高級資產評級和優化工作，處置約20億美元的組合資產。
29
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
影響我們業績的關鍵因素，第81頁
概述
康菲石油預計商品價格將繼續循環波動，我們認爲在E&P行業一個成功的業務策略必須在低價格環境下保持韌性，同時在價格更高時也要保持上行空間。因此，我們不進行套期保值，堅持自己的紀律性投資框架，並持續監控市場基本面，包括與地緣政治緊張局勢和衝突有關的影響，OPEC Plus供應更新，全球對我們產品的需求，石油和天然氣庫存水平，政府政策，通脹以及供應鏈中斷。
全球能源行業的宏觀環境，包括能源轉型，持續演變。我們認爲康菲石油將通過實現三個目標繼續發揮重要作用：負責任地滿足能源轉型路徑需求，提供具競爭力的資本回報，並朝着我們的淨零運營排放雄心邁進。我們稱之爲我們的三重任務，它代表了我們致力於爲利益相關者創造長期價值的承諾。

我們的三重任務和基本原則指導我們不同的價值主張，通過價格週期爲股東提供競爭回報。我們的基本原則包括保持資產負債表實力，提供同行領先的分配，進行謹慎的投資和展示負責任和可靠的esg績效。

在第三季度，我們宣佈進一步擴大我們的全球LNG投資組合。7月份，我們達成了一項爲期18年的協議，在比利時Zeebrugge天然氣液化終端獲得再氣化能力，其中包括自2027年開始的約0.75 MTPA的再氣化服務。7月份，我們還達成了一個長期的LNG銷售協議，從2027年開始，將約0.5 MTPA的LNG出口到亞洲。這些協議爲我們提供了更多進入歐洲和亞洲天然氣市場的機會。

我們持續優化我們的投資組合，旨在實現以回報爲中心的增值主張。今年十月，我們簽署了一項協議，收購阿拉斯加庫帕魯克河區和普魯多灣區的額外工作權益。該交易預計在2024年第四季度完成。 請參閱備註3。

十月份，我們宣佈每股派發普通股分紅0.78美元，較之前的每股VROC相當於0.20美元增長了34%。我們還確認了我們2024年至少還給股東90億美元的資本計劃。此外，十月份，我們的董事會批准了將現有的股票回購計劃授權額度提高至較小值的200億美元或馬拉松石油交易中發行的股份數目。

2024年第三季度產量爲1,917千桶油當量，比一年前同期增加了111千桶油當量。在排除已關閉的收購和處置影響後，第三季度 2024年產量比一年前同期增加了47千桶油當量，增長百分之三。

2024年第三季度生產活動帶來了58億美元的經營活動現金流。我們通過股票回購向股東返還了12億美元，通過普通股息和VROC返還了9億美元。季末我們的現金、現金等價物、受限現金和短期投資合計爲71億美元，長期投資中的債務證券爲10億美元。

2024年第三季度，我們以資本支出和投資形式向業務重新投資了29億美元，其中一半以上的支出與在48個下部領域靈活、快速的非常規操作有關，這裏的生產既可以進入國內市場，也可以進入出口市場。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
30
影響我們業績的關鍵因素，第81頁
商業環境
商品價格是影響我們盈利能力和股東回報率的最重要因素。可能影響世界能源市場和商品價格的因素包括但不限於全球經濟健康、由內亂引起的供應或需求中斷或恐慌，全球大流行病、軍事衝突、歐佩克集團及其他主要石油生產國採取的行動、環保法律、稅收法規、政府政策和與天氣相關的中斷。我們的策略是通過實施支撐我們價值主張的財務、運營和esg優先事項，從價格週期中創造價值。
我們的收入和經營現金流通常與wti原油和天然氣的價格水平相關，這些價格受公司無法控制的外部因素影響。以下圖表顯示了wti原油、布倫特原油和天然氣亨利樞紐的平均基準價格趨勢：

1035
2024年第三季度，布倫特原油價格平均每桶80.18美元，較2023年第三季度每桶86.76美元下降了8％。瓦蒂在庫欣原油價格2024年第三季度平均每桶75.10美元，較2023年第三季度每桶82.26美元下降了9％。2024年第三季度石油價格下跌，原因是全球需求增長相對於2023年第三季度減緩，以及非OPEC Plus國家供應增加。
2024年第三季度，Henry Hub天然氣價格平均爲每MMBTU 2.15美元，與2023年第三季度的每MMBTU 2.54美元相比下降了15%。由於2023-2024年冬季溫和，Henry Hub價格下降，由於北美天然氣儲備水平過剩。受管道容量限制影響，低48分區實現的天然氣價格在2024年第三季度降至每MCF 0.18美元，主要受區域價格較低的影響。
2024年第三季度，我們的瀝青實現價格平均爲每桶47.32美元，較2023年第三季度的每桶57.85美元下降了18%。2024年第三季度的價格下降是由加拿大WCS價差擴大，美國墨西哥灣岸油煉廠需求下降以及由於我們一處中央處理設施計劃停工導致Surmont銷售量減少所致。
2024年第三季度，我們的總平均實現價格爲每桶54.18美元，而2023年第三季度爲每桶60.05美元。
31
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
影響我們業績的關鍵因素，第81頁
關鍵經營和財務摘要
•報告2024年第三季度每股收益爲$1.76;
•經營活動產生的現金流量爲58億美元;
•提高普通股股息34%，至每股0.78美元，並將現有股票回購授權增加至高達200億美元；
•交付總公司產量爲1,917 MBOED;
•創紀錄的低48地區產量達到1,147千桶石油當量/日，其中Permian地區爲781千桶石油當量/日，Eagle Ford地區爲246千桶石油當量/日，Bakken地區爲107千桶石油當量/日；
•成功完成了加拿大和48州的計劃停工維修；
•行使優先購買權並簽署協議，以約30000萬美元的價格收購阿拉斯加庫帕魯克河和普魯多灣區塊的額外工作權益，預計年底完成，須符合慣例的收盤條件；
•向股東分發了21億美元，其中包括通過股份回購分發的12億美元和通過普通股息和VROC分發的9億美元；
•季度結束時，現金、現金等價物、受限現金和短期投資合計71億美元，長期投資爲10億美元。

展望
生產、資本和折舊與攤銷
預計2024年第四季度產量將達到1.99至2.03百萬桶油當量/日。全年產量預計約爲1.94至1.95百萬桶油當量/日，相較於之前的指導範圍爲1.93至1.94百萬桶油當量/日。

所有板塊其他指導項目保持不變。

指南不包括先前宣佈的交易對任何影響。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
32
經營結果
經營結果
除非另有說明，截至2024年9月30日的三個月和九個月的合併結果討論是基於與2023年相應期間的比較。
綜合業績

總經營統計數據
三個月之內結束
9月30日		九個月結束
9月30日
2024202320242023
平均淨產量
wti原油（MBD）
合併運營
945 914 938 919 
股權聯營
12 13 14 13 
總原油
957 927 952 932 
天然氣液體（MBD）
合併運營
302 283 287 274 
股權關聯企業
8 8 8 8 
天然氣液體總量
310 291 295 282 
瀝青（MBD）
87 64 116 66 
天然氣（MMCFD）
合併運營
2,149 1,889 2,102 1,903 
股權聯營公司
1,232 1,252 1,249 1,223 
天然氣總量
3,381 3,141 3,351 3,126 
總產量 （以千桶油當量計）
1,917 1,806 1,921 1,801 
總產量 （以百萬桶油當量計）
176 166 526 492 

每單位美元
平均銷售價格
每桶wti原油
合併運營
$76.78 83.22 78.90 78.34 
股權聯營公司
76.11 78.73 77.72 78.19 
總wti原油
76.77 83.15 78.88 78.34 
每桶天然氣液體
合併運營21.16 22.52 22.07 22.45 
股權關聯方
49.91 39.53 50.64 46.25 
天然氣液體總量
21.93 23.01 22.88 23.12 
每桶瀝青
47.32 57.85 48.89 42.03 
每千立方英尺天然氣
合併運營1.99 3.29 2.25 3.94 
股權關聯方
8.41 7.73 8.19 8.60 
天然氣總量
$4.42 5.06 4.53 5.79 
33
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
經營結果
數百萬美元
三個月之內結束
9月30日		九個月結束
9月30日
2024202320242023
勘探費用
一般管理、地質和地球物理學，
租賃租金以及其他
$70 43 236 162 
租賃減值
— 12 4 42 
乾井
— 37 44 109 
$70 92 284 313 

