美国
证券和交易委员会
华盛顿特区 20549
表格
（标记一）
截至季度结束日期的财务报告
或者
过渡期从 到
委员会文件号。
| (根据其章程规定的注册人准确名称) |
| （国家或其他管辖区的 公司注册或组织 | （IRS雇主 标识号码） |
| (主要行政办公室地址) | (邮政编码) |
| (注册人电话号码，包括区号) |
| WHITE LION CAPITAL, LLC |
| （前名称、地址及财政年度，如果自上次报告以来有更改） |
根据法案第12（b）项注册的证券：
| 每个类别的标题 | 交易标的 | 在其上注册的交易所的名称 | ||
请以勾选方式说明注册者是否(1)在前12个月内已经提交了1934年证券交易所规定的第13条或第15(d)条所要求的所有申报文件(或曾因为之前也曾被要求提交文件而在较短时期内进行提交)，并且(2)是否已受到此类提交要求的规范在过去的90天内。
请以勾选方式说明注册人是否在前12个月内(或被要求提交文件的较短时期内)提交了电子版交互式数据文件，并且获得了《电子文件规定》第405条的提交要求。
请在方框内打勾，以指示公司是否为大型被加速归档者、加速归档者、非加速归档者、小型报告公司或新兴增长公司。在交易所法规120.2规则中，参见“大型被加速归档者”、“加速归档者”、“小型报告公司”和“新兴成长公司”的定义。
| ☐ | 大型加速报告人 | ☐ | 加速文件提交人 | |
| ☒ | 较小的报告公司 | |||
| 新兴成长公司 |
如果是新兴成长性企业，请勾选是否选择使用延长的过渡期以符合任何新的或修订的财务会计准则，根据《交易法》第13(a)节的规定。
请勾选是否为外壳公司（根据交易所法规120亿.2条的定义）：是 ☐ 否
截至2024年11月13日，
EON资源公司
(前身为HNR收购公司)
第10-Q表格，截至2024年9月30日
目录
| 页面 | ||
| 第一部分财务信息 | 1 | |
| 项目 1. | 基本报表 | 1 |
| 2024年9月30日（未经审计）和2023年12月31日的简明合并资产负债表 | 1 | |
| 2024年9月30日和2023年三个月及九个月未经审计的压缩综合收入报表 | 2 | |
| 截至2024年和2023年9月30日的三个月和九个月的股东赤字变动的合并简明报表（未经审计） | 3 | |
| 2024年9月30日止九个月的已审计简明综合现金流量表和2023年（未经审计） | 4 | |
| 简明联合财务报表附注(未经审计) | 5 | |
| 项目 2. | 分销计划 | 31 |
| 项目 3. | 关于市场风险的定量和定性披露 | 44 |
| 项目 4. | 控制和程序 | 44 |
| 第二部分其他信息 | 45 | |
| 项目 1. | 法律诉讼 | 45 |
| Interest expense, net | 风险因素 | 45 |
| 项目 2. | 未注册的股票股权销售和筹款用途 | 45 |
| 项目 3. | 对优先证券的违约 | 45 |
| 项目 4. | 矿山安全披露 | 45 |
| 项目5。 | 其他信息 | 45 |
| 项目 6. | 展示资料 | 46 |
| 第三部分.签名 | 47 | |
i
第一部分财务信息
项目1. 财务报表
EON资源公司
(前身为HNR收购公司)
简明合并资产负债表
| 9月30日, 2024 | 12月31日 2023 | |||||||
| (未经审计) | ||||||||
| 资产 | ||||||||
| 现金 | $ | $ | ||||||
| 应收账款 | ||||||||
| wti原油和天然气 | ||||||||
| 其他 | ||||||||
| 短期衍生工具资产 | ||||||||
| 预付费用及其他流动资产 | ||||||||
| 总流动资产 | ||||||||
| wti原油和天然气的财产，成功努力法: | ||||||||
| 明证财产 | ||||||||
| 累计折旧、折耗、摊销及减值 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 油气和天然气产权的总净值 | ||||||||
| 其他物业、厂房和设备，净值 | ||||||||
| 开多期权工具资产 | ||||||||
| 总资产 | $ | $ | ||||||
| 负债和股东权益 | ||||||||
| 流动负债 | ||||||||
| 应付账款 | $ | $ | ||||||
| 应计负债及其他 | ||||||||
| 应付营业收入和版税 | ||||||||
| 应付营业收入和版税 - 关联方 | ||||||||
| 递延承销费应付款 | ||||||||
| 关联方应付款项，减去折扣 | ||||||||
| 认股证负债，流动部分 | ||||||||
| 长期债务的流动部分 | ||||||||
| 购买协议责任的负债 | ||||||||
| 总流动负债 | ||||||||
| 长期债务（减去流动部分和融资成本） | ||||||||
| 认股权责任 | - | |||||||
| 递延所得税负债 | ||||||||
| 资产养老责任 | ||||||||
| 其他负债 | ||||||||
| 总非流动负债 | ||||||||
| 总负债 | ||||||||
| 承诺和事项（注释10） | ||||||||
| 股东权益 | ||||||||
| 优先股，$0.0001 | ||||||||
| A类普通股，$0.0005股，截至2024年4月30日和2024年1月31日，授权股票0.0005股； | ||||||||
| B类普通股，$0.00003 | ||||||||
| 额外实收资本 | ||||||||
| 累积赤字 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 归属于Eon Resources, Inc.的股东总权益（净亏损） | ( | ) | ( | ) | ||||
| 非控股权益 | ||||||||
| 股东权益总额 | ||||||||
| 总负债和股东权益 | $ | $ | ||||||
附注是这些未经审计的简明合并财务报表的一个组成部分。
1
EON资源公司
(原名HNR收购公司)
简明综合经营表
(未经审计)
| 继任者 | 继任者 | 前任 | 前任 | |||||||||||||
| 三个月 截止 9月30日， 2024 | 九个月 截止 9月30日， 2024 | 三个月 截止 9月30日， 2023 | 九个月 截止 9月30日， 2023 | |||||||||||||
| 收入 | ||||||||||||||||
| wti原油 | $ | $ | $ | $ | ||||||||||||
| 天然气和天然气液体 | ||||||||||||||||
| 衍生工具收益（损失），净额 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||
| 其他收入 | ||||||||||||||||
| 总收入 | ||||||||||||||||
| 费用 | ||||||||||||||||
| 生产税、运输和加工 | ||||||||||||||||
| 租赁运营 | ||||||||||||||||
| 递减、折旧和摊销 | ||||||||||||||||
| 资产退休责任增值 | ||||||||||||||||
| 一般和行政 | ||||||||||||||||
| 总支出 | ||||||||||||||||
| 营业利润（亏损） | ( | ) | ||||||||||||||
| 其他收入（费用） | ||||||||||||||||
| 权证责任公允价值变动 | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||
| FPA负债公允价值的变动 | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||
| 债务折扣摊销 | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||
| 利息支出 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||
| 利息收入 | ||||||||||||||||
| 偿还负债所获收益 | - | |||||||||||||||
| 资产出售损失 | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||
| 其他收入（费用） | - | ( | ) | |||||||||||||
| 其他基本报表总收入(支出) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||
| 税前损失 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||
| 所得税（负债）益额 | ||||||||||||||||
| 净利润（损失） | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||
| 归属非控制股东的净利润（亏损） | ||||||||||||||||
| 归属于EON资源公司的净收益（亏损）。 | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ||||||
| 普通股 - 基本和摊薄加权平均股数 | ||||||||||||||||
| 每股普通股净利润（基本和稀释） | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | $ | ||||||||
附注是这些未经审计的简明合并财务报表的一个组成部分。
2
EON资源公司。
(前身为HNR收购公司)
股东/业主权益（赤字）变动的压缩合并财务报表
(未经审计)
| 前任 | 所有者的 股东权益 | |||
| 2022年12月31日的余额 | $ | |||
| 净利润 | ||||
| 2023年3月31日的余额 | ||||
| 净利润 | ||||
| 2023年6月30日的余额 | ||||
| 净利润 | ( | ) | ||
| 2023年9月30日的余额 | $ | |||
| 总计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 股东权益 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| A类 | B类 | 额外的 | (赤字) 股本 归因于 HNR | 总计 股东的 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 普通股 | 普通股 | 实收资本 | 累计 | 收购 | 非控制权益 | (赤字) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 继任者 | 股份 | 金额 | 股份 | 金额 | 资本 | 亏损 | 公司。 | 利息 | 股权 | |||||||||||||||||||||||||||
| 2023年12月31日余额 | $ | $ | $ | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | $ | |||||||||||||||||||||||||
| 基于股份的薪酬 | - | - | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净亏损 | - | - | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||||||||||||||||
| 2024年3月31日的余额 | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 基于股份的薪酬 | - | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净亏损 | - | - | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||||||||||||||||
| 2024年6月30日余额 | $ | $ | $ | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | $ | |||||||||||||||||||||||||
| 根据股权信用额度发行的股份 | - | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| B类股票换成A类股票 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 基于股份的薪酬 | - | - | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 净亏损 | - | - | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||||||||||||||||||||||
| 余额 - 2024年9月30日 | $ | $ | $ | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ||||||||||||||||||||||||||
附注是这些未经审计的简明合并财务报表的一个组成部分。
3
EON资源公司
(前身为HNR收购公司)
经简化的现金流量表
(未经审计)
| 继任者 | 前任 | |||||||
| 2024年9月30日 2024 |
2024年9月30日 2023 |
|||||||
| 经营活动： | ||||||||
| 净利润 | $ | ( |
) | $ | ||||
| 调整净利润以计入经营活动现金流量: | ||||||||
| 折旧、损耗和摊销费用 | ||||||||
| 资产退休责任增值 | ||||||||
| 基于股权的补偿 | ||||||||
| 递延所得税收益 | ( |
) | ||||||
| 运营租赁权利资产摊销 | ( |
) | ||||||
| 债务发行成本的摊销 | ||||||||
| 偿还负债所获收益 | ( |
) | ||||||
| 未结算衍生工具公允价值变动 | ( |
) | ( |
) | ||||
| 权证责任公允价值变动 | ||||||||
| 远期购买协议公允价值的变动 | ||||||||
| 其他固定资产净变动 | ||||||||
| 资产出售损失 | ||||||||
| 运营资产和负债的变化： | ||||||||
| 应收账款 | ( |
) | ||||||
| 预付款和其他资产 | ( |
) | ||||||
| 关联方应收款利息收入 | ( |
) | ||||||
| 应付账款 | ||||||||
| 应计负债及其他 | ||||||||
| 应付版税 | ||||||||
| 应付版税，关联方 | ||||||||
| 经营活动产生的净现金流量 | ||||||||
| 投资活动： | ||||||||
| WTI原油和燃料币产权开发 | ( |
) | ( |
) | ||||
| 购买其他设备 | ( |
) | ||||||
| 信托账户提款 | ||||||||
| 发行关联方应收票据 | ( |
) | ||||||
| 投资活动中使用的净现金 | ( |
) | ( |
) | ||||
| 筹资活动： | ||||||||
| 长期债务的偿还 | ( |
) | ( |
) | ||||
| 短期应付款的收入 | ||||||||
| 短期应付款的偿还 | ( |
) | ||||||
| 来自关联方应付款的收入 | ||||||||
| 关联方应付票据的偿还 | ( |
) | ||||||
| 普通股出售所得 | ||||||||
| 融资活动提供的净现金 | ( |
) | ( |
) | ||||
| 现金及现金等价物净变动额 | ( |
) | ||||||
| 期初现金及现金等价物余额 | ||||||||
| 期末现金及现金等价物 | $ | $ | ||||||
| 期间支付的现金用于： | ||||||||
| 债务利息 | $ | $ | ||||||
| 所得税 | $ | $ | ||||||
| 包括在经营租赁负债计量中的金额 | $ | $ | ||||||
| 非现金投资和融资活动的补充披露： | ||||||||
| 将B类单位兑换为A类普通股 | $ | $ | ||||||
| 期末应计的固定资产购置 | $ | $ | ||||||
附注是这些未经审计的简明合并财务报表的一个组成部分。
4
EON资源公司
(前称HNR收购公司)
未经审计的简明合并财务报表注释
注释1--组织和业务描述
组织和概述
EON Resources, Inc.（前身为HNR Acquisition Corp）（以下简称“公司”）于2020年12月9日在特拉华州注册成立。该公司是一家空白支票公司，成立的目的是为了与一家或多家企业进行合并、资本股票交换、资产收购、股票购买、重组或类似商业组合（以下简称“商业组合”）。该公司是一家“新兴成长型公司”，根据《1933年证券法》（已修订）第2(a)节的定义，或称“证券法”，根据《2012年创业公司启动法案》（“JOBS法案”）进行了修改。2024年9月16日，公司向特拉华州国务卿提交了《修订证书》（“修订证书”），以便将公司的名称从“HNR Acquisition Corp”更改为“EON Resources Inc.”，自2024年9月17日起生效。
公司注册声明于2022年2月10日获得有效声明（“生效日期”）。2022年2月15日，公司以每股单价$XXX发行了XXX单位（“单位”，并于出售的普通股中包括“公共股份”）。此外，承销商完全行使了其购买XXX额外单位的选择权。与IPO的结束同时，公司以每股单价$XXX的价格完成了XXX单位的出售（“定向增发单位”），向HNRAC赞助人有限责任公司（“赞助人”）和EF Hutton（前称Kingswood资本市场）（“EF Hutton”）进行私人定向增发，获得了XXXX美元的收益。
发起人和其他方共同认购，合计为其他单位，价格为每个单位$。
2023年11月15日起生效，公司完成了第3条所述的业务合并。公司通过其子公司Pogo Resources LLC，一家德克萨斯有限责任公司“（“Pogo”或“Pogo Resources”）及其子公司LH Operating LLC，一家德克萨斯有限责任公司“（“LHO”），专注于在Permian Basin地区收购、开发、探索和生产石油和天然气资产。Permian Basin位于德克萨斯西部和新墨西哥州东南部，具有高油和液体丰富的天然气含量、多个垂直和水平目标层、广泛的生产历史、长期的储备和历史上高的钻井成功率。公司的资产位于新墨西哥州Eddy County的Grayburg-Jackson油田，是Permian Basin的一个子区域。公司专注于垂直开发钻井。
2022年通胀缩减法
2022年8月16日，通货膨胀减少法案2022（以下简称IR法案）签署成为联邦法律。IR法案规定了许多内容，包括一个新的美国联邦
5
在2022年12月31日之后进行的任何赎回或回购，无论是与业务交易组合、延期投票还是其他方面有关，均可能受到特别税的影响。公司是否以及在多大程度上受到特别税的影响，取决于诸多因素，包括（i）与业务交易组合、延期或其他有关的赎回和回购的公允市场价值，（ii）业务交易组合的结构，（iii）在业务交易组合中发行“PIPE”或其他股票的属性和数量以及（iv）财政部的规定和其他指导意见。此外，由于特别税由公司而不是赎回方支付，因此未确定支付特别税的任何必要机制。上述可能会导致可用现金减少以完成业务交易组合并影响公司完成业务交易组合的能力。
在2023年5月11日，关于公司章程修订的股东投票，总计
考虑到企业的持续经营能力
截至2024年9月30日，公司拥有$
财务报表不包括任何可能由此不确定性的结果产生的调整。
附注2—重大会计政策摘要
演示方式的基础：
在2023年11月15日（“成交日期”）， 公司完成了一项商业合并，并收购了德克萨斯州有限责任公司Pogo Resources, LLC（“Pogo”或“Pogo Resources”）及其子公司LH Operating, LLC，一家德克萨斯有限责任公司（“LHO” 以及统称的“Pogo Business”）（“收购”）。根据对会计标准编码（“ASC”）805号业务合并中指出的标准进行的分析， 公司被视为收购中的会计收购方，Pogo Business被视为前身实体。因此，Pogo Business的历史合并财务报表在收购成 功后成为公司的历史财务报表。因此，本报告包含的财务报表反映了（i）收购前Pogo Business的历史运营结果（“前身”） 和（ii）包括收购后Pogo Business的公司的合并结果（“继任者”）。 附带的财务报表包括前身期间，即截至2023年9月30日的三个月和九个月，以及截至2024年9月30日的继任者期间。由于收购，前身和继任者的运营结果、财务状况和现金流可能不可直接比较。 在合并财务报表及其附注表中，已在继任者和前身期间之间放置黑线，以突出这两个期间之间缺乏可比性，因为收购导致对Pogo Business的会计基础发生了变化。有关更多信息，请参见注释3。
6
The accompanying unaudited consolidated financial statements have been prepared in accordance with accounting principles generally accepted in the United States of America (“GAAP”) for interim financial information and in accordance with the instructions to Condensed Form 10-Q and Article 8 of Regulation S-X of the SEC. Certain information or footnote disclosures normally included in financial statements prepared in accordance with GAAP have been condensed or omitted, pursuant to the rules and regulations of the SEC for interim financial reporting. Accordingly, they do not include all the information and footnotes necessary for a complete presentation of financial position, results of operations, or cash flows. In the opinion of management, the accompanying unaudited consolidated financial statements include all adjustments, consisting of a normal recurring nature, which are necessary for a fair presentation of the financial position, operating results and cash flows for the period presented.
The accompanying unaudited condensed consolidated financial statements should be read in conjunction with the Company’s Annual Report on Form 10-k as filed with the SEC on May 2, 2024. The interim results for the three and nine months ended September 30, 2024 are not necessarily indicative of the results to be expected for the year ending December 31, 2024 or for any future periods.
合并原则
附带的合并基本报表包括公司和其子公司的账目。在合并中，所有重要的公司间余额和交易已经被消除。
新兴成长公司：
《工作机会与创业法案》的第102(b)(1)条规定，新兴成长性企业不必遵守新的或修订后的财务会计准则，直到私人企业（即未发表有效的《证券法》注册声明或未注册证券交易所公开发行的类别）被迫遵守新的或修订后的财务会计准则。这项法案规定，一家公司可以选择退出延长过渡期，并遵守适用于非新兴成长型企业的要求，但此类退出选举是不可撤销的。公司已选择不退出这样的延长过渡期，这意味着当发行或修订标准，并且对于公共或私人企业的应用日期不同时，作为新兴成长性企业的公司可以在私人企业采用新的或修订的标准时采用新的或修订后的标准。这可能会使公司的合并财务报表与另一家既不是新兴成长性企业也没有选择使用延长过渡期的公共企业的比较变得困难或不可能，因为可能存在使用的会计准则不同。
使用估计
按照美国通用会计准则编制财务报表需要公司管理层进行影响报告期资产和负债的报告日期的估算和假设，并披露相关资产和负债的估计及披露报告期营业收入和费用的估计和假设。财务报表中反映的重要估计和假设包括：i) 天然气和石油的探明储量的估算，这影响了枯竭、折旧及摊销（“DD&A”）和探明石油和天然气资产减值，ii) 无开发资产和其他资产减值，iii) 物业和设备折旧，以及 iv) 商品保值工具的估价。这些估计是基于截至财务报表日期可获得的信息；因此，在不同假设或不同条件下使用管理层的估计可能导致实际结果与之有很大偏差。未来生产量可能会与估计的石油和天然气探明储量产生显著差异。实际未来价格可能比用于确定探明储量和财务报告的价格假设有很大差异。
7
每股净利润（损失）：
每股普通股的净收益（损失）是通过将适用于普通股股东的净收益（损失）除以期间内流通股普通股的加权平均股数，不包括需要被没收的普通股而计算得出。
公司的B类普通股没有对公司未分配利润的经济权益，不被视为参与证券根据ASC 260的规定。因此，它们不包括在每股普通股的净收益（亏损）计算中。
公司尚未考虑发行首次公开发行和定向增发权证的影响，该权证共购买了6,847,500股股票和购买定向发行的4,413,000股股票的权证，因为这些工具的有效性将会抵消。因此，本期摊薄后的普通股每股收益（亏损）与基本亏损每股收益相同。
现金
公司认为所有现金、银行存款、货币市场账户和原始到期日不超过三个月的投资均属于现金及现金等价物。 公司的现金及现金等价物储存在金融机构中，金额超过联邦存款保险公司的保险限额。公司认为所选机构的声誉和历史基础上，其交易对手方风险极低。
应收账款
应收账款包括从wti原油和天然气购买方处收到的应收款，一般没有担保。应收款通常在生产日期后30至60天以及结算日期后30天内到期，按从购买方和行业板块应收金额计量。如果应收款逾期60天或以上则视为逾期。逾期款通常不收取利息。
公司定期审查其对坏账准备的需求，并通过考虑逾期的时间长度、以往的损失历史、与债务人对公司运营的石油和天然气资产的所有权相关的未来净收入以及债务人支付其债务能力等因素来确定准备金（如果有的话）。公司相信其应收账款是完全可回收的。因此，没有提供坏账准备。
截至2024年9月30日和2023年12月31日，公司大约有
wti原油和天然气资产
公司根据成本法会计方法处理其原油和天然气产权。根据该方法，经过证实的开发生产产权、成功的勘探井和发展性干井成本会进行资本化。直接与收购和开发活动相关的内部成本，包括工资和福利，会进行资本化。与生产及类似活动相关的内部成本会按发生额进行摊销。资本化成本会按照预计经证实的开采油气储量的产量法被消耗。公司使用预估的前一期末储量来计算季度性耗尽费用。评估原油和天然气储量的过程很复杂，需要在地质、地球物理、工程和经济数据的可用性评估中做出重大决策。由于许多因素的影响，包括额外的开发活动、逐渐演变的生产历史以及在不断变化的经济条件下生产可行性的持续评估，给定财产的数据可能还会发生相当大的变化。因此，会出现现有储量估算的修订。生产油气财产的资本化开发成本会按证实的开发储量进行耗尽，而租赁费用则按总证实储量进行耗尽。在折旧或消耗财产的大量部分或完整场地的出售或退休时，其净账面价值减去收益或残值后会被认定为收益或损失。
8
勘探费用，包括地质和地球物理费用，未经证明的租赁地震成本和延迟租金在发生时支出。探险井钻井成本，包括地层测试井的成本，最初会被资本化，但如果发现油井经济无效，则会计入费用。每个正在进行中的油井的状态都会每季度进行审查，以确定按照成功努力会计方法的适当会计处理。只要公司已经确定了足够数量的储量，以证明完成成品油井是经济的，并正在取得评估储备和操作可行性的足够进展，并且公司仍无法做出最终的生产力判断，探险井成本就会继续资本化。
如果在基本报表发布之前，一口正在勘探的井被发现在经济上不成功，那么在报告期结束之前发生的成本将计入勘探费用。如果公司无法在发基本报表之前对井的生产状态做出最终确定，则与井相关的成本将被归类为暂停的井成本，直到公司有足够的时间进行额外的完工或测试操作以评估所获得的相关地质和工程数据。在公司能够做出井的生产状况的最终确定时，该井将被从暂停井的状态中剔除，并记录相应的会计处理。
继任者承认截至2024年6月30日的3个月和6个月的折旧、耗竭和摊销费用总计$。
燃料币资产减值
当事项和情况表明油气资产可能面临回收上限下降时，应对其进行减值。公司估算其油气资产预期未来现金流，并逐个油气区块地比较未经折现的现金流与油气资产账面价值，以判断账面价值的回收性。如果账面价值超过估算的未经折现未来现金流，则公司将对油气资产账面价值进行减记至估算公允价值。
该公司和前身在所述期间内未认定任何石油和天然气资产的减值。
养老责任负债
如果可以进行合理估计，公司会在资产退役义务（ARO）发生的期间确认其公允价值。资产退役义务以其估计现值形式记录为负债，抵消的是已在合并资产负债表的油气天然气产权中确认的增加。对估计负债的折现价值的定期累积将在合并利润和损失表中记录为费用。
其他财产和设备，净额
其他资产和设备按成本计入。其他资产和设备按照直线法进行预计使用寿命的折旧。公司在发生期间费用维护和维修。在资产退役或处置时，相关成本和累计折旧从合并资产负债表中删除，得出的收益或损失（如有）反映在业务上。
物料和用品 按成本或市场价的较低者计价，包括油气钻探或修复物品（如管道、套管和泵装置）。 这些物品主要是为了用于未来的钻探或修复作业，并按成本或市场价的较低者进行核算。
9
每当事件或情况的变化表明资产的账面价值可能无法收回时，公司将审核其长期资产的减值。如果认为这种资产已经减值，记录的减值额应该是资产账面价值超过其估计公允价值的金额。估计的公允价值使用折现未来现金流模型或另一种适当的公允价值方法来确定。
衍生金融工具
本公司采用衍生金融工具以减少与石油价格相关的商品价格风险。公司的衍生金融工具作为资产或负债以公允价值计量的形式记录在合并资产负债表上。公司选择不对现有的衍生金融工具适用避险会计，因此公司目前在合并利润表中确认不同期之间衍生品公允价值的变化。公司的衍生金融工具的公允价值是使用行业标准模型确定的，该模型考虑包括：（i）大宗商品的报价远期价格，（ii）时间价值和（iii）基础工具的当前市场和合同价格以及其他相关经济指标。已结算的衍生金融工具的实现收益和损失以及未结算的衍生金融工具的估值变化的未实现收益和损失均被汇总到一个单行项目中，作为合并利润表中收入的一部分进行报告。衍生合同结算的现金流量在附带的合并现金流量表中反映为经营活动。有关公司衍生工具的其他信息，请参阅注释4。
公司与衍生品相关的信用风险在于交易对手未能履行对公司的衍生合同承诺。公司使用信用和其他金融标准来评估、选择其衍生工具的交易对手的信用状况。虽然公司不会获得抵押品或以其他方式担保其衍生工具的公允价值，但其信用风险政策和程序可以减轻相关信用风险。
公司已与其衍生品交易对手签订国际掉期经交易商协会主协议（“ISDA协议”）。ISDA协议的条款规定，公司和交易对手在出现双方任何一方的违约事件时拥有抵销权，未违约方可以抵销其对于违约方持有的所有衍生品资产应收账款，并抵销其对于违约方持有的所有衍生品负债。
产品销售收入
公司按照会计准则第606号准则（“ASC 606”）核算销售额。Revenue from Contracts with Customers营业收入在公司履行应得的考核义务金额的基础上确认。公司采用五步法确定应确认的营业收入金额和时点：(1)确定与客户的合同；(2)确认合同中的履行义务；(3)确定交易价格；(4)将交易价格分配给合同中的履行义务；(5)履行考核义务后确认营业收入。
公司与客户签订销售其石油和天然气产量的合同。这些合同的营业收入是在公司履行这些合同的绩效义务得到满足时确认的，通常是在向购买方交付石油和天然气时发生。当满足以下标准时，通常会考虑转移控制权：(i) 物理监管的转移，(ii) 标题的转移，(iii) 损失风险的转移和(iv) 放弃任何回购权或其他类似权利。 鉴于出售产品的性质， 根据合同规定的价格，公司预计将在时间点上确认收入。根据石油和天然气营销合同，通常在生产后一个至两个月内收到购买方支付的代价。
该公司的大多数石油营销合同在井口或中央交付点附近转移实物保管权和所有权，这通常是在将石油的控制权转移到购买者时。其中大部分产生的石油是按市场价格出售的，该价格然后根据交付位置和石油质量进行调整。只要不同的差价是在石油的控制权转移后产生的，这些差价就包括在了交易价格的一部分，体现在了合同的运营费用上。如果在石油的控制权转移之前发生其他相关费用，这些费用就包括在该公司合并的运输和加工费用中，因为它们代表了与客户签订的合同之外的服务费用。
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公司的天然气在租赁地点出售。公司的大部分天然气都在燃料币购买协议下出售。根据燃料币购买协议，公司从天然气和残渣气的销售中获得净产量的一定比例，减去买方承担的相关费用。
公司根据ASC 606的实用减免条款，不披露与客户合同下未完成业绩义务的价值。在ASC 606-10-50-14(a)中描述的减免条款适用于承认为变量的对价并在产品控制权移交给客户时确认。由于每个产品单位代表一个单独的业绩义务，未来的销售量全部未完成，因此不需要披露分配给剩余业绩义务的交易价格。
客户
公司及其前任,