總公司生產

我們在全球範圍內開展原油、瀝青、天然氣、液化天然氣和天然氣液體的勘探、生產、運輸和營銷。2024年9月30日結束的季度，我們在美國、挪威、加拿大、澳洲、中國、馬來西亞、卡塔爾和利比亞進行生產。
2024年第三季度總產量爲1,917萬桶石油當量/日（MBOED），比一年前同期增加111萬桶石油當量/日，增幅爲百分之六。2024年前九個月的總產量爲1,921萬桶石油當量/日（MBOED），比一年前同期增加120萬桶石油當量/日，增幅爲百分之七。產量增長包括：
•在美國48個州、阿拉斯加、澳洲、加拿大、中國、利比亞和挪威上線了新的油井。
•我們於2023年10月完成了Surmont收購。 請參閱備註3。
生產增加部分被抵消了：
•正常領域下降。
•計劃在我們全球業務中展開的輪換活動。
在調整了已關閉收購和處置的影響之後，第三季度 2024年產量增加了47MBOED，增長了三個百分點，與去年同期相比。在調整了已關閉收購和處置的影響之後，2024年前九個月的產量增加了55MBOED，增長了三個百分點，與去年同期相比。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
34
經營結果
損益表分析
除非另有說明，所以利潤表分析中所有結果均爲稅前。

以下是提供的合併基礎上的部分財務數據。完整的收入報表可在 項目1.基本報表.

數百萬美元
三個月已結束
9 月 30 日		九個月已結束
9 月 30 日
2024202320242023
銷售和其他營業收入$13,041 14,250 40,509 41,412 
處置收益（虧損）(2)108 86 200 
購買的大宗商品4,747 5,543 14,939 16,297 
生產和運營費用2,261 1,995 6,440 5,660 
折舊、損耗和攤銷2,390 2,095 6,935 6,047 
所得稅以外的稅收476 536 1,567 1,624 
銷售和其他營業收入 2024年第三季度減少了12.09億美元，2024年九個月期間減少了90300萬美元。第三季度的減少是由於銷售價格下降達86500萬美元，部分抵消了銷售量增加40400萬美元。2024年九個月期間的減少是由於天然氣實現價格下降64200萬美元，部分抵消了銷售量增加136800萬美元。在2024年的三個月和九個月期間，更多的營收減少是由於銷售時機與2023年相比出現差異。
處置獲利（損失） 2024年第三季度淨利潤減少1.1億美元，2024年前9個月淨利潤減少11400萬美元，主要是因爲我們在Lower 48部門的股權投資減少。
購買的商品 2024年三個月和九個月的淨利潤分別減少了7.96億美元和135800萬元人民幣。2024年第三季度減少是由於燃料幣和原油價格下降，部分抵消了原油產量的增加。2024年前九個月減少主要是由於燃料幣價格下降，部分抵消了原油產量的增加。
生產和營業費用 截至2024年三季度和九季度，由於營業費用、運輸相關成本和在我們的Lower 48和Alaska部門的好的工作活動增加了2.66億美元和7.8億美元，主要是由於我們的加拿大和Lower 48部門的銷售量增加，以及我們的加拿大部門與Surmont大修相關費用增加。

DD&A費用 截至2024年三個月和九個月期間，主要由於我們的Lower 48和Alaska部門匯率較高，加拿大和Lower 48部門體積較高，DD&A費用分別增加了2.95億美元和8,8800萬美元。
35
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
經營結果
細分市場結果
除非另有說明，否則討論截至2024年9月30日三個月和九個月的業績結果，基於與2023年對應期間的比較，並且是稅後顯示。

公司按業務部門彙總的淨利潤（虧損）情況如下：
數百萬美元
三個月已結束
9 月 30 日		九個月已結束
9 月 30 日
2024202320242023
阿拉斯加
$267 448 973 1,236 
低於 48
1,241 1,781 3,881 4,863 
加拿大
25 186 466 224 
歐洲、中東和北非
298 253 853 882 
亞太地區
455 465 1,411 1,374 
其他國際
1 (2)3 (5)
企業和其他
(228)(333)(648)(624)
淨收益（虧損）
$2,059 2,798 6,939 7,950 
有關細分結果的進一步討論，請參閱以下頁面。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
36
經營結果
阿拉斯加

三個月之內結束
9月30日		九個月結束
9月30日

2024202320242023
按部門選擇稅前財務數據 （百萬美元）
銷售和其他營業收入$1,481 1,801 4,934 5,245 
生產和營業費用520 475 1,489 1,375 
折舊、減值和攤銷309 259 954 786 
所得稅以外的稅費98 151 362 426 
淨利潤（百萬美元）
$267 448 973 1,236 
平均淨產量
wti原油（MBD）
162 165 171 173 
天然氣液體（MBD）
14 14 14 16 
天然氣（MMCFD）
37 36 38 38 
總產量 (以MBOED計)
182 185 191 195 
總產量 (以MMBOE計)
17 17 52 53 
平均銷售價格
wti原油（每桶美元）
$81.32 86.98 83.89 81.66 
天然氣（每MCF美元）
3.98 4.40 3.97 4.47 
阿拉斯加部門主要開採、生產、運輸和市場wti原油、液化天然氣和天然氣。截至2024年9月30日，阿拉斯加貢獻了我們合併液體生產的14％和合並天然氣生產的2％。
淨利潤（損失）
阿拉斯加州在2024年的三個月和九個月期間分別報告了26700萬美元和97300萬美元的收入，與2023年的三個月和九個月期間分別報告的44800萬美元和123600萬美元的收入相比。

2024年第三季度收入包括由於低實現價格造成的較低收入6800萬美元，較低的1600萬美元銷量。 2024年第三季度收入減少主要是由於較高的折舊與攤銷費用3600萬美元，這是由於前一年末向下修訂儲量和由於更高的租賃營運費用和工作活動而產生的較高費率所致的增加以及較高的生產和營業費用3300萬美元所致。由於資本支出增加而導致較低稅金抵消了部分減少的收益，除所得稅之外的其他稅收降低了3800萬美元。

2024年前九個月的收入包括由於銷量下降導致的較低收入減少了5500萬美元，部分抵消了實現價格上漲8000萬美元。 2024年前九個月的利潤下降是由於DD&A費用增加了12300萬美元，原因是由於年底下降的儲備修訂，產量更高以及營業費用的增加8300萬美元，這是由更高的油井作業活動和租賃營業費用帶來的。 利潤的減少部分被除所得稅外其他稅收減少了4700萬美元，原因是由於增加的資本支出而導致稅收減少。