分别出售了
保修责任
本公司提供保证型保修，保证其产品符合约定的规格。此保修不单独销售，也不向客户提供任何额外的产品或服务。因此，本保修不被视为单独的履约义务。由于本公司通常很少会在保修期内收到索赔，因此，在交付货物时不会估计任何负债，而是在提出索赔时进行估计。
其他收入
其它收入是由公司向单一客户收取水、盐水、卤水、咸淡水和其它水（统称为“水”）倾入公司的注水系统所产生的费用。根据协议承认的收入具有变动性质，主要基于接受的水量。
认股权证负债
公司根据FASB 会计准则编 codification ASC 480《区分负债和股本》和ASC 815 《衍生工具和避险》对权证进行评估，并将其分类为权益或负债。评估考虑权证是否是 ASC 480 授权的自由单独金融工具，是否满足 ASC 480 对一个负债的定义，以及权证是否符合 ASC 815 的所有权益分类要求，包括权证是否与公司自己的普通股挂钩，以及其他权益分类的条件。这项评估在发行权证时进行，并且在权证有效期内的每个季度结束日期进行。
根据美国会计准则ASC 815-40，即衍生工具与套期保值 - 实体自有股权契约，与私人应付票据相关发行的权证由于赎回权而不满足股权分类标准，持有人可以在MIPA结束后18个月内要求公司以现金结算权证，因此必须作为负债记录。权证在开始时和每个报告日按ASC 820计量其公允价值。公允价值计量发行的公开认购权证被归类为股票工具。其中公允价值变动对应的损益在报告期内确认。
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远期购买协议估值
公司确定，关于未来购买协议看跌期权，包括到期考虑因素，属于（i）独立的金融工具，以及（ii）负债（即，实质上书写看跌期权）。根据ASC 480，在报告日的合并资产负债表上按公允价值作为负债记录。该负债的公允价值是在风险中立的框架中使用蒙特卡罗模拟来估计的。具体来说，未来股票价格是在假定几何布朗运动（“GBM”）的情况下模拟的。对于每个模拟路径，根据合同条款计算未来购买价值，然后折现回到现值。最后，按照所有模拟路径的平均现值计算未来的价值。该模型还考虑了普通股的稀释性发行的可能性。
信贷风险集中
可能使公司面临信贷风险集中的金融工具包括金融机构的现金账户，该账户有时可能超过联邦存款保险覆盖范围（“FDIC”）$的限额。
所得税
公司遵循FAb ASC 740《所得税》规定的资产负债会计方法，对所得税进行会计处理。对于存在于财务报表中现有资产和负债的持有成本以及相应的纳税基础之间的差异，确认递延所得税资产和负债。采用计划在预计将要收回或解决这些暂时性差异的年度中适用的制定税率来计量递延所得税资产和负债的金额。在税率变化对递延所得税资产和负债的影响中，在制定税率执行日期之年中确认其收入。必要时，建立减值准备，以将递延所得税资产减少到预计实现的金额。自成立以来，公司已被主要纳税机关对所得税进行检查。公司的有效税率约为
FASB ASC 740规定了一个确认门槛和税务位置在财务报表中确认和计量的属性。为了确认这些利益，税务位置必须在税务机关的审查中被更可能维持。到2024年9月30日和2023年12月31日，没有未确认的税收利益。公司确认与未确认的税收利益相关的应计利息和罚款作为所得税费用。截止到2024年9月30日和2023年12月31日，没有应计利息和罚款的金额。公司目前不知有任何审查中可能导致重大支付、应计或与其立场有重大偏差的问题。
在收购完成之前，前身选择作为合伙企业进行所得税的处理，并且不需要缴纳联邦、州或地方所得税。任何可纳税的收入或亏损由所有者承认。因此，在前身的附带合并财务报表中没有反映联邦、州或地方所得税。由于对税务评估使用不同的资产估值方法，这些合并财务报表中报告的运营成果与税务目的所确定的成果可能存在重大差异。
最近的会计声明
在2023年11月，FASB发布了会计准则更新（ASU）2023-07， 分部报告（主题280）——可报告分部披露的改进，新增了与定期提供给首席运营决策者（CODM）并包含在每个报告的分部利润或损失的度量中相关的重大分部费用的新披露要求，其他分部项目构成了分部收入减去重大分部费用与利润或损失的度量之间的差异，披露CODM的职称和职位，以及解释CODM如何使用报告的度量并扩展中期披露。ASU 2023-07适用于在2023年12月15日之后开始的年度期间的财务报表以及在2024年12月15日之后开始的财政年度的中期期间，因此，在公司截至2024年12月31日的10-K表格和此后的定期报告中实施时，将需要额外的分部费用披露。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09，所得税（主题740）— 所得税披露的改进根据该ASU，实体必须每年披露在税率调节中的特定类别，并为符合定量门槛的调节项目提供附加信息。此外，ASU 2023-09要求实体披露有关已支付所得税的附加信息。ASU 2023-09适用于2024年12月15日之后开始的年度期间的财务报表。公司目前正在评估采用该指导原则对合并财务报表及其附注的潜在影响。
除了上述描述的内容，管理层不认为任何近期发布但尚未生效的会计准则，如果目前采纳，将对公司的合并财务报表产生重大影响。
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附注3 — 商业组合
公司于2023年8月28日签署了某项修订后的会员权益购买协议（MIPA），参与方包括公司、HNRA Upstream, LLC（管理公司并且是公司的全资子公司，以下简称“OpCo”），以及HNRA Partner, Inc.（新成立的特拉华州公司，OpCo的全资子公司，以下简称“SPAC子公司”，与公司和OpCo合称“买方”，各自称为“买方”），CIC Pogo LP（特拉华州有限合伙公司，以下简称“CIC”），DenCo Resources, LLC（德克萨斯州有限责任公司，以下简称“DenCo”），Pogo Resources Management, LLC（德克萨斯州有限责任公司，以下简称“Pogo Management”），4400 Holdings, LLC（德克萨斯州有限责任公司，以下简称“4400”，与CIC、DenCo和Pogo Management统称为“卖方”，各称为“卖方”），以及仅就MIPA第6.20条而言的赞助商。
根据MIPA规定，于2023年11月15日（“结算日期”）：
| ● | 公司向特拉华州国务卿提交了第二次修订和重述的公司章程（"第二次 A&R 章程"），根据该章程，公司资本股票的授权股份数为面值 $ |
| ● | 公司的当前普通股股份被重新分类为A类普通股，并创建了一类新的普通股（B类普通股），该股份没有经济权利，但使其持有人在所有股东普遍投票的问题上拥有一票表决权，A类普通股和B类普通股的持有人将一起作为一个单一类别对提交给股东投票或批准的所有事项进行投票，除非适用法律或第二次A&R章程另有规定； |
| ● | (A) 公司向OpCo贡献了(i) 所有资产（不包括在OpCo的权益和满足公司股东行使赎回权所需的现金总额（定义见下文））以及(ii) |
| ● | 在特殊目的收购公司的贡献之后，OpCo向SPAC子公司贡献了$，以交换SPAC子公司未发行普通股的%（“SPAC子公司贡献”）；并且 |
| ● | 在SPAC附属投资后立即，卖方销售、转让、分配和转让给(A)OpCo，并由OpCo从卖方获得和接受了99%的Pogo Resources, LLC杰出会员权益，一家德克萨斯州有限责任公司（简称“Pogo”或“目标公司”），以及(B)SPAC附属公司，SPAC subsidiaries从卖方购买和接受了目标公司1%的杰出会员权益（连同99%的权益，统称为“目标公司权益”），在这些交易中，SPAC附属投资和SPAC附属投资均为现金考虑因素（如下所定义）的$x（SPAC附属公司）和y（OpCo的综合考虑因素余额），在OpCo和SPAC Subsidiary投资的情况下，这些交易构成了“收购” 。 |
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对于Pogo业务的“总对价”包括
（a）现金金额为$
OpCo A&R LLC Agreement
在交割过程中，公司和Pogo Royalty, LLC，
一家德克萨斯州有限责任公司，是卖方及卖方指定的总对价接受者（“Pogo
Royalty”），签署了OpCo的修订和重述的有限责任公司协议（“OpCo A&R LLC协议”）。
根据A&R OpCo LLC协议，每个OpCo单位持有者（不包括公司）将根据其中规定的某些时间程序和
其他条件，有权（“OpCo交换权”）将其所有或部分OpCo B类单位交换为，依OpCo的选择，
(i) 按照交换比例获得A类普通股，
在交易所结束后，Pogo Royalty行使了OpCo交易所权利，涉及
The OpCo Preferred Units will be automatically
converted into OpCo Class b Units on the two-year anniversary of the issuance date of such OpCo Preferred Units (the “Mandatory
Conversion Trigger Date”) at a rate determined by dividing (i) $
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期权
In connection with the Closing, HNRA Royalties, LLC, a newly formed Delaware limited liability company and wholly-owned subsidiary of the Company (“HNRA Royalties”) and Pogo Royalty entered into an Option Agreement (the “Option Agreement”). Pogo Royalty owns certain overriding royalty interests in certain oil and gas assets owned by Pogo Resources, LLC (the “ORR Interest”). Pursuant to the Option Agreement, Pogo Royalty granted irrevocable and exclusive option to HNRA Royalties to purchase the ORR Interest for the Option Price (as defined below) at any time prior to November 15, 2024. The option is not exercisable while the Seller Promissory Note is outstanding.
在行使该期权时购买ORR利益的购买价格为：（i）（1）$，即(基准期权价格)加上（2）基准期权价格的12％的利息，按月复利计算，从收盘日到ORR获取日期为止，减去（ii）Pogo Royalty在Option Agreement生效月份至行使期权日期期间收到的关于ORR利益的任何金额（以上所有购买价格总和为“期权价格”）。
在(a) Pogo Royalty按照期权协议转让或转移所有ORR权益并且(b) 2024年11月15日之前，期权协议和期权将立即终止。作为期权协议的对价，该公司以公允价值$发行了A类普通股给Pogo Royalty。
应当注明的未经审计的财务报表注释
与交割有关，公司与Pogo Royalty及其中列出的部分创始人（"创始人"）签订了一份后备协议（"后备协议"），根据该协议，Pogo Royalty将有权（"出售权"）要求创始人以每单位$的购买价格购买卖方的OpCo优先单位
为作为创始人能够在行权看跌期权时购买OpCo优先单位的安防-半导体，创始人同意将至少放置，
创始人承诺协议
与交割相关，公司与创始人签订了一份创始人承诺协议（"创始人承诺协议"），依据此协议，考虑到将信托股份放入托管及签订后备协议，公司同意： (a)在2024年1月15日前，向创始人发行总数为新发行的类A普通股的股份等于
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收购按照ASC 805下的业务组合进行核算。 Pogo业务预购价款已按其估计的相对公允价值分配给所获得的资产和所承担的负债。此处的购买价格分配是初步的。完成全面分析以确定所获得的所有资产和负债的公允价值后，将在收购结束后的一年内确定收购的最终购买价格分配。因此，最终的收购会计调整可能与这些合并财务报表中包含的会计调整有所不同。
| 6.000%的年息，截至2024年6月10日应计。 | ||||
| 现金 | $ | |||
| 应付附条件函 | ||||
| 向Pogo业务卖方的期票 | ||||
| 总采购代价 | $ | |||
| 购买价格分配 | ||||
| 现金 | $ | |||
| 应收账款 | ||||
| 预付费用 | ||||
| 油气储量 | ||||
| 衍生资产 | ||||
| 应付账款 | ( | ) | ||
| 应计负债及其他 | ( | ) | ||
| 应付营业收入和版税 | ( | ) | ||
| 营业收入和应支付的版税，关联方 | ( | ) | ||
| 短期衍生负债 | ( | ) | ||
| 递延所得税负债 | ( | ) | ||
| 资产养老责任，净额 | ( | ) | ||
| 其他负债 | ( | ) | ||
| 已收购净资产 | $ | |||
截至2024年9月30日，公司欠款$
自2024年6月20日起，公司与卖方达成了一项
和解协议及释放协议（“和解协议”）。根据和解协议，并为了解决修订后的MIPA中的营运资金条款，卖方同意放弃所有关于截至2023年12月31日应付皇家权利的金额的权利和索赔，总计$
未经审计的前瞻性 财务信息
下表列出了合并继任前任公司在截至
2023年9月30日的三个月和九个月的前瞻性合并运营结果，假设收购于2023年1月1日发生。
| 三个月 结束 9月30日 2023 | 九个月 结束 9月30日 2023 | |||||||
| 收入 | $ | $ | ||||||
| 营业利润（亏损） | ( | ) | ||||||
| 净利润（损失） | ( | ) | ( | ) | ||||
| 每股普通股净收益（净亏损） | $ | ( | ) | ( | ) | |||
| 加权平均普通股流通股 | ||||||||
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注4 — 衍生工具
衍生活动
公司面临市场价格和基差波动的风险 这影响了与销售这些商品相关的现金流的可预测性。这些风险 由公司对某些衍生金融工具的使用进行管理。公司历来使用原油差价掉期、 固定价格掉期和无成本保护。截至2024年9月30日，公司的衍生金融工具包括无成本 保护和原油差价掉期，具体如下：
无成本领结
包含固定底价（“购买看跌期权”）和固定顶价（“出售看涨期权”）的交易，基于指数价格，总体上没有净成本。在合约的结算日期，（1）如果指数价格高于顶价，公司将向合同对手支付指数价格与顶价之间的差额，（2）如果指数价格介于底价和顶价之间，则双方都不需要支付任何费用，（3）如果指数价格低于底价，则公司将收到底价和指数价格之间的差额。
此外，公司偶尔会以比上述固定 ceiling 价格更高的执行价购买额外的 看涨期权。这通常是与无成本保护一起进行，且无需额外费用。如果使用了额外的看涨期权，合同结算日期为：(1) 如果指数价格 高于售出的看涨期权执行价，但低于购买的期权执行价，则公司支付指数价格与售出的看涨期权执行价之间的差额；(2) 如果指数价格高于购买的看涨期权执行价，则公司支付购买的看涨期权与售出的看涨期权之间的差额，公司将获得指数价格与购买的期权执行价之间的差额；(3) 如果指数价格在购买的看跌期权执行价与售出的看涨期权执行价之间，则双方均无需支付任何款项；(4) 如果指数价格低于底价，公司将获得底价与指数价格之间的差额。
| 价格垫领 | ||||||||||||||||
| Period | 成交量 （桶/月） | 加权 平均值 底价 （每桶美元） | 加权 平均值 上限价 （每桶美元） | 加权 平均值 看涨期权 （每桶美元） | ||||||||||||
| Q4 2024 | $ | $ | $ | |||||||||||||
原油价格差异 互换
在截至2023年12月31日的一年内，公司已进入商品掉期合约，这些合约在接下来的1至24个月内生效，并用于对冲由供需波动带来的相应商品的地点价格风险，并保护现金流免受价格波动影响。
| 商品互换 | ||||||||
| 加权 | ||||||||
| 成交量 | 平均 | |||||||
| Period | (桶/月) | 价格（美元/桶） | ||||||
| Q4 2024 | $ | |||||||
| 2025年第一季度至第四季度 | $ | |||||||
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衍生品资产和负债
截至2024年9月30日
以及2023年12月31日，公司正在与一个对手方进行衍生活动，该活动由公司银行信贷设施中的放款人担保。公司认为该对手方是可接受的信用风险，并且对手方的信用状况会定期审查。由于所有头寸均由单一对手方持有，并且受主净额安排的影响，资产和负债已进行净额抵消。
| 截至2024年9月30日 | ||||||||||||
| 毛交易费用 价值 | 金额 已结算净头寸 | 净交易费用 价值 | ||||||||||
| 商品衍生品： | ||||||||||||
| 开空短期衍生品资产 | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||
| 开多期衍生资产 | ||||||||||||
| 开空短期衍生品负债 | ( | ) | ||||||||||
| 开多长期衍生品负债 | ||||||||||||
| 衍生负债总额 | $ | |||||||||||
| 截止到2023年12月31日 （继承者） | ||||||||||||
| 毛交易费用 价值 | 金额 已结算净头寸 | 净交易费用 价值 | ||||||||||
| 商品衍生品： | ||||||||||||
| 开空短期衍生品资产 | $ | $ | ( | ) | $ | |||||||
| 开多期衍生资产 | ||||||||||||
| 开空短期衍生品负债 | ( | ) | ( | ) | ||||||||
| 开多长期衍生品负债 | ||||||||||||
| 衍生品资产总额 | $ | |||||||||||
| 三 月 结束 九月三十日， 2024 | 九 月 结束 九月三十日， 2024 | 三 月 结束 九月三十日， 2023 | 九 月 结束 九月三十日， 2023 | |||||||||||||
| 继任者 | 前任 | |||||||||||||||
| 未结算衍生品的总盈亏 | $ | $ | $ | ( | ) | $ | ||||||||||
| 已结算衍生品的总盈亏 | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ( | ) | ||||||||
| 衍生品净盈亏 | $ | $ | ( | ) | $ | ( | ) | $ | ( | ) | ||||||
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注5 — 长期负债和 应付票据
| 9月30日, 2024 | 12月31日 2023 | |||||||
| 高级担保定期贷款 | $ | $ | ||||||
| 卖方保证票据 | ||||||||
| 商户现金预支 | ||||||||
| 私人贷款 | ||||||||
| 总计 | ||||||||
| 减：未摊销融资成本 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 减：包括摊销的流动部分 | ( | ) | ( | ) | ||||
| 开多期债务，净电流部分 | $ | $ | ||||||
高级担保期限贷款协议
在完成交易的过程中，公司（在贷款协议中称为“借款人”）与第一国际银行与信托（“FIBT”或“贷方”）、OpCo、SPAC子公司、Pogo和LH Operating, LLC（在贷款协议中统称为“担保人”，与借款人共同称为“贷款方”），以及FIBT于2023年11月15日签署了一项高级担保定期贷款协议（“贷款协议”），该协议列出了总本金金额为$的高级担保定期贷款设施的条款。
根据贷款协议的条款，在截止日期一次性发放贷款。贷款的收益用于(a) 资助部分购买价格，(b) 部分资助以$ 开立的负债服务储备账户，(c) 支付与购买和交割贷款有关的费用和开销，和(e) 其他一般企业用途。该贷款的年利率为FIBt基准利率加上 算出的百分比，于截止日期三周年完全到期 (“到期日”)。本金和利息的还款日期为每个日历月的15 日，自2023 年12 月15 日开始，每次还款额等于月度还款额（定义在贷款协议中），唯独本金和利息还款的到期日，其还款金额为剩余本金和所有应计但未偿还的利息的全部金额。此外，在借款人向贷方提供截至2024年12月31日的年度财务报告的交付期限内，还应提供一次性的本金，其金额应为超额现金流（如贷款协议中所定义）超过1.35倍的负债服务覆盖比率（如贷款协议中所定义）在该季度末; 前提是在任何情况下付款金额不得超过$5,000,000。
在截止日期，借款人存入了$到债务偿付储备账户（以下简称“DSRA”），在截止日期后的60天内，借款人必须存入其他金额，以便使DSRA账户余额始终为$。DSRA账户可以由出借方在任何时候自行决定地用于支付（或补充借款人所应支付的）固定期限贷款协议项下的义务。截至2024年3月31日，公司未符合DSRA账户余额要求。
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定期贷款协议 包含了一些肯定性和限制性约定，以及陈述和保证。贷款方受某些肯定性约定的约束， 这些约定规定了在定期贷款协议期限内需要采取的行动，包括但不限于某些信息的 交付要求、保持某些保险的义务和某些通知要求。此外，贷款方会不时受到某些限制性约定的约束， 这些约定规定了在定期贷款协议期限内未经事先书面同意不得采取的行动，包括但不限于，承担某些额外的债务、签订某些对冲合同、完成某些合并、收购或其他商业组合交易、完成某些资产处置、对次级债务进行特定支付、进行某些投资、与关联公司进行某些交易，以及在资产上负担任何非许可的留置权或其他负担。定期贷款协议还包含其他惯常的条款，如保密义务和对贷款人利益的赔偿权利。截至2024年9月30日，公司的定期贷款协议中的条款得到了遵守。
截至2024年9月30日的九个月内，公司摊销了$
抵押和担保协议
关于期限贷款，FIBt与贷款方于2023年11月15日签署了抵押和安防-半导体协议（“安全协议”），贷款方在其所有资产上授予FIBt优先安全利益，但排除了其中描述的某些排除资产，包括ORR利益中的任何利益等。
保证协议
与 定期贷款相关，FIBt和贷款方于2023年11月15日签署了担保协议（“担保协议”）， 担保人保证所有贷款方根据定期贷款协议的支付和履行。
从属协议
与 定期贷款和卖方 promissory note相关，贷款人、卖方和公司签订了一份次级协议，卖方不能要求还款，也不能针对公司或贷款人提起任何法律或权益诉讼以追回 任何或所有未支付的卖方 promissory note，直到定期贷款全额还清。
卖方 promissory note
在交易完成的情况下，OpCo向Pogo Royalty发行了
卖方 promissory note，面值为$
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私人应付票据
在2023年12月31日之前，公司与现有投资者签订了多个无担保承诺票据，总本金为$
在截至2024年9月30日的九个月期间，公司从投资者那里以与上述条款相同的条件下，额外收到了$
公司在自结束日期起的九个月内摊销债务折扣。公司确认债务折扣摊销为$
商户现金预付款
2024年7月1日，公司与第三方签订了商户现金预付款协议。公司借款$
在2024年7月15日，公司与第三方签订了一份下级
商业贷款和担保协议。公司收到了现金收益$
截至2024年9月30日，公司预计将会识别与未归属的RSU相关的未确认的补偿成本$。
长期债务的未来到期
| 负责人 | ||||
| 截至十二个月： | ||||
| 2025年9月30日 | $ | |||
| 2026年9月30日 | ||||
| 2027年9月30日 | ||||
| 2028年9月30日 | ||||
| 总计 | $ | |||
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注意 6 — 前购 购买协议
前购 购买协议
在2023年11月2日， 公司与(i) Meteora Capital Partners, LP（“MCP”）、(ii) Meteora Select Trading Opportunities Master, LP（“MSTO”）和(iii) Meteora Strategic Capital, LLC（“MSC”，与MCP和MSTO统称为“FPA 卖方”）（“前购购买协议”）签订了一项场外股票预付款前交易协议。对于前购 购买协议，公司被称为“对方”。本协议中使用的专有名词但未定义的术语，应具有前购购买协议中赋予该术语的含义。