產量
2024年三個月和九個月期間，平均產量分別減少了3萬桶油當量/日和4萬桶油當量/日。產量下降主要是由於正常油田衰減，部分得到新井的上線所部分抵消。

計劃收購
十月份，我們簽署了一項協議，用於收購庫帕魯克河組和普魯多灣組的額外工作權益。預計該交易將於2024年第四季度結束。 請參閱備註3。
37
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
經營結果
低於 48
三個月之內結束
9月30日		九個月結束
9月30日
2024202320242023
按部門選擇稅前財務數據 （百萬美元）
銷售和其他營業收入$9,080 9,883 27,441 28,316 
生產和營業費用1,180 1,129 3,420 3,118 
折舊、減值和攤銷1,640 1,489 4,629 4,215 
所得稅以外的稅費324 326 1,014 1,028 
淨利潤（損失） ($MM)
$1,241 1,781 3,881 4,863 
平均淨產量
wti原油（MBD）
603 572 577 566 
天然氣液體（MBD）
278 263 263 251 
天然氣（MMCFD）
1,596 1,490 1,557 1,462 
總產量 （以千桶油當量計）
1,147 1,083 1,099 1,061 
總產量 (以MMBOE計)
106 100 301 290 
平均銷售價格
wti原油（每桶美元）
$74.73 80.75 76.29 75.77 
天然氣液體（每桶美元）
20.64 22.03 21.58 22.02 
天然氣（每MCF美元）
0.18 2.24 0.67 2.19 
美國下屬48州地區的業務包括位於墨西哥灣和商業運營的生產資產。截至2024年9月30日，下屬48州貢獻了我們63%的合併液體生產和74%的合併天然氣生產。
淨利潤（損失）
2024年三個月和九個月期間，下屬48報告的收益分別爲124100萬美元和388100萬美元，而在2023年的三個月和九個月期間，收益分別爲178100萬美元和486300萬美元。
2024年第三季度收入下降，主要是由於實現價格整體降低導致的收入減少49400萬美元，部分抵消的是銷量增加使收入增加19000萬美元。 2024年第三季度收益的減少包括DD&A費用增加11800萬美元，其中銷量增加6400萬美元，利率增加5200萬美元，不再存在因出售股權投資獲得的10000萬美元收益，以及由於運輸相關成本增加導致的生產和營業費用增加4000萬美元，其中運輸費用增加3000萬美元。
2024年前9個月的收入包括由於整體實現價格下降導致的更低收入43300萬美元，部分抵消了較高的28700萬美元的銷量。2024年前9個月的收益減少包括更高的32300萬美元的DD&A費用，由較高的16600萬美元的銷售量和16000萬美元的更高利率推動，生產和營業費用增加23500萬美元，由運輸相關費用增加的9300萬美元和租賃營業費用增加7400萬美元，以及來自股權投資出售的10000萬美元的收益缺失。
產量
2024年的三個月和九個月期間，平均產量分別增加了64萬桶油當量/日和38萬桶油當量/日。產量增加主要是由於來自我們在德拉華盆地、鷹福特、米德蘭盆地和巴肯開發項目的新井投產。
生產增加部分被正常油田衰退所抵消。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
38
經營結果
加拿大
三個月之內結束
9月30日		九個月結束
9月30日
2024202320242023
按部門選擇稅前財務數據 （百萬美元）
銷售和其他營業收入$660 808 2,537 2,100 
生產和營業費用269 140 709 403 
折舊、減值和攤銷147 89 471 264 
所得稅以外的稅費6 5 25 17 
淨利潤（損失） ($MM)
$25 186 466 224 
平均淨產量
wti原油（MBD）
15 8 17 7 
天然氣液體（MBD）
7 3 6 3 
瀝青（MBD）
87 64 116 66 
天然氣（MMCFD）
121 57 114 60 
總產量 （以千桶油當量計）
129 85 158 86 
總產量 (以MMBOE計)
12 8 43 23 
平均銷售價格
wti原油（每桶美元）
$61.99 70.83 65.09 66.10 
天然氣液體（每桶美元）
28.11 26.26 30.13 24.09 
瀝青（每桶美元）
47.32 57.85 48.89 42.03 
天然氣（每MCF美元）
0.10 0.67 0.46 2.05 
*平均銷售價格包含未使用的運輸成本。
加拿大地區的運營包括艾伯塔省的桑蒙特油砂開發、不列顛哥倫比亞省的蒙特尼非常規區塊和商業運營。截至2024年9月30日，加拿大佔我們合併液體生產的10％，合併天然氣生產的5％。
淨利潤（損失）
2024年三個月和九個月分別報告了2500萬和46600萬的收入，相比之下，2023年三個月和九個月分別報告了18600萬和22400萬的收入。
2024年第三季度收入中包括由於商品價格下降導致的較低營業收入，降至4900萬美元，部分抵消了由於我們在Surmont的工作權益增加帶來的體積增加10400萬美元。 與2023年同期相比，由於銷售時間與2023年對應期的不同而導致的營業收入減少。2024年第三季度收益減少的原因包括缺少第三季度 2023年的 9200萬加拿大元稅務優惠，該優惠是在結束加拿大稅務局審計時確認的；由於Surmont工作權益增加而產生的高生產和營業費用的8900萬美元，其中包括與Surmont的第三季度計劃性暫停相關的5000萬美元支出，以及4.1 億美元的較高DD&A費用。
2024年前9個月的收入包括較高的營業收入，$66600萬，受到我們在Surmont持股增加以及$7600萬較高的實現價格的推動。2024年前9個月的收入下降包括更高的生產和營業費用，$23100萬，其中$16000萬與我們在Surmont的增持相關，$6100萬是與Surmont第三季度計劃中的週轉有關的費用，較高的折舊及攤銷費用$15600萬，受較高產量的推動，並且缺少因2023年第三季度加拿大稅務局審核結束而確認的$9200萬稅收益。
產量
2024年三個月和九個月期間，平均生產量分別增加了44萬桶/日和72萬桶/日。產量增加主要來源於我們在Surmont項目中的工作權益增加，以及Montney和Surmont新井的開發投產。 請參閱備註3。
生產增加部分被薩蒙特中央處理設施計劃維護活動和正常田野衰退所抵消。
39
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
經營結果
歐洲，中東和北非
三個月已結束
9 月 30 日		九個月已結束
9 月 30 日
2024202320242023
按細分市場選擇稅前財務數據 (百萬美元)
銷售和其他營業收入$1,337 1,211 4,090 4,282 
生產和運營費用154 139 471 430 
折舊、損耗和攤銷189 134 544 426 
所得稅以外的稅收10 10 31 29 
淨收益（虧損） （百萬美元）
$298 253 853 882 
合併運營
平均淨產量
原油 (MBD)
110 108 115 113 
液化天然氣 (MBD)
3 3 4 4 
天然氣 (MMCFD)
351 264 346 297 
總產量 （MBOED）
171 155 177 166 
總產量 (MMBOE)
16 14 48 45 
平均銷售價格


原油（每桶美元）
$80.88 87.45 83.45 83.37 
液化天然氣（每桶美元）
46.08 43.08 44.81 41.49 
天然氣（每立方英尺美元）
10.76 9.61 9.71 12.90 
生產和銷售價格不包括股權聯營企業。請查看 總經營統計數據 用於股權聯營企業合計。
歐洲、中東和北非板塊主要包括位於北海挪威海域和挪威海、卡塔爾、利比亞以及英國的商業和終端業務。截至2024年9月30日，我們的歐洲、中東和北非業務貢獻了我們合併液體生產的9%和合並天然氣生產的17%。
淨利潤（損失）
2024年三個月和九個月期間，歐洲、中東和北非地區報告的收入分別爲$29800萬和$85300萬，分別與2023年三個月和九個月期間的$25300萬和$88200萬相比。
2024年第三季度收入中包括由於貨物銷量增加導致的更高收入3100萬美元，部分抵消由於較低原油價格（主要受到原油價格下跌的影響）而降低的1100萬美元實現價格。
2024年前9個月的收入包括因較低的天然氣價格而導致的較低實現價格爲7200萬美元的收入，主要受到較低天然氣價格的影響，部分抵消的另一方面是5400萬美元的較高銷售額。盈利減少包括約3700萬美元的較低匯率期貨收益和3400萬美元的較高折舊及攤銷費用。
整合生產
2024年三個月和九個月期間，平均綜合產量分別增加16萬桶和11萬桶。產量增加主要是由於挪威和利比亞的新井開通以及績效提高。
生產增長部分被正常油田衰退和利比亞由於Es Sider站點不可抗力而減產所抵消。由於Es Sider站點不可抗力，在十月初解除了不可抗力。
探索活動
在2024年的九個月時間段內，我們在稅前大約收取了4000萬美元作爲乾井開支，主要是用於挪威海北部的阿爾維海區兩口合作勘探井以及2019年鑽探的PL782S許可證上Busta懸停發現井。