前购
购买协议规定了预付款不足，金额为等于
在交割后，重置价格（“重置价格”）将是$
不时地，在交易日后的任何日期（任何此类日期称为“OEt日期”）并遵循《前购协议》中的条款和条件，FPA卖方可自行决定，部分或全部终止交易，需书面通知对方（“OEt通知”），通知的期限为（a）OEt日期后的第五个当地工作日或（b）不迟于OEt日期后的下一个付款日期（该通知应指定股份数量的减少量（该数量称为“终止股份”））。OEt通知的效力将是减少股份数量，减少的数量为OEt通知中指定的终止股份数量，自相关的OEt日期起生效。至每个OEt日期，交易对方有权从FPA卖方处获得一笔金额，FPA卖方应向交易对方支付一笔金额，该金额等于（x）终止股份的数量和（y）该OEt日期的重置价格的乘积。付款日期可在双方的共同协议下在一个季度内变更。
“估值日期”将是以下两者中最早发生的时间： (a) 根据A&R MIPA的购买和销售合同，购买和销售的交割日期之后的三（
22
在“现金结算付款日期”，即估值期最后一天后的第十个当地工作日，FPA卖方将向对方支付与结算金额相等的金额，无需向对方返还任何预付款项，对方将向FPA卖方支付结算金额调整；提供，如果结算金额减去结算金额调整为负数，并且适用结算金额调整的（x）条款，或者对方根据结算金额调整的（y）条款选择以现金支付结算金额调整，则FPA卖方或对方均不对双方在前向购买协议“现金结算付款日期”部分的任何付款承担责任。
FPA卖方同意放弃与交割相关的任何回购权利，包括根据公司的章程要求公司回购的任何回购权利。
根据前购协议，FPA卖方获得了
在2024年5月13日，FPA卖方声称公司违反了与发行相关的前购协议
如果公司股价低于$，到期日可以加速，FPA卖方可自行决定，
预付款的公允价值为$
注意7 — 股东权益
2023年11月15日，按照MIPA的规定，公司向特拉华州州务卿提交了第二次修订章程，其中规定HNRA的资本股票的授权股份数量，面值$
作为完成收购的对价，公司发行了
23
截至2024年9月30日，有
2024年3月4日，董事会薪酬委员会批准向各类员工、非员工董事
和顾问授予限制性股票单位（“RSU”）。非员工董事总共获得了
在截至2024年9月30日的九个月期间，公司同意向高级管理人员和员工发行
在截至2024年9月30日的九个月期间，
公司向
在截至2024年9月30日的九个月期间，
公司向
公司确认截至2024年9月30日的九个月内总股票报酬费用为$
普通股购买协议
2022年10月17日，公司与内华达州有限责任公司白狮资本（“白狮”）签署了普通股购买协议（经修订的“普通股购买协议”）及相关登记权协议（“白狮RRA”）。根据普通股购买协议，公司有权但没有义务要求白狮不时购买多达$
在满足某些通常条件后，包括但不限于登记声明生效的条件，依据普通股购买协议，公司向白狮出售股票的权利将在登记声明生效之日起开始，直至2026年12月31日。在此期间，依据普通股购买协议的条款和条件，公司可以通知白狮行使其出售股份的权利（该通知的生效日期称为“通知日期”）。根据任何此类通知出售的股份数量不得超过(i) $的较低者（a）$
24
白狮为任何此类股份支付的购买价格将等于
公司有权在开始后的任何时间终止
普通股购买协议，无需支付任何费用或罚款，需提前三个交易日书面通知。
此外，白狮有权在
2024年3月7日，公司与白狮签订了普通股购买协议的第一号修正案（“修正案”）。根据修正案，公司和白狮同意固定数量的承诺股份为
最后，根据修正案，公司有权向白狮出售普通股的协议将延长至2026年12月31日。
在2024年6月17日，公司与白狮签署了第二次普通股购买协议修正案（“第二次修正案”）。根据第二次修正案，公司与白狮同意修改快速购买的流程，双方将在给出适用快速购买通知的交易日完成快速购买。第二次修正案还移除了快速购买通知时所需购买的最大股份数，并增加了每个个人请求的普通股股份限制，修订了快速购买的购买价格，等于白狮接受每个请求的快速购买后一个小时内普通股的最低交易价格。此外，白狮同意，在任何单一的工作日内，其公开转售的承诺股份总额不得超过该工作日普通股的日交易量的百分之
此外，公司可以在购买通知有效期间，随时向白狮发出快速购买通知，购买股份（每个个人请求不得超过
此外，根据修订条款，公司可在购买通知激活期间，不时向白狮发出快速购买通知，
双方将于快速购买完成。
25
截至2024年9月30日的九个月期间，公司发行了
注册权利协议（白狮）
在普通股购买协议签署的同时，公司与白狮签订了白狮RRA，公司已同意在业务组合完成后，
在内的天数内向美国证券交易委员会注册白狮购买的普通股以供转售。
普通股购买协议和白狮RRA包含了各方的惯例陈述、保证、条件和赔偿义务。这些协议中包含的陈述、保证和契约仅为这些协议的目的而作， 并且在特定日期仅对协议各方的利益，可能受到合同方达成的限制。
注释8 — 金融工具的公允价值
公司的资产和负债的公允价值，符合FASb ASC 820“公允价值计量”中的金融工具定义，近似于资产负债表上所表示的账面金额。
公允价值被定义为在计量日，市场参与者之间进行有序交易时，出售资产所能获得的价格或转移负债所需支付的价格。GAAP建立了一个三层的公允价值层次结构，将在计量公允价值时所使用的输入进行优先级排序。这一层次结构对活跃市场中相同资产或负债的未调整报价（第一层计量）给予最高优先级，而对不可观察的输入（第三层计量）给予最低优先级。这些层次包括：
| ● | 一级，即在活跃市场上的相同金融工具的报价（未调整）； |
| ● | 二级，被定义为其他不是活跃市场上被直接或间接观察到的报价价格的输入，例如活跃市场上类似工具的报价价格或在不活跃市场上相同或类似工具的报价价格； |
| ● | 三级，被定义为没有或很少市场数据的不可观察输入，因此需要实体开发自己的假设，例如从计算技术中得出的估值，其中一项或多项重要输入或重要价值驱动因素是不可观察的。 |
在某些情况下，用于计量公允价值的输入可能分属于不同的公允价值层次。在这些情况下，如果公允价值计量基于对公允价值计量最为重要的市场观测数据的层次分类，则将公允价值计量作为完整地在公允价值等级层次结构中的进行分类处理。
定期基础
资产和负债 按公允价值循环计量的情况如下：
衍生品
公司的商品
价格衍生品主要代表原油价格区间合约（部分合约有长合约）、固定价格掉期合约和差价掉期合约。公司商品价格衍生合约的资产和负债计量是基于二级输入确定的。归属于公司商品价格衍生品的资产和负债价值是基于包括但不限于基础头寸的合同价格、当前市场价格、原油远期曲线、折现率和波动率因素等输入确定的。截止2024年9月30日，公司拥有净衍生资产$
26
前瞻性购买协议
远期购买协议的公允价值变化（包括FPA看跌期权负债和固定到期对价）被包括在合并损益和综合损失的其他费用净额中。FPA的公允价值是通过在风险中性框架下使用蒙特卡洛模拟进行估算的。具体来说，假设未来股票价格遵循几何布朗运动（“GBM”）进行模拟。对于每条模拟路径，远期购买价值是根据合同条款计算的，然后折现回现值。最后，远期的价值是所有模拟路径上的平均现值。到期对价也被视为此模型的一部分，因为如果到期日提前，可能会加速到期对价的支付。该模型还考虑了稀释性普通股发售的可能性。
| 9月30日, 2024 | 12月31日 2023 | |||||||
| 股票价格 | $ | $ | ||||||
| 期限（以年为单位） | ||||||||
| 预期波动率 | % | % | ||||||
| 无风险利率 | % | % | ||||||
| 预期股息收益率 | % | % | ||||||
公司估计
在2024年9月30日之前九个月内，稀释性发售的可能性为$
权证负债
根据与票据相关的认购权，认购权按ASC 480和ASC 815作为负债入账，认购权公允价值的变化在损益表中确认。
公司使用公开认购权的交易价格对认购权进行估值，该价格与应付票据的认购权条款相符。公司还通过对从MIPA的成交日到18个月认购日期的时间进行现值计算，估算了赎回权的公允价值，并假设了一个折现率为
非经常性基础
公司的金融工具的账面价值，包括现金、应收账款、应付账款和应计费用，因这类工具的短期到期而大致等于其公允价值。金融工具还包括债务，其公允价值大致等于账面价值，因为债务的利息为固定或浮动利率，反映了公司当前可获得的利率。公司不面临这些金融工具带来的显著的利息、货币或信用风险。
27
第9节 — 关联方交易
2022年5月5日，公司与亚历山大VMA资本有限责任公司（“亚历山大”）签订了推荐费和咨询协议（“咨询协议”），该公司由卡拉瓦乔先生控制，卡拉瓦乔先生于2023年12月17日成为公司的首席执行官。根据咨询协议，亚历山大为公司的初始业务组合提供了合适的投资和收购候选人的信息和联系方式。此外，亚历山大还提供尽职调查、采购及谈判策略建议、组织和运营建议，以及公司要求的其他服务。作为对亚历山大提供服务的报酬，公司向亚历山大资本支付了$
在2023年1月20日、2023年1月27日和2023年2月14日，卡拉瓦乔先生与公司签订了私人票据应付。根据私人票据应付，卡拉瓦乔先生支付了总额为$
2023年2月14日，公司与公司的前总裁唐纳德·奥尔签署了咨询协议，该协议在MIPA成交时生效，期限为三年。根据协议，公司将向奥尔先生支付初始现金金额$
2023年2月15日，公司与罗恩商会有限公司（“RMH Ltd”）签署了咨询协议，该公司由公司前董事长兼首席执行官唐纳德·H·戈里控制，该协议在MIPA成交时生效，期限为三年。根据协议，公司将向RMH Ltd支付初始现金金额$
自2024年5月6日起，公司与RMH有限公司
签订了一项和解与相互释放协议，根据该协议，公司支付$
前身
在2022年12月，
前任与一家由公司所有者控制的实体签订了一项相关方应收票据协议，金额为$
28
注释 10 — 承诺与或有事项
备用金
公司参与了多项法律诉讼， 这些诉讼是在其正常业务过程中产生的。根据ASC 450，或有事项，公司在损失或有事项的可能性高且可以合理估计的情况下，会计提相关准备金。公司通过利用法律程序的最新可用信息、法律顾问的建议和可用的保险覆盖范围来估计损失或有事项的金额。 由于评估的固有主观性和法律程序结果的不可预测性，任何已计提或列入此总额的金额可能无法代表公司在相关法律程序中最终的损失。因此，公司面临的风险和最终损失可能高于已计提的金额，甚至可能高出显著金额。
Environmental
在正常业务过程中，公司不时可能面临某些环境责任。与因过去的经营活动而造成的现有状况相关的环境支出，如果没有未来的经济利益，将计入费用。那些能够延长相关财产使用寿命或减轻或防止未来环境污染的环境支出，则会资本化。对于那些不符合资本化条件的支出，环境责任将在环境评估和/或修复的可能性高并且费用可以合理估计时予以记录。除非责任的现金支付时间是固定或可以可靠判断的，否则这些责任是不折现的。环境责任通常涉及需要修订的估算，直到结算或修复发生。
截至2024年9月30日和2023年12月31日，公司已记录一项环境修复责任为$
29
注释11 — 后续事件
公司评估了在资产负债表日期之后至合并财务报表发布日期之间发生的后续事件和交易。
在2024年10月3日，Pogo Royalty交换
截至2024年9月30日，公司已发行
截至2024年9月30日后，公司
已发行
2024年10月18日，公司与第三方签订了
一项月度融资服务咨询协议。作为服务的补偿，公司
将向顾问支付每月$
2024年10月18日，公司发行了购买权证。
2024年11月15日，公司与FPA卖方签署了保密撤销、和解和解除协议，双方一致同意撤销前购协议及相关协议，因而该协议下的任何交易、通知或其他义务均无效。 起初的双方还同意相互解除与前购协议相关的所有索赔，并且作为交换，公司同意向FPA卖方发行。
30
项目2.管理层对财务状况和业务成果的讨论和分析
本报告（“季度报告”）中提到的 “我们”、“我们” 或 “公司” 指的是 EON Resources, Inc.（前称 HNR Acquisition Corp.）。提到我们的 “管理层” 或 “管理团队” 是指我们的高层主管和董事，提到 “赞助者” 是指 HNRAC Sponsors, LLC。提到前任是指 Pogo Resources, LLC 及其子公司在截止日期之前的业务。下面关于公司财务状况和经营成果的讨论与分析应与本季度报告中其他部分包含的未经审计的合并财务报表及其附注结合阅读。以下讨论和分析中包含的某些信息包含前瞻性陈述，这些陈述涉及风险和不确定性。
关于前瞻性声明的特别说明
本季度报告包含根据 1933 年证券法第 27A 条和交易法第 21E 条的定义的 “前瞻性陈述”，这些陈述不是历史事实，涉及的风险和不确定性可能导致实际结果与预期和预测结果存在重大差异。所有陈述，除了本表格 10-Q 中包含的历史事实陈述，包括但不限于本“管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析” 中关于公司的财务状况、商业战略及管理层未来经营计划和目标的陈述，均为前瞻性陈述。使用“预期”、“相信”、“预计”、“打算”、“估计”、“寻求”及其变体和类似词语的用词旨在识别此类前瞻性陈述。这些前瞻性陈述涉及未来事件或未来表现，但反映了管理层基于当前可获得信息的当前信念。一些因素可能导致实际事件、表现或结果与前瞻性陈述中讨论的事件、表现和结果存在重大差异。有关可能导致实际结果与前瞻性陈述中预期结果存在重大差异的重要因素的信息，请参阅公司向美国证券交易委员会提交的年度报告 10-k 的风险因素部分。公司的证券文件可在美国证券交易委员会网站的 EDGAR 部分访问，网址为 www.sec.gov。除非适用证券法明确要求，否则公司不承担更新或修订任何前瞻性陈述的意图或义务，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。
概览
我们是一家独立的石油和天然气公司，总部位于德克萨斯州，成立于2020年，专注于在二叠纪盆地收购、开发、勘探、生产和剥离石油和天然气资产。二叠纪盆地位于德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部，以高油气和液体丰富的天然气含量、多条垂直和水平目标层、广泛的生产历史、长期的储量以及历史上较高的钻井成功率为特征。我们的资产位于新墨西哥州埃迪县的Grayburg-Jackson油田，该油田是二叠纪盆地的一个子区域。Pogo主要通过水驱回收方法专注于生产。
如上所述，我们的资产由大约13,700英亩的连续租赁地块组成（13,700净亩），平均工作权益为100%。我们操作公司资产的100%净土地，所有土地均为垂直井的净操作土地，平均深度约为3,810英尺。