康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
40
經營結果
亞洲太平洋
三個月之內結束
9月30日		九個月結束
9月30日
2024202320242023
按部門選擇稅前財務數據 （百萬美元）
銷售和其他營業收入$478 544 1,495 1,440 
生產和營業費用110 101 281 280 
折舊、減值和攤銷97 117 314 338 
所得稅以外的稅費25 37 90 88 
淨利潤（損失） ($MM)
$455 465 1,411 1,374 
正如今天宣佈的一樣，董事會宣佈每股派發0.15美元的季度股息，股東登記日爲2024年5月3日，支付日爲2024年5月10日。
平均淨產量
wti原油（MBD）55 61 58 60 
天然氣（MMCFD）
44 42 47 46 
總產量 （以千桶油當量計）
62 68 66 68 
總產量 (以MMBOE計)
6 6 18 19 
平均銷售價格
wti原油（每桶美元）
$80.84 89.10 84.15 83.95 
天然氣（每MCF美元）
3.62 3.77 3.75 4.08 
生產和銷售價格不包括股權聯營企業。請查看 總經營統計數據 用於股權聯營企業合計。
亞太地區在中國、馬來西亞、澳洲設有業務，而在中國、新加坡和日本開展商業運營。截至2024年9月30日，亞太地區爲我們的合併液體生產貢獻了四個百分點，天然氣生產貢獻了兩個百分點。
淨利潤（損失）
2024年三個月和九個月的亞太地區報告的收入分別爲45500萬美元和141100萬美元，相比之下，2023年三個月和九個月的收入分別爲46500萬美元和137400萬美元。
2024年第三季度的收入中包括由於實現價格下降而導致的較低收入4100萬美元和較低的銷售量3800萬美元。收入減少包括與深海稅收激勵相關的5200萬美元的稅收優惠消失。部分抵消了收入減少的因素包括來自股權聯營企業的較高收入3800萬美元和匯率期貨收益3000萬美元。 詳見備註 19.
2024年前九個月的收益中包括7600萬美元與深水投資稅收激勵相關的稅收優惠，外匯收益約3800萬美元，折舊及攤銷費用降低2100萬美元。盈利增加部分被取消了2023年第三季度5200萬美元與深水投資稅收激勵相關的稅收優惠以及從股權聯營企業中收益下降5000萬美元。 詳見備註 19.
整合生產
2024年三個月和九個月期間，平均整合生產量分別減少了6千桶油當量和2千桶油當量。生產量的下降主要是由於正常油田衰退。
部分產量下降部分被中國渤海灣開發活動所抵消。
41
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
經營結果
其他國際區域
三個月之內結束
9月30日		九個月結束
9月30日
2024202320242023
淨利潤（百萬美元）
$1 (2)3 (5)
其他國際部門包括與先前在其他國家進行的活動有關的業務。

公司及其他

數百萬美元

三個月已結束
9 月 30 日		九個月已結束
9 月 30 日

2024202320242023
淨收益（虧損）
淨利息支出
$(79)(91)(261)(267)
公司一般和管理費用
(99)(87)(282)(273)
科技
(32)(14)(100)(19)
其他收入（支出）
(18)(141)(5)(65)

$(228)(333)(648)(624)
淨利息支出包括利息支出和融資費用，減去利息收入和資本化利息。
企業總務及行政費用包括薪酬方案和員工成本。
科技包括我們在低碳和其他新技術或業務的投資以及許可收入。其他新技術或業務和許可活動都專注於常規和緻密油藏、頁岩氣、油砂、增強油田採收以及液化天然氣。2024年前九個月的科技業務收入下降，原因是低碳和其他新技術成本增加以及許可收入減少。
其他收入（費用）或「其他」包括某些合併稅務相關項目、外幣交易收益和損失、與已停止運營的場地相關的環保成本、未直接與經營部門相關的其他成本、債務提前償還的收益/損失、股權證券持有利得或損失以及養老金結算費用。「其他」主要因2023年無合併稅務調整和無2023年外幣兌換損失，在2024年第三季度出現增加。


康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
42
資本資源和流動性
資本資源和流動性
財務指標
數百萬美元
9月30日
2024		十二月三十一日
2023
現金及現金等價物$5,221 5,635 
短期投資1,571 971 
總債務18,304 18,937 
股東權益總計49,881 49,279 
總債務佔資本比例*27 %28 
Percent of floating-rate debt to total debt2 %2 
*資本包括總債務和總股本。
爲滿足我們的短期和長期流動性需求，我們尋求各種資金來源，包括從經營活動中產生的現金、我們的商業票據和信貸設施計劃，以及利用我們的存貨登記聲明出售證券的能力。2024年前九個月，我們可用現金的主要用途是88億美元用於支持我們持續的資本支出和投資計劃，35億美元用於回購普通股，27億美元用於支付普通股股利和VROC，6億美元用於到期時償還債務和6億美元淨購買投資。
截至2024年9月30日，我們的總流動性爲123億美元，包括52億美元的現金及現金等價物，16億美元的短期投資和信貸額度下的55億美元可用借款能力。此外，我們持有10億美元的長期債券投資。我們相信目前的現金餘額和經營活動產生的現金，以及下文「資本重大變動」一節所描述的外部資金來源，將足以滿足我們在近期和長期內的資金需求，包括資本支出計劃、收購、股利支付和債務償還。

資本方面的重大變化
經營活動
2024年前九個月經營活動產生的現金爲157億美元，而2023年同期爲147億美元。主要增長原因是運營工作資本變化，受挪威稅款降低和推遲支付部分2024年美國所得稅的推動，以及較高的產量，主要來自2023年第四季度收購的Lower 48和Surmont 50%工作權益部分，部分抵消較低的商品價格和從股權關聯公司分配減少。
我們的短期和長期經營現金流在很大程度上取決於原油、瀝青、天然氣、液化天然氣和液化天然氣製品的價格。我們行業板塊的價格和利潤歷來波動較大，受市場條件影響，並且我們無法控制市場。在沒有其他減輕因素的情況下，隨着這些價格和利潤的波動，我們預計經營現金流也會相應變化。
生產量水平以及產品和地點組合對我們的現金流產生影響。未來生產受多種不確定性因素影響，包括但不限於波動的wti原油和天然氣價格環境可能影響投資決策；價格變動對生產分成和變量特許權合同的影響；場地的收購和處置；場地產量衰減率；新技術；運營效率；啓動時間及重大停工的時間安排；政治不穩定；全球流行病的影響；天氣相關的中斷；以及通過勘探成功增加已證明儲量以及它們及時和具有成本效益的開發。雖然我們積極管理這些因素，但生產水平可能會導致現金流的波動，儘管一般來說，這種波動並未像商品價格引起的波動那樣顯著。
爲了維持或增長我們的生產量，我們必須繼續增加我們的證明儲量基礎。請查看「資本支出和投資」部分。
43
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
資本資源和流動性
投資活動
2024年的前九個月，我們在資本支出和投資方面投入了88億美元。我們當前預計2024年的營運計劃資本支出約爲115億美元。我們2023年的資本支出和投資爲112億美元。請參閱「資本支出和投資」部分。

2024年第三季度，我們簽署了一份購買協議，約爲30000萬美元，受習慣性調整的約束，以收購阿拉斯加庫帕魯克河區和普拉德霍灣區的額外工作權益。預計此交易將於2024年第四季度結束。 請參閱備註3。

2024年前九個月，我們在液化天然氣項目上投資了7億美元，包括Port Arthur Liquefaction Holdings, LLC （PALNG），QatarEnergy LNG NFE(4)（NFE4）和QatarEnergy LNG NFS(3)（NFS3） 。

我們作爲現金投資策略的一部分進行短期和長期投資，其主要目標是保護本金，維持流動性並提供收益和總回報。這些投資包括定期存款、商業票據和可供出售的債務證券。我們投資於成熟期不到一年的高流動性工具，以支持我們的經營計劃並提供對短期價格波動的應對能力所需的短期資金。我們考慮用於在更長期價格下跌中保持抗壓性並利用超出給定經營計劃範圍的機會的資金，可能會投資於成熟期超過一年的工具。
2024年前九個月的投資活動包括投資淨購買額爲59900萬美元。我們的短期投資淨購買額爲20500萬美元，長期投資淨購買額爲39400萬美元. 詳見備註 13.
籌資活動
我們擁有一個總額達55億美元的循環信貸額度，截止日期爲2027年2月。該信貸額度可用於直接銀行借款、發行總額高達5億美元的信用證，或作爲我們商業票據計劃的支持。截至2024年9月30日，我們的循環信貸額度下未有商業票據未償還，也沒有直接借款或信用證使用，因此我們可以借用55億美元的可用額度。

2024年9月30日，我們的債務餘額爲183億美元，與2023年12月31日的189億美元相比。截至2024年9月30日，債務的當期部分，包括未來的融資租賃支付，爲13億美元。在2024年第一季度，公司按到期日償還了價值46100萬美元的2.125%票息票據本金。預計將使用當前現金餘額和經營活動產生的現金支付債務。
目前的長期負債信用評級爲：