截至2024年9月30日的九个月内，我们的日均生产量为814桶油当量（“BOE”）/天。截止2023年12月31日，该年度的日均生产量为1,022 BOE/天。生产量减少是由于井的停工时间增加、水注入流线需要修理或更换，以及将10%覆盖特许权意向转让给Pogo Royalty。
31
新冠病毒影响（“COVID-19”）
COVID-19大流行导致全球经济严重衰退，显著扰乱了全球对石油的需求，并在石油和天然气行业造成了显著的波动、不确定性和动荡。需求减少，加上全球石油及相关产品供需平衡的压力，导致2020年2月底石油价格大幅下降。自2020年中期以来，尽管新冠病毒变异带来的不确定性持续抑制全球需求的全面恢复，但油价有所回升，需求稳步增加。此外，从历史角度来看，全球石油库存非常低，石油输出国组织（“OPEC”）、俄罗斯和其他石油生产国的供应增加预计无法满足2023年预期的石油需求增长，许多OPEC国家因过去几年在开发增量石油供应方面缺乏资本投资，无法按照OPEC协议的配额水平进行生产。
全球油价水平最终将取决于多种超出公司控制范围的因素和后果，例如：（i）应对 COVID-19 病毒的响应有效性及其对国内和全球需求的影响，（ii）OPEC、俄罗斯和其他产油国管理全球石油供应的能力，（iii）任何对伊朗制裁解除的时间和供应影响对伊朗出口石油能力的影响，（iv）企业和政府应对疫情的额外措施，（v）与制造延误相关的全球供应链限制，以及（vi）消费国的政治稳定。
我们继续评估 COVID-19 疫情对公司的影响，并可能根据 COVID-19 影响的持续演变来调整我们的回应。
由于收购而采用新开始会计，因此某些以往财务报表与我们当前财务报表不可比。提及“继任者”与 HNR 收购公司在 2023 年 11 月 15 日之后的财务状况和运营结果相关。提及“前任者”与 HNR 收购公司在 2023 年 11 月 14 日之前及包括该日期的财务状况和运营结果相关。
影响我们运营结果的选定因素
我们的收入、来自运营的现金流和未来增长在很大程度上取决于：
| ● | 生产和开发活动的时机和成功； |
| ● | 石油和天然气的价格; |
| ● | 我们井口的石油和天然气生产数量; |
| ● | 我们用来减少对石油和天然气价格波动风险的衍生工具的公允价值变动; |
| ● | 我们继续识别和收购优质土地和开发机会的能力; 和 |
| ● | 我们的运营费用水平。 |
除了影响我们行业内公司的因素外，以上讨论的大部分土地位置使我们的运营结果受到特定于这些地区的因素影响。这些因素包括天气对钻探、生产和运输活动的潜在不利影响，特别是在冬春季节，以及基础设施限制、运输能力、监管事项和其他可能特定影响一个或多个地区的因素。
32
我们的石油和天然气生产的销售价格通常反映出相较于纽约商业交易所（“NYMEX”）基准价格的溢价或折扣。因此，我们的运营结果也受到适用基准与我们石油生产销售价格之间油价差异变化的影响。我们在截至2024年和2023年9月30日的九个月内，NYMEX基准价格的油价差异分别为$(2.07)和$(3.22)每桶。我们在截至2024年和2023年9月30日的九个月内的天然气价格差异分别为每千立方英尺（“Mcf”）$0.04和$0.03。我们的价格差异和实现的波动是由于多个因素造成的，例如收集和运输成本、相对于生产水平的运输能力、区域存储能力、衍生合约的收益/损失，以及季节性炼油厂维护导致的需求暂时降低。
市场状况
我们生产的石油和天然气的销售价格在很大程度上取决于市场供需情况。由于我们的石油和天然气收入主要来自石油，我们受到油价变化的影响远大于天然气价格变化的影响。全球产出的供应情况，尤其是美国国内的生产，以及OPEC设定的生产配额和美元的强度都可能对油价造成不利影响。
历史上，商品价格一直波动，我们预计未来这种波动将持续。影响未来石油供应平衡的因素包括全球对石油的需求，以及国内石油生产的增长。
我们生产的各种天然气和石油的价格显著影响我们的收入和现金流。以下表格列出了截至2024年和2023年9月30日的三个月和九个月的石油和天然气的NYMEX平均价格。
| 截至三个月结束 九月三十日， | ||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||
| NYMEX平均价格 (1) | ||||||||
| 原油（每桶） | $ | 76.24 | $ | 82.30 | ||||
| 天然气（每Mcf） | $ | 2.11 | $ | 2.59 | ||||
| 截至 九月三十日， | ||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||
| NYMEX平均价格 (1) | ||||||||
| 原油（每桶） | $ | 78.50 | $ | 77.38 | ||||
| 天然气（每Mcf） | $ | 2.11 | $ | 2.47 | ||||
| (1) | 基于平均NYMEX收盘价。 |
截至2024年9月30日的九个月内，平均NYMEX油价为每桶78.50美元，比截至2023年9月30日的九个月内每桶的平均NYMEX价格低7%。我们已结算衍生品使我们在截至2024年和2023年9月30日的九个月内每桶的实现油价分别降低了2.56美元和3.47美元。在截至2024年和2023年9月30日的三个月内，反映已结算衍生品和地点差异后，我们的每桶平均实现油价分别为77.12美元和74.23美元。反映已结算衍生品和地点差异后，我们在截至2024年和2023年9月30日的九个月内每桶的平均实现油价分别为73.87美元和73.03美元。
截至2024年9月30日的九个月内，平均NYMEX天然气价格为每千立方英尺2.11美元，比截至2023年9月30日的九个月内每千立方英尺的平均NYMEX价格2.47美元低14%。
33
Pogo特许权超额特许权利益交易
自2023年7月1日起，前任将其全部权利的十分之十（10%）的超额皇家权益（“ORRI”）转让给与前任相关的Pogo Royalty，涵盖所有油气和矿产的权益，涉及每个租赁下的采掘。为此，前一年记录了816,011美元的损失。此外，由于这笔交易，我们的储备余额、当前净生产量和收入也有所减少。
业务运营结果
截至2024年9月30日的三个月（后任） 与截至2023年9月30日的三个月相比
下表列出了所指期间的精选运营数据。平均销售价格源于相关期间的累计会计数据。
| 三 月 结束 九月 30, 2024 | 三 月 结束 九月 30, 2023 | |||||||
| 继任者 | 前任 | |||||||
| 收入 | ||||||||
| wti原油 | $ | 5,275,254 | $ | 6,314,104 | ||||
| 天然气和天然气液体 | 89,978 | 256,741 | ||||||
| 衍生工具收益（损失），净额 | 1,900,662 | (1,436,100 | ) | |||||
| 其他收入 | 98,452 | 143,714 | ||||||
| 总收入 | $ | 7,364,346 | 5,278,459 | |||||
| 平均销售价格： | ||||||||
| 原油（每桶） | $ | 78.74 | $ | 82.03 | ||||
| 结算石油衍生品对平均价格（每桶）的影响（收益或损失） | (1.61 | ) | (7.80 | ) | ||||
| 扣除结算石油衍生品后的石油（每桶） | 77.13 | 74.23 | ||||||
| 天然气（每Mcf） | $ | 1.55 | $ | 2.83 | ||||
| 不包括已结算大宗商品衍生品的每桶石油的实际价格 | $ | 69.98 | $ | 71.35 | ||||
| 已结算大宗商品衍生品对平均价格（每桶石油）的影响（收益或损失） | (1.41 | ) | (6.52 | ) | ||||
| 包括已结算大宗商品衍生品的每桶石油的实际价格 | $ | 68.57 | $ | 64.83 | ||||
| 费用 | ||||||||
| 生产税、运输和加工 | 489,524 | 602,449 | ||||||
| 租赁运营 | 2,136,732 | 2,449,140 | ||||||
| 递减、折旧和摊销 | 507,626 | 426,838 | ||||||
| 资产退休责任增值 | 10,395 | 200,789 | ||||||
| 一般和行政 | 2,235,263 | 981,751 | ||||||
| 总支出 | 5,379,540 | 4,660,967 | ||||||
| 成本和费用（每BOE）： | ||||||||
| 生产税、运输和加工 | $ | 6.39 | $ | 6.54 | ||||
| 租赁营业费用 | 27.87 | 26.60 | ||||||
| 折旧、损耗和摊销费用 | 6.62 | 4.64 | ||||||
| 资产退休责任增值 | 0.14 | 2.18 | ||||||
| 一般和行政 | 29.16 | 10.66 | ||||||
| 期末净生产井数 | 342 | 341 | ||||||
34
石油和天然气销售
我们的收入每年变化主要是由于实现的商品价格和生产量的变化。截止到2024年9月30日的三个月内，我们的石油和天然气销售较截止到2023年9月30日的三个月减少了18%，这主要是由于实现价格增加了6%（不包括结算商品衍生品的影响）和生产量减少了17%，以及在2024年9月30日的三个月内衍生工具收益为1,900,662美元。由于在2023年7月前任公司出售了10%的ORRI，实际生产数量减少，加上井停机时间的增加，以及需要维修或更换的水注入流线，导致石油和天然气资产的实际生产量减少。
可比期间的生产情况在下表中列出：
| 截至三个月结束 九月三十日， | ||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||
| 产量： | 继任者 | 前任 | ||||||
| 原油（MBbl） | 67 | 77 | ||||||
| 天然气（百万立方英尺） | 58 | 91 | ||||||
| 总计（MBOE）(1) | 77 | 92 | ||||||
| 平均日产量： | ||||||||
| 原油（桶） | 746 | 855 | ||||||
| 天然气（Mcf） | 647 | 1,007, | ||||||
| 总计（BOE）(1) | 854 | 1,023 | ||||||
| (1) | 天然气按每桶六百万立方尺的比例转换为BOE，基于石油和天然气的近似相对能量含量，这并不一定反映石油和天然气价格之间的关系。 |
衍生合同
我们进入商品衍生工具，以管理未来石油生产所带来的价格风险。至2024年9月30日止的三个月，我们记录了衍生合约的收益为1,900,662美元，而至2023年9月30日止的三个月则出现损失1,436,100美元。2024年9月30日止的三个月中，商品价格上涨导致实现损失为107,969美元，而2023年9月30日止的三个月实现损失为600,740美元。至2024年9月30日止的三个月，未实现收益为2,008,631美元，而2023年9月30日止的三个月未实现损失为835,360美元。
至2024年9月30日止的三个月，我们每桶平均实现石油价格为77.12美元，而2023年9月30日止的三个月为74.23美元。至2024年9月30日止的三个月，已结算的衍生品使我们每桶的实现石油价格降低了1.61美元，而2023年9月30日止的三个月则减少了7.80美元。截至2024年9月30日，我们的净衍生资产为794,195美元，而截至2023年12月31日的净资产为467,687美元。
其他收入
至2024年9月30日止的三个月，其他收入为98,452美元，而至2023年9月30日止的三个月则为143,714美元。这部分收入与向第三方提供水服务有关。合同为期一年，自2022年9月1日开始，并可由双方协议续约。
营业费用
截至2024年9月30日的三个月内，租赁经营费用为2,136,732美元，而截至2023年9月30日的三个月内为2,449,140美元。按照单位计算，生产费用从2023年9月30日的每桶油当量（BOE）26.60美元增加到2024年9月30日的每桶油当量27.87美元，增幅为4.8%，这主要是由于主动维护活动的增加。
35
生产税、运输和加工
我们根据实现的石油和天然气销售支付生产税、运输和加工成本。截止2024年9月30日的三个月内，这些费用为489,524美元，而截至2023年9月30日的三个月内为602,449美元。作为石油和天然气销售的百分比，这些费用在2024年和2023年截至9月30日分别占9%和9%。生产税、运输和加工费用占总石油和天然气销售的比例与历史趋势一致。
提取、折旧和摊销
截至2024年9月30日的三个月内，提取、折旧和摊销（“DD&A”）为507,626美元，而截至2023年9月30日的三个月内为426,838美元。2024年9月30日截至三个月内的DD&A为每BOE 6.62美元，而2023年9月30日的三个月内为每BOE 4.64美元。2024年9月30日截至三个月内DD&A费用的总增加是由于由于我们在2023年11月15日收购Pogo业务时按公允价值确认的储量而导致的油气资产余额增加。
资产退役义务的增值
截至2024年9月30日的三个月内，增值费用为10,395美元，而截至2023年9月30日的三个月内为200,789美元。2024年9月30日的增值费用为每BOE 0.14美元，而2023年9月30日为每BOE 2.18美元。2024年9月30日的三个月中增值费用的总体减少与某些假设的变化有关，特别是由于收购日期，我们修订了作为公平价值评估一部分的通货膨胀因素和折现率的估计，这一变化是由于我们在2023年11月15日收购的业务所致。
一般与行政管理
一般及行政费用为2,235,263美元 截至2024年9月30日的三个月，与截至2023年9月30日的三个月981,751美元相比。一般和行政费用的增加主要是由于作为上市公司，外包法律、专业和会计服务的成本增加，以及当前期间的股权基础薪酬为326,995美元。
利息费用和融资费用摊销
截至2024年9月30日的三个月，利息费用为1,841,848美元，而截至2023年9月30日的三个月为554,262美元。继任期间的利息费用主要由在交易完成时签署的高级担保定期贷款和私人应付票据驱动。前任的利息费用与截至2023年9月30日的三个月与前任的循环信贷额度相关，以及加权平均利率的上升。该循环信贷额度未在收购中承担。融资成本摊销为507,701美元，主要与我们的私人应付票据的折扣相关。
远期购买协议公允价值的变动
远期购入协议的公允价值变化包括截至2024年9月30日的三个月产生的损失为4,209,294美元，继任公司与我们的公允价值估计有关的输入主要是我们在截至2024年9月30日的三个月中股价的下跌。公允价值估计的关键输入包括我们的股价，在继任期间下跌，以及潜在稀释性发行的可能性、时间和价格。