•惠譽評級爲「A」，展望「穩定」
•標普：評級「A-」，展望「穩定」
•穆迪: "A2"的債券，原始發行價折扣爲"穩定" 展望

詳見備註 5 有關債務和循環信貸額度的更多信息。
我們的一些與項目相關的合同、商業合同和衍生工具中包含要求我們提供擔保的條款。這些合同和工具中很多允許我們提供現金或信用證作爲擔保。截至2024年9月30日和2023年12月31日，我們分別持有23600萬美元和3.4億美元的銀行直接信用證，用於履行與業務常規進行相關的各種購買承諾。在信用評級下調的情況下，我們可能需要提供額外的信用證。
架下注冊
我們已在美國證券交易委員會備案了一份通用的架上註冊聲明，根據該聲明，我們有權發行和賣出各種類型的債務和股權證券。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
44
資本資源和流動性
資本要求
關於我們的資本支出和投資信息，請查看「資本支出和投資」部分。

我們相信通過我們的資本回報框架爲股東創造價值。該框架旨在提供有吸引力且增長的普通股息，並通過週期內的股份回購。與馬拉松石油的待定交易相關，根據證監會規定，一段時間內對股份回購進行了限制。這些限制在2024年8月29日馬拉松石油股東批准後結束，隨後股份回購得以恢復。我們預計在2024年實現至少90億美元的資本回報。 見項目2。未經登記的股權銷售和所得款項用途。

在2024年的前九個月，我們每股支付普通股息$1.74，VROC支付每股$0.60。在2023年的前九個月，我們每股支付普通股息$1.53，VROC支付每股$1.90。

2024年10月，我們宣佈將每股季度普通股股息從0.58美元增加到0.78美元，增長了34%，有效地將上個季度的VROC金額納入普通股股息中。VROC仍然是在高價環境中的一項可自行確定的選擇。股息將於2024年12月2日支付給2024年11月11日股權登記日的股東。

2016年底，我們啓動了當前的股票回購計劃。2024年10月，我們的董事會批准了將現有授權的450億美元增加200億美元或馬拉松石油交易發行的股份數量中較小的數額，使公司總購買額不得超過650億美元。回購將由管理層自行決定，以現行價格、市場條件和其他因素爲準。截至2024年9月30日，自我們當前計劃啓動以來的股票回購共計41420萬股和323億美元。在截至2024年9月30日的九個月內，我們以35億美元的成本回購了3080萬股。

請參閱第I部分—項目1A—風險因素— “我們執行資本返還計劃的能力受到某些考慮的影響”在我們2023年第10-K表格上的年度報告中。

資本性支出和投資

數百萬美元

九個月結束
9月30日

20242023
阿拉斯加$2,102 1,140 
美國本土4,918 4,878 
加拿大419 345 
歐洲，中東和北非694 834 
亞洲太平洋235 245 
公司及其他 433 923 
資本支出和投資$8,801 8,365 
2024年前九個月，資本支出和投資主要支持關鍵經營活動和收購，特別是：
•關於西北坡地區（包括Willow）的評估和開發活動，以及庫帕魯克大區的開發活動。
•在Lower 48的開發活動主要集中在Delaware盆地、Eagle Ford、Midland盆地和Bakken。
•在加拿大蒙特尼進行評估和開發活動，以及對Surmont進行開發和優化。
•在挪威各項資產中進行開發活動。
•在馬來西亞和中國持續開展發展活動。
•投資PALNG、NFE4和NFS3。
我們2024年的營運計劃資本支出預計約爲115億美元。我們2023年的營運計劃資本支出爲112億美元。
45
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
資本資源和流動性
擔保人概要財務信息
我們的擔保方包括康菲石油公司、康菲石油公司和伯靈頓資源有限責任公司，在公開發行的債務證券方面存在各種交叉擔保關係。康菲石油公司完全屬於康菲石油公司所有。伯靈頓資源有限責任公司完全屬於康菲石油公司所有。康菲石油公司和/或康菲石油公司已就伯靈頓資源有限責任公司的公開發行債務證券的支付義務提供了充分且無條件的擔保。類似地，康菲石油已全額且無條件地擔保康菲石油公司就其公開發行的債務證券的支付義務。此外，康菲石油公司已全額且無條件地擔保康菲石油就其公開發行的債務證券的支付義務。所有擔保均爲連帶擔保。
以下表格提供了以下定義的債務人集團的財務摘要信息:
•Obligor集團將反映康菲石油、康菲石油公司和伯靈頓資源有限責任公司的擔保人和擔保證券發行人。
•彙總調整將反映在摘要財務信息的餘額中，用於消除集體擔保人和擔保證券發行人之間的投資和交易。
•非受約束附屬公司不包括在報告中。
以下展示了債務人和非債務子公司之間的交易和餘額活動：
彙總收入表數據

數百萬美元

九個月結束
2024年9月30日
收入和其他收益
$26,849 
稅前淨收益（虧損）*
6,779 
淨利潤（損失）
6,939 
包括約63億美元的購買商品費用，用於與非受約束子公司的交易。
摘要資產負債表數據

數百萬美元

9月30日
2024		十二月三十一日
2023
流動資產
$6,442 8,008 
來自非受託子公司的應收款項，流動
1,491 1,565 
非流動負債
102,119 91,155 
來自非受託子公司的應收款項，非流動
10,956 8,936 
流動負債
10,415 7,337 
非義務子公司應付款項，流動負債
6,282 3,990 
2017年11月30日
54,731 49,105 
非義務子公司應付款項，非流動負債
37,624 31,241 
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
46
資本資源和流動性
備用金
我們受到在業務日常運作中發生的法律訴訟、索賠和責任的約束。當這些損失被認爲是可能發生的，並且金額能夠合理估計時，我們會爲與法律索賠相關的損失計提準備金。 詳見備註 8.
法律和稅務事務
我們面臨各種訴訟和索賠，包括但不限於涉及油氣產權和排污稅款、燃料幣計量和估值方法、合同糾紛、環保母基損害、氣候變化、人身傷害和財產損失等事項。我們在這些事項中主要面臨的風險包括被指控在某些聯邦、州和私人所有的財產上未支付的產權和稅款、據稱存在的環境污染和歷史經營造成的損害以及氣候變化的索賠。我們將繼續積極地爲自己辯護。
我們的法律機構運用其知識、經驗和專業判斷來應對我們個案的特定特徵，採用訴訟管理流程來管理和監控針對我們的法律訴訟。我們的流程有助於對個案中的潛在承諾進行早期評估和量化。該過程還使我們能夠跟蹤已經安排審判和/或調解的案件。基於專業判斷和使用這些訴訟管理工具積累的經驗以及有關我們所有個案的當前發展的信息，我們的法律機構定期評估現有清算的充足性，並確定是否需要調整現有清算或建立新的清算。
環保
我們受到與行業板塊中其他公司相同的許多國際、聯邦、州和地方環保法律和法規的約束。有關這些環境法律和法規中最重要的討論，包括具有相關整治義務的法規，請參閱我們2023年度10-k表格年度報告第56-58頁中《環保母基》部分的管理層討論與分析。
我們偶爾會收到環保署和州立環保機構的信息請求或潛在責任通知，聲稱我們是CERCLA或等同州法案下的潛在責任方。偶爾，我們也被這些機構或私人訴訟方列爲追償訴訟的一方。這些請求、通知和訴訟主張在各個地點的整治成本的潛在責任，這些地點通常不是我們擁有的，但據稱含有可追溯到我們過去業務活動的廢物。截至2024年9月30日，美國各地有15個地點被確定爲CERCLA和州級類似法律下的潛在責任方。
在美國和加拿大的整合資產負債表中，截至2024年9月30日，我們的環保母基合計爲20900萬美元，而2023年12月31日爲18400萬美元。我們預計在接下來的30年內將發生大部分這些支出。
儘管前述都不可否認，與其他從事類似業務的公司一樣，環保母基和責任在我們的運營和產品中是固有的關注點，無法保證不會產生重大成本和責任。然而，我們目前不期待因遵守當前的環保法律法規而對我們的經營業績或財務狀況產生任何重大不利影響。
請參閱2023年度10-K表格中的第I部分-第1A部分-風險因素-"由於我們遵守現行和未來的環保母基法律法規，我們預計將繼續承擔大量的資本支出和運營成本"。 附註8 有關環境訴訟的信息。
氣候變化
全球氣候變化問題繼續受到政治和社會關注，導致提出或頒佈了一系列關於溫室氣體或甲烷排放減少的州、國家和國際法律法規。這些提議或頒佈的法律適用或可能適用於我們目前或將來可能感興趣的國家。這一領域的法律繼續發展，雖然無法準確估計實施時間表或與實施相關的未來合規成本，但如果這些法律被頒佈，可能會對我們的運營結果和財務狀況產生重大影響。有關法規和可能影響我們運營的立法和可能的監管前景的示例，請參閱我們2023年度10-k表格上第58-59頁《管理層對財務狀況和運營結果的討論與分析》中的「氣候變化」部分。
47
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
資本資源和流動性
公司對氣候相關風險的回應
在2020年，我們採用了與氣候相關的風險框架，雄心勃勃地計劃到2050年將我們的運營（Scope 1和2）排放淨零。我們氣候風險策略的目標是管理與氣候相關的風險，優化機遇並使公司能夠應對關鍵不確定性的變化，包括全球各地的政府政策、減排技術、替代能源技術以及消費趨勢的變化。該策略明確了我們在投資組合構成、減排、目標和激勵方面的選擇，與排放相關的技術發展，以及我們在氣候相關的政策和金融板塊的參與。
我們氣候風險策略的一個重要組成部分是實施《淨零能源過渡計劃（計劃）》。該計劃概述了我們打算通過執行我們的三重任務來在能源轉型中扮演重要角色，即：可靠負責地滿足能源轉型路徑需求，實現資本的有競爭力的回報和資本，以及朝着淨零運營排放目標不斷進展。該計劃還概述了我們打算如何運用我們的戰略能力和資源來應對氣候變化帶來的挑戰，以經濟可行、可問責和可操作的方式，平衡我們利益相關者的利益。
計劃的關鍵要素包括：
•保持戰略靈活性
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。構建一個具有彈性的資產投資組合，重點關注低供應成本和低溫室氣體強度，以滿足過渡路徑的能源需求。
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。通過使用全成本負擔供應成本(包括碳成本)作爲資本配置的基礎，承諾遵守資本紀律。
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。通過全面的情景規劃過程跟蹤能源轉型，以校準和了解替代能源轉型路徑，並測試我們公司戰略對氣候風險的彈性。
•減少第1和第2範圍的排放
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。設定我們擁有和控制的排放目標，雄心是到2050年成爲一家淨零公司，實現範圍1和2的排放淨零。
•解決範圍3（最終使用）排放
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。倡導實施一個設計良好的全面碳定價，並參與制定其他政策和立法以解決最終用戶排放問題。
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。與我們的供應商和商業合作伙伴合作，以減少價值鏈上的排放。
•有助於實現有序過渡
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。建立一個具吸引力的液化天然氣組合，作爲滿足能源轉型需求的重要組成部分，因其溫室氣體排放比用於發電的煤炭要低。
◦控制支出，同時繼續在我們認爲對長期成功至關重要的領域進行投資。評估新興能源轉型和低碳技術的潛在投資。
我們的計劃不包括範圍3（最終使用）排放目標。我們認識到必須減少最終使用排放以實現全球氣候目標。然而，我們認爲，通過爲北美和歐洲的上游石油和燃氣生產商制定範圍3目標會對氣候目標產生反作用。在缺乏解決全球需求的政策措施的情況下，範圍3目標將會將生產轉移到其他全球運營商，可能會侵蝕能源安全並增加排放。這就是爲什麼我們始終在倡導設計良好的全面碳定價方面扮演重要角色，並參與制定其他可解決高碳強度能源使用最終使用排放問題的政策或立法工作。我們還將政策倡導擴展至碳定價以外，包括能效、最終使用排放政策和監管行動，例如支持對甲烷進行直接監管。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
48
資本資源和流動性
爲了解決我們的一級和二級排放問題，自2023年以來，我們在幾個關鍵領域取得了進展：
•通過加速我們的溫室氣體排放強度降低目標，將2016年基準線擇定，目標爲2030年將總運營和淨權益排放減少50-60%。
•在石油和天然氣甲烷合作伙伴關係2.0計劃中實現了黃金標準途徑的排放報告。
•爲了實現我們的接近零甲烷排放強度（每桶油當量1.5千克二氧化碳）目標，我們持續開展減排活動，並提出數據質量改進。
•計劃按計劃在2025年底之前實現零常規燃燒的目標，比世界銀行倡議的2030年目標提前五年。
我們的減排努力和淨零抱負得到了我們的多學科低碳科技組織的支持。 請參閱第一部分—項目1A—風險因素 - "現有和未來的法律、法規和與全球氣候變化有關的內部倡議，例如對溫室氣體排放的限制，可能會影響或限制我們的業務計劃，導致巨額支出，促進能源的替代使用或減少對我們產品的需求，" 以及"更廣泛的投資者和社會對全球氣候變化的關注和努力可能限制誰可以與我們做生意或者我們在金融市場的准入，並可能使我們受到訴訟的起訴，" 請參閱我們2023年年度報告的第10-k表格以獲取有關氣候變化訴訟的信息。 附註8 了解有關氣候變化訴訟的信息。
49
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
1995年《私人證券訴訟改革法案》的「安全港」規定的警告性聲明
本報告包含《1933年證券法》第27A條和《1934年證券交易法》第21E條的前瞻性陳述。本報告中包含或參考的所有歷史事實以外的陳述，包括但不限於關於我們未來財務狀況、業務策略、預算、預計收入、成本和計劃、管理層爲未來經營的目標、馬拉松石油收購的預期收益、擬議交易對合並公司業務和未來財務和經營結果的預期影響、擬議交易的預期協同效應的金額和時間以及預期交易的預期關閉日期的陳述，均屬於前瞻性陳述。本報告中包含的前瞻性陳述示例包括我們預期的產量增長和對業務環境的展望，我們預期的資本預算和資本支出，以及有關未來分紅的討論。通常可以通過「雄心」，「預期」，「相信」，「預算」，「繼續」，「可能」，「努力」，「估計」，「期望」，「預測」，「目標」，「指導」，「打算」，「可能」，「展望」，「計劃」，「潛力」，「預測」，「投影」，「尋找」，「應該」，「目標」，「將要」 和類似表達來識別我們的前瞻性陳述。 「雄心」，「預期」，「相信」，「預算」，「繼續」，「可能」，「努力」，「估計」，「期望」，「展望」，「目標」，「指導」，「打算」，「可能」，「展望」，「計劃」，「潛力」，「預測」，「投影」，「尋找」，「應該」，「目標」，「將要」 和類似表達。 和類似表達。
我們根據自身以及我們所經營行業的當前期望、估計和預測制定了這些前瞻性陳述。我們提醒您，這些陳述並非對未來業績的擔保，因爲它們涉及假設，雖然是憑良好信念作出的，但可能被證明是不準確的，並涉及我們無法預測的風險和不確定性。此外，我們許多這些前瞻性陳述是基於對未來可能不準確的事件的假設。因此，我們實際的結果和成果可能與我們在前瞻性陳述中表達或預測的有重大不同。任何不同可能來源於多種因素和不確定性，包括但不限於以下：
•wti原油、瀝青、天然氣、液化天然氣（LNG）和天然氣液體（NGLs）價格波動，包括這些價格相對於歷史或未來預期水平的持續下跌。
•全球和區域型的需求、供應、價格、價格差異或其他影響燃料幣市場條件的變化，包括由於任何軍工-半導體衝突，包括烏克蘭和中東的衝突，以及全球對此類衝突的反應；設施和製造行業的安全威脅；公共衛生危機；由OPEC和其他產油國強加或取消wti原油產量配額或其他可能強加的行動；或由此類變化導致的公司或第三方行動。
•對wti原油、瀝青、天然氣、液化天然氣和天然氣液等價格大幅下跌的影響可能導致我們的長期資產、租賃權和非合併股權投資的減值損失被確認。
•可能存在流動性不足或其他因素，如本文所述的那樣，可能影響我們回購股份和宣佈和支付分紅派息（無論是固定還是變量）的能力。
•由於運營風險、鑽井風險以及在預測儲量和儲層性能方面的固有不確定性，可能導致現有和未來石油和天然氣開發項目未能實現預期的儲量或產量水平，從而出現失敗或延遲。
•儲量替代率的下降，無論是由於商品價格大幅下跌還是其他原因。
•未成功的勘探鑽探活動或無法獲得勘探區域訪問權限。
•成本意外變化、通貨膨脹壓力或建設、修改或運營E&P設施的技術要求。
•立法和監管措施解決環保問題，包括解決全球氣候變化影響或進一步監管水力壓裂、甲烷排放、火焰、廢水處理或液化天然氣出口。
•存在或未來環保母基及法規、包括國際協議、國家或區域型立法以及限制或減少溫室氣體排放的監管措施，可能對業務或投資產生重大影響。
•對競爭性或替代能源的大量投資和開發，包括因現有或未來的環保規定而產生的使用。
•更廣泛社會關注和努力應對氣候變化的影響可能會影響我們獲取資本和保險。
•我們目前或將來低碳策略的潛在失敗或延遲，包括我們無法開發新技術。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
50
•公共衛生危機的影響，包括大流行病(如COVID-19)和流行病，以及任何相關的公司或政府政策或行動。
•對於我們的wti原油、瀝青、天然氣、液化天然氣和液化石油氣，運輸缺乏或中斷，且不夠可靠。
•無法及時獲取或維持許可證，包括那些用於施工、鑽探和/或開發的許可證，或者無法投資滿足維持遵守任何必要許可證或適用法律或法規所需的資本支出。
•未能按時（如果有的話）或按預算完成宣佈的和將來的石油和天然氣開發的明確協議和可行性研究，以及完成施工。
•由於意外事故；極端天氣事件；供應鏈中斷；社會動盪；政治事件；戰爭；恐怖主義；網絡安全威脅和信息技術故障、限制或中斷，可能導致我們業務的中斷或干擾，及其後果。
•國際貨幣條件的變化以及外幣匯率的波動。
•國際貿易關係的變化，包括對wti原油、瀝青、天然氣、液化天然氣、天然氣液化物、碳以及在我們業務控件中使用的任何材料或產品（如鋁和鋼鐵）實施的貿易限制或關稅，包括由於任何軍工-半導體衝突，包括烏克蘭和中東衝突而實施的制裁。
•根據現行和未來的環保母基法規和訴訟，對補救行動負責，包括清除和修復義務。
•訴訟引起的責任，包括與Concho Resources Inc.交易直接或間接相關的訴訟，或我們未能遵守適用法律法規。
•一般國內外經濟和政治發展，包括武裝敵對行動；資產徵用；與wti原油、瀝青、天然氣、液化天然氣、天然氣液及碳價格相關的政府政策變化，包括實施價格上限；監管或徵稅；以及其他政治、經濟或外交發展，包括由於任何軍事衝突導致的，包括烏克蘭和中東地區的衝突。
•商品期貨市場的波動。
•稅法和其他法律、法規（包括適用於我們業務的替代能源要求）或特許稅規則的變化。
•石油和天然氣勘探與生產行業存在着競爭和整合，包括人員和設備的競爭。
•對我們獲取資本的任何限制或資本成本的增加，包括由於國內或國際金融市場的不流動性或不確定性，以及投資情緒，包括由於社會對氣候變化的關注增加並努力應對。
•我們無法執行馬拉松石油收購或任何其他資產處置或收購的延遲，我們選擇進行。
•有可能無法獲得或延遲獲得馬拉松石油收購或其他待定或未來資產處置或收購的必要監管批准、同意或授權，或此類處置或收購的批准、同意或授權可能受到我們或馬拉松石油未預料到的條件限制，或可能需要修改交易條款或我們剩餘業務的運營。
•我們或者馬拉松石油未能獲得馬拉松石油收購的其他必要批准，或者未能及時或根本滿足其他結束條件，或者由於任何其他原因導致馬拉松石油收購未能成功，或者未能按照預期條款成功關閉，包括預期的稅收處理。
•由於馬拉松石油收購或其他未決或未來資產處置或收購可能會導致我們業務的潛在中斷，包括管理時間和注意力的分散。
•我們未能實現預期的成本節約和資本支出削減，包括我們未能及時實現從馬拉松石油收購中預期的收益和協同效應，或根本無法實現。
•我們無法成功整合馬拉松石油的業務和技術，可能導致合併後的公司運作效率未達預期。
•關於馬拉松石油收購的意外困難或支出。
•馬拉松石油收購的懸而未決或完成對我們或馬拉松石油的業務關係和業務運營普遍產生的負面影響。
•我們無法按照目前所預期的方式和時間框架，或者根本無法部署任何待定或未來選擇進行的資產處置所得款項。
•我們合資企業的經營和融資。
51
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
•我們的客戶和其他合同對手履行其向我們的義務的能力，包括我們收取委內瑞拉政府或PDVSA到期款項的能力。
•我們產品的存儲能力不足，因此需要採取自願或非自願的限制措施，以減輕這種物理約束。
•我們或馬拉松石油將無法留住和僱傭關鍵人員的風險。
•對我們普通股長期價值的不確定性。
•一般描述的因素通常包括 第I部分—項目1A 在我們2023年年度10-k表格上描述的因素，以及在我們提交給SEC的其他文件中描述的任何額外風險。