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权证负债公允价值变动
认股权证负债的公允价值变化包括截至2024年9月30日的三个月产生的损失为137,911美元，涉及我们认股权证交易价格的波动，其中一部分因其赎回条款而作为负债进行会计处理，适用于私人票据持有人。
截至2024年9月30日的九个月（后续公司） 与截至2023年9月30日的九个月相比
下表列出了所示期间的选定运营 data。平均销售价格是根据所示期间相关的应计会计数据得出的。
| 九 月 结束 九月三十日， 2024 | 九 月 结束 九月三十日， 2023 | |||||||
| 继任者 | 前任 | |||||||
| 收入 | ||||||||
| wti原油 | $ | 15,132,363 | $ | 19,814,847 | ||||
| 天然气和天然气液体 | 396,670 | 719,383 | ||||||
| 衍生工具收益（损失），净额 | (180,063 | ) | (673,057 | ) | ||||
| 其他收入 | 359,270 | 461,435 | ||||||
| 总收入 | $ | 15,708,240 | 20,322,608 | |||||
| 平均销售价格： | ||||||||
| 原油（每桶） | $ | 76.43 | $ | 76.50 | ||||
| 结算石油衍生品对平均价格（每桶）的影响（盈亏） | (2.56 | ) | (3.47 | ) | ||||
| 扣除结算石油衍生品后的石油净值（每桶） | 73.87 | 73.03 | ||||||
| 天然气（每Mcf） | $ | 2.14 | $ | 2.61 | ||||
| 排除已结算商品衍生品后的BOE基础实现价格 | 67.86 | $ | 67.34 | |||||
| 已结算商品衍生品对平均价格（每桶油当量）的影响（获利或亏损） | (2.21 | ) | (2.95 | ) | ||||
| 包括已结算商品衍生品的每桶油当量实现价格 | $ | 65.65 | $ | 64.39 | ||||
| 费用 | ||||||||
| 生产税、运输和加工 | 1,326,789 | 1,774,310 | ||||||
| 租赁运营 | 6,530,431 | 7,354,304 | ||||||
| 递减、折旧和摊销 | 1,506,242 | 1,285,830 | ||||||
| 资产退休责任增值 | 83,926 | 809,423 | ||||||
| 一般和行政 | 6,868,749 | 3,111,130 | ||||||
| 总支出 | 16,316,137 | 14,334,997 | ||||||
| 成本和费用（每BOE）： | ||||||||
| 生产税、运输和加工 | $ | 5.80 | $ | 5.82 | ||||
| 租赁营业费用 | 28.54 | 24.12 | ||||||
| 折旧、损耗和摊销费用 | 6.58 | 4.22 | ||||||
| 资产退休责任增值 | 0.37 | 2.65 | ||||||
| 一般和行政 | 30.02 | 10.20 | ||||||
| 期末净生产井数 | 342 | 341 | ||||||
石油和天然气销售
我们的收入每年有所波动，主要是由于实现的商品价格和生产量的变化。截至2024年9月30日的九个月内，我们的石油和天然气销售较2023年9月30日的九个月下降了24%，这主要是由于实现价格提高了2%，排除已结算商品衍生品的影响，以及生产量下降了25%，并且在截至2024年9月30日的九个月内，衍生工具损失约为180,063美元。由于前任在2023年7月出售10%的ORRI，石油和天然气财产的实现产量下降，实际生产量的减少是由于井停工时间的增加，以及需要修复或更换的注水管线的影响。
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可比期间的生产情况见下表：
| 截至九月三十日的九个月 九月三十日， | ||||||||
| 2024 | 2023 | |||||||
| 产量： | ||||||||
| 原油（MBbl） | 198 | 259 | ||||||
| 天然气（百万立方英尺） | 185 | 275 | ||||||
| 总计（MBOE）(1) | 229 | 305 | ||||||
| 平均日产量： | ||||||||
| 原油（桶） | 732 | 959 | ||||||
| 天然气（Mcf） | 686 | 1,021 | ||||||
| 总计（BOE）(1) | 846 | 1,129 | ||||||
| (1) | 天然气按一桶等于六Mcf的比例转换为BOE，基于石油和天然气的大致相对能量含量，这不一定反映石油和天然气价格之间的关系。 |
衍生合同
我们进入商品衍生工具，以管理未来石油生产所带来的价格风险。我们在截至2024年9月30日的九个月内记录的衍生合同损失为180,063美元，而截至2023年9月30日的九个月内损失为673,057美元。2024年9月30日的九个月内，由于商品价格上涨，实现的损失为506,571美元，而截至2023年9月30日的九个月内，实现的损失为899,395美元。截止2024年9月30日的九个月内，未实现收益为326,508美元，而截至2023年9月30日的九个月内，未实现收益为226,338美元。
截至2024年9月30日的九个月，我们每桶平均实现的原油价格在结算衍生品后为73.87美元，而截至2023年9月30日的九个月为73.03美元。截至2024年9月30日，我们的已结算衍生品使每桶实现的原油价格下降了2.56美元，而截至2023年9月30日的九个月则下降了3.47美元。截至2024年9月30日，我们期末的净衍生品资产为794,195美元，而截至2023年12月31日的净资产为467,687美元。
其他收入
截至2024年9月30日的九个月，其他收入为359,270美元，而截至2023年9月30日的九个月为461,435美元。这项收入与向第三方提供水服务有关。合同为期一年，起始于2022年9月1日，并可以通过双方协议续签。
营业费用
截至2024年9月30日的九个月，租赁运营费用为6,530,431美元，而截至2023年9月30日的九个月为7,354,304美元。按单位计算，生产费用从2023年9月30日的每桶油当量24.12美元增加到截至2024年9月30日的每桶油当量28.54美元，增幅为18%，主要是由于主动维护活动的增加。
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生产税，运输和加工
我们根据实现的原油和天然气销售支付生产税、运输和加工成本。截至2024年9月30日的九个月，这些成本为1,326,789美元，而截至2023年9月30日的九个月为1,774,310美元。这些成本占原油和天然气销售的百分比在2024年和2023年分别为9%和9%。生产税、运输和加工占总原油和天然气销售的百分比与历史趋势一致。
减耗、折旧和摊销
耗竭、折旧和摊销（“DD&A”）在截至2024年9月30日的九个月中为1,506,242美元，而在截至2023年9月30日的九个月中为1,285,830美元。DD&A在截至2024年9月30日的九个月中每桶油当量为6.58美元，而在截至2023年9月30日的九个月中为4.22美元。2024年9月30日的九个月中，DD&A费用的总增加是由于油气财产余额的增加，这得益于我们在2023年11月15日收购Pogo业务时按公允价值确认储量。
资产退休义务的增值
增值费用在截至2024年9月30日的九个月中为83,926美元，而在截至2023年9月30日的九个月中为809,423美元。增值费用在截至2024年9月30日的九个月中每桶油当量为0.37美元，而在截至2023年9月30日的九个月中为2.65美元。2024年9月30日九个月增值费用的总减少是由于某些假设的变化，特别是由于收购日期我们修订了与已收购业务公允价值估计相关的通货膨胀因素和折现率。
一般与行政管理
一般和管理费用在截至2024年9月30日的九个月中为6,868,749美元，而在截至2023年9月30日的九个月中为3,111,130美元。一般和管理费用的增加主要是由于作为上市公司的外包法律、专业和会计服务成本的增加，以及本期股票基础补偿为1,516,933美元。
利息费用和融资成本摊销
利息费用在截至2024年9月30日的九个月中为5,732,747美元，而在截至2023年9月30日的九个月中为1,429,200美元。继任期的利息费用主要是由作为交易一部分的高级担保定期贷款和私人应付票据驱动的。前任的利息费用适用于截至2023年9月30日的九个月，与前任的循环信贷设施未还金额以及加权平均利率的增加有关。此循环信贷设施在收购中未被承接。融资成本摊销为1,982,958美元，主要与我们的私人应付票据的折扣有关。
远期购买协议公允价值的变动
公允价值变动引起的远期购置协议的损失为4,534,766美元，截止至2024年9月30日的九个月内，继任者的损失主要由于我们股价的年度下降而导致的FPA期权公允价值估算中使用的输入。公允价值估算的关键输入包括我们的股价，在继任者期间有所下降，以及潜在稀释性发行的可能性、时间和价格。
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权证负债公允价值变动
认股权证负债的公允价值变动引起的损失为484,799美元，截止至2024年9月30日的九个月内，相关于我们认股权证交易价格的波动，其中一部分由于赎回条款被作为负债进行核算，涉及到私募票据持有人。
流动资产不足以支付流动负债。在2022年9月30日以前的9个月期间，公司完成了一系列债务和股权融资以及首次公开募股（“IPO”）项目，融资净收入约为1.28亿美元，但在此期间实现净亏损约2.19亿美元，并在经营活动中消耗约750万美元的现金。
我们的主要流动性来源是来自内部生成的运营现金流和信用设施借款。我们的主要资本用途是开发石油和天然气资产以及将最初的投资资本返还给我们的业主。我们不断监测潜在的资本来源，以寻找机会增强流动性或改善我们的财务状况。
截至2024年9月30日，我们的未偿债务为$24,735,391的高级担保定期贷款，$15,000,000的卖方承诺票据，以及$3,875,750的未偿私募票据和$1,019,037的商户现金预付款。其中$15,048,293在一年内到期，包括根据高级担保定期贷款条款估算的$5,000,000的多余现金流支付。截至2024年9月30日，我们拥有$2,746,896的现金及现金等价物，其中$2,600,000在根据高级担保定期贷款要求的托管账户中，并且存在$38,801,444的营运资金赤字。这些情况对我们在财务报表发布日期后的一年内持续经营的能力提出了相当大的疑问。
截至2024年9月30日的九个月内，我们的运营现金流为3,346,362美元 截至2023年12月31日的年度运营现金流为8,675,037美元，基于合并的 继任者和前任者期间的预测数据。此外，管理层缓解这一重大怀疑的计划包括通过精简成本来改善盈利能力，维护其已探明储量生产的活跃对冲头寸，以及发行额外的A级普通股。 我们有一项为期三年的普通股购买协议，最高融资限额为1.5亿美金，可以用于 我们的运营和生产增长，并用于减少负债。截止本次申报日，我们已收到2,464,688美元 与根据该协议出售1,885,000股普通股有关的现金收入，并预计将继续利用其来 满足运营需求。然而，我们无法保证，任何额外资金在有利的条件下或任何情况下都有可能获得。 如果我们的现金流低于预期水平，我们的资本支出可能会受到限制。
现金流量
截至2024年和2023年9月30日的九个月现金来源和用途如下：
| Nine Months 结束 九月三十日， 2024 | Nine Months 九个月 九月三十日， 2023 | |||||||
| 继任者 | 前任 | |||||||
| 经营活动产生的净现金流量 | $ | 3,346,362 | $ | 8,311,832 | ||||
| 投资活动的净现金流量(使用)/提供的净现金流量 | (3,295,667 | ) | (5,058,869 | ) | ||||
| 筹资活动的净现金流量(使用)/提供的净现金流量 | (809,253 | ) | (2,000,000 | ) | ||||
| 现金及现金等价物净变动额 | $ | (758,558 | ) | $ | 1,252,963 | |||
经营活动
截至2024年9月30日的九个月中，经营活动提供的净现金流减少，主要是由于生产量下降，以及与公开申报相关的管理和收购成本增加。
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投资活动
截至2024年9月30日的九个月中，投资活动中使用的净现金主要与我们储备的开发成本$3,275,667有关。2023年9月30日的前任期间，投资活动中使用的现金流主要由支付油气财产成本的$4,867,872构成。
筹资活动
在接任期间，融资活动中使用的净现金主要与$2,945,312的高级担保定期贷款和$43,750的私人应付票据的偿还有关，部分抵消了通过普通股购股协议获得的$1,184,272现金收益、商业现金提前付款的$967,500现金收益，以及在截至2024年9月30日的九个月中发行的私人应付票据获得的额外$450,000现金收益。在前任期间，融资活动中使用的现金流主要为$2,000,000的长期债务偿还。
不设为资产负债表账目之离线安排
截至2024年9月30日，我们没有任何表外安排。
合同义务
我们在高级担保定期贷款、卖方本票和私人应付款项下有合同承诺，其中包括定期利息支付。请参见我们未经审计的中期简明合并财务报表注释5。我们有合同承诺，可能需要在未来结算我们的商品衍生合同时进行付款。请参见我们未经审计的中期简明合并财务报表注释4。
我们的其他负债代表当前和非当前的其他负债，主要由环境或有责任、资产退役义务及其他义务构成，这些义务的最终结算金额和时间无法事先精确确定。
重要会计估计
以下是我们最关键的会计估计、判断和不确定性讨论，这些都是在公司应用公认会计原则时固有的。
成功努力会计方法
我们采用成功投资法来进行原油和天然气生产活动的会计核算，而不是采用可接受的全成本法。一般来说，我们认为，通过成功投资法对原油和天然气生产活动的净资产和净收入的测量比全成本法更为保守，特别是在活跃勘探期间。成功投资法和全成本法的关键区别在于，在成功投资法下，勘探干井和地质、地球物理勘探成本在发生期间计入收益；而在全成本法下，这些成本和费用被资本化为资产，与成功井的成本汇总，并在未来期间作为耗竭费用的一部分计入收益。