項目3。關於市場風險的定量和定性披露
Information about market risks for the nine months ended September 30, 2024 does not differ materially from that discussed under Item 7A in our 2023 Annual Report on Form 10-K.

Item 4.    Controls and Procedures
We maintain disclosure controls and procedures designed to ensure information required to be disclosed in reports we file or submit under the Securities Exchange Act of 1934, as amended (the Act), is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in SEC rules and forms, and that such information is accumulated and communicated to management, including our principal executive and principal financial officers, as appropriate, to allow timely decisions regarding required disclosure. At September 30, 2024, with the participation of our management, our Chairman and Chief Executive Officer (principal executive officer) and our Executive Vice President and Chief Financial Officer (principal financial officer) carried out an evaluation, pursuant to Rule 13a-15(b) of the Act, of ConocoPhillips’ disclosure controls and procedures (as defined in Rule 13a-15(e) of the Act). Based upon that evaluation, our Chairman and Chief Executive Officer and our Executive Vice President and Chief Financial Officer concluded our disclosure controls and procedures were operating effectively at September 30, 2024.
In the third quarter of 2023, we began a multi-year implementation of an updated global enterprise resource planning system (ERP). As a result, we have made corresponding changes to our business processes and information systems, updating applicable internal controls over financial reporting where necessary. As the phased implementation of the ERP system progresses, we expect to continue to modify or change certain processes and procedures which may result in further changes to our internal controls over financial reporting.

There have been no other changes in our internal control over financial reporting, as defined in Rule 13a-15(f) of the Act, in the period covered by this report that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting.

PART II. Other Information
Item 1.    Legal Proceedings

ConocoPhillips has elected to use a $1 million threshold for disclosing certain proceedings arising under federal, state or local environmental laws when a governmental authority is a party. ConocoPhillips believes proceedings under this threshold are not material to ConocoPhillips' business and financial condition. Applying this threshold, there are no such proceedings to disclose for the quarter ended September 30, 2024. See Note 8 for information regarding other legal and administrative proceedings.
ConocoPhillips      2024 Q3 10-Q
52
Item 1A.    Risk Factors
除以下列明的風險因素外，我們在2023年12月31日結束的財政年度年度報告中披露的風險因素沒有發生任何實質變化。

有關對馬拉松石油提議收購的風險

我們完成馬拉松石油收購的能力取決於各種交易結束條件，包括監管批准，可能會附加條件，可能對我們造成不利影響，或導致收購未能完成。
On May 28, 2024, we entered into the Merger Agreement to acquire Marathon Oil. The Marathon Oil acquisition is subject to a number of conditions to closing as specified in the Merger Agreement. These closing conditions include, among others:
•The expiration or termination of the waiting period under the Hart-Scott-Rodino Antitrust Improvements Act of 1976, as amended (the HSR Act) and certain non-U.S. antitrust approvals; and
•The absence of any governmental order or law that makes consummation of the Marathon Oil acquisition illegal or otherwise prohibited.
On July 11, 2024, both ConocoPhillips and Marathon Oil each received a request for additional information and documentary materials (Second Request) from the Federal Trade Commission (FTC) in connection with the FTC's review of the merger. Issuance of the Second Request extends the waiting period imposed by the HSR Act until 30 days after both companies have substantially complied with the Second Request, unless that period is terminated sooner by the FTC.
No assurance can be given that the regulatory clearances be obtained or that the other required conditions to closing will be satisfied, and, if all required clearances are obtained and the required conditions are satisfied, no assurance can be given as to the terms, conditions and timing of such approvals and clearances, including whether any required conditions will materially adversely affect the combined company following the acquisition. Any delay in completing the Marathon Oil acquisition could cause the combined company not to achieve, or to be delayed in achieving, some or all of the expected benefits and synergies from the acquisition. We can provide no assurance that these conditions will not result in the abandonment or delay of the acquisition. The occurrence of any of these events individually or in combination could have a material adverse effect on our results of operations and the trading price of our common stock.

The termination of the Merger Agreement could negatively impact our business.
If the Marathon Oil acquisition is not completed for any reason, our ongoing business may be adversely affected and, without realizing any of the expected benefits of having completed the Marathon Oil acquisition, we would be subject to a number of risks, including the following:
•We may experience negative reactions from the financial markets, including negative impacts on our stock price;
•We may experience negative reactions from our commercial and vendor partners and employees; and
•Despite our rights to receive termination fees under certain circumstances, we may be required to pay certain costs relating to the Marathon Oil acquisition, such as financial advisory, legal, financing and accounting costs and associated fees and expenses, whether or not the Marathon Oil acquisition is completed, and such termination fees, if any, we receive may be insufficient to cover all such expenses.

Whether or not the Marathon Oil acquisition is completed, the pendency of the Marathon Oil acquisition could cause disruptions in our business, which could have an adverse effect on our business and financial results.
Whether or not the Marathon Oil acquisition is completed, the pendency of the Marathon Oil acquisition could cause disruptions in our business. Specifically:
•Our and Marathon Oil’s current and prospective employees will experience uncertainty about their future roles with the combined company, which might adversely affect the two companies’ abilities to retain key managers and other employees;
•Uncertainty regarding the completion of the Marathon Oil acquisition may cause our and Marathon Oil’s commercial and vendor partners or others that deal with us or Marathon Oil to delay or defer certain business decisions or to decide to seek to terminate, change or renegotiate their relationships with us or Marathon Oil, which could negatively affect our respective revenues, earnings and cash flows; and
53
ConocoPhillips      2024 Q3 10-Q
•The attention of our and Marathon Oil’s management may be directed toward the completion of the Marathon Oil acquisition, as well as integration planning, which could otherwise have been devoted to day-to-day operations or to other opportunities that may have been beneficial to our business.

We have and will continue to divert significant management resources in an effort to complete the Marathon Oil acquisition and are subject to restrictions contained in the Merger Agreement on the conduct of our business. If the Marathon Oil acquisition is not completed, we will have incurred significant costs, including the diversion of management resources, for which we will have received little or no benefit.

The market value of our common stock could decline if large amounts of our common stock are sold following the Marathon Oil acquisition.
If the Marathon Oil acquisition is consummated, ConocoPhillips will issue shares of ConocoPhillips common stock to former Marathon Oil stockholders. Former Marathon Oil stockholders may decide not to hold the shares of ConocoPhillips common stock that they will receive in the Marathon Oil acquisition, and ConocoPhillips stockholders may decide to reduce their investment in ConocoPhillips as a result of the changes to ConocoPhillips’ investment profile as a result of the Marathon Oil acquisition. Other Marathon Oil stockholders, such as funds with limitations on their permitted holdings of stock in individual issuers, may be required to sell the shares of ConocoPhillips common stock that they receive in the Marathon Oil acquisition. Such sales of ConocoPhillips common stock could have the effect of depressing the market price for ConocoPhillips common stock.

Combining our business with Marathon Oil’s may be more difficult, costly or time-consuming than expected and
the combined company may fail to achieve the expected benefits and synergies of the Marathon Oil acquisition, which may adversely affect the combined company’s business results and negatively affect the value of the combined company’s common stock.
The success of the Marathon Oil acquisition will depend on, among other things, the ability of the two companies to combine their businesses in a manner that facilitates growth opportunities and realizes expected cost savings. The combined company may encounter difficulties in integrating our and Marathon Oil’s businesses and realizing the expected benefits and synergies of the Marathon Oil acquisition. If the combined company is not able to successfully achieve these objectives, the anticipated benefits of the Marathon Oil acquisition may not be realized fully, or at all, or may take longer to realize than expected.
馬拉松石油收購涉及兩家目前獨立運營的公司的合併，在馬拉松石油收購完成之前，這兩家公司將繼續作爲獨立的上市公司運營。我們無法保證我們各自的業務可以成功整合。整合過程可能導致兩家公司的重要員工流失；商業合作伙伴和供應商的流失；對我們、馬拉松石油或兩家公司正在進行的業務的干擾；標準、控制、程序和政策的不一致；意想不到的整合問題；整合成本高於預期；以及總體完成後整合過程時間超過最初預期。合併後的公司將需要投入管理精力和資源來整合業務實踐和運營，在馬拉松石油收購之前，需要管理精力和資源來規劃這種整合過程。
馬拉松石油收購及併購協議中擬議的其他交易所預期收益的全部範圍未能被實現，以及集成過程中可能遇到的任何延遲，都可能對合並公司的收入、費用水平和運營結果產生不利影響，從而可能對合並公司的普通股價值造成不利影響。
In addition, the actual integration may result in additional and unforeseen expenses, and the anticipated benefits of the integration plan may not be realized. There are a large number of processes, policies, procedures, operations and technologies and systems that must be integrated in connection with the Marathon Oil acquisition and the integration of Marathon Oil’s business. Although we expect that the elimination of duplicative costs, strategic benefits, and additional income, as well as the realization of other efficiencies related to the integration of the business, may offset incremental transaction and acquisition-related costs over time, any net benefit may not be achieved in the near term or at all. If we and Marathon Oil are not able to adequately address integration challenges, we may be unable to successfully integrate operations or realize the anticipated benefits of the integration of the two companies.
ConocoPhillips      2024 Q3 10-Q
54
Item 2.    Unregistered Sales of Equity Securities and Use of Proceeds

Issuer Purchases of Equity Securities




Millions of Dollars
Period
Total Number of
 Shares
Purchased*
Average Price Paid
 per Share
Total Number of
 Shares Purchased as
Part of Publicly
Announced Plans or
 Programs
Approximate Dollar
Value of Shares That
May Yet Be Purchased
Under the Plans or
 Programs
July 1 - 31, 20242,354,484 $113.48 2,354,484 $13,578 
August 1 - 31, 2024— — — 13,578 
September 1 - 30, 20248,426,320 106.81 8,426,320 12,678 
10,780,804 10,780,804 
*There were no repurchases of common stock from company employees in connection with the company's broad-based employee incentive plans.

In late 2016, we initiated our current share repurchase program. As of September 30, 2024, we had repurchased $32.3 billion of shares. In October 2024, our Board of Directors approved an increase to our existing authorization of $45 billion by a total of the lesser of $20 billion or the number of shares issued in the Marathon Oil transaction, such that the Company is not to exceed $65 billion in aggregate purchases. Repurchases are made at management’s discretion, at prevailing prices, subject to market conditions and other factors. Except as limited by applicable legal requirements, repurchases may be increased, decreased or discontinued at any time without prior notice. Shares of stock repurchased under the plan are held as treasury shares. In connection with the pending transaction with Marathon Oil, share repurchases were restricted for a period of time during 2024, pursuant to SEC regulations. These restrictions ended after the Marathon Oil stockholder approval on August 29, 2024, and share repurchases were subsequently resumed. See Part I—Item 1A—Risk Factors – “Our ability to execute our capital return program is subject to certain considerations” in our 2023 Annual Report on Form 10-K.

Item 5.    Other Information

Insider Trading Arrangements
在2024年9月30日結束的三個月內，公司的任何高管或董事 採納或。終止 使用Rule 10b5-1交易安排或非Rule 10b5-1交易安排。
55
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
項目6. 附件
Inline XBRL實例文檔
內嵌XBRL實例文檔。
Inline XBRL擴展架構文檔
*101.CAL
Inline XBRL擴展計算關係文檔
Inline XBRL標籤鏈接庫文檔。
Inline XBRL擴展標籤關係文檔
內聯 XBRL 標籤鏈接文檔。
Inline XBRL擴展表示關係文檔
內聯XBRL演示鏈接庫文檔。
Inline XBRL擴展定義關係文檔
內聯XBRL定義鏈接庫文檔。
104*
封面交互式數據文件（格式爲內聯XBRL，包含展品101）。
*隨此提交。
**此附上。
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q
56
簽名
根據1934年的證券交易法的要求，註冊人已經指定代表簽署本報告。
康菲石油公司
/s/ 克里斯托弗·P·德爾克
克里斯托弗·P·德爾克
副總裁、主計長
兼總稅務顧問
2024年10月31日
57
康菲石油 2024 年第三季度 10-Q