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已探明储量估计
本报告中包含的已探明储量的估计是根据公认会计原则和美国证券交易委员会的指导方针编制的。已探明储量估计的准确性取决于：
| ● | 可用数据的质量和数量； |
| ● | 对这些数据的解释； |
| ● | 各种法定经济假设的准确性；以及 |
| ● | 准备估算的人员的判断。 |
我们在2024年5月2日向SEC提交的年度报告中包含的已探明储量信息，基于截至2023年和2022年12月31日的资料，由独立石油工程师准备。由于这些估算依赖于许多假设，而这些假设可能与未来实际结果有显著差异，已探明储量的估算将与最终开采的油气数量不同。此外，估算日期后钻探、测试和生产的结果可能对已探明储量的估算进行实质性调整，无论是正面还是负面的。
不应假设截至2023年12月31日的标准化测量是我们估计的已探明储量的当前市场价值。根据SEC的要求，我们基于2023年每月第一天商品价格的十二个月平均值和估算日期的现行成本，制定了2023年的标准化测量。实际未来价格和成本可能显著高于或低于用于估算的价格和成本。有关更多信息，请参见合并财务报表附注中的附注12。
我们对已探明储量的估算对耗竭费用有重大影响。如果已探明储量的估算下降，我们记录耗竭费用的速度将增加，从而减少未来的净收入。此类下降可能是由于商品价格降低，使得开采和生产高成本油田变得不经济。此外，已探明储量估算的下降可能影响我们对已探明资产进行减值评估的结果。
已探明油气资产的减值
每当管理层确定事件或情况表明录得的资产账面价值可能无法收回时，我们将审查我们持有和使用的已探明资产。管理层根据估算的未来可收回的已探明储量、商品价格前景、预计为收回储量而发生的生产和资本成本、与资产性质相称的折现率以及可能由资产产生的净现金流，评估是否需要减值准备。在计算已探明资产的耗竭时，按资产的级别审查已探明油气资产的减值。有关更多信息，请参见合并财务报表附注中的附注2。
养老责任负债
我们有重要的义务在原油和天然气生产操作结束时移除实物设备和设施，并恢复土地。我们的移除和恢复义务主要与封闭和废弃井有关。估算未来的恢复和移除成本是困难的，需要管理层做出估算和判断，因为大部分移除义务是发生在许多年后，合同和法规通常对什么构成移除有模糊的描述。资产移除技术和成本在不断变化，法规、政治、环境、安全和公共关系的考虑也是如此。
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现值计算中的固有因素包括众多假设和判断，包括最终结算金额、信用调整的折现率、结算的时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。如果未来对这些假设的修订影响到现有资产退休义务的现值，则通常会对原油和天然气财产或其他财产及设备余额进行相应调整。请参见合并财务报表附注5。
诉讼和环境应急事项
我们在记录正在进行的诉讼和环境修复的负债时会做出判断和估计。实际成本可能会因多种原因与这些估算有所不同。解决诉讼的成本可能因法律和意见的不同解释以及对损害金额的评估而有所不同。同样，环境修复负债也可能因法律和法规的变化、关于场地污染的程度和性质的相关信息的发展以及技术的进步而发生变化。如果我们判断损失既是可能的又是合理可估计的，会为这些类型的应急事项记录负债。请参见合并财务报表附注9。
远期购买协议估值
我们已确定前向购买协议中的FPA期权，包括到期考虑，(i) 是独立的金融工具，(ii) 是负债（即，实质上是书面期权）。该负债根据ASC 480的要求在报告日期的合并资产负债表上以公允价值记入负债。负债的公允价值是使用风险中性框架下的蒙特卡洛模拟进行估算的。具体而言，未来股票价格的模拟假设遵循几何布朗运动（“GBM”）。对于每条模拟路径，基于合同条款计算前向购买价值，然后折现回现在。最后，前向的价值是所有模拟路径上的平均现值。该模型还考虑了稀释性普通股发行的可能性。
衍生金融工具
我们使用衍生金融工具来减轻其与油价相关的商品价格风险的暴露。我们的衍生金融工具在合并资产负债表上记录为以公允价值计量的资产或负债。我们选择不对现有的衍生金融工具应用对冲会计，因此，我们在合并损益表中确认报告期间衍生金融工具公允价值的变化。我们的衍生金融工具的公允价值是使用行业标准模型确定的，这些模型考虑了各种输入，包括：(i) 商品的报价远期价格，(ii) 货币的时间价值，以及(iii) 当前市场和基础工具的合同价格，以及其他相关的经济指标。实现的收益和损失来自衍生金融工具的结算，而未实现的收益和未实现的损失来自剩余未结算衍生金融工具的估值变化，这些都在合并损益表中作为收入的一个组成部分在单一项目中报告。衍生合约结算的现金流反映在伴随的合并现金流量表中的经营活动中。有关我们衍生工具的更多信息，请参见第4条。
新的会计准则
新会计公告的影响在合并财务报表的附注2中进行了讨论。
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项目3.有关市场风险的定量和定性披露
我们是根据《交易所法》120亿.2规定定义的较小报告企业，不需要提供本项目中要求的其他信息。
项目4.控制和程序
披露控件和程序的评估
披露控制和程序是旨在确保根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息在证券交易委员会的规则和表格规定的时间内被记录、处理、汇总和报告的控制和其他程序。披露控制和程序包括但不限于旨在确保根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息能够被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官（主要执行官，主要财务和会计官员），以便适时做出有关所需披露的决策。
根据《交易法》第13a-15条和第15d-15条的要求，我们的首席执行官（主要执行官，主要财务和会计官员）于2024年9月30日进行了对我们披露控制和程序设计及其运作有效性的评估。根据他的评估，我们的首席执行官（主要执行官，主要财务和会计官员）得出结论，相关的披露控制和程序并不有效。 缺乏足够的会计人员来管理公司的财务会计流程，缺乏职责分离，复杂金融工具的正确会计处理，缺乏与石油和天然气活动相关的控制设计和实施，以及缺乏资本支出审查 这些因素共同构成了我们财务报告内部控制的重大缺陷。因此，我们进行了额外的分析，以确保我们的合并财务报表符合美国公认会计原则的要求。因此，管理层认为本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表在所有重大方面公正地反映了我们的财务状况、经营成果和现金流。
重大缺陷是指在财务报告内部控制中的一种缺陷或多种缺陷的组合，导致有合理的可能性无法及时防止或发现公司年度或季度财务报表的重大错误陈述。管理层得出结论，存在与缺乏足够的会计人员管理公司财务会计流程、缺乏职责分离、复杂金融工具的正确会计处理、缺乏与石油和天然气活动相关的控制设计和实施，以及缺乏资本支出有关的财务报告内部控制的缺陷，这构成了SEC法规定义的重大缺陷。
财务报告内部控制的变化
根据SEC规则和实施萨班斯-奥克斯法案第404条的规定，我们的管理层负责建立和维持足够的财务报告内部控制。我们的财务报告内部控制旨在提供合理的保证，以确保财务报告的可靠性以及根据GAAP编制外部报告所需的合并财务报表。我们的财务报告内部控制包括以下政策和程序：(1) 涉及维护详细的记录，准确公平地反映我们公司的交易和资产处置，(2) 提供合理的保证，确保交易按需记录，以便按照GAAP的要求编制合并财务报表，并且我们的收入和支出仅根据管理层和董事的授权进行，(3) 提供合理的保证，以预防或及时发现对我们资产的未经授权的获取、使用或处置，这可能对合并财务报表产生重大影响。
管理层在2024年9月30日评估了我们内部控制在财务报告方面的有效性。在进行这些评估时，管理层使用了2013年《内部控制-整合框架》中由赞助组织委员会设定的标准。基于我们的评估和这些标准，管理层确定由于上述所述的财务报告内部控制中的重大缺陷，我们未能在2024年9月30日维持有效的内部控制。我们计划增强我们的流程，以更及时地识别和适当地确认会计交易，并理解适用于我们合并财务报表的复杂会计标准的细微差别。
目前我们的计划包括招聘额外的会计人员，并提供更好的会计文献、研究材料和文件的访问权限，以及加强我们与第三方专业人士（我们向其咨询复杂会计应用）的人员之间的沟通。我们的整改计划的各个要素只能随着时间的推移而完成，我们不能保证这些举措最终会产生预期的效果。
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第二部分-其他信息
第1项。法律诉讼。
无。
第1A项。风险因素。
截至本季度报告在10-Q表格上的日期，我们在2024年5月2日向SEC提交的年度报告（修订版）中披露的风险因素没有发生重大变化。
项目2. 未注册股权销售及资金用途。
在2024年4月，公司向一名高管发行了100,000份认购权证， 其条款与私募配售权证实质上相似，作为收到100,000美元 现金和发行一份 promissory note 的相关交易。
在2024年5月，公司向一名董事发行了100,000份认购权证， 其条款与私募配售权证实质上相似，作为收到100,000美元 现金和发行一份 promissory note 的相关交易。
上述所有认购权证的发行均未根据证券法进行注册，而是依赖于证券法第4(a)(2)条款及/或其下制定的规章D提供的豁免。
第3项。优先证券违约事项。
无。
第4项。矿业安全披露。
不适用。
第5项。其他信息。
(a)
| 项目1.02 | 终止关键协议 |
如之前披露的， 在2023年11月2日，我们与（i）Meteora Capital Partners, LP（“MCP”），（ii）Meteora Select Trading Opportunities Master, LP（“MSTO”），以及（iii）Meteora Strategic Capital, LLC（“MSC”，与MCP和MSTO统称“FPA卖方”）签订了一项协议（“远期购买协议”），用于场外股票预付远期交易。
在2024年11月15日，我们与FPA卖方签署了一份保密的 撤销、和解及解除协议，双方共同同意撤销远期购买 协议以及双方之间相关的协议，因而，任何交易、通知或其他义务均无效。 起初的. 双方还同意相互解除与远期购买协议相关的所有索赔，并作为交换， 我们同意向FPA卖方发放450,000股我们A级流通股的限制性股份。
| 条款3.02 | 未注册的权益证券销售 |
上述1.01项中包含的信息涉及我们A类普通股的股份，特此已参考纳入此3.02项。
(c)
截至2024年9月30日的三个月期间，我们的董事或高级管理人员（根据《交易法》规则16a-1(f)的定义）均没有。
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项目6.附件
以下展品作为本季度10-Q表格的一部分提交，或被引用。
| No. | 展品说明 | |
| 2.1† | 修订及重述会员权益购买协议，日期为2023年8月28日，由买方、卖方和赞助方签署（作为公司于2023年8月30日提交的8-k表格当前报告的附件2.1，特此引用）。 | |
| 2.2 | 修订版第1号的修订及重述会员权益购买协议，日期为2023年11月15日，由买方、卖方和赞助方签署（作为公司于2023年11月21日提交的8-k表格当前报告的附件2.2，特此引用）。 | |
| 2.3 | 买方与卖方之间关于双方结算的信函协议，日期为2023年11月15日（作为公司于2023年11月21日提交的8-k表格当前报告的附件2.3，特此引用）。 | |
| 3.1 | 第二次修订及重述公司章程的格式（作为公司于2023年8月30日提交的8-k表格当前报告的附件3.1，特此引用）。 | |
| 3.2 | 于2024年9月16日向特拉华州国务卿提交的公司章程修订证书（作为公司于2024年9月18日提交的8-k表格当前报告的附件3.1，特此引用）。 | |
| 3.3 | 修订和重述的章程， 自2024年9月17日起生效（作为公司于2024年9月18日提交的8-k表格当前报告的附件3.2提交， 并通过引用并入本文件）。 | |
| 31.1* | 根据《2002年美国《萨班斯-奥克斯利法案》第302条规定，执行官员证明书(根据证券交易所法规13a-14(a)和15d-14(a))。 | |
| 31.2* | 根据《2002年美国《萨班斯-奥克斯利法案》第302条规定，财务主管证明书(根据证券交易所法规13a-14(a)和15d-14(a))。 | |
| 32.1** | 根据2002年美国《萨班斯-奥克斯利法案》第906条规定，执行官员证明书（根据18 U.S.C. Section 1350）。 | |
| 32.2** | 根据2002年美国《萨班斯-奥克斯利法案》第906条规定，财务主管证明书（根据18 U.S.C. Section 1350）。 | |
| 101.INS | 内联XBRL实例文档 | |
| 101.CAL | 内联XBRL分类扩展 计算链接库文档 | |
| 101.SCH | 内嵌XBRL分类扩展 架构文档 | |
| 101.DEF | 内联XBRL分类扩展 定义链接库文档 | |
| 101.LAB | Inline XBRL分类扩展标签链接库文档。 | |
| 101.PRE | 内联XBRL分类扩展 表示链接库文档 | |
| 104 | 封面页面互动数据文件（格式化为内联XBRL，包含在展示文档101中）。 |
| * | 已提交 |
| ** | 随附。 |
| † | 根据S-K规范第601(b)(2)项规定，本附件所列的时间表和展品已被省略。公司同意在SEC要求时补充提供任何省略的时间表或展品的副本。 |
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签名
根据证券交易所法的要求，申报人代表下列人员签署本报告，并得到授权：
| HNR收购公司 | ||
| 日期：2024年11月15日 | 由： | /s/丹特·卡拉瓦吉奥 |
| 姓名： | 但丁卡拉瓦乔 | |
| 职称： | 首席执行官 | |
| 日期：2024年11月15日 | 由： | /s/ Mitchell B. Trotter |
| 姓名: | Mitchell B. Trotter | |
| 职称： | 首席财务官 | |
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